Petróleo e Preços

e, conseqüentemente, de quanto serão os seus preços nos futuros próximos e distantes e dos seus volumes. Há uma expectativa segundo Gail Tverberg no site Oil Finite Word (https://ourfiniteworld.com) que os preços subam sempre quando que houver escassez do produto pois as novas descobertas, cada vez mais difíceis, exigirão tecnologias mais complexas, mão de obra mais especializada (como em todas as outras atividades econômicas) e investimentos mais elevados e mais intensivos. O melhor exemplo disso é o que está ocorrendo com a exploração e produção dos folhelhos e siltitos nos EUA, denominados genericamente como reservatórios não convencionais ou com os ditos light tight oil (LTO).

Qual é o problema real?
Jean Laherrère em artigo recente publicado na AEPET, chama a atenção para os picos ou os ápices de produção petrolífera de quase todos os reservatórios convencionais (RC) do mundo, e os respectivos declínios, e afirma que este energético ainda terá sobrevida por longo prazo, mui mais dilatados que os vaticinados pela maioria dos ditos "especialistas", que não fazem as contas adequadas nos seus prognósticos, pelos seguintes motivos:

1- Por ser o petróleo o energético mais acessível (affordable) e de menores preços, ou seja o que tem volumetria confiável (reliable), e que estes já estão disponíveis (avaliable) para pronto uso.

2- Os apelos ambientais para que o carvão seja substituído por outro energético menos poluidor ou seja, no curto prazo o petróleo ou gás. Para se ter idéia, o continente de maior produção, consumo e taxa de crescimento, a Ásia, ainda usa o carvão em quantidades astronômicas. Os demais, desenvolvidos, idem: a América do Norte, Ásia e Europa consumem nas suas matrizes energéticas algo da ordem de 429, 2798 e 468 milhões de toneladas por ano, respectivamente, em óleo equivalente (TOE) ou 8,7, 56,74 e 9,49 milhões em barris de óleo equivalentes (boe) por dia, respectivamente. Para se ter uma idéia comparativa o Brasil produz, atualmente, cerca de 3,2 milhões boe de petróleo por dia (ANP, fev. 2018) algo 2,7 vezes inferior a consumo diário de carvão dos EUA ou 17,7 vezes inferior ao da Ásia e 2,96 vezes menor que a Europa.

3- Há uma forte covariância entre o aumento populacional mundial e o consumo de energia. Também há uma relação inversa entre o consumo de energia e a pobreza ou seja: uma parcela significativa do mundo não têm sequer acesso a energia básica e que precisam ser incluídas como consumidoras. Algo em torno de 25% da população mundial de 7,6 bilhões de pessoas ou seja 1,9 bilhões vivem em nível de pobreza extrema. Também há uma forte covariância entre o PIB (GDP- Gross Domestic Product ) e o consumo de energia. Como todos precisam crescer há a necessidade de se ter fontes de energia alternativas por preços baixos.

4- O uso da tecnologia serve para se acessar reservatórios mais difíceis como também para adequar ambientalmente o uso das fontes já conhecidas e, certamente, também como redutor de preço de todos energéticos, no afã de adequar preços à capacidade da população mundial de consumir cada energético cujo valor, teoricamente, será sempre mais elevado.

Somente o Petróleo

Na procura das energias alternativas muitos investimentos têm sido feitos para desenvolvê-los e muitas diferentes matrizes energéticas estão implantados. Todas têm que atingir uma relação custo benefício adequado para que a sua produção seja necessária e compatível com melhor desenvolvimento do mundo, o mais justo, sem pobreza ou com ela absolutamente minorada.

Alguns estudiosos abordam adequadamente o tema das misturas energéticas desejadas, viáveis, como bem faz o Dr. Scott Thinker, diretor do Bureau of Economic Geology da Universidade do Texas (Austin), que contempla, nas suas análises, o mundo real com as carências da população calcadas em quantificações bem feitas das necessidades de energia, com bases sólidas e factíveis dos ativos energéticos do mundo, pelo menos os conhecidos, mesmo que ainda os muitos especulativos com as respectivas chances de ocorrência. Todos, os de bom senso, apontam que a melhor energia é uma mistura de todas e que estas, inclusive o petróleo e carvão, terão vida mui mais longa, mui além do ano de 2040, conforme foi vaticinado por cientistas de simulações que divulgam falsas notícias (fakes news ) sobre o fim do ciclo do petróleo, cumprindo a máxima dos modelos computacionais de que as saídas ou resultados são meras conseqüências das entradas. Enquanto isso dominam como fatos, os prognósticos mal formulados.

