13PI_aula03_O_fim_do_petroleo_e_outros_mitos

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O fim do petróleo e outros mitos 
Newton Müller Pereira 
O final do século XX e a virada do milênio aguçaram a sensibilidade 
apocalíptica em personalidades do meio acadêmico, as quais nos brindaram 
com profecias catastrofistas amplamente divulgadas na mídia, assim 
celebrando outros tantos finais em paralelo ao do milênio que inexoravelmente 
se avizinhava. Diferentemente deste último, porém, todos os demais finais 
previstos têm caído em descrédito antes mesmo de seus formuladores 
assentarem as bases de sustentação científica (?) para suas peremptórias 
assertivas. 
Ao Fim da História, apregoado por Fukuyama, foi dedicado tempo e 
espaço exagerados nos meios de divulgação, como se tal fosse a grande 
descoberta do século, algo como a cura do câncer ou da Aids. Ao Fim da 
Ciência e ao Fim da Ideologia, num novo milênio tecnologicamente 
determinado e governado por especialistas, foram dedicadas toneladas de 
papel nos centros geradores do saber. Ao Fim do Neoliberalismo até banqueiro 
alemão deu palpite e, pasmem, com grande repercussão na mídia nacional. Ao 
Fim do Mundo, então, nem se fale! 
Com tantos finais a rondar, fomos também contemplados com outra 
pérola do apocalipse, mais uma daquelas que põem fim a alguma coisa cara à 
humanidade, à sociedade, e que, recorrentemente, é alardeada na mídia 
nacional e internacional. Refiro-me, desta vez, ao Fim do Petróleo. Fim esse 
que de tão próximo, dez anos, se tanto, arrastaria consigo o modo de produção 
atual, o capitalismo, a sociedade contemporânea, enfim, seria o final dos finais. 
Sendo consumido em maiores quantidades do que a natureza é capaz 
de prover, não há como negar, o petróleo vai acabar, ou melhor, pode acabar. 
O problema é quando vai acabar, futuro ainda incerto. Para melhor precisar 
esse quando, uma quantidade enorme de prognósticos foi e vem sendo 
elaborada desde que o ouro negro jorrou em Titusville, Pensilvânia, em 1859. A 
partir de então, a cada nova revisão dos prognósticos sobre até quando 
contaremos com esse recurso tão determinante ao modelo de desenvolvimento 
atual, mais à frente se vislumbra o horizonte de seu esgotamento, contrariando, 
sempre, afoitos e pessimistas. Estes, contudo, não cessam de proclamar suas 
profecias. 
Dentre os prognósticos e suas respectivas metodologias de elaboração, 
o realizado por M. King Hubbert, em 1956, prevendo a dinâmica do declínio das 
reservas de óleo nos Estados Unidos, e suas sucessivas revisões e extensões 
em nível global, tornaram-se referenciais obrigatórios. Inclusive para Colin 
Campbell e Jean Laherrère que, neste final de milênio, publicaram na 
conceituada revista de divulgação Scientific American, sob o título O fim do 
óleo barato, a mais recente peça apocalíptica sobre o assunto. 
Os autores mencionados subtraíram das estimativas divulgadas pelo Oil 
and Gas Journal e pela revista World Oil, que informam dados oficiais 
fornecidos pela indústria do petróleo e gás natural, alguns bilhões de barris em 
áreas onde a expectativa de ocorrência não condizia com as avaliações 
geológicas e econômicas deles próprios. Contudo, não sendo essa subtração 
significativa em relação ao volume das reservas globais apontadas pela 
indústria, à época 1020 bilhões de barris, Campbell e Laherrère submeteram os 
parâmetros estatísticos usualmente utilizados nessas estimativas a um 
tratamento de choque. Passaram a considerar a média, extraída da curva 
gaussiana que representa distribuição temporal do óleo já produzido mais 
aquele ainda por ser produzido (life-cycle model), e não o nível de 
probabilidade 90, como a expressão mais provável dos volumes de óleo 
convencional ainda passível de serem produzidos. 
