O Mar do Norte britânico está a ser remodelado pela consolidação a um ritmo nunca visto desde a queda do preço do petróleo em 2014. Só nos últimos 12 meses, uma série de fusões concentrou mais de 500.000 produtos da produção do Banco de Israel num punhado de operadores, à medida que as empresas respondem a uma taxa marginal de imposto de 78%, ao declínio da produtividade e a um ambiente de investimento que efetivamente se fechou a novos desenvolvimentos. Os acordos da Harbour Energy, TotalEnergies, Shell, Equinor e Ithaca Energy criaram menos intervenientes, mas maiores, que gerem uma bacia onde a produção caiu de 1,1 milhões de bpd em 2020 para cerca de 474.000 bpd em Setembro de 2025, e onde não foram concedidas novas aprovações de área durante dois anos consecutivos.
Durante o ano passado, as fusões e aquisições tornaram-se uma característica definidora do setor offshore do Reino Unido. Em 12 de dezembro, a Harbour Energy anunciou seus planos de adquirir a Waldorf Petroleum até o segundo trimestre de 2026. O negócio adicionará aproximadamente 20 mil boe/d e 35 milhões de barris de reservas, o que aumentará a participação da Harbour no campo Catcher para 90%. No início daquela semana, a TotalEnergies anunciou que iria fundir os seus activos britânicos de petróleo e gás no Mar do Norte com a Neo Next, o produtor apoiado pela Repsol-Repsol-HitecVision, que já se tornou o segundo maior operador do país. A entidade ampliada, que terá a marca Neo Next Energy+, será detida em 47,5% pela TotalEnergies, com a Repsol detendo 23,6% e a HitacVision 28,8%. Quando concluído, no primeiro semestre de 2026, o portfólio combinado deverá gerar cerca de 250 mil demandas por dia. Estas transações seguem a formalização em dezembro da Adura, a joint venture 50-50 entre Shell e Equinor, que reuniu uma ampla gama de ativos maduros, incluindo Buzzard, Mariner, Shearwater, Penguins, Clair e Schehallion. Espera-se que Adura gere cerca de 140.000 demandas por dia em 2026. Anteriormente, a Ithaca Energy absorveu o portfólio da Eni no Reino Unido, tornando-se o terceiro maior produtor da bacia. Ao mesmo tempo, as grandes empresas norte-americanas Apache e Chevron anunciaram formalmente a sua intenção de sair da plataforma onshore do Reino Unido, enquanto a CNOOC da China ainda está a lutar para encontrar um comprador adequado para os seus activos offshore.
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A onda de consolidação do Reino Unido está principalmente enraizada num regime fiscal que tem sido constantemente reforçado desde a introdução da Taxa sobre os Lucros Energéticos (EPL), em maio de 2022. Desencadeada pelo aumento dos preços do petróleo e do gás na sequência da pandemia e do início da guerra na Ucrânia, a taxa foi inicialmente apresentada como um lucro temporário para efeitos de imposto temporário sobre lucros, mantendo ao mesmo tempo lucros temporários. Contas de energia. No entanto, o que se seguiu foi uma série de prorrogações por parte dos governos conservadores e trabalhistas que empurraram a taxa de volta a vigorar primeiro para março de 2029, depois para março de 2030 e aumentaram a taxa marginal combinada de imposto sobre a renda upstream do Reino Unido para 78%. Se o EPL expirar (ou ao longo do tempo, ou se os preços médios do petróleo e do gás permanecerem abaixo dos níveis de desencadeamento – 71,4 dólares/b para o petróleo e 0,54 libras/MMBtu para o gás – durante dois trimestres consecutivos), será substituído pelo Mecanismo de Preços do Petróleo e Gás (OGPM), através do qual as receitas geradas a partir dos preços do petróleo recolhidos anualmente acima de 35/90 mil milhões de dólares cobrirão um índice adicional de inflação ao consumidor no Reino Unido de 90/35 dólares. Crucialmente, o mecanismo baseia-se nas receitas e não no lucro – uma escolha de concepção à qual a indústria se opôs fortemente. Para muitos operadores, a imprevisibilidade de repetidas medidas “temporárias” já minou a confiança, tornando a clareza futura menos valiosa do que poderia ter sido alguns anos antes.
As receitas fiscais do Reino Unido reflectem este recuo. Embora imediatamente após a sua entrada em vigor, o EPL tenha arrecadado cerca de £ 7 mil milhões no exercício financeiro de 2022–23, as receitas do estado provenientes destas medidas caíram drasticamente desde então, com um abrandamento da actividade. No exercício financeiro de 2024–25, a receita caiu para cerca de £ 2–2,5 bilhões. de 78% contra perdas e provisões acumuladas – uma dinâmica que atraiu críticas políticas. Em Novembro de 2025, grupos de campanha, incluindo Global Witness, Stop Rosebank e Tax Justice UK, alertaram o Tesouro que uma fusão Shell-Equinor na Adura poderia potencialmente compensar obrigações fiscais significativas, beneficiando particularmente a Equinor, uma vez que os atrasos no desenvolvimento continuavam no Rosebank.
Ao mesmo tempo, o investimento em novos fornecimentos quase estagnou. A produção do Mar do Norte no Reino Unido está a cair mais rapidamente do que o previsto anteriormente e não foram aprovados novos desenvolvimentos de campo em 2024 ou 2025, marcando o segundo ano consecutivo sem novos projetos. O Plano Futuro do Mar do Norte do governo, lançado em Novembro, estabeleceu uma política de gestão dos campos existentes ao longo da sua vida, ao mesmo tempo que pôs fim à emissão de novas licenças de exploração. À medida que os principais produtores noutros países – dos Estados Unidos à China e à Noruega – continuam a encorajar o investimento a montante, a Grã-Bretanha optou por extrair todo o valor possível de uma base de activos cada vez menor.