Disponibilidades
Reservatórios Convencionais
Analistas de mercado como Gail Tverberg no sítio Oil Finite Word (https://ourfiniteworld.com.) adota os conceitos de análise de valor do energético com base no preço vs. produção e estimativas de disponibilidade com base nos picos de produção de óleo e gás e até uma associação foi criada a ASPO (Association for the Study of Peak Oil and Gas), assumindo ser esta uma boa maneira de se prever os preços futuros, com base nos preços praticados no passado, deflacionados em dólar, nas curvas ascendentes e descendentes de cada ativo produtor de petróleo e nas disponibilidades geológicas já conhecidas.

Analisando-se as disponibilidades do petróleo e seus desempenhos, a produção mundial acumulada de petróleo, até 2017 foi de 16,4% nos USA, 13,1% na Rússia e 10,9% na Arábia Saudita, contra 59,6% do resto do mundo. Em 2017 o quadro não é substantivamente diferente ou seja a Rússia continuou produzindo 13,1%, a Arábia Saudita 12,5%, os USA 11,5% e do resto do mundo 62,9%. A maioria dos países do mundo com produção relevante , segundo Laherrère em 2018, já atingiram seus picos nos seguintes anos: Argélia 2015, Angola 2016, Austrália 2000, Azerbaijão 2009, o petróleo bruto do Canadá 2014, o pesado da China (sour) 2015, Equador 2014, Guiné Equatorial 2005, Indonésia 2016, México 2013, Holanda 1987, Omã 2016. Somente o Brasil, as areias betuminosas do Canadá, o Iraque, o Cazaquistão, os Emirados Árabes Unidos e o Orenoco, na Venezuela, ainda não atingiram os picos de produção dos reservatórios convencionais (RC), razão pela qual as reservas e recursos destes países são objeto de desejos do grande capital e das suas estratégias geopolíticas como nações poderosas, sendo esta é a principal razão das muitas crises e conflagrações, sempre criadas pelos poderosos, os detentores e consumidores da energia dos países mais fracos onde o petróleo está disponível. É sempre preciso se ter governos amigos que facilitem o acesso aos ativos petrolíferos disponíveis.

Muitos países já declinam a sua produção numa uma taxa anual elevada de 5%, como a Argélia desde 2015, a Austrália em 2000 e a Holanda em 1987. Também esta é a razão da necessidade de energias alternativas erroneamente denominadas limpas, ou de petróleo novo como os volumes descobertos e a descobrir do Pré-Sal, ou sejam os volumes já descobertos e sob a égide dos contratos tipo cessão onerosa e principalmente do seu volume excedente e unitizável, projetos estes com breakevens decrescentes, na direção dos US$ 20,00 por barril, custo de produção reduzido (lifting cost) de US$ 7,00 por barri, face as suas elevadas produtividades (30 a 60 mil barris por dia). Tais ativos são os melhores em disponibilidade e já têm propriedade assegurada para as nações desenvolvidas e em seu benefício, como já acordado pelos deputados brasileiros, aguardando apenas o aval dos senadores, ávidos por disponibilizar tal riqueza para os que mandam no mundo por razões que interpreto, de crença ou usufruto absolutamente pessoal. Se tiver muito gás melhor, e com menos contaminantes mui melhor, principalmente se isentos de CO2 e H2S, como é exatamente o petróleo da acumulação de Carcará, já vendida, como também a área de Carcará Norte, Guanxuma (nova descoberta) e do prospecto Uirapuru, todos em continuidades geológicas (trend) e de reservatórios em termos de excessiva energia endógena.