Ora, não são necessários profundos conhecimentos para apontar a 
fragilidade do exercício realizado por Campbell e Laherrère. Sem maiores 
comentários a respeito do ineditismo da opção pela média, observa-se que os 
autores remeteram ao campo da ficção pelo menos 40% das reservas de óleo 
do planeta (óleo que pode ser produzido com a tecnologia disponível e aos 
níveis de preço atuais) ao descartar o nível de probabilidade 90 como valor 
aceitável. Em outras palavras, os autores restringiram as possibilidades de 
acerto das estimativas das reservas existentes de óleo a meros 50%, quando o 
professor Rogério Cezar de Cerqueira Leite, mesmo dando eco a Campbell e 
Laherrère sobre o fim do petróleo barato, nos ensina, em matéria na Folha de 
São Paulo sob o título O fim do petróleo, que ...'Hoje conhecemos 
suficientemente o planeta, pelo menos no que diz respeito ao petróleo, para 
poder traçar a curva de Gauss de sua produção global, com um nível de 
incerteza inferior a 10%', ou seja, com nível de certeza superior a 90%. 
Ao aceitarmos que a indústria do petróleo opera com um nível de 
certeza, quanto a possibilidade de produzir o total das reservas estimadas, 
superior a 90%, não poderemos ao mesmo tempo concordar com os 50% 
adotados por Campbell e Laherrère. E, ao não concordar, passaremos a 
posicionar, necessariamente, o fim do petróleo e, consequentemente, o fim do 
petróleo barato, em horizontes além dos dez anos prognosticados pelos 
autores. 
Mas vamos ao que interessa de fato, ao que deve balizar a discussão 
quanto ao esgotamento ou não das reservas globais de petróleo. Reservas de 
petróleo, como ademais de todos os recursos minerais, são o resultado de 
investimentos prévios em pesquisa, em exploração e em tecnologia. E, sendo 
assim, dinâmicas no tempo. Dinamismo esse que gera a expectativa de que 
avaliações sucessivas possam acrescentar novos volumes de óleo a cada 
estimativa anterior. O que não quer dizer, absolutamente, que as reservas 
aumentarão indefinidamente. Há difusos limites físicos para tanto e bem mais 
precisos do ponto de vista tecnológico e econômico. 
Na contramão da perspectiva do fim do petróleo barato estão as 
reavaliações das reservas petrolíferas mundiais realizadas pelo United States 
Geological Survey em 1997 e 2000, órgão que assessora o governo norte-
americano em suas ações para manter o fluxo de insumos minerais e 
energéticos para a indústria daquele país. Diga-se de passagem, país com 
enorme dependência do subsolo alheio em matéria de petróleo. Essas 
reavaliações, diferentemente do que foi vaticinado por Campbell e Laherrère, 
informam que as reservas de petróleo vêm sendo sistematicamente sub-
avaliadas pelo órgão, permitindo-lhe concluir que '... um desbalanceamento 
num futuro próximo entre a demanda e o suprimento de óleo devido à exaustão 
dos recursos mundiais é pouco provável'. Sendo pouco provável também, 
nessas circunstâncias, o fim do petróleo barato. 
 
O USGS estima as reservas identificadas em 1100 bilhões de barris de 
óleo, as quais somadas aos recursos ainda não identificados do tipo 
convencional, 430 bilhões de barris, totalizam 1530 bilhões de barris de óleo. 
Se nada mais vier a ser adicionado a esse número e o consumo de petróleo se 
mantiver no patamar atual (75 milhões de barris/dia), ainda teríamos petróleo 
para usar por mais 50 anos. Período por demais longo para afirmar que o 
petróleo ainda continuará sendo o principal combustível da matriz energética 
mundial. Como escreve Cerqueira Leite, '... daqui a 40 anos ... já teremos 
encontrado uma alternativa para o petróleo...', logo, não se justifica 
prognosticar seu fim. 
Cenários publicados recentemente pelo Grupo Shell e pela Agência 
Internacional de Energia, já no presente milênio, dão conta que é muito 
improvável acontecer escassez de óleo antes de 2025, horizonte que pode ser 
estendido para 2040 através de ganhos de eficiência em veículos e do lado da 
demanda de um modo geral. Também informam queo custo de produção do 
barril de óleo deverá se manter pelo menos até 2025, num patamar inferior aos 
US$ 20, pressionado por avanços tecnológicos. Os custos decrescentes do 
biofuel e da conversão gas to liquids, ambos já bem abaixo dos US$ 20 por 
barril equivalente de óleo, impõem limites ao aumento dos preços do barril de 
petróleo. 