As consequências vão muito além dos barris e dos orçamentos. O emprego parece ser uma das consequências políticas mais sensíveis do declínio. Algumas estimativas sugerem que a perda de empregos no sector do petróleo e do gás poderá atingir uma taxa de 1.000 por mês até 2030, à medida que a produção abranda. Os números do governo mostram que, desde 2014, a força de trabalho estrangeira já diminuiu cerca de um terço, para 120 mil trabalhadores diretos e indiretos. Sem novos desenvolvimentos para ancorar a actividade a longo prazo, a consolidação da indústria poderá acelerar a erosão das competências e da capacidade da cadeia de abastecimento.
A comparação com a estratégia da Noruega nos seus territórios do Mar do Norte destaca como as escolhas políticas moldam os resultados. Na plataforma continental norueguesa, espera-se que a produção aumente, com uma produção adicional de aproximadamente 500.000 boe/d esperada apenas em 2026 a partir de seis novas startups lideradas pela Equinor, incluindo, mas não se limitando ao campo de gás Irpa, com recursos recuperáveis de aproximadamente 136 milhões de boe. Condições fiscais estáveis e segurança regulamentar a longo prazo sustentaram o investimento no segmento norueguês dessa bacia geológica.
O declínio não é mais teórico. A produção de petróleo bruto do Reino Unido caiu para mais de metade em cinco anos, caindo de cerca de 1,1 milhões de barris por dia no início de 2020 para um mínimo de cerca de 474.000 barris por dia em Setembro de 2025. O Reino Unido ultrapassou o limiar do estatuto de importador líquido (tanto no caso do petróleo bruto como dos seus potenciais produtos petrolíferos), deixando o mercado geopolítico mais vulnerável à sua perturbação geopolítica.
A consolidação das principais empresas petrolíferas pode prolongar os anos finais de campos envelhecidos, mas sem o retorno do investimento, equivale a pouco mais do que uma retirada controlada do Mar do Norte britânico. A própria lógica da recente vaga de fusões e aquisições no Reino Unido predetermina a futura configuração da indústria do Mar do Norte. A consolidação em si não é um movimento inerentemente negativo e é, na verdade, uma característica comum dos mercados do petróleo e do gás. Por exemplo, as fusões de xisto nos EUA foram alimentadas nos últimos anos pelo aumento dos preços do petróleo: a ExxonMobil anunciou a aquisição da Pioneer Natural Resources em Outubro de 2023, a Chevron concordou em adquirir a Hess no mesmo mês e a Occidental Petroleum anunciou a sua aquisição da CrownRock em Dezembro de 2023. Tal como no caso da CrownRock, empresas relativamente pequenas foram construídas com muitas empresas relativamente pequenas. Estratégia de venda, enquanto as grandes empresas usam essas compras como uma forma eficiente de adquirir perfuratrizes orientadas para petróleo que já são bem projetadas, mas com preços razoáveis.
A estratégia subjacente à união no Reino Unido, contudo, é fundamentalmente diferente. Em vez da acumulação impulsionada pelo crescimento, a estratégia de fusões e aquisições do Mar do Norte do Reino Unido é principalmente defensiva. Em alguns casos, grandes empresas internacionais reúnem os seus ativos para reduzir os riscos regulatórios e gerir as obrigações fiscais, como nas fusões envolvendo a Shell e a Equinor ou a integração da TotalEnergies com a Neo Next Energy. Noutros casos, as grandes empresas saem totalmente, vendendo as suas carteiras a intervenientes nacionais mais pequenos (como os activos britânicos da Eni que são absorvidos pela Ithaca Energy).
Ambas as formas levam ao mesmo resultado. A agregação de activos reduz o número de operadores de campo, enquanto a venda a pequenos intervenientes limita o âmbito dos projectos que podem ser desenvolvidos de forma realista. Mesmo que os projectos obtenham aprovação regulamentar – um desafio crescente dada a relutância do governo em dar luz verde a novos desenvolvimentos – os operadores mais pequenos raramente têm as capacidades financeiras necessárias para grandes e dispendiosos projectos offshore. O resultado é uma consolidação que gere o declínio em vez de permitir o crescimento potencial.
Paradoxalmente, os preços mais baixos do petróleo e do gás – geralmente más notícias para os produtores – poderão oferecer ao Reino Unido uma janela estreita de alívio. No âmbito da concepção da Taxa sobre os Lucros Energéticos, se os preços médios do petróleo e do gás permanecerem abaixo dos níveis de desencadeamento durante dois trimestres consecutivos, a taxa pode ser removida antecipadamente, acelerando a transição para o OGPM em vez do tedioso EPL. Na prática, revelou-se difícil satisfazer esta condição. Embora os preços do petróleo tenham passado longos períodos abaixo do limiar nos últimos meses, os preços do gás estiveram recentemente 20% acima do limiar de £0,54/MMBtu, o que mantém a taxa em vigor. Mesmo que os preços diminuam nos próximos meses, a procura de níveis sustentados abaixo do limiar em ambas as matérias-primas significa que a EPL não será substituída pela OGPM antes do terceiro trimestre de 2026, ou mesmo em 2027. No entanto, isso pode já ser tarde demais para o Mar do Norte do Reino Unido.
Por natalia katona para Oilprice.com
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