SELINA WILLIAMS

Depois de gastar mais de cinco anos e bilhões de dólares tentando recriar em outros países o boom do gás de xisto ocorrido nos Estados Unidos, algumas das maiores petrolíferas do mundo estão começando a desistir da empreitada em meio ao colapso mundial dos preços do petróleo.

Chevron, Exxon Mobil e Royal Dutch Shell PLC suspenderam quase todos os projetos exploratórios de fraturamento hidráulico na Europa, Rússia e China. As razões variam e incluem desde as sanções à Rússia relacionadas ao conflito na Ucrânia até a proibição da exploração de formações de xisto na França e uma suspensão na Alemanha, além de fracos resultados na Polônia e preços do petróleo abaixo do necessário para viabilizar a exploração.

A Chevron cancelou sua última operação de fraturamento hidráulico na Europa em fevereiro, quando deixou a Romênia. A Shell informou que está reduzindo seus gastos mundiais com xisto em 30%, incluindo em países como Argentina, Turquia e Ucrânia. A Exxon saiu da Polônia e da Hungria e suas operações na Alemanha estão suspensas.

O resultado é que, fora dos EUA, onde formações de xisto levaram a produção de petróleo a níveis históricos, apenas na Argentina, China e Canadá a exploração dessas formações atingiu um estágio comercial, segundo a Agência de Informação sobre Energia dos EUA, ou EIA, na sigla em inglês. Isso ocorre apesar de os EUA deterem menos de 10% das reservas mundiais estimadas. Só a Europa, incluindo a Rússia, e a China têm quase o triplo das reservas americanas, segundo a agência.

“O ritmo de desenvolvimento fora da América do Norte é mais lento do que as pessoas achavam que seria”, disse o diretor financeiro da Shell, Simon Henry, numa entrevista recente ao The Wall Street Journal.

Uma recuperação dos preços do petróleo poderia mudar essa equação, dando às grandes empresas mais espaço para assumir riscos com apostas no xisto. E ainda existem lugares atraentes para realizar prospecções em formações de xisto fora da América do Norte.

Regiões da Argentina e Argélia parecem ser “tão boas quanto as dos EUA”, diz Faouzi Aloulou, gestor de projetos da EIA que analisa dados de formações de xisto. Duas empresas francesas e uma britânica planejam perfurar poços no Reino Unido, onde há um debate sobre os efeitos do fraturamento hidráulico no meio ambiente e na saúde. Na Polônia, petrolíferas de pequeno porte — como as que foram as pioneiras do boom do xisto nos EUA — ainda estão perfurando, apesar dos resultados desanimadores das companhias maiores.

“A publicidade é ruim, mas a realidade é que as pequenas empresas terão que mostrar que vale a pena, como fizeram nos EUA”, diz Oisín Fanning, diretor-presidente da San Leon Energy PLC, petrolífera com ações cotadas na bolsa de Londres que anunciou, em fevereiro, a descoberta de gás com potencial comercial na Polônia. Ela espera realizar as primeiras vendas no início de 2016.

O fraturamento hidráulico é um processo no qual uma mistura pressurizada de água, areia e produtos químicos é injetada em poços para abrir rachaduras (ou “fraturas”) na rocha e permitir que o petróleo e o gás aprisionados nela fluam. Ao contrário dos projetos de longo prazo, especialidade das grandes petrolíferas, os poços fraturados tendem a produzir por pouco tempo, e desenvolver um campo de xisto requer a perfuração de muitos poços em um curto período.

A tecnologia funcionou bem para os pequenos produtores da América do Norte, mas gigantes como Exxon e Shell, com suas múltiplas camadas de gerência e lentos processos de aprovação para a perfuração de poços, acabaram chegando tarde demais para aproveitar a primeira grande onda de lucros.

Cientes de que havia xisto em outros países, as grandes petrolíferas passaram os últimos dez anos buscando novas reservas fora dos EUA para tentar gerar um novo boom a partir do zero. Os governos do Leste Europeu, ansiosos para se libertar da dependência do gás importado da Rússia, acolheram bem os exploradores.

A Chevron começou a investir no fim da década passada na Romênia, Lituânia e Polônia, países que possuíam o maior potencial de xisto na Europa, dizem geólogos e especialistas no desenvolvimento de projetos de petróleo.

“Na Polônia, você tinha um cenário com estimativas elevadas de reservas potenciais e um governo disposto a promover o gás de xisto para reduzir a dependência do gás russo”, diz Richard Sarsfield-Hall, da empresa finlandesa de engenharia e consultoria Pöyry.

Mas os resultados da exploração na Polônia foram decepcionantes.