Num cenário de grande dinamismo inovador, mais otimista que o 
anterior, em 2030 já deveremos estar adquirindo células combustíveis nas 
redes de distribuidores e supermercados para abastecer nossos veículos e 
suprir nossas necessidades energéticas domésticas, mudando, assim, 
radicalmente nosso perfil energético e o da matriz energética mundial. Nessa 
situação, o petróleo, muito antes de se esgotar, perderá seu apelo como 
combustível, firmando-se como fonte de matérias-primas para outros setores 
industriais. Sem demanda significativa, seus preços se tornariam 
tremendamente deprimidos: 'Oil is not need'. 
Por tudo isso, entendo que a '...advertência inequívoca de Campbell e 
Laherrère...' sobre o fim do petróleo barato pode ser tudo, menos inequívoca. 
Pensando bem, não se trata senão de outro daqueles tantos presságios que 
assolaram o Fim do Milênio. 
OBS.: Newton Müller Pereira é geólogo pela UFRGS, mestre pela UFBa, 
doutor pela EPUSP, pós-doutorado pelo SPRU, UK. Professor do 
Departamento de Política Científica e Tecnológica do IG/Unicamp, atuando no 
campo das políticas e economia dos recursos naturais e do meio ambiente, e 
no de avaliação de programas tecnológicos. Exerceu a coordenação da pós-
graduação do Departamento, a coordenação da pós-graduação e a direção do 
Instituto de Geociências. 
Para ler sobre o assunto: 
_ Adelman, M.A. and Lynch, M.C. - Fixed view of resources limits creates 
undue pessimism. Oil and Gas Journal, v95, n014. 
_ Campbell, J. C. and Laherrère, J. H. - The End of Cheap Oil. Scientific 
American, March, 1998. 
Ivanhoe, L. F. - Update Hubbert curves analyze world oil supply. World Oil, 
1997. 
_ IEA - World Energy Outlook 2002: Executive Summary. 
_ Cerqueira Leite, R. C. de - O fim do petróleo. Folha de São Paulo 10.5.98. 
_ Shell International Limited - Exploring the Future: Energy Needs, Choices and 
Possibilities - Scenarios 2050. London, 2001. 
_ UNDP - World Energy Assessment: Overview. New York, 2000. 
_ USGS World Petroleum Assessment 1997 e 2000. 
 
Artigo 2: Conhecer as incertezas: o desafio da indústria do petróleo 
Saul B. Suslick 
A demanda contínua e crescente de energia de baixo custo e a 
disponibilidade de recursos de hidrocarbonetos coloca ainda o petróleo como 
uma importante fonte não renovável da matriz energética mundial para as 
próximas décadas do século XXI. 
Para atender o suprimento dessa fonte energética para a sociedade, as 
empresas se dedicam à exploração como um primeiro passo para manter o 
ciclo de geração de jazidas.Trata-se de uma atividade estratégica da cadeia 
produtiva do petróleo composta por uma sequência complexa de etapas e de 
processos decisórios, envolvendo investimentos e riscos bastante elevados e 
de longa maturação na expectativa de descobertas de volumes de petróleo 
crescentes. 
A análise das incertezas constitui um dos elementos-chave das 
atividades de exploração e produção de petróleo. No passado, em decorrência 
do estágio evolutivo e da disponibilidade de prospectos de óleo e gás mais 
facilmente identificáveis, a maioria dos processos decisórios para análise de 
riscos ainda podia ser realizada de forma simples e intuitiva. Além disso, os 
desafios na indústria do petróleo não se apresentavam de forma tão diversa e 
contraditória como se mostram na atualidade. Por exemplo, até recentemente, 
na análise dos riscos envolvidos na exploração e produção bastava a 
observação das variáveis geológicas mais relevantes (volumes, dinâmica das 
acumulações, etc...) e das tendências gerais do mercado (o preço do óleo, a 
demanda de derivados, etc...), a tal ponto que a possibilidade de descoberta de 
boas jazidas afastava a necessidade de uso de metodologias complexas e 
mais abrangentes. 
Entretanto, esse cenário alterou-se drasticamente em função da 
diminuição dos indícios de jazidas de petróleo mais fáceis de serem 
encontradas e de baixos custos, da crescente globalização dos negócios e do 
envolvimento de diversos agentes, tornando o processo de tomada de decisão 
na exploração bastante complexo e nem sempre de fácil solução. 
