(Por Euan Mearns)
--- É longo mas faz questionamentos interessantes e discutíveis--- Curioso é que mal toca nas reservas brasileiras.
Em um artigo recente chamado There Will Be Oil no WSJ, Daniel Yergin, mais uma vez, tentou desmascarar o conceito do pico de petróleo e vê a capacidade de produção global crescente, para 110 mmbpd em 2030, seguida por um declínio lento. Neste breve trabalho, eu vou dar uma olhada rápida em seus argumentos-chave, num esforço para trazer uma maior convergência entre os 'campos' do pico do petróleo e do business-as-usual.
A produção global de petróleo (bruto + condensados + naturais líquidos de gás: C + C + NGL) foi de 82 milhões por dia, durante um planalto de 7 anos, apesar dos recordes da alta do preço do petróleo, a implantação de tecnologias tais como poços horizontais e sísmica 3D, o desenvolvimento de novas províncias petrolíferas, tais como o offshore de Angola e conceitos e plays não convencionais, como o campo de xisto Bakken em Dakota do Norte. A produção de petróleo aumentou durante o grande mercado de petróleo urso (decrescente) de 1980-1998, mas estagnou durante o grande touro (crescente) que ocorreu desde então. Muitas coisas estão de cabeça para baixo na parte de trás do pico de Hubbert. Os dados abaixo são da BP.
Taxas de declínio
Qualquer discussão sobre o pico do petróleo deve começar com as taxas de declínio. A organização de Yergin, o CERA, está bem ciente deste fato por ter produzido um excelente relatório sobre o assunto, há alguns anos atrás.
Declínio é o processo natural pelo qual as taxas de produção diminuem como resultado da despressurização do reservatório, combinado com a entrada de água nas camadas petrolíferas. As empresas de produção de petróleo fazem esforços gigantescos para mitigar a queda, pela injeção de água ou gás, para tentar manter a pressão, pelos programas de de manutenção de poços (work overs) e pela abertura de novos poços. Os declínios observados são, portanto, muito menores do que o declínio natural, mas correm em uma média globalizada de cerca de 5% ao ano.
Com a produção global de C + C + LGN rodando a 82 mmbpd (million of barrels of oil per day), os 5% observados de declínios vão acabar com 4,1 mmbpd de capacidade a cada ano. O que isto significa é que a indústria do petróleo deve adicionar à sua capacidade, 4,1 mmbpd novos a cada ano, a partir de desenvolvimentos de novos campos, só para ficar parada no total de hoje. E esta nova capacidade deve ser derivada de um estoque de ativos de segunda linha, como em águas profundas do Golfo do México, o óleo pesado da Arábia Saudita, o petróleo do Ártico ou o xisto de Bakken, pois a maioria dos lugares de primeira grandeza já foi explorada e os ativos já foram produzidos.
Para que a produção cresça além do platô de 82 mmbpd, a indústria do petróleo deve adicionar mais de 4,1 de mmbpd novos a cada ano, a partir de uma quantidade sempre decrescente dos recursos. Para chegar a 110 mmbpd em 2030, significaria a adição de mais de 4,1 mmbpd a cada ano, até 2030, alcançando uma capacidade adicional de 5,5 mmbpd novo a cada ano.
De onde esta nova capacidade viria? Yergin cita uma lista de novas descobertas e conceitos de reservas. Mas sempre foi o caso de que as novas descobertas e conceitos foram desenvolvidos e produzidos e nos últimos sete anos elas têm sido insuficientes para fornecer uma nova produção em adição ao declínio.
Novos locais e conceitos
A indústria do petróleo continua a fazer novas descobertas e a implantar novas tecnologias, que tornaram possível o desenvolvimento de reservatórios de baixa qualidade, que teriam sido não-comerciais há uma década atrás, sem as novas tecnologias e altos preços. O campo gigante de Claire, na costa oeste da Escócia e o segmento de Haradh S Ghawar e o campo Khurais, ambos na Arábia Saudita, são exemplos de reservatórios de baixa qualidade, descobertos décadas atrás, cujo desenvolvimento comercial tem sido possível graças ao alcance maior dos poços horizontais. Desenvolver esses campos gigantes, deste modo, permitiu que a indústria global mantivesse o patamar de 82 mmbpd, mas não foi suficiente para ultrapassá-lo.
