O Pico Petrolífero (ou " Pico Petrolífero " em Inglês ) é o ápice da curva de extração mundial do petróleo (medida em milhões de barris por dia), ou seja, o ponto onde atingiu o pico antes de conhecer a partir daí um declínio devido ao esgotamento progressivo das reservas de petróleo contidos no subsolo da terra.
O termo também pode ser usado em uma escala mais local para se referir ao pico de produção de um campo petrolífero ou de um país produtor, cuja curva operacional também pode tender a seguir a forma de um sino ( curva de Gauss ). Marion King Hubbert foi o primeiro geólogo em 1956 a formalizar uma teoria do pico do petróleo, concentrando-se na produção americana ( pico de Hubbert ).
A estimativa de quando o pico do petróleo mundial será alcançado é regularmente atualizada por organizações de pesquisa especializadas. Os resultados variam de acordo com os dados considerados no cálculo. Apesar da diversidade de estimativas, a data do pico petrolífero é regularmente adiada à medida que novas reservas são descobertas e novos métodos de extração são desenvolvidos para extrair recursos até então considerados inutilizáveis. A Agência Internacional de Energia (IEA) informou em 2010 que a produção de petróleo convencional atingiu o pico em 2006 , mas a produção total continuou a aumentar com o boom das técnicas de óleo de xisto nos EUA.
Em outubro-novembro de 2018 , a produção mundial atingiu um novo recorde e a perspectiva do pico do petróleo foi adiada pela IEA até 2025, sob a suposição de que o boom do óleo de xisto dos EUA continuará a compensar o declínio. Petróleo convencional até essa data. Durante o verão de 2019 , o crescimento da produção de óleo de xisto nos Estados Unidos desacelerou drasticamente, no entanto, possivelmente desafiando essa previsão otimista. Por outro lado, as consequências da pandemia Covid-19 sobre a indústria do petróleo introduzem a hipótese de um pico já passado em 2019.
Marion King Hubbert foi o primeiro geólogo em 1956 a formalizar uma teoria do pico do petróleo, concentrando-se na produção americana ( pico de Hubbert ).
Até o final do XX ° século, o pico de produção era esperado a médio prazo: o relatório anual da IEA 1998 e localizado a nos 2010s (mas estes relatórios são devolvidos com as previsões mais otimistas, embora 'down de um ano para nas próximas). Houve um debate entre instituições oficiais e vários profissionais do mundo do petróleo, fundadores da ASPO , durante os anos 2000. Esta última contou com o trabalho de Hubbert para estimar uma data para o declínio da produção mundial de petróleo e tentar alertar os políticos e autoridades públicas para a ocorrência iminente do pico petrolífero mundial. A maioria dos participantes do setor refutou o fenômeno, argumentando que os avanços técnicos no futuro permitiriam uma melhor recuperação do petróleo dos depósitos existentes e a exploração de novas fontes de hidrocarbonetos, como areias betuminosas ou offshore profundo.
Mas a produção e o consumo de petróleo aumentaram acentuadamente nas últimas décadas. De 1997 a 2007, o consumo anual de petróleo aumentou 12%, de 3.480 para 3.906 milhões de toneladas (de 72,2 para 81,5 milhões de barris por dia). A alta do preço do petróleo em 2008, interrompida pela crise econômica, contribuiu para a reviravolta de uma fração significativa dos especialistas do setor de petróleo. A data exata do pico, passado ou ainda por vir, ainda é debatida. A Aramco , empresa mundial, reconheceu que sua produção tem diminuído constantemente nos últimos anos. As declarações dos líderes ecoam esses relatórios: pode-se citar o Rei Abdullah da Arábia e o Comissário Europeu para a Energia, Günther Oettinger . Acima de tudo, o relatório de 2009 da Agência Internacional de Energia (IEA) aponta o pico do petróleo em 2006: esta data no passado não é um consenso, mas o DoE (Departamento de Energia, Departamento de Energia dos EUA) aproximou severamente sua estimativa de a data do pico: em 2004, ele previu que seria entre 2026 e 2047 (2037 no pressuposto médio). Em 2009, um de seus especialistas mostrou alta probabilidade de que o pico ocorresse entre 2011 e 2015.
No entanto, o pico parece ser substituído por um "patamar ondulante": a produção permaneceria estável na faixa de 4 a 5%, sem poder ultrapassar o máximo histórico de produção, por alguns anos. O debate desloca-se, portanto, para o momento em que a escassez de petróleo começará a prevalecer: ou seja, quando essa produção bloqueada ao máximo for insuficiente para atender a demanda mundial. Várias instituições e jornais estão publicando relatórios sobre as consequências potencialmente catastróficas da escassez de petróleo barato: os militares dos EUA , o exército alemão , Lloyd's e Chatham House publicam suas preocupações sobre a proximidade do pico (passado ou futuro).); o Wall Street Journal ecoou essas novas considerações em 2010.
O pico petrolífero de um depósito (por exemplo, depósito do Mar do Norte) é atingido quando a produção de petróleo extraído começa a diminuir após atingir seu nível máximo. Por extensão, o pico petrolífero mundial será alcançado quando a produção mundial de petróleo começar a declinar.
Os proponentes da teoria do pico afirmam os seguintes pontos:
Alguns profissionais do petróleo têm uma visão diferente desses pontos diferentes. Embora o petróleo seja, sem dúvida, um recurso finito, o planeta está longe de ter sido totalmente explorado. O petróleo não convencional sozinho representa recursos consideráveis; A Venezuela tem por isso as primeiras reservas de petróleo do mundo, à frente da Arábia Saudita e do Canadá.
Jean-Marc Jancovici defende a ideia de que o Pico Petrolífero não é uma teoria, mas sim uma realidade matemática, para isso ele se baseia na seguinte demonstração:
Ele admite que, dependendo dos recursos, o pico pode estar muito longe no tempo. Mas, no que diz respeito ao petróleo, considera que atingimos um patamar desde 2005 e que a questão da data precisa do pico é secundária e só será decidida vários anos depois de a ter ultrapassado. Além disso, exclui de suas estatísticas os gases do petróleo (butano e propano) que não podem ter as mesmas utilizações do petróleo líquido, embora sejam levados em consideração nas cifras geralmente publicadas. Por fim, prevê queda na produção, uma vez que os investimentos vêm caindo após a queda do preço do petróleo desde o final de 2014.
Em contraste com o pico de oferta acima, as organizações especializadas ( OPEP , EIA , IEA ) consideram em 2010 que o mercado se caracteriza por um pico de demanda, ou seja, que o consumo está caindo, antes que ocorra um enfraquecimento da produção. Na verdade, o aumento repentino no preço do barril observado em 2008 (147 USD / bbl), as preocupações ambientais e o desejo de alguns consumidores de usar carros menos consumidores (o Toyota Prius foi o carro mais vendido no Japão em 2009) são ajudando a reduzir a demanda . A intensidade energética , que mede a quantidade de energia consumida por unidade do PIB , está caindo no longo prazo; Apenas no que se refere ao petróleo, esse índice caiu 2% ao ano por cerca de dez anos, e a demanda por petróleo nos países europeus estagnou desde a década de 1980.
Tony Hayward, presidente da BP , confirma essa abordagem ao considerar que os países desenvolvidos ultrapassaram seu pico de demanda de petróleo em 2007.
Treze anos depois, em Setembro de 2020, O novo CEO da BP, Bernard Looney, apresenta três cenários que modelam o consumo de petróleo de 2020 a 2050. Todos esses cenários prevêem uma diminuição no consumo de hidrocarbonetos. Não deve se recuperar da queda causada pela pandemia de Covid 19.
