A produção de shale está desacelerando? Essa é uma questão que vale a pena ser feita, já que a contagem de sondas nos EUA apresentou a maior queda em praticamente três anos na semana passada, e uma pesquisa no quarto trimestre mostrou que houve quedas drásticas no número de empregos e no uso de equipamentos em campos petrolíferos no Texas, sul do Novo México e norte de Louisiana.
Mesmo assim, com os futuros do petróleo norte-americano sendo negociados a cerca de $55 por barril — com projeção de alcançar pelo menos US$ 60 no curto prazo — pode haver mais incentivos para que as empresas de perfuração do país continuem produzindo a todo vapor, aumentando ainda mais os desafios da Opep, à medida que o cartel tenta sanar o excesso de oferta do mercado global.
A queda registrada na semana passada de 21 sondas nos EUA, segundo a empresa Baker Hughes, justificadamente sacudiu os traders de petróleo diante da aceleração dos ganhos em um mercado que já estava em um intenso modo de compra, graças aos esforços da Opep de elevar a visibilidade dos cortes de produção. A queda semanal na contagem de sondas foi a mais acentuada desde fevereiro de 2016. Mesmo assim, o número restante de 852 sondas ainda é maior do que as 747 registradas no mesmo período do ano passado.
Indicador atrasado
A regra de ouro para a contagem de sondas é que se trata de um indicador atrasado. As mudanças de preços geralmente provocam variações no número de sondas empregadas, com um atraso médio entre 16 e 22 semanas.
A atividade de perfuração e os futuros do West Texas Intermediate, nos EUA, estão estreitamente correlacionados e cada um apresenta um ciclo acentuado.
Os dados de correlação coletados pela Reuters mostram que, em 2014, os futuros do WTI caíram em meados de junho, e a contagem de sondas começou a declinar 16 semanas depois, em meados de outubro.
Em 2016, o WTI se valorizou desde meados de janeiro, e a contagem de sondas começou a se recuperar 19 semanas depois, a partir do fim de maio.
Embora cada porção de shale apresente diferentes eficiências operacionais, há especulações de que o limiar de rentabilidade de alguns produtores é de US$ 30 por barril de petróleo. Preços em torno de US$ 40 geralmente são o ponto em que os produtores consideram desacelerar a extração, a fim de aguardar uma melhora nos preços.
Erro, o grupo não existe! Verifique a sua sintaxe! (ID: 7)Os preços precisam cair para que haja uma tendência de declínio nas sondas
A atual queda na contagem de sondas ocorre apenas quatro semanas após o WTI perder o patamar de US$ 50 por barril em 17 de dezembro. Para que haja uma tendência de declínio nas sondas, os preços precisam permanecer baixos.
Desde que estabeleceu um fundo ao redor dos US$ 42 na véspera de Natal, o petróleo bruto norte-americano vem sendo negociado acima de US$ 50 nas últimas duas semanas e, ao que tudo indica, conseguirá sustentar o momentum de alta em direção aos US$ 60.
A expectativa é que a produção cresça em 1 milhão de barris este ano, alcançando 13 milhões de barris por dia em 2020.
A questão, portanto, é: quando a atividade do shale se recuperar, os produtores norte-americanos conseguirão compensar o corte de 1,2 milhão de barris que a Opep pretende fazer diariamente?
A Energy Intelligence, de Nova York, afirma que será difícil responder a essa questão com certeza, muito embora empresas como Diamondback (NASDAQ:FANG), Parsley Energy (NYSE:PE) e Centennial Resource Development (NASDAQ:CDEV) — players estabelecidos na bacia de shale no Permiano — tenham anunciado cortes em seus dispêndios de capital em 2019, no mês passado.
Muitos permitiram que os orçamentos de perfuração aumentassem no ano passado
A consultoria disse ainda:
“O verdadeiro teste virá este ano, se os preços do petróleo nos EUA permanecerem perto do atual patamar de US$ 50. Além de os produtores norte-americanos com capital aberto terem desembolsado grandes somas de dinheiro para recomprar ações em vez de investir cada dólar adicional em maior crescimento, muitos ainda permitiram que seus orçamentos subissem durante o ano e usaram a alta dos preços do petróleo no primeiro semestre de 2018 para cobrir a diferença.”
As vendas de ativos também podem alavancar o caixa das empresas de shale além da venda de petróleo, permitindo que elas incorram em despesas mesmo que os preços do petróleo não subam, segundo a Energy Intelligence. A agência citou dados do JP Morgan mostrando que algumas companhias fizeram headge de apenas 19% dos seus volumes de petróleo em 2019 — cerca de 50% a menos do que a média. A empresa afirmou ainda:
“Players do Permiano, como Halcon Resources (NYSE:HK) e Concho Resources (NYSE:CXO), geraram milhões de dólares no ano passado a partir da venda de infraestrutura para descarte de água produzida, e outras empresas mantém ativos estratégicos de refino que podem gerar caixa adicional.”
Fed de Dallas alerta para desaceleração do shale; Goldman nega, pelo menos com base em fusões e aquisições
Em uma pesquisa no quarto trimestre sobre o 11º Distrito que cobre o Texas, o sul do Novo México e o norte de Louisiana, o Federal Reserve de Dallas afirmou que o índice de utilização de equipamentos em serviços prestados para campos petrolíferos caiu para apenas 1,6 ponto, em comparação com os 43 pontos prévios, indicando que praticamente não houve crescimento.
O índice de emprego na pesquisa, enquanto isso, caiu dos anteriores 31,7 pontos para 17,5, após haver uma “moderação no crescimento tanto do emprego quanto das horas trabalhadas”, novamente sugerindo uma desaceleração na atividade do shale, segundo o Fed de Dallas.
Mas o Goldman Sachs afirmou que discussões em sua recente conferência Global Energy Conference Overall mostraram que havia “pouca confiança — tanto por parte de investidores quanto de empresas — de que 2019 seria um ano em que as fusões e aquisições reduziriam significativamente a produção de shale no médio prazo.”
