Pico petrolífero: Uma análise pormenorizada e transparente

Profissionais da indústria e observadores estudiosos, através da Association for the Study of Peak Oil (ASPO) e outras redes, têm dado uma notável contribuição para o diálogo quanto ao futuro da produção de petróleo. Eles continuam a apresentar análises pormenorizadas, utilizando todos os dados que lhes são disponíveis, e apresentam uma argumentação convincente do pico a curto prazo na produção mundial de óleo. Um número crescente de governos, corporações e comunidades de accionistas consideram estas considerações convincentes e cada mais fortes.

Apesar disso, Peter Jackson, do Cambridge Energy Research Associates, no editorial do número de Fevereiro do Journal of Petroleum Technology, "Peak Oil Theory Could Distort Energy Policy and Debate" [1] , diz que "o argumento do pico não é apresentado no contexto de uma avaliação sistemática e crível de dados disponíveis". E acrescenta: "os proponentes não tornaram disponíveis análises transparentes e pormenorizadas que permitissem uma discussão racional e objectiva". A nossa intenção é que este artigo trate directamente daquelas deficiências percebidas. Em resumo:

• As avaliações de recursos de petróleo convencional da United States Geological Society (USGS) constituem a base para as afirmações de que os recursos petrolíferos são adequados para suportar o crescimento contínuo da oferta. Uma reavaliação dos números mais recentes das reservas, descobertas e crescimento das reservas sugere que cada categoria foi substancialmente super estimada.
  
• Os aumentos das reservas mundiais na última década vieram primariamente da reclassificação das areias betuminosas do Canadá e de uma única grande revisão do Irão. A falta de reservas significativas devido a descobertas significa que a situação nos países não-OPEP parece cada vez mais severa.
  
• Os recursos petrolíferos não convencional são volumetricamente grandes mas limitados quanto a taxas de produção sustentáveis. Relatórios objectivos lançam dúvidas sobre as expectativas finais.
  
• A avaliação adequada do esgotamento dá base às previsões de um pico a curto prazo na produção global de petróleo.
  
• A indústria petrolífera e os seus empregados enfrentam muitos desafios estimulantes nos anos pela frente. Apresentar objectivamente o futuro da oferta mundial de petróleo aos nossos accionistas é um deles.

Reservas

As reservas mencionadas por membros da OPEP, e grandes revisões em alta particularmente durante a década de 1980, dão motivo a preocupações. A Agência Internacional de Energia [2] apoiou esta interpretação, dizendo que "o salto dos países da OPEP nas estimativas das suas reservas foi efectuado através de negociações naquela época sobre quotas de produção, e tem pouco a ver com as descobertas reais de novas reservas".

Mais reveladores são os dados recentes do IHS, neste caso especificamente para o Kuwait [3] (ver gráfico). Isto sugere que as reservas do Kuwait estão mais próximas dos 50 mil milhões de barris ao invés daqueles 101 mil milhões de barris declarados publicamente. Uma nova confirmação vem no definitivo World Energy Trends 2005 - Middle East and North Africa (MENA) [4] , da AIE. Eles estimam as reservas provadas e prováveis (2P) remanescentes no Kuwait (incluindo a metade da Zona Neutra) em 54,9 mil milhões de barris de 9 campos designados e dois 'outros'. Para os Emirados Arabes Unidos, as reservas provadas e prováveis (2P) são estabelecidas em 55,1 mil milhões de barris de 9 campos designados e um 'outro'. Estas estimativas do fim de 2004 tem como fontes bases de dados do IHS Energy e AIE. Como nenhum dos dois países têm grandes ou mesmo pequenos campos não desenvolvidos isto é uma prova clara de que as suas reservas foram exageradas.

À luz desta evidência não ambígua é razoável questionar a dimensão das reservas remanescentes dos outros membros da OPEP que também aumentaram as suas avaliações na chamada 'guerra de quotas' da década de 1980. A nossa visão é de que as reservas dos membros da OPEP foram exageradas num total de aproximadamente 250 mil milhões de barris.

Os dados disponíveis sobre reservas são inadequados para um planeamento saudável da parte de governos e corporações. Se estamos à procura de transparência acrescida no diálogo referente ao futuro da produção de petróleo, uma auditoria de reservas nacionais seria um bom meio de começar.

