Por Rocky Teodoro – 04 de diciembre de 2023 (Rigzone)
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El cierre de la adquisición por parte de OKEA de una participación del 28 por ciento en PL037, o el área de Statfjord, de Equinor Energy AS por una contraprestación fija inicial de $220 millones se pospuso desde la fecha de finalización prevista original del 30 de noviembre.
OKEA dijo en un comunicado que recibió información actualizada que indicaba una reducción en los volúmenes de 2P y 2C del 10 al 15 por ciento durante la vida útil de los activos adquiridos en comparación con el presupuesto nacional revisado de 2023, que es un informe requerido por todas las compañías petroleras al Dirección Noruega del Petróleo. La información actualizada también implica un aumento en los costos, agregó la empresa.
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Las evaluaciones preliminares de las proyecciones actualizadas “indican una reducción material en el valor razonable”, dijo OKEA, señalando que “por lo tanto, es probable que sea necesario un deterioro significativo una vez completada la adquisición”. La compañía dijo que está en conversaciones con Equinor sobre los próximos pasos a tomar.
En marzo, OKEA anunció que adquiriría una participación del 28 por ciento en PL037, compuesta por una participación del 23,93123 por ciento en Statfjord Unit, una participación del 28 por ciento en Statfjord Nord, una participación del 14 por ciento en Statfjord Øst Unit y una participación del 15,4 por ciento en PL037. WI en la Unidad Sygna. La fecha efectiva de la adquisición es el 1 de enero de 2023, y la contraprestación de la transacción de 220 millones de dólares incluye saldos de impuestos de aproximadamente 28 millones de dólares (300 millones de NOK), según un comunicado anterior.
Además de la contraprestación fija, el acuerdo contiene “una estructura de contraprestación contingente basada en la participación en las ganancias sobre los volúmenes de petróleo crudo vendidos a un precio realizado de 75 a 96 USD/bbl en 2023, 64 a 85 USD/bbl en 2024 y 53 a 96 USD/bbl en 2023. 72 USD/bbl en 2025, así como en volúmenes de gas seco vendidos a un precio realizado de 170-341 p/th en 2023, 125-248 p/th en 2024 y 37-75 p/th en 2025”, OKEA dijo en el comunicado.
La participación en los beneficios dentro de los límites es del 90 por ciento después de impuestos para Equinor y del 10 por ciento para OKEA. “Para los precios realizados del petróleo crudo superiores a 96 USD/bbl en 2023 y 85 USD/bbl en 2024 y los precios realizados del gas seco superiores a 341 p/th en 2023 y 248 p/th en 2024, la participación en los beneficios es 50/50 después base imponible. OKEA mantiene el 100 por ciento de los precios del petróleo por encima de 72 dólares por barril y los precios del gas por encima de 75 p/th en 2025”, dijo OKEA.
Originalmente, se estimó que los activos tenían reservas netas 2P de 41 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) y recursos netos 2C de 8 MMboe. Se estimó un potencial de aumento de volumen adicional de 14 millones de barriles equivalentes de petróleo, identificado por OKEA en función de la perforación más allá de 2028 y las iniciativas de reducción de costos. La adquisición tenía como objetivo agregar una producción en 2023 de 13.000 a 15.000 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) y se espera que crezca a 16.000 a 20.000 boepd en 2024.
Según el acuerdo de transacción, Equinor seguirá siendo responsable del 100 por ciento de la participación de OKEA en los costos totales de desmantelamiento relacionados con Statfjord A, mientras que OKEA será responsable de su parte de los costos de desmantelamiento relacionados con Statfjord B y C. Equinor seguirá siendo responsable de cualquier desmantelamiento. costes relacionados con la retirada total o parcial de las estructuras por gravedad, si fuera necesario. OKEA pagará a Equinor 48 millones de dólares en 2028 como garantía de desmantelamiento, que se reembolsará a OKEA al 4 por ciento de interés real anual hasta que se complete el abandono, según el comunicado.
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OKEA dijo que no se requiere nueva financiación para financiar la transacción, ya que la mayor parte del precio de compra, basado en los precios futuros actuales, será cubierta por los flujos de efectivo generados por los activos antes de su finalización.
El área de Statfjord es uno de los campos más grandes de la plataforma continental noruega en términos de petróleo inicial disponible, que superó los 6 mil millones de barriles, según el comunicado. El área de Statfjord comprende la unidad Statfjord, la unidad Statfjord Øst, la unidad Statfjord Nord y la unidad Sygna. El desarrollo de la Unidad Statfjord cubre las plataformas de hormigón basadas en gravedad Statfjord A, B y C. Los otros campos son desarrollos submarinos vinculados a las principales plataformas del campo.
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