Houston/Nova York - Nos últimos três anos, o boom na indústria de petróleo de xisto dos EUA superou todas as expectativas. A produção cresceu muito mais rápido do que qualquer previsão, e empresas correram para garantir espaço em novos oleodutos para levar a produção até o mercado.

Agora, em projetos periféricos, isso pode estar mudando ─ pelo menos por um tempo.

Notícias duas da áreas de xisto menos desenvolvidas dos EUA, em Colorado e Ohio, divulgadas na semana passada, oferecem um choque de realidade para a onda de euforia que tomou conta de toda a indústria. Os tropeços marcam uma ruptura com os últimos anos, em que quase todos os novos projetos foram um sucesso da noite para o dia, com crescimento constante da produção.

Na quinta-feira, o Estado de Ohio, que abriga o depósito de xisto de Utica, finalmente publicou os dados da produção anual de 2012, que mostraram que o Estado bombeou menos de 700 mil barris de petróleo de seus poços de xisto ─ apenas o suficiente para encher um pequeno navio petroleiro.

O depósito de xisto de Bakken, na Dakota do Norte, produz mais do que isso em um único dia. Mesmo as autoridades estaduais disseram que a produção era "menor do que a inicialmente estimada".

No dia anterior, a NuStar Energy havia dito que iria engavetar um plano para converter um par de oleodutos subutilizados, que atualmente transportam produtos refinados, em um oleoduto para petróleo de xisto da reserva de Niobrara, no Colorado, rumo ao Texas. A empresa não teve sucesso, por duas vezes, em garantir compromissos suficientes de clientes potenciais que justificassem o investimento na conversão.

Nenhuma das notícias foi surpresa para os especialistas da indústria, e ambas foram provavelmente afetadas por circunstâncias atenuantes.

A crescente preferência para transporte ferroviário provavelmente reduziu o interesse em compromissos de longo prazo para utilizar o oleoduto da NuStar. O xisto de Ohio ainda pode oferecer grandes volumes de gás liquefeito e condensado, se perfuradores podem encontrar novas maneiras de extraí-lo do solo.

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No entanto, tomados em conjunto esses episódios ofereceram um sinal de que a onda de entusiasmo e a onda de investimentos em campos de xisto, de uma costa à outra, atingiu uma curva.

Enquanto as tecnologias básicas de fraturamento hidráulico e de perfuração horizontal foram suficientes para extrair um fluxo inesperado de óleo de xisto em muitas regiões, essas formações geológicas mais desafiadoras podem exigir ainda mais inovação para serem utilizadas.

"Tudo é uma questão de tecnologia", disse Sandy Fielden, analista da RBN Energy em Austin, Texas.

"O resumo da história é que este material está lá embaixo. É só descobrir o ponto ideal de onde obtê-lo e as condições adequadas para retirá-lo." Por enquanto, poucos questionam a noção de que a produção em Bakken, Eagle Ford e na Bacia Permian no Texas vai continuar crescendo, impulsionando a produção nacional de petróleo ao nível mais alto em duas décadas e diminuindo a dependência dos Estados Unidos das importações.

No entanto, é pouco provável que o ritmo alucinante dos últimos três anos dure para sempre.

"As empresas estabeleceram suas áreas de superfície, descobriram os melhores pontos para perfurações, mas ainda há uma série de desafios realmente enormes para entender as formas mais eficientes e eficazes para maximizar a produção no longo prazo", o diretor sênior de pesquisa da IHS, Pete Stark.

"Estamos no início da segunda rodada, em um jogo de nove rodadas, que diz respeito ao know-how", afirmou ele, numa referência a uma partida de beisebol.

Fazendo jus às esperanças 

O xisto de Niobrara e de Utica não são as primeiras áreas a decepcionar os investidores. A reserva de Collingswood, em Michigan, teve uma curta bonança por alguns meses em 2010, enquanto a gigante reserva de Monterey, na Califórnia, tem frustrado as empresas exploradoras por anos.

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Por outro, o tamanho da decepção é notável.

Apenas dois anos atrás, o então diretor-presidente da Chesapeake Energy, Aubrey McClendon, colocou Utica no mapa, afirmando que poderia conter uma reserva equivalente a 500 bilhões de dólares.

Empresas petrolíferas, incluindo a Total, gastaram bilhões de dólares comprando os direitos de perfuração. Geólogos do Estado estimaram que a área pudesse entre ter uma reserva de 1,3 bilhões a 5,5 bilhões de barris de petróleo, uma grande soma.

"Utica, até agora, não conseguiu fazer jus à empolgação", disse Ed Morse, diretor de pesquisa de commodities do Citigroup.

De acordo com cálculos da Reuters, a produção média de petróleo por poço ativo, foi de 80 mil barris por dia --cerca de um décimo do que se produz na Dakota do Norte.

Jonathan Garrett, da Wood Mackenzie, em Houston, afirma que Utica ainda pode vir a ser um empreendimento de gás natural de sucesso, com proximidade à demanda da Costa Leste. Mas com o preço do gás natural em baixa, a 4 dólares por milhão de BTU (British Termal Unit) em um futuro previsível, este não é o resultado que empresas exploradoras esperavam alguns anos atrás.