Não parece certo que os eventos sigam uma curva regular (subida, cume, descida). Vários especialistas falam de um platô cujas irregularidades (recuperações e recessões sucessivas) podem dificultar qualquer avaliação e, portanto, qualquer datação precisa de um "pico".
O petróleo convencional convencional (o mais fácil de extrair) pode ter atingido o pico em 2005. A carência foi preenchida por petróleo mais caro para extrair, principalmente de depósitos em águas profundas e do desenvolvimento das areias betuminosas do Canadá. Óleos não convencionais, que incluem areias betuminosas e óleo pesado, óleo de águas profundas, óleo polar e líquidos à base de gás natural, são mais difíceis de avaliar, mas o pico de "todas as categorias" poderia ter sido alcançado em 2008.
A duração do ciclo de vida de um determinado campo de petróleo varia amplamente. Em todos os casos, ela se estende por várias décadas a partir do ano da primeira descoberta.
A produção de um novo campo de petróleo ocorre após um intervalo de tempo entre alguns anos e algumas décadas após sua descoberta. Esse período pode ser particularmente longo se sua exploração exigir o desenvolvimento de novas técnicas, como foi o caso do petróleo em alto mar. Hoje, esse atraso também está relacionado à necessidade de construir infraestruturas pesadas e caras porque os campos recentemente descobertos estão muitas vezes localizados em áreas de difícil acesso (offshore profundo, Sibéria, etc.) e requerem enormes instalações para extraí-los. ( plataformas offshore, instalações especiais para areias asfálticas, etc.) e para o tornar comercializável (refinarias especializadas de óleos pesados, instalações de processamento de areias betuminosas, etc.).
A produção de petróleo de um campo, geralmente distribuída ao longo de várias décadas: os primeiros poços dos campos do Mar do Norte entraram em produção em 1970 e a última gota de petróleo deverá ser extraída por volta de 2050. O volume de petróleo produzido ao longo do tempo pode ser representado por uma curva em forma de sino. Entre o início e o fim da produção, a produção atinge um máximo que corresponde aproximadamente a quando metade do óleo é extraído. A fase de declínio é muito mais longa do que o tempo entre o depósito na produção e seu pico.
No início da produção, o óleo jorra espontaneamente do poço (técnica denominada de recuperação primária, utilizada em cerca de 40% da produção). Numa segunda fase, é necessário forçar o jorro do óleo com a introdução de água ou gás (técnica de recuperação secundária utilizada para menos de 60% da produção), o que exige um gasto energético crescente. Como último recurso, técnicas ainda mais caras, como a injeção de vapor quente para aumentar a fluidez do óleo, podem ser utilizadas em certos casos (técnica de recuperação terciária utilizada para menos de 2% da produção). A produção é interrompida quando a energia necessária para a extração de um litro de óleo for superior à contida nesse mesmo litro, levando em consideração outros custos operacionais (manutenção, despesas humanas, transporte). Durante a fase de declínio, a produção diminui a uma taxa que depende da geologia do depósito e dos métodos de extração usados: a média é de 4% (ou seja, 25 anos para exaurir o depósito após seu pico), mas o declínio observado parece muito mais rápido em depósitos recentemente explorados devido às técnicas utilizadas. Quando a produção é interrompida, 15 a 99% do óleo (em média 65%) pode permanecer no campo, sem recuperação.
Uma tentativa pode ser feita para acelerar a recuperação de óleo com técnicas caras, como perfuração horizontal, mas estas parecem reduzir a taxa de recuperação.
Campo de petróleo | Descoberta | Produção | Pico | Fim estimado da produção |
---|---|---|---|---|
mar do Norte | 1960 | 1971 | 1999 | por volta de 2050? |
Cantarell (México) | 1977 | 1979 | 2003 | 2020? |
Texas oriental | 1930 | 1930 | 1993 | por volta de 2010? |
A taxa de recuperação de um campo, ou seja, a relação entre o óleo contido no campo e o que pode ser efetivamente extraído em condições econômicas viáveis, depende tanto da configuração geológica do campo quanto das técnicas de recuperação empregadas. Uma das explicações dos "otimistas" sobre o bom desempenho das reservas, apesar da fragilidade das descobertas nas últimas décadas, é que a evolução da tecnologia tem permitido melhorar constantemente a taxa de recuperação. Essa taxa teria, portanto, caído em cerca de cinquenta anos de 20% para 35%. Os "pessimistas" indicam que as técnicas que comprovam o seu valor já existiam há muito tempo e que o aperfeiçoamento das técnicas de recuperação só aumentou a taxa de recuperação de forma marginal e sobre um número limitado de depósitos.
A produção de petróleo convencional requer energia durante grande parte do ciclo de vida de operação de um campo. Ao chegar ao fim de sua vida útil, a energia necessária para extrair um litro de óleo acaba superando a contida nesse mesmo litro: a relação entre a energia devolvida e a energia investida é menor que 1. Essa relação é a taxa de retorno de energia (TRE, em inglês EROEI ou EROI para " energia retornada sobre energia investida "). O depósito deixa de ser uma fonte e passa a ser um poço de energia e a sua exploração petrolífera deixa de ser lucrativa (por outro lado pode ser em caso de grave escassez do produto-matéria-prima se o preço dos produtos derivados está crescendo fortemente).
O óleo não convencional exige muita energia: para poder extrair (óleo pesado), fabricar ( etanol , óleo obtido a partir do gás ou carvão ), para torná-lo aproveitável (xisto betuminoso, óleos pesados). O valor do coeficiente EROI desempenha um papel crítico para determinar se a exploração do depósito é economicamente viável. Esse coeficiente está, principalmente, no centro dos debates sobre o etanol produzido a partir do milho porque seu valor é estabelecido, em função de fontes científicas, entre 1,3 e 0,7 (sumidouro de energia).
As projeções estatísticas da produção de petróleo não convencional devem fornecer os volumes líquidos de produção de energia consumida na medida em que esta venha de recursos não renováveis (gás natural para as areias betuminosas do Canadá).
O cálculo do ERR é baseado na estimativa da quantidade de energia primária necessária para extrair a fonte de energia avaliada. Não há consenso sobre o método de cálculo do ERR, de forma que várias estimativas são propostas para a mesma energia.
A tabela abaixo, elaborada a partir de uma tabela publicada pela ASPO Itália em 2005 e complementada por estimativas de Cutler J. Cleveland (no) mesmo ano, oferece uma compilação das estimativas de ERR das principais fontes de energia nesta data ou anteriores:
ERR de algumas fontes de energiaFontes de energia | TRE Cleveland | TRE Elliott | TRE Hore-Lacy | |
Combustíveis fósseis | ||||
Petróleo - Até 1940 - Até 1970 - 2005 ("Hoje") |
> 100 23 8 |
50 - 100 |
||
Carvão - Até 1950 - Até 1970 |
80 30 |
2 - 7 |
7 a 17 |
|
Gás natural | 1 - 5 | 5 - 6 | ||
Xisto betuminoso (em 1984) | 0,7 - 13,3 | |||
Energia nuclear | 5 - 100 | 5 - 100 | 10 - 60 | |
Energias renováveis | ||||
Biomassa | 3 - 5 | 5 a 27 | ||
Energia hidroelétrica | 11,2 | 50 - 250 | 50 - 200 | |
Força do vento | 5 - 80 | 20 | ||
Energia solar - Energia solar térmica - Fotovoltaica convencional - Fotovoltaica de filme fino |
4,2 1,7 - 10 |
3 - 9 |
4 - 9 |
|
Etanol - Cana-de - açúcar - Milho - Resíduo de milho |
0,8 - 1,7 1,3 0,7 - 1,8 |
|||
Metanol (madeira) | 2,6 |
Cada depósito dá um óleo cuja composição é diferente. Os dois principais critérios que determinam seu valor econômico são a proporção de carbono e o teor de enxofre . Os óleos mais populares são os óleos leves (baixo teor de carbono) com pouco enxofre, pois podem ser convertidos a baixo custo em produtos de alto valor (combustíveis de boa qualidade). No outro extremo da escala, o óleo extrapesado é difícil de extrair e transportar (baixa fluidez) e a proporção muito baixa de hidrogênio requer tratamentos caros e instalações industriais adequadas para que seja utilizável. O condensado é um óleo particularmente leve, para o estado de gás no reservatório, e que condensa (daí seu nome) por um estado líquido desgastado à pressão ambiente. Por sua natureza, é composto por componentes de melhor valor, muito utilizados na petroquímica. Quando é em pequenas quantidades, usamos apenas para diluir óleos mais pesados.
