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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA MONOGRAFIA DE BACHARELADO O PICO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO: UMA ANÁLISE DAS VISÕES OTIMISTA E PESSIMISTA GREGOR ALMEIDA BRUCHER Matrícula nº: 101100472 ORIENTADOR: Prof. Edmar Luiz Fagundes de Almeida MARÇO 2008
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
O PICO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO: UMA ANÁLISE DAS VISÕES OTIMISTA E PESSIMISTA
GREGOR ALMEIDA BRUCHER Matrícula nº: 101100472
ORIENTADOR: Prof. Edmar Luiz Fagundes de Almeida
MARÇO 2008
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
O PICO DE PRODUÇÃO DO PETRÓLEO: UMA ANÁLISE DAS VISÕES OTIMISTA E PESSIMISTA
__________________________________________ GREGOR ALMEIDA BRUCHER
Matrícula nº: 101100472
ORIENTADOR: Prof. Edmar Luiz Fagundes de Almeida
MARÇO 2008
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As opiniões expressas neste trabalho são de exclusiva responsabilidade do autor.
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RESUMO
A partir da triplicação do preço do barril do petróleo nos últimos quatro anos, este
trabalho apresenta a evolução e a atual disponibilidade das reservas mundiais de petróleo. A
temática do pico do petróleo tem por base os estudos de Hubbert, que foi pioneiro ao realizar
estudos técnicos da relação consumo x disponibilidade, não só do petróleo e de
hidrocarbonetos, mas de muitas outras fontes de energia finitas (carvão, gás natural, urânio
etc.).
Este trabalho expressa as opiniões antagônicas de autores pessimistas e otimistas em
relação à exaustão do petróleo, da atual crescente demanda por esse recurso natural, bem
como a distribuição geográfica desigual e a disponibilidade de recursos, conforme as teorias
de Hubbert e Hotelling entre outras.
Entre os argumentos dos autores pessimistas destacam-se a fraca qualidade dos dados
disponíveis; a dificuldade de previsão de novas descobertas; a dependência da oferta mundial
da produção de alguns reservatórios gigantes (giant fields); a não descoberta de poços de
grandes proporções; a irregularidade geográfica da distribuição das reservas; a atuação
politicamente orientada da OPEP; o ritmo de crescimento econômico e as demandas mundiais
atuais, incompatíveis com o crescimento da oferta.
Os autores otimistas acreditam que as forças de mercado, principalmente o custo de
produção e o preço, além dos conseqüentes avanços tecnológicos serão suficientes para uma
gradual extinção da era do petróleo como conseqüência do surgimento de combustíveis
alternativos. Entre os resultados deste trabalho está a constatação de que o comportamento de
longo prazo do mercado petrolífero dependerá do preço, do crescimento da demanda, do
avanço tecnológico para crescimento da taxa de extração de petróleo em poços existentes, de
inovações, não só voltadas para a possibilidade da descoberta de novas reservas mas, também,
de novas tecnologias para aumentar a eficácia dos motores a combustão. Num prazo mais
longo, a velocidade de substituição dos derivados do petróleo, notadamente no setor de
transportes, é que determinará a demanda. Afinal, são essas as mudanças que farão com que o
pico do petróleo seja harmônico ou caótico.
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SÍMBOLOS, ABREVIATURAS, SIGLAS E CONVENÇÕES ANP Agência Nacional do Petróleo bb Bilhões de barris bbd Bilhões de barris por dia CERA Cambridge Energy Research Associates EIA Energy Information Administration IEA International Energy Association GNL Gás Natural Liqüefeito (LNG = Liquefied Natural Gas) GTL Gas-To-Liquids (Processo de conversão de gases para líquidos) TRR Total de Reservas Recuperáveis (URR = Ultimate Recoverable Resources) mb Milhões de barris mbd Milhões de barris por dia OGJ Oil & Gas Journal OECD Organization for Economic Cooperation and Development = Organização de Cooperação e Desenvolvimento Econômico OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEC = Organization of Petroleum Exporting Countries) SEC Security and Exchange Comission (Comissão de Valores Mobiliários dos EUA) USGS United States Geological Survey WO Revista World Oil
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ÍNDICE INTRODUÇÃO.........................................................................................................................8 I. CAPÍTULO I – CARACTERÍSTICAS E PANORAMA DO MERCADO DE PETRÓLEO ............................................................................................................................13
I.1. A origem do petróleo ................................................................................................13 I.2. Capacidade de Produção ...........................................................................................15 I.3. Petróleo convencional e não convencional ...............................................................17 I.4. Análise das reservas de petróleo ...............................................................................18 I.4.1. Distribuição por região .........................................................................................18 I.4.2. Evolução das reservas por região:.........................................................................19 I.4.3. Distribuição das Reservas OPEP e Não-OPEP.....................................................19 I.4.4. Empresas supermajors, majors e empresas estatais ..............................................20 I.5. O petróleo vai acabar? ..............................................................................................23 I.6. A escalada dos preços do petróleo a partir de 2002..................................................23 I.7. Fatores que afetam o mercado de petróleo ...............................................................24 I.8. Previsão de demanda segundo o International Energy Outlook 2006 ......................26
II. CAPÍTULO II – VISÃO PESSIMISTA EM RELAÇÃO AO PICO DO PETRÓLEO ............................................................................................................................29
II.1. O Modelo de Hubbert ...............................................................................................30 II.2. Campbell ...................................................................................................................35 II.3. Laherrère ...................................................................................................................40 II.4. Simmons ...................................................................................................................43 II.5. Hirsch........................................................................................................................44
III. CAPÍTULO III – VISÃO OTIMISTA EM RELAÇÃO AO PICO DO PETRÓLEO ............................................................................................................................48
III.1. Qualidade dos Dados e Erro Metodológico: .........................................................49 III.2. Análise Histórica do padrão de consumo de energia ............................................53 III.3. A Teoria Econômica baseada no Modelo de Hotelling ........................................54 III.4. Avanços Tecnológicos ..........................................................................................57 III.5. Ascensão do Gás Natural & Queda na Importância do Petróleo ..........................59 III.6. Dificuldade dos Investimentos & Comportamento Econômico do Upstream......60
CONCLUSÃO.........................................................................................................................65 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................................................68
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ÍNDICE DE ILUSTRAÇÕES, GRÁFICOS E TABELAS Ilustração 1 – Cadeia de Suprimento da Indústria do Petróleo.................................................10 Ilustração 2 – Perfis de exaustão de Petróleo e Gás (cenário de 2005) ....................................36 Gráfico 1 – Preços nominais do Barril tipo Brent (US$) 2002-2008 .........................................9 Gráfico 2 – Distribuição das Reservas por Região ...................................................................19 Gráfico 3 – Evolução das Rerservas por Região (bilhões de barris) ........................................19 Gráfico 4 – Evolução das Reservas OPEP e não-OPEP (bilhões de barris) .............................20 Gráfico 5 – Consumo Mundial de Petróleo por setor (mbd) ....................................................27 Gráfico 6 – Produção de Petróleo OPEP, não-OPEP e Petróleo não-covencional (mbd) ........28 Gráfico 7 – Curvas de Produção das Estimativas dos Picos de Petróleo..................................29 Gráfico 8 – Curva Natural de Extração.....................................................................................31 Gráfico 9 – Extração em uma Província Petrolífera .................................................................31 Gráfico 10 – Exemplo da Correlação entre o as Descobertas e o Pico de Produção................32 Gráfico 11 – Curva de produção do carvão ..............................................................................33 Gráfico 12 – Curva de produção do petróleo............................................................................33 Gráfico 13 – Energia obtida a partir do carvão e petróleo........................................................33 Gráfico 14 – Curva de Produção Total .....................................................................................34 Gráfico 15 – Estimativa do Pico de Produção de Hubbert .......................................................35 Gráfico 16 – Reservas das Empresas Estatais vs. Empresas Privadas......................................38 Gráfico 17 – Reservas OPEP e não-OPEP ...............................................................................39 Gráfico 18 – Razões R/P históricas e estimadas para Petróleo e Gás.......................................41 Gráfico 19 – Produção onshore dos 48 estados continentais (exclui Alasca e Havaí) .............45 Gráfico 20 – Revisões das Reservas Estimadas para Diferentes períodos no Mar do Norte....52 Gráfico 21 – Tendências na Evolução do uso da Energia 1860-2000).....................................54 Gráfico 22 – Trilha do preço deum recurso finito ....................................................................55 Gráfico 23 – Aumento dos juros...............................................................................................56 Gráfico 24 – Comportamento monopolista...............................................................................56 Gráfico 25 – Curva deOferta de Longo Prazo de um Bem Finito ............................................56 Gráfico 26 – Número de plataformas em atividade x Preço do barril tipo Brent (1980-2007) 62 Gráfico 27 – Preço do Barril (Crude de NY)............................................................................63 Gráfico 28 – Médias das Diárias de Plataformas e Navios de Perfuração................................63 Gráfico 29 – Demanda e Utilização das sondas de perfuração.................................................63 Tabela 1 – Conceito de Reservas, segundo a ANP...................................................................14 Tabela 2 – Conceito de Reservas, segundo o Oil&Gas Journal ...............................................14 Tabela 3 – Relação R/P dos Países com as Maiores Reservas de Petróleo .............................16 Tabela 4 – Empresas Privadas e Estatais Detentoras das Maiores Reservas ............................22 Tabela 5 – Consumo de Energia pro Grupo de Países 2003-2030 (Quatriliões de BTUs).......27 Tabela 6 – Estimativas de Picos de Produção do Petróleo .......................................................29 Tabela 7 – Reservas Provadas de países selecionados da OPEP..............................................39 Tabela 8 – Reservas Provadas segundo as 4 fontes mais utilizadas .........................................53
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INTRODUÇÃO “O transporte é como uma cola que une o mundo — por terra, mar e ar.”
Mohammed Barkindo
Um dos maiores fenômenos econômicos, sociais e culturais que vêm ocorrendo desde
o início do século XX e se intensificando no presente é a globalização. Esse movimento pode
ser compreendido de diversas maneiras, uma vez que se insere num amplo leque de aspectos
do mundo atual. Segue uma descrição apropriada, do vencedor do prêmio Nobel em economia
Joseph Stiglitz:
“Fundamentalmente, é a integração mais estreita dos países e dos povos que resultou da enorme redução dos custos de transportes e de comunicação e a destruição de barreiras artificiais à circulação transfronteiriça de mercadorias, serviços, capitais, conhecimentos e (em menor escala) pessoas” (Stiglitz J. (2004))
O custo cada vez menor dos meios de transporte pode ser resultado dos constantes
avanços em toda cadeia de logística e em seus processos. Podemos também considerar outros
fatores que contribuem para o barateamento do transporte: equipamentos mais eficientes, o
uso de contêineres, guindastes mais modernos, navios maiores, motores mais econômicos,
estoques menores, etc.
Não iremos no entanto analisar fatores de ordem logística nem tampouco o processo
de globalização, mas a presente monografia aborda outro aspecto, talvez o mais significativo
no custo do transporte: o combustível. Esse custo está diretamente relacionado ao preço do
principal recurso utilizado para executá-lo – o petróleo. Nosso objetivo é analisar a
disponibilidade desse bem, considerando os dados disponíveis, os diversos argumentos de
importantes autores e as teorias existentes num ambiente em que ocorre um súbita e acelerada
alta no preço do petróleo.
O gráfico a seguir ilustra a recente escalada dos preços desde 2002. Verifica-se que o
preço do barril de petróleo subiu, de uma média de 20 US$, para preços além dos 80,00 US$,
havendo períodos no final de 2007, em que o barril Brent foi comercializado acima de US$
100,00. Esse fato foi o principal motivador deste trabalho já que trata-se de uma variação de
preço de 200% do bem mais imporatante no setor energético e, definitivamente, um dos bens
mais importantes hoje em dia, além de ser um dos fatores que viabilizou o fenômeno da
globalização.
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Gráfico 1 – Preços nominais do Barril tipo Brent (US$) 2002-2008
Preço do Barril tipo Brent (US$) 2002-2007
$0
$10
$20
$30
$40
$50
$60
$70
$80
$90
$100
janeiro-02
abril-02
julho-02
outubro-02
janeiro-03
abril-03
julho-03
outubro-03
janeiro-04
abril-04
julho-04
outubro-04
janeiro-05
abril-05
julho-05
outubro-05
janeiro-06
abril-06
julho-06
outubro-06
janeiro-07
abril-07
julho-07
outubro-07
janeiro-08
Fonte: EIA (2007)
Historicamente houve diversos períodos de preços voláteis do petróleo. Em 1880,
temeu-se o esgotamento após a queda da produção do estado da Pensilvânia, nos EUA; 30
anos mais tarde, quando o setor de transporte começou a depender dos combustíveis líquidos
acreditava-se na insustentabilidade da produção em acompanhar esse setor; na década de 20,
após as grandes descobertas no Texas, os preços caíram rapidamente.
Na década de 70, o maior choque do petróleo reabriu a questão da sustentabilidade da
produção e dos preços. Naquela época, entretanto, o petróleo já era a principal “commodity”
mundial, o que mobilizou governos e empresas a investirem em projetos alternativos de
energia, uma vez que havia a preocupação de que os preços não voltariam a cair em função do
esgotamento dos recursos de petróleo. No Brasil, por exemplo, foram realizados grandes
investimentos por parte do governo e iniciou-se a produção de um combustível a partir da
cana-de-açúcar – o etanol. Já o contra-choque do petróleo em 1986, gerou a necessidade de
subsídios para manter a sustentabilidade desses projetos e afastou o temor da escassez.
A escalada do preço do petróleo a partir de 2002, após um longo período de preços
baixos desde 1986, fez com que as atenções se voltassem uma vez mais para os estudos sobre
a perspectiva de um esgotamento das reservas. Muitos autores associam a recente elevação
dos preços com a perspectiva de esgotamento iminente das reservas petrolíferas. Por outro
lado, outros analistas apontam outras causas para dinâmica recente dos preços, apresentando
uma visão mais otimista. Neste trabalho apresentamos e analisamos as duas visões sobre a
matéria e apresentamos uma tentativa de análise crítica.
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Estrutura industrial
Do poço até o consumidor, o petróleo e seus derivados percorrem uma longa trajetória.
A gasolina que move o automóvel, por exemplo, requereu a descoberta e identificação de
reservatórios comerciais de petróleo; o produto desses reservatórios necessita ser extraído e
transportado até uma refinaria para ser transformado em gasolina - apenas um dos múltiplos
derivados resultantes do processo - para então ser transportada, distribuída e disponibilizada,
em um determinado posto, ao consumidor final. Para garantir ininterruptamente o “singelo”
evento de encher o tanque é necessário um sistema industrial estruturado por diferentes
segmentos de atividades em cadeia, a saber:
1. Exploração - que inclui a prospecção geofísica e testes de existência para a identificação
das jazidas;
2. Produção e armazenamento;
3. Rede de transporte desde as áreas de produção até as áreas de refino;
4. Refino;
5. Distribuição para as áreas dos mercados de consumo dos produtos derivados do refino e
6. Comercialização.
Por convenção, denomina-se upstream as atividades dos itens 1 e 2 e downstream as
atividades a partir do refino (itens 3, 4, 5 e 6). A Ilustração 1 representa a cadeia de
suprimento da indústria do petróleo, sendo que à esquerda está o upstream e à direita o
downstream.
Ilustração 1 – Cadeia de Suprimento da Indústria do Petróleo
Fonte: API (2006)
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Os atributos técnico-econômicos que fundamentam a economia do petróleo levaram a
maioria das indústrias a integrarem verticalmente essas atividades de forma a distribuir os
riscos e os custos entre os vários segmentos da cadeia industrial e obter um risco e custo
médios que compensem os diferenciais de custo e aumentem os ganhos ao longo dos
segmentos da indústria. Atualmente observa-se que o upstream, por um lado, possui um risco
muito grande em decorrência de projetos de exploração fracassados devido à ausência de
petróleo. Por outro lado, o lucro nessa atividade é muito maior do que no downstream, que
possui menor risco e margem de lucro reduzida. Observa Alveal em “Fundamentos de
Economia do Petróleo”:
“O sentido racional da integração, porém, obedece basicamente à natureza esgotável do petróleo e à incerteza característica da atividade de exploração e produção. Esta atividade concentra cerca de 70 % dos dispêndios de capital da indústria, dá origem a toda a sua cadeia de valor, e, sobretudo, centraliza as suas possibilidades de geração e apropriação da renda.”(Alveal, C. (2003), p. 4)
A princípio o petróleo em si não tem utilidade prática. Importantes são seus derivados
e subprodutos. No setor de transportes, por exemplo, necessita-se da gasolina, do diesel ou do
querosene (e não do petróleo). Ainda assim, mesmo que cada derivado tenha seu próprio
mercado e preço, todos dependem diretamente dos preços do petróleo e é ele o principal
indicador para os projetos de investimento.
