domingo, 21 de dezembro de 2014

O estado de Nova York proíbirá a extração de gás por fraturamento hidráulico ou fracking

http://jornalggn.com.br/noticia/nova-york-proibe-a-extracao-de-gas-por-fraturamento-hidraulico-por-danos-a-saude
O estado de Nova York proíbirá a extração de gás por fraturamento hidráulico, ou fracking, anunciaram as autoridades depois de um relatório oficial dizer que apresenta riscos significativos para a saúde.

"Tenho tido em conta todas as estatísticas disponíveis e visto muitas questões e riscos para a saúde pública que ainda não têm uma resposta ", disse o responsável estadual pela Saúde, Howard Zucker, durante o anúncio dos resultados do relatório, informa EFE.
Enquanto isso, o responsável estadual pela Conservação do Meio Ambiente, Joe Martens, anunciou que no início de 2015 ordenará um novo regulamento para proibir a fratura hidráulica em grande escala.
No estado de Nova York está em vigor uma moratória sobre o uso do fracking desde 2008, cuja continuidade estava pendente de revisão, enquanto se aguardava as conclusões do estudo realizado pelo Departamento de Saúde.

sexta-feira, 19 de dezembro de 2014

As novas regras da conta de luz

http://jornalggn.com.br/noticia/as-novas-regras-da-conta-de-luz
Jornal GGN - A partir de 2015 o setor elétrico brasileiro passa por uma mudança no esquema de tarifação: as contas de energia passarão a informar ao consumidor sobre o custo de geração e o reajuste se dará mensalmente. Isso será feito por meio do sistema de bandeiras tarifárias, que esteve em testes durante todo o ano de 2014.
Funciona assim: se as condições de geração forem favoráveis, vigora a bandeira verde e a conta de luz não tem nenhum acréscimo. Se as condições piorarem, entra a bandeira amarela e a tarifa sobe R$ 1,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos. E se o custo de geração estiver muito alto, a bandeira vermelha é ativada e a conta sofre um acréscimo de R$ 3,00 para cada 100 kWh consumidos.
De acordo com Marcelo Sigoli, diretor da Associação Brasileira das Empresas de Serviços e Conservação de Energia (ABESCO), em qualquer situação, a bandeira amarela vai representar cerca de 5% a mais na conta. E a bandeira vermelha 10% a mais. Ele explica. “Vamos supor que você tenha consumido 2 mil quilowatts, vamos multiplicar isso por 0,30 centavos, que é uma tarifa média, vai dar R$ 600 na conta – sem impostos, sem ICMS. Esses 2 mil quilowatts, divididos por 100 [base de cálculo das bandeiras tarifárias] vai dar 20. Vezes R$ 1,50 [da bandeira amarela], dá mais R$ 30. Ou seja, 5% de acréscimo. Se for na bandeira vermelha dá mais R$ 60 reais, 10% de acréscimo”.
Ainda assim, ele tranquiliza que o consumo familiar no Brasil está muito abaixo dos citados 2 mil kWh. “A média residencial do Brasil está em torno de 120 kWh”. Seguindo a mesma base de cálculo, o preço dessa tarifa seria R$ 36,00. Portanto, o acréscimo médio na conta seria de R$ 1,80 nos meses de bandeira amarela e de R$ 3,60 nos meses de bandeira vermelha. Novamente, 5 e 10%.
Como reduzir o consumo?
Para Sigoli, as bandeiras tarifárias são boas para o consumidor, pois dão transparência, ao sinalizar qual é o custo real da energia. E possibilitam ao cliente fazer um uso mais racional da eletricidade. Mas de que forma as pessoas podem tentar reduzir o consumo? Ele dá algumas dicas. “Os grandes consumidores de energia em uma residência são a geladeira e o chuveiro”.