Nos últimos anos, a proporção dos óleos mais procurados diminuiu em comparação com os óleos pesados e extrapesados atípicos (areias betuminosas) e condensados. A colocação destes óleos no mercado está ligada à diminuição dos recursos petrolíferos de qualidade (os campos da Arábia Saudita colocados em produção em 2008 fornecem principalmente petróleo pesado ou petróleo com uma proporção significativa de enxofre).
Certos hidrocarbonetos estão disponíveis em grandes quantidades na natureza em uma forma que não é diretamente utilizável: é o xisto betuminoso (um óleo que não completou sua gênese) e os hidratos de metano (também chamados de clatratos ), que são recursos incluindo o metano preso no gelo de água. A produção de hidrocarbonetos aproveitáveis a partir desses recursos ainda não atingiu o estágio industrial hoje, mas algumas previsões os incluem em reservas ou na produção futura.
Ao lado desses óleos naturais, existem óleos sintéticos feitos de biomassa (milho, cana-de-açúcar, etc.), carvão ou gás graças a processos industriais que exigem muita energia e geralmente muito poluentes. Os hidrocarbonetos assim produzidos representam uma pequena parte da produção mundial.
Todos esses recursos, quando avaliados em conjunto, são referidos nas estatísticas como “todos os líquidos”.
A estimativa da data do pico petrolífero é baseada no conhecimento das reservas de petróleo identificadas no subsolo e acessíveis. No entanto, o volume dessas reservas declaradas pelos países produtores e pelas petrolíferas internacionais manteve-se até aos últimos anos num volume que representa cerca de 40 anos de produção anual: esta evolução, que parece contradizer a escassez de descobertas, é utilizada pelos "otimistas" que Salientam que a evolução das técnicas permitirá compensar o esgotamento dos depósitos e postergar regularmente o prazo do pico petrolífero.
Ano | Reservas de petróleo (R) bilhões de barris |
Produção (P) Bn barris |
Número de anos de produção (R / P) |
---|---|---|---|
1987 | 910,2 | 22 | 41 |
1997 | 1069,3 | 26 | 41 |
2007 | 1237,9 | 30 | 41 |
Se a estimativa do número de anos de produção atual levar em conta a expectativa de aceleração do consumo mundial, apesar das reservas estimadas em 1.258 bilhões de barris em 2008, ela cai para 35 anos, ou até menos.
De acordo com o geólogo D. Laherrère, esta representação da evolução das reservas é falsa porque o volume declarado de reservas geralmente não é um reflexo da realidade geológica, mas antes de tudo responde a considerações financeiras, regulatórias e políticas; Estas conduziram à descoberta das principais jazidas, há várias décadas, a subnotificar o potencial das jazidas e hoje, num contexto diferente, privilegiam declarações sobrevalorizadas a contar com taxas irrealistas de recuperações de jazidas antigas e volumes excessivamente elevados de descobertas. Os círculos de petróleo só recentemente padronizaram os métodos de avaliação das reservas contidas nos campos. Alguns produtores mantêm deliberadamente confusão sobre a natureza do petróleo contido em suas reservas. Dependendo do caso, integram-se ou não ao óleo não convencional, enquanto sua recuperação supõe avanços técnicos incertos até o momento com um balanço energético que pode ser zero ou negativo.
Essas várias questões levam a estimativas amplamente divergentes das reservas restantes. Se os especialistas concordarem com o petróleo já extraído (cerca de 1 bilhão de barris), a estimativa de petróleo convencional feita por três fornecedores de informações sobre petróleo citados por D. Laherrère oscilava no final de 2006 entre 1 144 e 1 317 bilhões de barris.
Após seu novo relatório em 2009, a IEA estima, pela voz de seu economista-chefe D Dr. Fatih Birol diário The Independent, que as reservas de petróleo são esvaziadas a uma velocidade significativamente maior do que as expectativas anteriores. Segundo a AIE, é a primeira vez que se realiza um estudo tão amplo, preciso e detalhado, já que os relatórios anteriores se baseavam apenas em suposições. Esses dados estão incluídos no World Energy Outlook 2009 , que será publicado em 10 de novembro de 2009. A Agência Internacional de Energia, portanto, reconhece que subestimou claramente a queda na produção dos campos de petróleo: ela foi revisada para 6,7% ao ano em 2009 , em vez de 3,7% em 2008. Contesta as superestimativas das reservas dos países produtores; três quartos dos locais de extração de petróleo já excederam sua capacidade máxima. Assim, em vez de vinte anos de reservas suficientes, a demanda global teria apenas dez anos de oferta adequada.
A estimativa das reservas disponíveis de um depósito é feita inicialmente no momento de sua descoberta: é inicialmente uma estimativa de geólogos e engenheiros. Estas reservas são as reservas “iniciais”, nas quais nos baseamos para calcular o preço de venda do depósito, o investimento necessário à sua exploração, o valor de uma empresa. Esse primeiro tipo de estimativa é pouco confiável, não pelo avanço da ciência, mas pelos riscos financeiros: assim, em 1988 , quando o campo de petróleo de Cusiana foi descoberto na Colômbia , a empresa americana Triton (hoje Amerada Hess) estimou seu potencial de 3 bilhões de barris, uma quantia significativa que impulsionou o preço de suas ações. Mas a BP fez uma nova estimativa do depósito depois de começar a extrair o petróleo em Cusiana: 1,5 bilhão de barris. Os especialistas da ASPO acreditam que esse depósito não ultrapasse 800 milhões de barris.
A partir dos dados fornecidos pelos geólogos que por diferentes meios fizeram a medição do depósito, extrapolamos diferentes valores que caracterizam as reservas:
Durante o ciclo de vida do depósito, estes diversos valores são atualizados regularmente: as reservas prováveis tornam-se reservas provadas, a informação obtida no contexto da exploração ou exploração adicional dá origem a revisões para cima ou para baixo. Diminuição destes diferentes valores, etc. .
Assim, para a Argélia , temos 1P igual a 1,7 bilhão de toneladas, 2P estimado em 6,9 bilhões de toneladas e 3P estimado em 16,3 bilhões de toneladas (dados publicados pelo United States Geology Survey , incluindo a missão é informar o Departamento do Interior do Estados Unidos). Essas probabilidades de descoberta são usadas para julgar a base financeira de um país; mas tanto os governos quanto os bancos costumam usar uma mediana de todos os três, ou 7,7 bilhões de barris, o que tem menos de uma chance em duas de ser eventualmente descoberto.
Os países produtores ou empresas internacionais de petróleo geralmente relatam apenas parte das informações que possuem sobre suas reservas:
O volume das reservas tornou-se um assunto extremamente delicado para os países produtores de petróleo: uma lei aprovada em 2002 pela Duma russa pune qualquer pessoa que divulgue informações sobre as reservas russas de gás e petróleo com pena de até sete anos de prisão. As cotas dos países da OPEP dependem do volume das reservas, o que teve um impacto definitivo em suas declarações. A capacidade de endividamento dos países que vivem principalmente de petróleo é condicionada pelo volume de petróleo remanescente no solo. Os únicos países que permitem que especialistas independentes verifiquem os valores das reservas são, em 2008, a Noruega, a Grã-Bretanha e os Estados Unidos. A manipulação dos números é um exercício tanto mais fácil quanto as reservas são agora mais de 80% detidas por empresas nacionais.
