Impacto do Preço do Petróleo na Política Energética Mundial

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IMPACTO DO PREÇO DO PETRÓLEO NA POLÍTICA ENERGÉTICA MUNDIAL 
 
Fernando Rocha Souza 
 
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS 
PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE 
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS 
EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO. 
 
Aprovada por: 
______________________________________________ 
Prof. Luis Pinguelli Rosa, D.Sc. 
 
__________________________________________________ 
Prof. Alexandre Salem Szklo, D.Sc. 
 
______________________________________________ 
Prof. Marcos Pereira Estellita Lins, D.Sc. 
 
 
RIO DE JANEIRO RJ - BRASIL 
NOVEMBRO DE 2006 
 
 ii
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SOUZA, FERNANDO ROCHA 
Impacto do Preço do Petróleo na Política 
Energética Mundial [Rio de Janeiro] 2006. 
XI, 160 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., 
Planejamento Energético, 2006) 
Dissertação - Universidade Federal do Rio 
de Janeiro, COPPE 
1. Economia do Petróleo 
2. Indústria do Petróleo no Mundo 
I. COPPE/UFRJ II. Título (série) 
 iii
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho a minha 
esposa. Sem você nada disso seria 
possível. 
 iv
AGRADECIMENTOS 
 
 Agradeço ao meu orientador, Professor Luis Pinguelli Rosa, por todo o apoio 
dado durante a realização desta dissertação. Sobretudo, por se mostrar sempre acessível 
às minhas dúvidas e disposto a ajudar na elaboração do mesmo. 
 
 Ao Professor Alexandre Salem Szklo, professor do nosso Programa de 
Planejamento Energético, pelo compartilhamento do seu conhecimento que enriqueceu 
essa dissertação com informações mais condizentes com a realidade dessa indústria. 
 
 Gostaria de agradecer a minha família pelo incentivo e pela dedicação que 
foram essenciais, não só para a realização deste trabalho, como também para o meu 
desenvolvimento. Agradeço, em especial, minha esposa Gabriela, minha mãe Regina e 
meu pai Mario cujo apoio foi determinante para o término desta dissertação. 
 
 Aos funcionários do PPE, Sandra, Rita, Mônica, Simone, Fátima e Fernando. 
 
 v
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos 
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.) 
 
IMPACTO DO PREÇO DO PETRÓLEO NA POLÍTICA ENERGÉTICA MUNDIAL 
 
Fernando Rocha Souza 
Novembro/ 2006 
 
Orientador: Luis Pinguelli Rosa 
 
Programa: Planejamento Energético 
 
 
 Este estudo desenvolve uma análise dos recentes aumentos do preço do petróleo 
no mercado internacional e os seus impactos na economia e na política energética 
mundial. O objetivo principal é mostrar como o preço do petróleo continua sendo 
determinante para a performance da indústria do petróleo e da economia mundial. 
Oscilações no preço do petróleo afetam tanto a economia dos países desenvolvidos 
quanto dos em desenvolvimento. Aumentos nos preços do petróleo tendem a 
proporcionar o crescimento da dívida (déficit externo) - dos países importadores do 
produto, da inflação, do desemprego e, conseqüentemente, uma redução do PIB. Além 
disso, encarece o custo de vida de praticamente toda população mundial, já que os 
produtos derivados do petróleo como a gasolina e o diesel, são utilizados como insumos 
para funcionamento, produção e desenvolvimento de praticamente todas as atividades 
econômicas. 
 vi
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Master of Science (M. Sc.) 
 
THE IMPACT OF OIL PRICES ON THE WORLD ENERGY POLICY 
 
Fernando Rocha Souza 
November/ 2006 
 
Advisor: Luis Pinguelli Rosa 
 
Department: Energy Planning Program 
 
 
 This study analyzes the recent increase of the oil prices in the international 
market and its impacts on the world economy and energy policy. The main objective of 
this research is to show how oil prices remain a determinant key of oil industry and 
global economy performance. An increase in oil prices affects the economy of 
developed and developing countries. High oil prices normally increase the external 
debt, inflation, unemployment and, consequentially, decrease the GDP (Gross 
Domestic Product) of oil-importing countries. Moreover, increase the cost of living of, 
practically, all world population because the oil products, such as gasoline and diesel, 
are used for the production and the development of all economics activities. 
 vii
Sumário 
INTRODUÇÃO..................................................................................................................... 1 
1111 FORMAÇÃO E EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO......................... 7 
1.1 HISTÓRICO DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA ......................................................... 7 
1.1.1 Pioneiros e Inovadores da indústria: Do surgimento a 
internacionalização ................................................................................................. 8 
1.1.2 Internacionalização da indústria do petróleo e o surgimento de novos 
players 13 
1.1.3 Concessões, Consortia e Cartel Internacional ..................................... 17 
1.1.4 O surgimento das Estatais Petrolíferas e Renegociações de Concessões
 23 
1.1.5 Os Choques Petrolíferos ....................................................................... 28 
1.1.6 O período do Pós-Choque ..................................................................... 33 
1.2 AS CONDIÇÕES DE BASE DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA ATUAL..................... 41 
1.2.1 A Estrutura de Oferta de Petróleo ........................................................ 45 
1.2.2 A Estrutura de Demanda por Petróleo ................................................. 55 
2222 FORMAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO NO MERCADO 
INTERNACIONAL............................................................................................................. 58 
2.1 A PARTICIPAÇÃO DOS AGENTES DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA NA FORMAÇÃO 
DO PREÇO DO PETRÓLEO .......................................................................................... 60 
2.2 SISTEMA DE FORMAÇÃO DO PREÇO DOS PETRÓLEOS DE REFERÊNCIA ...... 62 
2.3 A ECONOMIA DOS RECURSOS EXAURÍVEIS E AS RENDAS PETROLÍFERAS .. 69 
2.3.1 Princípio Fundamental de Hotelling.................................................... 70 
2.3.2 Renda Petrolífera: Uma abordagem ricardiana .................................. 74 
2.4 A EVOLUÇÃO RECENTE DOS PREÇOS DO PETRÓLEO DESDE À DÉCADA DE 70
 80 
2.5 DETERMINANTES DO COMPORTAMENTO ATUAL DOS PREÇOS DO PETRÓLEO
 83 
2.6 OS MAIORES BENEFICIADOS COM OS PREÇOS ALTOS DE PETRÓLEO ......... 94 
 viii
3333 O PICO DA PRODUÇÃO DO PETRÓLEO .......................................................... 98 
3.1 O PICO DE HUBBERT...................................................................................... 99 
3.2 ESTIMATIVAS DA OCORRÊNCIA DO PICO DA PRODUÇÃO MUNDIAL ............ 103 
3.3 POSICIONAMENTO ESTRATÉGICO DO BRASIL: RISCOS E OPORTUNIDADES
 116 
4444 INFLUÊNCIA DO PREÇO DO PETROLEO NA ECONOMIA MUNDIAL ..... 124 
4.1 IMPACTOS SOBRE OS PREÇOS NO CONSUMIDOR E INFLAÇÃO.................... 126 
4.2 IMPACTOS SOBRE A ATIVIDADE ECONÔMICA ............................................... 132 
4.3 FATORES ESTRUTURAIS E O IMPACTO DOS CHOQUES PETROLÍFEROS ..... 136 
4.4 CHOQUES PETROLÍFEROS E MEDIDAS MACROECONÔMICAS ..................... 140 
5555 ALTERNATIVAS À ENERGIA DO PETRÓLEO ............................................... 143 
CONCLUSÃO .................................................................................................................. 152 
BIBLIOGRAFIA............................................................................................................... 155 
 
 ix
Lista de Figuras 
Figura 1-1–Preço do Petroleo e Produção: 1965 – 2004 (Jean-Marie Martin – X 
Congresso Brasileiro de Energia)................................................................................... 30 
Figura1-2–Cadeia Produtiva do Petróleo (Elaboração própria).................................... 42 
Figura 1-3–Diagrama de McKelvey (Ross, 1998). ........................................................ 48 
Figura 1-4–Reserva Técnica x Reserva Política (LAHERRÈRE, 2001b). .................... 52 
Figura 1-5–Comportamento do crescimento da demanda de petróleo de 1965 a 2005 
(BP, 2006). ..................................................................................................................... 57 
Figura 2-1–O mecanismo de apropriação da renda diferencial (Nunes, 2000).............. 76 
Figura 2-2–O mecanismo de apropriação da renda de monopólio (Nunes, 2000)......... 79 
Figura 2-3–Evolução dos Preços do Petróleo (BP, 2006).............................................. 82 
Figura 2-4–Margens Líquidas (em US$) de Refino no Golfo do México (Petrobrás, 
2006) .............................................................................................................................. 89 
Figura 2-5–Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e média mensal 
da taxa de câmbio comercial (R$/US$) (ANP, 2005).................................................... 96 
Figura 2-6–Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e cotação média 
mensal do petróleo Brent Dated no mercado Spot (US$/Barril) (ANP, 2005). ............. 96 
Figura 3-1–Curva Natural de Extração (Campbell, 1997). .......................................... 100 
Figura 3-2–Extração de uma Província Petrolífera (Campbell e Laherrère, 1998) ..... 101 
Figura 3-3–Exemplo Ilustrativo da Correlação entre o Pico de Produção e as 
Descobertas (Campbell, 1997). .................................................................................... 103 
Figura 3-4– Reservas Mundiais de Petróleo (Em Bilhões de Barris) segundo 
Estimativas do Oil & Gás Journal e Laherrère (2000) – 1950/2010 (Laherrère, 2000).
...................................................................................................................................... 105 
Figura 3-5–Produção de Petróleo Convencional e Não-Convencional 1930/2050 
(ASPO, 2004). .............................................................................................................. 109 
Figura 3-6–Produção x Descobertas (ASPO, 2004). ................................................... 111 
Figura 3-7–Cenários de produção anual com taxas de crescimento de 2% e diferentes 
níveis de reservas recuperáveis – 1900 – 2125 (em bilhões de Barris/Ano) (EIA, 2003).
...................................................................................................................................... 113 
Figura 3-8–Estimativas publicadas das reservas mundiais em trilhões de barris (EIA, 
2003) ............................................................................................................................ 114 
Figura 3-9–Produção mundial de petroleo 1930 – 2050 (YPF, 2005). ........................ 115 
 x
Figura 4-1–Indicadores macroeconômicos da OECD por país/região (IEA, 2004). ... 125 
Figura 4-2–Principais implicações de um choque petrolífero aos preços (Elaboração 
própria)......................................................................................................................... 127 
Figura 4-3–Preços do petróleo e rubricas selecionadas dos produtos energéticos no 
IHPC (BCE, 2004). ...................................................................................................... 128 
Figura 4-4–Taxa de inflação dos países da OECD e preço médio do petróleo importado 
(IEA, 2004b) ................................................................................................................ 131 
Figura 4-5–Consumo de petróleo em relação ao PIB real na Zona do Euro (BCE, 2004).
...................................................................................................................................... 137 
Figura 4-6–Intensidade de Petróleo em 2002* (OECD = 100) - (EIA, 2004). ............ 138 
 
 xi
Lista de Tabelas 
Tabela 1-1 – Produção Mundial de Petróleo, 1900-1925 – Milhares de barris/ano ...... 17 
Tabela 1-2 – Repartição Acionária da IPC .................................................................... 20 
Tabela 1-3 – Produção de Petróleo na Arábia Saudita – 1939/1950.............................. 23 
Tabela 1-4 – O Peso do Cartel das Sete Irmãs no Mercado Internacional do Petróleo 
(%).................................................................................................................................. 28 
Tabela 1-5 – Principais aquisições e fusões na indústria petrolífera entre 1997 e 2005 38 
Tabela 1-6 – Utilizações dos principais derivados do petróleo...................................... 45 
Tabela 1-7 – Consumo mundial de energia primária por combustível (2005) .............. 46 
Tabela 1-8 – Distribuição das reservas de petróleo (2005)............................................ 51 
Tabela 1-9 – Distribuição da produção de petróleo (2005) ........................................... 54 
Tabela 1-10 – Distribuição da demanda de petróleo (2005) .......................................... 55 
Tabela 2-1 – Aumentos dos preços do petróleo em períodos específicos...................... 81 
Tabela 3-1 – Aumentos anômalos reportados das reservas – 1980/1995 .................... 107 
Tabela 3-2 – Previsão do Pico do Petróleo segundo Região – 2005/2050 ............... 110 
Tabela 3-3 – Distribuição Geográfica das Reservas Brasileiras de Petróleo............... 117 
Tabela 4-1 – Indicadores Macroeconômicos da OECD............................................... 125 
Tabela 4-2 – Indicadores Macroeconômicos dos Países em Desenvolvimento........... 126 
Tabela 5-1 – Fontes de energia alternativas ao petróleo .............................................. 144 
Tabela 5-2 – Insuficiências das energias alternativas ao petróleo ............................... 149 
 1
INTRODUÇÃO 
 
 Durante todo o século XX, foi bastante significativa a contribuição do petróleo à 
economia mundial. Apesar de as crises de 1973 e 1979 mostrarem ao mundo as 
conseqüências de uma economia sustentada energeticamente por um combustível 
vulnerável a fortes oscilações no preço, o petróleo ainda se mantém como o energético 
mais consumido do mundo. No ano de 2005, este foi responsável por 36% da demanda 
final de energia, o equivalente a 3.837 milhões tEP1 (BP, 2006). Dentre os setores 
consumidores, destacam-se o transporte e o industrial, que conjuntamente demandaram 
73,3% da oferta final de petróleo (IEA, 2004a). No Brasil, o petróleo foi responsável 
por 43% da demanda final de energia, o equivalente a 83 milhões tEP (BEN, 2005). 
Dentre os setores consumidores, destacam-se o transporte e o industrial, que 
conjuntamente demandaram 64% da oferta final de petróleo (BEN, 2005). 
 
 No entanto, a relevância da indústria do petróleo mundial não se limita à sua 
posição como principal fonte de energia. A magnitude dos diversos segmentos de sua 
cadeia produtiva pode ser verificada em termos econômicos, políticos e financeiros. 
Estima-se que entre 2001 e 2030, sejam investidos o montante de US$ 3,04 trilhões, 
sendo US$ 2,18 trilhões em exploração e produção (72%), US$ 395 bilhões em refino 
(13%) e US$ 456 milhões nos demais segmentos (15%) (IEA, 2004). 
 
 Um fator determinante para performance da indústria do petróleo e da economia 
mundial é o preço do óleo no mercado internacional. Oscilações no preço do petróleo, 
causadas seja pelo poder de mercado dos grandes demandantes seja pelo poder dos 
 
1 tEP = tonelada equivalente de petróleo. 
 2
grandes produtores (sobretudo OPEP), afetam tanto a economia dos países 
desenvolvidos quanto dos em desenvolvimento. Aumentos nos preços do petróleo 
tendem a proporcionar o crescimento da dívida (déficit externo) - dos países 
importadores do produto,da inflação, do desemprego e, conseqüentemente, uma 
redução do PIB. Além disso, encarece o custo de vida de praticamente toda população 
mundial, já que os produtos derivados do petróleo como a gasolina e o diesel, são 
utilizados como insumos para funcionamento, produção e desenvolvimento de 
praticamente todas as atividades econômicas. 
 
 Neste sentido, as relações entre as flutuações dos preços do petróleo e a 
economia mundial são de grande importância, tornando relevante a tentativa de definir 
as condições de contorno que ajudem a explicar a formação e oscilação do preço desse 
produto no mercado internacional, assim como sua influência na economia mundial. 
 
 Independentemente das oscilações de curta duração, absolutamente normais e 
atribuídas aos impactos mais efêmeros, na longa história das cotações internacionais do 
petróleo, estamos agora assistindo, com perplexidade, a uma persistente e renitente 
elevação dos preços. 
 
 De fato, desde 2002, última ocasião com cotações abaixo de US$ 20,00/bbl, este 
preço elevou-se quase que constantemente, mantendo desde final de 2005 valores acima 
dos US$ 60,00/bbl (limite superior da banda da OPEP: US$ 22,00 a US$ 28,00/bbl, 
média em US$ 25,00/bbl) e atingindo, já nos últimos meses, cotações recordes, 
superiores a US$ 70,00/bbl. Aparentemente, já está se delineando o novo patamar de 
preço bastante mais elevado do que preconizado por vários analistas, pela própria 
 3
Petrobrás (Plano Estratégico 2015) e pela própria OPEP. Uma alta tão persistente não 
permite mais interpretá-la como mera flutuação especulativa do mercado, ao sabor dos 
sempre numerosos e variados eventos localizados do noticiário internacional. Guerras, 
atos terroristas no Oriente Médio, alarmes e medo de terrorismo nos EUA ou na 
Europa, greves dos petroleiros na Nigéria ou na Noruega, problemas fiscais e de saúde 
financeira de empresas exportadoras russas e tantos outros acontecimentos poderão 
apenas ser invocados para justificar as relativamente pequenas oscilações especulativas 
localizadas, mas não uma tendência altista tão duradoura. 
 