“Se a pessoa for comprar uma geladeira nova, que compre com o Selo Procel, assim já vai estar economizando bastante”. Mas se trocar de geladeira não estiver nos planos, ele recomenda verificar a borracha de vedação. “Se estiver com defeito, a geladeira acaba perdendo a carga térmica e gastando mais energia. Um bom jeito de verificar é colocar uma folha de papel sulfite entre a porta e a geladeira e, com a porta fechada, tentar tirar. Se sair com facilidade, isso demonstra que a borracha precisa ser trocada”.
Para o chuveiro ele dá duas opções: mudar a posição da chave, de inverno para verão, ou diminuir o tempo do banho. “Consumo de energia é o quê? Potência e tempo. Quando falamos em potência falamos em equipamento, tecnologia. Quando falamos em tempo, estamos nos referindo a comportamento. Se você mudar a posição do chuveiro de inverno para verão, você está mexendo na potência e só com isso já dá pra reduzir em 30% o consumo daquele equipamento. Se você diminuir o tempo do seu banho, de dez para oito minutos, você está mudando o seu comportamento, e reduzindo o consumo em 20%. Claro que você pode fazer as duas coisas e economizar ainda mais”.
Ele explica que os equipamentos de informática não são uma preocupação tão grande, pois em geral já têm uma gestão de consumo de energia, mas alerta que mesmo em stand by eles ainda estão consumindo, e se estiverem ociosos devem ser desligados. Já a orientação para o ferro de passar, “um equipamento que tem uma potência muito alta, de 1000, 1500 watts”, é deixar a roupa acumular, passar tudo de uma vez só.
Há também uma questão para as distribuidoras, que não afeta diretamente o consumidor, mas que pode contar com alguma colaboração: evitar, quando possível, usar energia no horário de ponta. Cada concessionária trabalha com um pico, mas o mais usual é das 17h30 às 20h30. Sigoli explica que nesse horário as indústrias continuam funcionando, a iluminação pública é acionada, as pessoas estão chegando em casa e querem tomar banho. “Aí começa a ter um excesso de consumo que pode causar uma sobrecarga no sistema. O sistema é projetado para suportar, mas se as pessoas puderem usar a energia em outro horário, ela vai estar ociosa”, diz.
Contribuinte ou consumidor?
No mais, Sigoli tem uma boa impressão sobre a regra de bandeiras tarifárias. No modelo atual, o custo de geração é repassado anualmente, no momento das revisões tarifárias. “Nós estamos tendo aumentos nas tarifas na ordem de 30 a 40%. As concessionárias ficam o ano todo amargando um desequilíbrio contratual e no final todos pagam. Com as bandeiras tarifárias o impacto do custo de geração é minimizado porque ele é absorvido mensalmente”, afirma.
Ele entende que houve uma mudança de perspectiva que tornou a cobrança mais justa. “O que aconteceu nos últimos meses no setor elétrico é que nós pagamos a conta via contribuinte. Todo o impacto da crise foi via Tesouro ou via imposto. Agora, a questão está indo para o consumidor. Todo mundo vai pagar, mas vai pagar na proporção do consumo. Quem vai pagar mais caro é quem consome mais. E isso dá à pessoa a opção de economizar ou não. Ela pode tentar reduzir o consumo ou evitar o desperdício, que é o que a ABESCO defende na verdade. Nós esperamos que a partir disso seja possível fazer uma gestão mais efetiva e um uso mais racional da energia”.

