Em 1956, M. King Hubbert, um geocientista bem conhecido, previu que a produção de petróleo nos 48 estados dos EUA (todos eles, excepto Alasca e Havaí) atingiria o pico e que começaria um declínio irreversível entre 1966 e 1971. A produção dos 48 estados atingiu o pico em 1970, 14 anos após a previsão de Hubbert.

Num livro publicado em 2001, Kenneth Deffeyes, colaborador de M. King Hubbert, previu que a produção mundial de petróleo atingiria o pico entre 2004 e 2008. Posteriormente ele declarou que mais provavelmente o pico seria no fim de 2005. Das duas medidas da produção mundial de petróleo, [Bruto + Condensados] e [Bruto + Condensados + Líquidos de Gás Natural (NGL's)], ambas estão baixas em relação a Dezembro de 2005, segundo a US Energy Information Administration (EIA). O total de líquidos, o qual é tudo o que consta acima mais coisas tais como ganhos de refinaria, misturas betume/água e etanol, estão ligeiramente acima de Dezembro de 2005.

Numa coluna publicada na revista Forbes de Novembro de 2004, Daniel Yergin, historiador e presidente co-fundador da Cambridge Energy Research Association (CERA), em resposta a um pergunta respeitante à futura produção mundial de petróleo e aos seus preços, previu que a produção mundial do óleo emergiria, conduzindo os preços abaixo dos US$ 38 por barril em Novembro de 2005. De facto, os preços praticados do petróleo foram 50% a 100% mais elevados do que o previsto índice de preços a longo prazo de Yergin, pois a queda na produção do óleo forçou os seus preços para a alta a fim de equalizar a oferta e a procura.

Na semana passada, Peter Jackson, colaborador de Daniel Yergin, apresentou uma crítica às teoria do Pico Petrolífero esboçadas por Hubbert e Deffeyes e, tal como Yergin antes dele, previu a ascensão da produção mundial de petróleo, sem que o mundo mostrasse qualquer declínio real num período de tempo até 2040 ou 2050.

No passado, Hubbert estava correcto e Yergin estava errado. Agora, os seus respectivos colaboradores estão a fazer previsões semelhantes, utilizando métodos semelhantes.

Deffeyes utiliza um método que agora é habitualmente designado como linearização de Hubbert (HL), o qual envolve a plotagem da produção anual (P) dividida pela produção acumulada até à data (Q) versus Q para estimar as Reservas Recuperáveis Finais (Ultimate Recoverable Reserves, URR) para uma região, o que Deffeys denomina Qt. As regiões, na ausência de problemas políticos e/ou técnicos, tendem a atingir o pico e a começar a declinar logo após alcançarem o ponto no qual produziram 50% de Qt, ou seja, metade das suas reservas recuperáveis.

As seguintes regiões têm mostrado produção mais baixa depois de cruzarem o ponto Qt dos 50%: Texas; 48 estados; total dos EUA (após um pico secundário mais baixo a seguir ao início da produção do North Slope no Alasca); Rússia, Mar do Norte; Arábia Saudita; México e mais recentemente o mundo (excepto para Total de Líquidos).

Eu deveria esclarecer que o método HL aplica-se à produção de petróleo convencional, que eu defino como a produção de petróleo que se moverá para a boca do poço sem a aplicação de energia calorífica. As duas maiores concentrações de reservas não convencionais são as grandes reservas de betume no Canadá e na Venezuela. Também há considerável investigação em andamento sobre xistos oleosos, os quais são realmente depósitos de querogênio, um antecessor do betume. A opinião de Deffeyes é de que fontes não convencionais de petróleo mais provavelmente servirão para tornar mais lento, mas não para reverter o declínio na produção agregada mundial de petróleo. Em qualquer caso, o ponto principal é que todas as fontes não convencionais de petróleo são enormemente dispendiosas, intensivas em energia e são [de desenvolvimento] muito vagaroso para poder aumentar as taxas de produção.

Jackson está a asseverar que melhor tecnologia e a exploração de fontes não convencionais de petróleo (mais líquidos relacionados com o gás, os quais não são aqui considerados) permitirão ao mundo ter várias décadas de produção crescente ou, na pior das hipóteses, constante (flat).

Primeiro, considerem-se os 48 estados, onde a indústria tentou virtualmente todas as inovações tecnológicas conhecidas, e a produção caiu de modo bastante firme, agora mais de 50% desde o pico em 1970.

O que dizer acerca das regiões desenvolvidas mais recentemente? Será que desempenharam-se melhor do que os 48 estados? Vamos considerar o Mar do Norte, o qual atingiu o pico em 1999 (bruto + condensados) e iniciou um declínio muito rápido. É convincente que duas região produtoras muitíssimo diferentes — os 48 estados e o Mar do Norte, com este último sendo desenvolvido com muito melhor tecnologia do que os 48 estados — tenham atingido o pico no mesmo ponto dos 50%, em relação aos seus Qt estimados (tanto para o bruto como para condensados).

A premissa básica do método HL é que a primeira metade da produção de uma região é um bom previsor da segunda metade da produção. "Khebab", um colaborador do blog The Oil Drum , demonstrou isto matematicamente. Ele tomou os dados da produção apenas até os 50% da marca Qt para os 48 estados e a Rússia (1970 e 1984 respectivamente) e previu o pós 50% da produção acumulada Qt para as duas regiões, utilizando mais uma vez apenas data de produção de 1970 a 1984 para gerar o modelo. O pós 50% de produção acumulada Qt até 2004 para os 48 estados correspondeu a 99% do que o modelo HL previu, e o pós 50% de produção acumulada Qt até 2004 para a Rússia correspondeu a 95% do que previa o modelo HL.

Hoje, temos a mesma quantidade de dados de produção para o mundo que resultou nas altamente precisas previsões pós 50% de produção acumulada para os 48 estados e a Rússia.

Peter Jackson está a pedir-nos que acreditemos que vamos ver aquilo que nunca foi visto antes — a produção de petróleo convencional a ascender durante décadas após o cruzamento da marca Qt dos 50%. Esta previsão é especialmente notável dada a quase certeza de que todos os quatro actuais campos petrolíferos super-gigantes (que produzem um milhão ou mais de barris por dia) estão em declínio, enquanto há apenas um novo campo super-gigante em desenvolvimento, o problemático Kashagan Field que não atingirá o pico de produção antes de 2020.

Em conclusão, segundo a EIA até Agosto de 2004 o mundo produziu aproximadamente 100 milhões de barris a menos de bruto + condensados do que se tivéssemos simplesmente mantido o nível de produção de Dezembro de 2005. Isto é consistente com o modelo Hubbert/Deffeyes. E não é consistente com o modelo Yergin/Jackson. Os dados preliminares sugerem que Deffeyes está correcto e Jackson está errado, mas ainda não podemos dizer com certeza quem está correcto.

Sem considerar se o modelo de Hubbert/Deffeyes ou o de Yergin/Jackson é correcto, precisamos começar tão logo quanto possível a mudar fundamentalmente o modo como utilizamos a energia nos Estados Unidos. Minha opinião pessoal é de que precisamos aplicar impostos sobre o consumo de energia para financiar a Segurança Social/Medicare, compensando com cortes ou eliminação do imposto sobre as folhas de pagamentos.