Afundadas em dívidas, as empresas americanas de petróleo e gás de xisto estão passando de um boom no fraturamento hidráulico para um boom de falências . Essa tendência de falências pode fazer com que o público americano , tanto em nível estadual quanto federal, acabe arcando com os custos do fechamento e da limpeza adequados de ainda mais locais de perfuração.
É provável que essas empresas tentem reduzir suas dívidas por meio de processos de falência e, assim como a indústria do carvão , busquem se livrar de obrigações financeiras relacionadas ao meio ambiente e aos funcionários.
A falência de EP Energia
Em outubro, a EP Energy — uma das maiores produtoras de petróleo na região de Eagle Ford Shale, no Texas — entrou com pedido de falência porque a empresa não conseguiu pagar quase US$ 5 bilhões em dívidas, tornando-se a maior falência do setor de petróleo e gás desde 2016.
A EP Energy não gera lucro desde 2014 e a Bloomberg noticiou que a empresa precisaria que o preço do petróleo estivesse "mais próximo de US$ 70 por barril" para que a EP se tornasse lucrativa. O preço do petróleo não chegou perto de ultrapassar os US$ 70 por barril desde 2014.
Apesar das dificuldades financeiras decorrentes dos baixos preços atuais do petróleo, a empresa planeja continuar operando após a reestruturação e a eliminação de até US$ 3 bilhões em dívidas. No entanto, a EP não identificou nenhum fundo que seria destinado à limpeza de poços, o que não é incomum para uma empresa de petróleo e gás.
Em resposta, como parte do processo de falência, o Departamento do Interior dos EUA apresentou um documento argumentando que a EP Energy ainda é responsável por suas obrigações de garantir o "desmantelamento, tamponamento e abandono" de quaisquer poços da EP Energy localizados em terras federais e tribais arrendadas.
Idealmente, isso significaria que a EP Energy reservaria fundos para a limpeza adequada e os processos de fim de vida útil de seus poços de petróleo e gás, que somam mais de 800 na região de Eagle Ford.
No entanto, o governo federal ainda nem sequer divulgou um valor para esse montante. O Bureau of Land Management e o Bureau of Indian Affairs “ainda estão avaliando o status das obrigações de recuperação, tamponamento e abandono em todas as concessões federais e indígenas em terra dos Devedores”, escreve o Departamento do Interior.
No caso da falência da EP Energy , o Departamento do Interior dos EUA quer garantir que verbas suficientes sejam destinadas à limpeza. Para empresas com dificuldades financeiras, a limpeza está se tornando o fator determinante . https://t.co/LDrnMr01rn
— Clark Williams-Derry (@ClarkWDerry) 16 de novembro de 2019
O governo federal só está avaliando os potenciais passivos da EP Energy depois que a empresa já está em processo de falência, revelando uma das falhas do sistema atual. Os governos federal e estaduais não têm responsabilizado integralmente as empresas de fraturamento hidráulico pelos danos ambientais e custos de remediação decorrentes de suas atividades de perfuração.
Joshua Caleb Macey, professor assistente visitante da faculdade de direito de Cornell, especializado em direito falimentar e de energia, disse ao DeSmog que a situação com a EP Energy era "frustrante e completamente normal".
De acordo com o documento apresentado ao Departamento do Interior, “Independentemente da falência, o Devedor é obrigado a cumprir todas as leis federais aplicáveis”.
Como já relatei anteriormente , as empresas de petróleo e gás são legalmente obrigadas a manter uma certa quantia de fundos para cobrir os custos de limpeza de poços, um processo conhecido como garantia que varia de estado para estado e para terras públicas.
Como raramente as empresas são obrigadas a ter esses fundos disponíveis antes de iniciarem a perfuração (e graças a reguladores e políticos favoráveis à indústria), na realidade, as empresas de petróleo e gás podem se esquivar das obrigações de limpeza com relativa facilidade, o que se tornou o padrão para empresas de carvão falidas.
Incluir os custos de limpeza tornaria a extração "antieconômica".
