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A Petrobras aprovou a Decisão Final de Investimento (FID) do módulo I do projeto Sergipe Águas Profundas (Seap I), consolidando o avanço da nova fronteira de petróleo e gás no país e confirmando a SBM Offshore como responsável pela construção das plataformas. Para o superintendente executivo da Secretaria de Estado do Desenvolvimento Econômico e da Ciência e Tecnologia de Sergipe, Marcelo Menezes, a decisão marca a transição definitiva do projeto para a fase de execução e reduz incertezas, com impacto direto na economia estadual.
A aprovação do FID do Seap I, anunciada na segunda-feira (13), reforça o avanço do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), considerado uma das principais apostas da Petrobras fora do pré-sal. A decisão se soma à aprovação do módulo SEAP II, ocorrida em dezembro de 2025, e consolida a viabilidade econômica do empreendimento.
Segundo a Petrobras, a viabilização dos dois módulos foi resultado de uma série de ajustes conduzidos em conjunto com o mercado fornecedor, incluindo otimizações de projeto e revisão de termos contratuais, o que aumentou a atratividade econômica das iniciativas.
Esses avanços permitiram estruturar a negociação conjunta das plataformas P-81 e P-87, que integrarão os projetos SEAP I e SEAP II, respectivamente, possibilitando ganhos de escala e sinergias consideradas decisivas para a conclusão dos contratos em bases sustentáveis.
A SBM Offshore será responsável pela construção das duas unidades. Juntas, as plataformas terão capacidade instalada para produzir até 240 mil barris de petróleo por dia e processar cerca de 22 milhões de metros cúbicos de gás natural diariamente.
Na avaliação de Marcelo Menezes, a definição da empresa e a aprovação do investimento representam um marco estratégico. “A presença da SBM Offshore traz robustez técnica e segurança ao cronograma. É uma empresa com experiência consolidada em FPSOs, o que reduz riscos e aumenta a confiança do mercado. Isso é fundamental para destravar a cadeia produtiva e atrair novos investimentos para Sergipe”, afirmou.
Segundo ele, o avanço simultâneo da decisão de investimento e da definição do parceiro tecnológico fortalece o ambiente de negócios no estado.
“O Seap deixa de ser uma expectativa e passa a ser uma realidade concreta. Esse movimento tende a antecipar investimentos em gás natural, logística e indústria de apoio, além de ampliar a geração de empregos”, acrescentou.
A assinatura dos contratos está prevista para maio de 2026, após o cumprimento das etapas de governança e aprovação dos parceiros, marco que deve impulsionar a fase de execução dos projetos.
O modelo de contratação adotado é o BOT (Build, Operate and Transfer), no qual a empresa contratada será responsável pelo projeto, construção e operação das plataformas por um período inicial, com posterior transferência dos ativos à Petrobras. De acordo com a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da estatal, Renata Baruzzi, o modelo contribuiu para acelerar o cronograma e viabilizar economicamente o projeto.
Projeto estratégico
Com investimentos superiores a R$ 60 bilhões, os projetos SEAP I e II devem produzir mais de 1 bilhão de barris de óleo equivalente ao longo de sua vida útil, contribuindo significativamente para o aumento da produção nacional de petróleo e gás.
O empreendimento é considerado estratégico para ampliar a oferta de gás natural no país e fortalecer a infraestrutura energética, além de abrir uma nova fronteira produtiva no Nordeste.
O projeto prevê, além das plataformas, a interligação de 32 poços e a implantação de um gasoduto com cerca de 134 quilômetros de extensão, sendo 111 km em trecho marítimo e 23 km em terra.
Detalhamento dos módulos
O SEAP I abrange jazidas de óleo leve nos campos de Agulhinha, Agulhinha Oeste e Palombeta, nas concessões BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11. A Petrobras opera ambas as áreas, com 100% de participação na BM-SEAL-10 e 60% na BM-SEAL-11, em parceria com a IBV Brasil Petróleo LTDA. A unidade terá capacidade de produzir 120 mil barris de petróleo por dia e processar 10 milhões de metros cúbicos de gás.
Já o SEAP II contempla os campos de Budião, Budião Noroeste e Palombeta, localizados a cerca de 80 quilômetros da costa, nas concessões BM-SEAL-4, BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10. A Petrobras opera os ativos, com participação de 75% na BM-SEAL-4, em parceria com a ONGC Campos Limitada. A unidade também terá capacidade de 120 mil barris por dia, além de processar 12 milhões de metros cúbicos de gás.
