AEPET Aepet - A produção em águas profundas é mais rentável que no "shale"?
A produção em águas profundas é mais rentável que no "shale"?
15 Agosto Escrito por Nick Cunningham Lido 2339 vezes
Enquanto o caminho do shale (xisto) dos EUA começa a parecer muito cheio, a perfuração em águas profundas pode ver uma retomada.
A Royal Dutch Shell diz que a perfuração offshore é agora mais competitiva do que a perfuração de xisto em terra, que era a regra desde o colapso do mercado de petróleo em 2014. Acredita-se que a recessão tenha valorizado a perfuração de xisto de ciclo curto, reduzindo drasticamente o risco que as empresas enfrentam, permitindo-lhes recuperar rapidamente seu dinheiro em questão de meses ou mesmo semanas em poços individuais de xisto.
Em forte contraste, a perfuração em águas profundas requer enormes despesas antecipadas e promete retornos que se estendem por anos ou até décadas, cenário não desejável para se estar no ambiente "de preços mais baixos por mais tempo" ou em um mundo em que o pico da demanda de petróleo se aproxima.
Mas a Shell argumenta que os ganhos são muito melhores no exterior (dos EUA). "A maior excitação no momento é em águas profundas", disse Andy Brown, chefe de exploração e produção da Shell, ao Financial Times. A Shell priorizou projetos no Brasil (auxiliados pela aquisição de US $ 50 bilhões do BG Group), no Golfo do México e no Mar do Norte.
A razão pela qual a perfuração em águas profundas é tão emocionante para a Shell é que o custo de novos projetos caiu significativamente nos últimos anos. "As águas profundas podem competir ou até demonstrar retornos mais altos por causa da redução de custo significativa", disse Brown. "Preços de equilíbrio em águas profundas - estamos falando agora em US $ 30 por barril."
Isso se compara favoravelmente a muitos campos de xisto terrestres e, na verdade, ele superaria praticamente todos os lugares em que as empresas de xisto estão perfurando. Por exemplo, o SCOOP em Oklahoma tem um preço de equilíbrio de cerca de US $ 60 por barril, de acordo com dados da Bloomberg New Energy Finance do início deste ano. Isso está na extremidade superior, mas áreas ainda mais competitivas são muito mais caras do que os números que a Shell está citando. O Eagle Ford bate entre US $ 48 e US $ 61 por barril, o Bakken entre US $ 53 e US $ 56, o Niobrara a US $ 63 e a bacia de Delaware (Permian) a US $ 57 por barril. Até mesmo o Midland Permian, indiscutivelmente a região de xisto mais valorizada do país, chega a quase US $ 37 por barril, diz a BNEF.
Com esses números em mente, a indústria do petróleo está voltando para águas profundas. De acordo com a Rystad Energy, já houve 45 projetos offshore que receberam decisões finais de investimento este ano, mais do que todos os 2016 combinados. Além disso, os FIDs offshore este ano estão a caminho de exceder o total de 2017 em mais de 50%.
Nos próximos dois anos isto pode se avolumar. Um novo relatório da Wood Mackenzie estima que a indústria do petróleo aprovará cerca de US $ 300 bilhões em investimentos entre 2019 e 2020.
A Shell pretende gerar entre 6 e 7 bilhões de dólares em fluxo de caixa livre até 2020 de sua unidade de produção. "É ótimo ter os dois no portfólio e estamos aumentando nosso negócio de xisto. . . mas, em termos de fluxo de caixa, nossas águas profundas têm um potencial de fluxo de caixa significativamente maior ", disse Andy Brown, da Shell, ao FT.
A Shell tem planos ambiciosos para o setor offshore do México, e a petroleira anglo-holandesa arrematou 19 blocos em vários leilões. A Shell também é uma das maiores produtoras de petróleo do Brasil e garantiu sua presença no país antes que o governo liberasse as leis energéticas há poucos anos. O Golfo do México nas águas dos EUA também é uma parte fundamental do portfólio da Shell.