Os órgãos reguladores federais e estaduais têm deixado de exigir que as empresas financiem integralmente os passivos de limpeza ambiental previstos , o que ajuda a mascarar o verdadeiro custo da produção de petróleo e gás. Repassar os custos da limpeza ambiental para o contribuinte equivale a um subsídio indireto para a indústria de petróleo e gás.
Exigir que as empresas de petróleo e gás paguem pelo fechamento e limpeza de poços aumentaria consideravelmente o custo da perfuração para muitos poços de petróleo e gás. A indústria do fraturamento hidráulico já não consegue obter lucro com a extração de combustíveis fósseis de xisto nos EUA, e isso sem que essas empresas cheguem perto de financiar integralmente seus custos de limpeza.
No entanto, cada vez mais governos estaduais estão percebendo a dimensão desse problema e começando a considerar o aumento e a aplicação de exigências de garantia para a limpeza de poços de petróleo e gás. Contudo, em regiões ricas em petróleo, como Alberta, no Canadá, e o Alasca, os órgãos reguladores estão constatando que simplesmente não há recursos financeiros suficientes.
Ei, @jkenney @Alberta_UCP, depois dos seus ataques constantes ao governo Liberal, por que vocês agora estão implorando por dinheiro dos contribuintes para limpar os poços de petróleo abandonados de Alberta? As empresas petrolíferas é que devem pagar por isso. Nós não. Tirem as mãos do nosso dinheiro dos impostos. Os acionistas do petróleo é que devem pagar. #cdnpoli
— Trish Palmer (@TrishPalmerYVR) 1 de dezembro de 2019
Em 2018, a empresa de perfuração de gás natural Amaroq Resources adquiriu os ativos de Nicolai Creek, no sudoeste do Alasca, da falida Aurora Gas. Essa transação foi adiada quando a Comissão de Conservação de Petróleo e Gás do Alasca ( AOGCC ) anunciou a exigência de uma garantia de US$ 7 milhões para os poços de gás associados à compra. Foi nesse momento que o governo estadual passou a ter o poder de obrigar a Amaroq a fornecer a garantia adequada para a limpeza dos poços.
A AOGCC concordou então em reduzir esse valor para US$ 200,000 e o negócio foi concretizado.
Desde esse acordo, a comissão aumentou o nível mínimo de garantia financeira em todo o estado para US$ 400,000 por poço, para os primeiros 1 a 10 poços. A Amaroq seria obrigada a cumprir essas novas regulamentações e recorreu da decisão. O presidente da empresa, Scott Pfoff, explicou que esses novos requisitos de garantia tornam o negócio “antieconômico”.
E essa é a realidade. Se as empresas de petróleo e gás fossem obrigadas a arcar com o custo total do fim da vida útil de seus poços, grande parte de seu estoque se tornaria antieconômica. É aí que entram os contribuintes.
A indústria do fraturamento hidráulico quer despejar águas residuais em rios e córregos para economizar dinheiro.
A falta de exigência de garantias adequadas para os custos de limpeza de petróleo e gás é apenas um dos muitos subsídios governamentais indiretos para a indústria de petróleo e gás. A ausência de regulamentação da queima e da liberação do potente gás de efeito estufa metano durante a perfuração de petróleo é outro exemplo.
As empresas de fraturamento hidráulico, que gastam muito dinheiro emprestado para extrair petróleo e gás em grande quantidade com pouco (ou nenhum) lucro, estão enfrentando um colapso no financiamento. Graças ao modelo de negócios falido do setor, essas empresas estão desesperadas por maneiras de cortar custos.
Um dos principais custos associados à fratura hidráulica, ou fracking, é a aquisição, o bombeamento e o descarte da água que, após a perfuração, geralmente contém níveis corrosivos de sais e contaminantes, incluindo materiais radioativos naturais, produtos químicos e resíduos de petróleo. Essa área tornou-se um dos principais alvos da indústria para reduzir custos.