O petróleo é classificado de acordo com características físicas como: peso relativo,
viscosidade e quantidade de enxofre e também quanto a sua origem geográfica. O tipo Brent,
por exemplo, é uma combinação de 15 diferentes variedades encontradas na bacia do Mar do
Norte; já o WTI (West Texas Intermediate) é uma cesta dos principais tipos de petróleo
obtidos nos EUA; a OPEP usa como padrão uma mistura de óleos extraídos dos seus países
produtores chamado Cesta de Referência OPEP (OPEC Reference Basket). O tipo Brent, que
é o padrão comercializado na bolsa de Londres, é o petróleo mais negociado, embora em
termos de volume negociado esteja perdendo espaço para o WTI. Além disso, por ser este o
tipo mais estudado e possuir a maior quantidade de dados, o consideraremos como padrão
nesta monografia.
No primeiro capítulo descrevemos a origem do petróleo, a classificação das reservas, a
participação de cada país na produção além de uma análise da evolução e situação atual das
reservas. Distinguimos, também, os tipos de petróleo em convencional e não convencional.
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No segundo capítulo analisamos a dinâmica do mercado de petróleo, a influência da
OPEP e os fatores envolvidos na precificação da commodity, bem como a previsão da
demanda futura.
No capítulo III apresentamos o modelo de Hubbert que serve de base à maioria dos
argumentos dos autores “pessimistas” ou seja, aqueles que acreditam na necessidade de
intervenção imediata e prevêem conseqüências catastróficas decorrentes do pico do petróleo.
No capítulo IV apresentamos os argumentos dos autores “otimistas“, segundo os
quais, o fato de o pico do petróleo estar a décadas de distância não trará mudanças sociais e
econômicas abruptas, podendo, inclusive, ser contornado suavemente.
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I. CAPÍTULO I – CARACTERÍSTICAS E PANORAMA DO MERCADO DE PETRÓLEO
Na medida em que vem se tornando um bem cada vez mais necessário, a busca por
petróleo aumentou, assim como a necessidade de se conhecer a quantidade existente bem
como a capacidade de produção (oferta de curto prazo).
I.1. A origem do petróleo
O petróleo é um composto orgânico de origem incerta. Sua estrutura é basicamente
formada a partir de hidrocarbonetos. É encontrado no subsolo, em bacias sedimentares, e está
associado a outras matérias como rochas e gases. Conseqüentemente nem todo petróleo
existente pode ser extraído. Para determinar a disponibilidade ou os limites de disponibilidade
desse bem, são utilizados conceitos de recursos e reservas além da capacidade de produção
disponível sustentável. A seqüência é indicativa da gradual certeza dos limites quantitativos
disponíveis para sua produção como resultado do investimento realizado na fase de
exploração e produção (upstream). Recursos e reservas são conceitos que identificam os
limites de produção de petróleo cujos níveis e variações influenciam a dinâmica e as relações
entre custos e preços no longo prazo.
O conceito de recursos define a disponibilidade do óleo passível de extração em
condições economicamente não comerciais e presumíveis num futuro indefinido. Pode-se
dizer que os recursos são a quantidade máxima de petróleo que pode ser produzida. Veremos
adiante que esse termo é de grande importância para o debate que segue entre os autores
pessimistas, que consideram os recursos fixos, e os otimistas, que acreditam na variação da
quantidade de recursos de petróleo.
Já o conceito de reservas designa o potencial de óleo passível de ser economicamente
extraído com a tecnologia disponível; Existem três definições, convencionalmente aceitas
como “certeza” , na medição dos limites de quantidade: 1) reservas provadas – identificadas
com elevado grau de certeza em dimensão, localização e qualidade;2) reservas prováveis –
cuja avaliação é de certeza menor; e 3) reservas possíveis (baixa certeza) – estimativas de
volume de óleo a partir de um estágio incipiente de prospecção (inexistência de perfuração).
De acordo com o Glossário da ANP, as reservas são classificadas como segue:
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Tabela 1 – Conceito de Reservas, segundo a ANP
Reservas Recursos descobertos de gás natural e petróleo comercialmente
recuperáveis a partir de uma determinada data
Reservas Desenvolvidas
Reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas através de poços existentes e quando todos os equipamentos necessários à produção
já se encontram instalados
Reservas Provadas
Reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de
reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas
legislações petrolífera e tributária brasileiras
Reservas Prováveis
Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando
comparada com a estimativa de reservas provadas
Reservas Totais
Reservas Possíveis
Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando
comparada com a estimativa de reservas prováveis.
Fonte: Glossário da ANP (2007)
Total de Recursos Recuperáveis – TRR
Do inglês, Ultimate Recovery Rate (URR) – essa é a taxa que representa “quanto”
petróleo poderá ser produzido. Trata-se de uma estimativa subjetiva baseada, somente, nas
informações disponíveis. Alguns autores consideram o TRR , por se basear em dados físicos e
geológicos, como fixo; outros afirmam que a estimativa cresce em decorrência do aumento
do conhecimento, dos avanços tecnológicos e das mudanças na economia. Economistas
freqüentemente negam a validade do TRR uma vez que acreditam que a extração dos recursos
depende de mudanças econômicas imprevisíveis, além da evolução tecnológica.
Se considerarmos a metodologia do Oil&Gas Journal, que também é utilizado pelo
Statistical Review of World Energy 2006 da BP, a distinção é a que segue:
Tabela 2 – Conceito de Reservas, segundo o Oil&Gas Journal
Produção Cumulativa
Estimativa do total de petróleo produzido até uma determinada data
Reservas Provadas Probabilidade superior a 90%
Reservas Prováveis Probabilidade de pelo menos 50%
Reservas Descobertas
Estimativa da produção futura de campos conhecidos e
definidas através de distribuição probabilística
Reservas Possíveis
Probabilidade inferior a 50% (P10 ou P20)
TRR (Total de Recursos Recuperáveis
)= URR (Ultimate Recovery Rate)
Recursos não Descobertos
Estimativa da quantidade de reservas que não foram identificadas
Fonte: BP Statistical Review of World Energy (2006)
O TRR é dividido em três grupos: produção cumulativa, reservas descobertas e
recursos não descobertos. A produção cumulativa é a estimativa do total de petróleo
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produzido até uma determinada data, o que o caracteriza esse dado como sendo o único bem
próximo à realidade. As reservas descobertas são uma estimativa da produção futura de
campos conhecidos e são definidas através da distribuição probabilística. Classificam-se em
reservas provadas, prováveis e possíveis, em ordem decrescente de probabilidade.
Comumente a probabilidade associada a esses tipos de reserva é de 90%, 50% e 20%,
respectivamente.
Taxa de recuperação das reservas (recovery rate ou recovery factor)
É impossível produzir todo o petróleo de um reservatório. Daí, apenas uma fração do
petróleo existente ser considerada como “reserva”. A relação entre a quantidade de reservas e
a potencial quantidade petróleo que pode ser produzida é chamada de “taxa de recuperação.”
Esta sempre cresce cronologicamente de acordo com o histórico das operações e em resposta
às mudanças tecnológicas/ econômicas. A taxa só diminuirá se sugir algum problema técnico
no reservatório o que é considerado como um caso isolado. Segundo a IEA (2005), a taxa de
recuperação situava-se em em média torno de 20% em 1970 sendo que hoje varia de 35 e
50%. Este aumento é um dos principais fatores utilizados para revisões da TRR.
Os avanços tecnológicos foram os responsáveis pelo aumento da taxa de recuperação
das reservas. Essas tecnologias são divididas em três categorias:
• Recuperação Primária: utiliza a própria energia do reservatório para produção.
• Recuperação Secundária: através da injeção de água ou gás cria-se pressão no
reservatório, possibilitando a continuidade e mesmo um aumento na produção.
• Recuperação Terciária: é o estágio mais complexo e avançado de produção onde se
utilizam processos térmicos, além de solventes ou produtos químicos para diminuir a
viscosidade do petróleo e extrair o óleo mais “difícil”.
Os avanços tecnológicos para as recuperações secundária e terciária possibilitaram o
aumento na taxa total das reservas. Em geral, a quantidade das reservas prováveis e possíveis
passa a constituir as “reservas provadas”. Daí, o chamado “crescimento da reserva”. Assim
como as reservas, os recursos empregados são, também, definidos por uma probabilidade,
que, por sua vez, baseia-se em fatores geológicos, econômicos e tecnológicos.
I.2. Capacidade de Produção
A dinâmica do mercado petrolífero de curto e médio prazos é condicionada por um
limite de disponibilidade mais restritivo, denominado capacidade de produção disponível
sustentável para um dado período de tempo, sem comprometer a quantidade de jazidas de óleo
a ser extraído. Este limite, também conhecido como reprodução econômica das reservas, é
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medido por uma razão, convencionalmente designada “R/P”. Esta operação relaciona o fluxo
de produção (b/d = barris por dia; b/a = barris por ano), num determinado período de tempo t,
à disponibilidade de reservas necessárias para manter a produção desse fluxo em um período
futuro tn.
A relação R/P é o principal dado da dinâmica da indústria mundial do petróleo nos
curto e médio prazos. O objetivo dessa relação é estabelecer a duração, por país, da produção
atual, considerando as reservas fixas. Os países do Oriente Médio possuem o maior fator R/P.
Segundo esses cálculos, a Arábia Saudita (maior produtor mundial), se mantiver os atuais
níveis, produzirá por mais 65 anos. Também os grandes produtores como Iraque e Kuwait,
mantidos os níveis atuais de produção e o montante de reservas, produzirão por mais 100
anos.
Tabela 3 – Relação R/P dos Países com as Maiores Reservas de Petróleo
País Reservas* % do total R/P
EUA 29.3 2.4% 11.8 México 13.7 1.1% 10.0 Total América do Norte 59.5 5.0% 11.9 Brasil 11.8 1.0% 18.8 Venezuela 79.7 6.6% 72.6 Total América Latina 103.5 8.6% 40.7 Cazaquistão 39.6 3.3% 79.6 Noruega 9.7 0.8% 8.9 Rússia 74.4 6.2% 21.4 Reino Unido 4.0 0.3% 6.1 Total Europa e Eurásia 140.5 11.7% 22.0 Irã 137.5 11.5% 93.0 Iraque 115.0 9.6% > 100 Kuwait 101.5 8.5% > 100 Arábia Saudita 264.2 22.0% 65.6 Emirados Árabes 97.8 8.1% 97.4 Total Oriente Médio 742.7 61.9% 81.0 Argélia 12.2 1.0% 16.6 Nigéria 35.9 3.0% 38.1 Total África 114.3 9.5% 31.8 Austrália 4.0 0.3% 20.0 China 16.0 1.3% 12.1 Índia 5.9 0.5% 20.7 Total Ásia Pacífica 40.2 3.4% 13.8 Total 1200.7 100.0% 40.6 não-OPEP 298.3 24.8% 21.0 OPEP 902.4 75.2% 73.1 *: bilhões de barris
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006, com dados das revistas Oil&Gas Journal,
e World Oil, do Secretariado da OPEP, entre outros.
A capacidade de produção disponível sustentável depende da descoberta de novas
reservas, do volume de investimento em exploração de novas áreas e da infra-estrutura
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necessária para a extração. Essas variáveis são os indicadores de custos das novas descobertas
e da extração do petróleo. Para calcular renda (ou receita) da atividade de E/P precisam ser
analisados e comparados, com os preços de curto e longo prazo.
Os dados disponíveis de recursos, reservas e capacidades de produção apresentam uma
conduta “migratória” e sempre poluem as interpretações do já ocorrido e do que ocorrerá na
indústria.. A característica “migratória” deve ser entendida como um movimento
intertemporal, onde, em dado momento, não se conhece, com exatidão, a existência ou não de
um recurso ou reserva, ou, ainda, que não há intenção de divulgar a informação por motivos
que veremos adiante. A rigor, os dados designam um “estoque nunca exato” pois sua
definição é função de um complexo de variáveis. Clô, A. (2000) e Adelman et al. (1983)
definiram essas variáveis como:
• o desenvolvimento tecnológico na exploração prospectiva e a ocorrência de novas
descobertas;
• a evolução do preço do petróleo;
• a evolução da demanda de petróleo e
• a evolução da taxa de juros.
Todas interagem para estimular ou desestimular as decisões de investimento na
incessante atividade de procura e identificação de novas descobertas.
I.3. Petróleo convencional e não convencional
Apesar de não existir uma definição padrão do que seja “petróleo convencional” e
“petróleo não convencional”, considera-se ser petróleo convencional aquele que foi produzido
em maior quantidade até hoje, por ser uma produção viável nas atuais condições econômicas e
tecnológicas.
O petróleo não convencional é obtido de vários modos com utilização de diversas
formas de energia, algumas menos e outras mais intensivas. O petróleo extraído das areias
betuminosas (tar sands) no Canadá é um exemplo. Os tipos de petróleo não convencionais
mais conhecidos, segundo Campbell, C. (1998) são:
• Petróleo extraído em condições climáticas desfavoráveis (ex: Região Polar);
• Petróleo extraído de grandes profundidades offshore (ex: Brasil, Nigéria);
• Petróleo pesado e extra pesado (ex: determinadas regiões da Venezuela);
• Petróleo em poços tão pequenos que não se tornam economicamente viáveis;
• Petróleo produzido a partir de injeção de outra substância (ex: gás, água);
18 de 72
• Petróleo produzido a partir do xisto betuminoso encontrado em rochas (oil shale),
amplamente encontrado no estado americano do Colorado e
• Petróleo produzido a partir de areias betuminosas (ex: tar sands no Canadá).
Segundo essa definição verificamos que, para Campbell, o petróleo produzido offshore
no Brasil é considerado “não convencional”, por ser sua produção mais cara do que a do
petróleo do Oriente Médio, com custo menor que 5,00 US$ por barril. É difícil saber o custo
em diferentes regiões em razão da escassez de dados disponíveis nos países cujo petróleo é
propriedade/monopólio das empresas estatais. Como veremos mais adiante, o conceito de
petróleo convencional e não-convencional é um conceito dinãmico, sendo principalmente
função da tecnologia, dos custos de produção e do preço do petróleo.
Uma definição de origem mais econômica seria a de que, em geral, o petróleo não-
convencional é aquele produzido com um volume de recursos conhecidos mas cujo custo de
produção é muito alto. A medida que a tecnologia evolui, tornando-o competitivo, ele deixa
de ser não convencional e passa a ser convencional. Atualmente parte das reservas nas areias
betuminosas no Canadá já foi incorporadas às reservas como petróleo convencional, assim
como as reservas offshore do Brasil, Mar do Norte, Golfo do México e Nigéria.
I.4. Análise das reservas de petróleo
O aumento na demanda por petróleo tem levado empresas e governos, com a
utilização de novas tecnologias, a investir maciçamente na busca e ampliação das reservas,
tanto na descoberta de novas como na manutenção das já existentes.
I.4.1. Distribuição por região
Conforme o Gráfico 2, observa-se que mais da metade das reservas mundiais situam-
se em uma pequena área geográfica, no Oriente Médio,. O mesmo ocorre em outras áreas,
embora em proporções bem menores. No Brasil, a maior parte das reservas conhecidas está
nas bacias de Campos e Santos. Nos EUA, as maiores bacias estavam no Texas embora,
atualmente, a maior produção ser a dos reservatórios offshore do Golfo do México. Conclui-
se que os reservatórios tendem a estar aglomerados geograficamente.
