Em 2011, o The New York Times foi o primeiro a levantar preocupações sobre a confiabilidade das reservas comprovadas de gás de xisto nos Estados Unidos. Reservas comprovadas são as estimativas de suprimento de petróleo e gás que as empresas de perfuração informam aos investidores que poderão explorar. O jornal sugeriu que uma recente alteração nas regras da Comissão de Valores Mobiliários dos EUA ( SEC ) permitia que as empresas de perfuração superestimassem suas reservas "comprovadas" de gás natural proveniente de formações de xisto, que estavam sendo rapidamente exploradas por meio de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico ("fracking").
“ Bem-vindos de volta ao País das Maravilhas”, disse o analista de energia John E. Olson ao The Times, comentando sobre a confiabilidade dessas reservas após a mudança na regra. Olson, ex-analista da Merrill Lynch, é mais conhecido por ter previsto o escândalo da Enron dez anos antes da infame empresa de energia entrar em colapso em 2000.
Hoje, essas mesmas regras permitiram que as empresas de perfuração de xisto aumentassem suas reservas de petróleo, bem como de gás natural. Como resultado, essas reservas "comprovadas", nas quais investidores e empresas de gasodutos apostam, podem ser muito menos comprovadas do que aparentam.
E a magnitude sem precedentes com que isso está acontecendo na indústria do xisto lança uma sombra de dúvida sobre o futuro supostamente promissor da próspera indústria de petróleo e gás dos Estados Unidos.
Aumento das reservas "comprovadamente não desenvolvidas"
De acordo com as regras atualizadas da SEC , que entraram em vigor em 2009, as empresas de perfuração podem contabilizar o petróleo e o gás de poços que não serão perfurados ou fraturados por até cinco anos como parte de suas reservas comprovadas. Esses poços ainda não explorados podem ser registrados nos livros contábeis da empresa como um subconjunto de suas reservas "comprovadas", listados sob a designação de "reservas comprovadas não desenvolvidas".
E as empresas de perfuração podem contabilizar todo o petróleo e gás que esperam bombear durante toda a vida útil do poço — antes mesmo de descobrirem a velocidade de fluxo do poço ou de verem uma única gota de petróleo saindo dele.
Essas “reservas comprovadas não desenvolvidas” ( PUDs , na sigla em inglês) representam agora, em média, pouco mais da metade das reservas comprovadas de petróleo em 40 empresas de perfuração ativas em bacias de gás de xisto em todo o país, de acordo com documentos da SEC analisados pela DeSmog. Para empresas de perfuração menos envolvidas na exploração de xisto, a composição média é de aproximadamente 30% de PUDs — semelhante à média do setor antes da mudança na regra da SEC.
Na Abraxas Petroleum, empresa de perfuração de xisto na formação Bakken, aproximadamente 70% das reservas de petróleo se enquadram na categoria de reservas comprovadas não desenvolvidas, conforme mostram os registros da SEC de 2017. Esse número é o mesmo para a Halcón Resources, que perfura a bacia Permiana. Já para a Southwestern Energy, operadora da formação Marcellus/Utica, o percentual é impressionante: 78%.
Quarenta e sete por cento das reservas comprovadas de petróleo na Bacia Permiana do Texas e do Novo México — recentemente considerada como potencialmente a maior bacia petrolífera do mundo — agora se enquadram na categoria de reservas comprovadas não desenvolvidas, conforme revela uma análise de documentos da SEC de treze das maiores operadoras da Bacia Permiana.
As reservas comprovadas são a base dos ativos da indústria petrolífera, o padrão ouro para os números de oferta de petróleo.
Ao registrar um barril de reservas comprovadas, as empresas garantem que têm pelo menos 90% de confiança de que podem produzir esse barril aos preços atuais do petróleo.
E as reservas comprovadas de xisto são extremamente importantes — não apenas para os mercados de petróleo, mas também para a política energética dos EUA.
As reservas de xisto são um dos principais motivos pelos quais políticos como o presidente Donald Trump agora falam não apenas sobre segurança energética americana, mas também sobre "domínio energético". Os credores aceitam reservas comprovadas como garantia para empréstimos de centenas de bilhões de dólares. E os investidores usam as reservas comprovadas como um dos principais indicadores para avaliar as perspectivas de uma empresa de perfuração em comparação com seus concorrentes.