Descobertas

Em World Petroleum Assessment 2000, o USGS [5] descreveu um potencial de 939 mil milhões de barris de descobertas ao longo do período 1995-2025, equivalente a 31 mil milhões de barris por ano. Mas as descobertas reais continuam o declínio firme que têm apresentado durante muitas décadas. Ao longo dos últimos cinco anos, as descobertas caíram para menos da metade da taxa prevista pelo USGS (ver gráfico).

A extensão da tendência das descobertas indicate um potencial de descobertas futuras de petróleo convencional de aproximadamente 200 mil milhões de barris. Cada vez mais, aqueles que argumentam contra o pico petrolífero aceitam a verdade óbvia, preferindo subestimar o papel das descobertas para cumprir a oferta futura de petróleo, e ao invés disso enfatizam a importância do crescimento das reservas.

Ao avaliar o potencial do crescimento da reservas a fim de aumentar as estimativas mundiais, o USGS estudou aumentos aparentes no dimensionamento de campos ao longo do tempo em 48 estados dos EUA e aplicou um crescimento observado de 44% às reservas remanescentes à escala mundial e à produção acumulada.

Em primeiro lugar este método despreza o papel significativo que tem a informação no ambiente americano sobre os aumentos percebidos. Quando prossegue a produção e o desenvolvimento de um campo, as reservas provadas publicamente declaradas são necessariamente revistas para cima, em direcção à estimativa inicial do 'provado mais o provável'. O aumento médio real nas reservas é portanto significativamente mais baixo do que 44%.

Em segundo lugar, a maneira com que os campos de petróleo são desenvolvidos actualmente não permite comparação com os tempos antigos da indústria americana e deixa um bocado menos de ganho. Esta diferença surgiu sobretudo porque os direitos mineiros na América do Norte (EUA e Canadá) são legalmente garantidos ao proprietário da terra, ao passo que em quase toda a parte do mundo eles são garantidos ao governo. Desde a década de 1970, e em contraste com a antiga experiência norte-americana, os novos campos geralmente têm sido unificados e plenamente definidos, com utilização de recuperação secundária onde adequado desde o primeiro dia.

Em resultado desta diferença fundamental na propriedade e na abordagem é muito inadequado aplicar esta experiência de crescimento das reservas a reservas não norte-americanas. O desenvolvimento de campos em águas profundas e de campos mais pequenos apenas fortaleceu esta tendência rumo à recuperação optimizada desde o princípio da vida do campo. Consequentemente, tem sido observado um crescimento relativamente pequeno das reservas na última década.

A terceira falha significativa no método do USGS foi aplicar indiscriminadamente um número de crescimento das reservas à produção acumulada e a todas as reservas actuais. Podem ser identificadas várias categorias de campos podem ser identificadas:

• a grande fracção de campos, nos quais instalações para recuperação secundária estão em operação ou onde existe uma pressão natural forte. Futuros incrementos de reservas são a contribuição adicional que poderia ser activada pela recuperação terciária.
  
• aqueles campos em que mecanismos de recuperação terciária já estão a operar. Nesta categoria, as perspectivas de crescimento de reservas ulterior são limitadas.
  
• campos no fim ou próximo do fim das suas vidas produtivas, especialmente aqueles retirados de serviço (decommisioned) ou despressurizados numa comutação para a produção de gás. Campos isolados podem ser redesenvolvidos com êxito mas o aumento médio nas reservas será baixo.
  
• campos de gás/condensados onde a confiança na produção final de líquido é mais elevado e as possibilidades de recuperação avançada são geralmente limitadas para o rebaixamento da pressão na cabeça do poço.

Utilizando estas categorias, uma nova estimativa do potencial de crescimento das reservas é apresentada na Tabela 1. Trata-se de ganhos teóricos que podem não ser realizados de todo, mesmo ao longo de um período de várias décadas. A contribuição do CERA e de outros para refinar esta avaliação é bem vinda. Ele é necessariamente aproximado mas melhora dramaticamente a simples (e provavelmente inadequada) extrapolação utilizada pelo USGS. Além disso, a sua estimativa de 730 mil milhões de barris de crescimento das reservas ao longo do período de estudo de 30 anos descreve um aumento anual das reservas de 2,5%. Estimativas internas feitas pelas companhias quanto ao crescimento anual das reservas nos campos estão mais próximas dos 0,2%. O resultado do USGS é dez vezes mais elevado do que aquele utilizado no interior da indústria e deve ser posto em causa.