19 de 72
Gráfico 2 – Distribuição das Reservas por Região
5%9%
12%
61%
10%3%
América doNorte
América Latina
Europa &Eurásia
Oriente Médio
África
Ásia e Oceania
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006
I.4.2. Evolução das reservas por região:
O Gráfico 3 mostra a evolução das reservas mundiais de petróleo por região, exceto o
Oriente Médio. Contrariando previsões anteriores de escassez, observa-se que, desde 1980,
vem ocorrendo um crescimento global das reservas da ordem de 21% no período de 1980 a
2005. Só o Oriente Médio, saltou de reservas de 360 bilhões de barris para 740 bilhões de
barris. Podemos observar que no mesmo período, na América do Norte, que inclui os EUA,
México e Canadá, houve um declínio de 36%, sendo esta a única região que teve um
encolhimento das reservas.
Gráfico 3 – Evolução das Rerservas por Região (bilhões de barris)
1980
1990
2000
2005
Oceania e Ásia
América do N
orte
América Latina
África
Europa e Eurásia
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006
I.4.3. Distribuição das Reservas OPEP e Não-OPEP
O Gráfico 4 mostra as reservas mundiais de petróleo existentes nos países membros e
são membros da “Organização dos Países Exportadores de Petróleo” (em inglês OPEC –
20 de 72
Organization of the Petroleum Exporting Countries OPEP). Esta organização, foi fundada em
1960 no Iraque, e tem como membros os países do Oriente Médio, Argélia, Indonésia e a
Venezuela, entre outros. A OPEP procura associar a exportação do petróleo e o lucro obtido
a políticas de desenvolvimento socioeconômico em seus países.
Gráfico 4 – Evolução das Reservas OPEP e não-OPEP (bilhões de barris)
1980
1990
2000
2005
Não-OPEP OPEP
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Não-OPEP
OPEP
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006
Os países membros da OPEP estão tradicionalmente comprometidos com o upstream
da indústria mundial, deixando o downstream sob responsabilidade das empresas
internacionais. Ultimamente porém, a OPEP tem investido também no downstream. Os países
membros da OPEP, tomaram iniciativas para investir em projetos de downstream o que têm
ocorrido a partir de iniciativas isoladas ou em conjunto com parceiros. Atualmente, uma
capacidade de refino de 600.000 barris por dia está sendo construída, com plano de expansão
adicional de 1.900.000 barris por dia. Entretanto, segundo a OPEP, isso não muda o fato de
que o investimento em downstream é responsabilidade primária das empresas internacionais
de petróleo e dos países consumidores.
I.4.4. Empresas supermajors, majors e empresas estatais
O movimento de fusões e aquisições (F&A) da década passada no setor petrolífero
internacional acarretou na formação de empresas consideradas gigantes no setor (chamadas
supermajors), como a ExxonMobil, ChevronTexaco, Total, e BP. Há que se considerar
também operações de F&A entre empresas privadas de porte médio, como a ConocoPhillips.
Devido a essas transações, as companhias privadas vêm, nas atividades de upstream, elevando
suas escalas de produção em comparação com as estatais. Essas mesmas companhias estão
também, ampliando as vantagens no segmento de downstream.
21 de 72
O movimento de F&A que ocorreu principalmente na década de 90 possibilitou as
empresas compradoras adquirir as reservas das empresas compradas, viabilizando um
aumento de suas reservas sem em nenhum momento ter investido na atividade de exploração.
O que ocorria de fato, dados os preços muito baixos do petróleo, é que as empresas grandes
decidiram que era muito mais fácil investir as quantias destinadas à exploração na aquisição
de novas empresas, aumentando indiretamente suas reservas. Tal fato também resultou em
subinvestimento na exploração de petróleo na década passada.
Após solidificadas as F&A, as empresas incrementaram suas posições no ranking das
maiores empresas do setor, como demonstra o The Economist(2005) com dados do Petroleum
Intelligence Weekly publicado em dezembro de 2002. As referidas supermajors, resultantes de
F&A, estão, juntamente com a Shell, entre as 10 maiores empresas de petróleo do mundo.
Tabela 5 – As 10 Maiores Empresas de Petróleo em 2005
Posição em 2005
Posição em 2004
Nome da empresa
País de origem
1 1 Saudi Aramco Arábia Saudita
2 2 ExxonMobil EUA
3 4 NIOC Irã
4 3 PDV Venezuela 5 5 BP Grã Bretanha
6 6 Shell Grã Bretanha/ Países Baixos
7 9 PetroChina China
8 8 ChevronTexaco EUA
8 7 Total França
10 9 Pemex México Fonte: The Economist (2006)
Todavia, esse movimento de F&A e a conseqüente formação das supermajors
privadas, não reduziu a competição no setor a nível global. Pelo contrário; o que se observou
a partir dos anos 90 foi maior concorrência no setor. Isto se explica pelo surgimento de novas
companhias originadas de processos de privatização em alguns países da Europa, como na
Itália (ENI) e na Noruega (Statoil e Hydro) e, também, pelo atuação mais agressiva das
empresas estatais em outros países.
Apesar do variado nível tecnológico e gerencial, mas principalmente pelo fato de
serem influenciadas por fatores não econômicos, as estatais formam o segundo tipo de
organizaçöes detentoras de reservas. A tabela abaixo lista as 20 maiores empresas de petróleo
em relação às reservas.
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Tabela 4 – Empresas Privadas e Estatais Detentoras das Maiores Reservas
Empresa País Reservas(bb) % estatal Saudi Aramco Arábia Saudita 259,800 100 NIOC Irã 132,740 100 INOC Iraque 118,000 100 KPC Kuwait 99,000 100 PDVSA Venezuela 77,000 100 Adnoc Emirados Árabes 55,200 100 LibyaNOC Líbia 22,700 100 NNPC Nigéria 21,200 100 Pemex México 18,786 100 Lukoil Rússia 16,000 8 Gazprom Rússia 28,616 73 Exxon Mobil EUA 73,000 - Yukos * Rússia 11,800 - PetroChina China 18,300 90 Petrobras Brasil 12,300 32 Qatar Petroleum Quatar 11,000 100 Total França 11,000 - Sonatrach Argélia 10,500 100 BP Reino Unido 10,300 - Chevron EUA 5,626 - *: atualmente controlada pelo governo russo
Fonte: PDVSA, ExxonMobil, Petrobras, Total, BP e Chevron: dados obtidos nos websites das empresas em 2007. Para as outras empresas, dados obtidos na Petroleum Economist, de 2004.
Observa-se a que a maior parte das reservas situa-se no poder das empresas estatais. O
aumento recente nos preços do petróleo permite a associação de aumento do poder de
mercado, principalmente das estatais.
Em relação ao futuro do petróleo, o nível de preços é conseqüência de dois fatores:
• Grande parte das reservas encontram-se nos países membros da OPEP, sendo que
cerca de 70% estão situadas no Oriente Médio. O crescimento da demanda
aumentará a dependência mundial da produção e exportação desses países.
• Os investimentos em aumentos de produção dependem muito dos planos e do
potencial das empresas estatais, notadamente nos países da OPEP. Como vimos
acima, somente uma pequena parte das reservas atuais pode ser explorada por
empresas privadas.
Considerando esses fatores, podemos prever que os preços do petróleo serão
fortemente influenciados pela geopolítica praticada no Oriente Médio e pela capacidade de
financiamento para o aumento da produção dos países membros da OPEP.
23 de 72
I.5. O petróleo vai acabar?
"Meu pai andava de camelo. Eu dirijo um carro. Meu filho voa em um jato. Seu filho andará de camelo." Provérbio Saudita
O que motivou o presente trabalho foi a recente disparada dos preços do petróleo e a
conseqüente influência na dinâmica da indústria e do mercado de petróleo e, ainda, a tentativa
de obter uma definição de quanto petróleo está ou poderá vir a se tornar disponível. Após
análise das opiniões de diversos autores que estudaram o assunto, há diversas indagações: O
petróleo vai acabar? Quando? Quais as conseqüências da escassez? Quais as opções
alternativas?
Essas são as principais indagações. É fato que existe uma quantidade finita de petróleo
no planeta. A questão mais importante é saber o QUANTO e tentar estabelecer o prazo de
duração das reservas.
Nos anos 70, acreditava-se que as quantidades de petróleo estavam se deteriorando e
que era necessário, a curto prazo, desenvolver outro tipo de combustível para substituí-lo.
Hoje, passados mais de 30 anos, pouco mudou nesse sentido, havendo, inclusive uma
crescente dependência do produto.
I.6. A escalada dos preços do petróleo a partir de 2002
Fatores cíclicos e de curto prazo não previstos convergiram de tal maneira que o
crescimento da demanda vem pressionando os preços. Contribuem para essa alta o
crescimento acelerado do PIB e o conseqüente aumento na demanda do produto. Outros
fatores são a depreciação do dólar, os preços da gasolina, as mudanças estruturais na indústria
do petróleo, as políticas da OPEP, a restrição na capacidade de produção e o estoque
existente, persistentemente baixo.
Expectativas sobre as condições futuras do mercado como o terrorismo, guerras e
incertezas políticas, tal como a relação do governo russo com sua a maior petrolífera, a
Yukos, foram rapidamente incorporadas ao preço do barril. Riscos políticos e financeiros, que
ocorrem em países com governos instáveis e economias frágeis também exerceram forte
influência na dinâmica do mercado de petróleo. Para exemplificar tais riscos, só em 2007
tivemos alguns exemplos de naturezas diversas que afetaram o preço do barril.
• Greve de trabalhadores e consequente interrupção da produção na Nigéria, além de
ameaça aos trabalhadores extrangeiros;
24 de 72
• Corte de abastecimento do gás vindo da Rússia, afetando a oferta na Europa;
• Decalrações do presidente da Venezuela, Hugo Chavez, ameaçando as exportações
para os EUA.
Compras e vendas do ativo por especuladores também afetam o preço uma vez que
operadores financeiros ajustam o portfólio de seus investimentos levando em consideração,
também, as expectativas das condições de mercado futuro.
Motivos de ordem climática, como ocorrido durante o furação Katrina, onde a as
operações e produção do Golfo do México foram parcialmente interrompidas, além de
pressões e exigências ambientais, principalmente com o crescente debate sobre aquecimento
global, também influenciam o nível de preços.
I.7. Fatores que afetam o mercado de petróleo
Atualmente o petróleo é o combustível mais importante do setor energético; a relação
entre crescimento econômico e aumento no uso de energia é direta, variando apenas a
elasticidade-demanda da energia, isto é, o quanto de energia adicional é necessário para o PIB
crescer, digamos 1%. Essa relação dependerá, entre outros fatores, principalmente da estrutura
industrial dos países, dos hábitos da população e da disponibilidade e tipos das fontes de
energia.
Além da absoluta importância no mercado de energia, o petróleo tem peculiaridades
que as outras commodities não apresentam. Poucos mercados de commodity possuem, por
exemplo, uma instituição como a OPEP. Desde sua criação em 1960, a OPEP influencia o
preço de forma variada através do sistema de cotas de seus países membros.
O petróleo está também sujeito a cortes no abastecimento em função da instabilidade
política em alguns países e é sensível a fatores tecnológicos característicos de sua cadeia de
produção. Ainda, as transações mundiais de petróleo são fixadas em dólares americanos
(US$) o que afeta o valor dessa moeda nos mercados de câmbio, além de implicar em
mudanças no valor monetário das reservas, e portanto na capacidade de financiamento, dos
países importadores e exportadores.
A previsão da demanda mundial de energia e de petróleo é fortemente dependente do
crescimento econômico mundial. Na última década ocorreu um crescimento econômico
espetacular na Ásia continental, onde países tiveram taxas de crescimento do PIB de quase
10%. Como esses países estão em fase de transição de uma economia rural para economias
25 de 72
industriais, estruturalmente bem mais dependentes de energia, observa-se e ainda prevê-se
grande aumento na demanda. De acordo com o relatório da OPEP, o maior aumento na
demanda futura de energia ocorrerá nos países em desenvolvimento (OPEP, 2006b). Com
uma população combinada de aproximadamente 2,5 bilhões, Índia e China recentemente
testemunharam aumentos significativos de demanda. No futuro, a demanda deverá aumentar
sensivelmente, uma vez que existem atualmente 10-20 veículos para cada 1000 habitantes na
Chna enquanto que a média, nos países da OECD é de 500 veículos por 1.000 habitantes.
Sendo o setor de transporte considerado como a maior fonte de crescimento na demanda por
petróleo, há enorme potencial para o aumento do consumo do petróleo nesses países.
Nos EUA o crescimento econômico está ligado a níveis mais altos de consumo no
qual a demanda por gasolina é o componente principal. Tanto na China como nos EUA, o
crescimento do PIB e o aquecimento da atividade econômica em geral, resultaram em
aumentos na demanda por energia.
Existe porém, uma relação de feedback para diminuir esse efeito, que pode ser
definido de duas maneiras; na primeira hipótese, se os responsáveis pelas políticas financeiras
considerarem que os custos cada vez maiores com o petróleo irão acarretar uma inflação de
preços, decidirão provavelmente por adotar uma política monetária restritiva. Como
conseqüência, a economia seria freada para conter a inflação. Se os consumidores não podem
ou não querem reduzir o consumo de produtos derivados de petróleo diante da alta dos preços,
eles provavelmente reduzirão gastos com outros bens e serviços, freando a economia pelo
efeito substituição.
A segunda maneira de se observar o feedback é na relação entre as nações. Na Rússia,
por exemplo, o PIB cresceu por um lado graças ao aumento do preço e da quantidade de
petróleo exportada e, por outro, como conseqüência do próprio crescimento da indústria russa
de petróleo, por sua vez, resultante do boom nos preços.
Preços altos levam a investimentos em exploração e desenvolvimento a nível mundial.
Ao encontrar mais petróleo como conseqüência desse tipo de investimento, a oferta maior
reduz o preço, afetando os países exportadores. A mesma lógica se aplica quando
investimentos em combustíveis alternativos surgem como conseqüência dos altos preços do
petróleo. A disponibilidade de um substituto para o petróleo reduz seu preço.
26 de 72
Segundo o relatório da OPEP, os combustíveis renováveis e de menor emissão
contribuem positivamente para o mix energético dos países, embora sua participação marginal
deverá manter elevada a demanda pelos derivados de petróleo (OPEP, 2006b).
A demanda por petróleo também é afetada pelas políticas públicas dos países
consumidores. Impostos sobre combustíveis e tarifas energéticas, além de gerarem receitas
importantes e volumosas, são políticas para controlar a demanda, influir no meio ambiente
pela redução de emissões e garantir a segurança energética. Tais políticas são consideradas
voláteis e imprevisíveis e contribuem para incerteza de demanda futura. Cargas tributárias
maiores ou mesmo subsídios para outro tipo de combustível desestimulam o consumo de
derivados do petróleo na medida que favorecem o consumo de combustíveis alternativos.
I.8. Previsão de demanda segundo o International Energy Outlook 2006
Ao analisar a previsão de demanda da Energy Information Administration (EIA-2003)
até 2030 notamos que, considerando uma taxa média de crescimento do PIB mundial de 3,8%,
a previsão de crescimento anual da demanda mundial por energia é de 2% até 2030, sendo que
os países em desenvolvimento (não membros da OECD) serão responsáveis por 75% do
crescimento das necessidades energéticas. A partir de 2015 esses países serão os maiores
consumidores de energia. Em 2030, sua necessidade será 34% maior que a dos membros da
OECD.
Apesar do crescimento significativo na demanda dos países em desenvolvimento, os
países desenvolvidos ainda são os maiores consumidores uma vez que o consumo per capita
nesses países é bem maior. Estima-se que em 2025 esse consumo ainda seja cinco vezes
maior do que o dos países não membros da OECD. Embora a estrutura demográfica seja mais
determinante na necessidade energética do que o crescimento populacional devemos também
considerar o crescimento demográfico mundial, onde cada indivíduo adicional gera uma
necessidade energética, mesmo que tenha nascido em um país subdesenvolvido.
Um fator que contribui para a incerteza de previsão da demanda futura é a relação
crescimento do PIB/crescimento das necessidades energéticas. Historicamente tem se
observado que países em desenvolvimento aumentam muito mais as necessidades energéticas
do que os países desenvolvidos. Estes, para um mesmo crescimento do PIB, necessitam
menos energia. Comumente a expansão no uso de petróleo é alimentada por crescimento
econômico robusto, que resulta em atividade industrial e expansão do setor de transporte.