Mudança nas regras para 'reservas comprovadas'
As antigas regras da SEC foram concebidas tendo em mente as reservas convencionais de petróleo, os icônicos jorros das primeiras corridas do petróleo. De forma bem simplificada, era possível estimar com segurança a quantidade de petróleo que poderia ser extraída de uma nova descoberta, uma vez encontrado o petróleo e após a realização de testes para quantificá-lo.
A parte mais difícil foi encontrar essas reservas de petróleo inicialmente. Depois disso, descobrir quanto petróleo havia no subsolo (e qual porcentagem poderia ser bombeada) tornou-se relativamente simples para os engenheiros de petróleo.
Mas o petróleo e o gás de xisto são diferentes — todos na indústria sabem onde estão as camadas de rocha de xisto que contêm petróleo e gás. A questão agora é quanto combustível fóssil aprisionado pode ser liberado usando o caro processo de fraturamento hidráulico para fraturar esse xisto.
A decisão da SEC em 2008 de alterar essa regra, um dos últimos atos do governo de George W. Bush, eliminou o "teste de fluxo". Esse requisito de longa data obrigava uma empresa a primeiro comprovar o fluxo de petróleo ou gás de um ou mais poços próximos na mesma formação antes de considerar o petróleo desse poço como "comprovado".
Mas, após 2009, as empresas foram autorizadas a usar novos métodos para comprovar a disponibilidade de petróleo, substituindo o antigo teste de fluxo por uma série de tecnologias, incluindo métodos proprietários secretos. Contanto que uma empresa considerasse essas tecnologias capazes de prever com confiabilidade se o petróleo e o gás poderiam ser bombeados, a SEC ficaria satisfeita.
A mudança na regra também permitiu que as empresas de perfuração de xisto tivessem mais liberdade para presumir que um poço ainda não perfurado produzirá aproximadamente a mesma quantidade de petróleo e gás que seus outros poços próximos.
Essa mudança na política da SEC ocorreu bem no início da corrida do xisto, permitindo que as empresas de perfuração de xisto contabilizassem o petróleo e o gás de todos os poços que planejavam iniciar a produção nos próximos cinco anos como reservas comprovadas.
Trata-se de um modelo que pressupõe implicitamente que as empresas de perfuração agirão racionalmente — planejando apenas a perfuração de poços dos quais o petróleo possa ser vendido com lucro. Mas isso coincidiu com uma jornada sem precedentes de endividamento profundo para a indústria de petróleo e gás, historicamente rica em caixa, que em uma única década consumiu mais de US$ 280 bilhões do que arrecadou com petróleo e gás de xisto, segundo o Wall Street Journal.
Os reguladores também consideraram — mas acabaram rejeitando — uma proposta que exigiria auditorias de terceiros das reservas contabilizadas.
Em vez disso, os agentes de fiscalização da SEC têm se concentrado fortemente em fazer cumprir a regra dos cinco anos, questionando empresas cujos números não batem.
“Acredito que todos estejam convencidos de que a regra dos 5 anos para os PUDs resolverá qualquer insegurança em relação a essas reservas. (Eu não estou)”, disse Arthur Berman, geólogo de petróleo que, desde os primórdios da perfuração de xisto, vem alertando sobre a confiabilidade das estimativas de reservas de xisto, em entrevista por e-mail ao DeSmog.
“Não confio nos números de reservas comprovadas em produção porque não consigo replicá-los por poço ou empresa com base nas minhas próprias estimativas técnicas, fundamentadas no histórico de produção. O componente de reservas comprovadas em produção (PUD , na sigla em inglês) é, portanto, altamente suspeito.”
Castelo de Cartas
Durante anos, o problema da sobrecontratação de reservas foi conhecido na indústria petrolífera como "o problema sobre o qual ninguém quer falar".
As empresas petrolíferas têm muitos motivos para apresentar o cenário mais otimista possível sobre suas perspectivas futuras, enquanto os analistas de investimento de Wall Street frequentemente se concentram em perspectivas de curto prazo ou comparam as empresas com seus pares, em vez de buscarem problemas que afetem todo o setor. E, uma vez concedido o empréstimo, os credores têm poucos incentivos para questionar se a garantia é tão valiosa quanto se esperava.
A revisão das regras da SEC também teve como objetivo fornecer aos investidores melhores maneiras de avaliar a incerteza associada aos poços de petróleo e gás.
Isso permitiu que as empresas de perfuração discutissem uma gama de resultados prováveis, permitindo-lhes descrever as reservas como "prováveis" (com pelo menos 50% de probabilidade) e "possíveis" (com pelo menos 10% de probabilidade) para seus investidores, além das reservas "comprovadas" (com 90% de probabilidade).