Com os fortes apelos ambientais e o pretenso e controverso "efeito estufa", os grandes consumidores, principalmente nas América do Norte , Ásia e Europa, já referidos, precisam substituir o poluidor carvão, primeiro por petróleo líquido e, depois, por gás, e por outras energias ditas limpas, as fotovoltaicas, eólicas, biomassas, biocombustíveis, etc., todos depois do uso das hidroelétricas, cujo potencial gerador de energia já está findo em muitos países desenvolvidos, quando lá abundantes.
Que fazem então os membros do primeiro mundo, principalmente os maiores produtores ou os produtores e consumidores de petróleo? Investem nos reservatórios não convencionais os ditos light tight oil (LTO) pela sua abundância.
Reservatórios Não Convencionais (Light Tight Oil - LTO)

Os volumes quantificados de LTO do mundo segundo o U.S Energy Information Administration que em junho de 2013 publicou um relatório escrito pela firma consultora ARI, "Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gás Resources: An Assesment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside de United States". Neste são estimados 287 mil milhões de barris de petróleo em folhelhos e siltitos de todo o mundo, "recursos ainda não devidamente comprovados", dos quais 75 Gb estão na Rússia, 58 Gb nos EUA, 32 Gb na China, 27 Gb na Argentina, 26 Gb na Líbia, 18 Gb na Austrália, 13 Gb na Venezuela, 13,1 Gb na México, 4,7 GB em França e 3,3 GB na Polônia. Nas reservas certificadas da América do Sul somente a Argentina investe pesadamente nos LTO´s, nos reservatórios de Vaca Muerta, mas ainda não temos informações confiáveis da sua economicidade. Desconfiamos que tem perfil semelhante aos dos USA ou sejam tem fluxo de caixa negativo.

No Brasil ainda não temos uma idéia dos montantes em recursos e reservas, ou temos números absolutamente especulativos publicados pela ANP e EPE. O geólogo Paulo Soares estima que a Bacia do Paraná tem volume suficiente que pode suportar um projeto de LTO. Na Bacia do Parnaíba há produção econômica de gás em LTO´s, principalmente em reservatórios interpretados como convencionais, somente pela permeabilidade relativa do gás referente a água e ao óleo. Na Bacia de Solimões a produção parece ser de fluídos líquidos e de pequena monta (pico de 100 mil barris por dia), face ao tamanho da Bacia.

Surpreendente é que algum investimento foi direcionado para a Bacia do Recôncavo com os seus diminutos 13 mil km2, em folhelhos da Fm Candeias, diapirizados, sem resultados comerciais. Curioso é que na Bacia existem bons volumes em reservatórios de arenitos de granulação fina e siltitos (LTO´s), na Fm Maracangalha, Mb Caruaçu, que nunca foram fraturadas em poço horizontais, ao menos que eu desconheça a sua existência.

Reservatórios Convencionais (RC) e Não Convencionais (Light Tight Oil - LTO). Qual a diferença?

Detalhando para os leigos, encontrar reservatórios convencionais é algo como procurar, olhando de cima, de um avião, os rios estreitos, os deltas grandes ou pequenos nas embocaduras dos rios, as praias e as suas barras costeiras e de maré que se destacam na topografia. Tais reservatórios têm a sua origem nas montanhas, na terra, daí serem chamados de terrígenos. As acumulações de rochas sedimentares que têm grãos maiores formam os reservatórios denominados convencionais (RC). Já os sedimentos mais distantes da fonte terra, por serem formados por minerais argila de forma achatada, além de terem tamanhos pequenos, também flutuam nas águas que os transportam e se depositam longe das fontes terrígenas, bem nos centros ou depocentros das bacias, bem distantes das suas fontes e mais próximos aos sedimentos de tamanho de grãos de menor, os denominados siltes. Como rochas, as de grão mais finos são chamados de folhelhos (erroneamente denominadas xistos) ou siltitos, estes de grãos de tamanhos maiores. Estes são os reservatórios não convencionais ou LTO´s. Sempre estão associados a matéria orgânica gordurosa (querogênios) formando as rochas geradoras do petróleo pois, como as argilas, as gorduras também flutuam nas águas e jazem ou são depositadas junto com elas e com os siltes.

