O “shale gas” não é uma revolução. É apenas mais uma fronteira com uma estrutura de custos um tanto maior, mas uma base de recursos maior do que o gás convencional.
O custo marginal da produção de “shale gas” é de US$ 4/mmBtu, apesar das narrativas populares, mas incorretas, que é menor. O preço spot médio do gás foi de US$ 3,77 desde que o folhelho (shale) se tornou o fator de sustentação na oferta dos EUA (2009-2017). Os preços a médio prazo devem, logicamente, atingir cerca de US$ 4/mmBtu.
Uma consideração crucial para o futuro, no entanto, será a disponibilidade de capital. Os mercados de crédito estão apoiando a perfuração de “shale gas” não rentável desde o colapso financeiro de 2008. Se esse suporte continuar, os preços a médio prazo para o gás podem ser menores, talvez na faixa $ 3.25/mmBtu. O preço médio nos últimos sete meses foi de US$ 3,13.
Os modelos de fornecimento de gás nos últimos 50 anos foram consistentemente errados. Durante esse período, os especialistas concordaram que as condições de abundância ou escassez existentes definiriam o futuro previsível. Isso levou a bilhões de dólares de investimento desperdiçado em instalações de importação de GNL.
Hoje, a maioria dos especialistas assume que a abundância de gás e baixo preço irão definir as próximas décadas por causa do “shale gas”. Isso levou a investimentos maciços em instalações de exportação de GNL. Tanto o pressuposto quanto o corolário de investimento devem ser cuidadosamente examinados através da lente da história.
A Lente da História
Os últimos 40 anos caracterizaram-se por dois períodos de fornecimento normal de gás e dois períodos de escassez deste recurso. O fornecimento foi apertado de 1980 a 1986, e os preços do gás em média de US$ 5,57/mmBtu (todos os valores neste relatório estão em dólares de abril de 2017). O abastecimento normal foi restaurado de 1987 a 1999, e os preços do gás em média foram de US$ 3,24/mmBtu (Figura 1).
A escassez retornou de 2000 a 2008, e os preços em média foram de US$ 7,72/mmBtu. A produção de shale gas começou com o Shale Barnett na década de 1990. O desenvolvimento de outros campos de shale gas, que culminou no gigante Marcellus, propiciou o retorno ao suprimento normal. Os preços desde 2009 tem uma média de US$ 3,77/mmBtu.
Como os preços caíram cerca de 50% com o crescimento da produção de shale gas, muitos assumem que o gás do folhelho (shale) é de baixo custo. Isso só é verdade em comparação com o período anterior de preços elevados que resultou da escassez de recursos, mas não comparado com os preços convencionais do gás durante os períodos de fornecimento normal.
O preço médio do gás durante 40 anos, desde 1976, foi de US$ 4,70/mmBtu. Excluindo os períodos de escassez de recursos, foi de US$ 3,40. O custo médio do gás convencional de 1987 a 2000 foi de US$ 3,42/mmBtu. Durante o período de dominância do fornecimento de shale gas (2009-2017), os preços apresentaram uma média de US$ 3,77 (Figura 2).
Modelos de fornecimento de gás consistentemente errado e GNL, a solução errada
A lição da história é que o abastecimento de gás nos EUA é altamente incerto. A oferta normal caracterizou 60% do período desde 1976, mas a escassez caracterizou os restantes 40%. Durante cada episódio de fornecimento normal ou apertado, os especialistas concordaram que as condições existentes definiriam o longo prazo. Eles estavam consistentemente errados.
O gás natural barato e regulado foi abundante nas décadas de 1950 e 1960, e a maioria dos analistas acreditava que isso seria o caso por décadas. Abundância e baixo preço levaram a uma demanda de crescimento de 283% entre 1950 e 1972 (Figura 3).
A oferta não conseguiu manter o ritmo e houve uma grave escassez de gás durante o inverno de 1970. Em 1977, a escassez cresceu até proporções de crise. Pouco notaram isso, em parte devido a estimativas de reservas incorretas.
Os especialistas concordaram que a escassez seria o caso por décadas e que o GNL importado era a única solução. Quatro terminais de importação de GNL foram construídos entre 1971 e 1980. O fornecimento limitado de gás levou a uma era de ouro das usinas nucleares e acionadas a carvão que complementavam em grande parte o mercado elétrico. Os subsídios governamentais e os créditos tributários proporcionaram incentivos para avaliar o shale gas e metano de carvão como fontes alternativas de gás natural.