Um gráfico que mostra o ciclo da água durante a fratura hidráulica. Crédito: Agência de Proteção Ambiental dos EUA, 2016
Como o Washington Post apontou em 2015 (e como destaquei no ano passado), quando se trata da produção de petróleo e gás de xisto por fraturamento hidráulico, “atualmente não há como tratar, armazenar e liberar os bilhões de litros de águas residuais na superfície”. As abordagens (legais) atuais da indústria para o descarte de suas enormes quantidades de águas residuais envolvem a injeção subterrânea, que em alguns casos está ligada ao aumento da atividade sísmica, o uso para irrigação de plantações ou para o degelo de estradas e o envio para estações de tratamento de água municipais que não possuem equipamentos para tratá-las adequadamente.
Tratar as águas residuais da perfuração de petróleo e gás é possível, mas caro. Como relatado recentemente pela S&P Global Platts , de acordo com um estudo da Texas Alliance of Energy Producers e da Independent Petroleum Association of America, para as empresas de perfuração da Bacia Permiana no Texas, “Economicamente, os custos de tratamento precisam ser reduzidos”.
O estudo conclui que o tratamento de águas residuais já é um fator limitante nesta região prolífica: “Algumas sub-bacias do Permiano estão atualmente limitadas devido à capacidade insuficiente dos poços de injeção. O crescimento projetado da produção agravará a situação.”
Com esse excesso de águas residuais combinado com os altos custos, a indústria busca uma alternativa barata. A abordagem preferida mais recente parece ser pressionar os governos para que alterem as normas e permitam o despejo de águas residuais com tratamento limitado em rios e córregos.
Em novembro, a E&E News noticiou que há movimentos para permitir ou expandir o descarte de águas residuais em Oklahoma , Texas, Novo México e Pensilvânia , todos estados com importantes indústrias de fraturamento hidráulico. "Dentro de um ano, Oklahoma poderá obter a aprovação da EPA para começar a emitir licenças que permitirão à indústria petrolífera descartar resíduos salinos de campos petrolíferos em cursos d'água", escreveu a E&E .
Com a escassez de espaço para poços de injeção, a indústria espera despejar suas águas residuais em córregos e rios, transferindo mais uma vez os potenciais passivos ambientais e financeiros para o público.
Um grupo de trabalho de 2017, que buscava alternativas para as águas residuais dos campos petrolíferos de Oklahoma (também conhecidas como "água produzida"), descobriu que "a maneira mais econômica de reduzir o descarte é as empresas petrolíferas tratarem e limparem essa água produzida para que ela possa ser reutilizada em atividades como o fraturamento hidráulico", relatou o StateImpact Oklahoma da NPR.
No entanto, a reciclagem da água produzida para novos poços de fraturamento hidráulico resulta em água produzida ainda mais tóxica, que não pode ser reciclada indefinidamente. Com os poços de injeção cada vez mais incapazes de lidar com o volume de água produzido pela indústria, as empresas de xisto têm buscado métodos alternativos de descarte mais baratos, incluindo o despejo da água em rios e córregos.
No entanto, a análise de 2017 concluiu que tratar a água produzida pela fratura hidráulica a ponto de poder ser despejada com segurança em rios ou usada para irrigação agrícola não era economicamente viável.
Owen Mills, diretor de planejamento hídrico do Conselho de Recursos Hídricos de Oklahoma, explicou ao StateImpact Oklahoma por que essa não era uma opção viável para o setor: "É extremamente caro fazer isso e consome muita energia."
Tratar adequadamente a água residual do fraturamento hidráulico, a ponto de ela deixar de representar uma ameaça à saúde humana e ao meio ambiente, seria extremamente caro. É por isso que a indústria está pressionando para mudar as regras de descarte dessa água. Se tiver sucesso, espere que os custos da limpeza — também extremamente altos — sejam cobrados do público americano.
Imagem principal: Equipamentos pesados estão posicionados na margem rochosa de um riacho, como parte dos esforços de recuperação de poços de petróleo e gás abandonados realizados pelo Bureau of Land Management e pelo Serviço Florestal dos EUA no leste dos Estados Unidos. Crédito: Bureau of Land Management