quinta-feira, 18 de dezembro de 2014

Os desequilíbrios na política cambial

http://jornalggn.com.br/noticia/os-desequilibrios-na-politica-cambial
Recente estudo do IBMEC (Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais) constatou que a redução do investimento no país está associado à perda de rentabilidade das empresas. Associou essa perda de rentabilidade ao aumento dos custos salariais.
O buraco é mais embaixo, mas permite uma análise sobre as disfunções que acometeram a economia brasileira com a apreciação cambial.
***
A apreciação do câmbio teve efeitos diversos sobre setores da economia. E produziu um enorme conjunto de distorções associadas:
  1. No mercado financeiro permitiu ganhos expressivos.
É conta fácil de fazer.
O investidor traz US$ 100 milhões a R$ 2,72 = R$ 272 milhões.
Aplica R$ 272 milhões a uma Selic de 12,5% = R$ 306 milhões
Sai com o dólar a R$ 2,20 = US$ 139.090 milhões, ou 39% em um ano.
  1. As operações de swaps de moeda. O investidor toma um empréstimo em dólares, a uma taxa de 1% ao ano e aplica no Brasil a 12,5%.
Sem precisar imobilizar um tostão de capital, meramente com essa operação o investidor teria um ganho infinito. Não aplicou um dólar e recebeu US$ 39 milhões.
  1. O Banco Central troca poupança interna por poupança externa. Não amplia em nada o investimento privado e arca com uma conta fiscal pesada.
O investidor traz US$ 100 milhões. Adquire no mercado interno o equivalente a R$ 272 milhões.
O aumento na entrada de dólares provoca uma apreciação no real. Para impedir que isso ocorra, o BC vende títulos, recebe reais e com eles adquire os dólares que são colocados nas reservas cambiais.
Ou seja, o resultado líquido final é que o investimento privado não saiu do lugar. O investidor externos trouxe US$ 100 milhões; como contrapartida, o BC aumentou a dívida pública em R$ 272 milhões, colocou os títulos no mercado e retirou R$ 272 milhões da economia.
O resultado final é que a poupança total ficou na mesma. Para cada dólar que entrou houve uma aumento equivalente na dívida interna que retirou da economia o montante de reais equivalente à entrada dos dólares.
O BC aumentou seu passivo (a dívida interna) em R$ 272 milhões; e engordou seu ativo (as reservas cambiais) em US$ 100 milhões. Pela dívida ele paga 12,5% ao ano, em reais; pelas reservas cambiais ele recebe 1% ao ano, em dólares.
Se o câmbio permanecer inalterado no período, o resultado líquido dessa operação é um custo fiscal equivalente a 11,5% ao ano – sem acrescentar um tostão à poupança total do sistema.
Se o dólar cair para R$ 2,20, como no exemplo, o custo final poderá chegar a 40% ao ano.
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Nos últimos anos, a política cambial comportou-se assim.
Para atender o mercado, sucessivos governos permitiram políticas de apreciação do real.
Para compensar os grandes grupos não –financeiros, ofereceu toda sorte de arbitragem – como swap reverso e outras – permitindo que esses grupos compensassem as perdas operacionais com os ganhos de tesouraria.
Tudo isso foi possível quando havia um quadro externo favorável, com abundância de divisas e de arrecadação fiscal.
Agora, chegou a hora da verdade, de criar um ambiente econômico que permita às empresas lucrarem em cima das suas atividades produtivas.

Abreu e Lima permitirá autossuficiência do Brasil na produção de diesel

http://jornalggn.com.br/noticia/abreu-e-lima-permitira-autossuficiencia-do-brasil-na-producao-de-diesel
Jornal GGN - A produção da Refinaria Abreu e Lima, inaugurada no mês passado, poderá suprir 70% do óleo diesel consumido no país. Inicialmente a empresa processará 115 mil barris de petróleo ao dia e, a partir de maio de 2015, 230 mil barris. Segundo o diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Florival Carvalho, o Brasil deverá se tornar autossuficiente na produção de óleo diesel três anos após o início da operação total da refinaria.  
Sugerido por Assis Ribeiro
 
 
Por Leonardo Lucena, Pernambuco 
 
Ex-presidente do Porto de Suape na gestão do ex-governador Eduardo Campos (PSB), o senador eleito Fernando Bezerra Coelho (PSB) acredita que 2015 será o ano do porto, que fica entre os municípios de Ipojuca e Cabo de Santo Agostinho, na Região Metropolitana do Recife (RMR).
 
Em visita à cidade de Afogados da Ingazeira, no Sertão, o senador lembrou que, após o início das operações da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), no mês passado, o Porto de Suape pode representar 70% do óleo diesel consumido no País. "Todo o óleo diesel que vai abastecer o Nordeste sairá da Refinaria Abreu e Lima", afirmou o ex-ministro da Integração Nacional. FBC está visitando municípios do interior para agradecer os 2,6 milhões de votos que recebeu na última eleição.
 
Nesta primeira etapa, a Rnest vai processar 115 mil barris de petróleo por dia e outros 115 mil a partir de maio do ano que vem, totalizando uma produção diária de 230 mil barris. Avaliado em US$ 18,5 bilhões, o empreendimento ajudará a diminuir a dependência de importação de diesel no País. Durante evento no Rio, em março deste ano, o diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Florival Carvalho, afirmou que o Brasil pode se tornar autossuficiente em três anos após a operação total da refinaria.
 
Com 42% de participação, o diesel é o combustível mais consumido do País e, segundo previsões da Agência Nacional de Petróleo (ANP), deve haver um crescimento de 5% no consumo total deste combustível no Brasil. Além da conversão da petróleo em diesel, a refinaria produzirá derivados como nafta e gás liquefeito de petróleo.
 