Recursos de petróleo convencional

O caso para a revisão em baixa das estimativas de reservas actuais feitas pelos USGS, as expectativas de descobertas e o crescimento das reservas conduz à nossa avaliação de recursos de petróleo convencional, a qual é apresentada na Tabela 2.

A uma taxa de 30 mil milhões de barris por ano, a produção acumulada atinge 50% dos recursos totais em apenas quatro anos.
Sem considerar o eventual perfil da curva da produção mundial de petróleo, a nova expansão da produção de petróleo convencional já está rigidamente constrangida. O crescimento da oferta total de petróleo no mundo agora depende das perspectivas para o petróleo não convencional.

Petróleo não convencional

As expectativas históricas acerca da taxa com que as reservas de petróleo convencionais podem ser transformadas em produção não se mantêm para os grandes recursos de petróleo não convencional. Relatar ambos em conjunto também obscurece tendências que de outra forma seriam aparentes na categoria das reservas de petróleo convencional.

A Wood Mackenzie [7] , conselheiro em energia altamente respeitado, espera que a produção das areias betuminosas canadianas alcance os 4 milhões de barris por dia em 2020. Com um objectivo ligeiramente mais baixo de 3,3 milhões b/d, o Oxford Institute of Energy Studies [8] , dentre outros conselheiros objectivos, prevê que toda a produção de petróleo não convencional alcance 6,5 milhões de barris por dia em 2020. Isto está bem distante dos 25 milhões de barris por dia que o CERA prevê no mesmo espaço de tempo.

Os custos de capital e operacionais continuam a elevar-se e em consequência tem sido adiados projectos e mesmo postos de lado. A produção está a ficar atrás das previsões anteriores. Preocupações acerca da procura por água e gás e o impacto sobre o ambiente local estão também a constranger a expansão ulterior. A produção de petróleo não convencional continuará a expandir-se, mas há riscos significativos de declínio. É improvável que sejam cumpridas as previsões mais elevadas.

Prevendo a procura, e a seguir a oferta

É ilustrativo nesta altura rever como as agências de energia preparam as suas previsões. A sua abordagem de longo prazo é baseada no nível do USGS de recursos recuperáveis finais, taxas de esgotamento e crescimento da reserva, mas apenas para regiões não OPEP. A AIE [2] afirma claramente:

"A produção de petróleo convencional da OPEP é assumida preencher o fosso entre a produção não OPEP e não convencional e o total da procura mundial de petróleo".

Isto conduz a uma inconsistência notável; o USGS assinala um quarto dos recursos não descobertos aos países da OPEP, mas a AIE convoca a OPEP a fornecer plenos 70% do aumento da oferta de 2002 a 2030.

Extrapolar a procura para a frente não é uma técnica adequada a esta finalidade e logicamente fracassará na previsão do pico petrolífero, deixando a economia global despreparada.

O CERA parece apresentar uma análise de baixo para cima. Contudo, tal como com as agências de energia, eles próprios também se encontram a rever em baixa previsões anteriores. Subjacente a estas previsões sistematicamente elevadas está uma avaliação inadequada do esgotamento, a mesma razão pela qual a nossa indústria fracassou em prever anteriores picos regionais.

A palavra que está a faltar: Esgotamento

Em retrospectiva, é claro que a indústria petrolífera na América no princípio da década de 1970 e no Mar do Norte no fim da década de 1990 fracassaram na previsão dos seus respectivos picos de produção porque ambos subestimaram o papel do esgotamento de campos petrolífero maduros no arrastamento para baixo da produção líquida. Muito naturalmente, a indústria e os media focam notícias positivas, desenvolvimento de campos e descobertas, novas tecnologias e acções para extrair recursos não convencionais. A apresenta as boas notícias; o nível historicamente elevado de nova capacidade planeada para os próximos poucos anos.

Mas todos os anos, sem ameaças de atrasos ou ultrapassagem de custos, o esgotamento corrói o potencial de todo campo produtor. O pico estará ultrapassado com o balanço entre estes dois movimentos favoráveis ao esgotamento. A propensão selectiva em focar as notícias positivas reduz a nossa capacidade para prever este pico. Na , a AIE ilustra este balanço dentre países onde a produção está a expandir-se contra apenas alguns daqueles onde a produção já está em declínio absoluto.

O relatório Megaprojects [11] de Skrebowsk identifica projectos com uma capacidade total de 3,2 milhões b/d de que se esperava um fluxo em 2006 (incluindo petróleo não convencional). Eles dividem-se de forma aproximadamente igual em 1,6 milhões b/d da OPEP e de produtores não OPEP.