Além disso, as empresas envolvidas na atividade exploratória frequentemente 
se defrontam na quantificação de diferentes tipos de riscos, tais como: 
• Risco de um poço exploratório ou de desenvolvimento ser seco; 
• Risco de uma descoberta não possuir um volume de óleo suficiente para 
os custos envolvidos no seu aproveitamento econômico; 
• Risco relacionado com o preço futuro de óleo e gás natural; 
• Risco econômico-financeiro; 
• Risco ambiental; 
• Risco político vinculado às incertezas jurídico-institucionais de um país 
detentor dos recursos petrolíferos; 
Neste trabalho, estamos abordando somente os dois primeiros tipos que 
podem ser incluídos na categoria dos riscos geológicos que são avaliados após 
a descoberta de um indício suficientemente atrativo que justifique a 
continuidade das atividades de exploração e avaliação do seu potencial 
econômico. O sucesso geológico é diretamente vinculado aos modelos 
geológicos de acumulação e da definição dos limites e dos volumes envolvidos 
e dos riscos inerentes às variáveis críticas da dinâmica das acumulações 
petrolíferas (geração, reservatórios, suprimento e "timing"). 
Para se ter uma noção da magnitude do risco que é muito bem 
percebido na indústria, a cada dez poços perfurados somente entre um a três 
resultam em acumulações comerciais. Por exemplo, o custo estimado de um 
poço na bacia de Campos em lâmina d'água acima de 2.500 metros não sai 
por menos de US$ 15 milhões. Dados da literatura apontam que as taxas 
médias de sucesso de poços pioneiros perfurados nas bacias petrolíferas 
localizadas em zonas de fronteira (com escasso conhecimento geológico) 
situam-se numa faixa entre 20-30% dependendo da complexidade da bacia 
(Figura 1). Deve-se ressaltar que essas estatísticas devem ser avaliadas 
cuidadosamente, pois apontam tendências gerais. As grandes companhias 
buscam sempre projetos em áreas com campos com maiores expectativas de 
grandes volumes de óleo, exibindo geralmente elevados sucessos nas fases 
iniciais do ciclo exploratório e declinando à medida que a indústria se defronta 
com campos com volumes mais reduzidos e com níveis de descoberta mais 
complexos. 
Figura 1 - Probabilidade de sucesso de poços pioneiros
perfurados em bacias internacionais. Valores em percentagem
indicam a razão entre descobertas e poços perfurados. 
 
Fonte: Petroconsultants, Oil and Gas Journal (diversos). 
A importância deste ciclo de geração de jazidas pode ser percebida pelo 
perfil atual da produção de petróleo no Brasil que atualmente é de 1,49 milhões 
de barris/dia de óleo e 39,63 milhões de m3/dia de gás. Esta produção 
continuará crescendo nos próximos anos com base nas reservas atualmente 
conhecidas oriundas dos campos de Marlim, Albacora, Albacora Leste, 
Barracuda-Caratinga, Roncador, Marlim Sul e Marlim Leste e demais campos 
descobertos pela Petrobras há mais de uma década. Observa-se a 
preponderância da participação de zonas produtoras de bacias marítimas em 
águas profundas no atendimento do suprimento nacional (Figura 2) que com a 
entrada de produção de novos campos e as descobertas recentes deverão 
possibilitar atingir a autossuficiência no atendimento da demanda nacional nos 
próximos anos. 
Figura2 - Evolução da produção anual de petróleo cru no
Brasil nas bacias terrestres e marítimas (valores em milhares
de barris). 
 
Fonte: Relatório Anual (ANP, diversos), Petrobras. 
O ambiente de águas profundas é uma tendência que se manifesta não 
somente no Brasil, mas em diversas zonas produtoras, principalmente nas 
regiões fora do Golfo Pérsico. Para enfrentar as restrições exploratórias nesses 
ambientes e nas demais regiões, a inovação tecnológica vem desempenhando 
um papel de grande importância na redução das incertezas tanto nas fases de 
exploração como de produção de petróleo, incrementando as probabilidades de 
sucesso e criando viabilidade econômica de novas jazidas. Um dos grandes 
avanços no incremento do sucesso exploratório refere-se a tecnologia sísmica 
tridimensional conhecida na indústria como sísmica 3D. Aylor (1999) coletou 
dados de taxas de sucesso na perfuração definidas com o apoio das 
tecnologias da sísmica 3D e constatou um aumento dessas taxas em 50% na 
locação dos prospectos em relação às tecnologias tradicionais conforme indica 
a Tabela 1. 