 A bem da verdade, por trás deste conjunto de fatos aparentemente desconexos e 
aleatórios emerge toda uma lógica, própria da indústria do petróleo. Por um lado, países 
consumidores, em sua maioria ricos e desenvolvidos, carentes de petróleo em seu 
subsolo ou com o consumo muito maior que a sua produção, com relativa estabilidade 
geo-econômica. Por outro, países produtores, em sua maioria pobres, periféricos e em 
desenvolvimento, com sérios problemas de instabilidade social e geo-econômica. No 
entanto, esta situação não é nova e persiste já há muito tempo. 
 
 A questão mais grave, neste momento, é a da séria instabilidade no Oriente 
Médio. Não nos referimos simplesmente à questão Israel x Palestina com antigos e já 
crônicos problemas, na prática, quase insolúveis. Referimo-nos sim à questão do Iraque 
e suas conseqüências diretas e indiretas cada vez mais graves e complicadas. Referimo-
nos também à delicada questão da Arábia Saudita, com suas reservas provadas 
(ressalte-se a existência também de outras categorias como as possíveis e/ou prováveis) 
superiores aos 260 bilhões de barris e uma estabilidade política já comprometida e, 
mesmo, ameaçada. 
 4
 
 De acordo com alguns analistas (Campbell e Laherrère, 1998), criaram-se 
situações que, no todo, suscitam nos países consumidores uma justificada sensação de 
“medo” de desabastecimento. Este medo seria capaz, por si só, de elevar em mais de 
US$10,00/bbl o preço da commodity no mercado internacional (EIA, 2004). 
 
 Quanto às questões estruturais de mercado, menciona-se com freqüência a 
pressão sobre a demanda relacionada principalmente a um discreto aumento em termos 
percentuais de consumo dos EUA e a um notável aumento de consumo da China. Dessa 
forma, pretende-se analisar em maior profundidade estas questões estruturais, 
principalmente aquelas relacionadas ao aumento da demanda de países em 
desenvolvimento, com grande população, até hoje marginalizados quanto ao consumo 
energético. 
 
 Por outro lado, outros analistas defendem que a commodity está longe do seu 
fim e ainda representa um insumo energético abundante e relativamente oferecido, 
mesmo um século e meio depois da descoberta do Coronel Drake2. Quanto a esta 
relativa garantia de suprimento, o petróleo ainda não deveria atingir patamares de 
preços tão elevados, não fosse o irracional, mas justificado, medo do desabastecimento 
dos países desenvolvidos e a prevista crescente pressão de demanda dos países em 
desenvolvimento, com elevada e crescente expansão demográfica dos “sem-energia”. 
 
 
2 Edwin Drake, um ex-ferroviario que viria a ser conhecido mundialmente pela alcunha de “coronel” 
Drake, foi contratado pela Pennsylvania Rock Oil Company of New York (primeira companhia 
petrolífera dos Estados Unidos) para perfurar regiões onde o petróleo exudava, de modo a atingir o 
manancial e bombeá-lo, à maneira como se fazia com água. Utilizando-se de equipamentos apropriados à 
perfuração voltada para a obtenção de sal, veio, após longa saga infrutífera, a perfurar seu primeiro poço 
 5
 Dentro desse contexto, o objetivo desse estudo é analisar os recentes aumentos 
do preço de petróleo no mercado mundial e analisar os seus impactos na economia e 
poltítica energética mundial. Dessa forma, esse estudo é organizado em cinco capítulos. 
No primeiro capítulo é analisada a formação e evolução da indústria mundial do 
petróleo, destacando-se sua influência na economia mundial ao longo do século XX e a 
estrutura de oferta e demanda atual de petróleo. 
 
 No segundo capítulo, são abordadas questões relativas ao preço do petróleo. O 
objetivo é analisar como funciona o sistema de preços atuais e como se formam no 
mercado internacional. Além disso, é apresentada uma evolução recente dos preços do 
petróleo no mercado internacional, sendo analisado os determinantes para a manutenção 
dos atuais preços do petróleo. 
 
 No terceiro capítulo, é apresentado o conceito de pico da produção mundial de 
petróleo (Pico de Hubbert), assim como a metodologia utilizada para estimar sua data 
de ocorrência. Apresentam-se ainda dois cenários para a produção futura de petróleo: o 
de um grupo de especialistas (pessimistas) seguidores da teoria de Hubbert e o adotado 
por órgãos governamentais norte-americanos (otimistas). 
 
 No quarto capítulo, é analisado como a evolução continua dos preços do 
petróleo no mercado internacional desde meados de 2003 tem impactado a economia 
mundial, principalmente dos países importadores de petróleo. 
 
 
descobridor de petróleo em 1859, na localidade de Titusville, Pensilvânia. A descoberta do “coronel” 
Drake é considerada o marco representativo do início da moderna indústria do petróleo. 
 6
 No quinto e ultimo capitulo, é realizada uma breve descrição das possíveis 
alternativas para a energia do petróleo. O objetivo é mostrar que não existe ainda uma 
fonte de energia capaz de substituir completamente o petróleo num momento de 
escassez na oferta de petróleo, o que contribui para a manutenção do preço elevado do 
petróleo. 
 7
1111 FORMAÇÃO E EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO 
 
 O objetivo é mostrar como se deu a evolução da indústria petrolífera e o 
resultado desta na economia e História do século XX. Na sua evolução, destacam-se as 
sucessivas explorações e descobertas de bacias sedimentares ricas em petróleo e gás 
natural, seguidas das reestruturações na organização da indústria e suas interações com 
as políticas e economias nacional e mundial. As transformações da indústria no século 
XX bem como as suas interações com as políticas e economias dos paísesserão 
estudadas neste capítulo. Este estudo servirá de base para o melhor entendimento das 
análises que são feitas nos capítulos seguintes, onde se aprofunda o estudo dos impactos 
do preço do petróleo na economia mundial. 
 
1.1 Histórico da indústria petrolífera 
 
 O registro da participação do petróleo na vida do homem remonta a tempos 
bíblicos. Na antiga Babilônia, os tijolos eram assentados com asfalto e o betume era 
largamente utilizado pelos fenícios na calafetação de embarcações. Os egípcios o 
usaram na pavimentação de estradas, para embalsamar os mortos e na construção de 
pirâmides, enquanto os gregos e romanos dele lançaram mão para fins bélicos. No 
período da Idade Média, em regiões da Europa – Bavária, Silícia, Vale do Pó, Alsácia, 
Hannover e Galícia, era utilizado para fins farmacêuticos. No novo mundo, o petróleo 
era conhecido pelos índios pré-colombianos, que o utilizavam para decorar e 
impermeabilizar seus potes de cerâmica. Os incas, os maias e outras civilizações antigas 
também estavam familiarizados com o petróleo (Thomas, 2001). 
 
 8
 Apesar da longevidade e multiplicidade do uso do petróleo, não se pode falar de 
uma verdadeira indústria antes de meados do século XIX. Até então, a substância era 
utilizada meramente in natura sendo seu potencial energético praticamente 
desconhecido. Todavia, nos anos 1850, a realidade era outra. Vivia-se, em plenitude, a 
Revolução Industrial, alterando toda a dinâmica das relações de produção. À sociedade 
moderna não mais era dado condicionar suas atividades produtivas à disponibilidade de 
luz solar. O óleo de baleia e a fase liqüefeita do carvão mineral (“óleo de carvão”) 
forneciam uma iluminação cara e precária. O mundo demandava luz e na esteira desta 
carência floresceu a moderna indústria do petróleo. Para se ter uma idéia de quão 
pequena era a produção européia, nos anos de 1857 e 1858 foram produzidos, 
respectivamente, dois mil e quatro mil barris de petróleo (API, 1998; Thomas, 2001; 
YERGIN, 1990). 
 
1.1.1 Pioneiros e Inovadores da indústria: Do surgimento a internacionalização 
 
 O grande marco do petróleo na a sociedade moderna veio mesmo no século 
XIX, mais precisamente em 1859, quando Cel. Edwin Drake perfurou o primeiro poço, 
dando início à exploração comercial do petróleo. Este poço foi perfurado em Tittusville, 
Pensilvânia (EEUU), vindo a produzir 20 barris/dia, para uma profundidade de 
aproximadamente 20 metros. 
 
 Motivados pela descoberta de Drake, deu-se início a corrida ao ouro negro no 
Oil Creek Valley (Pensilvânia-EEUU). Inúmeros aventureiros de toda espécie e 
efêmeras empresas de petróleo disputavam os terrenos exploráveis da região; todos se 
avocaram a produzir o mais rápido e na maior quantidade possível, com freqüência 
 9
danificando os reservatórios ou levando à exaustão prematura dos poços. Como 
resultado, após apenas 5 anos deste marco, nada menos do que 543 empresas haviam 
iniciado atividades no novo e rendoso empreendimento (ALVEAL, 2003). 
 
 A concorrência anárquica provocou enorme flutuação da produção e dos preços 
e nenhuma sustentação ao negócio petroleiro. O preço do barril de petróleo de US$ 20, 
em 1859, caiu para US$ 0,10, em 1862 (Baddour,1997) e ocasionou a substituição do 
óleo de carvão e outros iluminantes pelo petróleo. 
 
 No seu início, o mercado de petróleo se baseava em um único derivado, o 
querosene para iluminação, como substituinte do óleo de baleia que até aquele 
momento era utilizado para tal fim, mas este animal estava sendo caçado em direção à 
extinção. Todos os demais derivados de petróleo que não a querosene iluminante eram 
jogados fora após o refino. Naquele momento, não havia padronização alguma da 
qualidade do produto: os querosenes produzidos variavam largamente de qualidade, e o 
índice de acidentes com vítimas com a queima do querosene era alto. Naquele 
momento, a indústria de petróleo era compatível ao nível de desenvolvimento 
tecnológico do mundo à época: os únicos campos explorados eram aqueles em terra e 
que fossem de mais fácil perfuração, via percussão a base de utensílios mecânicos 
rudimentares. As atividades de exploração de petróleo eram feitas a partir da 
localização visual de indícios do petróleo; ou seja, só eram exploradas jazidas de 
petróleo nas quais pequenos montantes de óleo aflorassem naturalmente à superfície do 
solo (oil seeps) ou no subsolo (YERGIN, 1990). 
 
 No final desta fase, porém, a indústria registrou avanços tecnológicos: 
 10
• a superação do gargalo do transporte até os mercados de consumo, substituindo 
carroças e cavalos pela ferrovia e oleodutos de madeira, uma inovação típica da 
atividade petrolífera; 
• a descoberta de novos métodos de perfuração, acarretando melhor controle da 
pressão do gás e a diminuição dos prejuízos; 
• a importância do refino, segmento crucial na expansão posterior da indústria, 
quando o reinado do querosene iluminante veio ser invadido pela introdução da 
iluminação elétrica, após a radical invenção da lâmpada incandescente de 
Thomas Alva Edison, em 1877. Contudo, a “invenção” decisiva desta fase 
infante foi a percepção das qualidades peculiares da indústria pelos seus 
primeiros exploradores. 
 
 O primeiro foi o americano John D. Rockefeller, que resolveu racionalmente os 
desafios de armazenar, transportar e transformar o petróleo e vender os seus derivados. 
Para reduzir custos introduziu novos processos técnicos que melhoraram a 
produtividade e a qualidade dos derivados, especialmente do querosene, carro chefe dos 
produtos da indústria nas suas primeiras décadas de evolução. A preocupação pela 
qualidade dos produtos oferecidos ao mercado inspirou o nome à empresa que 
comandou: a Standard Oil Company. Contudo, o posto de honra deste americano na 
história do petróleo foi ter percebido e realizado a integração da indústria, inovação 
econômica chave para organizar a sua expansão, fundando o maior dos monopólios da 
economia americana na passagem do século, sendo fundamental para o 
desenvolvimento da economia capitalista moderna no século XX (ALVEAL, 2003). 
 
 11
 Em 1870, a Standard Oil controlava 10% do segmento de refino. Havia diversas 
refinarias e companhias de E&P (Exploração e Produção) nos EUA, mais de duzentas 
companhias adicionando os dois segmentos da cadeia petrolífera. O monopólio da 
Standard Oil foi obtido através da busca de economias de escala, escopo e de integração 
na indústria de petróleo: a princípio a Standard Oil se tornou monopolista do refino de 
petróleo, via compra das demais refinarias e controle do transporte de derivados, 
tornando-se assim formadora de preços e de quantidades para a venda às companhias 
distribuidoras de derivados, e também monopsonista (única demandante) da compra de 
óleo bruto junto às companhias produtoras de óleo cru, em função de ser monopolista 
do refino (YERGIN, 1990). 
 
 Rockefeller foi tão competente e bem sucedido na implementação de sua 
estratégia que aquelas empresas que almejavam competir com a Standard Oil não 
tiveram outra escolha que não seguir a mesma estratégia. Ou se integravam 
verticalmente ou sucumbiam ao poder da mesma. Num curto espaço de tempo, 
transformou radicalmente muitas pequenas empresas industriais descentralizadas em 
grandes conglomerados e trustes. 
 
 Logo, a Standard Oil se tornou monopolista integrada verticalmente em todos os 
segmentos da cadeia do petróleo (E&P, transporte de cru, refino, transporte de 
derivados e distribuição). A partir desta total integração, obteve grandes economias de 
escala, escopo e de custos de transação. As economias de escala se deram em função do 
vultoso aumento dos volumes extraídos e processados sem que houvesse um aumento 
substancial do investimento em capital fixo, reduzindo-se assim o custo médio; as 
economias de escopo se deram em função de produzir, transportar e comercializar 
 12
vários derivadosa partir da mesma logística operacional, e as economias de custos de 
transação se deram em função de todo a cadeia petrolífera pertencer a uma única 
empresa. 
 
 Entre 1880/90 esse controle se estendia para ao redor de 90% do transporte 
ferroviário e de oleodutos, 80% da capacidade de refino e 90% da rede de distribuição e 
venda de produtos; estes já invadiam Europa, Ásia, África do Sul e Austrália e, em 
1900, 70% das atividades do truste de empresas comandado por Rockefeller se 
desenvolviam fora dos Estados Unidos (YERGIN, 1990). 
 
 A rápida mutação e seus desdobramentos eram motivos de apreensão da opinião 
pública americana. A mobilização política pressionou o governo para controlar os 
excessos do poder econômico e político dos grandes grupos empresariais, em especial o 
do emblemático “império” Rockefeller (O’ Connor, 1974; YERGIN, 1990). A 
legislação do Sherman Act nasceu em 1890 com esse objetivo, iniciando longa onda de 
reformismo progressista da Segunda Revolução Industrial americana (reforma política, 
justiça social, melhoria das condições de trabalho, proteção ao consumidor) e o controle 
e a regulamentação dos grandes negócios. 
 
 Em meio à concorrência crescente das novas empresas surgidas no Oeste dos 
Estados Unidos e das grandes rivais européias e após luta legal de duas décadas, a 
Suprema Corte Federal dos Estados Unidos, determinou em 1911, a divisão do 
monopólio em 33 empresas, entre as quais algumas evoluíram para se tornar as maiores 
sociedades da IMP: a Standard Oil of New Jersey, depois Esso e Exxon; a Standard Oil 
 13
of New York, após Mobil Oil; a Standard Oil of California, após Socal, hoje Chevron3. 
Essas três empresas passaram a disputar com as outras duas americanas, criadas a partir 
das descobertas de petróleo do Texas, Louisiana e Oklahoma (Oeste dos Estados 
Unidos), que também se tornaram empresas gigantes, a Texaco e a Gulf Oil (comprada 
pela Chevron em 1984). 
 
 Estava inaugurada a nova fase da indústria do petróleo, baseada na concorrência 
entre companhias grandes e integradas. Mudava também o padrão energético do 
período, tendo a gasolina superado as vendas de querosene em 1910, contribuída pelo 
surgimento do automóvel. 
 
 No período situado entre 1920 e 1930, Rockfeller viu sua Standard Oil liderar o 
grupo que ficou conhecido no mundo como “as sete irmãs”: Exxon, Chevron, Mobil, 
Texaco, Gulf, British Petroleum e Shell. 
 