Os países produtores da OPEP decidiram em 1985 limitar voluntariamente sua produção total para apoiar o preço do petróleo: cada membro da OPEP passou a ter o direito de produzir uma porcentagem dessa produção proporcional ao volume de suas reservas. Esta medida desencadeou reavaliações em alta das reservas de vários produtores, de forma a obter direitos de produção mais elevados. A mudança nas reservas declaradas também permitiu que alguns desses produtores da época obtivessem empréstimos bancários mais elevados e melhores taxas. É esta última razão que explica o aumento em 1983 das reservas estimadas do Iraque , então em guerra contra o Irã .
A tabela de estimativas suspeitas, detalhada no artigo Reserva de petróleo , está resumida na tabela a seguir:
Declarações de reservas com aumentos suspeitos (em bilhões de barris) de acordo com Colin Campbell, SunWorld, 1980-1995 | |||||||
Ano | Abu Dhabi | Dubai | Irã | Iraque | Kuwait | Arábia Saudita | Venezuela |
1980 | 28,00 | 1,40 | 58,00 | 31,00 | 65,40 | 163,35 | 17,87 |
Mil novecentos e oitenta e um | 29,00 | 1,40 | 57,50 | 30,00 | 65,90 | 165,00 | 17,95 |
1982 | 30,60 | 1,27 | 57,00 | 29,70 | 64,48 | 164,60 | 20,30 |
1983 | 30,51 | 1,44 | 55,31 | 41,00 | 64,23 | 162,40 | 21,50 |
1984 | 30,40 | 1,44 | 51,00 | 43,00 | 63,90 | 166,00 | 24,85 |
1985 | 30,50 | 1,44 | 48,50 | 44,50 | 90,00 | 169,00 | 25,85 |
1986 | 31,00 | 1,40 | 47,88 | 44,11 | 89,77 | 168,80 | 25,59 |
1987 | 31,00 | 1,35 | 48,80 | 47,10 | 91,92 | 166,57 | 25,00 |
1988 | 92,21 | 4,00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 166,98 | 56,30 |
1989 | 92,20 | 4,00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 169,97 | 58,08 |
1990 | 92,20 | 4,00 | 93,00 | 100,00 | 95,00 | 258,00 | 59,00 |
1991 | 92,20 | 4,00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 59,00 |
1992 | 92,20 | 4,00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 62,70 |
2004 | 92,20 | 4,00 | 132,00 | 115,00 | 99,00 | 259,00 | 78,00 |
As reservas totais declaradas pelos países da OPEP são de 701 bilhões de barris, dos quais 317,54 parecem duvidosos para alguns observadores.
Outros fatos exigem extrema vigilância sobre os números oficiais das reservas dos países da OPEP:
O petróleo não convencional não está oficialmente incluído nas reservas, exceto para as areias betuminosas do Canadá, que agora são contadas em algumas estatísticas em torno de 170 bilhões de barris (o que representa entre 10 e 20% das reservas totais, dependendo do valor). Retido para o último).
Para os actores mais optimistas, que apostam numa abordagem essencialmente económica, a subida do preço do petróleo vai permitir gradualmente que o petróleo não convencional, até então muito caro de produzir, seja integrado nas reservas. O EIA estimou assim em 2005 que cerca de 3.000 bilhões de barris (xisto betuminoso + areias betuminosas + recuperação terciária) se juntariam às reservas nas próximas décadas (ver diagrama).
As novas descobertas do chamado petróleo convencional estão se tornando rapidamente escassas e isso desde 1960; assim, o petróleo explorado na década de 2000 provém principalmente de campos com cerca de cinquenta anos. No início do XXI ª século, os campos de petróleo descobertos são geralmente localizados nas áreas mais remotas e são dimensionados cada vez menor; o petróleo fornecido por esses campos é caro de se produzir. Dada a escassez de descobertas, muitas esperanças são colocadas em fontes, que até agora não foram mantidas por serem muito mais caras e que estão agrupadas sob o nome de petróleo não convencional: sob este nome Inclui o petróleo ultra-pesado que requer processamento complexo, óleo sintético produzido a partir de biomassa, gás ou carvão, bem como xisto betuminoso. A produção de petróleo não convencional representa hoje uma proporção muito pequena da produção total (menos de 4%) e as previsões mais otimistas colocam sua participação de longo prazo (2030) entre 10 e 20%.
O óleo convencional (95% do qual já foi explorado) é definido como “óleo que pode ser produzido em condições econômicas e técnicas satisfatórias”. Tradicionalmente, esta definição um tanto vaga inclui óleos extraídos de terras emergentes (excluindo óleos atípicos ( condensados , areias betuminosas, etc.) e recuperação terciária de depósitos de petróleo convencionais, etc.) e óleos extraídos de plataformas offshore. (Offshore) quando a profundidade é menos de 500 metros. Graças ao progresso técnico que tornou sua produção economicamente lucrativa, agora também incluímos o petróleo de alto mar e o das regiões árticas.
As descobertas de campos convencionais de petróleo atingiram um pico na década de 1960: desde essa data o volume de petróleo descoberto a cada ano é, em média, suavizado, diminuindo. Caiu abaixo da produção anual no início da década de 1980. Nos últimos anos, descobrimos apenas um barril de óleo convencional para cada três consumidos.
Óleo de "subsídio"Esse termo, usado pelo geólogo Alain Perrodon, inclui o petróleo cuja produção se tornou economicamente viável nos últimos anos:
A complexidade técnica da extração de petróleo subsidiado requer enormes recursos financeiros e técnicos. A entrada em produção de alguns desses campos pode ocorrer mais tarde do que o esperado e, portanto, não garantir a recuperação parcial do petróleo convencional antes do pico mundial do petróleo. A rentabilidade desses campos também pode ser questionada: um economista mencionou que a rentabilidade da produção do grande campo descoberto pelo Brasil em 2008 exigia petróleo de pelo menos US $ 240 o barril.
O óleo não convencional reúne todos os óleos que não são produzidos pelas técnicas convencionais de perfuração. Para ser viável, a produção de petróleo não convencional deve enfrentar várias restrições: custo, balanço energético negativo, danos ecológicos, uso de recursos críticos (cereais). Este tipo de óleo representa uma parcela crescente da produção de petróleo (atualmente em torno de 10%) e deverá substituir o óleo convencional nos próximos anos. Porém, alguns especialistas acreditam que as quantidades de óleo não convencional produzidas serão sempre secundárias, pois a produção desse óleo sempre ficará muito cara, lenta (porque requer muito capital) e consome muita energia como insumo. Extração e processamento aumentarão drasticamente o CO 2 produzidos por atividades humanas.