Outro ganho para Suape deve ser a carga produzida pela fábrica da Fiat, em Goiana, Zona Mata Norte pernambucana. O empreendimento começará a funcionar no primeiro trimestre de 2015, e deve ter o porto como principal fonte de escoamento. "A meta da Fiat para 2015 é produzir 280 mil veículos (por ano). Para termos ideia da importância disso, a Ford quando se instalou na Bahia levou dez anos pra produzir 200 mil carros", disse FBC.
 
Apesar do número mencionado por FBC, em referência à quantidade de veículo a ser produzida anualmente, Grupo Fiat Chrysler divulgou que a unidade terá capacidade para produzir 250 mil veículos por ano e 120 mil motores. O investimento total do polo automotivo de Goiana chegará a R$ 7 bilhões, conforme previsões oficiais. São 4,5 mil trabalhadores na construção do polo automotivo, que, ao atingir 100% de sua capacidade operacional, o contará com oito mil trabalhadores diretos. 
 
O ex-ministro também lembra que o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) arrecadado em Pernambuco passou de R$ 460 milhões em 2006 para mais de R$ 1 bilhão atualmente. De acordo com FBC, mais 25 empresas devem se instalar em Suape no próximo ano. "O nosso polo petroquímico será um grande indutor do desenvolvimento. As grandes fábricas de poliéster estão no centro sul. Acontece que elas não vão poder ficar longe da matéria-prima produzida aqui. É uma tendência de mercado", acrescentou.
 
Segundo informações divulgadas no site do Complexo Industrial Portuário de Suape, o espaço, com 13,5 mil hectares, abriga 105 empresas, que, juntas, empregam 25 mil trabalhadores diretos. Outras 45 empresas estão em implantação. Estes empreendimentos somam mais de R$ 50 bilhões.

Crescem domicílios sem nenhum tipo de restrição à compra de alimentos no Brasil

Está melhorando, mas ainda falta muito. 
Jornal GGN - Aumenta o número de domicílios sem nenhum tipo de restrição para a compra de alimentos no Brasil. Os dados são do suplemento de Segurança Alimentar da Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios (PNAD 2013), organizado pelo IBGE e divulgado nesta quinta-feira (18). O trabalho aponta que em 2013 o país possuía 65,3 milhões de domicílios. Desse total, 50,5 milhões, ou 77,4%, foram classificados com segurança alimentar. O percentual foi superior ao observado em 2004 (65,1%) e 2009 (69,8%). Por outro lado, o estudo também apresentou que em 22,6% dos domicílios brasileiros as pessoas estão preocupadas com a segurança alimentar. A faixa representa um quarto da população, ou 52 milhões de pessoas.

Abreu e Lima realiza primeira venda de diesel

http://jornalggn.com.br/noticia/abreu-e-lima-realiza-primeira-venda-de-diesel


Jornal GGN – A Petrobras anunciou ontem (17) que realizou a primeira venda de diesel da Refinaria Abreu e Lima (RNEST). De acordo com o diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, a expectativa é que com a refinaria, localizada no Pernambuco, a importação de derivados, principalmente diesel e gasolina, seja reduzida em 100 mil barris por dia. A RNEST passa a disponibilizar para o mercado um volume total de 13 mil m³ de diesel S-500. A primeira nota fiscal emitida pela distribuidora tem volume de 1.600 m³.
A presidente Graça Foster comemorou o resultado. "É uma grande satisfação", disse em café de confraternização com jornalistas, na sede da empresa. E destacou os bons resultados alcançados pelo Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), que deve fechar o ano tendo proporcionado uma economia de R$ 10 bilhões à Petrobras. A meta era de R$ 7,3 bilhões.
De acordo com o gerente executivo de Desempenho, Mário Jorge da Silva, a redução de custos com o Procop, entre janeiro e setembro, já chegou a R$ 7,4 bilhões. “Esse número já supera a meta do ano. As equipes e os equipamentos têm respondido melhor do que o previsto”, afirmou. No comparativo com o mesmo período de 2013, a redução de custos foi 54% maior.
Os executivos também destacaram o desempenho do Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef), criado para recuperar os índices de produtividade em campos maduros. O Proef permitiu a recuperação de 135 mil barris de petróleo por dia, um aumento de 156% em relação a 2013.
A receita de vendas da estatal também cresceu. Os R$ 252,2 bilhões negociados entre janeiro e setembro deste ano representam 13% a mais do que no mesmo período do ano passado. A empresa está com um fluxo de caixa líquido positivo de R$ 4,2 bilhões. O aguardado balanço do terceiro trimestre deve ser divulgado até o fim de janeiro.
Além disso, Graça Foster disse que até o fim de janeiro já deve contar com uma lista de três nomes de executivos para que o Conselho de Administração escolha o novo diretor de Governança, Risco e Conformidade.