1.1.2 Internacionalização da indústria do petróleo e o surgimento de novos 
players 
 
 Paralelamente ao crescimento da indústria de petróleo nos Estados Unidos são 
perfurados os primeiros poços em continente europeu. O desenvolvimento da indústria 
inicia-se nos mananciais de petróleo na região de Baku, na Rússia, em 1861. O 
concessionário monopolista, Meerzoef constrói a primeira refinaria nessa região, mas 
 
3 Outras empresas menores nascidas desse desmembramento (minors) se tornaram também grandes após 
os choques do petróleo dos anos 70: a Standard Oil of Indiana (hoje Amoco), a Standard Oil of Ohio 
(hoje Ohio), a Continental Oil (Conoco), a Standard Oil of Virginia (Atlantic), entre outras. 
 14
faltam recursos para incrementar a produção, permitindo a entrada do mercado europeu 
nessa região a partir de 1872. 
 
 A partir de 1880, os irmãos de origem sueca, Robert e Ludwig Nobel, 
devotaram seus talentos inventivos técnicos e organizacionais à invasão dos mercados 
europeus com o petróleo russo da região de Baku, transportando através da combinação 
de ferrovia, oleoduto e de pioneiros navios petroleiros. O sucesso desse 
empreendimento, que desafiou com vantagens a rede de distribuição européia da 
Standard Oil durante 15 anos (1890/1905), contou com decisivo apoio financeiro da 
Casa Rothschild de Paris. 
 
 Em 1890 é fundada a Royal Dutch Petroleum, companhia holandesa, que inicia 
sua produção na região das Índias Holandesas. Em 1897 surge a empresa inglesa Shell 
Transport and Trading Company, que juntamente com a Royal Dutch controlavam mais 
da metade das exportações de petróleo da Rússia e do Oriente Médio. 
 
 Nesse período, a produção na Europa encontrava-se descontrolada, o que 
deteriorava os preços e facilitava as vendas da Standard Oil, que compensava suas 
perdas com a política de subsídios cruzados, ou seja, aumentando o preço dos derivados 
em território americano para compensar as baixas européias. A estratégia adotada por 
Marcus Samuel, na liderança da británica Shell Transport, e o holandês Henri Whilhem 
A. Deterding, apelidado o “Napoleão do petróleo”, sucessor no comando da Royal 
Dutch Petroleum Company foi aliança dessas duas empresas em 1901. Dessa aliança 
nasceu a Royal Dutch Shell. No início do século XX, a rápida expansão do grupo anglo-
holandês avançou sobre os espaços econômicos mundiais dominados pela Standard Oil 
 15
of New Jersey, a mais poderosa das “filhas” nascidas do desmembramento do grupo 
Rockefeller: no final da Primeira Guerra Mundial (1918), 75% da produção petroleira 
mundial, fora do mercado americano, era controlada pelo grupo europeu (ALVEAL, 
2003). 
 
 No entanto, em 1908, a descoberta de poços de petróleo na Pérsia (atual Irã) 
leva à criação da Anglo – Persian Oil Company (hoje a BP), empresa que viria 
estabelecer uma forte concorrência no setor. Já nos EUA, crescem a Gulf, Sun e 
Texaco. Vale ressaltar, que neste período a empresa de Rockefeller já não possuía um 
poder de mercado tão grande quanto no seu início, principalmente com a dissolução da 
Standard Oil em 1911. 
 
 O século XX começa e um novo panorama é apresentado à indústria do 
petróleo: novas províncias petrolíferas, novas companhias, a rápida ascensão do 
automóvel e a difusão da eletricidade. Atentas às novas mudanças, as companhias 
adaptam suas refinarias à produção de gasolina, que veio a superar a venda de 
querosene em 1910, e procuram aumentar sua capacidade competitiva. 
 
 Em 1912, a Shell se estabelece nos Estados Unidos, adquirindo pequenas 
companhias em Oklahoma e campos de petróleo na Califórnia. Em 1915, a produção 
mundial é a seguinte: os Estados Unidos produzem 281 milhões de barris, a Rússia 68 
milhões, o México 32 milhões e a Romênia 12 milhões de barris (MINADEO, 2002). 
 
 O início da Primeira Guerra Mundial, em 1914, o óleo combustível e a gasolina 
se tornaram em energéticos fundamentais para a mobilidade das tropas dos países 
 16
envolvidos na guerra. O óleo combustível foi utilizado principalmente pela Marinha 
Inglesa que substitui o carvão até então utilizado por sua frota. O óleo, ao contrário do 
carvão, não se deteriorava, o que facilitava a armazenagem de estoques em tanques 
subterrâneos, e admitia o reabastecimento no mar. Oferecia, também, a vantagem de 
aumentar a eficiência de combate dos navios, uma vez que um número menor de 
homens era retirado das armas para trabalhar nas fornalhas, e a velocidade de 
abastecimento era bem superior. O petróleo e o motor a combustão mudaram a natureza 
da Primeira Guerra Mundial. (YERGIN, 1990). 
 
 O aumento do consumo de derivados de petróleo durante a Primeira Guerra 
Mundial exige que novas regiões ou campos entrem em produção. Os governos e 
grandes corporações da Europa e dos Estados Unidos iniciaram a disputa para tomar 
posse das jazidas de petróleo do Oriente Médio, configurando a terceira fase evolutiva 
da indústria (1911-1928). Esse movimento fora precedido por esforços de indivíduos 
notáveis4, que mapearam, realizaram descobertas pioneiras e estabeleceram os 
primeiros contatos e relações com os governos locais dessa região (Blair, 1978). 
 
 Dado que as empresas americanas não tinham acesso a concessões no Oriente 
Médio, após a guerra, o governo americano se organizou para apoiar agressivamente as 
companhias de petróleo dispostas a procurar reservas no exterior5, aumentando a 
rivalidade europeu-americana, em particularentre as 5 grandes firmas americanas, a 
Anglo-Persian (atual British Petroleum) e a Royal Dutch Shell. A rivalidade 
empresarial inaugurou uma fase de alta competição oligopólica na IMP. A competição 
 
4 Entre eles cabe destacar, o armeniano Calouste Gulbenkian na Turquia e o australiano William K. D’ 
Arcy na Pérsia (atual Irã). 
5 O princípio invocado era o da “Porta Aberta”, ou seja, “acesso igual para os capitais e os negócios 
americanos” (YERGIN, 1990). 
 17
reforçou a pressão pela procura de novas fontes de suprimento na América Latina, no 
Médio Oriente e na Ásia, quer para explorar, quer para adquirir a produção existente. A 
busca por concessões em regiões promissoras aumentou a produção significativamente 
em países como o México, Romênia, Venezuela, Pérsia, Índia, entre outros. 
 
Tabela 1-1 – Produção Mundial de Petróleo, 1900-1925 – Milhares de barris/ano 
 1900 1913 1921 1922 1923 1924 1925 1925(%) 
Total 149.137 385.345 765.903 858.909 1.018.620 1.013.623 1.067.566 100 
EUA 63.621 248.446 472.183 557.531 732.407 713.940 763.743 71,5 
Rússia 75.780 62.834 28.968 35.692 39.156 45.355 52.448 4,9 
Romênia 1.629 13.555 8.368 9.843 10.867 13.369 16.646 1,6 
Índias 
Holandesas 
2.253 11.172 16.958 17.066 19.868 20.473 21.422 2,0 
Peru 274 2.071 3.699 5.314 5.699 7.812 9.164 0,9 
Índia 1.079 7.930 8.734 8.529 8.320 8.416 8.000 0,7 
Polônia 2.347 7.818 5.167 5.227 5.402 5.657 5.960 0,6 
México - 25.696 193.398 182.278 149.585 139.678 115.515 10,8 
Venezuela - - 1.433 2.201 4.201 9.042 19.687 1,8 
Pérsia - 1.857 16.673 22.247 28.326 32.373 35.038 3,3 
Argentina - 131 2.036 2.866 3.400 4.669 5.818 0,5 
Outros 2.154 3.835 8.286 10.115 11.389 12.839 14.125 1,3 
Fonte: Denny, Ludwell apud Minadeo (2002). 
 
1.1.3 Concessões, Consortia e Cartel Internacional 
 
 Foi nesta fase que a IMP caminhou para estruturar o seu desenvolvimento de 
modo relativamente estável, como resultado da crescente percepção, entre as grandes 
operadoras mundiais, da necessidade de disciplinar o desenvolvimento da indústria. O 
controle do suprimento de cru foi considerado estratégico para evitar a super-produção 
 18
e as guerras de preços, que provocavam ameaçadores efeitos predatórios para a IMP 
como um todo (Blair,1978), a exemplo da conseqüente queda dos preços internacionais 
do petróleo na segunda metade da década de 1920, em função de guerra de preços na 
Índia entre Shell e Standard Oil of New York. 
 
 A possibilidade desse controle dependia de dois fatores: i) a definição de 
direitos de propriedade e de controle das reservas pelas empresas nos abastados países 
do Oriente Médio; e ii) a adoção entre as majors de uma coordenação oligopolista que 
impedisse formas perigosas de competição, alocando-se níveis de produção e de 
suprimento de demanda nas áreas geográficas da indústria. O primeiro fator foi 
implementado através do sistema de concessões. Já o segundo originou a formação de 
consortia (consórcios ou associações). 
 
 O sistema de concessões foi o instrumento jurídico concebido para regular as 
relações entre os governos dos países com reservas de cru e as empresas internacionais. 
A concessão outorgava a empresa um tipo de direito absoluto sobre uma certa área 
territorial sob jurisdição do Estado hospedeiro para procurar, extrair e vender volumes 
de óleo a preços também discriminados pela concessionária, em troca de uma 
compensação financeira. 
 
 A cobertura territorial da concessão se estendia a um pedaço ou à totalidade da 
área geográfica do país; a sua duração, usualmente, contemplava entre 60-75 anos; e a 
compensação financeira (royalty do proprietário sobre o volume vendido e um imposto 
de renda sobre o lucro realizado) se baseava na contabilidade anual, totalmente 
controlada pela empresa. 
 19
 
 Esta ampla liberdade de ação das empresas petrolíferas internacionais deteve um 
papel decisivo para garantir, a partir dos anos 30, extraordinário crescimento da IMP, 
dado que possibilitou: i) larga autonomia decisória empresarial, relegando os governos 
a meros receptores de renda; ii) garantia de condições de certeza para o futuro, 
precavendo-se contratualmente de revisões unilaterais dos termos da concessão; e iii) 
forte blindagem jurídica ao ingresso de novos entrantes. 
 
 Os consórcios ou associações (consortia) foram concebidos como principal 
instrumento de regulação das relações entre as empresas, em particular na fase 
estratégica e crucial de crescimento da produção de cru, que se iniciara após 1925. O 
primeiro consórcio, fundado em 1928, Iraq Petroleum Company (IPC), sucessora da 
Companhia Turca de Petróleo, reuniu as maiores petrolíferas americanas e européias e 
sua importância foi decisiva para o desenvolvimento da IMP: i) marcou o ingresso 
definitivo das empresas americanas no Oriente Médio; ii) foi referência para a formação 
de associações empresariais em outras regiões da indústria; e iii) consagrou a 
propriedade e o controle conjunto da gestão, como mecanismo de prevenção da 
competição6, antecipando a organização do cartel internacional. A Tabela 1-2 apresenta 
como foi repartido o controle da IPC. 
 
6 A função do consórcio era basicamente gerir conjuntamente a produção de óleo e sua distribuição pro 
rata entre os acionistas participantes. Os lucros eram mantidos num baixo nível, em função de práticas de 
preços de transferência menores que os do mercado. Para controlar o suprimento potencial de óleo, os 
membros do IPC assinaram o Acordo da Linha Vermelha, com regras auto-preventivas da competição 
pelo acesso a novas áreas de concessão. 
 20
Tabela 1-2 – Repartição Acionária da IPC 
Composição acionária da Companhia Iraquiana do Petróleo % 
Royal Dutch-Shell Co 23,75 
Anglo Iranian Oil Co,. Ltda. (Britânica) 23,75 
Compagnie Française Des Petroles 23,75 
Near East Development Co. (Representante das companhias americanas)* 23,75 
C. S. Gulbenkian (investidor) 5 
Total 100 
* Standard Oil of New Jersey e Socony-Vacuum Oil Co. (sucessora da Standard Oil of New 
York). 
Fonte: Federal Trade Commission (1952) e Al-Chalabi (1980). 
 
 A implementação das anteriores inovações culminou nos acordos negociados na 
reunião de Achnacarry (17/09/1928), que levaram à formalização do cartel, 
fortalecendo as posições consolidadas até o momento pelas majors através de um 
acordo de divisão dos mercados mundiais. 
 
 Os princípios gerais acordados em Achnacarry foram seguidos por três acordos 
(nos anos de 1930, 1932 e 1934) que, progressivamente, alocaram funções com 
objetivos muito específicos de controle para a operação internacional das empresas nos 
países consumidores, cobrindo os principais tópicos de funcionamento da indústria: i) 
fixação de quotas de produção; ii) ajustamentos para equilibrar o comércio de cru e de 
derivados; iii) fixação de preços e outras condições de venda; e iv) controle de 
condições dos novos entrantes na indústria (Penrose, 1968; Blair, 1978). 
 
 O acordo de Achnacarry iniciou a fase do reinado das “sete irmãs”, Na década 
de 30, o mercado mundial de petróleo estava compartilhado pelas sete maiores 
companhias petroleiras internacionais (majors): Standard Oil of New Jersey (Exxon), 
 21
Standard Oil of Califórnia (Chevron), Guf Oil Co., Texaco, Standard Oil of New York 
(Móbil), Royal Dutch-Shell e Anglo Iranian Oil Co. (BP), que juntas formaram joint 
ventures para a exploração de campos petrolíferos estrangeiros. 
 
 O cartel regulava a taxa de crescimento da oferta e exercia um forte controle 
sobre os preços7, possibilitando às majors: i) apropriar-se das rendas geradas no Lago 
Maracaibo (Venezuela) e no Golfo Pérsico; ii) evitar impactos sobre os preços, 
resultantes da queda de custos na produção de novas regiões petrolíferas; e iii) manter 
elevado fluxo de caixa das operações das empresas e, assim,obter os fundos requeridos 
para os grandes investimentos necessários ao incremento do produto na vertical da 
indústria. Em 1950, excluídos os países à época denominados socialistas, as majors 
controlavam 65% das reservas mundiais, mais de 50% da produção de óleo bruto e 
detinham a propriedade de 70 % da capacidade de refino e de cerca de dois terços da 
frota mundial de petroleiros, além dos mais importantes oleodutos (Penrose, 1968; 
Federal Trade Comission, 1952). 
 
 Após a Segunda Guerra Mundial, o consumo energético mundial, puxado pela 
reconstrução e modernização das economias européia e japonesa, cresceu a uma 
velocidade sem precedentes. Além disso, em 1949, o consumo dos Estados Unidos 
excede a oferta doméstica de petróleo. Entre 1950 e 1973, a produção de eletricidade foi 
multiplicada por 6, a de petróleo por 5,4 e a de gás natural por 6,3. Tais transformações 
apoiam-se na importação maciça de petróleo e, mais tarde de gás natural, por parte dos 
 
7 O cartel instaurou e implementou um sistema mundial que evoluiu de um preço de referência de base 
única (ponto de carga) para uma de base múltipla, em função da importância de origem do óleo suprido e 
da distância de transporte a ser percorrida para abastecimento dos mercados demandantes (ponto de 
descarga). O preço de referência inicial (1928-1943) tinha o óleo do Golfo de México como único ponto 
de base (Texas Gulf-Plus Pricing System); em seqüência (1943-1947), a cotação de referência incorporou 
 22
países em industrialização e/ou reconstrução no pós-guerra (YERGIN, 1990). Tal fato 
se deve sobretudo ao desenvolvimento econômico destes países, que trouxe no seu bojo 
o desenvolvimento da indústria automobilística na Europa, Japão e EUA; assim, o 
petróleo passava a fazer parte do way of life não apenas americano, mas também 
europeu e japonês. A partir do desenvolvimento do transporte por veículos automotores, 
o petróleo substitui o carvão como principal fonte de energia das economias nacionais. 
 
 O carvão havia servido como combustível central da Revolução Industrial, a 
partir da utilização da máquina a vapor e das ferrovias nos processos de industrialização 
do século XIX, em Reino Unido, EUA, Alemanha e, em menor escala França e Bélgica; 
mais tarde, o carvão serviu à difusão da eletricidade, a partir da geração de energia 
elétrica por usinas termoelétricas a carvão no século XX. Entretanto, após a Segunda 
Grande Guerra, os veículos automotores, cuja utilização já era crescente no decorrer do 
século XX, adicionaram-se às ferrovias como principais modos de transporte nestes 
diversos países, o que contribuiu para a parcial substituição das máquinas a vapor por 
motores de combustão interna; a dificuldade no transporte de carvão em larga escala 
conduziu à sua parcial substituição para uso industrial por caldeiras à queima de óleo 
combustível. 
 
