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O contexto mais amplo para as políticas governamentais voltadas para o gás natural não convencional foi a crise energética na década de 1970. O embargo do petróleo de 1973 estimulou o governo federal a começar a adotar uma série de políticas para lidar com a crise de energia, incluindo a consolidação e a expansão de programas de pesquisa e desenvolvimento (P&D) nesta área. Uma lei federal, em 1974, criou a Administração de Pesquisa e Desenvolvimento de Energia (sigla ERDA, do inglês Energy Research and

Development Administration) através da fusão de vários programas de pesquisa isolados,

incluindo os dos centros de investigação tecnológica do Bureau of Mines, os programas de P&D de energia fóssil no âmbito do Departamento do Interior dos EUA e o sistema de laboratórios nacionais sob a Comissão de Energia Atômica (que foi abolida na época) (WANG et al., 2013). Em Outubro de 1977, o Departamento de Energia dos Estados Unidos (sigla DOE, do inglês The United States Department of Energy) foi criado para consolidar num só organismo as responsabilidades para a política energética e os programas de P&D, incluindo os da ERDA e as responsabilidades relacionadas com a energia dos Departamentos de Agricultura dos EUA, Comércio, Habitação e Desenvolvimento Urbano e Transporte. O orçamento para pesquisas em energia, especialmente para programas de combustíveis fósseis, aumentou significativamente. Entre 1973 e 1976, os gastos federais de pesquisa em energia mais que dobraram, e o componente de energias fósseis aumentou aproximadamente dez vezes, de 1974 (US $143 milhões) a 1979 (US $1,41 bilhões) (NETL, 2011).

Alguns desses esforços em P&D e das políticas de preços de incentivo e crédito tributário que contribuíram para fomentar o interesse pela produção de gás não convencional são apresentados a seguir.

4.2.1 Preços de incentivo e crédito tributário

A Seção 107 da NGPA, lei descrita anteriormente neste estudo, previa preços de incentivos em termos de precificação para gás natural de “alto custo” de extração e incluía dentre outras fontes estipuladas pelo órgão regulador: Devonian shales, CBM e tight gas. (WANG, 2013).

O motivo da inclusão do gás não convencional na NGPA se justifica pelo declínio das reservas de gás natural. Para resolver esta questão foram realizados na década de 1970 vários estudos sobre o desenvolvimento de novas fontes de energia, com apoio, sobretudo de algumas agências federais: Comissão Federal de Energia, ERDA, e DOE. O resultado destas pesquisas sugeriu que a base de recursos de gás natural não convencional poderia ser muito grande e que os esforços para desenvolver esses recursos deveriam ser incentivados e subsidiados (WANG et al., 2013).

Os preços na cabeça do poço para Devonian shale, coal seams, geopressured brines

foram desregulamentados no dia 1° de novembro de 1979 (MACAVOY, 1983). Esta desregulamentação criou uma enorme vantagem para estes recursos de gás incipientes. No início de 1980, o preço do gás natural de alto custo desregulamentado era duas vezes mais alto que o preço do gás natural regulamentado (TOBIN et al., 1989).

Créditos fiscais e subsídios para a produção de combustíveis não convencionais foram concedidos com a aprovação da Lei Crude Oil Windfall Profit Tax Actem 1980, em resposta à crise do petróleo de 1979. Esses incentivos, implantados sob a Seção 29 do Código da Receita Federal e estendidos à biomassa, geopressured brines, petróelo a partir de folhelho ou

tar sands, combustíveis sintéticos a partir de carvão e a alguns outros combustíveis

alternativos (HASS et al., 1992) tinham como principal objetivo reduzir os riscos associados à exploração desses recursos e o aumento da viabilização de projetos de fontes consideradas de alto custo de exploração.

Os poços de gás não convencional perfurados entre 1° de Janeiro de 1980 e 31 de dezembro de 1992 estariam elegíveis para os créditos tributários desta lei, cuja produção continuou a receber incentivos até 31 de dezembro de 2002.

