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Por José Sérgio Gabrielli de Azevedo e Rodrigo Leão*
Em março deste ano, a Agência Internacional de Energia (AIE) afirmou que a produção americana de petróleo e gás não convencional (shale gas e tight oil) deve crescer nos próximos cinco anos, dando a possibilidade de tornar os Estados Unidos exportador líquido de petróleo já em 2018. A expectativa é que a produção americana de petróleo e gás natural alcance 17 milhões de barril por ano em 2023 frente a 13,2 milhões de 2017. Esse volume de petróleo e gás tornaria os Estados Unidos o maior produtor do mundo.
A atual posição americana no mercado de shale gas, principalmente, foi resultado de um longo processo de inovação tecnológica e investimentos que combinaram atuação não apenas do setor privado, como também do Estado americano.
Na realidade, desde a criação do Departamento de Energia dos Estados Unidos (Departament of Energy – DOE) no final dos anos 1970, que surgiu com o objetivo de centralizar o planejamento e na autossuficiência energética americana, houve um crescimento das inovações e investimentos no setor de energia. Junto à criação do DOE, o Ato de Segurança Energética (em 1980) lançou medidas e programas de incentivos à eficiência energética, conservação energética e combustíveis alternativos. Nesse período, foram desenvolvidas 139 novas fontes de energia alternativas ou não convencionais, dentre elas o shale gas.
No entanto, como mostrou a recente dissertação de mestrado de Gabriela Boff,1 a expansão significativa da produção ocorreu somente nos anos 2000, em primeiro lugar, em função do envolvimento da Devon Energy na exploração do shale gas. “Foi só em 2001, que Larry Nichols, o CEO da Devon Energy, uma empresa de Oklahoma, notou um aumento repentino no suprimento de gás da região de Barnett. Mitchell havia desvendado a técnica ideal de extração do gás de xisto. Em 2002, a Mitchell Energy foi vendida para a Devon Energy por US$ 3,5 bilhões. A Devon Enery era bem capacitada na técnica de perfuração horizontal, desenvolvida na década de 1980 a partir de uma joint venture 141 entre o DOE e a Devon. (...) a perfuração horizontal permitiu que o gás de xisto fosse produzido em volumes significativos”.
Em segundo lugar, a generalização do uso das tecnologias do fracking e poços horizontais nos últimos dez anos, as condições de superfícies nos EUA – existência de gasodutos com capacidade adicional –, bem como a indústria de suprimento de equipamentos e serviços para perfuração, perfilagem e completação de poços altamente flexível também foram responsáveis por esta explosão do shale gas.
O crescimento exponencial do shale gas fez com que a administração Obama reconhecesse, no documento Blueprint for a Secure Energy Future em 2011, que esse produto teria um papel central na produção doméstica de energia, levando inclusive a perspectiva de autossuficiência energética no país. Algo que tem se confirmado, como atestou a AIE em março de 2018.
Além da reversão da posição de importador liquido para exportador líquido de gás natural, a expansão do shale gas possibilitou a montagem de uma estrutura de produção flexível que pode fazer dos Estados Unidos o principal player do mercado de gás natural. Isso porque tem criado possibilidade para o aumento da produção de gás natural liquefeito (GNL) e flexibilidade do ajuste de sua produção às flutuações de preços, o que não ocorre com a produção tradicional, seja do gás associado, seja dos grandes reservatórios de gás não associado. O shale gas se mostrou muito mais sensível aos preços correntes. Ainda segundo a AIE, os Estados Unidos modificaram a relação entre os mercados de gás natural em razão da queda das importações por gasodutos, do aumento das exportações por terminais de GNL e do aumento das exportações por dutos para o México e Canadá.
Hoje o principal terminal de exportação de GNL é o Sabine Pass, em Cameron Parish, entre o Texas e a Louisiana, que começou a operar em 2016, construído e operado pela Cheniere, com a Total e a General Electric. Foram planejados cinco novos terminais para entrar em operação até 2020:
- Dominion Energy, em Cove Point, Maryland, com um trem de 0,8 bcfs/d em finais de 2017;
- Três terminais no Texas, com capacidade superior a 2,5 bcf/d, com um investimento superior a dez bilhões de dólares;
- Cameron LNG Terminal da Sempra Energy´s, em Hackberry, Lousiana, com dois trens em 2019 e um terceiro em 2020 e capacidade de 1,8 bcf/d.