 Então, para atender a crescente demanda mundial as Sete Irmãs concentram seus 
esforços principalmente nas bacias geológicas do Oriente Médio, onde eram 
responsáveis por 99% da produção de óleo bruto em 1950 (FEDERAL TRADE 
COMMISSION, 1952). A Tabela 1-3 mostra que, com o término da Segunda Guerra 
Mundial (1945), a produção de petróleo na Arábia Saudita disparou. 
 
o Golfo Pérsico como segundo ponto de base; enfim (1947-1959), à duplicação do ponto de base foi 
 23
Tabela 1-3 – Produção de Petróleo na Arábia Saudita – 1939/1950 
Ano Barris/dia Ano Barris/dia 
1939 11.000 1945 59.000 
1940 15.000 1946 165.000 
1941 12.000 1947 246.000 
1942 12.000 1948 290.000 
1943 13.000 1949 477.000 
1944 21.000 1950 547.000 
Fonte: Federal Trade Commission (1952) 
 
 Sob muitos aspectos, a Segunda Guerra Mundial marcara um ponto de inflexão 
no desenvolvimento da IMP. No pós-guerra verificou-se um declínio permanente do 
controle da indústria pelo cartel das 7 maiores corporações do petróleo, que se tornou 
evidente no final dos anos 50. 
 
1.1.4 O surgimento das Estatais Petrolíferas e Renegociações de Concessões 
 
 O desenvolvimento da IMP não se limitou ao campo exclusivo das grandes 
empresas petrolíferas internacionais. Nas três décadas seqüentes a 1920, o aprendizado 
sobre a importância da intervenção institucional para organizar e controlar 
racionalmente a expansão da indústria fazia escola no mundo. Vários países 
incorporaram nas suas agendas públicas o debate para se aprovisionar de petróleo ou, 
melhor, desenvolver a indústria de petróleo. Entre as inovações institucionais surgidas 
cabe registrar: 
 
agregada uma dupla cotação de distância de descarga. 
 24
• As participações acionárias diretas de governos, o governo britânico sendo o 
pioneiro com a aquisição majoritária das ações da Anglo-Persian Company, em 
1914; 
• A criação de empresas estatais, tais como a de Yacimientos Petrolíferos Fscales-
YPF na Argentina (1922), a Compagnie Française des Pétroles-CPF na França 
(1924), a YPB (Bolívia), em 1937, e a ENAP (Chile), em 1946 (FEDERAL 
TRADE COMMISSION, 1952). 
• A regulação da indústria do petróleo em vários países, a exemplo do caso 
americano, sob a administração do New Deal de Franklin D. Roosevelt, para 
controlar a produção interna e a importação de petróleo, visando sustentar a 
estabilidade dos preços; 
• As novas condições contratuais reivindicadas por países produtores na outorga 
de concessões. 
 
 Não interessava às multinacionais a realização de investimentos de riscos em 
países com pouca atratividade. O lucro na atividade de petróleo no mundo estava na 
transformação do óleo barato do Oriente Médio em refinarias dos países ricos, e seu 
manuseio até as distribuidoras dos países importadores de derivados, que pagavam 
preços considerados elevados por esses produtos. Por conseguinte, a associação deste 
contexto com a necessidade dos países em assegurar a suficiência de petróleo em seus 
territórios formaram a base para o processo de nacionalização do setor de petróleo em 
diversos países no mundo. 
 
 No período após a 2ª Guerra, estava já bastante claro o papel geopolítico da 
indústria de petróleo, e seu grande potencial para ser o carro-chefe do processo de 
 25
desenvolvimento produtivo dos países industrializados retardatários. Desde então houve 
uma política mais firme destes países na negociação de contratos de concessão, e se deu 
o surgimento das grandes estatais de petróleo. Este período foi marcado por eventos 
fundamentais para a configuração da indústria de petróleo atual: a nacionalização do 
petróleo mexicano em 1938; a renegociação dos contratos de concessão na Venezuela; 
o retorno do petróleo russo ao mercado europeu na década de 50; o início da 
internacionalização das grandes companhias independentes americanas, minors, na 
década de 60; a negociação de acordos mais favoráveis para os países exportadores por 
parte de estatais européias, notadamente a italiana Ente Nazionale Idrocarburi-ENI8, 
desestabilizando as regras contratuais estabelecidas pelas grandes empresas do cartel da 
IMP nas concessões do Oriente Médio; a deposição do xá Reza Pahlevi; a Revolução 
Islâmica no Irã, resultando na a renegociação dos contratos de concessão neste país; o 
surgimento de novos produtores, como Nigéria e Indonésia; e a criação das maiores 
estatais de petróleo, como a Petróleos de Venezuela e a Petrobras (Brasil). 
 
 No Irã, a partir de 1951, deu-se a mais grave crise até então vista devido à 
política de estatização do Primeiro Ministro Mossadegh que nacionalizou os poços da 
British Petroleum. A CIA atuando em conjunto com MI-6, o serviço secreto inglês, 
numaoperação conjunta desencadeada em 1953, conseguiu reverter à situação. O 
nacionalista Mossadegh foi deposto e preso pelos que apoiavam o Xá Reza Pahlevi. 
Com o sucesso do golpe dos anglo-saxãos o Xá colaboracionista foi novamente 
entronado. Mesmo tendo fracassado naquela ocasião, a posição nacionalista de 
Mossadegh serviu de exemplo. Ela foi o ponto de partida para uma série de 
 
8 A estatal italiana ENI, que em 1957, implementou com o Irã o acordo de 75/25 (75% dos lucros para Irã 
e 25% para ENI) rompendo com o valioso acordo fifty-fifty adotado pelo cartel (YERGIN, 1990). 
 
 26
enfrentamentos que se seguiram entre os estados-nacionais do Oriente Médio, que 
começavam a se fortalecer contra o poder das Sete Irmãs. 
 
 Gradativamente, no transcorrer da década dos 50 e 60, as empresas foram vendo 
diminuir suas regalias, sendo obrigadas a aceitar o Pacto dos Cinqüenta mais Cinqüenta 
(fiffty-fiffty)9, que tornava os estados-nacionais árabes e iranianos sócios iguais delas. 
 
 Outra crise deu-se por motivos não ligados diretamente ao petróleo. Aconteceu 
em 1956, ano em que o presidente do Egito, Gamal Nasser, nacionalizou o Canal de 
Suez, de enorme importância estratégica para o negócio petroleiro, passagem que até 
então estava em mãos de uma companhia anglo-francesa formada nos tempos 
colonialistas. 
 
 Devido à intervenção militar de tropas inglesas e francesas, apoiadas ainda por 
uma ofensiva israelense sobre o Sinai, ocorreu em represália um boicote do 
fornecimento do petróleo por parte do mundo árabe. Situação que rapidamente foi 
contornada pelos Estados Unidos e pela URSS que, não aceitando aquela última 
aventura do colonialismo europeu, exigiram que a ocupação do Suez cessasse 
imediatamente. 
 
 Entretanto, teve importância mais decisiva a criação da Organização dos Países 
Exportadores de Petróleo (OPEP) em 1960, em resposta à decisão das majors que 
decidiram unilateralmente reduzir em aproximadamente 7% o preço pago pelo petróleo 
 
9 Os Estados produtores e as companhias internacionais passaram a incorporar nos contratos de concessão 
a política do ‘fifty-fifty’, pela qual haveria uma distribuição igualitária dos resultados auferidos com a 
produção petrolífera entre as partes. O modelo do fifty-fifty foi primeiramente adotado pela Venezuela e, 
 27
bruto do Oriente Médio. Os cinco países fundadores - Arábia Saudita, Venezuela, 
Kuwait, Iraque e Irã – eram responsáveis por mais de 80% das exportações mundiais de 
petróleo bruto (YERGIN, 1990). Logo, mais países se associam a organização: Catar 
(1961); Indonésia (1962); Líbia (1962); Emirados Árabes (1967); Argélia (1969); 
Nigéria (1971); Equador (1973–1992); e Gabão (1975–1994) (OPEC, 2005). 
 
 Esses eventos traduziam um potencial dinâmico decisivo para a evolução 
subseqüente da IMP, na medida em que a dinâmica da indústria petrolífera caminhava, 
nas décadas de 50 e de 60, na direção de mercado comprador: no período 1950/1974, o 
petróleo tornou-se o energético dominante na estrutura energética mundial com um 
crescimento médio da demanda de seus derivados de 9,55 % a.a. (Furtado, 1985). 
 
 A estatização das empresas petrolíferas dos países da OPEP e o primeiro choque 
de preços de petróleo em 1973 foram o ponto drástico de mudança de estrutura da 
indústria. Verificou-se um inconteste declínio do controle da indústria pelas “sete 
irmãs” (as majors), pois, a partir deste evento, a indústria de petróleo passou a 
apresentar uma crescente característica de desintegração, tanto no nível horizontal 
quanto vertical, com as sete majors não tendo mais acesso às melhores jazidas do 
mundo, como resultado da “expulsão” das majors da área da OPEP. Isso significava 
significava a transferência de parte do poder10 de mercado das majors para a OPEP. 
 
 
alguns anos mais tarde, pela Arábia Saudita, tornando-se um ‘divisor de águas’ para os países produtores 
de petróleo. 
10 Apesar das majors terem perdido acesso às melhores jazidas do mundo, permaneciam com o controle 
de boa parte do refino e da comercialização de derivados. Além disso, a própria expertise técnica em 
E&P ainda permanecia com as majors. 
 28
 Em 1975, as companhias petroleiras internacionais não mais controlavam as 
atividades de exploração e produção de petróleo, o que reduziu consideravelmente o seu 
peso no mercado mundial do petróleo, como pode ser observado na Tabela 1-4. 
Tabela 1-4 – O Peso do Cartel das Sete Irmãs no Mercado Internacional do Petróleo (%) 
 1950 1957 1970 1980 
Cartel das sete irmãs 98,2 89,0 68,9 30,0 
Outras companhias internacionais 1,8 11,0 31,1 70,0 
Total 100 100 100 100 
Fonte: Percebois (1989) apud Baddour (1997). 
 
1.1.5 Os Choques Petrolíferos 
 
 O primeiro choque de petróleo teve motivações de naturezas política e 
econômica. Em 1973, Síria e Egito fizeram um ataque “surpresa” a Israel durante o 
feriado judaico de Yom Kippur, o Dia do Perdão, tendo Israel respondido violentamente 
ao ataque. Em outubro de 1973, quando a guerra eclodiu entre Israel, Egito e Síria, os 
países exportadores do Oriente Médio, reunidos em Genebra (Suíça), elevaram 
unilateralmente o preço do barril do tipo Arabian Light de 2,99 dólares para 4,12 
dólares. Nos dias que se seguiram ao início da Guerra do Yom Kippur, a OPEP decidiu 
embargar as exportações destinadas aos aliados de Israel, a saber EUA e Holanda. Dois 
meses mais tarde (dezembro de 1973), houve nova alta dos preços de referência, para 
11,65 dólares. Esta seqüência de eventos políticos é muitas vezes apresentada como a 
razão por detrás do primeiro choque de petróleo. Entretanto, foi apenas um fator de 
incentivo para o choque da OPEP naquele momento. Na verdade os choques se deram 
principalmente por fatores de natureza econômica: os países grande-exportadores da 
OPEP haviam percebido a crescente perda de renda petrolífera, que estavam cedendo ao 
 29
Ocidente em um ambiente de baixos preços de petróleo, principalmente renda de 
raridade, pois este é um recurso não-renovável que se constitui na única vantagem 
comparativa dos países da OPEP. De fato, a desvalorização do dólar americano e a 
inflação mundial dos anos anteriores ao choque vinham reduzindo, em termos reais, o 
valor do barril de petróleo, reduzindo a renda real dos países exportadores de petróleo, 
que já era baixíssima na média por barril exportado, vis-a-vis o valor real do produto, 
quando considerada sua importância estratégica e não-renovabilidade (MARTIN, 
1992). 
 
 A crise serviu para chamar a atenção sobre a fragilidade da posição dos países 
consumidores em relação à oferta de petróleo, uma vez que suas próprias empresas de 
petróleo, operantes nos países da OPEP, foram obrigadas a acatar as determinações dos 
governos árabes em respeito ao destino de seus carregamentos de petróleo. 
 
 No período após o primeiro choque do petróleo, os preços oficiais da OPEP 
continuaram sua tendência de alta. Os membros da OPEP perceberam que, pelo menos 
no curto prazo, em função da percepção dos riscos de fornecimento, os consumidores 
estavam dispostos a pagar preços naqueles patamares para evitar desabastecimento. Por 
isso, a OPEP persistiu com aumentos nos preços oficiais. Em dezembro de 1976, seu 
valor foi unilateralmente ajustado para US$ 12,70 / bbl, vigente a partir do início do ano 
seguinte, e para US$ 13,30 / bbl a partir de julho de 1977. Em dezembro de 1978, o 
preço foi outra vez elevado para US$ 13,54 / bbl, vigente durante a maior parte de 1979 
(DOE, 2004). Essas oscilações podem ser verificadas na Figura 1-1. 
 
 30
 
Figura 1-1–Preço do Petroleo e Produção: 1965 – 2004 (Jean-Marie Martin – X Congresso 
Brasileiro de Energia)11Contudo, segundo Evans (1986), a OPEP não estava em posição de evitar a 
deterioração dos preços do petróleo após o choque de 1973. Assim, numa situação de 
demanda decrescente (como de fato se evidenciou), os membros da Organização não 
teriam regras de regulação de suas produções que dessem estabilidade aos preços. Não 
obstante esse movimento incessante de revisões crescentes dos preços oficiais 
nominais, o preço real do petróleo (ajustado pela inflação dos países consumidores) 
estava, às vésperas da Revolução Iraniana, 10% abaixo dos valores observados em 1974 
(Evans, 1986), os quais, por si só, entretanto, já representavam o prefácio de uma 
mudança no comportamento da demanda mundial. 
 
 
11 $(2002)/b: Os valores do preço do petróleo tomam como referência o dólar americano do ano de 2002. 
Os valores correntes do preço do petróleo no período anterior ao choque situavam-se na faixa de 
US$1/barril, os quais corrigidos para valores de 2002 assumem o valor de US$10/barril, como 
representado na figura. 
 31
 Com a perda da capacidade de negociação das empresas de petróleo, estas eram 
forçadas a transmitir a elevação de seus gastos com a tributação do petróleo ao longo da 
cadeia da indústria – até o consumidor, portanto – para proteger suas margens de lucro. 
Considerando que detinham elevada participação nos mercados consumidores, este 
repasse não foi problema. 
 
 Em fevereiro de 1979, a deposição do Xá do Irã pela revolução islâmica põe fim 
ao Consórcio Iraniano de Petróleo, retirando temporariamente 6 milhões de barris/dia 
dos mercados mundiais. Neste mesmo mês, os preços oficiais da OPEP foram 
reajustados para US$ 14,55 / bbl. Apesar do aumento da produção da Arábia Saudita 
em 2 MM bpd para compensar o desaparecimento do petróleo iraniano do mercado, 
compras de petróleo para a formação de estoques elevaram seus preços no mercado 
spot
12
 para US$ 40,00 / bbl. Em junho de 1979, o preço oficial foi elevado para US$ 
18,00 / bbl. No ano seguinte, o preço do petróleo segue uma trajetória ascendente, 
atingindo em agosto de 1980, o valor de US$ 30,00/barril (TAVERNE, 1999; 
MINADEO, 2002). 
 
 A desestabilização do mercado com a perda da produção iraniana foi limitada 
apenas parcialmente pela entrada em produção de capacidades ociosas na OPEP. 
Segundo Evans (1986), o eventual retorno do Irã ao mercado de petróleo restabeleceu o 
balanço entre oferta e demanda para consumo, mas em pouco contribuiu para diminuir 
as incertezas acerca da política petrolífera do novo regime do país, e elevados prêmios 
sobre o preço do petróleo continuaram a ser pagos na medida em que importadores 
ainda tentavam maximizar seus estoques com o objetivo de limitar sua exposição para o 
 32
caso de uma possível deterioração do cenário geopolítico que comprometesse a oferta 
do petróleo. 
 
 Com o início das hostilidades da Guerra Irã-Iraque, em 1980, e o 
desaparecimento de 4 MM bpd de capacidade do mercado, os preços spot atingiram 
US$ 41,00 / bbl. Em dezembro, o preço oficial da OPEP foi definido em US$ 32,00 / 
bbl. Entretanto, a decisão de se aumentar outra vez os preços oficiais, desta vez para 
US$ 36,00 / bbl, marcou uma cisão temporária entre os membros da OPEP, com a 
Arábia Saudita decidindo permanecer a vender seu petróleo a US$ 32,00 / bbl, 
cautelosa acerca dos efeitos deste preço sobre a economia mundial e o consumo de 
petróleo (Al-Chalabi, 2003). Sob pressões internas e externas, o país se realinhou com 
os demais, os quais concordaram com um preço oficial de US$ 34,00 / bbl em outubro 
de 1981. 
 
