fr.wedoany.com Rapport : Les premières délibérations du conseil d'administration de l'Agence nationale du pétrole, du gaz naturel et des biocarburants (ANP, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sur le programme de déconcentration du marché gazier (Gas Release) sont inscrites à l'ordre du jour de la réunion de ce vendredi (7). Les membres du gouvernement fédéral, les membres de l'ANP et les dirigeants du secteur pétrolier et gazier interrogés par Agência iNFRA estiment généralement que la compagnie pétrolière brésilienne Petrobras n'abandonnera pas le projet en eaux profondes du Sergipe (Seap, Sergipe Águas Profundas) en raison des progrès possibles de ce programme.
Le projet Seap a atteint un « point de non-retour » : la décision finale d'investissement (DFI) a été prise à la mi-avril, les contrats de construction des deux FPSO P-81 et P-87 ont été signés avec SBM Offshore fin mai, pour un investissement total estimé à plus de 60 milliards de R$, et l'appel d'offres pour les équipements sous-marins (subsea) progresse également bien. Il s'agit du plus grand projet en cours de lancement chez Petrobras, qui devrait permettre d'augmenter l'offre nationale de gaz naturel de jusqu'à 18 millions de mètres cubes par jour à partir de 2031.
Le Gas Release, élaboré conformément à la nouvelle loi sur le gaz (14.134/2021), pourrait, dans ses propositions réglementaires, nuire à la rentabilité du projet. Par exemple, il pourrait stipuler que l'entreprise dominante Petrobras ne soit pas autorisée à acheter la production de puits d'autres sociétés et l'obliger à vendre une partie de son gaz à d'autres négociants et consommateurs par le biais d'enchères, dont le prix de départ minimal, les volumes et la durée seraient déterminés par l'ANP. Petrobras estime que cela nuirait à la viabilité financière de projets tels que Seap ; le gouvernement, quant à lui, souhaite ainsi réduire la concentration du marché gazier et coordonner ces mesures avec des actions telles que les enchères de gaz de l'Union.
Selon Agência iNFRA, l'analyse d'impact réglementaire (AIR) et la procédure de consultation publique, dont le rapporteur est le directeur Pietro Mendes, restent inscrites à l'ordre du jour. Mendes, Symone Araújo, Fernando Moura et Daniel Maia sont enclins à voter en faveur ; le directeur Artur Watt pourrait demander à examiner le processus afin d'ajuster les propositions des domaines techniques.
Petrobras s'oppose publiquement aux mesures centrales du programme, ainsi qu'à des dispositions telles que la restriction des importations de gaz d'autres pays. La directrice de l'exploration et de la production, Sylvia Anjos, a averti lors de la conférence Sergipe Oil & Gas que le calendrier de Seap pourrait être retardé et que la viabilité financière du gazoduc de transport était menacée — le contrat pour ce gazoduc était initialement prévu pour être signé cette année. Reuters a ensuite rapporté que les études de mise en œuvre du gazoduc avaient été suspendues.
Un cadre de Petrobras a confirmé à Agência iNFRA que seule la partie terrestre du gazoduc (23 km) est en cours de réévaluation, tandis que l'appel d'offres pour la partie maritime (111 km) en mode EPCI (contrat d'ingénierie, de fourniture, de construction et d'installation) se poursuit. L'entreprise n'a pas complètement arrêté les travaux liés à la phase de transport du gaz, mais attend la nouvelle réglementation de l'ANP pour mesurer son impact sur la partie infrastructure. Ce cadre a indiqué que le Gas Release pourrait donner lieu à une nouvelle définition de l'accès des tiers au gazoduc, une question actuellement traitée par l'ANP dans le cadre d'une procédure spécifique. Des sources du marché indiquent que l'investissement dans la partie terrestre du gazoduc devrait s'élever à environ 500 millions de R$, selon le degré de concurrence lors de l'appel d'offres. « Un risque qui n'existait pas auparavant est apparu, et nous attendons maintenant cette réglementation. Nous ne sommes pas à l'arrêt. Nous évaluons son impact possible sur le projet », a-t-il déclaré. « Le coût (du projet) est garanti, cela ne change pas. Mais les attentes de rendement qui existaient auparavant sont menacées. Nous devons donc revenir à la planche à dessin pour voir quel impact cela aura. »
Les sources du marché, du gouvernement et de l'ANP sont sceptiques, y voyant un « jeu de pression ». Un ancien directeur de l'ANP a déclaré que la suspension du gazoduc était « un non-sens », en raison des lourdes pénalités prévues dans les contrats déjà signés et de la présence de partenaires dans Seap I et II. Il a toutefois reconnu que la base financière du projet était « difficile et sensible » : un pic de production de 240 000 barils de pétrole par jour, bien inférieur à celui des champs pré-salifères tels que Mero et Búzios, et des réserves découvertes il y a 20 ans. Les partenaires du projet sont les sociétés indiennes IBV (Seap I, 40 %) et ONGC (Seap II, 25 %), les blocs étant situés dans le bassin du Sergipe-Alagoas, à environ 80 km du continent.
Une autre source a demandé, à titre rhétorique, s'il était possible d'abandonner le gazoduc alors que les contrats des FPSO sont déjà signés : « Sans le gazoduc complet, que feraient-ils de ce gaz ? » D'autres ont fait remarquer que Petrobras a besoin du gaz du Sergipe pour compenser la baisse de la production pré-salifère au cours de la prochaine décennie, et que ces déclarations sont des arguments inventés pour bloquer le Gas Release.
En ce qui concerne l'exportation, Petrobras serait en train d'étudier un investissement dans une unité flottante de liquéfaction de gaz naturel, afin d'exporter le produit sous forme liquide, ce qui est également considéré comme une option de repli si l'entreprise est contrainte de vendre une partie de sa production à des acheteurs privés. Une source de l'entreprise a indiqué que cette idée se limitait au projet colombien — où deux découvertes récentes pourraient doubler la capacité à moyen terme. Les acteurs du marché estiment que la liquéfaction flottante en mer n'est pas financièrement viable : le prix plafond du gaz devrait être fixé à 3 dollars par million d'unités thermiques britanniques pour absorber les coûts de liquéfaction, et il serait difficile de concurrencer les projets de liquéfaction terrestres ou en zones maritimes abritées déjà existants aux États-Unis et émergents en Argentine.