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Tabela 5 – Consumo de Energia pro Grupo de Países 2003-2030 (Quatriliões de BTUs)
Região 2003 2010 2015 2020 2025 2030 Variação Anual: 2003-2030 (%)
OECD 234.3 268.1 289.9 281.6 294.5 308.8 1 América do Norte 118.3 131.4 139.9 148.4 157 166.2 1.3 Europa 78.9 84.4 87.2 88.7 91.3 94.5 0.7 Ásia 37.1 40.3 42.8 44.4 46.1 48 1 Não-OECD 186.4 263.6 283.5 331.6 371 412.8 3 Europa e Eurásia 48.5 56.5 62.8 68.7 74 79 1.8 Ásia 83.1 126.2 149.4 172.8 197.1 223.6 3.7 Oriente Médio 19.6 25 28.2 31.2 34.3 37.7 2.4 África 13.3 17.7 30.5 22.3 24.3 26.8 2.6 América do Sul e Central 21.9 28.2 32.5 36.5 41.2 45.7 2.8
Total Mundial 420.7 608.7 683.4 613 686.4 721.8 2
Nota: Totais podem não ser somas devido a arredondamentos independentesrevisado até aqui. Fontes: EIA - International Energy Outlook 2006; 2010-2030 System for the Analysis of Global Energy Markets
Estima-se que a demanda por petróleo cresça 47% de 2003 a 2030, de 80 mbd para
113 mbd, respectivamente, sendo que os países em desenvolvimento asiáticos (incluindo a
China e Índia) serão responsáveis por quase metade desse crescimento. Observa-se entretanto,
grande volatilidade nas previsões da própria EIA, uma vez que o relatório de 2005 previa que,
já em 2025, a demanda atingiria 119mbd, principalmente por causa do preço bem menor do
barril de petróleo em 2004.
O maior responsável pelo incremento na demanda por petróleo é o setor de transporte,
seguido pelo industrial e, em quantidades proporcionalmente bem menores, pelos setores
residencial, comercial e elétrico como pode ser observado no gráfico a seguir:
Gráfico 5 – Consumo Mundial de Petróleo por setor (mbd)
0
20
40
60
80
100
120
140
2003 2010 2015 2020 2025 2030
Eletricidade
Transporte
Industrial
Comercial
Residencial
Fontes: EIA - International Energy Annual (2006); 2010-2030 System for the Analysis of Global Energy
Markets
28 de 72
A produção de petróleo não convencional, por ser mais cara que a do petróleo
convencional, se torna viável toda vez que o preço do barril do petróleo suba a níveis mais
altos. Como pode ser observado no Gráfico 6, a seguir, partindo do princípio de que o preço
do barril continue acima de 60 US$, observa-se que a produção de petróleo não convencional
aumenta gradativamente.
Gráfico 6 – Produção de Petróleo OPEP, não-OPEP e Petróleo não-covencional (mbd)
0
10
20
30
40
50
60
70
1990 2003 2010 2015 2020 2025 2030
OPEP
não-OPEP
Petróelo não-convencional
Fontes: EIA - International Energy Annual (2006); 2010-2030 System for the Analysis of Global Energy
Markets
A oferta de petróleo não-OPEP crescerá gradativamente, de 48,9 mbd em 2003 para
72,6 mbd em 2030, na medida que preços mais altos viabilizarem investimentos em áreas
antes consideradas não econômicas. Como resultado, o market-share da produção de petróleo
não-OPEP em 2030 subirá para 62%, em comparação com os 61% em 2003.
Vale notar que segundo a EIA os recursos disponíveis não sofrerão escassez até 2030,
cabendo às circunstancias políticas, econômicas e ambientais o desenvolvimento da oferta e
demanda de petróleo. Flutuações no preço sempre ocorrerão a curto prazo; mas, segundo o
relatório, a longo prazo, as leis de mercado é que definirão a dinâmica da indústria mundial do
petróleo. Assim, a substituição do petróleo por combustíveis alternativos, como o próprio gás
natural, pode impôr um teto ao preço do petróleo. A preços mais altos, reservas marginais se
tornam economicamente viáveis assim como o petróleo não-convencional é adicionado às
reservas provadas. Avanços tecnológicos na exploração e produção devem contribuir para
evitar maiores aumentos no preço assim que essas reservas adicionais forem incorporadas às
já existentes.
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II. CAPÍTULO II – VISÃO PESSIMISTA EM RELAÇÃO AO PICO DO PETRÓLEO
A partir da recente elevação dos preços do petróleo a imprensa internacional passou a
dar um grande destaque aos autores que prevêem um iminente pico do petróleo. Estes autores
tem realizado previsões a partir do modelo desenvolvido por Hubbert. Tais autores têm como
principal desafio determinar a quantidade disponível de petróleo, para então utilizar-se do
modelo e fazerem suas previsões sobre a ameaça do pico do petróleo.
Na Tabela 6 estão expostas diversas estimativas desses picos; no Gráfico 7 estão
plotadas as curvas de produção estimadas dos referidos picos de produção. A teoria e
metodologia usadas para essas previsões serão, também, analisadas neste capítulo.
Tabela 6 – Estimativas de Picos de Produção do Petróleo Data Estimada Fonte Referência da Fonte e Origem
2006-2007 Bakhitari, A.M.S. Executivo de Petróleo (Irã) 2007-2009 Simmons, M.R. Diretor de banco de investimento (EUA) Após 2007 Srebowski, C. Editor de jornal de petróleo (Reino Unido)
Antes de 2009 Deffeyes, K.S. Geólogo de empresa de petróleo (EUA) Antes de 2010 Goodstein, D. Vice Presidente da CalTech (EUA)
Por volta de 2010 Campbell, C.J. Geólogo de Petróleo (Irlanda) Após 2010 World Energy Council ONG Mundial
2012 Pang Xionogqi Executivo de Petróleo (China) 2010-2020 Laherrère, J. Geólogo de Petróleo (França)
2016 EIA nominal case Análise da DOE (EUA) Após 2020 CERA Consultores de Energia (EUA)
2025 ou após Shell Empresa de Petróleo
Fonte: The Economist (2005)
Gráfico 7 – Curvas de Produção das Estimativas dos Picos de Petróleo
Fonte: TrendLines (2008)
30 de 72
A diversidade de visões e opiniões esta associada a falta de transparência que
caracteriza o mercado mundial de petroleo, principalmente no que diz respeito às informações
sobre reservas provadas onde as empresas estatais exploram os recursos petrolíferos.
O boletim Infopetro de Janeiro/Fevereiro de 2005 fornece uma explicação para o
alarme relacionado à credibilidade de informações relativas àquelas dos indicadores de
reservas. A questionabilidade desse tipo de informação é um dos principais argumentos
analisados pelos autores pessimistas.
“Ao longo de 2004, as questões empresariais decorrentes de falhas informacionais, no caso da Shell e de problemas fiscais, no caso da Yukos, ampliaram o grau de incerteza no mercado. O “efeito Shell”, que implicou na necessidade de reconhecimento de um menor nível de reservas provadas, acendeu uma luz amarela com relação à credibilidade das informações referentes à relação do indicador reservas/ produção, afetando o valor das ações da empresa. Mesmo admitindo-se que o problema possa ser apenas um episódio singular, é bastante compreensível a reação de desconfiança de muitos operadores, traduzida pela manutenção de prêmios mais elevados para cobrir os riscos informacionais.” (Pinto Jr., H., & Motta,P., 2005, p. 3)
A partir da apresentação do Modelo de Hubbert, este capítulo apresenta as visões de
quatro autores influentes de visão pessimista com relação à proximidade do pico de produção
de petróleo com conseqüências catastróficas.
II.1. O Modelo de Hubbert
Em artigo de 1956, o geólogo Marion King Hubbert afirmou que o petróleo se origina
de alterações químicas sofridas por sedimentos orgânicos ao longo de milhões de anos. Esse
material, inicialmente sólido, transforma-se em uma mistura líquida ou gasosa de
hidrocarbonetos que preenche os interstícios de uma camada rochosa. Esses hidrocarbonetos,
pelo fato de terem densidade inferior ao material orgânico original, estão submetidos a
considerável pressão por parte das rochas que os contêm. Ao se perfurar um poço, a pressão
nos poros da camada rochosa faz com que o petróleo aflore.
A pressão da jazida explica o perfil de extração normalmente encontrado nos poços,
como no Gráfico 8. Após uma rápida expansão até um pico, a extração decresce
gradativamente. À medida que diminui a pressão o fluxo do petróleo fica comprometido em
razão da tensão superficial dos poros.
31 de 72
Gráfico 8 – Curva Natural de Extração
Fonte: Campbell, C. (1997)
O fenômeno ocorre não só em poços individuais, mas também, de uma forma geral,
nas jazidas de toda uma província petrolífera. A única – e crucial – diferença é que, em face
dos motivos econômicos utilizados para a otimização da produção de diversos poços, a
produção de uma província petrolífera pode ser representada por uma curva normal (Gráfico
9). Quando o poder de mercado da empresa proprietária da jazida for suficiente para controlar
a taxa de extração, pode ocorrer um patamar ao invés de um pico, ainda que não se observem
modificações nos períodos de crescimento e declínio.
Gráfico 9 – Extração em uma Província Petrolífera
Fonte: Campbell, C. e Laherrère, J. (1998)
Baseando-se nos perfis de extração acima expostos, Hubbert previu que a produção de
petróleo dos Estados Unidos atingiria seu pico em torno de 1970, seguindo-se um longo
período de declínio. A previsão revelou-se correta (o pico foi atingido em 1969) e pode ser
considerada como a origem mais sólida dos estudos a respeito da exaustão do petróleo. O
ponto em que a produção atinge o clímax foi denominado “Pico de Hubbert,” em sua
homenagem.
A metodologia utilizada por Hubbert é relativamente simples se considerarmos os seus
conceitos básicos citados abaixo. A premissa inicial é que as jazidas de petróleo são
descobertas, em geral, de forma seqüencial, como descrito a seguir:
� primeiro descobrem-se as jazidas mais acessíveis;
� à medida que evoluem as tecnologias de prospecção e o conhecimento geológico da
província em questão, descobrem-se as jazidas de maior dimensão; e
32 de 72
� as últimas jazidas a serem descobertas serão as de acesso mais difícil e dimensões
relativamente reduzidas.
Essa seqüência corresponde, aproximadamente, a uma curva normal, cujo ponto médio
seria ocupado pela jazida de maior porte da região. Tal perfil de descobertas não é apenas
hipotético, mas coincide com a produção observada em diversas regiões. Por outro lado, a
curva de produção também é aproximadamente normal desde que os produtores não
interrompam “artificialmente” o aumento da extração (hipótese pouco realista numa
conjuntura de crescimento do consumo).
A evolução da produção numa determinada província permite, portanto, estabelecer
uma estimativa razoavelmente precisa do pico de produção, desde que sejam conhecidos o
total das reservas e a seqüência temporal da produção. O pico da produção pode ser estimado
a partir da seqüência das descobertas. Conforme pode ser observado no exemplo do Gráfico
10, as sequencias de descobertas (barras em roxo) e da produção (linha verde) seguem, em
linhas gerais, o mesmo padrão (curva normal), e é possível estimar o pico a curva de produção
desde que considerada a defasagem de algumas décadas entre as curvas.
Gráfico 10 – Exemplo da Correlação entre o as Descobertas e o Pico de Produção
Fonte: Campbell, C. (1997)
A previsão de Hubbert foi bastante facilitada pela abundância de informações sobre a
produção e descobertas de petróleo nos Estados Unidos e, também, pelo fato de que essa
produção ter seu padrão influenciado, principalmente, por fatores econômicos.
Aprofundando o seu estudo, Hubbert observa que, até o século XIII, a humanidade,
dependia da energia solar para possibilitar a agricultura; utilizava-se da queima da madeira
das árvores; da energia animal que dependia da ração, além das energias eólica e fluvial. As
33 de 72
grandes transformações nos modelos energético e econômico ocorreram a partir da descoberta
dos combustíveis fósseis e devido ao desenvolvimento de tecnologias que possibilitaram o
armazenamento em grandes quantidades de energia (carvão e petróleo).
Em seu trabalho de 1956 Hubbert compara as descobertas e a produção do carvão
mineral e do petróleo cru no mundo e nos EUA (gráficos 11-13).
Gráfico 11 – Curva de produção do carvão
Fonte: Hubbert, M. (1956)
Gráfico 12 – Curva de produção do petróleo
Fonte: Hubbert, M. (1956)
Gráfico 13 – Energia obtida a partir do carvão e petróleo
Fonte: Hubbert, M. (1956)
Hubbert destaca a semelhança das curvas pois todas iniciam com pequena inclinação
seguida de um aumento. Chamou esse ponto de “ponto de inflexão”, que ocorreria por volta
de 1915 para o carvão (Gráfico 11) e em 1950 para o petróleo (Gráfico 12). O ponto de
inflexão significa a intensificação no uso do recurso.
Para melhor entender esse comportamento são necessárias duas considerações. A
primeira é a de que dois pontos da curva são conhecidos de antemão; o primeiro (t0) sendo
antes do início da produção; o segundo (t∞) sendo o momento de sua exaustão. Isso signigfica
34 de 72
simplesmente que na produção de qualquer bem finito, sua quantidade começa em zero e
volta ao zero após um período de produção máxima.
A segunda consideração baseia-se no cálculo integral onde, para a representação
gráfica de uma dada função de valor único y=f(x), a área entre a função e o eixo horizontal é
representada pelo intervalo da integral onde a função corta o eixo horizontal, isto é, nos
pontos conhecidos mencionados acima (t0 e t∞) da curva de produção de um bem finito
(Gráfico 14).
Gráfico 14 – Curva de Produção Total
Fonte: Hubbert, M. (1956)
Como dito na introdução, é freqüente a utilização da relação reservas/produção
quando se analisa o futuro da produção de petróleo que é justamente a taxa de produção
(production rate) no eixo vertical do Gráfico 14.
Hubbert previu a quantidade total de recursos em 1250 bilhões de barris, sendo:
90 bb produzidos (cummulative production)
+ 250 bb já descobertos (proven reserves)
+ 910 bb a serem ainda descobertos (future discoveries).
Ao plotar o gráfico de produção de petróleo e considerar fixo o crescimento da taxa de
produção futura, Hubbert estimou que o pico de produção mundial ocorreria em torno do ano
2000 (Gráfico 15).
35 de 72
Gráfico 15 – Estimativa do Pico de Produção de Hubbert
Fonte: Hubbert, M. (1956)
É possível visualizar o formato de um sino (bell curve) com um pico que foi chamado
de “Pico de Hubbert”. Aqui o artigo é apresentado de forma resumida, mas é a partir dessas
informações que muitos autores, principalmente geólogos, consideram estar o pico da
produção mundial de petróleo próximo ou mesmo já ter ocorrido.
II.2. Campbell
Colin Campbell baseia sua estimativa de produção futura de hidrocarbonetos
utilizando dados sobre reservas, produção e estatísticas de perfuração. Afirma que a
capacidade de oferta já foi excedida no ano 2000 o que acelerou os preços e causou recessão
econômica. Além disso, afirma que “qualquer sinal de recuperação econômica irá promover
novamente demanda maior do que oferta o que resulta em um ciclo vicioso” (Campbell, C.
1997).
Acredita ainda que a produção de petróleo tomará o formato da curva em forma de
sino plotada por Hubbert e que, após o ápice (pico), os preços do petróleo dispararão
resultando em uma crise global. Fundamenta sua afirmativa com base no comportamento das
forças de mercado (demanda e preços altos) que não podem contrariar um fato geológico nem
as limitações da engenharia.
Hoje cada nova descoberta é adicionada ao total de reservas. Campbell, entretanto,
salienta a importância de se pré-datar (backdate) as revisões sobre as descobertas dos
reservatórios. A ausência do backdate cria a ilusão de que as reservas estão aumentando o que
poderia justificar o comportamento, para o petróleo, da teoria clássica da demanda e oferta.
Quanto ao argumento de que a tecnologia evoluirá enquanto houver suficiente oferta,
afirma: “Podemos achar uma agulha num palheiro, mas ainda assim trata-se de uma agulha”
36 de 72
(Campbell, C., 2002). Ou seja, a tecnologia possibilita a descoberta de novos campos que, por
serem pequenos, pouco contribuem para um aumento significativo das reservas.