Para países não OPEP, o ganho de produção registado pela AIE foi 300 mil b/d em 2006. Isto significa que os produtores não OPEP perderam 1,3 milhões de b/d para o esgotamento no ano passado. Isto é consistente com a magnitude da perda de capacidade vista em outras fontes de dados tais como o último BP Statistical Review of World Energy.

Os produtores OPEP registaram um declínio anual de aproximadamente 500 mil b/d em 2006. Apenas parcialmente isto pode ser atribuído a cortes de quota planeados nos últimos dois meses do ano. Ou os produtores OPEP escolheram conter a produção num período de forte procura e preços elevados sustentados, ou o esgotamento está a verificar-se na OPEP a níveis pelo menos tão altos quanto no resto do mundo. Talvez seja alguma combinação deste dois efeitos.

Portanto, o quadro mundial é de que o petróleo bruto e a produção de condensados caíram 200 mil b/d em comparação com o ano anterior. O crescimento em NGLs e outros líquidos foi capaz apenas de manter na horizontal a oferta total do líquido.

Apesar da actividade em níveis historicamente elevados, parece cada vez mais claro que a nova capacidade e o trabalho em curso de desenvolvimento de campos agora é quase insuficiente para compensar o esgotamento. Os constrangimentos de capacidade que levam a adiamentos de projectos provavelmente não acalmarão no curto prazo. A espécie de fluxos de produção acrescidos que o mundo precisa para servir de base ao crescimento económico podem não ser mais possíveis.

Em defesa de Hubbert

Peter Jackson afirmou que "a produção em 2005 nos 48 estados contíguos dos Estados Unidos foi 66% mais elevada do que previu Hubbert" [1] . Isto baseia-se na mais baixa das duas curvas logísticas propostas por Hubbert em 1956. A estimativa elevada de Hubbert (URR=200Gb) havia modelado tanto a produção acumulada como anual dentro de uma margem de uns poucos por cento. Não está mau para a previsão que tem 40 anos de idade.

A técnica de linearização posterior a Hubbert e aplicada aos dados mais recentes continua a prever uma URR para os 48 estado próxima aos 200 Gb, apesar dos avanços tecnológicos e outros factores 'acima do chão' . A mesma técnica aplicada mais uma vez aos membros da OPEP apoia a nossa avaliação dos recursos de petróleo convencional na Tabela 2.


Sumário

O pico petrolífero apresenta um desafio profundo; completamente em divergência com as previsões de procura baseadas no crescimento do consumo de energia. O fraco padrão de informação fundamental quanto a reservas e produção futura torna fácil negar e obscurecer a probabilidade de um pico a curto prazo na produção mundial de petróleo.

O baixo nível de novas descobertas limita a extensão em que a indústria pode continuar a entregar um nível elevado de novas capacidades. Enquanto isso, há um perigo real de que as taxas de declínio em regiões maduras continuem a aumentar. O balanço entre este dois factores pode inclinar-se em favor do esgotamento mais cedo do que o esperado.

Como observaram Hirsh et al. [12] , a preparação para o pico petrolífero requer duas décadas de esforço intensivo e coordenado pelo governo. Os críticos do pico petrolífero propõem que assumamos um grande risco ao atrasar a preparação. A análise apresentada aqui assinala que fazer mudanças agora seria muito mais prudente.

Hart e Skebrowski entenderam mal a nossa definição de líquidos não convencionais, os quais incluem condensados e líquidos de gás natural bem como petróleo extra-pesado e certas fontes de águas profundas. [Condensados, NGLs, águas profundas e petróleo pesado estão incluídos na nossa Avaliação do Petróleo Convencional]

Hart e Skebrowski entram mais uma vez no labirinto das reservas e deixam de notar as enormes incertezas que cercam o cálculo das reservas e também parecem cancelar (write off) as reservas não convencional como insignificantes. Permanecemos confusos acerca da sua rejeição da importância crítica das reavaliações e revisões de reservas e aquilo que parece ser uma atitude estática quanto à tecnologia.

Eles também tacteiam questões de esgotamento de campos de petróleo, sugerindo que o balanço global "inclinar-se-á em favor do esgotamento mais cedo do que o esperado" sem apresentar qualquer prova em apoio do porque ou do quando ou mesmo do quem. O recente trabalho pormenorizado do CERA sobre o esgotamento de mais de 800 campos sugere que as médias de esgotamentos anuais globais são cíclicas.