 Os choques de petróleo foram responsáveis pela maior mudança de padrão 
estratégico observada na história da indústria de petróleo: dos choques resultou o início 
da competição das grandes majors internacionais pelas reservas de petróleo no planeta, 
com estas objetivando fincar posições estratégicas em todas as áreas de jazidas 
representativas. Os choques acabaram por forçar uma descentralização da produção 
(aumento da participação de países não-membros da OPEP), em razão de uma nova 
visão dos países grandes importadores de petróleo sobre a importância deste, que 
colocava em um patamar muito mais alto de relevância a substituição de petróleo 
importado por petróleo nacional. Além disso, os choques desencadearam uma mudança 
na estrutura de consumo energético mundial: uma busca constante de substituição dos 
 
12 Mercado spot é a cotação de curto prazo e flutuante, em contraste com as cotações acordadas em 
 33
derivados de petróleo por outras fontes de energia, sobretudo eletricidade, gás natural e 
fontes renováveis, incluindo-se aí programa do Banco Mundial de fomento a 
investimentos nestas indústrias (durante a gestão de Robert McNamara a frente desta 
instituição), e um aumento da carga tributária das atividades relacionadas à cadeia 
petrolífera. A ação destes fatores reduziu a competitividade dos derivados de petróleo 
vis-à-vis a outras fontes energéticas. 
 
 Pode-se argumentar que os dois choques foram bastante dramáticos pela drástica 
virada da economia mundial a partir do início da década de 80: dos aumentos do preço 
do barril do cru decorreram enormes déficits na balança corrente dos países mais 
dependentes de petróleo, sendo este um dos principais fatores responsáveis pelo choque 
de juros do Banco Central americano, no enxugamento da liquidez internacional de 
capital nos anos 80, na crise da dívida na América Latina, no caótico ambiente 
estagflacionário da “década perdida” e no fortalecimento do paradigma teórico liberal 
sobre o papel da intervenção econômica do Estado. 
 
1.1.6 O período do Pós-Choque 
 
 A década de 80 foi caracterizada pelo declínio da força da OPEP como 
formadora de preços. De 1979 a 1982, a OPEP teve 12 MM bpd de sua produção 
desalojada do mercado (BP, 2004), oriunda de múltiplos fatores, tais como: diminuição 
do consumo com a desaceleração econômica, políticas de eficiência energética e fontes 
alternativas, competição da produção não-OPEP e diminuição dos estoques das 
petrolíferas (Evans,1986). 
 
contratos de fornecimento de médio e longo prazos. 
 34
 
 A demanda pelo petróleo da OPEP continuou declinante depois de 1982, na 
medida em que a produção não-OPEP aumentava num mercado de demanda estática. O 
alto preço do petróleo torna possível a abertura de novas fronteiras de exploração, em 
especial no mar e em regiões de custos de produção mais elevados, como, por exemplo, 
os campos do Mar do Norte, do Alasca e de outras áreas nos países em 
desenvolvimento, como o Brasil (BNDES, 1998). O crescente direcionamento às 
atividades E&P offshore (em lâmina d´água) pelas major companies foi certamente o 
mais importante resultado dos choques de petróleo. Os choques marcaram assim a mais 
drástica reorientação de pesquisa e desenvolvimento já ocorrida nesta indústria. 
 
 Segundo Evans (1986), medidas de conservação de energia desempenharam um 
papel mais importante do que a redução do consumo induzido por recessão na dinâmica 
da demanda global por petróleo. 
 
 O efeito combinado da queda na demanda e da entrada de novos competidores 
foi considerável, especialmente porque ocorreu em um período relativamente curto de 
tempo. Com isso, a produção oficial da OPEP atingiu o mínimo histórico de 16 MM 
bpd em 1985. Segundo Clô (2000), 60% desta queda pode ser atribuída à queda na 
demanda por petróleo (incluindo a variação de estoques), e 40% ao aumento da 
produção não-OPEP. 
 
 A OPEP tornava-se oficialmente o produtor residual do mercado. O sistema 
implicava que,no contexto de aumento da oferta fora da Organização e de declínio da 
demanda mundial por petróleo, a participação de mercado da OPEP iria inevitavelmente 
 35
reduzir-se. Com a Arábia Saudita arcando com a maior parte desta responsabilidade, 
criou-se uma situação em que 12 membros (então eram 13 no total) produziam ao limite 
de suas cotas e a Arábia Saudita respondia pelos ajustes da produção da Organização à 
demanda global, diminuindo sua participação no mercado mais que proporcionalmente 
à redução da OPEP. 
 
 Com a natureza residual da produção da OPEP preenchendo o espaço entre a 
demanda declinante por petróleo e a oferta crescente não-OPEP, a manutenção dos 
preços oficiais em patamares elevados causava dois efeitos: incentivava a entrada de 
novas empresas com custos mais altos de produção e permitia que as mesmas (na 
condição de tomadoras de preços) colocassem todo o volume de petróleo que 
conseguissem produzir no mercado. Isto sem que tivessem que incorrer nos custos de 
pertencerem a uma organização que operava, então, por meio de restrições à produção. 
 
 Em 1985, o volume de produção da OPEP era um indicativo de que a 
Organização estava pagando caro pela manutenção dos preços acima do patamar 
competitivo. Em menos de cinco anos, a produção total da Organização caíra de 31 MM 
bpd para cerca de metade deste volume, uma conjuntura de difícil sustentação (Chalabi, 
2003). Conseqüentemente, a situação fugiu ao controle da OPEP quando a Arábia 
Saudita decidiu abandonar a venda de petróleo a preços fixos, de acordo com o sistema 
de cotas de 1983, e adotou em seu lugar a precificação orientada pelo mercado, ou de 
valor netback, o qual obtinha o valor do petróleo pela diferença entre os preços dos 
derivados nos principais mercados consumidores e os custos de refino, transporte e 
contratuais. Como resultado, a produção do país começou a subir vertiginosamente, e, 
 36
no início de 1986, no mercado de petróleo imperava a competição por participação de 
mercado. 
 
 A estratégia da Arábia Saudita gerou um colapso dos preços do petróleo, 
classificado na literatura como o Contra-Choque de 1986. O preço do petróleo sofreu 
vertiginosa queda de vinte Dólares em apenas dois meses, com o Arab Light sendo 
vendido por menos de US$ 8 / bbl em julho (e algumas cargas atingindo o mínimo de 
US$ 6 / bbl). A situação acarretou num amontoamento de pressão sobre a Arábia 
Saudita para que o país abandonasse sua recusa ao sistema de cotas. Um amplo grupo 
de pressão era formado por países da OPEP e também pelos EUA, onde produtores de 
alto custo foram forçados a parar a produção de seus campos. Investimentos em zonas 
de elevado custo de desenvolvimento fora dos EUA, como o Mar do Norte, também 
foram seriamente ameaçados pela queda nos preços, mas a maior parte da produção 
não-OPEP não foi afetada, fazendo com que as receitas de exportação de petróleo da 
OPEP não pudessem compensar a queda nos preços com um aumento dos volumes 
(DOE, 2004). Este movimento fez com que a Arábia Saudita acabasse cedendo e 
concordasse com a readoção do sistema de cotas, porém vendendo seu petróleo ao 
preço oficial de US$ 18 / bbl. 
 
 A década de 80, além de ser marcada pela realocação geográfica dos 
investimentos em novas áreas de produção petrolífera, foi também um período de 
aquisições das companhias internacionais. Após a nacionalização dos países do Oriente 
Médio, as majors não possuíam mais reservas de petróleo a preços baixos para 
garantirem o abastecimento de suas refinarias e de seus mercados consumidores, tendo, 
portanto, que se reestruturarem. Assim sendo, a indústria do petróleo passa por um 
 37
período de megafusões, aquisições e parceria. As grandes empresas que preservam sua 
proeminência passam a mantê-la através do volume de suas vendas e da sua capacidade 
de refino (MARTIN, 1990). Este aumento do nível de concentração industrial foi 
resultante da diminuição do valor acionário de grande parte das companhias de petróleo 
(CONN e WHITE, 2004). 
 
 Passou assim a haver um grande excedente nas quantidades vendidas no 
downstream, com relação àquelas vendidas a nível E&P. Entretanto, o inverso deste 
fato é o que se dá no caso das estatais dos países grandes produtores. A indústria de 
petróleo pode deste ponto de vista ser dividida em dois grupos: de um lado as 
companhias dos principais países da OPEP na oferta de óleo cru; no outro, as majors 
privadas que têm maior controle sobre o mercado final de derivados, apesar de seus 
market shares individuais serem menores após os choques. Ambos os lados estão 
relativamente distantes da situação de equilíbrio entre produção de óleo/venda de 
derivados. 
 38
 
Tabela 1-5 – Principais aquisições e fusões na indústria petrolífera entre 1997 e 2005 
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 
BP 
Amoco 
BP Amoco BP Amoco 
Arco Arco Arco 
Castrol Castrol Castrol 
BP BP 
Veba Veba Veba Veba Veba 
BP 
TNK TNK TNK TNK TNK TNK 
BP BP BP 
Móbil Móbil 
Exxon Exxon 
Exxon 
Mobil 
Exxon 
Mobil 
Exxon 
Móbil 
Exxon 
Mobil 
Exxon 
Mobil 
Exxon 
Mobil 
Exxon 
Móbil 
PQS PQS PQS PQS PQS 
Shell Shell Shell Shell Shell 
Enterprise Enterprise Enterprise Enterprise Enterprise 
DEA DEA DEA DEA DEA 
Shell Shell Shell Shell 
Tosco Tosco Tosco Tosco 
Phillips Phillips Phillips Phillips 
Phillips 
Tosco 
Conoco Conoco Conoco Conoco Conoco 
Conoco 
Phillips 
Conoco 
Phillips 
Conoco 
Phillips 
Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil 
Conoco 
Phillips 
Total Total 
Fina Fina 
TotalFina 
Elf Elf Elf 
TotalFina 
Elf 
TotalFina 
Elf 
TotalFina 
Elf 
Total Total Total 
Chevron Chevron Chevron Chevron 
Texaco Texaco Texaco Texaco 
Chevron 
Texaco 
Chevron 
Texaco 
Chevron 
Texaco 
Chevron 
Texaco 
Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal 
Chevron 
Eni Eni Eni Eni 
Lasmo Lasmo Lasmo Lasmo 
Eni Eni Eni Eni Eni 
Fonte: PETROBRAS (2005). 
 
 39
 A formação do preço passou a ser regida pela determinação em bolsas de 
mercadorias. A relativa substituição das relações contratuais de longo termo por 
contratos de prazos menores, a reestruturação das grandes companhias e um aumento 
no número de agentes na indústria passaram a causar absoluta imprevisibilidade e 
volatilidade nos preços, resultado de um ambiente altamente incerto. O nível de 
informação disponível no mercado se elevou, assim como sua transparência e 
eficiência. A combinação de globalização física e econômica dos mercados ajudou a 
acentuar a instabilidade de preços, sobretudo em períodos de exceção, como guerras. 
Qualquer evento extraordinário e de razoável relevância que ocorra em uma refinaria no 
Texas ou em uma plataforma no Mar do Norte tende a impactar, em tempo real, toda a 
estrutura de preços mundial. 
 
 Durante a década de 90, o preço do petróleo manteve uma trajetória de 
estabilidade mantendo-se, com algumas exceções, na faixa de US$ 15 - 20 /bbl, com 
exceção do período referente ao conflito no Golfo Pérsico, em 1990, quando foram 
retirados do mercado 4 milhões barris/dia produzidos pelo Kuwait e Iraque e o preço do 
petróleo (Árabe Leve) em US$ 40 / bbl (BP, 2006). Porém, com a suspensão das cotas 
de produção dos países da OPEP para compensar a saída do Iraque no mercado e com o 
fim das hostilidades em 1991, os preços do petróleo declinaram novamente. 
 
 No ambiente empresarial petrolífero da década de 90, as alianças estratégicas 
evoluíram para cobrir todos os ramos da cadeia. O segmento que alavancou mais 
perspectivas nesse sentido foi o de E&P, na medida em que o incremento das reservas 
provadas, sobretudo para exploração offshore, também trouxe incremento nas reservas 
de gás natural. Esta foi a década de ápice da onda de fusões e aquisições, tendo dado 
 40
origem às super-majors conforme são conhecidas hoje: conforme já mencionado, 
British Petroleum Amoco, Chevron Texaco, Total FinaElf e Exxon Mobil surgiram 
neste período pela união de majors anteriores. A razão preponderante desta união é o 
fato de as empresas buscarem aumentar suas escalas e horizontes de produção no futuro 
mais imediato, sem incorrer em custos de aumentados esforços exploratórios. Este 
contínuo aumento da produção de petróleo em razão do maior número de regiões 
produtoras contribuiu decisivamente para a já citada “comoditização” do petróleo. 
 
 Os enormes esforços exploratórios no período pós-choque elevaram as reservas 
provadas mundiais em 58,76% no período 1980-2002, chegando a uma relação 
reservas/produção de 40,6 anos em 2002 (BP, 2006). Cabe destacar o contínuo aumento 
da participação do óleo offshore no total, e uma melhor distribuição geográfica do 
esforço exploratório, reduzindo o direcionamento deste esforço para os países da OPEP. 
Tal mudança de padrão da atividade de E&P foi bem-sucedida em maior parte pela 
política energética dos países maiores demandantes de petróleo e pelas estratégias das 
empresas petrolíferas. Entretanto, cabe ressaltar que, em números absolutos, a área da 
OPEP continua de longe superior no que tange à abundância de reservas provadas e à 
competitividade via eficiência de custos, auferindo os maiores montantes da renda 
diferencial petrolífera mundial (BOUSSENA, 1994). 
 
 41
1.2 As Condições de Base da Indústria Petrolífera Atual 
 
 Atualmente o setor de petróleo movimenta trilhões de dólares anualmente, ao redor do 
mundo, sendo o petróleo a principal fonte de energia. O petróleo é responsável por 36% do uso 
final de energia primária no mundo. Além disso, o petróleo é importante fonte de matéria-prima 
para a indústria de maneira geral (BP, 2006). 
 
 A estrutura do setor se inicia nas jazidas indo até os consumidores. Desta forma, na 
ponta inicial da cadeia – a da matéria-prima -, encontram-se o petróleo e o gás natural 
(produzidos em conjunto durante a extração do petróleo). Na ponta final da cadeia estão os 
consumidores, que recebem os produtos derivados do petróleo (gasolina, óleo diesel, óleo 
combustível, plásticos, e outros derivados). 
 
 Esta cadeia está dividida em dois tipos de atividades: upstream (exploração e produção) 
e downstream (refino, transporte, distribuição e comercialização). A Figura 1-2 mostra de 
forma esquemática os negócios relacionados ao petróleo. Uma característica deste setor é a 
integração das empresas13, atuantes em vários pontos da cadeia. 
 
 
13 È importante mencionar que há algumas empresas importantes, como a Valero, que atuam em um 
único ramo da cadeia. 
 42
 
 
Figura 1-2–Cadeia Produtiva do Petróleo (Elaboração própria) 
 
• ATIVIDADES UPSTREAM 
o Exploração14 – Atividade de prospecção de áreas em busca de jazidas de 
hidrocarbonetos. 
o Produção – Atividade de extração e separação15 do óleo bruto existente na 
jazida. 
 