Uma das maiores contribuições para chamar a atenção do pico do petróleo foi uma
estimativa técnica detalhada de produção de hidrocarbonetos que utilizou-se de dados
referentes à produção potencial futura, individual, dos países. Os resultados são somados para
refletir um cenário global. Além dos dados publicamente disponíveis, Campbell também
utilizou informações do banco de dados da IHS Energy. O resultado, amplamente usado e
divulgado em publicações e newsletters da Associação do Estudo do Pico do Petróleo (em
inglês Association for the Study of Peak Oil - ASPO) está representado na Ilustração 2.
Conclui-se que o pico de petróleo ocorrerá por volta de 2010, embora a ASPO afirme que
“com razoável confiança ocorrerá um pico de produção a qualquer momento entre hoje e
2015”(ASPO Austrália, 2005). Para entender o argumento de Campbell, olhando para as
curvas da ilustração e abstraindo a produção de gás natural, basta visualizar a grande área que
representa a produção de petróleo convencional (verde) constrastando com a participação
marginal e diminuta do petróleo não convencional: petróleo pesado (marrom), petróleo de
águas profundas (azul) e petróleo de regiões polares (branco).
Ilustração 2 – Perfis de exaustão de Petróleo e Gás (cenário de 2005)
Fonte: ASPO (2004)
Dificuldade de mensuração das reservas As informações sobre a produção e reservas mundiais são bastante divergentes e, com
freqüência, pouco confiáveis. A produção de petróleo na região com a maior reserva – o
37 de 72
Golfo Pérsico – sofre forte influência de fatores geopolíticos, o que distorce consideravel-
mente as projeções.
Estimativas de reservas tomam por base dados de fontes diversas. Empresas estatais e
privadas fazem suas previsões muitas vezes segundo suas próprias opiniões e objetivos , o
que as torna bastante subjetivas. Como nota Campbell, mesmo usando as técnicas mais
avançadas e de total objetividade, não é possível fazer uma previsão 100% correta:
“A principio sendo impossível de medir exatamente o quanto de óleo se encontra num reservatório hoje existem técnicas avançadas e diversas empresas que fazem dessa questão sua atividade. Dentre as técnicas se destacam a sísmica 3D, leituras elétricas (electric logs) e avançado conhecimento dos fatores geológicos e de engenharia. Sempre haverá incertezas até a exaustão do campo e seu conseqüente abandono, quando suas reservas iniciais se igualam à produção, mas a dimensão de incerteza pode ser definida e compreendida.” (Campbell, C., 1997)
Observando-se as empresas privadas é comum supor que, antes da exploração física de
determinado campo, os exploradores superestimem o tamanho das reservas. Isso é
conseqüência do fato de estarem sob pressão para investir na exploração ou para garantir
aprovação corporativa. Caso o poço se revele promissor/produtor, é freqüente a divulgação de
dados – agora analisados por técnicos – mais conservadores, com índices de probabilidade
bastante altos e, portanto, com maiores possibilidades de que, em revisões futuras, a
estimativa inicial aumente. A empresa exploradora prefere trabalhar com estimativas iniciais
baixas por diversas razões: para suavizar o valor de seus bens durante os anos de insucesso,
quando não há novas descobertas; para motivar os acionistas em relatórios anuais com
reservas de reposição; e para diminuir a carga tributária ao possibilitar, ainda que
indiretamente, maior investimento em depreciação. O crescimento das reservas, apesar de
muitas vezes ser atribuído ao avanço da tecnologia, é, freqüentemente, nada mais que a
correção de uma estimativa inicial intencionalmente baixa. Finalmente, Campbell afirma que
“ninguém nunca saberá quanto óleo existe, pois uma grande parte ficará eternamente na
rocha.” (Campbell, C, 1997)
Apenas as empresas menores divulgam, ocasionalmente, estimativas otimistas, com
intuito de inflar o preço de suas ações. Entretanto, essas estimativas, quando divulgadas,
sofrem um rigoroso processo de avaliação da comissão de valores mobiliários (Stock
Exchange Controls – SEC, nos EUA) das bolsas de valores onde são negociadas, assunto do
próximo capítulo.
38 de 72
Gráfico 16 – Reservas das Empresas Estatais vs. Empresas Privadas
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
Estatais Privadas
mbb
Estatais
Privadas
Fonte: elaboração própria a partir dos websites das 20 maiores empresas em reservas (dados de
2004)
Grande parte das reservas mundiais é propriedade das empresas estatais. Sua
divulgação sofre influência dos interesses governamentais que têm por objetivo, entre outros,
transmitir uma imagem positiva do governo e viabilizar a obtenção de empréstimos externos.
Essas estatais têm definições e motivações bastante “exclusivas” o que influi nos seus
relatórios. Pela sua natureza, estão acima das rígidas auditorias externas que atingem suas
congêneres particulares.
Outra razão dessa dificuldade é a indefinição do que seja petróleo convencional e não
convencional. O México exagerou quando incluiu em suas reservas um campo enorme,
embora de difícil produção (Bacia de Chicontepek).
Um fato significativo dessa afirmação ocorreu em 1987, quando a Venezuela
“dobrou” seu potencial ao incluir uma reserva de 20bb de petróleo pesado (heavy oil), já
conhecida há muito tempo. Como a OPEP reparte sua produção em cotas proporcionais às
reservas de cada pais, a Venezuela foi beneficiada. Nos anos seguintes, observou-se aumento
significativo e duvidoso nas reservas de outros países membros como Irã, Iraque, Kuwait e
Arábia Saudita (ver Tabela 8 e Gráfico 18). Tal aumento pode ser parcialmente explicado pela
revisão dos dados, pós-retirada das empresas de petróleo privadas, desses territórios. Mas,
segundo Campbell, ainda assim esses dados deveriam ter sido pré-datados à época da
descoberta. Mesmo assim, um aumento de 300bb em três anos sem grandes mudanças nos
investimentos de exploração é pouco plausível, principalmente considerando que, nos anos
seguintes, as reservas continuaram inalteradas mesmo com a produção contínua.
39 de 72
Gráfico 17 – Reservas OPEP e não-OPEP
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1000.0
1200.0
1400.0
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
OPEP
não-OPEP
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006 (Dados de 2005)
Tabela 7 – Reservas Provadas de países selecionados da OPEP Reservas Provadas (1000 x mb): OPEP
Ano 1980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94
Venezuela 20 20 25 26 28 54 56 58 59 59 60 63 63 64 65
Irã 58 57 56 55 59 59 93 93 93 93 93 93 93 93 94
Iraque 30 32 59 65 65 65 72 100 100 100 100 100 100 100 100
Kuwait 68 68 67 67 93 92 95 95 95 97 97 97 97 97 97
Quatar 4 3 3 3 5 5 5 5 5 5 3 3 3 3 4
Arábia Saudita 168 168 165 169 172 171 170 170 255 260 260 261 261 261 261
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2006 (Dados de 2005)
Observa-se na Tabela 8 que nos anos de 1989-1993 Irã, Iraque e Kuwait declararam
suas reservas inalteradas, o que é pouco provável, devendo-se subtrair do valor das reservas a
quantidade da produção daqueles anos. Segundo Campbell, nos últimos 20 anos as reservas
têm crescido constantemente, embora o autor ache inviável esse crescimento se manter nas
próximas décadas. Afirma, também, que 80% da produção atual ser de campos descobertos
antes de 1973, campos estes que já atingiram seu pico de produção.
Para retardar a época do pico, Campbell salienta que reservas em lugares
inexplorados, como grandes profundidades e regiões polares, podem ser significativas.
Argumenta, entretanto que, como grande parte das bacias sedimentares já ser conhecida (com
existência ou não de petróleo), as possibilidades de novas descobertas são remotas.
O principal argumento e preocupação de Campbell sobre a insustentabilidade da
situação futura é que atualmente a demanda por petróleo cresce a 2% ao ano e segundo ele,
avançará 60% até 2020. Com o pico de produção mundial, excluindo a produção da OPEP,
sendo atingido, a fatia de mercado (market-share) da OPEP irá aumentar possibilitando altas
constantes e arbitrárias no preço do barril antes, ainda, de ser atingido o pico de produção.
40 de 72
Ele acredita, entretanto que, com preparação suficiente, isto é, com a utilização de
algum substituto ao petróleo, principalmente no setor de transporte, a economia mundial
poderá evitar o desastre.
II.3. Laherrère
Jean Laherrère utiliza outros tipos de estatísticas para reforçar a idéia original de
Hubbert. Utiliza taxas e dados do crescimento populacional, da substituição do uso de animais
como força motriz e de curvas de produção de óleo de baleia.
O autor responsabiliza a OPEP, notadamente o sistema de cotas de produção baseadas
nas reservas estimadas, pela falta de coerência nos dados divulgados pelos países membros.
Como Campbell, considera a dificuldade de mensurar reservas, principalmente pelos países
membros da OPEP. Sobre a ausência do backdate, afirma que:
“[...] as estimativas são baseadas em valores correntes, e nunca são revisados pelo Oil and Gas Journal ao passo que a World Oil compara os resultados com os do ano anterior. O relatório estatístico da BP usa dados do OGJ e não os seus próprios dados para evitar aborrecimentos com os membros da OPEP (eles fizeram isso no passado, mas foram reprimidos e não querem fazer isso de novo!).”(Laherrère, J. (2004))
Quanto à tecnologia, compartilha as opiniões de Campbell de que sua influência como
solução ser ambígua quando acelera e barateia a extração de poços convencionais, embora
não reflita um aumento na taxa de extração. Segundo Laherrère, esta varia de 3% a 85%
dependendo da porosidade da rocha. Ele observa que nenhuma tecnologia nem a elevação dos
preços têm poder para alterar a geologia dos reservatórios. Por outro lado, admite que novas
tecnologias e aumentos de preço poderão aumentar a taxa de extração para reservatórios de
petróleo não convencional.
O que os economistas consideram “tecnologia de ponta”, como a análise sísmica
tridimensional e poços horizontais, já existe há mais de 30 anos e vem sendo utilizada em
campos produtivos. Ao contrário de metais como ouro e prata, que são regulados pela
concentração econômica mínima que diz que será lucrativo extrair o recurso se o custo for
menor do que o preço de venda, o limite de extração dos combustíveis sólidos depende da
energia líquida disponível; ou seja: a diferença de energia utilizada na extração e obtida na
utilização do combustível precisa ser positiva; caso contrário a extração torna-se improdutiva,
tornando quaisquer tipos de subsídios inúteis.
41 de 72
A obtenção do etanol a partir do milho, processo fortemente subsidiado pelo governo
americano, é considerada energia líquida negativa. Ouro pode ser extraído a 4000m de
profundidade mas a extração do carvão dessa profundidade é improdutiva, segundo Oil & Gas
Journal.
Em relação às estimativas de produção futura através da taxa de recuperação (R/P),
Laherrère plota as previsões (retas) e dados históricos (pontilhados) em um gráfico (Gráfico
18) e observa que:
“Um dos parâmetros mais usados quando se estuda o futuro do petróleo é a razão R/P, isto é, o resultado em anos das reservas restantes sobre a produção anual presente. Freqüentemente se diz que o R/P do petróleo é de 40 anos sugerindo que exista petróleo suficiente para os próximos 40 anos. Mas em primeiro lugar, assume-se que a produção aumente e a característica física da produção não permite que o nível de produção seja constante durante 40 anos e não exista nenhuma produção no ano seguinte. Para as reservas provadas dos EUA, a razão R/P têm sido ao redor de 10 anos desde 1946, quando as estatísticas começaram, o que mostra que esse parâmetro não tem significado nenhum. Para as reservas provadas mundialmente a razão R/P está inalterada desde os primeiros dados, mas considerando-se os dados técnicos situava-se em 120 anos em 1950 e após a uma função linear desde os últimos 20 anos teríamos um resultado de reserva nula em 2035. É claro que a razão mudará e o dado deve ser ignorado.”(Laherrère, J. (2004))
Gráfico 18 – Razões R/P históricas e estimadas para Petróleo e Gás
Fonte: Laherrère, J. (2004)
Um fator importante citado por Laherrère são os ganhos de refinaria. Quando um
volume de petróleo é processado, o volume de resíduos resultante do processo de refino é
sempre maior. Em média, pode-se considerar esse ganho como sendo de 10%, mas esse
percentual pode variar bastante dependendo da tecnologia de refino, do tipo de petróleo,
quantidade de enxofre e de outras variáveis.
42 de 72
Segundo Laherrère, há que se ter dados objetivos do passado e criteriosos estudos
geológicos dos recursos disponíveis para uma previsão futura. A incerteza das reservas é
grande por causa da complexidade geológica e dos limitados tipos de mensuração (os poços
exploratórios e a sísmica somente revelam um percentual pequeno da área total do poço).
Apenas após o abandono do poço é que as reservas são conhecidas com precisão. Argumenta
que a publicação de dados sobre produção e reservas é um ato político por estar relacionado à
imagem que o autor pretende, sendo que o próprio autor escolhe o valor dentro dos limites da
grande margem de incerteza.
Em razão das implicações políticas, a qualidade dos dados é pouco relevante, assim
como a definição do produto. Não há interesse em modificar esses fatos em razão da e por
causa da confidencialidade e da competição. Enquanto os países membros da OPEP
persistirem em disputar suas cotas na produção da organização (enquanto houver capacidade
de produção ociosa) a qualidade dos dados não melhorará.
A produção de óleo camufla a descoberta com um certo hiato – 7 a 50 anos – mas é
limitada também pela demanda. O primeiro choque do petróleo, em 1979, foi causado por
demanda baixa frente à uma expectativa de preços altos.
As descobertas nos EUA chegaram ao pico nos anos 30 e a produção atingiu o auge
em 1970. Já o pico das descobertas mundiais de petróleo deu-se nos anos 60, devendo o pico
de produção ocorrer na próxima década ou na seguinte. Este pode assumir a forma de um
platô se a recessão econômica contrair a demanda o que resulta em produção constante. Já
com relação à produção de gás, a estimativa de Laherrère é que o pico ocorra após o do
petróleo, ainda que restrições de oferta no mercado norte americano possam ocorrer em breve,
dada a queda na produção local e, ainda, o fato de insuficiente quantidade de GNL chegar ao
mercado dadas às restrições de navios e portos para transportar e receber esse combustível. Os
recursos disponíveis de gás natural podem ser inferiores àqueles reportados. Quanto ao
carvão, Laherrère afirma que a produção pode alcançar o pico muito antes do que o esperado.
Os combustíveis fósseis irão atingir seu pico de produção por volta do ano 2030,
embora a produção per capita, que tem se mantido constante nos últimos 25 anos, continue
constante e implicará na questão de como dividir essa energia limitada entre países pobres e
ricos. Uma política de energia e preços altos é a melhor solução para economizar energia e
evitar problemas futuros de demanda. Baseado nessa ocorrência, Laherrère condena as
sociedades de consumo muito alto que necessitarão modificar esse modelo urgentemente.
43 de 72
Para concluir, Laherrère afirma que, antes da escassez dos combustíveis fósseis,
provavelmente ocorrerá escassez de água, da pesca e de produtos agrícolas.
II.4. Simmons
Matthew Simmons, após examinar a produção de petróleo no Oriente Médio,
argumenta que os poços da Arábia Saudita estão em declínio uma vez que, para manter sua
produção, os mesmos estão sendo injetados, com grandes quantidades de gases e água (doce e
salgada). As mais modernas tecnologias são usadas para manter a produção e poucas
descobertas vêm sendo feitas. Apenas 5-7 campos de petróleo produzem 90% da produção
árabe. O argumento é esmiuçado no seu livro Twilight in the Desert.
Simmons observa que métodos avançados de perfuração contribuem para exploração
mais eficiente de poços. Verificou que a perfuração horizontal em poços da empresa saudita
SaudiAramco vem sendo utilizada a partir do momento em que a perfuração vertical não
conseguir manter a produção.
Em seu trabalho “The Oil World: 1973 compared to 2000”, Simmons identifica pontos
em comum entre os anos de 1973 e 2000. Como empreendedor de uma empresa de análise de
investimentos no setor de energia, Simmons é mais enfático ao se deter na dinâmica do
mercado de curto prazo onde sua maior crítica fica por conta do limitado estoque de reserva
de petróleo. Mas, assim como Campbell e Laherrère, critica a quantidade e qualidade das
informações sobre petróleo, tanto quanto às reservas e, principalmente, quanto aos estoques e
previsões de demanda e oferta.