A dimensão dos créditos fiscais para o Devonian shale (e CBM) foi determinada por uma fórmula que considerava a inflação do momento e um fator matemático responsável pela remoção gradual do efeito desses incentivos quando o preço do petróleo estivesse elevado, refletindo a consideração de que os créditos deveriam fomentar a produção dos recursos não convencionais e torná-los competitivos, principalmente em cenários de aumento do valor do petróleo, proporcionando maior viabilidade a esse tipo de exploração (SOOT, 1991).

Os produtores de gás deveriam optar entre os preços de incentivo promovidos pela NGPA ou os créditos fiscais da Seção 29. Este requisito, no entanto, não afetou os produtores de Devonian shale e CBM, pois seus preços foram desregulamentados no final de 1979 e, então, passaram a optar pelos incentivos tributários.

Segundo Wang et al. (2013), nenhum estudo analisou rigorosamente o impacto desses incentivos financeiros sobre o desenvolvimento de gás natural não convencional. Os autores citam ainda inúmeras publicações comerciais (por exemplo, SOOT, 1991; KUUSKRAA e et al., 2002; HASS et al., 1992; KUUSKRAA et al., 1995), que discutem essas políticas em termos gerais e sugerem que o crédito fiscal da Seção 29 estimulou o desenvolvimento de gás natural não convencional. Hass et al., (1992) afirmam que mesmo os críticos da política de crédito de imposto concordam que o crédito fomentou a perfuração e produção dos recursos não convencionais. Kuuskraa et al. (1995) sugerem que a Seção 29 crédito fiscal elevou os retornos financeiros e assim reduziu o risco de investir em recursos não convencionais de gás natural e, como resultado, impulsionou o investimento em atividades de desenvolvimento e melhoria da tecnologia.

4.2.2 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento

O Programa de Pesquisa de Gás Natural Não Convencional, promovido pela ERDA, tinha três componentes: o Eastern Gas Shales Program (EGSP), o Western Gas Sands Program (WGSP) e o Methane Recovery from Coalbeds Program (MRCP) (WANG et al., 2013). Para os propósitos do presente estudo, o foco será o EGSP, programa que incidiu sobre três questões-chave: (i) o desenvolvimento de um inventário dos recursos dos Devonian

shales em três bacias (EIA, 2012a); (ii) a determinação das reservas recuperáveis de gás a

partir de Devonian shales; e (iii) determinação das tecnologias mais eficazes para extrair esse gás, pelo menor custo (BURWEN et al., 2013).

Através do EGSP, a ERDA trabalhou em parceria com a indústria, com universidades e pesquisas geológicas (SCHRIDER et al., 1980), buscando avaliar o volume, a distribuição e a caracterização dos recursos, bem como desenvolver tecnologias, incluindo fraturamento hidráulico massivo, para a monitoramento e perfuração de poços exploratórios desses recursos (SCHRIDER et al., 1980). O EGSP apoiou a perfuração de aproximadamente 35 poços experimentais em Devonian shales da Bacia do Appalachian, que demonstraram, entre outras coisas, as possibilidades de perfuração horizontal (BURWEN, 2013). A EGSP também apoiou a pesquisa teórica e experimental sobre o fraturamento hidráulico pelo laboratório Lawrence Livermore e o trabalho colaborativo em fraturamento do Stanford Research Institute, Sandia Laboratories, entre outros (SCHRIDER et al., 1980). No total, o EGSP gastou cerca de US$ 185 milhões de dólares (BURWEN, 2013), com pico de gastos que ocorrem durante os primeiros anos do programa (BURWEN, 2013).

Os montantes gastos pelo EGSP foram modestos no contexto da despesa global de dezenas de bilhões de dólares por parte da indústria e do governo em pesquisa e desenvolvimento relacionados com a energia (NATIONAL RESEARCH COUNCIL, 2001). No entanto, as contribuições do EGSP vieram em momentos críticos quando as possibilidades de exploração das reservas de gás de folhelho eram mal compreendidas (NATIONAL RESEARCH COUNCIL, 2001), quando as grandes empresas de petróleo e gás reduziam o investimento em pesquisa e desenvolvimento (BURWEN, 2013) e quando a área de recuperação de gás não convencional estava amplamente dominada por pequenas corporações independentes com orçamentos limitados para pesquisa e desenvolvimento (BURWEN, 2013).