PREVISÕES no final de 2007 da Agência de Energia dos EUA (EIA) | |||||||
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Fonte de óleo |
Produção de petróleo não convencional no cenário de preços elevados do petróleo, excluindo condensados e recuperação terciária ( valores em milhões de barris por dia ) |
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2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | comentários | |
Areias betuminosas | 1,2 | 2 | 4,1 | 6,1 | 7,5 | 8,7 | Canadá |
Biomassa | 0,6 | 1,3 | 2,1 | 3 | 3,7 | 4,2 | Em 2030 Brasil 1,5 Mb. (cana-de-açúcar) Estados Unidos 1,2 Mb. (milho) |
Petróleo sintetizado a partir do carvão | 0,1 | 0,2 | 0,4 | 0,8 | 1,5 | 2,7 | Em 2030, Estados Unidos 1,2 Mb., África do Sul 0,7 Mb., China 0,5 Mb. |
Óleo extra pesado | 0,6 | 0.9 | 1,2 | 1,6 | 1,9 | 2,3 | Venezuela |
Óleo sintetizado a partir de gás | 0 | 0,1 | 0,4 | 0,6 | 0,7 | 0,7 | Em 2030, Catar 0,4 Mb., África do Sul 0,1 Mb. |
Xisto betuminoso | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,1 | 0,2 | |
Produção total de óleo | 84,2 | 88,7 | 89,7 | 91,7 | 95,2 | 99,3 | |
% da produção total | 3% | 4,2% | 9,4% | 13,4% | 16,4% | 19% |
Óleo extra pesado é aquele que foi decomposto por bactérias e é feito de moléculas de hidrocarbonetos muito pesadas, onde predomina o carbono . Muito viscoso, sua extração é difícil e cara em energia. A sua transformação em subprodutos utilizáveis (combustível, etc.) requer a implementação de processos industriais que também são onerosos e consumidores de energia. Depósitos de petróleo extrapesado são encontrados em todo o planeta com volumes consideráveis. Os depósitos mais importantes estão localizados na Venezuela e no Canadá. A produção em 2007 foi de cerca de 1,5 milhão de barris por dia (menos de 2% da produção mundial de petróleo).
Areias betuminosas do canadáO maior local de areias betuminosas está localizado no Canadá ( às margens do Lago Athabasca, em Alberta ). O petróleo nesses campos está na forma de betume , que pode ser transformado em combustível. As reservas são estimadas com base em suposições bastante conservadoras em 180 bilhões de barris (mais de 15% das reservas mundiais de petróleo).
A produção do campo de Alberta está crescendo e atingiu 1 milhão de barris por dia em 2007. A meta de produção é de 2 milhões de barris por dia em 2010 e 4 milhões em 2020. Mas o processo requer uma grande quantidade de gás, cerca de 30 m 3 por barril produzido . Para atingir as metas de 2020, seria necessário usar toda a atual produção de gás canadense (em detrimento do consumo industrial e doméstico), enquanto os depósitos canadenses estão em declínio e as reservas se esgotarão em 8 anos. Está previsto trazer gás do Alasca, mas há problemas de custo (construção do gasoduto) e o campo de gás que seria usado só permitiria o tratamento de 3 milhões de barris por dia. Também há planos de construir uma dúzia de usinas nucleares para compensar a escassez de gás, mas uma vez que a decisão seja tomada, levará pelo menos uma década para que essas usinas entrem em operação.
Óleo extra pesado da VenezuelaO segundo grande depósito de petróleo extrapesado está localizado na bacia do Orinoco . O petróleo explorado na Venezuela é menos denso que o do Canadá. Em 2005, foram produzidos cerca de 0,5 milhão de barris por dia. Mas a situação do país está retardando a exploração dessas jazidas que exigem muito capital e capacidades técnicas (refino, etc.) disponíveis principalmente na América do Norte.
Reservas e perspectivasSegundo Pierre-René Bauquis, partindo da hipótese de que os problemas de energia necessária para entrada e emissão de CO 2resolvido (uso de energia nuclear, etc.), as reservas exploráveis para esses dois países seriam em torno de 600 bilhões de barris distribuídos igualmente entre esses dois países. Ainda segundo o mesmo autor, a produção total de petróleo desse tipo de jazida pode chegar a seis milhões de barris por dia em 2020 (8% da produção atual) e dez milhões de barris por dia em 2050 com o ramp-up. novos produtores, como Rússia e China.
Xisto betuminosoO xisto betuminoso contém querogênio , precursor do óleo que não completou o ciclo que transforma a matéria orgânica em óleo. O querogênio pode ser convertido em petróleo por pirólise . Mas as tentativas de exploração dessas reservas, que remontam a mais de um século, permanecem hoje em estado de experimentos-piloto. O único uso em escala industrial é o uso como combustível em centrais térmicas (70% da produção mundial na Estônia ).
O rápido desenvolvimento da exploração do óleo de xisto nos Estados Unidos durante a década de 2010, graças à técnica do fraturamento hidráulico, fez com que este país ascendesse ao posto de maior produtor mundial de petróleo.
Processos de extração ainda experimentaisOs processos de extração e transformação de petróleo vividos hoje são confrontados com questões de EOREI (energia utilizada / energia recuperada), poluição e uso intensivo de recursos hídricos. O processo mais conhecido, implementado pela empresa Shell no Colorado, dá uma boa visão geral.
É um processo in situ , ou seja, os xistos betuminosos são transformados em óleo na jazida sem serem extraídos, o que permite recuperar uma proporção maior das reservas existentes. Começamos por isolar o depósito das águas subterrâneas circundantes, circundando-o com uma parede de gelo criada pela perfuração na circunferência do depósito de poços profundos de 610 metros a cada 2 metros nos quais circula um refrigerante que faz com que a água desça. Temperatura de o subsolo para -50 ° C . No perímetro assim circunscrito, são perfurados poços a cada 12 metros nos quais são inseridos sistemas de aquecimento que trazem a temperatura do xisto para 340 ° C : este então se transforma lentamente em óleo e gás. Este aquecimento deve ser mantido por cerca de 4 anos. Ao final desse período, o óleo e o gás são bombeados para fora. De acordo com a Shell, o processo tem um EOREI entre 3 e 4.
Reservas e perspectivasAs reservas globais de xisto betuminoso são estimadas em 2.600 bilhões de barris de petróleo potencialmente explorável (o dobro das reservas convencionais de petróleo), metade dos quais nos Estados Unidos.
De acordo com PR Bauquis (em 2008), a produção de petróleo a partir de xisto betuminoso não será capaz de fornecer volumes significativos até depois de 2020 com uma produção de 5 milhões de barris em 2050 provavelmente recorrendo à energia nuclear e se as hipotecas questões ambientais poderiam ser levantado.
Óleos sintéticos AgrocombustíveisOs biocombustíveis como o biodiesel e o bioetanol produzidos a partir da biomassa (resíduos, cereais). Também falamos sobre biocombustíveis , incluindo combustíveis de produções vivas. Em 2007, 22 milhões de toneladas de biodiesel e bioetanol foram produzidas principalmente pelos Estados Unidos (12 Mt) e Brasil (11 Mt). A repentina aceleração da produção de agrocombustíveis a partir do milho nos Estados Unidos ajudou a elevar o preço mundial dos cereais e provou que a contribuição desse setor acarreta riscos para a produção mundial de alimentos e o acesso das pessoas aos alimentos. produção utiliza resíduos da cana-de-açúcar e não compete com a cadeia alimentar). Além disso, a produção em massa de agrocombustíveis é acusada de contribuir para a acentuação da destruição das florestas tropicais, de minar a biodiversidade e a qualidade dos solos e da água devido à monocultura intensiva e ao uso da terra. ”Uso de insumos agroquímicos.
Processamento de carvão e gás naturalO carvão e o gás natural podem ser convertidos pelo processo Fischer-Tropsch para fornecer óleos sintéticos. A África do Sul é o principal produtor neste setor, com 0,16 milhão de barris por dia produzidos de carvão (carvão para líquido) e 0,045 de gás (GTL de gás para líquido).