Nem todas as grandes empresas de petróleo estão seguindo os passos da Shell. Muitas delas estão buscando uma abordagem um tanto quanto mista, avançando em alguns grandes projetos offshore, ao mesmo tempo em que reforçam substancialmente seu negócio de xisto. Por exemplo, a BP acaba de comprar os ativos de xisto da BHP Billiton por mais de US $ 10 bilhões, tornando-se um grande produtor no Permiano. Ainda assim, a petrolífera britânica também deu luz verde a alguns projetos offshore, incluindo a fase 2 do Mad Dog.
A ExxonMobil também está buscando essa abordagem dupla. A Exxon gastou mais de US $ 6 bilhões no início de 2017 para expandir sua presença no Permiano, mas a supermajor também está priorizando o desenvolvimento de suas descobertas offshore na Guiana. Enquanto isso, a ConocoPhillips protelou a perfuração offshore durante a desaceleração do mercado de petróleo e prometeu se concentrar cada vez mais no xisto.
Em outras palavras, não há uma abordagem de consenso daqui para frente, na qual o xisto está crescendo rapidamente e o crescimento da demanda a longo prazo permanece questionável.
As grandes companhias de petróleo estão lidando de maneiras diferentes. Mas ao contrário da crise que o setor offshore enfrentou durante a estagnação de 2014-2016, a perfuração offshore não está mais desempenhando um papel secundário frente ao xisto terrestre em termos de atrair dólares de investimento escassos.
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0 # jacob binsztok 20-08-2018 22:55
Estive lendo o Pinheiro Machado na Saga do Pré- Sal e fiquei com a impressão que precisamos radicalizar as questões referentes ao P&D da exploração de petróleo em águas profundas , na medida em que ele coloca a finitude dos recursos com uma possível estratégia das majors em controlar o preço .A radicalidade abrangeria inclusive
questões teóricas .
0 # Luciano Seixas Chaga 21-08-2018 16:16
Isso Jacob. Tem uma conferência no youtube do Dr. Scott Tinker que fala sobre energéticos de modo geral. O cidadão é do o diretor do Bureau of Economic Geology dos USA e as análises dele parecem corretas. Assista, sugiro, e depois comente pois ele versa sobre o assunto em pauta associando-o a pobreza.
0 # Luciano Seixas Chaga 20-08-2018 13:06
https://www.youtube.com/watch?v=jVjC1SE2n9U Recomendo
+2 # jacob binsztok 18-08-2018 14:04
Concordando com o Luciano e acrescentando que os nossos esforços de P&D
foram realizados pela Petrobras no Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas-(PROCAP- 1.000e 2000) que permitiu a redução de custo de extração de petróleo nesse tipo de campo.
+3 # Luciano Seixas Chaga 20-08-2018 07:23
O melhor Jacob é a real redução de custos. Isso não é propositadamente divulgado pela grande mídia como excelência da Petrobras e ao não informar tais méritos, a sociedade ainda pergunta se o pré-sal é economicamente viável. E assim se prossegue com a célere privatização da empresa.
+3 # Luciano Seixas Chaga 17-08-2018 15:47
Produzir shales é portanto uma posição geopolítica dos USA que usam os montantes produzidos como objeto de negociações ou sanções comerciais, uma vez que ele é um projeto caro, superior a US$60/bbl (média) após a mudança do objetivo para as franjas dos arenitos Permianos (silts), e de capital intensivo. Assim o que usam argumentos a favor da entrega do pré-sal o artigo deveriam refletir de como as nações usam seus bens em defesa dos empregos e empresa deles, no caso os USA. A Noruega faz o mesmo com a Equinor, etc. O pré-sal não pode ser vendido por preço de banana.
+3 # Luciano Seixas Chaga 17-08-2018 15:40
Uma interessante abordagem. Fraturar folhelhos (shale fracking), só é eficiente quando as rochas têm ruptibilidade ou seja não têm minerais argilas em percentuais superiores a 18%. Essa é a razão da migração dass empresas para os siltitos do Permiano, ou nas franjas sedimentares das antigas bacias convencionais arenosas, onde o desempenho das fraturas é garantido. Quanto aos breakevens dos projetos, como os frackings são repetidos, eles deveriam estar nos OPEX dos projetos ou sejam os custos operacionais seriam mais caros o que nos permite pelo menos inferir que os breakevens dos shales estão subavaliados, razão pela qual as majores migram para o pré-sal com breakevens na casa dos US$25,00/bbl.