A realidade é que os campos muito grandes (super giant fields) estão em decadência e,
desde 1968, não ocorreu nenhuma descoberta. Ademais, poucos campos gigantes (giant
fields) foram encontrados após 1973 e estes estão em fase de declínio.
Simmons não entra nos detalhes da teoria de Hubbert e simplesmente avalia o fato de
que embora o esforço exploratório tenha crescido como nunca a partir de 1979, fase que ele
chamou de boom da perfuração (drilling boom), o volume de produção dos principais estados
americanos produtores caiu de 10.7 mbd em 1973 para 7.8 mbd em 1979 e apenas 4 mbd em
1999.
Com base na análise da demanda e na crítica aos preços muito baixos do petróleo,
Simmons demonstra que, desde 1973, o consumo de petróleo para gerar eletricidade e aquecer
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residências caiu significativamente. Por outro lado, a frota de veículos quase dobrou, sendo
que os utilitários esportivos e picapes (light trucks), de alto consumo, são responsáveis pela
maior parte desse incremento e com isso contribuem para que a demanda de petróleo no setor
de transporte seja 50% maior em 2000 do que foi em 1973.
Segundo Simmons, a atual tecnologia mais avançada apenas acelera o ritmo de
produção de um campo, não influindo na quantidade de petróleo que pode ser extraído. A
dificuldade da oferta em manter o ritmo de crescimento da demanda também se dá pelo fato
de os projetos de aumento da produção necessitarem de um prazo longo para iniciarem as
operações (5-7 anos).
O autor é um grande defensor da reforma e padronização de dados sobre reservas pois
discorda dos dados divulgados pelas empresas estatais.
II.5. Hirsch
Robert L. Hirsch salienta que, além de extremamente importante para o setor de
transporte, o petróleo também é um insumo para a indústria farmacêutica, para a agricultura,
produtos plásticos e outros.
Embora já existam alternativas para serem postas em prática, a substituição do
petróleo por outras fontes de combustível é muito demorada.
Segundo o autor, o pico do petróleo é baseado no caso singular de um campo que
segue a curva de produção já demonstrada por Hubbert. A produção mundial seria a soma de
todas as curvas dos campos individuais e o somatório teria forma semelhante.
“É importante reconhecer que o pico do petróleo não significa escassez de petróleo. O pico do petróleo é a capacidade máxima de produção o que tipicamente ocorre após metade do óleo extraível num campo tenha sido produzido. O que é possível para uma escala mundial vale para campos de petróleo individualmente porque a produção mundial é por definição a soma do total de produção de todos os campos do mundo.” (Hirsch, R. (2005c) p. 3)
Hirsch afirma que todo campo de petróleo, após atingir o pico de produção, não volta
àqueles níveis, pois um campo de petróleo pode ter reservas estimadas grandes, mas se um
campo bem gerenciado passou do máximo de produção, as reservas restantes só podem ser
extraídas a taxas decrescentes. As vezes essas taxas decrescentes podem ser minimizadas e
mesmo mantidas mas o retorno para a produção de pico é impossível mesmo com constante
45 de 72
investimento na produção. Para ele, “esse fundamento freqüentemente não é aceito por
aqueles não familiarizados com a produção de petróleo”.
Ainda criticando as teorias econômicas freqüentemente aplicadas à produção do
petróleo nota que
“Assim, a algum nível de preço, as reservas recuperáveis mundiais de petróleo convencional atingirão um máximo por causa de fundamentos geológicos. Após esse ponto, uma quantidade insignificante de petróleo convencional será possível de ser extraída a preços realistas. Isso é um fato geológico que freqüentemente não é compreendido por economistas, muitos dos quais estão acostumados a lidar com minerais, que possuem uma geologia fundamentalmente diferente.” (Hirsch, R., 2005c, p.6)
O Gráfico 19 demonstra a fragilidade da combinação de avanços tecnológicos e preços
altos a partir de 1980. Essa combinação impossibilitou o aumento ou mesmo a manutenção da
produção dos estados continentais dos EUA, o que contraria a teoria econômica.
Gráfico 19 – Produção onshore dos 48 estados continentais (exclui Alasca e Havaí)
Fonte: Hirsch, R. (2005d)
Hirsch enfatiza a importância de mudanças imediatas, pois acredita que o tempo é
valioso e que mudanças nos hábitos para substituir o petróleo demorarão a surgir.
“Iniciando um programa de substituição 20 anos antes do pico oferece uma possibilidade de evitar uma escassez mundial de combustíveis líquidos no longo prazo. A razão para que seja necessário tanto tempo é que a escala de consumo mundial é enorme – fato esse freqüentemente perdido num mundo onde a abundância de petróleo tem ocorrido por tanto tempo. Se o preparo for muito pequeno, muito tarde, o balanço de oferta e demanda mundiais terá de ser obtido através de destruição massiva da demanda e períodos de escassez o que significa extremas dificuldades econômicas. Por outro lado, com preparo suficiente, os danos econômicos podem ser minimizados.”(Hirsch, R., 2005a, p. 6-7)
46 de 72
Em outro estudo, Hirsch analisou regiões onde o pico já ocorreu. Considerou a
produção da América do Norte, Grã-Bretanha, Noruega, Argentina, Colômbia e Egito que são
regiões certa ou muito provavelmente passaram do pico, que basicamente sofreram apenas
influências de ordem econômica e possuem dados críveis sobre a produção. Examinando o
histórico mostrou que em todos esses casos não era óbvio que a produção fosse chegar ao pico
um ano antes de ocorrer, isto é, os níveis de produção antes do pico não evidenciavam tal fato.
Na maioria dos casos os picos de produção foram engrenes, variando abruptamente e sem um
nível máximo plano, como muitos esperam. Finalmente, em alguns casos o declínio da
produção após o pico foi bem rápido.
Contrariando a suposição de Hubbert, verifica que a curva em forma de sino tem uma
ponta aguda, e “não se consegue vê-la chegar”. Nota que o fato de o pico ocorrer não ser um
problema energético, mas sim um problema de combustíveis líquidos, principalmente aqueles
usados no transporte e de difícil substituição nesse setor. Conclui:
“Durante o século passado o desenvolvimento econômico mundial tem fundamentalmente sido atingido através da disponibilidade de petróleo abundante e de baixo custo. Transições energéticas anteriores (madeira para carvão, carvão para óleo etc.) foram graduais e evolucionárias; o pico do petróleo será abrupto e revolucionário. Como defendido pelo EIA, a importância do petróleo em outros setores de consumo deverá declinar onde outros combustíveis são competitivos, como o gás natural, carvão e energia nuclear, no setor elétrico, mas atualmente não existe fonte de energia alternativa que possa competir economicamente com o petróleo no setor de transporte”.(Hirsch, R., 2005c, p. 13)
Conclusão do capítulo
A visão pessimista sobre as conseqüências do pico de produção do petróleo mostrou
os argumentos e pontos de vista dos principais autores dessa corrente de pensamento. A linha
argumentativa aqui segue com ênfase na orientação determinista, onde os autores buscam
definir a quantidade de petróleo restante e a data do pico de produção do petróleo. A partir
dos dados e modelos probabilísticos utilizados eles obtêm as diferentes previsões para as datas
de pico de produção do petróleo. Para tal argumtanção, evidencia-se uma grande dependência
dos dados sobre reservas e produção, que têm caráter subjetivo por serem fornecidos por
entidades que arcam com as consequências das quantidades divulgadas. Essas quantidades são
frequentemente fornecidas por instituições politica ou financeiramente dependentes como os
países membros da OPEP ou o USGS.
Ademais, argumentos sobre a dependência da oferta de alguns reservatórios gigantes,
o poder de mercado da OPEP, a impossibilidade de avanços tecnológicos contornarem
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princípios geológicos e a negligência de países, instituições e políticos em se importar com
uma possível escassez repentina a nível global.
Os autores pessimistas são mencionados pela mídia em períodos de alta de preços
como a partir de 2005. Em tais momentos, a mídia preocupada pelos problemas nacionais
comumente divulga os argumentos e pontos de vista mais sensacionalistas desses autores. Nos
EUA a escassez do petróleo sempre está relacionada ao problema de segurança nacional. Nos
países europeus, notadamente aqueles com fortes grupos ambientalistas, nota-se o argumento
de conseqüências problemáticas da permanência e aumento dos níveis de emissão de gases
poluentes.
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III. CAPÍTULO III – VISÃO OTIMISTA EM RELAÇÃO AO PICO DO PETRÓLEO
Neste capítulo apresentamos os autores que acreditam não haver necessidade de
alarme e pânico em relação à oferta de petróleo. Estes também chamados de “otimistas”
quando se trata do pico do petróleo, baseiam-se, principalmente, em motivos de ordem
econômica e tecnológica, mas também criticam a carência e qualidade de dados sobre
reservas como veremos adiante. São também citados argumentos mais teóricos e tangíveis,
como a redução da demanda por petróleo e o aumento da eficiência na exploração do mesmo
e, ainda, a substituição do petróleo convencional pelo não convencional, as tendências
mundiais de consumo de energia e o crescimento no uso do gás natural e de combustíveis
renováveis.
Os argumentos dos autores otimistas se inserem num cenário de desenvolvimento
ambíguo pois por um lado vemos um acelerado crescimento da demanda mundial aliado a
restrições de oferta de petróleo. Ademais, evidenciam-se restrições de investimento por causa
acesso, regulamentação, risco político e de guerra em algumas regiões. O aquecimento global
e o efeito estufa resultam nas exigências ambientais, principalmente a partir do
comprometimento de muitas nações com protocolo de Kyoto e redução na emissão de gases
estufa e aparecem como um efeito exógeno ao mercado de petróleo. O preço alto aliado ao
crescimento da demanda num ambiente de redução das regiões exploratórias resulta em
preocupações de segurança energética, principalmente nos EUA. Por outro lado, os preços
altos propiciam investimentos cada vez maiores em exploração e desenvolvimento de novas
tecnologias.
Daniel Yergin, autor do premiado livro “The Prize: the Epic Conquest for Oil, Money
and Power” e diretor do grupo de consultores do mercado de energia Cambridge Energy
Research Associates (CERA), sustenta que não há razão de preocupação quanto à escassez
geológica do petróleo. O aumento na oferta de petróleo virá, tanto de países membros da
OPEP, como dos demais. Afirma que:
“Existem riscos em qualquer previsão. Nesse caso, os riscos não são geológicos ou de escassez de recursos do tipo “abaixo do solo”. Eles são muito mais do tipo “sobre o solo” – instabilidade política, conflitos, terrorismo e lentidão nas tomadas de decisão por parte do governo nos países produtores de petróleo.” (Yergin, D., 2005)
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Com relação à teoria de Hubbert e previsões pessimistas do pico do petróleo, no artigo
“How Much Oil Is Really Down There?” da CERA Yergin descreve que:
“Baseado em um número amplo de potenciais cenários e análises individuais dos campos, a CERA conclui que a produção mundial não atingirá o pico antes de 2030, mas que a idéia de um pico em si é dramática e altamente questionável. A produção global irá eventualmente seguir um platô ondulado por uma ou mais décadas antes de declinar lentamente. O padrão global de produção não será uma simples curva logarítmica ou em forma de sino como previsto por M. Hubbert, mas será assimétrico – com a sessão de declínio mais gradual e não um espelho da rápida taxa de crescimento – e muito além do pico geométrico. Será um platô ondulado que pode durar décadas.” (CERA, 2006)
Robert Esser, colaborador do CERA, cita outro motivo de dificuldade da indústria do
petróleo para aumentar a capacidade de produção, motivo esse também não relacionado à
problemas “abaixo do solo”: Segundo o autor, “talvez o maior problema no presente seja a
falta severa de recursos de mão-de-obra qualificada e limites impostos pela indisponibilidade
de plataformas e estaleiros.” (Esser, R., 2005)
Para Yergin, o padrão nos ciclos de alta dos preços do petróleo é subestimar o impacto
da tecnologia como no ciclo atual quando a tecnologia é a chave. Reservas provadas não são,
necessariamente, um bom guia para o futuro. Apesar do otimismo causado pela oferta do
petróleo, os colaboradores da CERA estão cientes da gravidade do problema. Esser, em seu
discurso para o House of Representatives dos EUA em 2005, afirmou que:
”Esse é um assunto que precisa ser considerado seriamente. Afinal, o planeta possui recursos finitos e o mundo está consumindo 30 bilhões de barris por ano. Mas a compreensão da situação precisa ser esclarecida. Considerações chaves incluem tecnologia, economia, timing, termos fiscais e regulatórios, e um entendimento completo de capacidades de produção corrente e futura. “(Esser, R., 2005)
III.1. Qualidade dos Dados e Erro Metodológico:
Yergin critica a qualidade dos dados sobre reservas provadas das empresas privadas. A
primeira crítica baseia-se na utilização de métodos arcaicos pela Comissão de Valores
Mobiliários dos EUA (Stock Exchange Comission – SEC) com o objetivo de provar a
quantidade de reservas. Seu argumento:
“O sistema atual exigido pela SEC para reportar “reservas provadas” se tornou antigo e a informação que fornece aos investidores cada vez mais se afasta do montante de recursos de muitas companhias.[…] As regras não reconhecem o vasto progresso tecnológico dos últimos 30 anos. “[…] (Yergin, D., 2006)
Desenvolvidas a partir do choque do petróleo de 1973, com intuito de garantir a
segurança energética, as regras, na época, precisavam ser detalhadas para se saber quanto
petróleo existia nos EUA. Em conseqüência, o Congresso ordenou à SEC a implementação de
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um sistema para reportar as reservas provadas com a base de recursos. A SEC, por sua vez,
baseou seu julgamento visando a proteger os investidores e, frente a complexidade da
definição, uma vez que reservatórios não podem ser auditados ou verificados, pediu ajuda à
Sociedade Americana de Engenheiros do Petróleo (Society of Petroleum Engineers – SPE).
As definições da SPE foram promulgadas em 1965. Apesar de três atualizações após essa
data, a SEC continua adotando a primeira definição, que considera o padrão tecnológico e
operacional dos anos 60 e 70. Finalmente, o objetivo da SEC em proteger os interesses dos
investidores acabou por levá-los à grande indecisão, devido ao conservadorismo das
estimativas da SPE.
“As regras atuais da SEC, que definem as reservas para investidores, são baseadas em tecnologia utilizada há 30 anos e oferecem uma estimativa incompleta do potencial futuro. A medida que as técnicas melhoram, a oferta de muitas regiões produtoras será muito maior do que antecipado.”(SEC, 2000)
De fato, partindo do princípio da SEC de que “certeza razoável implica que, a medida
de que mais dados técnicos ficam disponíveis, uma revisão positiva, ou para cima, tem maior
probabilidade de ocorrer que uma revisão negativa, ou pra baixo.” Para provar a existência de
reservas perante a SEC é necessário algum tipo de teste que comprove sucesso na exploração
no reservatório. Dados sísmicos não são aceitos como prova de existência de reservas ou
continuidade de produção em áreas já exploradas. Enfim, a SEC enfatiza a existência de
algum teste concreto para avaliar a existência ou não de reservas. Em conseqüência, os
grandes avanços tecnológicos não foram incorporados à metodologia empregada, como
observa Yergin.
‘”Surpreendente como possa parecer, as regras correntes para reportar reservas – o que pode ser chamado de “Sistema de 1978” – insistem essencialmente em tecnologias e metodologias de 1970. Àquela época não existia a revolução digital, e a fronteira de desenvolvimento offshore era de 600 pés de lâmina d’água, hoje são 12.000 pés”.(Yergin, D., 2006)
A incorporação das fontes de petróleo não convencional à produção irá aumentar
substancialmente a quantidade de reservas provadas e também a capacidade e o fluxo
constante da oferta, uma vez que a quase totalidade de recursos não convencionais serem
explorados em países fora da OPEP, com investimento de empresas privadas.