Yergin cita novas descobertas offshore em Gana, no Brasil e na Guiana Francesa, como exemplos de novos plays que podem aumentar a produção futura de petróleo não convencional, em conjunto com as areias betuminosas do Canadá e o óleo produzido a partir de xisto, como o de Bakken. A nova produção em Angola, Rajasthan, na Índia, Congo Brazaville e GOM em águas profundas, pode ser adicionada à lista de novas províncias recentes, que têm sido interpostas no fluxo. O fato é que, sem esse fluxo constante de novos desenvolvimentos, a indústria do petróleo vai deixar de manter a produção nos níveis atuais de produção e vai entrar na fase de declínio.
A exploradora independente do Reino Unido, Cairn Energy, acaba de perfurar seis poços secos nas águas do Ártico, na costa oeste da Gronelândia, lembrando a todos que, apesar da melhor tecnologia sísmica e modelos de bacia, a exploração continua sendo um negócio de alto risco.
O xisto Bakken em Dakota do Norte representa um estudo de caso interessante.
Em 2003, a formação Bakken em Dakota do Norte estava produzindo meros 10.000 barris por dia. Hoje, produz mais de 400.000 barris, e Dakota do Norte tornou-se o quarto maior estado produtor de petróleo no país. Tal petróleo "apertado" poderia adicionar até dois milhões de barris por dia, para a produção de petróleo dos EUA depois de 2020, algo que não teria aparecido em qualquer previsão feita cinco anos atrás.
Em e-mail, o editor da Oil Drum, Arthur Berman, apontou que a produção de Bakken vem de cerca de 6000 poços, dando uma taxa média de cerca de 67 mil bpd de óleo por poço, enquanto o editor do Dram, Tad Patzec, apontou que no total do GOM (Golfo do México), a produção de Bakken poderia vir apenas de um punhado de poços do tipo Macondo. Assim, enquanto há uma lição interessante para que todos possam aprender com o Bakken, a escala do esforço necessário para vencer essa produção é imensa e, apesar deste esforço, a produção global de petróleo continua colada ao seu platô de 82 mmbpd.
Da mesma forma, o imenso esforço para desenvolver as areias betuminosas do Canadá, não conseguiu aumentar a produção mundial durante os últimos sete anos. Se esta escala de esforço for reealizada nas areias de alcatrão e em outros Bakken não for mantida, em seguida, a produção mundial de petróleo cairá.
Preço do petróleo e tecnologia
Hubbert insistiu que o preço não importava. Economia -as forças de oferta e da demanda- ele manteve, foram irrelevantes para o cache físico finito de petróleo em terra. Mas por que preço, com todas as mensagens que isto envia para as pessoas sobre a alocação de recursos e desenvolvimento de novas tecnologias, que se aplicam em muitas outras esferas, mas não na produção de petróleo e gás? A atividade sobe quando os preços sobem, a atividade cai quando os preços descem. Preços mais altos estimulam a inovação e incentivam as pessoas a descobrir novas formas engenhosas para aumentar a oferta.
Eu certamente concordo com Yergin que o modelo simplista da vazão geológica máxima defendida por trabalhos precoces, como o de Hubbert, precisam ser refinados para incorporar uma abordagem baseada em sistemas de economia, sociedade, política e tecnologia. É claro que é o preço elevado do petróleo vai estimular a atividade da indústria, enquanto e ao mesmo tempo, reduzir a demanda. A questão chave aqui é onde reside o equilíbrio de preços entre estimular a produção e matar a demanda?
Yergin deixa de mencionar que temos vivido num ambiente de altos preços por vários anos e isto não foi capaz de aumentar a produção para além do planalto dos 82 mmbpd (ver gráfico acima), em parte porque o preço elevado, temperou ao mesmo tempo a demanda por petróleo, especialmente nos países da OCDE. O preço alto não parece ter afetado o declínio do Mar do Norte em tudo, embora pareça provável que sem um alto preço o declínio teria sido ainda mais rápido. Tecnologias engenhosas têm ajudado a manter este patamar, mas está longe de ser claro que elas, no futuro, aumentarão a produção de petróleo substancialmente acima do seu patamar atual.