14 Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige a maior parte de investimentos no processo 
prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de diversas camadas do subsolo, 
visando identificar aqueles parâmetros anteriormente citados que indicam a condição de acumulação de 
petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se detalha com certeza absoluta, mas 
com parâmetros bastante confiáveis quanto a existência, que posteriormente terá a relação custo/beneficio 
avaliada para exploração. 
 43
• ATIVIDADES DOWSTREAM 
o Transporte – O óleo bruto extraído deve ser transportado para as unidades de 
refino. Este transporte é feito por oleodutos, até as refinarias ou terminais 
marítimos, onde é embarcado em petroleiros. 
o Refino – No estado bruto, o petróleo não tem aplicação comercial, sendo 
necessário beneficiá-lo para obtenção de produtos utilizáveis. Portanto, refino é a 
separação do mineral bruto em frações desejadas, para posterior processamento e 
transformação em produtos de maior valor agregado. 
o Transporte (derivados) – os derivados de petróleo produzidos nas refinarias 
são enviados para bases de distribuição. São utilizados diversos modais de 
transporte nesta etapa, como oleodutos, ferrovia, rodovia e navegação (tanto de 
longo curso, quanto hidrovias e cabotagem). Alguns derivados podem ser 
enviados diretamente aos locais de consumo – comum nos insumos 
petroquímicos enviados às centrais petroquímicas. 
o Distribuição – Nessa etapa os derivados são entregues até os consumidores ou 
local de abastecimento, como postos de combustíveis. Os derivados são 
transportados dos centros produtores (refinaria ou petroquímica) para bases de 
armazenamento (distribuidoras), podendo estas últimas ser primárias – atendidas 
diretamente pelo produtor, sem intermediários – ou secundárias, assim 
consideradas as mais distantes do produtor, havendo a necessidade de 
intermediários e outras conexões até o destino final. 
o Comercialização – Das bases de distribuição, os derivados seguem para grandes 
consumidores, atacadistas e, principalmente, postos revendedores, que podem 
 
15 Durante a fase produtiva de um campo de petróleo, além da prospecção de óleo, ocorre a prospecção de 
água, gás e sedimentos contidos no reservatório. Tendo em vista que o interesse é relativo apenas à 
produção de óleo e gás, e que a presença de outras substâncias pode influir negativamente em diversos 
 44
estar ligados a alguma bandeira ou ter “bandeira branca”, podendo ser 
abastecidos por qualquer distribuidora. Até o final de 2004, dos 33.620 postos 
cadastrados na ANP 16% possuíam bandeira da BR, 12% da Ipiranga, 7% da 
Texaco, 6% da Shell, 6% da Esso, 14% de outras distribuidoras e 36% eram 
“bandeira branca” (ANP, 2005). 
 
 Conforme visto anteriormente, o petróleo dá origem a dezena de derivados com uso 
diversificado. Esses usos podem ser energéticos – combustível para transporte, indústria e 
residências – e não energéticos – asfalto, lubrificantes, plásticos e solventes. Uma utilização 
utilizada entre os derivados é feita pela cor: “claros” (gasolina e querosene), que são mais leves 
e normalmente de maior valor que os “escuros” (óleo combustível). 
 
 
aspectos, tais como transporte e segurança operacional, faz-se necessário um processamento primário in 
loco, isto é na própria unidade de produção, seja ela terrestre ou marítima. 
 45
 As principais utilizações dos derivados de petróleo são demonstradas na Tabela 1-6: 
Tabela 1-6 – Utilizações dos principais derivados do petróleo 
Tipo Derivado Principal Uso 
Gasolina 
Óleo diesel 
Combustível automotivo 
Óleo combustível 
Industrial, naval, geração de 
eletricidade 
Gás Liquefeito de Petróleo 
(GLP) 
Cocção 
Querosene de Aviação Combustível aeronáutico 
Combustíveis 
Querosene Iluminante Iluminação 
Nafta 
Matéria prima da indústria 
petroquímica 
Insumos Petroquímicos 
Propeno (de refinaria) 
Matéria prima do polipropileno 
(para fabricação de plásticos) e 
acrilatos (usado em tintas) 
Óleos Lubrificantes Lubrificação de maquinas e motores 
Parafina Velas, indústria alimentícia Outros 
Asfalto Pavimentação 
Fonte: CARDOSO (2005). 
 
1.2.1 A Estrutura de Oferta de Petróleo 
 
 Com uma produção mundial, em 2005, de aproximadamente de 3.837 de 
milhões de tEP, o petróleo continua sendo a principal fonte de energia, representando, 
atualmente 36,4% do consumo total de energia primária do mundo conforme observado 
na tabela. Estes dados confirmam a importância do petróleo no balanço energético 
mundial. 
 46
Tabela 1-7 – Consumo mundial de energia primária por combustível(2005) 
Fonte de Energia Consumo* % 
Petróleo 3.836,8 36.41% 
Gás Natural 2.474,7 23.49% 
Carvão 2.929,8 27.80% 
Energia Nuclear 627,2 5.95% 
Hidroeletricidade 668,7 6.35% 
Total 10537,1 100% 
* Bilhões de toneladas de petróleo equivalente 
Fonte: BP (2006) 
 
A questão das Reservas Mundiais de Petróleo 
 
 Quando se analisa a estrutura de oferta de petróleo, é importante que se tenha 
uma avaliação mais clara das quantidades de petróleo disponíveis para produção, bem 
como daquelas que são esperadas para produção através do desenvolvimento dos 
campos, avanços tecnológicos, novas descobertas, extensões, etc. Nesse sentido, é 
muito importante o entendimento dos conceitos de classificação de reservas, como 
ferramenta de conhecimento dos recursos já descobertos e daqueles que se espera 
descobrir. 
 
 A indústria do petróleo utiliza o diagrama de McKelvey16 (Figura 1-3) para a 
análise das restrições de ordem econômica e tecnológica na definição das reservas e dos 
 
16 A distinção entre reservas e recursos propostas por McKelvey, em seu diagrama, colocava recursos 
como toda a quantidade de petróleo conhecida, somada a todo volume que já foi produzido e o que ainda 
resta a ser descoberto. Reserva seria um sub-grupo dentro de Recursos e seriam aqueles descobertos, 
recuperáveis, comerciais sob as condições econômicas determinadas e restantes nas acumulações. 
 47
recursos petrolíferos17. Porém, não existe uniformidade de critérios sobre definição, 
classificação e métodos de estimativas de reservas petrolíferas, é comum as empresas 
de petróleo estabelecerem critérios e normas próprias de modo a garantir uniformidade 
nas suas estimativas e na adequação ao planejamento e gerenciamento da empresa. 
 
 Devido a inúmeras limitações (definição de volumes, estudos de viabilidade 
técnico-econômica, comparação entre reservas de empresas e países) se tornou 
necessário à elaboração de um sistema único de classificação destes recursos. 
Atualmente as empresas tendem a se basear nos critérios do código internacional da 
SPE (Society of Petroleum Engineers) e do WPC (World Petroleum Congresses), de 
modo que as suas reservas possam ser reconhecidas por instituições internacionais e 
comparadas com as de outras empresas e países (THOMAS, 2001). 
 
17 Reserva é o volume de petróleo, de reservatórios conhecidos, conforme análise dos dados de geologia e 
engenharia, sob condições econômicas, regulamentares e com métodos de operação vigentes na época da 
avaliação. Por recursos entende todos os demais volumes que não se enquadram como reservas. (Thomas, 
2001). 
 48
 
Figura 1-3–Diagrama de McKelvey (Ross, 1998). 
 
 Em 1997 a SPE/WPC aprovaram um conjunto de definição e classificação para 
as reservas de petróleo. Em 2000 a SPE/WPC juntamente com AAPG (American 
Association of Petroleum Geologists) publicou um outro documento de forma a 
complementar o sistema de classificação e definição das acumulações de petróleo. 
Neste artigo foi proposto também um novo sistema de classificação visando a 
otimização e uma melhor gestão de carteiras de projetos (SPE, 2001). 
 
 A metodologia SPE/WPC para reservas é baseada no grau de certeza, isto é, 
uma abordagem probabilística associado ao volume de óleo: 
 
 49
• Reservas Provadas18, Reservas P90 ou Reservas P (provadas): são as reservas que 
existem com 90% de probabilidade de ocorrência (técnica e comercialmente 
recuperáveis); 
• Reservas Prováveis, Reservas P50 ou Reservas 2P (provadas + prováveis): são as 
reservas que existem com 50% de probabilidade de ocorrência (técnica e 
comercialmente recuperáveis); 
• Reservas Possíveis, Reservas P10 ou Reservas 3P (provadas + prováveis + 
possíveis): são as reservas que existem com 10% de probabilidade de ocorrência 
(técnica e comercialmente recuperáveis). 
 
 A quantidade e a classificação de reservas estão sujeitas a contínuas revisões. 
Aumentos dos preços de produção e processamento aumentam as reservas, 
transformando recursos em reservas, assim como, dentro das próprias definições 1P, 2P 
e 3P pode haver reclassificações (mudança de 2P para 1P, por exemplo). Por exemplo, a 
elasticidade dos gastos mundiais em E&P em relação ao preço do petróleo (entre 1998 e 
2004) foi, média, de 0,5 (EIA, 2004c). Adicionalmente, avanços tecnológicos19 e de 
 
18 Nos EUA a SEC (Securities and Exchange Commission) – órgão regulador do mercado financeiro 
norte-americano – propõe para as companhias do setor petrolífero classificar como reservas provadas 
somente aquelas com alto grau de probabilidade de ocorrência e que possam ser produzidas com a 
tecnologia vigente à preços competitivos. Devido a esta metodologia da SEC as reservas estimadas pelas 
agências internacionais se aproximam bastante das reservas P90. Este fato, porém, tende a subestimar as 
reservas norte-americanas e mesmo as reservas mundiais de petróleo, haja vista que matematicamente, a 
soma de reservas P90 de uma determinada região, tem como resultado um valor menor que o real. 
Segundo os autores Campbell e Laherrère o mais indicado é o uso das reservas P50 na totalização das 
reservas, pois além de oferecerem um número que abrange as reservas provadas e prováveis, as reservas 
P50 ao se somarem tendem a minimizar os erros. Como as reservas P90 tendem a ser subestimadas, ao 
longo da produção elas também comportam um número maior de incrementos. Isto explica o aumento 
nas reservas norte-americanas e mundiais mesmo sem haver ocorrido novas descobertas significativas. 
Para o estabelecimento das condições econômicas a serem utilizadas na estimativa das reservas pode-se 
considerar o histórico de preços de petróleo e custos associados, bem como as obrigações contratuais, 
procedimentos corporativos e regulamentações governamentais. 
 
19 No caso de E&P, especificamente, pode-se citar os seguintes avanços: desenvolvimento de Sísmicas 3-
D e 4-D; desenvolvimento da perfuração direcional; desenvolvimento de plataformas flutuantes, 
especialmente os navios-sonda FPSO; desenvolvimento da árvore de natal molhada: controle do poço no 
fundo do mar; posicionamento dinâmico dos navios, plataformas e sistemas de ancoragem e minimização 
 50
conhecimento (por exemplo, novos modelos de interpretação geológica) são 
importantes no E&P de petróleo, especialmente ao aumentar o conhecimento das 
reservas e reduzir custos de produção (SZLO, MACHADO, SCHAEFFER, 2006). 
 
 As reservas petrolíferas mundiais encontram-se em bacias sedimentares 
concentradas em algumas regiões. Dentre essas regiões algumas são privilegiadas por 
armazenarem maiores reservas em volume e, principalmente, em melhores condições 
geológicas e geofísicas de exploração e produção. 
 
 É o caso do Oriente Médio que concentra, atualmente, 61,9% das reservas 
provadas totais de petróleo. Desse total, a Arábia Saudita concentra 22% das reservas 
mundiais de petróleo. O padrão de divisão das reservas (apresentado na Tabela 1-8) é o 
mesmo desde a descoberta dos primeiros campos gigantescos de petróleo no Oriente 
Médio, na década de 20 do século passado. 
 
dos efeitos de flutuação da plataforma; desenvolvimento de cabos flexíveis (risers) para conexão com as 
árvores de natal (linhas que recebem petróleo, levam fluidos para o poço e permitem seu controle à 
distância); métodos de recuperação avançada (EOR); sistema de separação submarina (downrole 
produced water separation); core system (CFS) (SZLO, MACHADO, SCHAEFFER, 2006). 
 51
Tabela 1-8 – Distribuição das reservas de petróleo (2005) 
País 
Reservas de Petróleo 
(Bilhões de barris) 
% 
Estados Unidos 29,3 2,4% 
Canadá 16,5 1,4% 
México 13,7 1,1% 
TotalAmérica do Norte 59,5 5,0% 
Venezuela 79,7 6,6% 
Brasil 11,8 1,6% 
Outros 12,0 1,0% 
Total América do Sul e Central 103,5 8,6% 
Rússia 74,4 6,2% 
Kazaquistão 39,6 3,3% 
Outros 26,5 2,2% 
Total Europa e Eurásia 140,5 11,7% 
Arábia Saudita 264,2 22,0% 
Iran 137,5 11,5% 
Iraque 115,0 9,6% 
Kuwait 101,5 8,5% 
Emirados Árabes 97,8 8,1% 
Outros 26,7 2,22% 
Total Oriente Médio 742,7 61,9% 
Líbia 39,1 3,3% 
Nigéria 35,9 3,0% 
Argélia 12,2 1,0% 
Outros 27,1 2,2% 
Total África 114,3 9,5% 
China 16,0 1,3% 
Índia 5,9 0,5% 
Outros 18,3 1,5% 
Total Ásia/Pacifico 40,2 3,4% 
Total 1200,7 100,0% 
Fonte:BP (2006) 
 
 Analisando os números oficiais das reservas mundiais de petróleo é possível 
verificar que os mesmos variam de forma considerável de uma associação internacional 
para outra. A razão para esta variabilidade abrange uma série de questões de natureza 
técnica, econômica e política. Em LAHERRÈRE (2001a) as informações sobre as 
reservas mundiais de petróleo são divididas em dois grupos: reservas políticas (oficiais) 
 52
e reservas técnicas (determinadas a partir de projeções estatísticas). Enquanto as 
chamadas reservas políticas – oriundas do American Petroleum Institute (API), BP 
Review, World Oil (WO), Oil and Gas Journal (OGJ), OPEP e outras organizações do 
setor – estão em crescimento, as reservas técnicas se apresentam em declínio acentuado. 
Segundo LAHERRÈRE (2001b) os números apresentados paras as reservas oficiais não 
são os mais próximos da realidade, pois necessitam de critérios técnicos mais precisos e 
realistas. 
 
Reservas mundiais de petróleo: “Políticas” (API, BP, World Oil, Oil & Gas
Journal, OPEC) & Técnicas
R
es
er
va
s 
G
b
Reservas mundiais de petróleo: “Políticas” (API, BP, World Oil, Oil & Gas
Journal, OPEC) & Técnicas
R
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er
va
s 
G
b
 
Figura 1-4–Reserva Técnica x Reserva Política (LAHERRÈRE, 2001b). 
 
 A concentração das reservas é uma questão central na discussão da dimensão 
geopolítica da indústria petrolífera mundial. Os países do Oriente Médio foram 
beneficiados, tendo em vista que eles são possuidores das maiores e melhores reservas 
petrolíferas. Por melhores reservas entende-se que são aquelas detentoras de condições 
geofísicas e geológicas que facilitam sua exploração e uma localização de fácil acesso, 
 53
possuindo, assim, um menor custo para serem exploradas e desenvolvidas, ou seja, para 
entrarem em produção. 
 
 Este fato pode ser verificado através da diferença de custos existente entre os 
vários tipos de reservas petrolíferas. O custo técnico de produção de 5 a 6 dólares por 
barril não passa de uma média em uma extensa região que vai de custos inferiores a 1 
dólar na maioria dos países do Oriente Médio, até 8-10 dólares na zonas difíceis do 
Mar do Norte. Muitos fatores explicam essas diferenças: as características geológicas de 
cada região petrolífera (alguns falam do Oriente Médio como um monstro geológico, 
para acentuar o caráter excepcional de suas jazidas); as condições de acesso aos locais 
de perfuração (em terra ou no mar, principalmente); a antiguidade da exploração e a 
recorrência ou não de técnicas de recuperação assistida20 (MARTIN, 1992). Além disso, 
o petróleo extraído no Oriente Médio é de qualidade superior (mais leve) do que o 
petróleo extraído em muitas outras áreas, o que agrega valor ao seu preço21. 
 
A Produção Mundial de Petróleo 
 
 Em relação à produção de petróleo, o Oriente Médio é responsável pela maior 
parte da produção, porém não na mesma proporção de suas reservas petrolíferas. O 
Oriente Médio representou, em 2005, 25% da produção total de petróleo (BP, 2006). 
 
20 Métodos desenvolvidos para serem utilizados após a injeção de água e gás nos poços, a fim de 
recuperar um maior volume de petróleo. 
21 Existem hoje cerca de 200 tipos de crus divididos em função do seu grau 0API, que mede a densidade 
específica do petróleo. Os óleos mais leves fornecem mais derivados leves (como a gasolina, o óleo 
diesel e o gás liquefeito de petróleo – GLP) nas unidades de separação do refino. De acordo com o grau 
0API, os petróleos dividem-se em: Leves (0API>30); Médios (22<0API<30); Pesados (10<0API<22); 
Ultrapesados (0API<10). 
 54
Tabela 1-9 – Distribuição da produção de petróleo (2005) 
Região 
Milhões de 
barris/dia 
% 
América do Norte 13,6 16,8% 
América do Sul e America Central 7,0 8,6% 
Euroasia (inclui a Ex-URSS) 17,5 21,6% 
Oriente Médio 25,1 31,0% 
África 9,8 12,1% 
Asia e Pacífico 8,0 9,9% 
Total 8122 100% 
Fonte: BP (2006) 
 
 Atualmente, a diferença entre os maiores produtores e os menores não é tão 
grande quanto há algumas décadas. Isto se deve às estratégias adotadas por diversos 
países consumidores e pelas companhias privadas, principalmente após os choque 
petrolíferos, na busca de reduzirem sua dependência em relação ao petróleo do Oriente 
Médio. 
 