quarta-feira, 17 de dezembro de 2014

Natural gas: The fracking fallacy

Um grupo do departamento de petróleo e engenharia de geosistemas da Universidade do Texas acredita que o crescimento da produção de produção de petróleo e gás de xisto (shale gas) não é tão grande como previsto. Os preços não devem baixar tanto, pois a extração é custosa, inúmeros poços tem que ser aberto e tem que se furar quilômetros na horizontal para atingir a região de extração. Estas previsões não consideram o custo maior dos reservatórios mais difíceis de explorar. Abaixo da linha dos US$60 inviabilizam a exploração de várias jazidas.

Para os EUA a queda do preço do petróleo é geopolíticamente interessante: enfraquece os países que tem suas contas externas muito dependentes do fluxo de petrodólares. A Rússia, Irã e Venezuela sofrem muito com o petróleo baixo (os dois últimos bem mais).


Segue a matéria da Nature.
http://www.nature.com/news/natural-gas-the-fracking-fallacy-1.16430

A rig drills for natural gas using hydraulic-fracturing methods in a Pennsylvania shale formation.Foto de: Jim Lo Scalzo/EPA/Alamy
When US President Barack Obama talks about the future, he foresees a thriving US economy fuelled to a large degree by vast amounts of natural gas pouring from domestic wells. “We have a supply of natural gas that can last America nearly 100 years,” he declared in his 2012 State of the Union address.
Obama's statement reflects an optimism that has permeated the United States. It is all thanks to fracking — or hydraulic fracturing — which has made it possible to coax natural gas at a relatively low price out of the fine-grained rock known as shale. Around the country, terms such as 'shale revolution' and 'energy abundance' echo through corporate boardrooms.
Companies are betting big on forecasts of cheap, plentiful natural gas. Over the next 20 years, US industry and electricity producers are expected to invest hundreds of billions of dollars in new plants that rely on natural gas. And billions more dollars are pouring into the construction of export facilities that will enable the United States to ship liquefied natural gas to Europe, Asia and South America.
All of those investments are based on the expectation that US gas production will climb for decades, in line with the official forecasts by the US Energy Information Administration (EIA). As agency director Adam Sieminski put it last year: “For natural gas, the EIA has no doubt at all that production can continue to grow all the way out to 2040.”
But a careful examination of the assumptions behind such bullish forecasts suggests that they may be overly optimistic, in part because the government's predictions rely on coarse-grained studies of major shale formations, or plays. Now, researchers are analysing those formations in much greater detail and are issuing more-conservative forecasts. They calculate that such formations have relatively small 'sweet spots' where it will be profitable to extract gas.
The results are “bad news”, says Tad Patzek, head of the University of Texas at Austin's department of petroleum and geosystems engineering, and a member of the team that is conducting the in-depth analyses. With companies trying to extract shale gas as fast as possible and export significant quantities, he argues, “we're setting ourselves up for a major fiasco”.
That could have repercussions well beyond the United States. If US natural-gas production falls, plans to export large amounts overseas could fizzle. And nations hoping to tap their own shale formations may reconsider. “If it begins to look as if it's going to end in tears in the United States, that would certainly have an impact on the enthusiasm in different parts of the world,” says economist Paul Stevens of Chatham House, a London-based think tank.

The idea that natural gas will be abundant is a sharp turnaround from more pessimistic outlooks that prevailed until about five years ago. Throughout the 1990s, US natural-gas production had been stuck on a plateau. With gas supplying one-quarter of US energy, there were widespread worries that supplies would shrink and the nation would become dependent on imports. The EIA, which collects energy data and provides a long-term outlook for US energy, projected as recently as 2008 that US natural-gas production would remain fairly flat for the following couple of decades.
Then the shale boom caught everyone by surprise. It relied on fracking technology that had been around for decades — but when gas prices were low, the technology was considered too costly to use on shale. In the 2000s, however, prices rose high enough to prompt more companies to frack shale formations. Combined with new techniques for drilling long horizontal wells, this pushed US natural-gas production to an all-time high, allowing the nation to regain a title it had previously held for decades: the world's top natural-gas producer.