Recuperação terciária em campos convencionais de petróleoA recuperação terciária de petróleo de campos de petróleo (EOR Enhanced Oil Recovery ) torna possível aumentar a taxa de recuperação de campos existentes usando processos tecnológicos variáveis para reviver a produção de campos em declínio. Hoje, a recuperação terciária é usada em 2% dos depósitos. O principal processo utilizado hoje é a injeção de vapor quente para diluir o óleo e permitir que ele migre para os poços. Especialistas "otimistas" depositam muita esperança no aprimoramento das técnicas de recuperação terciária: os ganhos esperados são parte integrante das reservas de petróleo não convencionais. O bom desempenho das reservas nas últimas 3 décadas foi parcialmente atribuído ao aprimoramento das técnicas de recuperação terciária, erroneamente segundo o geólogo Laherrère. De acordo com este último, também não devemos esperar ganhos significativos com essa técnica no futuro.
O hidrato de metano é metano preso no gelo. Esta fonte de hidrocarbonetos é considerada inutilizável com a tecnologia atual e não é levada em consideração nas previsões de produção de hidrocarbonetos de médio prazo. É encontrada em abundância no fundo dos oceanos e no permafrost das regiões continentais mais frias ( Sibéria , norte do Canadá). Os projetos-piloto realizados pelo Japão, entre outros, têm se mostrado malsucedidos (baixa concentração de hidratos). O início da produção também pode liberar enormes quantidades de metano na atmosfera, contribuindo para acelerar o aquecimento global (o metano é 20 vezes mais ativo que o CO 2neste domínio). É uma fonte de hidrocarboneto que permanece muito hipotética hoje.
Capacidade de produção é o volume de petróleo que todos os produtores podem produzir usando todos os poços operacionais. Até recentemente, os produtores como um todo (mas em particular a Arábia Saudita) tinham uma capacidade de produção superior à colocada no mercado, o que permitia fazer frente aos altos e baixos da demanda mundial por petróleo. Essa margem caiu para praticamente zero em 2007/2008. Apesar da existência de reservas que representam várias décadas de consumo, a produção de novos campos não pode compensar o aumento da demanda e a diminuição da produção dos campos maduros:
Se a determinação do pico petrolífero mundial é um exercício difícil dado o número de parâmetros a serem levados em consideração, o pico petrolífero da produção de um país geralmente dá lugar a menos polêmica (exceto casos específicos de alguns países do Oriente Médio) .).
Em 2008, muitos países produtores já cruzaram o pico de produção. Entre os principais podemos citar os Estados Unidos (1970) (anteriormente o maior produtor mundial), a Líbia (1970) , Irã ( 1976 ) , Reino Unido ( 1999 ), Noruega ( 2000 ), México (2005). No início de 2008, os únicos grandes países produtores (entre os 30 primeiros) que não ultrapassaram o pico petrolífero foram a Arábia Saudita (polêmica), o Kuwait (polêmica), o Iraque , a Angola , a Argélia e o Cazaquistão .
A produção dos quatro maiores campos de petróleo - Ghawar (Arábia Saudita), Cantarell (México), Burgan (Kuwait) e Daqing (China) - teria entrado agora em uma fase de declínio.
Principais países produtores de petróleo em ordem decrescente de suas exportações (em milhões de barris por dia) | |||||||
País | Produção 2007 |
Exportações | Participação no mercado de exportação |
Data do pico do petróleo |
Produção de 2008 planejada |
Evolução da produção |
Reservas 2007 ( bilhões de barris ) |
Arábia Saudita | 10,41 | 8 (leste) | xx | 2008-2014 | 12 (2009) | 264,2 | |
Rússia | 9,98 | 7 | xx | 2007-2015 | 79,4 | ||
Emirados Árabes Unidos | 2,92 | 2,5 (2006) | xx | 5 (2014) | 97,8 | ||
Irã | 4,44 | 2,6 | xx | 1974 | 5 (2010) | 138,4 | |
Venezuela | 2,61 | 2,2 | xx | 1970 | 87 | ||
Nigéria | 2, 36 | 2,15 | xx | 1979 | 4 (2010) | 36,2 | |
Noruega | 2,56 | 2 (leste) | xx | 2001 | em declínio | 8,2 | |
Kuwait | 2,63 | 2,1 | xx | 2013 | 101,5 | ||
Argélia | 2 | 1,84 (2006) | xx | 12,3 | |||
México | 3,48 | 1,79 (2006) | xx | 2003 | 12,2 | ||
Iraque | 2,15 | 1,6 | xx | 2018 | 115 | ||
Angola | 1,72 | 1,5 | xx | 2016 | 1,7 | 2 (2010-2016) | 9 |
Líbia | 1,85 | 1,5 | xx | 1970 | 2 | 3 (2010-2013) | 41,5 |
Cazaquistão | 1,49 | 1,2 | xx | 39,8 | |||
Catar | 1,20 | 1,1 (leste) | xx | 2004 | 27,4 | ||
Canadá | 3,41 | 1.02 | xx | 179 (2006) | |||
Azerbaijão | 0,87 | 0,7 | xx | 7 | |||
Omã | 0,72 | 0,6 (leste) | xx | 2000 | -7% | 5,6 | |
Guiné Equatorial | 0,36 | 0,35 (est.) | xx | 2 | |||
Equador | 0,52 | 0,35 (2006) | xx | 2004 | diminuir | 4,3 | |
Sudão | 0,46 | 0,32 (2006) | xx | 1 | 6,6 | ||
Colômbia | 0,56 | 0,3 (leste) | xx | -5% | 1,5 | ||
Argentina | 0,70 | 0,28 | xx | 0,77 | 0,76 | 2,6 | |
Chade e Camarões | 0,28 | 0,25 | xx | > 2 | |||
Malásia | 0,76 | 0,25 (est.) | xx | -13% | 5,4 | ||
Congo | 0,22 | 0,2 | xx | 4,1 | |||
Gabão | 0,23 | 0,2 | xx | 2 | |||
Egito | 0,71 | 0,2 | xx | 1987 | 4,1 | ||
Costa do Marfim | 0,09 | 0,07 | xx | ||||
Brasil | 2,4 | 0 | 0 | 2,6 | 12,6 | ||
Principais países produtores e importadores em ordem decrescente de produção | |||||||
Estados Unidos | 6,88 | 0 | 0 | 1971 | 29,4 | ||
China | 3,74 | 0 | 0 | 15,5 | |||
Grã-Bretanha | 1,64 | 0 | 0 | 1999 | 3,6 | ||
Índia | 1.04 | 0 | 0 | 1997 | 5,5 |
A demanda por petróleo está crescendo continuamente. A demanda dos países europeus e da América do Norte se estabilizou, mas está crescendo fortemente em outros lugares, especialmente na China, Índia e países exportadores de petróleo.
A energia (o petróleo fornece 35%) contribui com até 50% para a formação do PIB mundial. Em praticamente todos os setores econômicos, os produtos petrolíferos (plásticos, etc.) tornaram-se essenciais e geralmente não há substituto. Os combustíveis de petróleo representam 97% da energia utilizada no transporte mundial, o que desempenha um papel vital no funcionamento da economia moderna. A agricultura é totalmente dependente do petróleo: fertilizantes, inseticidas, máquinas agrícolas; os elevados rendimentos agrícolas, que permitiram fazer face ao forte crescimento da população mundial, estão quase inteiramente ligados ao uso do petróleo.
ano | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
consumo | 76,8 | 77,7 | 79,1 | 81,8 | 83,1 | 83,8 | 84,9 | 84,5 |
variação | + 1,2% | + 1,8% | + 3,4% | + 1,6% | + 0,8% | + 1,3% | -0,5% |
Até agora, os principais produtores-exportadores responderam geralmente aos aumentos da procura aumentando a produção (na medida em que tinham capacidade para o fazer) e acelerando os projectos de produção. É provável que a subida dos preços e a diminuição das reservas incentivem agora alguns dos países produtores-exportadores a limitar a sua produção ou, em todo o caso, a não tentarem acompanhar a procura acelerando os projectos de produção.