Tabela 1 - Taxas de sucesso na perfuração de poços 
pioneiros com o apoio da tecnologia sísmica tridimensional 
(sísmica 3D) 
Empresa Local Sísmica 2D Sísmica 3D 
Exxon Golfo do México 43% 70% 
Fairfield Golfo do México 37% 50% 
Exxon 
Mar do Norte
(Reino Unido) 
36% 47% 
Exxon 
Mar do Norte
(Países Baixos) 
47% 70% 
Texaco Louisiana 33% 62% 
 
Fonte: Aylor(1999) modificado. 
Um outro componente neste processo de gestão das incertezas 
exploratórias refere-se ao custo de descoberta que corresponde ao 
investimento aplicado em exploração dividido pelo montante de petróleo 
descoberto que pode ser estimado como adição de novas reservas. Dados 
coletados pela Unicamp (2002) indicam uma tendência declinante dos custos 
de descoberta nesta última década. O resultado dessa razão indica um relativo 
sucesso das grandes companhias ("majors") na renovação do seu estoque de 
suas reservas. Pode-se verificar o forte impacto que as cotações de óleo 
exercem sobre o esforço exploratório. 
Apesar de esses resultados refletirem o aporte das novas tecnologias 
exploratórias 
Figura 3 - Evolução dos custos de descoberta nas principais 
empresas de petróleo.
Cotações do petróleo tipo Brent em US$/bbl e dos
investimentos em US$/bbl em valores constantes de 2000. 
 
Fonte: Unicamp (2002). 
(modelagem de reservatórios, tecnologia sísmica, tecnologias de perfuração, 
novas técnicas de gerenciamento das incertezas exploratórias), essas 
estatísticas devem ser observadas com cautela. Uma das principais 
dificuldades são os tipos de informações utilizados para as estimativas das 
reservas (extensões, descobertas, aquisições, revisões, recuperação 
avançada) e dos dados de custos. Por outro lado, os dados da Figura 3 
apontam de uma maneira geral elevadas competências das equipes 
exploratórias das empresas nesta última década em que pese às dificuldades 
crescentes na identificação de reservatórios com elevados volumes e boa 
qualidade de óleo. 
Fica evidente a importância estratégica da atividade de exploração na 
geração de novos prospectos visando manutenção das vantagens competitivas 
das empresas de petróleo, bem como atender à demanda deste bem mineral 
para os diversos mercados. Trata-se de uma das etapas de maior criatividade 
na longa cadeia dos negócios na indústria do petróleo onde são adicionados 
valores aos ativos minerais. As corporações empregam atualmente 
procedimentos exploratórios sistemáticos para comparar as previsões geradas 
pelas novas tecnologias versus os resultados efetivamente alcançados. Por 
sua vez, os geocientistas (geólogos, geofísicos, etc..) e os engenheiros de 
petróleo aprenderam a trabalhar com as incertezas e calibrar as suas 
estimativas trazendo enormes benefícios para as corporações petroleiras não 
somente na redução das incertezas, mas principalmente na redução dos custos 
exploratórios possibilitando acessar prospectos em zonas cada vez mais 
remotas. 
OBS: Saul B. Suslick é professor do Instituto de Geociências e Diretor do 
Centro de Estudos de Petróleo (CEPETRO) da UNICAMP. 
Referências Bibliográficas 
1. Aylor, W.K. Measuring the impact of 3D seismic on business performance, 
SPE, HEEC Hydrocarbon Economics and Conference, 1999, Dallas, 21-23 
March, 12p. 
2. Rose, P.R. Chance of sucess and its use in petroleum exploration. In: 
Steinmetz, R. ed., The Business of Petroleum Exploration. AAPG Treatise of 
Petroleum Geology, 1993, p.93-120. 
3. Suslick,S.B; Furtado,R. Quantifying the Value of Technological, 
Environmental, and Financial Gain in Decision Models for Offshore Oil 
Exploration, Journ.Petrol Sci. Eng., 2001. 
4. Unicamp, Projeto de Monitoração das Incertezas na Exploração e 
Produção, Centro de Estudos de Petróleo, Instituto de Geociências, 
Laboratório de Análises Geoeconômicas de Recursos Minerais, Unicamp, 2002 
(www.ige.unicamp.br/~lage).