Ao permitir que as empresas de perfuração divulgassem uma gama de números e os níveis de risco associados a eles, os investidores estariam mais bem informados, argumentou a SEC.
A categoria de reservas “possíveis” nunca se popularizou de fato no setor. Em vez disso, após a mudança na regulamentação, a categoria que cresceu significativamente, pelo menos entre as empresas de perfuração de xisto, foi a de reservas comprovadas — e, particularmente, reservas comprovadas não desenvolvidas.
E como as regras vinculam estreitamente os planos quinquenais das empresas de perfuração ao preço do petróleo, a indústria de xisto já passou por uma enorme onda de baixas contábeis de reservas.
Sem dúvida, se os preços do petróleo subirem, as empresas de perfuração terão bastante dinheiro em caixa para pagar suas dívidas e manter a produção em andamento. Determinar exatamente onde fica esse ponto de equilíbrio tem sido tema de intenso debate há muito tempo.
Mas, embora muitos tenham visto a tenacidade da indústria do xisto durante a queda dos preços como prova de que o xisto pode oferecer décadas de petróleo barato, o quadro que emerge de uma análise mais detalhada sugere que as empresas de perfuração de xisto enfrentaram dificuldades muito maiores do que geralmente se imagina.
Em outras palavras, o petróleo americano pode ser muito mais caro do que os preços relativamente baixos da gasolina dos últimos anos sugerem.
Os preços do petróleo caem enquanto a porcentagem de reservas comprovadas não desenvolvidas aumenta.
Quando os preços do petróleo despencaram de mais de US$ 90 por barril (de petróleo bruto West Texas Intermediate) em 2014 para menos de US$ 50 em 2015, as empresas de perfuração tiveram que baixar o valor de bilhões de barris de reservas comprovadas no que a Bloomberg chamou de "uma nuvem de fumaça contábil".
Nesse ponto, os credores se depararam com um dilema dispendioso: se executassem as hipotecas dos empréstimos concedidos às empresas de perfuração, teriam que arcar com o ônus de efetivamente perfurar o petróleo ou vender a área para alguém que pudesse fazê-lo, tudo isso em um mercado onde os preços do petróleo haviam despencado.
O Oil and Gas Financial Journal analisou detalhadamente o que aconteceu em seguida em um artigo de setembro de 2017 — e o que eles descobriram merece uma análise aprofundada.
Em 2015, após a queda dos preços do petróleo, as empresas de perfuração começaram a alegar que seus poços ainda não perfurados (aqueles na categoria de reservas comprovadas não desenvolvidas) teriam taxas de produção inicial mais altas e durariam mais tempo, resultando em uma produção total maior — mesmo que nada mudasse em relação aos ativos físicos —, o que lhes permitia adicionar reservas comprovadas aos seus balanços, informou o Wall Street Journal.
“Algumas dessas mudanças podem ser justificadas, mas, em muitos casos, os valores das reservas já estavam inflacionados, pois os tomadores de empréstimo se alavancaram com as taxas de juros ultrabaixas para aumentar os retornos e financiar os grandes programas não convencionais [de xisto] antes de 2014”, escreveu a engenheira de reservatórios e consultora financeira Laura Freeman.
O que é pior? Em vez de reprimir as empresas por manipularem seus números, os bancos fizeram vista grossa.
“Para muitas empresas, senão todas, as alterações [nas reservas comprovadas não desenvolvidas nos balanços] não foram suficientes para cobrir os déficits de bilhões de dólares, mas as bases de empréstimo ainda não se contraíram”, escreveu Freeman.
Os bancos revisam rotineiramente a "base de empréstimo" de seus empréstimos, certificando-se de que o empréstimo seja coberto por garantias suficientes.
“No entanto, apesar de uma contração de 75% nos preços do petróleo entre 2014 e 2016”, constatou Freedman, “muitos desses empréstimos não foram reduzidos em 2015, 2016 ou 2017”.
Ela citou o exemplo da Chesapeake Energy, uma das maiores empresas de perfuração de petróleo e gás do país, que esteve fortemente envolvida na corrida pelo xisto.
Em termos simples, em 2016, a Chesapeake não tinha mais garantias suficientes para lastrear seus empréstimos... mas as perdas associadas à execução hipotecária foram tão altas que os credores reduziram a cobertura da taxa de juros pela metade e tomaram outras medidas para socorrer a Chesapeake. Infelizmente, este é apenas um exemplo entre muitos no setor, e muitas outras empresas têm uma demanda muito maior por empréstimos que agora não estão suficientemente garantidos.
