fr.wedoany.com Rapport : L'Agence nationale du pétrole, du gaz naturel et des biocarburants (ANP) du Brésil a reporté l'approbation du plan de développement du champ de Gato do Mato, dans le bassin de Santos, en raison d'incertitudes concernant l'exportation du gaz naturel du champ. Cette décision a été prise lors de la réunion du conseil d'administration ce vendredi 26 juin.
Le projet Gato do Mato est opéré par Shell, qui détient 50 % des parts, avec des partenaires incluant la compagnie pétrolière nationale colombienne Ecopetrol (30 %) et la Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (Kufpec, 20 %). Le consortium propose de ne produire que du pétrole à partir de 2029 et de réinjecter tout le gaz naturel associé dans le sous-sol, sans fixer de date précise pour réexaminer le plan d'exportation du gaz.
La Surintendance du développement de la production (SDP) de l'ANP estime que ce réexamen devrait avoir lieu en 2032. L'organisme a recommandé d'approuver le plan de développement, mais en exigeant que le consortium soumette une version révisée d'ici le 31 décembre 2032, prenant en compte l'exportation du gaz. Le service technique considère que ce délai offre à l'opérateur une phase initiale de réinjection totale, contribuant à réduire les incertitudes sur la connaissance de la géologie et du comportement du réservoir du champ.
Selon le plan de développement soumis par le consortium, la production pourrait débuter en février 2029. Shell estime qu'une exportation immédiate du gaz au début de la production aurait un impact significatif sur le taux de récupération du pétrole, affectant la production d'environ 324 millions de barils. La société évalue que les bénéfices de la réinjection pourraient diminuer à mesure que le bassin arrive à maturité, permettant alors de réévaluer les conditions d'exportation du gaz, mais le consortium n'a pas fixé de date précise à cet effet, estimant que la réanalyse ne pourrait commencer que trois ans après le premier pétrole ou deux ans après l'achèvement du dernier puits.
Le plan de développement comprend 11 puits : 5 puits de production (dont 4 déjà forés), 4 puits de réinjection de gaz et 2 puits d'injection d'eau.
Le rapporteur Daniel Maia a lu le rapport lors de la réunion sans révéler son intention de vote. Le directeur général Artur Watt a été le seul à voter, soutenant la recommandation du service technique, estimant que cette solution équilibrait les intérêts de toutes les parties, trouvant un équilibre entre les préoccupations de politique publique de l'ANP concernant le marché de l'approvisionnement en gaz et la faisabilité technique et économique du projet.
Les directeurs Pietro Mendes et Symone Araújo ont demandé à consulter le dossier, disposant d'un délai maximal de 30 jours pour soumettre l'affaire au conseil. Mendes a reconnu le travail du service technique pour faire avancer l'exportation du gaz, mais a exprimé des doutes sur l'applicabilité des lois et décrets concernant la capacité du système de transport. Le décret n° 12.153 de 2024 stipule que l'ANP est chargée, par le biais d'une procédure administrative prévoyant une consultation préalable des entreprises, de déterminer si les nouveaux projets impliquant des volumes importants de gaz doivent envisager la possibilité d'exporter du gaz, comme l'une des mesures visant à accroître l'approvisionnement énergétique. Mendes occupait le poste de directeur du département du pétrole, du gaz et des biocarburants au ministère des Mines et de l'Énergie (MME) lors de la promulgation de ce décret. Araújo a soutenu la consultation du dossier, estimant que ce processus fait partie du débat réglementaire sur l'accès aux infrastructures de transport et de traitement du gaz.
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