 É importante destacar a diferença entre a quantidade de reservas disponíveis 
econômica e tecnicamente no Oriente Médio e o volume total de sua produção, estes 
aspectos demonstram o tamanho do potencial de produção disponível dessa região. Esta 
capacidade de aumentar sua produção é um trunfo utilizado pelos países do Oriente 
Médio, desde a criação da OPEP, para tentarem controlar o preço do petróleo no 
mercado internacional. Adicionalmente, esta região esta localizada geograficamente 
entre os mercados consumidores do Ocidente e do Oriente, o que amplia as 
oportunidades para os países produtores desta região aumentarem sua participação do 
mercado. 
 55
1.2.2 A Estrutura de Demanda por Petróleo 
 
 A repartição geográfica do consumo do petróleo é bem distinta da repartição da 
sua produção, evidenciando a dependência de alguns países consumidores em relação 
ao petróleo de outros países. 
 
 Como pode ser percebido ao analisar a Tabela 1-10, a região que se destaca por 
ser a maior consumidora de petróleo do mundo é a América do Norte, reponsável por 
29,5% do consumo mundial em 2005. Nessa região destacam-se os EUA, com 24,6% 
do consumo mundial de petróleo (BP, 2006). 
Tabela 1-10 – Distribuição da demanda de petróleo (2005) 
Região 
Milhões de 
barris/dia % 
América do Norte 24.875 29,5 
América do Sul e America Central 4.776 5,8 
Euroasia (inclui a Ex-URSS) 20.350 25,1 
Oriente Médio 5.739 7,1 
África 2.763 3,4 
Ásia e Pacífico 23.957 29,1 
Total 82.460 100 
Fonte: BP (2006) 
 
 Conforme visto anteriormente, a América do Norte produziu em 2005, 16,8% do 
total e consumiu 29,5%; a Ásia e Pacífico produziu em 2005, 9,8% do total e consumiu 
29,1%; como o volume de petróleo mundialmente produzido (81,1 milhões de 
barris/dia) foi próximo ao volume consumido (82,5 milhões de barris/dia), estas 
informações nos indicam que essas regiões são grande importadoras de petróleo, 
 
22 Valor equivalente a 3.895 milhões de toneladas de petróleo. 
 56
enquanto que o Oriente Médio, que produziu 31% e consumiu 7,1% do total, em 2005, 
é um grande exportador (BP, 2006). 
 
 Esta disparidade entre as regiões que mais produzem e as que mais consomem é 
uma constante presente na indústria petrolífera mundial desde quando o EUA deixaram 
de ser um país exportador líquido e passaram a um país importador líquido, depois da 2a 
Guerra Mundial. 
 
 Na década recente, o crescimento da demanda por derivados de petróleo tem se 
comportado de maneira diferente nas várias regiões do mundo. O crescimento da 
demanda por destilados médios vem sendo impulsionado pela acentuada expansão da 
aviação e do transporte rodoviário e pelo crescimento do uso de óleo diesel em veículos 
comerciais, particularmente nos países em desenvolvimento da Ásia. Nos mercados 
maduros, tais como América do Norte e Europa, cuja estrutura produtiva já não étão 
intensiva em energia, o crescimento da demanda por cru (petróleo) vem se estagnando 
nas últimas décadas, ainda que a demanda por diesel tenha crescido a taxas elevadas, 
em detrimento da gasolina. A Figura 1-5 mostra claramente o aumento do consumo de 
petróleo pelos países asiáticos a partir no final do século passado e a estagnação do 
consumo de petróleo pelos países da Euroasia. 
 
 57
M
il 
B
ar
ris
di
a
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
19
65
19
67
19
69
19
71
19
73
19
75
19
77
19
79
19
81
19
83
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
America do Norte América do Sul e América Central
Euroasia Oriente Médio
Africa Ásia e Pacífico
 
Figura 1-5–Comportamento do crescimento da demanda de petróleo de 1965 a 2005 (BP, 
2006). 
 58
2 FORMAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO NO MERCADO 
INTERNACIONAL 
 
 
 Existem diferentes fases nas tendências de preço de petróleo, conforme 
analisado no capítulo 1. A primeira foi marcada pela concorrência predatória logo após 
a descoberta do Coronel Drake. Com o surgimento das grandes companhias petrolíferas 
e a formação do cartel das “sete irmãs”, o preço do petróleo no mercado internacional 
passou a ser administrado pelas majors. O início do processo de renegociação das 
concessões e a criação da OPEP reduziram o poder das majors, tornando a OPEP o 
price-maker. O comportamento do preço internacional do petróleo permaneceu 
relativamente estável em períodos de diferente duração durante os quais o benchmark, o 
Árabe Leve (34°API), permaneceu constante em dólares nominais. Após os choques 
petrolíferos da década de 70 os preços deixaram de ser estáveis e tornaram-se mais 
voláteis. 
 
 A última fase, vigente desde 1987 e que permanece até hoje, a OPEP não mais 
fixa o preço de referência. O atual sistema de formação dos preços internacionais do 
petróleo foi estabelecido através das transformações pelas quais este mercado passou 
após os choques petrolíferos. Assim, o aumento da importância do mercado spot, 
juntamente com as transformações estruturais da indústria, possibilitou a dissolução da 
antiga prática de preços de referência estabelecida pela OPEP, e introduziu um novo 
elemento às cotações do petróleo: a volatilidade. 
 
 Os países exportadores agora vendem seu petróleo no mercado internacional 
com base em uma fórmula que usa como referências os preços spot e futuro de 
 59
determinados crus. Em geral, a fórmula de preço de um determinado petróleo no 
mercado internacional estabelece a diferença de preço em relação a um petróleo de 
referência como o West Texas Intermediate (WTI), Brent, ou Dubai. Este diferencial de 
preço reflete basicamente as diferenças de qualidade e de custos de refino e transporte 
do petróleo em questão e do petróleo de referência utilizado na fórmula. 
 
 O WTI (West Texas Intermediate) é um petróleo com grau API entre 38º e 40º e 
teor de enxofre de 0,30% p/p, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço dos 
barris entregues em Cushing, Oklahoma, nos EUA. Serve de referência para os 
mercados de derivados dos EUA, sendo negociado em Nova Iorque. O Brent23, um óleo 
cru light e sweet do Mar do Norte, é também um dos melhores indicadores de preço 
para o cálculo de preços no mercado internacional de petróleo. A cotação Brent é 
publicada diariamente pela Platt's Crude Oil Marketwire, que reflete o preço de cargas 
físicas do petróleo Brent embarcadas de 7 a 17 dias após a data de fechamento do 
negócio, no terminal de Sullom Voe nas Ilhas Shetland, no Reino Unido. É uma mistura 
de petróleos produzidos no mar do Norte, oriundos dos sistemas petrolíferos Brent e 
Ninian, com grau API de 39,4º e teor de enxofre de 0,34% p/p. Serve de referência para 
os mercados de derivados da Europa e Ásia. 
 
 Existem muitos outros tipos de óleo cru e seus preços são freqüentemente 
expressos como cru diferencial para Brent ou WTI, dependendo da diferença de 
qualidade e localidade. O preço do petróleo é sensível a condições de crescimento 
econômico mundial, padrões de tempo e sazonalidade, como também da capacidade de 
refinamento e transportes regionais. 
 
23 Brent era o nome de uma antiga plataforma de petróleo (Brent Spar) da Shell no mar do Norte. 
 60
 
 A formação do preço do petróleo é resultado da relação de forças existente entre 
os agentes estruturalmente heterogêneos que pertencem a esta indústria, pois o petróleo 
não é uma commodity convencional. Desta forma, seu preço não é simplesmente 
estabelecido de acordo com o equilíbrio entre a oferta e a demanda. Na indústria 
petrolífera, o equilíbrio entre a oferta e a demanda é o resultado da composição de 
vários fatores. Além disso, o petróleo é um bem de demanda inelástica em relação às 
variações no seu preço (no curto prazo), isto é, as manipulações no seu preço, no curto 
prazo, têm pouca influência sobre a sua demanda. 
 
2.1 A Participação dos Agentes da Indústria Petrolífera na Formação do 
Preço do Petróleo 
 
 Para entender esta especial formação dos preços no mercado petrolífero, faz-se 
necessária a apresentação dos seus principais agentes, bem como a descrição das 
principais características inerentes a esta indústria. Os principais agentes são: 
1) As grandes companhias petrolíferas internacionais, ou majors, que atuam 
diretamente na produção e que controlam o refino do petróleo em escala mundial. 
 
2) Um grupo de países em desenvolvimento, detentores de grandes reservas 
petrolíferas, reunidos na OPEP, onde a produção é feita direta ou indiretamente sob o 
controle de seus governos. 
 
 61
3) Outros países produtores, desenvolvidos ou em desenvolvimento, que não estão 
associados, como os pertencentes a OPEP, e que, desta forma, tomam suas decisões de 
produção individualmente e não em conjunto. 
 
4) Companhias petrolíferas independentes de portes diferenciados. Estas são definidas 
deste modo por não agirem em conjunto com outras companhias ou formando cartéis. 
 
5) Grandes países consumidores, industrializados e em desenvolvimento, pertencentes à 
IEA (International Energy Association). 
 
6) Outros países consumidores em desenvolvimento, não associados a IEA. 
 
 As transações que se realizam no mercado petrolífero internacional resultam das 
decisões tomadas por esses agentes que não têm as mesmas condições para competir, 
sendo uns detentores de reservas de baixo custo, outros politicamente fortalecidos, 
alguns ricos e outros pobres, necessitando os últimos de maiores volumes de 
arrecadação com a renda petrolífera, entre outras diferenças. 
 
 Deste modo, em razão das disparidades existentes no mercado petrolífero, as 
decisões nele efetuadas são realizadas de acordo com os interesses de alguns de seus 
agentes e influenciadas pelas questões de riqueza, poder e ideologia que envolvem esta 
indústria. Assim, diferentemente das outras commodities, ditas convencionais, o preço 
do petróleo é determinado refletindo uma estrutura de poder e grau de controle dos 
agentes pertencentes a este mercado. Além disso, a convergência e a divergência dos 
agentes econômicos na indústria petrolífera mundial, entre os interesses econômicos e 
 62
políticos, muitas vezes os levam a firmar compromissos e muitas vezes provocam 
rupturas entre os mesmos, causando conseqüências como: desequilíbrio entre a oferta e 
a demanda, guerra de preços, entre outras. 
 
 O nível dos preços é muitas vezes determinado por um julgamento implícito 
sobre o poder dos países produtores. Os países consumidores temem um súbito corte de 
produção e reconhecem que os principais produtores, países do terceiro mundo, 
necessitam extrair renda do petróleo para se manterem politicamente estáveis e assim 
manterem o suprimento estável. 
 
2.2 Sistema de Formação do Preço dos Petróleos de Referência 
 
 Para analisarmos a formação de preço dospetróleos no mercado internacional é 
necessário investigar-se o processo de formação do preço dos petróleos de referência. 
 
 Petróleos utilizados como "benchmarkers" devem ser comercializados com 
freqüência num mercado transparente e acessível a um número grande de participantes. 
O mercado destes petróleos deve também ser razoavelmente líquido, ou seja, 
compradores e vendedores devem poder executar rapidamente a transação desejada. Os 
preços dos petróleos de referência são formados no seio de mercados que apresentam 
características que os distanciam do mercado de concorrência perfeita, o qual deve 
satisfazer algumas condições: ter grande número de participantes; ter informações 
disponíveis para todos os agentes; permitir arbitragem geográfica e temporal. 
 
 63
 Nos mercados de concorrência perfeita, os preços tendem a convergir para os 
custos marginais de produção e sinalizam com poucas distorções o surgimento de 
desequilíbrios entre a oferta e a demanda. Essa sinalização permitiria por si só um 
ajuste desses desequilíbrios seja no curto prazo - através da transferência de cargas para 
onde os preços estejam mais altos - seja no longo prazo - através da realização de 
investimentos. 
 
 Nos mercados de petróleo, apesar do número de participantes ser grande, 
encontramos uma concentração em determinados segmentos dos mercados. No lado da 
oferta, o Oriente Médio é responsável por mais de 50% e a OPEP por mais de 60% do 
petróleo comercializado no mercado internacional (BP, 2006). 
 
 Nos mercados que têm papel fundamental na determinação dos preços de 
referência, a concentração também é grande: o mercado físico do Brent é dominado por 
um grupo de menos de uma dúzia de companhias, cujo comportamento determina o 
preço de aproximadamente 20 milhões bbl/d de petróleo; a BP possui 40% da 
capacidade de armazenamento em Cushing, onde o WTI é precificado (BP, 2006). Em 
função deste poder de mercado a BP teve que vender facilidades da Arco para ter a 
autorização para comprá-la. Companhias integradas gigantescas, surgidas após os 
movimentos de consolidação, exibem atualmente tremendo poder de mercado, 
financeiro e industrial. O acesso destas às capacidades de refino, de armazenamento e 
aos nós de suprimento onde petróleos de referência são precificados lhes dá uma 
flexibilidade que as "trading companies" não têm. As super majors não têm o poder de 
elevar os preços tão brutalmente como a OPEP, mas têm a habilidade de usar os 
petróleos de referência para alavancar, mesmo que brevemente, as margens. 
 64
 
 Os petróleos de referência apresentam uma base física estreita: a produção do 
Brent, na verdade um blend de petróleos, atualmente de 450 mil bbl/d; a do WTI é de 
400 mil bbl/d; a do Dubai é de apenas 170 mil bbl/d, volume que levanta dúvidas 
quanto a sua viabilidade como referência de preço, para aproximadamente 10 milhões 
bbl/d de petróleo do Golfo Pérsico, destinados ao mercado Asia-Pacífico; Oman, o 
mercado-spot de maior liquidez no Golfo Pérsico, com volume de 400 mil bbl/d 
comercializado no spot, tem sido considerado a melhor alternativa de "benchmark" para 
o Dubai. 
 
 A base física estreita pode facilitar manipulações de aperto nos mercados dos 
petróleos de referência. O mercado físico de um petróleo fica apertado quando, por 
algum motivo, não há disponibilidade suficiente no curto prazo. Como exemplo, 
podemos citar o "squeeze" do Brent em setembro/00. Em agosto/00, no começo do 
comércio físico do Brent para entrega em Setembro, havia poucas cargas disponíveis do 
petróleo, pois várias cargas haviam sido destinadas ao mercado Ásia-Pacífico. A 
drástica redução de liquidez repercutiu profundamente sobre os preços do mercado do 
Brent. O preço do Brent datado, vendido em geral com desconto de aproximadamente 
US$1,50/bbl em relação ao WTI, apresentou um prêmio de mais de US$2/bbl sobre o 
WTI (BP, 2006). 
 
 Mas o mercado tem seus mecanismos de regeneração e o efeito danoso sobre os 
preços durou menos de vinte dias. No rescaldo, ficou uma ação judicial movida pela 
Tosco, refinadora americana prejudicada pelo squeeze, contra a Arcádia, companhia de 
trading, acusada de "conduta ilegal e monopolista". Ao final, a disputa foi acertada fora 
 65
dos tribunais através de acordo entre as partes o que evitou sentenças judiciais que 
poderiam preconizar regulamentações mais duras. Este squeeze do mercado físico do 
Brent, que elevou seu preço em aproximadamente US$3/bbl, pode ser considerado 
pálido se comparado com o squeeze massivo promovido pela OPEP, que elevou os 
preços de US$10/bbl para mais de US$30/bbl em 2000 (BP, 2006). 
 
 A informação sobre os fundamentos do mercado de petróleo é pobre: quanto à 
demanda, há uma demora grande na publicação de dados. Os dados de produção 
incluem bastante trabalho de adivinhação por parte de jornalistas; as avaliações 
semanais de estoques são incompletas e freqüentemente incompatíveis com os dados de 
produção e consumo. Assim, em qualquer instante, não se conhece a situação corrente 
do balanço mundial de oferta e demanda de petróleo. O que realmente move os 
mercados são as percepções dos traders de desbalanceamentos locais, bem como a 
forma como os segmentos comerciais das companhias as interpretam e como concebem 
serem interpretadas notícias que podem ter impacto nos preços. 
 
 O mercado físico de petróleo, por si só, não fornece uma série contínua de 
preços, cada transação comercial é única e diferente. Cada carga de Brent tem uma data 
particular e, sem avaliações independentes de preço, um conjunto de transações não 
poderia configurar um benchmark. 
 