A Chevron continuou perfurando, mesmo após a EIA reduzir, em 2013, suas estimativas das reservas de gás de xisto da Polônia em cerca de 20% e de outras companhias, como a francesa Total SA, cancelar suas operações.

Em 2014, a aposta da Chevron no Leste Europeu já não parecia tão promissora. Ela saiu da Lituânia em meados do ano. Logo em seguida, o presidente da Romênia anunciou que, de acordo com estudos preliminares, o país parecia não contar com recursos viáveis de xisto. Finalmente, em janeiro, a Chevron informou que deixaria a Polônia.

“As oportunidades do gás de xisto no Leste e no Centro da Europa não podem competir com outras oportunidades no portfólio global da Chevron”, diz um porta-voz. A empresa ainda está avaliando a exploração de gás de xisto na África do Sul, diz.

A ConocoPhillips é a única grande petrolífera que ainda mantém operações na Polônia. A Exxon teve problemas similares na Hungria e na Polônia e abandonou seus projetos nos dois países em 2009 e 2012, respectivamente. As tentativas da Exxon na Alemanha foram frustradas por uma moratória contra o fraturamento hidráulico, e as sanções ocidentais ligadas ao conflito com a Ucrânia impediram que a Exxon e outras multinacionais explorassem o xisto da Rússia.

Agora, um porta-voz da Exxon informa que os únicos projetos de xisto da petrolífera em andamento fora da América do Norte estão na Argentina e Colômbia.

Um dos problemas que todas essas empresas enfrentaram foi o alto custo da perfuração de poços de xisto fora dos EUA, que tornou inviável os projetos quando os preços do petróleo caíram. A exploração de novas áreas requer experiências sem as economias de escala existentes em áreas já desenvolvidas. Poços na Polônia e na China podem custar até US$ 25 milhões cada, enquanto os poços americanos têm um custo de cerca de US$ 5 milhões, diz Melissa Stark, principal autora de um relatório sobre xisto da Accenture LLP.

Stark diz que países com estatais de petróleo fortes, como China, Argentina e Arábia Saudita, são os mais propensos a liderar o desenvolvimento de formações de xisto fora dos EUA. Elas têm autorização para explorar os recursos, o apoio do governo e um monte de dinheiro.

“Você precisa de um agente com os cofres cheios e que pode estar lá durante vários anos”, diz ela. Empresas estatais “estão lá para o longo prazo, então elas podem investir no longo prazo.”

Fonte: The Wall Street Journal

Mesmo com preços em queda, EUA se armam para produzir mais petróleo

ERIN AILWORTH e BENOÎT FAUCON

O oceano de petróleo originado nas formações de xisto dos Estados Unidos levou os preços do produto a seu nível mais baixo nos últimos seis anos. Agora, as petrolíferas americanas afirmam que estão preparadas para provocar outra inundação que impediria os preços de voltar subir por um bom tempo.

A Agência Internacional de Energia reforçou a perspectiva de uma queda prolongada nos preços do petróleo ao informar, na sexta-feira, que a produção americana foi surpreendentemente alta em fevereiro e está enchendo rapidamente os tanques de armazenamento disponíveis. Isso, segundo a agência, pode levar a outra forte queda nos preços, que já caíram cerca de 50% desde meados de 2014.

O relatório provocou a queda dos preços ao redor do mundo: o petróleo tipo Brent, a referência global, caiu US$ 2,41, para US$ 54,67 o barril. Já o petróleo de referência nos EUA, o West Texas Intermediate, recuou US$ 2,21, para US$ 44,84, menos de US$ 0,40 acima da mínima de seis anos registrada no fim de janeiro. Há menos de um ano, os dois tipos eram negociados acima de US$ 100 por barril.

No mês passado a AIE havia previsto que uma recuperação nos preços parecia inevitável porque o boom da produção nos EUA deveria esfriar. O novo relatório, porém, afirma que “a oferta americana, até agora, mostra poucos sinais de desaceleração. Pelo contrário, continua superando as expectativas”.

As petrolíferas independentes que exploram formações de xisto reduziram seus gastos com perfuração de poços em US$ 50 bilhões neste ano, comparado com 2014, mas prometeram elevar a produção ao concentrar a exploração em seus melhores campos. De fato, a produção total de petróleo dos EUA atingiu um recorde de 9,4 milhões de barris por dia na semana terminada em 6 de março, segundo dados do governo.

Agora, muitas empresas estão adotando uma nova estratégia que permitirá que produzam ainda mais petróleo quando os preços começarem a subir. Elas estão perfurando poços, mas adiando o fraturamento hidráulico, que consiste em bombear água, areia e químicos em alta pressão para liberar o petróleo das formações de xisto. O adiamento do fraturamento possibilita às petrolíferas armazenar o petróleo no subsolo de forma a poder acessar rapidamente as reservas quando desejarem — e inundar o mercado novamente.