O geofísico Marion King Hubbert sugeriu na década de 1940 que a produção de uma determinada matéria-prima fóssil, e em particular o petróleo, seguia uma curva em forma de sino paralela à das descobertas, mas demorava no tempo. Esta curva, em particular a data de pico da produção, o volume das reservas totais e o valor da produção máxima atingida no momento do pico, pode ser inferida a partir da quantidade de petróleo já extraída e da estimativa das reservas totais. A curva atinge o pico quando cerca de Metade das reservas foram minadas.
Em 1956, em uma reunião do American Petroleum Institute em San Antonio , Texas , Hubbert previu que a produção global de petróleo nos Estados Unidos atingiria o pico por volta de 1970, antes de começar a declinar. Um máximo foi atingido em 1971. A curva que ele empregou em sua análise é conhecida como Curva de Hubbert , e o momento em que atinge seu máximo (em teoria única) é o Pico de Hubbert . Infelizmente para essa sugestão (que nunca foi teorizada), a produção dos EUA voltou a crescer em 2011. Em geral, as curvas de produção de petróleo para um determinado país não seguem a curva de Hubbert. A Arábia Saudita, em particular, não é nada parecida.
Uso contemporâneo da curva de HubbertMais recentemente, a disponibilidade de recursos de informática pessoal permitiu que muitos especialistas da área trabalhassem no problema do pico petrolífero no final do período 1985-2000, que é muito homogêneo do ponto de vista econômico.
A curva de skimming é um gráfico que relaciona o volume de reservas descobertas ao número de perfurações de exploração concluídas (ou plataformas de perfuração em operação). É uma forma indireta de deduzir o declínio de uma jazida: quando ela se esgota, mais furos novos precisam ser perfurados para produzir a mesma quantidade de óleo. A diminuição na razão de reservas descobertas / número de poços ao longo de um período significativo indica que a probabilidade de descobrir novas reservas no futuro está diminuindo. Esta curva é geralmente usada na escala de um depósito.
A relação entre as reservas e a produção (R / P) é a relação entre o volume das reservas de petróleo e o volume do consumo de petróleo ao longo de um ano. Ele agora está perto dos 40 anos. Apesar de um volume de descobertas inferior à produção, avançou nas últimas décadas e só diminuiu nos últimos anos. A evolução dessa relação é um dos argumentos usados pelos otimistas (as reservas aumentam quando surge a necessidade). Para os pessimistas, a evolução do rácio é distorcida porque o volume das reservas declaradas não era até recentemente informação baseada em dados técnicos. Para o Dr. Laherrère, a proporção vem diminuindo desde a década de 1980. Além disso, a proporção não leva em conta o aumento regular do consumo.
As várias organizações que tentaram determinar a data do pico petrolífero não têm as mesmas opiniões sobre quando deve começar o declínio na produção de petróleo:
O aumento do consumo de petróleo na China e na Índia , associado ao forte crescimento econômico , sugere que a produção não será capaz de aumentar tão rapidamente quanto a demanda nos próximos anos.
Em 2006, de acordo com dados do Departamento de Energia dos Estados Unidos , a produção mundial de petróleo bruto (e condensado) diminuiu 200.000 barris por dia em comparação com 2005, enquanto a produção de "todos os líquidos" (que inclui óleos não convencionais como o etanol e óleo de xisto betuminoso) permaneceram estáveis. Em particular, a produção saudita caiu 8%.
A Agência Internacional de Energia é uma organização projetada para coordenar as políticas de energia dos países industrializados ocidentais. Criado em 1974 por iniciativa dos Estados Unidos após o primeiro choque do petróleo, ele supervisiona o sistema para amenizar uma escassez temporária e coordena as políticas de energia de seus membros. A IEA era um dos atores “otimistas”: até recentemente negava a existência do pico petrolífero. No final de 2007, porém, a IEA reconheceu que, até 2015, a queda dos campos atualmente em produção (- 23,9 milhões de barris por dia) e o crescimento do consumo de petróleo na China e na Índia (+ 13,6 milhões de barris por dia) impuseram uma taxa de crescimento da produção de petróleo que seria difícil de manter (+ 37,5 milhões de barris por dia). Tendo em conta os projectos em desenvolvimento, haveria nessa altura um défice de 12,5 milhões de barris por dia para fazer face à procura, caso não fossem descobertos novos depósitos e não fossem tomadas medidas de poupança de energia.
Em 2009, a Agência argumentou que um descompasso entre a demanda e a oferta de petróleo a partir de 2010 poderia introduzir uma "crise energética" que comprometeria qualquer esperança de saída de uma "crise econômica", reconhecendo assim que o problema do "consumo excessivo" preceder (ou ser adicionado) ao do Pico Petrolífero, que ela admite não saber exatamente.
Em 2010, seu relatório anual indica o pico do petróleo em 2006, confirmando que a produção de petróleo nunca mais aumentaria, mas “poderia” permanecer em um nível praticamente estável por mais trinta anos (ou seja, até 2035).
Em outubro-novembro de 2018 , a produção mundial atingiu um novo recorde e a perspectiva do pico do petróleo foi adiada pela IEA até 2025, sob a suposição de que o boom do óleo de xisto dos EUA continuará a compensar o declínio. Petróleo convencional até essa data.
A Associação para o Estudo do Pico do Petróleo e Gás (ou "ASPO", em francês: Associação para o Estudo do Pico do Petróleo e Gás) reúne especialistas em petróleo e no mundo da energia, incluindo vários geólogos que ocuparam cargos de responsabilidade internacional companhias de petróleo. A associação fundada por Colin Campbell e presidida por Kjell Aleklett foi criada para alertar os tomadores de decisão e a opinião pública sobre o pico petrolífero iminente. Ele defende medidas econômicas rápidas, incluindo a conversão para energias alternativas para evitar um colapso econômico.
A ASPO é a porta-voz dos “pessimistas”: segundo a sua análise, as previsões de produção estão sobrevalorizadas tanto por razões de bolsa como por razões políticas. No início de 2008, a ASPO prevê um pico do petróleo por volta de 2010 e um pico do gás por volta de 2020. Em particular, Jean Laherrère , membro fundador da ASPO, estudou as reservas dos 20.000 campos de petróleo no mundo e prevê o pico do petróleo entre 2010 e 2020.
Desde a publicação em 2005 de um relatório intitulado " Pico da Produção Mundial de Petróleo: Impactos, Mitigação e Gerenciamento de Risco ", o pico do petróleo foi oficialmente reconhecido como uma questão importante pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos (Departamento de Energia dos EUA, ou CORÇA). Este relatório é regularmente complementado para acompanhar o andamento dos trabalhos de pesquisa sobre o assunto. Conhecido como “Relatório Hirsch”, ele diz: “O pico na produção global de petróleo representa um problema de gestão de risco sem precedentes para os Estados Unidos e o mundo. À medida que o pico se aproxima, os preços do petróleo e a volatilidade dos preços aumentarão dramaticamente e, sem a mitigação adequada, os custos econômicos, sociais e políticos não terão precedentes. Soluções de mitigação viáveis existem tanto no fornecimento quanto na demanda, mas para que tenham um impacto substancial, devem ser iniciadas mais de uma década antes do pico. "
Conclusões do relatório HirschO relatório Hirsch chegou a uma série de conclusões:
O relatório lista três cenários possíveis:
Um relatório do think tank The Shift Project , encomendado pela Direcção-Geral de Relações Internacionais e Estratégia (DGRIS) do Ministério das Forças Armadas da França , conclui que a produção total de petróleo dos principais fornecedores actuais da União Europeia está em risco de estabelecer ao longo da década de 2030 em patamar 10 a 20% inferior ao alcançado em 2019, por falta de reservas suficientes para compensar a queda da produção existente, inclusive levando em consideração uma premissa elevada quanto à evolução nos Estados Unidos de " produção de óleo de xisto ". Durante a década de 2020, essa produção poderia permanecer em um nível relativamente estável, 4 a 10% inferior ao nível alcançado em 2019.