Diferentes dos RC´s, de ocorrências mais restritas, os LTO´s se depositam em áreas amplas, pois além de abundantes e leves são mais facilmente transportados e remobilizados. Como quase sempre estão juntos com a matéria orgânica, formam também reservatórios com grandes amplitudes em termos de área e espessura. Também, diferentes, dos RC´s, permeáveis, apesar de mais porosos (porosidade absoluta), os LTO´s exibem baixíssimas permeabilidades ou seja os fluidos neles contidos enfrentam dificuldades de transitarem nessas rochas que têm espaços porosos de calibres diminutos e, para serem produzidos, é necessário se criar caminhos ou induzir fraturas (fracking).

Com os carbonatos, por terem origem biológica ou química, podemos estabelecer outras relações. Os seus reservatórios convencionais (RC) são rochas como os bancos de recifes, formados por corais e bichos ou por suas carapaças com intensas atividades biológicas em ambientes fóticos, ricos em alimentos marinhos, verdadeiras fazendas, que propiciam o desenvolvimento da vida oligotrófica ou de grande diversidade, como de algas, corais, e plantas marinhas ou lagunares, peixes, ricas e alimentadoras também das faunas exógenas no seus núcleos ou entornos. Tais rochas são cheias de vacuidades (poros) conseqüentes da intensa atividade orgânica e química. Assim os corais e assemelhados compõem os reservatórios convencionais de carbonatos (RCC).

Entre os bancos de corais e das suas cercanias, todo o resto é formado por elementos ou estratos de tamanho de grão fino a muito fino, formados por micritas (lamas carbonáticas) misturadas com as fezes (coprólitos) de animais, todos provenientes da destruição dos bancos ou de outras construções bióticas, que são escavadas ou comidas pelos bichos. Os resíduos desta atividade decantam ou sofrem precipitação química. Os grãos aí existentes têm sempre tamanho reduzido, e então, também podem ocorrer sob a forma de finos tapetes de , depositadas na forma de lâminas (laminitos). Estes finos compõem os carbonates light tight oil (CLTO´s).

As relações entre amplidão das áreas, permeabilidades e matérias orgânicas são as mesmas entre os RCC´s e os RC´s, sempre com menores áreas e espessuras, enquanto as CLTO´s com as LTO´s, sempre com distribuições mais amplas.

Resumindo, os RC e RCC são portadores de petróleo e gás e formam os grandes reservatórios convencionais a maioria já produzidos. Já os não convencionais, LTO´s e CLTO´s compõem as novas fronteiras exploratórias e explotatórias em função das suas enormes dimensões e em montantes de óleo e gás neles encerrados, produzíveis via intensos e caros multi fraturamentos (frackings).

Reservatórios Não Convencionais (Light Tight Oil - LTO): Geografia e Produtividade

As reconstituições paleogeográficas asseguram que os continentes norte-americano, europeu e asiático estavam juntos há praticamente há 200 milhões de anos num imenso supercontinente denominado Laurásia. Nesta época, por razões particulares, toda essa massa continental era rodeada por montanhas (orógenos). O interior deste grande continente foi invadido por águas dos antigos oceanos que o inundaram, inibindo ou afogando grande parte das suas fontes terrígenas. Tais eventos os geocientistas chamam de transgressões, sempre ricas em folhelhos e siltitos e matéria orgânica, formando assim os imensos reservatórios tight ou os LTO´S e os CLTO´s, razões pelas quais, neste grande continente, os reservatórios não convencionais são mais abundantes e que também foram preservados, após separação continental, via fragmentação, que formou os continentes norte-americano, o europeu e o asiático além do surgimento dos novos oceanos. Já os continentes sul-americano, africano e australiano, também juntos na mesma idade, foram agrupados de forma diferente, num supercontinente chamado Pangéia mas, nesta época, estavam quase completamente cobertos por gêlo. Assim estes tiveram uma evolução tectono-sedimentar absolutamente diferente da Laurásia, com eventos transgressivos apenas tardios e concentrados apenas em algumas porções mais deprimidas, topograficamente, da América do Sul, África e Austrália.

Resumindo os maiores volumes de reservatórios não convencionais encontram-se nos continentes que compunham a Laurásia e são menos abundantes nos demais, razão pelas quais as expectativas volumétricas são bastante diferentes e de acordo com as peleogeografias acima descritas. Os países grandes produtores de energia, mais ricos, que sempre investem em ciências e P&DI sabem antecipadamente onde devem priorizar investimentos.