Rich rocks

Much of the credit for that goes to the Marcellus shale formation, which stretches across West Virginia, Pennsylvania and New York. Beneath thickly forested rolling hills, companies have sunk more than 8,000 wells over several years, and are adding about 100 more every month. Each well extends down for about 2 kilometres before veering sideways and snaking for more than a kilometre through the shale. The Marcellus now supplies 385 million cubic metres of gas per day, more than enough to supply half of the gas currently burned in US power plants.
A substantial portion of the rest of the US gas supply comes from three other shale plays — the Barnett in Texas, the Fayetteville in Arkansas and the Haynesville, which straddles the Louisiana–Texas border. Together, these 'big four' plays boast more than 30,000 wells and are responsible for two-thirds of current US shale-gas production.
The EIA — like nearly all other forecasters — did not see the boom coming, and has consistently underestimated how much gas would come from shale. But as the boom unfolded, the agency substantially raised its long-term expectations for shale gas. In its Annual Energy Outlook 2014, the 'reference case' scenario — based on the expectation that natural-gas prices will gradually rise, but remain relatively low — shows US production growing until 2040, driven by large increases in shale gas.
The EIA has not published its projections for individual shale-gas plays, but has released them to Nature. In the latest reference-case forecast, production from the big four plays would continue rising quickly until 2020, then plateau for at least 20 years. Other shale-gas plays would keep the boom going until 2040 (see 'Battle of the forecasts').
Petroleum-industry analysts create their own shale-gas forecasts, which generally fall in the neighbourhood of the EIA assessment. “EIA's outlook is pretty close to the consensus,” says economist Guy Caruso of the Center for Strategic and International Studies in Washington DC, who is a former director of the agency. However, these consultancies rarely release the details behind their forecasts. That makes it difficult to assess and discuss their assumptions and methods, argues Ruud Weijermars, a geoscientist at Texas A&M University in College Station. Industry and consultancy studies are “entirely different from the peer-reviewed domain”, he says.
To provide rigorous and transparent forecasts of shale-gas production, a team of a dozen geoscientists, petroleum engineers and economists at the University of Texas at Austin has spent more than three years on a systematic set of studies of the major shale plays. The research was funded by a US$1.5-million grant from the Alfred P. Sloan Foundation in New York City, and has been appearing gradually in academic journals12,345 and conference presentations. That work is the “most authoritative” in this area so far, says Weijermars.
If natural-gas prices were to follow the scenario that the EIA used in its 2014 annual report, the Texas team forecasts that production from the big four plays would peak in 2020, and decline from then on. By 2030, these plays would be producing only about half as much as in the EIA's reference case. Even the agency's most conservative scenarios seem to be higher than the Texas team's forecasts. “Obviously they do not agree very well with the EIA results,” says Patzek.
The main difference between the Texas and EIA forecasts may come down to how fine-grained each assessment is. The EIA breaks up each shale play by county, calculating an average well productivity for that area. But counties often cover more than 1,000 square kilometres, large enough to hold thousands of horizontal fracked wells. The Texas team, by contrast, splits each play into blocks of one square mile (2.6 square kilometres) — a resolution at least 20 times finer than the EIA's.
Resolution matters because each play has sweet spots that yield a lot of gas, and large areas where wells are less productive. Companies try to target the sweet spots first, so wells drilled in the future may be less productive than current ones. The EIA's model so far has assumed that future wells will be at least as productive as past wells in the same county. But this approach, Patzek argues, “leads to results that are way too optimistic”.
The high resolution of the Texas studies allows their model to distinguish the sweet spots from the marginal areas. As a result, says study co-leader Scott Tinker, a geoscientist at the University of Texas at Austin, “we've been able to say, better than in the past, what a future well would look like”.
The Texas and EIA studies also differ in how they estimate the total number of wells that could be economically drilled in each play. The EIA does not explicitly state that number, but its analysis seems to require more wells than the Texas assessment, which excludes areas where drilling would be difficult, such as under lakes or major cities. These features of the model were chosen to “mimic reality”, Tinker says, and were based on team members' long experience in the petroleum industry.