“Uma parcela cada vez maior da oferta virá dos óleos não tradicionais – de águas ultraprofundas, areias betuminosas, gás natural liqüefeito, gás convertido em liquido (GTLs), carvão convertido em íquido etc. Ao passar do tempo, esses não tradicionais se tornarão tradicionais. [...] Ao invés de um “pico”, devemos esperar um formato de “platô ondulado”, daqui a 3 ou 4 décadas.” (Esser, R., 2005)
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Outro autor otimista, Michael Lynch, baseia dois de seus argumentos na metodologia
empregada pelos pessimistas para a estimativa das reservas e do pico de produção. As
estimativas com modelo de Hubbert usam o TRR como um dado estático, embora para o autor
se trate de uma variável dinâmica. Lynch afirma que o TRR não se refere ao total dos recursos
– esse sim um montante fixo – mas sim à proporção do total desse montante em condições de
extração. Como essa variável com os avanços tecnológicos, há a tendência de aumentar a
proporção de campos que possam ser economicamente produtivos. Por outro lado, mudanças
de ordem não tecnológica - que reduzam custos - viabilizam a produção de campos menores,
mais profundos ou, ainda, dos campos menos produtivos.
O gráfico a seguir representa as estimativas de reservas com as chamadas “Creaming
Curves”, muito utilizadas por Laherrère. Essas curvas plotam a quantidade de reservas de
acordo com o número de campos petrolíferos descobertos. Para cada época é feita uma
revisão, que representa uma linha. Ocorre que com o passar do tempo, após cada revisão de
volume de reserva, essa curva se desloca na representação do montante revisado. No Gráfico
20 estão plotados dados para descobertas do Mar do Norte sendo que as 4 curvas inferiores
mostram o volume de petróleo dos 23 campos descobertos e produtores até 1980 e o seu
crescimento que das 1780 milhões de toneladas produzidas em 1980 atingiu o total de 2400
milhões de toneladas em 1998 - um crescimento de 1,6% ao ano portanto. A curva superior
mostra todos os campos encontrados e produtores até o ano de 1998, cuja assíntota chega a
3500 milhões de toneladas.
Para Lynch o uso dessas curvas induz a um erro metodológico grave, porque “elas
comparam estimativas correntes do tamanho dos campos com descobertas feitas em diferentes
períodos. Isso é como comparar arbustos a árvores; naturalmente as árvores são maiores, mas
isso não significa que os arbustos sempre serão pequenos.” (Lynch, M., 2002).
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Gráfico 20 – Revisões das Reservas Estimadas para Diferentes períodos no Mar do Norte
Fonte: Lynch, M. (2002)
As revisões cada vez maiores levam Lynch a crer que o total das reservas recuperáveis
(TRR) não poder ser tratada como um valor fixo. O autor se opõe a diversos autores que
afirmam a estabilização das estimativas do TRR ser em torno de dois trilhões de barris,
sugerindo que a tecnologia tenha alcançado uma assíntota.
Entretanto, as análises das estimativas do TRR foram baseadas nas pesquisas dos anos
1970 e início dos anos 1980, o que induziu um um resultado falso de uma assíntota histórica.
Partindo do princípio de que a quantidade de petróleo recuperável depende da tecnologia e
que quase todas as estimativas do TRR dependem da tecnologia vigente (ao invés do
desenvolvimento tecnológico e seus impactos), estimativas feitas em um período deveriam ser
similares.
Para Lynch as estimativas do TRR se expandem com o tempo uma vez que a
estimativa em 1950 e 1960 era de 1 trilhão de barris ou menos; atualmente a estimativa é de
três trilhões de barris aproximadamente. Veja-se a estimativa da USGS que aumentou de 1,7
trilhões em 1984 para 3 trilhões em 2003. Até Campbell aumentou sua estimativa do período
1991/1997 em 150 bilhões de barris o que, segundo Lynch, representa mais do que o consumo
no período.
Peter Odell, o quarto autor otimista estudado nesse capítulo, critica, assim como
Campbell, a subjetividade utilizada nos diferentes estudos que, segundo o autor, causa
disparidades nas avaliações das reservas provadas conforme a Tabela 8:
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Tabela 8 – Reservas Provadas segundo as 4 fontes mais utilizadas Regiões Oil and
Gas Journal
World Oil
Petro Consultants
United States Geological
Survey
América do Norte 77 77 64 103 América do Sul 78 85 51 74
Europa 16 31 30 37 Ex- União Soviética 59 191 76 121
África 73 79 53 72 Oriente Médio 660 590 439 583 Ásia Oriental 42 51 38 62 Oceania 2 4 3 4
TOTAL 1007 1107 746 1056 Fonte: Odell, P. (1999)
Além disso, Odell discorda de Campbell quando dá sua opinião sobre a firma “Petro
Consultants,” da qual Campbell faz parte: “Os dados da Petroconsultants estão longe dos
dados publicados por outras agências por motivos desconhecidos, dada a natureza privada e
inacessível do estudo e portanto, da própria organização” (Odell, P., 1999).
III.2. Análise Histórica do padrão de consumo de energia
Para ilustrar o ponto de vista de Peter Odell, reproduzimos o trecho do programa de
rádio Counterpoint da rede ABC na Austrália, realizado pelo repórter Michael Duffy que
além de Peter Odell, entrevista Kenneth Deffeyes, outro especialista do assunto.
Michael Duff: Kenneth Deffeyes, quando você acha que ocorrerá o pico do petróleo?
Kenneth Deffeyes: Bem, eu penso que já ocorreu. No caso de Hubbert...apenas uma expressão – você só tem certeza quando você está vendo no espelho retrovisor – você sabe, após ter acontecido no passado. Mas o pico de 1970 foi óbvio, quando em 1972 a Comissão de Estradas de Ferro do Texas (Texas Railroad Comission) que era comparável com a OPEP de hoje, anunciou que não haveria mais racionamento na produção do mês seguinte, todos os poços estariam autorizados a produzir o quanto quisessem, 100% permitido. Em março de 2003, a Saudi Aramco e o governo Saudita disseram aos países e governos do oeste que eles estavam produzindo no nível máximo, eles poderiam alcançar 9,2 milhões de barris por dia e que eles jamais haviam atingido 9,2 ou 9,5 milhões de barris em nenhum mês. E no ano passado eles haviam produzido uma média de 8,9 milhões de barris por dia. Assim, para mim, esse pronunciamento saudita foi um eco do que a Comissão de Estradas de Ferro do Texas dissera.
Michael Duff: Peter Odell, posso lhe perguntar o que você pensa sobre a previsão de Ken?
Peter Odell: Eu ouço o que ele fala mas não aceito o que ele quer dizer. Eu acho que defender o pico de Hubbert em termos de ano está correto, mas a curva de declínio tem sido bem menos íngreme do que sua previsão, porque o que ele não observou é que as reservas crescem ao passar do tempo com a necessidade da demanda. Isso aconteceu nos EUA; a tendência declinante não foi invertida, certamente, mas a necessidade da demanda tornou a curva bem menos íngreme. E com certeza não está ocorrendo a níveis internacionais. A Saudi Aramco na Arábia Saudita não tem apenas certeza que produzirá mais do que 10 milhões de barris por dia como está direcionada a essa meta, e mesmo 15 milhões tem sido indicado como um potencial futuro para o maior país produtor de petróleo do mundo.
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É interessante notar que Odell não nega a existência do pico de produção do petróleo.
Quando se refere ao pico ocorrido nos EUA em 1970, minimiza o fato de que a produção
caíra rapidamente uma vez que, através da redução no consumo e dos investimentos em
exploração, os EUA mantiveram um nível de produção bastante elevado.
Sobre a taxa de crescimento na utilização global de energia, Odell se baseia em dados
disponíveis desde o século XIX. Como demonstrado no Gráfico 21, com a utilização de retas
de tendência, ele constata que a partir de 1973, a taxa de aumento na utilização de energia
reverteu para a tendência de longo prazo, observada no período 1860-1945, de uma média de
2% ao ano, comparada com a taxa média de crescimento de 5% que ocorreu entre 1945 e
1973. A possibilidade de um retorno para taxas de crescimento de 5%, segundo o autor,
“agora é próximo de zero, uma vez que isso refletiu uma combinação temporária inerente de
um conjunto de condições de uso de energia em todas as partes do mundo que não pode
recorrer” (Odell, 1989). Assim, esse crescimento menor de fontes de energia não renováveis é
coerente mesmo não considerando o impacto adicional das preocupações com as emissões de
dióxido de carbono (CO2) e o conseqüente estímulo que implicará em taxas maiores de
crescimento do uso de energia renovável aliadas a taxas menores no uso de fontes poluentes
como os hidrocarbonetos.
Gráfico 21 – Tendências na Evolução do uso da Energia 1860-2000)
Fonte: Odell, P. (1999)
III.3. A Teoria Econômica baseada no Modelo de Hotelling
Harold Hotelling, em seu artigo “The Economics of the Exhaustibel Resources”, de
1931, inseriu a extração de um recurso finito numa teoria econômica: esse processo pode ser
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visto em sua forma mais simples como um problema de maximização de lucro, valendo tanto
para um agente individual como para a sociedade como um todo. Como a sociedade maximiza
o lucro por todo o período de extração, o valor futuro do lucro precisa ser descontado a uma
taxa maior ou igual à taxa de juros.
Esse é o problema fundamental de toda a economia dos recursos finitos; foi proposta e
resolvida por Hotelling nesse artigo. A solução para o lucro máximo total é que é a
formulação, conhecida como a Regra de Hotelling, e prevê que o preço do bem a ser extraído
aumenta a uma taxa exponencial que iguala a taxa de juros. Isso significa que, no sentido
econômico, um recurso finito tem o mesmo valor que um título atrelado à taxa de juros. O
Gráfico 22 representa o comportamento dos preços de um recurso finito, conforme as curves
de demanda e oferta resultantes da constatação de Hotelling.
Gráfico 22 – Trilha do preço deum recurso finito
Observa-se que, a partir da trilha do preço, função da taxa de juros, e das restrições de
demanda e produção, este continuará crescente até que outra tecnologia ou um substituto para
o recurso seja economicamente viável, isto é, até o bem atingir o preço de interrupção
(backstop price). O recurso estará na parte plana da sua curva de extração, o preço no nível
máximo e a produção começará a cair. Nesse ponto o recurso é considerado economicamente
exausto, embora ainda existam quantidades disponíveis para extração. Assim, partindo do
princípio de que existe outra tecnologia que interrompa a produção a um preço
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suficientemente alto, nenhum recurso pode ser totalmente extraído de forma economicamente
viável.
Tomando esse fato por base, podemos analisar mudanças de ordem econômica, como
um aumento da taxa de juros. Juros mais altos (Gráfico 23) levarão os investidores a vender o
recurso para aplicação a uma taxa alta de retorno o que resultará numa taxa de produção
maior e exaustão mais rápida. Graficamente, temos uma curva mais ingrime.
O Gráfico 24 ilustra o comportamento monopolista que se aplica à indústria do
petróleo tendo em vista a atuação da OPEP. O monopolista busca a maximizar os lucros
mantendo o preço mais alto do que o preço de equilíbrio, o que leva a uma oferta menor e à
conseqüente exaustão mais lenta do recurso.
Gráfico 23 – Aumento dos juros
Gráfico 24 – Comportamento monopolista
A descoberta de novas reservas, o desenvolvimento de tecnologias e o uso de
estratégias de conservação do recurso irão forçar o preço de equilíbrio a se situar em níveis
mais baixos, prolongando a vida econômica do recurso (Gráfico 25). A longo prazo, a curva
toma a forma de serra, sendo que cada ponta da lâmina significa uma das mudanças
mencionadas.
Gráfico 25 – Curva deOferta de Longo Prazo de um Bem Finito
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III.4. Avanços Tecnológicos
Segundo Hirsch, já mencionado anteriormente, o pico do petróleo é conseqüência da
utilização dos combustíveis líquidos e não de uma crise energética, como é freqüentemente
afirmado. Náo há alternativas concretamente víaveis para a substituição dos combustíveis
líquidos nos veículos a motor, aviões e navios. Fontes de energia não derivadas de
hidrocarbonetos, como a energia solar, eólica, geotérmica e nuclear, produzem eletricidade
(mas não combustíveis líquidos). Portanto, além de necessitar considerável investimento em
pesquisa e desenvolvimento, a utilização dessas energias no transporte ainda está distante. As
pesquisas de Hirsch identificaram um número de opções viáveis a curto prazo para o aumento
da eficiência dos combustíveis nos veículos, melhorias na recuperação de petróleo
convencional em reservatórios e a substituição de combustíveis líquidos originados de óleo
pesado/ areias betuminosas, carvão e gas-to-liquids (GTL). Todas essas alternativas teriam
que ser consideravelmente desenvolvidas a fim de se tornarem viáveis, no mínimo, na década
que antecede o pico do petróleo e evitar danos em escala mundial. Um programa extenso e
oneroso como esse, para ser posto em prática antes dos sinais de mercado, requer forte
intervenção e suporte por parte dos governos.
A intervenção governamental que aumentou a eficiência na utilização dos
combustíveis provou sua eficiência após o embargo do petróleo em 1973 e será um elemento
crucial na redução, a longo prazo, do consumo de combustíveis líquidos. Os EUA possuem
uma frota de mais de 200 milhões de automóveis, vans, caminhonetes e utilitários. A
substituição de pelo menos metade desses por modelos de eficiência maior, necessitaria de um
prazo de, pelo menos 15 anos ou mais, a um custo de US$ 2 trilhões. Essa transformação seria
onerosa e lenta não só nos EUA como no resto do mundo. Aumentos da eficiência dos
combustíveis, principalmente em veículos de alto consumo, criam, a longo prazo, uma
perspectiva de redução do consumo de gasolina e do diesel.
Ainda, para Hirsch, os avanços tecnológicos podem favorecer o retardamento do pico
de duas maneiras: A) aumentando-se a taxa de extração atual e com isso moderar a declinante
produção de petróleo de poços que já passaram do pico. Ele cita a injeção de dióxido de
carbono como a mais promissora tecnologia para o aumento da taxa de recuperação. B) A
exploração de reservas de petróleo não convencional quando ocorrer o declínio das reservas
convencionais. Ele cita a existência de diversos tipos de óleo não convencionais muito
atrativos e comercialmente viáveis como os óleos pesados (que dependem da capacidade das
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refinarias para serem processados), de combustíveis sintéticos como o combustível liquido do
carvão. Afirma o autor:
“O petróleo não convencional será cada vez mais responsável por uma fatia maior na demanda do mercado mundial por petróleo ao mesmo tempo em que a participação do petróleo convencional decline. Entre os mais atrativos dos petróleos não convencionais são os de tipo pesado, as areias betuminosas e os combustíveis líquidos obtidos a partir do gás natural e do carvão. Todas essas alternativas estão prontamente viáveis. Petróleo pesado e as areias de betume são muito viscosos, parecidos com uma resina, dos quais a maioria se encontra no Canadá e Venezuela. “(Hirsch, R.,2005d)
Atualmente os custos de produção de óleos pesados e daqueles oriundos de areias
betuminosas ainda são consideravelmente mais elevados do que os do óleo convencional uma
vez que, nos processos de produção e refino desses óleos, é usada mais energia para extrair,
produzir e refinar, o que resulta num balanço energético (energia líquida) menor. Já a
liquefação do gás natural vem sendo permanentemente aperfeiçoada, principalmente através
do método, ambientalmente correto, de Fischer-Tropsch.
A obtenção de combustível liquido a partir do carvão vem sendo estudada desde a 2ª
Guerra Mundial, quando os alemães, com grandes reservas de carvão, tentaram obter uma
alternativa para o petróleo. O processo necessita de duas etapas: primeiro o carvão é
gaseificado para então ser submetido ao processo de Fischer-Tropsch, similar ao processo
aplicado ao gás natural. O resultado é um combustível limpo, de alto teor energético e sem
necessidade de refino. O carvão tem localização geográfica mais homogênea e pode ser
convertido em combustíveis líquidos através da utilização de tecnologias comercialmente
viáveis (ou quase).
Hirsch cita ainda dois potenciais tipos de combustíveis não convencionais embora
ainda não comercialmente viáveis: o óleo obtido a partir de pedras (xisto betuminoso) e óleos
vegetais, originados de biomassa (etanol, biodiesel etc). Mas observa que a viabilidade desses
combustíveis depende de consideráveis investimentos em pesquisa e desenvolvimento.