As décadas de 1980 e 1990 foram um período de grande estabilidade nos preços do gás natural. O aumento das importações de gasodutos do Canadá deu a impressão falsa de que, mais uma vez, haveria gás natural barato e abundante nas próximas décadas. Todas as plantas de GNL foram fechadas e algumas foram usadas para armazenamento de gás.
As emendas à Lei do Ar Limpo, em 1990, fizeram com que muitas usinas de energia mudassem para o gás natural para substituir o carvão. A demanda por gás natural aumentou 40%, mas a produção não acompanhou o crescimento da demanda, apesar do aumento da perfuração direcionada a gás.
A produção de gás canadense e dos EUA atingiu o pico em 2001 e, em 2003, os terminais de importação de GNL foram reabertos e a capacidade foi expandida. Mais de 42 instalações de importação adicionais foram propostas entre 2001-2006. Sete foram construídas. Os especialistas concordaram que a importação de GNL era, mais uma vez, a única solução para o problema do fornecimento de gás.
Os primeiros poços horizontais longos foram perfurados no Barnett Shale em 2003. No final de 2006, a produção de shale gas nas operações de Barnett, Fayetteville e outros campos de xisto excedeu 4 bcf /d e confundiu não apenas o mercado de importação de GNL dos EUA, mas também a indústria global de GNL que acreditavam que os EUA fossem o último grande mercado do recurso.
Em todo ciclo de abastecimento, os principais investimentos em GNL foram realizados ou abandonados. A capacidade total de importação de GNL instalada atingiu 18,7 bcf /d, mas as importações foram de apenas 1,3 bcf /d de 2000 a 2008 e nunca excederam 2,1 bcf /d. Essa é uma utilização média de 7% e um máximo de 11%. O custo original para os terminais foi de aproximadamente US$ 18 bilhões. Como os analistas da indústria, os executivos das empresas e os investidores poderiam ter feito avaliações tão erradas?
Agora, os especialistas concordam que, devido à produção do folhelho (shale), o gás será abundante e barato para sempre. As exportações de GNL começaram no início de 2016 e os EUA se tornaram um exportador líquido de gás em abril de 2017. Sete instalações de importação falidas anteriormente estão sendo convertidas para exportação de GNL a um custo de aproximadamente US $ 48 bilhões. Três outros terminais de exportação foram aprovados pelo Departamento de Energia (Figura 4) e foram aprovadas aplicações para um total de 42 terminais de exportação e expansões de capacidade.
O total de pedidos de exportação aprovados equivale a mais de 54 bcf /d – 75% da produção de gás seco nos EUA. A produção diária de gás seco nos EUA em 2016 foi de 72 bcf /d. Estamos repetindo os erros de importação de GNL em sentido inverso?
A Lei do Gás Natural (1938) afirma que o Departamento de Energia deve aprovar um pedido, a menos que “a exportação ou importação proposta não seja consistente com o interesse público”. Não é, portanto, questão de regulamentar ou não, mas sim de como regulamentar o interesse público. A aprovação de exportação de GNL para 75% da produção dos EUA não parece ser do interesse público, tanto do ponto de vista da segurança de fornecimento quanto do preço do gás.
Custo Marginal do Shale gas
Os produtores de shale gas têm alardeado exageradamente sobre o baixo custo há tanto tempo que os mercados passaram a acreditar neles. Os analistas de venda falam rotineiramente sobre os preços subjacentes de US$ 3, apesar das demonstrações de resultados e balanços das empresas que mostram o contrário. Os líderes de Marcellus Cabot, Range e Antero gastaram uma média de US$ 1,43 por cada dólar que obtiveram em 2016; Chesapeake teve ganhos negativos para o ano – nem sequer pode pagar as despesas operacionais com as receitas antes de despesas de capital e outros custos.
A contagem de unidades é um indicador direto de como os produtores de petróleo e gás optam por alocar o capital. É, portanto, uma maneira simples de avaliar os custos marginais de onde as empresas “colocam seus pés”. A contagem das plataformas de produção de shale gas permaneceram bastante iguais em 2014, quando os preços do gás caíram de mais de US$ 6/mmBtu para US$ 4 (Figura 5). A contagem das plataformas desmoronaram, no entanto, quando os preços caíram abaixo de US$ 4.