5 trilhões a mais de barris
Atualmente, acredita-se que há pelo menos cinco trilhões de barris de petróleo de recursos no solo, dos quais 1.4 trilhões são considerados técnica e economicamente acessíveis o suficiente para contar como reserva (provada e provável).
Simplesmente não há qualquer ponto em especular sobre os vastos recursos de petróleo não convencional, substituindo os fluxos fáceis de cru leve e doce, sobre o qual a nossa sociedade atual e a economia se baseiam. O custo de recuperação, em termos energéticos, econômicos e ambientais, é simplesmente demasiadamente elevado. E como já foi observado para as fontes de petróleo não convencionais, como o Bakken e as areias betuminosas do Canadá, a escala do esforço exigido é imensa, quando comparada ao petróleo tradicional que flui facilmente em taxas de dezenas de milhares de barris por dia. O tipo de sociedade que pode ser fundada em fontes não convencionais como essas, será muito diferente da sociedade de hoje, que se baseia em fluxos fáceis de petróleo barato.
Uma parábola sobre recursos não convencionais de diamantes escoceses, pode ajudar a ilustrar este ponto. Diamantes ocorrem no manto superior da Terra, a profundidades superiores a 100 km, abaixo da crosta da idade Arqueana (mais de 2,5 bilhões de anos). A Escócia é abençoada por ter rochas desta idade na região montanhosa noroeste de nosso pequeno país, que nos fornece potencialmente milhões de toneladas de recursos de diamante. Tudo o que precisariamos fazer é esperar a subida dos preços e a tecnologia certa, que nos permitirão minerar em tais enormes profundidades e só numa tacada inundarmos o mercado (dumping de preços ...!!!) terminando a escassez de diamantes de uma vez por todas.
Pico de demanda
Nesta visão, o mundo tem décadas de crescimento da produção antes de chegar em um platô, talvez por volta de meados do século, momento em que um declínio mais gradual começará. E que o declínio pode muito bem não vir de uma escassez de recursos, mas de uma maior eficiência, o que irá abrandar a demanda global.
O conceito de pico de demanda é realmente aquele em que eu me inscrevo, mas certamente, não da forma articulada aqui por Yergin, que parece acreditar que uma maior eficiência energética levará a uma redução na demanda por petróleo. De fato, o oposto exato é mais provável que seja verdade, quando a eficiência energética permitir à sociedade pagar um preço mais elevado, que a levará diretamente para mais, não para menos, petróleo a ser produzido.
A noção de pico de demanda que eu subscrevo é aquela em que há um preço máximo para o óleo que a economia global / sociedade podem suportar. E é que o preço vai fixar o montante de recursos de baixa qualidade que podem ser convertidos em reservas, a cada vez que o preço máximo for atingido e o mundo ficar em recessão, reduzindo a demanda por petróleo, de forma justamente que foi a vivida durante a queda do petróleo do pico de 2008/09.
Resumo e conclusões ...
Ao longo dos anos tem havido convergência significativa entre os 'campos' defensores do pico do petróleo ou do business-as-usual, cada um, espero, aprendendo com o outro. Yergin, enquanto tenta desbancar o pico do petróleo, parece ter sido convertido em um propositor tardio da teoria do pico. Eu posso certamente me identificar com muitos dos conceitos descritos por Yergin - oferta e demanda influenciam o preço, tecnologia, inovação e novos plays etc -, mas pergunto, quando estes vão resultar em novas capacidades de produção (oferta) que exceda os declínios anuais?
As apostas são altas. Será que os que decidem as políticas devem ouvir os historiadores que ganharam o Pulitzer Prize? Ou devem ouvir geólogos e um grupo crescente de economistas, que podem ver a dependência do crescimento econômico sobre a crescente oferta de energia barata, que simplesmente não parece existir? Mais importante de todos, será que o WSJ (Wall Atreet Journal) irá publicar uma visão modificada do mundo do petróleo, do que a apresentada por Daniel Yergin?
http://www.countercurrents.org/mearns210911.htm
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