Troll Fase 3: Fôlego imediato para a Europa, mas sem novas reservas

No dia 22 de agosto de 2026, a estatal Equinor iniciou antecipadamente a produção da segunda etapa da Fase 3 do campo de Troll. O projeto foi concluído meses antes do previsto e com custos dezenas de milhões de dólares abaixo do orçamento original estimado em US$ 1,2 bilhão.

A expansão acelera a extração de 55 bilhões de metros cúbicos (bcm) de gás natural do reservatório de Troll West. O volume equivale a quase dois anos de toda a demanda de gás da França. Em um único ano, o projeto pode injetar até 7 bcm adicionais no mercado europeu — o que representa cerca de 6% das recentes exportações anuais de gás da Noruega.

“Troll é a espinha dorsal das exportações de gás norueguês para a Europa”, afirmou Lill Harriet Brusdal, vice-presidente da Equinor para Troll e Kvitebjørn.

No entanto, especialistas alertam para uma distinção técnica crucial: a expansão não adiciona novas reservas recuperáveis ao campo. O projeto apenas antecipa a entrega do gás existente para compensar o declínio natural de outros campos maduros do país. Como destaca a análise técnica, a Europa não está recebendo uma nova fonte de gás, mas sim uma melhoria no tempo e na confiabilidade do fornecimento de uma fonte já existente.

Atualmente, o campo de Troll é responsável por cerca de 10% do consumo de gás da Europa e concentra 40% de todas as reservas de gás restantes na Plataforma Continental Norueguesa. A importância estratégica do campo cresceu drasticamente desde 2022, quando a Noruega substituiu a Rússia como a maior fornecedora de gás por gasoduto da Europa após a invasão da Ucrânia.

Além disso, a plataforma Troll A (em operação desde 1996) e a usina de processamento de Kollsnes são alimentadas por eletricidade vinda de terra firme, o que reduz substancialmente as emissões operacionais em comparação com outras fontes. Essa confiabilidade se traduz em contratos de longíssimo prazo: apenas um dia antes do início da nova produção em Troll, a Equinor assinou um acordo de 15 anos para fornecer cerca de 2,8 bcm anuais de gás para a alemã Uniper a partir de 2027.

Aliança Gigante: A caçada por novos campos de petróleo e gás

Embora as infraestruturas existentes garantam as exportações no curto prazo, a Noruega enfrenta um horizonte preocupante. A Equinor estima que a produção na Plataforma Continental Norueguesa deve entrar em declínio a partir de 2035, a menos que novas e significativas descobertas comerciais sejam feitas.

Para evitar a queda, a Equinor, a Aker BP e a Vår Energi — as três maiores produtoras de hidrocarbonetos do país — anunciaram uma colaboração sem precedentes para compartilhar dados sísmicos, geológicos, tecnologia e capacidade de perfuração.
Nos próximos quatro a cinco anos, a aliança planeja avaliar entre 20 e 25 grandes oportunidades de exploração, com a meta de perfurar cerca de cinco poços de alto impacto anualmente.

Este esforço conjunto reflete uma mudança de estratégia necessária. Nos últimos anos, as petrolíferas norueguesas até acumularam descobertas, mas quase todas de pequeno porte, desenvolvidas como conexões submarinas de baixo custo conectadas a plataformas já existentes. Embora comercialmente viáveis, esses pequenos depósitos são insuficientes para sustentar a produção nacional no longo prazo.

A busca agora foca em perspectivas maiores e mais complexas, que exigem grande aporte de capital e trazem riscos geológicos elevados, tornando a união de portfólios essencial para diluir o risco financeiro das operadoras.

A presença da Equinor no Brasil

Em julho de 2016, a Petrobrás vendeu sua participação de 66% no bloco BM- S8 (Carcará) à estatal norueguesa Equinor, por US$ 2,5 bilhões, dentro do plano de venda de ativos colocado em prática pelo ex-presidente da companhia Pedro Parente. O mega campo tem aproximadamente 1 bilhão de barris a serem explorados.

A Equinor rebatizou o bloco para Bacalhau e transformou o ativo no seu maior projeto operado fora da Noruega. O bloco é operado pela Equinor (40%), em sociedade com a ExxonMobil (40%) e Petrogal (20%).

Dependência Estrutural e o Futuro

A estratégia de conectar novos poços a plataformas antigas — como o recém-aprovado projeto TWIN (Troll West Increased Gas Recovery North), um investimento de US$ 400 milhões previsto para funcionar em 2028 — melhora os retornos financeiros imediatos. Contudo, expõe uma dependência estrutural de ativos construídos há décadas.

A antecipação de gás de Troll atua como uma ponte essencial de segurança energética para a Europa contra a volatilidade do mercado global. Contudo, sem a descoberta de novos megacampos pela recém-criada aliança das petrolíferas, a aceleração da produção atual pode apenas pavimentar o caminho para um declínio produtivo ainda mais acentuado no futuro.

Com informações de Reuters e Oilprice.com