Os preços do gás atingiram um preço baixo semanal médio de US$ 1,57/mmBtu em fevereiro de 2016 e, em seguida, aumentaram consistentemente até o final de 2016. As contagens das plataformas de shale gas duplicaram a expectativa de preços de gás de US$ 4, mas foram achatadas quando os preços não conseguiram atingir esse limite. A implicação é que o custo marginal do shale gas é de aproximadamente US$ 4/mmBtu.
O cenário do mercado em baixa
A maioria dos observadores do mercado de gás antecipa um excesso de oferta e um colapso do preço do gás que começaria no final de 2017 devido à nova capacidade dos campos de Marcellus-Utica. O gás associado dos campos de petróleo “tight” – a bacia do Permiano em particular – expande esta visão de baixa para o futuro. As curvas diretas refletem essa perspectiva. Sua estrutura de prazo é invertida, o que significa que os preços futuros a curto prazo são maiores do que os preços de longo prazo (Figura 6). Os agentes do mercado estão apostando que os preços do gás de inverno atingirão um pico entre US$ 3,25 e US$ 3,50/mmBtu e cairão abaixo de US$ 3 no início de 2018. O volume de contratos além de maio de 2018 aproxima-se de zero, de modo que a perspectiva de piorar os preços é especulativa.
O cenário de baixa será desastroso para os produtores cujos preços das ações caíram quase 30% já em 2017 (Figura 7). Embora os investidores tenham estado dispostos a financiar os esforços não lucrativos dessas empresas por muitos anos, eu suspeito que sua paciência esteja no limite, principalmente por conta do petróleo “tight”.
Alguns analistas acreditam incorretamente que os produtores de shale gas conseguiram custos tão baixos através da inovação tecnológica e de eficiência e que os preços de gás sub- $ 3 se tornarão o novo normal. Embora seja verdade que os custos caíram substancialmente, isso é mais por causa do preço deflacionário do setor de serviços do que por tecnologia e inovação.
De fato, a tecnologia que permite a produção não convencional de petróleo e gás resultou em um aumento de 4 vezes nos custos de perfuração de petróleo e gás de 2003 a 2014 (Figura 8). A demanda deprimida desde 2014 resultou em uma redução de 45% nos custos de perfuração e isso representa a maioria das economias.
Tenho poucas dúvidas de que haverá pressão descendente sobre os preços do gás no curto prazo, mas não vejo como os preços sub- $ 3 podem se tornar o novo normal. Os produtores têm acordos ou pagamento com as empresas que irão fornecer novos gasodutos dos campos de Marcellus e Utica.
Alguns desses projetos provavelmente fornecerão gás para o Canadá e os mercados de exportação de GNL terão um efeito limitado na oferta doméstica. Da mesma forma, muito do gás de bacia do Permian provavelmente irá para o México. O novo fornecimento das campos de Marcellus e Utica inevitavelmente forçará campos de alto custo para fora do mercado.
Novos volumes que entram no mercado interno devem primeiro superar o déficit de oferta atual (Figura 9). A produção de gás caiu mais de 4 bcf d de fevereiro de 2016 a janeiro de 2017. A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que a produção aumentará 4.7 bcf /d em 2017, mas apenas 1.9 bcf d em 2018. A AIE antecipa preços médios mensais acima de US$ 3 em 2018, encerrando o ano em $ 3.66/mmBtu.
Esta é apenas uma previsão e certamente incorreta em seus detalhes, mas as previsões de gás doméstico da AIE foram conceitualmente confiáveis nos últimos anos. O aumento do consumo e as exportações devem manter os fornecimentos relativamente rígidos e os preços razoavelmente fortes.
Desde o início dos anos 2000, produtores e analistas proclamam que o shale gas é um fenômeno do tipo “mudança de jogo”. De agora em diante, o gás natural será abundante e barato. Os Estados Unidos ficaram sem gás natural antes de 2009, mas agora podem se dar ao luxo de exportar para o mundo. Estávamos perdidos, mas agora não mais.
No final de março, os analistas do Morgan Stanley escreveram que “break-evan de Haynesville Shale encontra-se agora confortavelmente abaixo de US$ 3/MMBtu” e Marcellus-Utica “varia entre US$ 1,50 e US$ 2,50/MMBtu”. No entanto, com preços médios de gás acima de US$ 3 nos últimos 7 meses, nenhuma dessas boas notícias pode ser encontrada nos balanços e demonstrações de resultados dos principais produtores nessas campos.