O impacto tecnológico na expansão dos recursos pode ser observado numa variedade
de casos. Como exemplo, a produção em pequenos campos no Mar do Norte que é viabilizada
pela ampla rede de dutos (pipelines) de gás e petróleo, inexistentes nos anos 80. A produção
britânica em 1995 (2,7 mbd) , tinha 16% de seu volume (0.44 mbd) originado de poços que
foram descobertos antes de 1980 quando sua produção diária era de 1.66 mb, mas que se
tornaram viáveis apenas a partir de 1990 após a instalação da infra-estrutura para escoar a
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produção. Nota-se que metade do aumento da produção nesse período se deu por causa dos
ganhos de eficiência.
Reforçando a possibilidade de aumento da produção através de inovações
tecnológicas, Lynch constata que muitos países permitem apenas que empresas estatais
explorem as reservas. Se esses países permitissem a exploração por empresas privadas,
tecnologicamente bem superiores às estatais, a produtividade do upstream da indústria do
petróleo aumentaria significativamente.
Os avanços tecnológicos todavia são propriedade das majors privadas, mas a maioria
das reservas situam-se em países cujas empresas estatais monopolizam o setor de exploração.
Quando esses países permitem o investimento externo e a exploração privada, o risco político
influi consideravelmente na tomada de decisão das majors. Como nota Yergin, se as empresas
privadas tivessem como aplicar sua tecnologia em regiões monopolizadas por empresas
estatais, a oferta de petróleo poderia, em pouco tempo, aumentar sensivelmente. (Yergin,
2005).
III.5. Ascensão do Gás Natural & Queda na Importância do Petróleo
Segundo Odell, a importância do carvão como fonte de energia irá cair rapidamente
nos próximos anos, sendo ultrapassada pelo gás natural que, até o final do século, deverá ser a
principal fonte de energia, ultrapassando, em 2040, o próprio petróleo que responderá, em
2100, por diminutos 28,8% da demanda por hidrocarbonetos. O gás natural provavelmente
ultrapassará o carvão como fonte global de energia até 2010 mersmo considerando a
utilização do gás natural como substituto ao petróleo aumentando. A expansão rápida da
produção em anos recentes reflete que as reservas provadas de gás natural mais que dobraram
desde 1980 e a expansão da Europa e outros mercados na demanda por gás natural desde o
início da década de 90. Assim, o gás natural entrou o século 21 com uma relação R/P de 62
anos.
Comparando a oferta de petróleo, gás e carvão, Odell explica que até em 2010 poderia
existir uma indústria de petróleo maior do que a do ano 2000. Até lá, entretanto, no contexto
das limitações do potencial do recurso e da competição intensificada de outras fontes de
energia, o petróleo contribuirá menos do que o carvão na oferta mundial de energia: ao
mesmo tempo que tenha sido há muito tempo ultrapassado pelo gás natural.
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A concentração do petróleo em poucos países também irá diminuir à medida que a
utilização do petróleo não convencional aumentar sua participação no total, em razão de sua
menor utilização.
“Nesse contexto, ao mesmo tempo em que a importância geopolítica do petróleo continue nas primeiras décadas do século 21, ele irá depois disso, ser meramente uma outra fonte de energia de importância decrescente na participação energética mundial: e será cada vez mais diversificada geograficamente do que nos dias atuais.”(Odell, P., 2003)
Sua argumentação, entretanto, torna-se incoerente devido à afirmação, feita em 2003
ao The Global Energy Outlook for the 21st Century, onde considera os preços do barril em
torno de 20 US$. Como os preços atuais estão, pelo menos, quadriplicados, sua previsão para
2010 de 25US$ é irreal. Devemos considerar, entretanto que, no mesmo artigo, ele observa
que “influências de curto prazo nos preços do petróleo irão ocorrer sem dúvida no futuro, mas
dada a natureza essencialmente efêmera, eles são irrelevantes para prever custos totais de
longo prazo e tendências de preço”(Odell, P., 2003). Os preços de 60 US$ já duram mais de 1
ano e um novo patamar parece evidente.
A crença de Odell na independência, à curto prazo, do preço do barril de petróleo, das
pressões da demanda ou da oferta, é afirmada na declaração abaixo:
“O petróleo se tornará um tomador de preços (price taker) – e menos um criador de preços (price maker) – a ponto de a indústria poder se beneficiar do fluxo de receita gerada a partir dos preços maiores do gás natural. Isso possibilitará retornos suficientes para financiar investimentos na expansão contínua da produção de petróleo não convencional”(Odell, P., 2003).
Observe-se que o autor salienta a escalada do gás natural como principal fonte de
energia e commodity energética, além dos benefícios na exploração do gás serem
compartilhados para ambos os combustíveis.
III.6. Dificuldade dos Investimentos & Comportamento Econômico do Upstream
Vimos no Capítulo I que a indústria do petróleo, notadamente o setor de upstream,
possui várias características econômicas singulares. Assim, considerando o volume, o risco e
a dinâmica associados ao setor de exploração em conjunto com a volatilidade nos preços do
petróleo concluímos que a tomada de decisão para investimentos acarreta enormes riscos e
dificuldades. Sobre a previsão futura do preço do petróleo, podemos nos orientar pela
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afirmação do chefe da gigante petrolífera saudita Saudi Aramco, na reportagem “Oil in
Troubled Waters”, da revista The Economist:
“Para onde o preço vai, ninguém sabe.[...] A chave é ter estabilidade para podermos planejar. Os investimentos em petróleo levam um longo tempo até darem frutos”. (The Economist, 2005)
Para reforçar a idéia de volatilidade, citamos interessante observação do autor do
mesmo artigo, publicada na revista The Economist:
“De fato, a única coisa sensata que pode-se dizer sobre os preços do petróleo hoje é que eles provavelmente não ficarão estáveis. Um ataque terrorista à infra-estrutura de petróleo saudita poderá elevar o preço para 100US$; um crash no mercado financeiro pode empurrá-lo abaixo dos 10US$.” (The Economist (2005)
A dificuldade na tomada de decisão em relação aos investimentos dos planejadores
das majors e das empresas estatais se dá por causa do excesso de oferta dos anos 80 e 90,
originado pelas enormes reservas existentes na época. Naquela ocasião, os investimentos em
petróleo foram muito baixos e em grande parte frustrados; a possibilidade de ocorrer um
retorno àqueles patamares, portanto, assusta os investidores e empresas do ramo.
A ilusão de que o petróleo está em permanente sobreoferta levou a duas décadas de
sub-investimento na indústria do petróleo. O mundo têm vivido a partir da lenda de
capacidade de reserva criada a muitos anos atrás. Dadas os preços altos de hoje em dia, pode-
se indagar se o mercado proverá a nova infra-estrutura necessária. No entanto, parece que o
mundo está se desenvolvendo bem com os preços altos de hoje em dia, talvez eles tenham que
persistir por mais tempo ou mesmo aumentar ainda mais antes que investidores sejam postos
em ação. Em 2007 o preço atingiu preços ainda maiores do que em 2006 e nenhuma recessão
era visível. Outro motivo para o autor é “a memória azeda do petróleo a 10 dólares por barril”
(The Economist, 2005).
Atualmente, embora os preços do petróleo se situem bem acima dos 60 US$, as
empresas baseiam suas políticas de investimento considerando os preços na faixa dos 20-25
US$. Com relação à tomada de decisão das empresas privadas, o artigo nota que as majors do
oeste estão mais aterrorizadas com um novo colapso de preços, e estão segurando as arredias
nos seus gastos em aumento de capacidade produtiva (capital expenditure). Os projetos são
tipicamente testados para darem lucro com preços do barril a 20 dólares. “(The Economist,
2005) colocar com seu texto
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Dados sobre atividade das plataformas e navios de perfuração atualizados
mensalmente pela empresa Baker Hughes, e relacionados aos preços do barril de petróleo tipo
Brent, se plotados em um gráfico mostram uma relação direta:
Gráfico 26 – Número de plataformas em atividade x Preço do barril tipo Brent (1980-2007)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
Numero de plataformas deperfuracaoPreco
Fonte: elaboração própria a partir de dados da Baker Hughes de 2007 (Numero de plataformas) e BP 2006 (preços reais do barril tipo Brent)
É possível visualizar a tendência de mudanças na quantidade global de plataformas
(onshore e offshore) em resposta à variações no preço do barril de petróleo, o que reflete o
comportamento tipicamente econômico do mercado de exploração. Se desconsiderarmos o
hiato temporal, resultante do período decorrente entre o início da tomada de decisão e o início
das operações com novo contrato, podemos observar que, quanto maior o preço do barril,
maior a demanda por unidades que possibilitem a obtenção desse bem.
Outro indicador do comportamento econômico pode ser visualizado nos Gráficos 27 e
28. Essa análise leva em consideração o valor médio de aluguel diário ou simplesmente
“diária” (dayrate) de sondas offshore que inclui jack-ups (JU), semi-submersíveis (SS) e
navios-sonda (DS) e utiliza o preço do barril comercializado em Nova Iorque (WTI).
Verifica-se que quando o preço do barril atingiu um pico de 25 US$ em 1997, o valor de
aluguel diário continuou a subir durante quase um ano. Houve, portanto, um hiato de 11
meses entre o início da queda do preço do barril e o início da queda do preço da diária das
sondas. No pico seguinte do preço do barril, em 2000, o mercado de sondas novamente se
ajusta ao preço embora com um intervalo temporal maior (12-16 meses). Análise análoga se
aplica aos períodos de preço mínimo do barril. Além da constatação do gráfico anterior
podemos adicionar que o tempo de queda no dayrate frente à queda do preço do barril é mais
rápido do que quando o preço sobe.
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Gráfico 27 – Preço do Barril (Crude de NY)
Fonte: Rigzone (2007)
Gráfico 28 – Médias das Diárias de Plataformas e Navios de Perfuração
Fonte: Rigzone (2007)
O comportamento econômico e o aumento dos investimentos a partir da recente
escalada do preço do barril, estreitando o horizonte de tempo para 13 anos (1995-2008), é
demonstrado no Gráfico 29, com dados do International Rig Report de Junho de 2007.
Verifica-se a crescente utilização das sondas, além das previsões futuras que estimam uma
utilização de 100% desses equipamentos.
Gráfico 29 – Demanda e Utilização das sondas de perfuração
Fonte: International Rig Report Junho-2007 (Dados: ODS-Petrodata 2007)
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Conclusão do capítulo
A análise dos autores otimistas retoma o argumento da qualidade dos dados também
visto no Capítulo II embora interpretados de modo diverso. Mostramos também o argumento
da tendência histórica de crescimento da demanda por petróleo, que apesar das previsões de
crescimento mundial econômico acelerado prevê um comportamento de crescimento natural
da demanda por energia em torno de 2% ao ano.
Como ponto central do capítulo destacamos a teoria de Hotelling que baseia-se no
comportamento diferenciado que os bens finitos como o petróleo possuem, que resulta em
uma oferta de petróelo dependente de mudanças do mercado como avanços tecnológicos,
mudanças nos preços e na demanda. Avanços tecnológicos serão resultados tipicos de preços
altos enquanto que o preços baixos provavelemnte estanquem investimentos em pesquisa.
Preços altos por longos períodos podem ocasionar desenvolvimento de outras fontes de
energia e consequente queda na importância do petróleo.
Todos os argumentos vistos nesse capítulo resultam em cenários econômicos
evolucionários bem ao contrário da previsão dos autores pessimistas.
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CONCLUSÃO
O resultado do estudo e pesquisa sobre a questão do pico de produção do petróleo é
reflexo direto das opiniões divergentes dos estudiosos e especialistas. Alguns temem um caos
global enquanto que outros acreditam numa transição progressiva.
O caos global seria resultado da impossibilidade ou de tempo demasiado extenso no
desenvolvimento de qualquer tipo de substituto para o petróleo na cadeia energética mundial,
com ênfase no setor de transporte. Seus defensores baseiam a visão pessimista na teoria de
Hubbert que parte da premissa de que exista razoável certeza no conhecimento da quantidade
de reservas existentes, além da quantidade de petróleo produzida até o momento. Nessa linha
determinista, o centro da argumentação dos pessimistas gira em torno da qualidade subjetiva
dos dados disponíveis sobre o petróleo, principalmente sobre as reservas restantes.
Ademais, os argumentos dos autores pessimistas variam entre a grande dependência
que o mundo tem atualmente do petróleo, na irregularidade geográfica da distribuição das
reservas e na crescente participação do petróleo OPEP no mercado, além da falta de incentivo
de organizações e da pouca mobilização de governos para a redução do consumo e o
desenvolvimento de energias alternativas.
Os autores que não vêem o pico de produção do petróleo como uma ameaça ao bem
estar mundial, baseiam-se no avanço tecnológico e no aumento da produção de tipos de
petróleo não convencionais. Afirmam que essas mudanças serão possíveis em razão do
aumento do preço do barril de petróleo, o que viabilizará maiores investimentos e favorecerá
o surgimento de concorrentes, atualmente, ainda economicamente inviáveis.
Outra grande área de incerteza se refere ao desenvolvimento da oferta de petróleo não
OPEP. Fatores diversos, como o preço do petróleo, regimes fiscais e legais no upstream e
investimentos em países não OPEP, avanços tecnológicos e sucesso na exploração, irão
delinear o cenário futuro da oferta desse petróleo.
O posicionamento dos pessimistas é pertinente, pois consideram que a demanda e os
preços alcançaram níveis repentinamente altos. Mas seus argumentos tornam-se frágeis ao
observarmos que, se suas previsões anteriores fossem verdadeiras o mundo já teria atingido o
pico do petróleo pela quinta vez. O modelo de Hubbert, apesar de funcional, só poderia ser
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usado como ferramenta de previsão se os dados disponíveis sobre as reservas fossem menos
subjetivos, conseqüentemente, mais confiáveis.
Os argumento otimistas se inserem economicamente mais orientados, o que significa
um estudo profundo do mercado de petróleo. O comportamento do mercado de petróleo é
bastante dependente de fatores externos (como mudanças de demanda) mas por ser um bem
tão comercializado e sua natureza exigir montantes muito grandes e irreversíveis de
investimento, as decisões tomadas na própria indústria influem no mercado o que se reflete no
seu comportamento ser conseqüência direta e indireta das mudanças ocorridas anteriormente,
ocorrendo uma demanda dinâmica. Um preço suficientemente alto pode levar a aumentos nos
investimentos em exploração e capacidade de produção. Tais investimentos entretanto, só são
materializados, isto é, só são sentidos em termos de variação nas quantidades produzidas num
prazo de tempo bem amplo (pelo menos 5 anos) além da maior parte desses investimentos
serem irreversíveis. Assim, se no momento onde se inicia o investimento e o crescimento
econômico mundial for grande então é possível que no momento da materialização do
investimento o crescimento já tenha cessado e a demanda tenha caído aos níveis
anteriormente baixos, frustrando todos os investimentos cometidos.
Atualmente, ainda existem fatores de ordem não econômica cada vez mais
importantes, como as exigências ambientais e o comprometimento com a redução das
emissões que resultam em queda na demanda por hidrocarbonetos, notademente o carvão e o
petróleo. Para muitos autores, inclusive, o pico do petróleo não é motivo de preocupação uma
vez que as pressões ambientais e climáticas resultarão em nencessidade de reduzir o consumo
de todos os hidrocarbonetos.
A preocupação dos EUA em manter sua segurança energética é um outro fator
exógeno que pode ocasionar mudanças no abastecimento de petróleo mundial. As políticas
adotadas pelos EUA perante os países produtores podem ter conseqûencias adversas e no
mercado de petróelo.
A teoria de Hotelling ajuda a explicar, com base na ciência econômica, a noção de
substituição do petróleo por outro bem ou tecnologia a níveis de preço muito altos, o que,
assim nos parece, leva os autores otimistas a não temerem uma escassez de petróleo. Embora
os choques do petróleo e os distúrbios conseqüentes não serem algo desejado, o fato é que a
natureza dos choques não teve sua origem na escassez de petróleo. O que causou esses
choques foram as características singulares do mercado de petróleo ou seja: a irregularidade
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na distribuição das reservas provadas, o poder de monopólio da OPEP aliado ao nacionalismo
de seus países membros e as mudanças repentinas na demanda por petróleo que tanto
isolados, mas especialmente atuando em conjunto e na mesma direção resultam em preços
extremamente voláteis na commodity mais importante do mundo.
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