Os Investimentos em LTO´s
A Rússia, em 1960, grande produtora e exportadora de petróleo, e que tem os maiores volumes de LTO´s do mundo, os reservatórios de Bazhevov, fez 3 explosões nucleares subterrâneas com o objetivo de produzir e apropriar reservas e recursos deste reservatórios. Ela, como todas as outras grandes nações produtoras mundiais, sabia da possibilidade de aumento de produtividade e lucros obtidos ao se fraturar os reservatórios convencionais. Ao explodir os reservatórios não convencionais a Rússia não levou em consideração que as altas temperaturas, além de induzir grandes fraturas, devido as altas temperaturas, também cozinhava as rochas obstruindo completamente as fraturas recém abertas. Nos locais distantes, onde as fraturas tiveram grandes performances, os fluidos adicionais produzidos estavam absolutamente contaminados por radioatividades e impróprios para uso.

Os EUA atingiram seu pico de produção dos RC´s na década de 1970, com algo em torno de 10 milhões de barris boe/dia. Depois, a sua produção declinou expressivamente até o ano de 2005. Pouco antes resolveu investir nos seus LTO´s obtendo bons resultados em termos de produtividade via multi fraturas, justo num cenário de preços adversos, com picos na casa de US$ 125,00. Nesta época, quem tinha abundância proveniente dos convencionais, os RC´s, controlava os preços mundiais abrindo e fechando as torneiras, de acordo com as necessidades de consumo mundial e sempre na obtenção das melhores receitas.

Por ser um produtor intensivo e maior importador de petróleo do mundo, pós 1970, e também em grande depressão econômica, os EUA aplicaram intensivamente recursos para produção nos LTO´s, inicialmente nos folhelhos (shales). Com o petróleo caro e com breakeven na casa de US$ 80 a 90 toda a produção dos não convencionais ficavam viáveis e, de novo, os EUA atingiram novo pico de produção em 2013 , na casa de 9 milhões de barris/dia (boe,) provenientes do seus 58 GB boe de reservas mapeadas.

Durante os fraturamentos, por investir pesado em P&DI, descobriu-se que quanto mais rúpteis eram as rochas (facilidade de ser fraturada), devido a presença de quartzo, mais fáceis e econômicos eram as operações de fraturamentos com múltiplos estágios, com tecnologia cada vez mais aprimorada e melhorada tanto em termos em termos de agentes que mantém a fratura aberta (propantes), como no desenvolvimento dos fluidos de fraturamentos "protetores" do meio ambiente. Assim, além dos folhelhos, ela passou a fraturar as franjas de siltitos dos reservatórios convencionais (os antigos produtores) ainda não completamente drenados, obtendo resultados mais satisfatórios em termos de aberturas de fraturas e produtividade imediata, mais de fraco desempenho em termos de duração ou tempo de produção, já normalmente e naturalmente de declínio rápido (flash), e de ainda mais curto prazo.

Com o excesso de oferta e subsídios o preço do mundial petróleo caiu de US$ 120,00 para algo em torno de US$ 20, variando ciclicamente entre valores mui elevados e muito baixos a partir do ano de 2005. É conveniente ressaltar que toda produção dos LTO´s dos EUA têm fluxo de caixa negativo, só sobrevivendo graças aos incentivos e subsídios de toda ordem dados pelo governo dos EUA. Consta que os beakevens destes projetos é hoje da ordem de US$ 60 a 65/boe.

Também é deficitária a produção de todos os LTO´s fora dos USA. Os volumes mundiais estimados de 287 mil milhões de barris de petróleo de folhelhos estão sendo produzidos e, pressuponho, com fluxos de caixa negativos. Na América do Sul somente a Argentina, com maiores volumes, investe pesadamente no LTO Vaca Muerta.

Preço de petróleo- O Que Controla
A série histórica deflacionada os preços do petróleo exibem valores médios da ordem de US$ 12 a US$ 15 por barril (boe) desde o ano de 1900 até 1970, com tendência ligeiramente declinante. Após 1970 os preços do petróleo assumiram um patamar mui maior e se comportam de modo cíclico e com alta freqüência, absolutamente neurastênica, com conjuntos de altos e baixos e com valores pouco definidos, com flutuações máximas entre US$ 100,00 a US$ 120,00 por barril e mínimos entre US$ 20,00 a US$ 42,00, com preços médios como US$ 55,00 a US$ 60,00/boe.