As empresas de shale gas gastaram uma média de US$ 1,42 por cada dólar que obtiveram no primeiro trimestre de 2017 (Figura 10). Essa média exclui Gulfport e Chesapeake, cujo índice de fluxo de caixa para foi de 10,7 e 5,4, respectivamente. Incluindo esses dois operadores, as empresas gastaram US$ 2,12 por cada dólar que eles ganharam. Não parece que o gás até US$ 3 de gás esteja funcionando muito bem.
Bernstein Research publicou um relatório em maio (“Inventário da abundância em Appalachia – estima-se que permaneçam pelo menos 20 anos de perfuração”) que prevê 19-37 anos de “inventário de Marcellus-Utica em um perfil de produção em estado estacionário de 36 Bcfd” – a produção atual é de cerca de 24 bcf /d. Não conheço nenhum outro campo de petróleo ou gás na história do mundo com uma trajetória de produção crescente por tanto tempo.
Isso porque Bernstein fez uma estimativa de recursos tecnicamente recuperáveis com pressupostos de espaçamento bastante otimistas. O relatório não nos diz nada sobre os volumes de gás que são comerciais e a que preço.
Para colocar este e outros relatórios em contexto, visitei novamente a previsão de produção do Bureau of Economic Geology (BEG) para Barnett Shale publicada em 2013. O estudo BEG determinou reservas de poços de 15 mil poços Barnett economicamente viável a US$ 4.
A Figura 11 mostra que a produção atual da Barnett caiu muito além da previsão do BEG e provavelmente resultará em recuperações finais muito reduzidas. Isso não é porque o estudo BEG foi falho, mas porque os preços do gás foram menores do que o preço de US$ 4/mmBtu assumido em sua previsão.
Se a produção de Barnett varia muito da análise e previsão escrupulosa do BEG, como podemos ter confiança em relatórios de analistas menos rigorosos que avaliam décadas de fornecimento barato e abundante de shale gas?
Os campos de Barnett e Fayetteville estão mortos a preços atuais porque suas áreas principais foram totalmente desenvolvidas. As contagens de conjuntos refletem essa realidade inevitável (Figura 12). Recursos consideráveis permanecem, mas não a preços de gás sub-$ 4.
O Marcellus e Utica inevitavelmente encontrarão o mesmo destino – é assim com todos os campos. O maior custo marginal de produção fora do núcleo resultará em mais oferta, mas também exigirá maiores preços do gás para desenvolver e produzir.
Poucos analistas parecem considerar a economia do shale gas como um fator limitante para a produção e, portanto, para suprir. Talvez eles realmente acreditem na falsa economia que leva a preços de equilíbrio consideráveis para o Marcellus e Utica na faixa $ 1.50 a $ 2.00.
Mas o preço importa e o crescimento da produção desacelera com a mudança de preço em aproximadamente 10 meses. Os preços do gás caíram abaixo de US$ 4 no final de 2014, e cerca de 10 meses depois, o crescimento da produção diminuiu de quase 7% para 1% (Figura 13). O abastecimento de gás é bastante apertado hoje porque o crescimento da produção ano a ano tem sido negativo por 14 meses consecutivos.
A produção de gás aumentou desde janeiro, e a AIE prevê que isso continuará até 2018. No entanto, os dados da Agência também indicam o contínuo fornecimento do petróleo “tight”. Isso ocorre porque a demanda está aumentando enquanto as exportações de GNL também.
A maioria dos analistas acredita que os preços do gás entrarão em colapso no início de 2018, já que novos oleodutos de Marcellus e Utica trazem novos suprimentos para o mercado. Isso pode ser para curto prazo, mas evidências sugerem que os preços do gás se recuperarão e permanecerão bastante fortes a médio prazo. Após um dos invernos mais leves da história, os preços do gás permanecem na faixa $ 3.00 / mmBtu e os estoques comparativos caíram por 3 semanas consecutivas.
O crescimento da produção, os dados de contagem de plataformas e os balanços da empresa indicam que o custo marginal da produção de shale gas é de cerca de US$ 4/mmBtu. No entanto, a maioria dos analistas diz que não é assim. O fornecimento de gás e os modelos de preços foram consistentemente errados há 5 décadas. No entanto, desta vez seria diferente. Os terminais de importação de GNL foram fiascos de investimento, mas a exportação de GNL será um grande sucesso.