A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) foi criada em 1960 por iniciativa do Xá do Irã e da Venezuela para compensar a queda do preço do barril (menos de 5 dólares americanos na época). Seu principal objetivo é coordenar as políticas de produção de seus associados, por meio de cotas, a fim de manter o preço do petróleo. Alguns países exportadores não fazem parte da organização: são Rússia, Noruega, México, Canadá e Sudão.
As companhias internacionais de petróleo são há muito tempo o principal player no mercado de petróleo. Com a nacionalização da produção de petróleo pelos principais países produtores, sua participação na produção passou a ser minoritária. As 7 principais empresas que realizavam 62% da produção mundial em 1971 realizam hoje 15% dela e detêm 3% das reservas.
A produção de petróleo está agora em grande parte nas mãos de empresas nacionais: Aramco para a Arábia Saudita , Pemex para o México , etc. . Eles geralmente têm uma posição extremamente otimista , como o CEO da Aramco que estimou em 2008 que o pico do petróleo não era uma preocupação e que menos de 10% das reservas foram utilizadas até o momento.
Tema | Otimistas | Pessimistas |
---|---|---|
Reservas | As reservas declaradas pelos produtores são confiáveis | As reservas, em particular as da OPEP, estão superestimadas e não correspondem às reservas técnicas. |
Impacto do progresso técnico | A evolução nas últimas décadas do coeficiente R / P (reservas mundiais de petróleo divididas pela produção anual) prova indiretamente que a indústria do petróleo consegue prorrogar regularmente o prazo. | O coeficiente R / P há muito está subvalorizado porque as reservas declaradas não correspondiam às reservas técnicas. Agora está superestimado porque alguns países declaram reservas que não possuem por razões políticas e financeiras. |
Impacto no preço | O aumento do preço do petróleo rentabiliza as novas jazidas ou permite uma prospecção mais aprofundada, o que acaba por permitir a manutenção das reservas. | Os depósitos que se tornam acessíveis graças à subida do preço do barril são cada vez mais pequenos e as reservas descobertas tendem a tornar-se marginais. |
Porção de óleo não convencional | O óleo não convencional irá gradualmente substituir o óleo convencional | O petróleo não convencional representará sempre apenas uma pequena fração do consumo atual: requer grandes investimentos, seu EROEI é muitas vezes muito baixo, por vários motivos, apesar do grande tamanho das reservas, a produção deste tipo de petróleo irá se estabilizar. A maioria dos setores de petróleo não convencionais são muito poluentes (emissões significativas de CO 2, consumo de água, emissão de mutagênicos e cancerígenos) e conflitar com os objetivos de redução das emissões de gases de efeito estufa. |
Xisto betuminoso | O planeta possui enormes reservas de xisto betuminoso que, uma vez aperfeiçoadas as técnicas, permitirão a produção de quantidades significativas de petróleo. | Os experimentos piloto até agora não foram bem-sucedidos. O EROEI é ruim e a poluição muito importante. Além disso, o fluxo do produto é muito baixo. |
Hidrato de metano | O planeta possui enormes reservas de hidratos de metano que, uma vez aperfeiçoadas as técnicas, permitirão a produção de quantidades significativas de petróleo. | O hidrato de metano é muito disperso para uso viável. Sua coleta pode levar a uma catástrofe climática ao liberar grandes quantidades de metano na atmosfera. |
Descobertas | O Ártico e as profundezas da costa foram explorados apenas superficialmente e possuem reservas significativas | As reservas potenciais são mais ou menos conhecidas e representarão apenas uma contribuição marginal. O desenvolvimento desses depósitos requer investimentos gigantescos e, para o Ártico, está além de nossas capacidades técnicas atuais. O óleo produzido será muito caro. |
Taxa de recuperação | As técnicas vão progredir e permitir a recuperação de uma taxa crescente de petróleo nos campos (hoje 35%). Este coeficiente também aumentou significativamente no passado. | O aumento da taxa de recuperação nas últimas décadas é questionável (trata-se antes de uma convergência entre reservas oficiais e reservas técnicas). A taxa de recuperação depende essencialmente da geologia e o progresso técnico tem pouco impacto. A taxa de recuperação técnica dificilmente aumenta: já atingimos o limite do que podemos fazer. |
a 11 de fevereiro de 2006, Kenneth Deffeyes, professor da Universidade de Princeton e especialista em petróleo que trabalhou entre outros para a Shell , anuncia que para ele o pico do petróleo foi alcançado em dezembro de 2005 com 1000 bilhões de barris produzidos desde o início da era do petróleo.
Para alguns especialistas ( Jean Laherrère ), o pico do petróleo pode assumir a forma de um patamar de “ferro corrugado” caracterizado por preços caóticos associados a ciclos de recessão econômica.
“No que diz respeito ao petróleo convencional, estamos atualmente em um patamar, que se manifesta em uma flutuação significativa de preços atrelada à incerteza de abastecimento futuro diante de uma demanda cada vez maior. "
- Kjell Aleklett, Presidente ASPO
O saudita Sadad Al-Husseini, ex-chefe de exploração da Saudi Aramco , trouxe seu próprio ponto de vista em 2007: para ele, a produção de petróleo atingiu seu pico e até cerca de 2020 a produção permanecerá um pouco estável. “Portanto, é mais um patamar de produção do que um pico. “ Depois disso, ele prevê uma queda bastante acentuada na produção. Ele também estima que as reservas mundiais estão superestimadas em cerca de 300 bilhões de barris (dez anos de produção) e que os grandes campos do Oriente Médio já entregaram 41% de suas reservas iniciais (até meados de 2007). Essas estimativas são próximas às fornecidas há vários anos pela ASPO, mas sua confirmação por uma personalidade que ocupou cargos de gestão dentro da empresa nacional saudita é a primeira.
Em 2007, a produção diária de petróleo foi da ordem de 81,53 milhões de barris (excluindo o óleo sintético) o que a coloca ao mesmo nível dos dois anos anteriores, parte do pico petrolífero. Mas enquanto alguns consideram que o pico da produção global já foi alcançado, outros acreditam que o pico ocorrerá entre as décadas de 2010 e 2040, com um valor entre 90 e 120 milhões de barris por dia. Essas variações consideráveis são explicadas por avaliações divergentes por especialistas sobre os principais parâmetros:
Além disso, vários fatores exógenos podem desempenhar um papel crucial:
Hoje, a controvérsia mudou parcialmente para as medidas a serem tomadas no campo econômico para se preparar para o futuro declínio na produção de petróleo.
A consciência do pico petrolífero e principalmente do advento global do período decrescente da curva, o do esgotamento , impõe uma redefinição geral do modo de vida induzida pelo petróleo barato cuja produção foi constantemente paralisada em relação às necessidades.
Os mais pessimistas Considere que haverá várias crises sérias sucessivas que serão geológicas (consciência da finitude das reservas), econômicas (fim do petróleo barato), depois sociais (mudanças necessárias para resolver a dependência) choques. Petróleo ) , levando a uma probabilidade bastante alta de tensões ou conflitos internacionais.
Levaria 20 anos para se preparar para o esgotamento do óleo .
"Pergunte a um alto executivo da indústria do petróleo quanto tempo levará para os dois bilhões de indianos e chineses viverem como um francês atual." Antes de qualquer resposta, você receberá uma grande risada. "
“Se não aumentarmos o preço da energia, vamos direto para uma ditadura. "
- Marcel Boiteux , diretor da EDF de 1967 a 1987
“A tecnologia não aumenta as reservas, a tecnologia esvazia o poço mais rápido. "