O setor de petróleo e gás deve atualmente mais de US$ 833 bilhões a credores, segundo uma análise da Reuters de 31 de maio , e quase metade desse valor — aproximadamente US$ 400 bilhões — deve ser quitado ou refinanciado até o final de 2019.
Isso significa que bancos e empresas de perfuração estarão renegociando centenas de bilhões de dólares em empréstimos relativamente em breve.
Excesso de reservas e construção excessiva
Para as empresas de gasodutos, um dos maiores desafios é encontrar o equilíbrio entre o que seus clientes, sempre otimistas, esperam bombear de um campo de petróleo ou gás e a quantidade de tubulação que elas realmente podem se dar ao luxo de instalar.
As formações de xisto são conhecidas por terem áreas de alta produtividade concentradas, onde os melhores poços podem ser perfurados, cercadas por áreas maiores que oferecem menor retorno sobre o investimento das empresas de perfuração.
Por isso, chamou bastante atenção quando Mark Papa, ex- CEO da EOG Resources (originalmente Enron Oil and Gas) e fundador da Centennial Resource Development, disse a uma plateia em novembro de 2017 que, em duas das maiores áreas de exploração de xisto do país, Bakken, em Dakota do Norte, e Eagle Ford, no Texas, os locais mais promissores já estavam 70% explorados.
E, alertou ele, o campo de xisto mais prolífico do país, a bacia Permiana no Texas, pode não estar muito atrás.
“A Formação Permiana apresenta a mesma qualidade de rocha e os mesmos problemas de fases que as formações Bakken e Eagle Ford — só que está menos desenvolvida até o momento”, observa Papa em uma apresentação de 16 de novembro.
Uma das maiores vulnerabilidades da regra revisada da SEC é que as empresas podem prever que seus poços ainda não perfurados estarão nas áreas mais promissoras, sem ter uma compreensão completa e clara do tamanho exato dessas áreas (ou sem ter leituras iniciais de produção para descobrir com certeza) — e a diferença entre um poço em uma área promissora e um poço fora dela pode ser significativa.
'Não sabemos o que estamos fazendo'
Para as empresas de construção de oleodutos na Bacia Permiana, já preocupadas com o hábito do setor de construir mais tubos do que o necessário e, consequentemente, ter dificuldades para pagar as contas quando não há tanto petróleo ou gás para transportar quanto o esperado, as dúvidas sobre a confiabilidade dos números de reservas comprovadas adicionam uma camada extra de incerteza a um cálculo já complexo.
“ Se não construirmos em excesso desta vez, será a primeira vez na história da indústria. Absolutamente, vamos construir em excesso, não há dúvida disso”, disse Wouter van Kempen, Presidente do Conselho, Presidente e CEO da DCP Midstream, em uma mesa redonda executiva realizada em 16 de abril na Convenção GPA Midstream 2018.
“A questão é quando, e em que medida, e acho que o que vocês ouviram anteriormente de todos nós aqui, nenhum de nós quer ser dono desse último projeto de gás, nenhum de nós quer ser dono desse último gasoduto porque esses não são os projetos que queremos possuir.”
“Na maioria das vezes, não sabemos”, acrescentou Bill Ordemann, vice-presidente executivo de Produtos Empresariais, enquanto os executivos discutiam a possibilidade de superdimensionamento dos oleodutos, de acordo com materiais dessa conferência fornecidos à DeSmog.
“Não sabemos o que estamos fazendo.”
Em vez disso, a indústria de gasodutos tem procurado transferir parte do risco para as empresas de perfuração por meio de contratos que exigem pagamento mesmo que os dutos não sejam utilizados, explicou Terry Spencer, presidente e CEO da ONEOK , uma empresa de infraestrutura de gás natural.
Essa estratégia coloca o problema de volta nas mãos das empresas de perfuração de xisto — e acontece que a indústria de perfuração pode estar muito menos preparada para lidar com esse risco do que seus números de reservas comprovadas sugerem.
Acompanhe a série investigativa da DeSmog: Finanças do Fraturamento Hidráulico: A Indústria do Xisto Acumula Mais Dívidas do que Lucros
Imagem principal: Poços densamente agrupados na Bacia Permiana. Crédito: © 2016 Laura Evangelisto