A expectativa de todos é que os preços aumentassem sempre pois o energético fica cada vez mais escasso. Os reservatórios convencionais de agora estão em sítios de águas ultraprofundas e a grandes profundidades, entre 5 a 7 mil metros, o que exige desenvolvimento de ferramentas especiais e específicas para serem produzidos. Isso significa mais complexidade e capital intensivo, que somados ao crescimento populacional e incremento do PIB mundial, além da necessidade conseqüente de volumes ou quantidades energéticas cada vez maiores, mesmo com os avanços tecnológicos, que permitem melhores aproveitamentos da quantidade energia/habitante para iguais necessidades passadas.

O que faz os preços de venda deprimirem ao invés de aumentarem como hoje ocorre. Historicamente as taxas de juros nos EUA para os financiamentos petrolíferos foram de valores ascendentes até o ano de 1985 com pico de 15% a/a. Depois descenderam, atingindo hoje valores ínfimos entre 1,5% a 2% a/a, apesar dos montantes investidos serem muitos maiores na busca do óleo mais difícil. Nos últimos 12 anos toda vez que os preços sobem e se tornam muito atraentes para o investidor, o consumo cai e assim há aumento da oferta depreciando o valor, até ele se tornar pouco atraente para o investidor, a ponto de não remunerar a atividade. Esta deve ser a razão dos reservatórios não convencionais de todo mundo, os de beakevens naturalmente elevados apresentarem fluxo de caixa negativos, todos, apesar dos juros baixos e dos incentivos governamentais. Como são projetos de rápida produção (flash) e que exigem reinvestimentos constantes em refraturamentos, especula-se que estes nunca serão absolutamente viáveis e, a conseqüência disso, vaticino, será uma diminuição dos volumes de petróleo disponíveis para serem produzidos até 2040, em desacordo com as previsões de aumento. Como as oscilações de preços ficarão cada ainda mais freqüentes, acentuando o que já vem ocorrendo desde 2005, o preço do petróleo tende a ficar baixo nos próximos anos, com valores médios da ordem de US$ 50 a US$ 55 cada barril, com máximos e mínimas de valores menores que os ocorridos nos últimos 16 anos. Os abridores e fechadores das torneiras definirão os preços.

Outro fator importante, que contribui para diminuição de preço é elevada oferta de financiamento além as baixas taxas de juros, aliados à concentração de renda que ocorre em todo o mundo. Os avanços tecnológicos significam em, última análise, produção cada vez maior com as máquinas dominando ao invés do homem, via inteligência artificial. Isso já tem provocado forte redução de mão de obra mundial que será substituída por menos gente mais especializada. Muita renda nas mãos de poucos significa redução de consumo em todos os ramos da economia. O desafio será, para os tecnológicos, os do andar de cima e concentradores de riquezas, descobrirem meios de aumentar a distribuição de renda. Os pessimistas acreditam que isso se dará por diminuição da população, algo comum no passado, via quaisquer meios.

Do lado dos que têm fontes energéticas diversificadas, como o Brasil, que é um exemplo para o mundo, e que além disso tem petróleo descoberto com baixo custo de produção, espero que preservem e produzam as suas riquezas mantendo a sua população ocupada. Distribuir dividendos para os acionistas é salutar mas, de modo exagerado como está previsto, beira a insanidade. Diminuir investimentos em exploração como vem ocorrendo nos últimos 3 anos, significa menos energéticos futuros. Também vender ativos ou acumulações já descobertas e de alta produtividade como os volumes sob a égide dos contratos de cessão onerosa e dos seus substantivos excedentes, unitizáveis, e com volumes mui superiores aos submetidos aos contratos é, a meu ver, uma política suicida, insana. Porque as grandes petrolíferas e a os seus financiadores não investem nos nossos reservatórios não convencionais que podem existir em razoáveis quantidades nas bacias do Solimões, Parnaíba e Paraná.

Alguém sabe a razão?

Luciano Seixas Chagas é geólogo