Alternative Futures

The lower forecasts from Texas mesh with a few independent studies that use simpler methods. Studies by Weijermars6, as well as Mark Kaiser7 of Louisiana State University in Baton Rouge and retired Geological Survey of Canada geologist David Hughes8, suggest that increasing production, as in the EIA's forecasts, would require a significant and sustained increase in drilling over the next 25 years, which may not be profitable.
Some industry insiders are impressed by the Texas assessment. Richard Nehring, an oil and gas analyst at Nehring Associates in Colorado Springs, Colorado, which operates a widely used database of oil and gas fields, says the team's approach is “how unconventional resource assessments should be done”.
Patzek says that the EIA's method amounts to “educated guesswork”. But he and others are reluctant to come down too hard. The EIA is doing “the best with the resources they have and the timelines they have”, says Patzek. Its 2014 budget — which covers data collection and forecasting for all types of energy — totalled just $117 million, about the cost of drilling a dozen wells in the Haynesville shale. The EIA is “good value for the money”, says Caruso. “I always felt we were underfunded. The EIA was being asked to do more and more, with less and less.”
Patzek acknowledges that forecasts of shale plays “are very, very difficult and uncertain”, in part because the technologies and approaches to drilling are rapidly evolving. In newer plays, companies are still working out the best spots to drill. And it is still unclear how tightly wells can be packed before they significantly interfere with each other.
Representatives of the EIA defend the agency's assessments and argue that they should not be compared with the Texas studies because they use different assumptions and include many scenarios. “Both modelling efforts are valuable, and in many respects feed each other,” says John Staub, leader of the EIA's team on oil and gas exploration and production analysis. “In fact, EIA has incorporated insights from the University of Texas team,” he says.
Yet in a working paper9 published online on 14 October, two EIA analysts acknowledge problems with the agency's methods so far. They argue that it would be better to draw upon high-resolution geological maps, and they point to those generated by the Texas team as an example of how such models could improve forecasts by delineating sweet spots. The paper carries a disclaimer that the authors' views are not necessarily those of the EIA — but the agency does plan to use a new approach along these lines when it assesses the Marcellus play for its 2015 annual report. (When Nature asked the authors of that paper for an on-the-record interview, they referred questions to Staub.)

Boom or bust

Members of the Texas team are still debating the implications of their own study. Tinker is relatively sanguine, arguing that the team's estimates are “conservative”, so actual production could turn out to be higher. The big four shale-gas plays, he says, will yield “a pretty robust contribution of natural gas to the country for the next few decades. It's bought quite a bit of time.”
Patzek argues that actual production could come out lower than the team's forecasts. He talks about it hitting a peak in the next decade or so — and after that, “there's going to be a pretty fast decline on the other side”, he says. “That's when there's going to be a rude awakening for the United States.” He expects that gas prices will rise steeply, and that the nation may end up building more gas-powered industrial plants and vehicles than it will be able to afford to run. “The bottom line is, no matter what happens and how it unfolds,” he says, “it cannot be good for the US economy.”
If forecasting is difficult for the United States, which can draw on data for tens of thousands of shale-gas wells, the uncertainty is much larger in countries with fewer wells. The EIA has commissioned estimates of world shale potential from Advanced Resources International (ARI), a consultancy in Washington DC, which concluded in 2013 that shale formations worldwide are likely to hold a total of 220 trillion cubic metres of recoverable natural gas10. At current consumption rates — with natural gas supplying one-quarter of global energy — that would provide a 65-year supply. However, the ARI report does not state a range of uncertainty on its estimates, nor how much gas might be economical to extract.
Such figures are “extremely dubious”, argues Stevens. “It's sort of people wetting fingers and waving them in the air.” He cites ARI's assessments of Poland, which is estimated to have the largest shale-gas resources in Europe. Between 2011 and 2013, the ARI reduced its estimate for Poland's most promising areas by one-third, saying that some test wells had yielded less than anticipated. Meanwhile, the Polish Geological Institute did its own study11, calculating that the same regions held less than one-tenth of the gas in ARI's initial estimate.
If gas supplies in the United States dry up faster than expected — or environmental opposition grows stronger — countries such as Poland will be less likely to have their own shale booms, say experts.
For the moment, however, optimism about shale gas reigns — especially in the United States. And that is what worries some energy experts. “There is a huge amount of uncertainty,” says Nehring. “The problem is, people say, 'Just give me a number'. Single numbers, even if they're wrong, are a lot more comforting.”