Todas as teorias falham e são substituídas por novos paradigmas. É improvável que o shale gas seja uma exceção.
Existem curingas que podem prolongar o fenômeno do shale gas. O aumento do gás associado a partir de otimização de petróleo “tight”, especialmente na bacia do Permiano, pode fornecer mais alguns anos de fornecimento de shale gas. Hoje, grande parte desse gás é queimado para evitar as despesas de processamento. Quase 40% do gás Permiano atual vai para o México, e é razoável que mais gás do Permiano seja exportado no futuro, para evitar a competição gás-em-gás em outras regiões dos EUA. Além disso, as previsões otimistas para o gás Permiano assumem US$ 60/barril de petróleo, preço que agora parece cada vez mais improvável.
Os mercados de crédito são outro curinga. Os investidores estão dispostos a analisar as evidências de que o shale gas não é rentável. Isso se baseia principalmente na expectativa de que o fluxo de caixa negativo seja normal durante o desenvolvimento do campo e que os lucros virão mais tarde. O problema com isso é que as taxas de declínio dos gases de folhelho (shale) tem uma média em torno de 30% e as despesas de capital nunca terminam.
A lente da história coloca o shale gas na sua perspectiva adequada. Os campos não têm custos mais baixos do que o de gás convencional. Eles são apenas de baixo custo em comparação com os preços mais altos que resultaram do esgotamento dos campos convencionais de gás no início dos anos 2000.
O shale gas não é uma revolução, mas garantiu aos Estados Unidos uma década ou mais do suprimento normal antes de enfrentar outro período de escassez de gás.
Os campos são grandes, mas finitos, e os preços são importantes. A indústria abandonou os primeiros campos de shale gas – Barnett e Fayetteville – porque suas áreas principais estão totalmente desenvolvidas e o custo para desenvolver recursos marginais é mais elevado do que nas áreas principais dos campos de Marcellus e Utica.
Esses novos campos seguirão o mesmo padrão de crescimento, pico e declínio lento que Barnett e Fayetteville, tal como todos os campos seguiram na longa história da indústria do petróleo e do gás. A ideia de que os depósitos de xisto são de alguma forma diferentes desafia as leis bem estabelecidas da física e do esgotamento da Terra.
A história do gás de xisto reivindica sucesso com base no tamanho dos recursos, mas não nas reservas. Enfatiza os volumes de produção, mas não o custo dessa produção. Seus defensores concentram-se na tecnologia que torna os campos possíveis, mas não no custo dessa tecnologia. Os preços de equilíbrio são discutidos em vez dos lucros porque os campos não são lucrativos. De qualquer forma, nenhum investidor inteligente coloca seu dinheiro em projetos de equilíbrio. Quando se aborda a economia, os analistas e a indústria excluem despesas importantes que, segundo nos dizem, são irrecuperáveis e podem, portanto, ser ignoradas.
A história do gás de xisto é aceite porque pinta um quadro que satisfaz as aspirações da independência energética americana, do ressurgimento da força política e do crescimento económico.
Se a história for repetida o suficiente, talvez se torne realidade.
*Bernstein considera o espaçamento de 100 acres conservador. A suposição de um poço médio de EUR de 17 bcf sugere para mim uma área de drenagem muito maior e, portanto, desenvolvimento completo com uma densidade de poço muito menor do que 100 acres por poço.
Não tenho quaisquer investimentos que sejam afetados pelos resultados das atividades de gás de xisto.
Sou geólogo de petróleo com 42 anos de experiência na indústria de petróleo e gás. Sou especialista em shale play nos EUA e atualmente presto consultoria para diversas empresas de E&P e grupos de capital no setor de energia. Durante o ano passado, proferi mais de 25 palestras em conferências de energia, conselhos de administração e sociedades profissionais. Publiquei mais de 100 artigos sobre tendências e tendências de petróleo e gás. Fui entrevistado pela CBS, CNBC, CNN, CBC, BNN, Bloomberg, Platt’s, Financial Times, Wall Street Journal, Rolling Stone e New York Times. Sou editor associado do Boletim AAPG e fui editor-chefe e colaborador frequente do theoildrum.com. Trabalhei 20 anos na Amoco (hoje BP) e 22 anos como geólogo consultor. Eu tenho um mestrado (Geologia) pela Colorado School of Mines e bacharelado. (História) do Amherst College.
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Publicado originalmente em 05/07/2017 na Forbes.