Essa estratégia pode impor um limite à alta dos preços do petróleo quando eles se recuperarem, diz Ed Morse, líder global de pesquisas sobre commodities do banco Citigroup.

“Estamos em território um pouco desconhecido”, diz Morse. “É um experimento — um experimento bem grande.”

A texana EOG Resources está perfurando cerca de 285 poços que não entrarão em operação até que o preço volte à faixa dos US$ 60 a US$ 65 por barril. “Quando os preços se recuperarem, a EOG estará preparada para voltar a ter um forte crescimento de dois dígitos” na produção, disse recentemente o diretor-presidente, Bill Thomas.

Alguns outros grandes nomes do petróleo americano também estão atrasando a entrada em produção de seus poços, como Anadarko Petroleum, Apache, Chesapeake Energy e Continental Resources. Essas quatro e mais a EOG produziram 312 milhões de barris de petróleo nos EUA em 2014, ou quase 10% de toda a produção de petróleo bruto do país.

O número de poços nos Estados do Texas e Dakota do Norte que foram perfurados, mas ainda não estão produzindo, chega a pelo menos 3 mil, estima a RBC Capital Markets. Esse petróleo guardado no subsolo “proporciona uma reserva que poderia conter altas fundamentais de preços” nos próximos 12 meses, escreveu Scott Hanold, analista da RBC, em nota de análise divulgada na sexta-feira.

Esse petróleo no subsolo é, essencialmente, um estoque semelhante ao mantido nos tanques dos EUA. O país possui hoje 449 milhões de barris de petróleo estocados em tanques, um nível recorde que equivale a quase 70% da capacidade de armazenamento do país, segundo a Agência de Informação sobre Energia dos EUA.

Mesmo assim, Jim Krane, acadêmico do setor de petróleo no Instituto Baker de Políticas Públicas da Universidade Rice, em Houston, questiona se as companhias americanas de petróleo serão capazes de ajustar a produção com a mesma rapidez que, por exemplo, a Arábia Saudita mostrou no passado. “Provavelmente teremos mais volatilidade de preços porque, ainda que o xisto seja ágil, não é tão ágil quanto a Opep”, diz ele, referindo-se à Organização dos Países Exportadores de Petróleo.

As produtoras de petróleo de xisto “não podem simplesmente ir lá e abrir uma válvula”.

Essa discussão não quer dizer que a queda dos preços não tenha afetado a produção nos EUA.

O número de sondas de petróleo em operação caiu em 56 unidades esta semana, para um total de 866, um recuo de 46% desde o início de outubro, quando o petróleo ainda era negociado a cerca de US$ 90 o barril, segundo a prestadora de serviços Baker Hughes. Cortes na produção estão realmente começando a se materializar.

Reguladores de Dakota do Norte informaram, na quinta-feira, que a produção de petróleo caiu 3% em janeiro ante o recorde alcançado em dezembro.

Desde novembro, quando a Arábia Saudita afirmou que continuaria produzindo petróleo em altos níveis para proteger seu mercado, observadores do setor vêm esperando uma queda na produção de petróleo de xisto americano. Alguns membros da Opep afirmaram, na época, que a medida iria forçar os produtores dos EUA a cortar a produção devido a seus custos de extração relativamente mais altos.

As empresas americanas não estão necessariamente procurando ocupar o papel de “produtores de guinada” da Opep, que podem ajustar a produção para ajudar a elevar os preços.

Para muitas petrolíferas, o adiamento da produção de poços já perfurados é uma decisão financeira: completar um poço e colocá-lo em produção representa 60% do custo total do poço. Ao empurrar essa despesa para frente, as empresas esperam ganhar mais com uma alta dos preços quando elas finalmente resolverem extrair e vender o petróleo. Elas também estão prevendo que seus custos vão cair à medida que as prestadoras de serviços começarem a competir pelos seus contratos.

Harold Hamm, diretor-presidente da Continental Resources Inc., sediada em Dakota do Norte, fez tudo que pôde para convencer outras produtoras a adiar o início da produção do maior número de poços possível. A Continental está esperando para ativar 127 poços já perfurados, adiando até US$ 1 milhão em despesas por poço.

“Economize esse dinheiro”, argumentou Hamm recentemente. “Evitem vender a produção num mercado fraco e o custo dos serviços cair antes de completar esses poços. A maioria das pessoas está fazendo isso”, disse.

Fonte: The Wall Street Journal