Os mapas e os relatórios técnicos resultantes comprovaram a extensão dos recursos de gás de folhelho e compartilharam know-how tecnológico com a indústria, demonstrando o potencial do mercado e reduzindo os riscos para os primeiros participantes (BURWEN, 2013). As estimativas de recursos geradas pelo EGSP são essenciais para a indústria, uma vez que ajudam a determinar onde poços produtivos podem ser perfurados e fraturados. O EGSP contou com o primordial apoio do Instituto de Pesquisa do Gás (sigla GRI, do inglês Gas

Research Institute) (BURWEN et al., 2013), uma organização privada de pesquisa sem fins

lucrativos (MIT, 2011). Desde o início, o EGSP buscou incentivar a indústria privada a iniciar e conduzir projetos de P&D, compartilhando os riscos e os custos de desenvolvimento

(SCHRIDER et al., 1980). O GRI, trabalhando extensivamente sob a coordenação do DOE, foi talvez a principal concretização do modelo de parceria público-privada a contribuir com vasta pesquisa na área de energia. Em geral, o trabalho da GRI tinha um foco mais aplicado do que o trabalho do DOE (BURWEN, 2013). O GRI concentrava-se na comercialização e na implantação de tecnologias que eram de interesse para a indústria, incluindo novas técnicas de exploração, modelos de reservatório e tecnologias de simulação (MIT, 2011). O DOE, por sua vez, focava em pesquisas básicas de P&D para gerar informações e dados, bem como desenvolver novas técnicas de exploração e produção. DOE e GRI complementavam-se (BURWEN, 2013). A parceria exigia que todos os resultados obtidos nas pesquisas fossem publicados e a renúncia da propriedade intelectual de suas descobertas, o que foi fundamental para fomentar a transferência de tecnologia no setor de gás natural (BURWEN, 2013).

As parcerias público-privadas ajudaram a garantir a continuidade de projetos de P&D. Enquanto o Congresso reduziu o financiamento federal para a investigação de gás não convencional no início da década de 1990, os parceiros da indústria mantiveram numerosos projetos de P&D (KUUSKRAA et al., 2002). Essas parcerias também contribuíram para acelerar a difusão de novas descobertas e tecnologias de pesquisa. À medida que o setor privado impulsionou as melhorias e os avanços contínuos em tecnologias de exploração e produção de gás natural não convencional, o governo federal contribuiu substancialmente de várias formas: mapeando os recursos; coordenando e complementando os esforços da indústria; desenvolvendo a pesquisa de base e oferecendo créditos fiscais para o gás não convencional (BURWEN, 2013).

Entre os resultados obtidos estão: a primeira perfuração por Fraturamento Hidráulico Massivo (sigla MHF, do inglês massive hydraulic fracturing) do DOE, ocorrida em West Virginia em 1986 em parceria com algumas empresas em Wayne County; a primeira perfuração horizontal da Mitchell Energy em 1991 em Barnett Shale e a produção por intermédio de MFH de fato viável comercialmente, também operacionalizado pela Mitchell Energy em 1997 (VALLE, 2014).

É importante destacar outros empreendimentos como a utilização da tecnologia de mapeamento por imagens microssísmicas em 3D utilizadas no processo de fraturamento hidráulico. Esta tecnologia, desenvolvida pelo Sandia National Laboratories para a exploração de minas de carvão, foi adaptada para a exploração do gás de folhelho, conforme demanda de empresas privadas (VALLE, 2014). O mapeamento por imagens microssísmicas em 3D é uma ferramenta que oferece um panorama visual e mais aprofundado das fraturas a serem realizadas em ambientes inóspitos e com baixíssima permeabilidade, bastante comum nas

formações de shale (VALLE, 2014). Esse tipo de mapeamento, ainda que não utilizado na maioria dos fraturamentos atuais, oferece significativos ganhos de eficiência (VALLE, 2014).

Outras inovações geradas a partir de parcerias público-privadas incluem: o desenvolvimento das brocas de perfuração cravejadas de diamantes (VALLE, 2014), avanços em telemetria de poço, avanços em flexitubos para aplicação em poços de diâmetro reduzido, e uma variedade de outras aplicações em mapeamento geológico(BURWEN, 2013).