 Há muito tempo avaliações independentes de preço vêm sendo usadas nos 
contratos físicos. Transações comerciais envolvendo enormes volumes de petróleo são 
ligadas a estas avaliações, desde as vendas oficiais dos governos do Golfo Pérsico até as 
vendas spot, ligadas ao Brent datado. Os instrumentos financeiros são derivados do 
 66
mercado físico e a ele estão ligados, seja por um mecanismo de entrega física, como no 
caso dos contratos do WTI no NYMEX (New York Mercantile Exchange), seja por 
avaliações dos preços no mercado futuro24, caso do Brent no IPE (International 
Petroleum Exchange), ou ainda por avaliações dos preços prompt, como no caso do 
comércio de swaps. Sem esta ligação, que precisa ser completamente definida em 
termos de volume, qualidade, lugar e tempo, os preços dos derivativos se descolariam 
da realidade física e não teriam qualquer significado. 
 
 Nos derivativos25, a transparência dos preços é relativa: os preços são 
transparentes no IPE e NYMEX, mas perdem um pouco dessa transparência no 
mercado forward do Brent e nos derivativos over-the-counter (OTC)26 como swaps27 e 
CFDs28 A arbitragem entre dois mercados físicos de petróleo, por exemplo Brent e 
Dubai, é imperfeita devido às longas distâncias que podem estar envolvidas. Em 
conseqüência, o mercado global parece ser dividido em dois blocos principais: a Bacia 
do Atlântico e Bacia da Ásia. Essa fragmentação introduz distorções na formação dos 
preços dos petróleos em geral, pois os preços dos petróleos de referência sofrem, além 
 
24 Mercados organizados, onde podem ser assumidos compromissos padronizados de compra ou venda 
(contrato) de uma determinada mercadoria, ativo, financeiro ou índice econômico, para liquidação numa 
data futura preestabelecida. 
25 Mercados Derivativos são aqueles cujas cotações/preços dependem de um outro mercado mais básico. 
Os exemplos mais comuns de derivativos são os mercados de swaps, termos futuros e opções. Por 
exemplo, o mercado de dólar é básico, pois sua cotação não tem transparência direta de outros mercados, 
mas, sim, da procura e oferta pela moeda. Ao passo que uma opção de compra de dólar tem sua cotação 
derivando à cotação do dólar. 
26 Os derivativos transacionáveisno mercado de balcão (também chamados de derivativos OTC) 
correspondem a contratos entre duas partes realizados fora das instalações centralizadas de negociações 
tais como as bolsas de futuros. Neste tipo de mercado as duas contrapartes negociam termos, tais como 
preço, vencimento e tamanho de contrato a fim de fazê-lo sob medida para ir de encontro às suas 
necessidades econômicas. Vale mencionar, que neste tipo de contrato em que as duas partes estão 
envolvidas diretamente, elas estão expostas ao risco de crédito da parte oposta. 
27 Trata-se de um dos principais instrumentos utilizados por empresas para proteção financeira de riscos 
de taxas de câmbio e de juros. O objetivo dos contratos de swap é não permitir desequilíbrios entre os 
ativos e passivos das corporações por oscilações dos mercados financeiros. 
28 CFD (Contrato por Diferença) são contratos onde o produtor e o consumidor concordam em pagar a 
diferença quando o preço está favorável para um e desfavorável para outro. 
 67
da influência de condições globais, o impacto das condições do balanço local de oferta 
e demanda nas regiões onde são produzidos. 
 
 A arbitragem entre os dois instantes de tempo nos mercados de petróleo foi 
facilitada pela criação de contratos de petróleo no mercado de futuros e de outros 
instrumentos financeiros. A proliferação desses instrumentos de trading ampliou as 
oportunidades de hedging, operação na qual o trader fixa antecipadamente os preços de 
compra e/ou de venda do petróleo, negociados no mercado físico. Os preços do 
mercado de futuros não constituem previsões dos níveis futuros de preço. Os preços 
futuros, juntamente com preços cash e spot, fornecem informação ao trader, ao 
refinador e ao produtor sobre a disponibilidade (produção + estoques) de petróleo cru. 
Foi demonstrado que os spreads [preços cash menos preços futuros] serão positivos 
(backwardation) quando os estoques estiverem baixos, e negativos (contango) quando 
os estoques estiverem altos (MENDES, 2003). 
 
 A compreensão do papel do mercado de futuros levou os refinadores a adotarem 
um comportamento bem definido: eles reduzem - ou no mínimo não aumentam - seus 
estoques, se o mercado está em backwardation e os aumentam se, o mercado está em 
contango. O problema com este mecanismo é que se cria um círculo vicioso em ambos 
os casos: 
 
Vórtice de backwardation - Se os estoques caem, então os preços cash (ou no primeiro 
mês seguinte) aumentam, alargando o backwardation, que realimenta a manutenção de 
estoques baixos. Como exemplo, lembramos o ocorrido em 1996, que começou com 
estoques baixos, pois, em busca de redução de custos, refinadores de todo o mundo, 
 68
passaram desde o início da década de 1990 a operar segundo o princípio 'just in time'. 
Abriu-se assim o backwardation que foi reforçado pela expectativa da implementação 
do programa 'oil for food' de exportações iraquianas. O preço do WTI aumentou de 
menos de US19/bbl em jan/96, para mais de US$25/bbl em dez/96. Em fevereiro/97, 
com o reinício das exportações iraquianas, a situação se normalizou e o preço do WTI 
retornou para a banda US$18-20/bbl. 
 
Vórtice de contango - Se os estoques sobem, então os preços cash caem realimentando 
formação adicional de estoques - nesse caso, a retroalimentação cessa quando não 
houver mais capacidade de armazenamento. Como exemplo, ressaltamos o vórtice de 
contango de 1998. A redução da demanda global provocada pelo inverno ameno e pela 
crise Asiática, aliada ao aumento das cotas de produção da OPEP decidido em dez/97 
provocou um aumento de estoques que, por sua vez, abriu o contango. O vórtice de 
contango trouxe o preço do WTI até quase US$11/bbl, apesar dos tímidos cortes de 
produção promovidos pela Arábia Saudita, Venezuela e México, ainda em 1998. O 
círculo vicioso só foi desfeito após o massivo corte de produção da OPEP, decidido em 
mar/99. 
 
 Com base na análise que acabamos de fazer, concluímos que as variações de 
curto prazo dos preços dos petróleos são mais respostas a mudanças de sentimentos dos 
agentes que operam no mercado do que respostas a variações nos fundamentos de oferta 
e demanda. 
 
 69
2.3 A Economia dos Recursos Exauríveis e as Rendas Petrolíferas 
 
 Por se tratar de um recurso natural não-renovável, o petróleo, desde o início da 
formação de sua indústria, sofre pressões relacionadas com a sustentabilidade de sua 
oferta no longo prazo. No seu surgimento, a indústria petrolífera já teve alguma 
dificuldade para se estabelecer no mercado energético mundial, pois os possíveis 
usuários desta fonte de energia tinham o receio de que ela esgotasse rapidamente e 
assim ocorressem problemas de suprimento. A falta de tecnologias para se descobrir e 
explorar novas reservas agravava este problema. 
 
 No início dos anos 70, o aparecimento das teses neomalthusianas29 e a 
publicação do livro do Clube de Roma, advogando a imposição de limites ao 
crescimento e o estímulo à adoção de medidas conservacionistas, sob a pena de a 
humanidade passar por uma era de sérias privações, reacenderam o interesse pelo 
estudo dos recursos naturais, que passaram a ser examinados pelo ângulo de sua 
inerente exauribilidade (LODI, 1989). 
 
 A partir de então, duas teorias se estabeleceram: a citada acima, que previa um 
fim trágico para os consumidores de recursos naturais não-renováveis e outra que 
assumia que o aumento do preço de um recurso natural, decorrente do seu esgotamento, 
funcionaria como um estímulo à descoberta de substitutos mais baratos, viabilizados 
através de pesquisas e avanços tecnológicos. 
 
 
29 Malthus acreditava que o crescimento da população obedecia a uma progressão geométrica enquanto 
que o crescimento dos suprimentos alimentícios dava-se de acordo com uma progressão aritmética, 
estando os humanos fadados a uma crise de escassez dos alimentos. 
 70
2.3.1 Princípio Fundamental de Hotelling 
 
 Antes das previsões trágicas realizadas em relação ao futuro do preço do 
petróleo, em conseqüência dos choques petrolíferos, poucas teorias a respeito da 
exauribilidade dos recursos naturais foram desenvolvidas durante o século XX. Porém, 
uma abordagem particular, elaborada por HOTELLING (1931), merece destaque. Esta 
teoria buscava fornecer elementos para verificar de que maneira a adoção de medidas 
conservacionistas poderia conduzir a uma exploração eficiente dos recursos exauríveis. 
 
 HOTELLING supôs que o proprietário de um recurso exaurível deseja 
maximizar o valor presente de seus lucros futuros. Esta suposição básica foi, mais tarde, 
denominada por SOLOW (1974) de “princípio fundamental” da economia dos recursos 
exauríveis (LODI, 1989). 
 
 Na elaboração do “princípio fundamental” da economia dos recursos exauríveis, 
foram utilizados os casos extremos de concorrência e monopólio. Concluiu-se, no 
primeiro caso, a existência de uma tendência a se maximizar a utilidade total do 
recurso. Contudo, foi considerado que, mesmo sob concorrência, possa haver um 
elemento de monopólio e uma tendência ao retardo da produção e, ao mesmo tempo, à 
elevação do preço ( LODI, 1989). 
 
 Buscando analisar esta teoria pelo lado dos preços dos recursos naturais 
exauríveis, chega-se à seguinte formulação alternativa: se o preço líquido do recurso 
cresce mais devagar do que a taxa de juros, toda produção postergada, ou seja, deixada 
de ser produzida no momento atual para ser produzida posteriormente, implicará numa 
 71
redução dos lucros atualizados. Assim, o proprietário deste recurso procurará extrair e 
comercializar seu estoque no menor tempo possível, para investir o resultado em setores 
mais lucrativos. Ao contrário, se o preço líquido do recurso cresce mais rápido do que a 
taxa de juros há um incentivo para reduzir a extração corrente do recurso, já que a 
melhor alternativa de investimento é deixá-lo na terraà espera de maiores lucros no 
futuro. Logo, a única condição de se manter positivamente ao longo do tempo a 
produção de um recurso exaurível é que seu preço líquido se mova ao ritmo da taxa de 
juros, ou seja, na mesma proporção e direção desta (LODI, 1989). 
 
 Dando seqüência à análise acima, é importante notar que caso um proprietário 
detenha duas fontes produtoras de algum recurso esgotável, com custos diferentes, 
apenas uma será explorada a cada instante, e será a de menor custo. Sendo assim, 
considerando todas as possíveis fontes de um recurso exaurível estas serão exploradas, 
“teoricamente”, respeitando a ordem da fonte de menor custo para a de maior custo 
(LODI, 1989). 
 
 Esta lógica de exploração dos recursos não-renováveis indica que o custo 
marginal de produção do recurso é crescente ao longo do tempo e que o seu custo de 
uso30 também é uma função crescente no tempo com a taxa de juros. Sendo assim, 
conclui-se, segundo o “princípio fundamental” que o preço de mercado de um recurso 
exaurível, que é formado pelo seu custo marginal de produção mais o custo de uso deste 
recurso, tende a crescer indefinidamente no tempo, conforme recursos com maiores 
 
30 O custo de uso é uma parcela presente no preço de mercado de um recurso exaurível, quando em 
concorrência, que reflete o custo de oportunidade de não se poder usar o recurso já extraído num 
momento futuro. 
 
 72
custos de exploração forem sendo explorados e o custo de uso também for aumentando 
(LODI). 
 
 Como o preço de mercado e a produção corrente estão relacionados com a curva 
de demanda do recurso, haverá um instante de tempo onde o preço será suficientemente 
elevado para inibir toda a demanda e a produção cair a zero. Se a explotação31 for 
idealmente conduzida, nesse mesmo instante o recurso estará integralmente exaurido 
(LODI, 1989). Esta seria a lógica de exploração e exaustão de um recurso natural 
esgotável de acordo com a teoria dos recursos exauríveis. 
 
 Contudo, este padrão de exploração dos recursos naturais não-renováveis até a 
sua exaustão final é uma idealização do modelo. No caso do petróleo, devido às 
características peculiares de sua indústria, mesmo ele sendo um recurso natural 
exaurível, suas reservas não são exploradas respeitando-se o “princípio fundamental” da 
economia dos recursos exauríveis, e sim de acordo com a vontade e o interesse dos 
agentes pertencentes a este setor e respondendo às relações de força e de pendência 
existentes entre eles. 
 
 Desta forma, o “princípio fundamental” não se concretiza na realidade em 
função de três fatores principais: as questões geopolíticas; o conhecimento geológico e 
o progresso tecnológico. 
 
 No caso das questões geopolíticas, estas influenciam as tomadas de decisão dos 
diversos agentes da indústria petrolífera e muitas vezes fazem com que algumas 
 
31 Explotação: Corresponde as etapas de exploração e produção de petróleo. 
 73
reservas de custos superiores sejam exploradas antes das de custos inferiores, 
contrariando a lógica do “princípio fundamental” dos recursos exauríveis. É o caso dos 
países não-OPEP que, mesmo tendo custos de exploração e produção maiores do que os 
dos países da OPEP, são estimulados a explorar suas jazidas em resposta aos fatores 
geopolíticos e a necessidade de reduzirem sua dependência em relação ao petróleo 
vindo do Oriente Médio. As companhias internacionais também buscam reservas em 
outras localidades, que não os países do Oriente Médio, para explorarem, tendo os 
mesmos motivos dos países não-OPEP. Ambos não se preocupam com a lógica de 
exploração destes recursos. 
 
 O conhecimento geológico pode ampliar a base conhecida de reservas além de 
prover informações sobre o potencial de descobertas futuras e do risco a elas associado. 
O progresso tecnológico permite o acesso econômico a recursos até então não 
disponíveis além de poder alterar a demanda através da introdução de novos processos 
técnicos menos intensivos em recursos naturais, ou pelo desenvolvimento de recursos 
alternativos ou, ainda, pela substituição dos recursos exauríveis por outros fatores de 
produção (sobretudo trabalho e capital) (LODI, 1989). 
 
 No entanto, tanto para a ampliação do conhecimento geológico como para o 
avanço tecnológico são necessários investimentos pesados que, do ponto de vista 
econômico, muitas vezes devem ser postergados, principalmente por razões de incerteza 
quanto ao futuro da indústria. A redução desta incerteza depende de uma sinalização do 
preço futuro do recurso exaurível. Assim, há que se reconhecer o mecanismo de preços 
em si como uma força resistente à tendência de exaustão final dos recursos não-
renováveis (LODI, 1989). 
 74
 
 Além dos três fatores já citados, que não permitem que o “princípio 
fundamental” dos recursos exauríveis realmente se efetive, costuma-se supor a 
existência de uma tecnologia capaz de substituir completamente um recurso não-
renovável quando este atingir um preço elevado. Este nível de preço deve ser apenas 
suficiente para cobrir os custos desta tecnologia de substituição ou backstop technology. 
Desta forma, quando o recurso atinge este preço sua produção cai a zero. Assim, a 
backstop technology impõe um limite ao preço de mercado de um recurso exaurível, 
como se este fosse um preço teto máximo determinado pelo próprio avanço tecnológico 
(LODI, 1989). 
 
 Desta forma, contrariando o “princípio fundamental”, a exauribilidade por si só 
não é capaz de explicar o comportamento do preço do petróleo. Este fato compromete a 
validade da teoria formulada por HOTTELING para descrever o comportamento do 
preço dos recursos naturais no futuro. Na verdade, ela só age através das expectativas 
feitas pelos agentes do mercado e, mesmo assim, limitadamente. 
 
2.3.2 Renda Petrolífera: Uma abordagem ricardiana 
 
 A partir da “Teoria da Renda da Terra” elaborada por RICARDO (1815)32, uma 
teoria para a indústria petrolífera mundial foi formulada por CHEVALIER (1986). De 
 
32 Segundo esta teoria a renda é a porção do produto da terra paga ao seu proprietário pelo uso das forças 
originais e indestrutíveis do solo. Estas rendas surgem quando, com o desenvolvimento da sociedade, as 
terras de fertilidade secundária são utilizadas para cultivo. Além disso, a magnitude de tal renda 
dependerá da diferença de qualidade daquelas duas faixas de terra. Da mesma forma, quando uma terra 
de terceira qualidade começa a ser cultivada, imediatamente aparece renda na segunda, regulando-se, 
como no caso anterior, pela diferença entre as forças produtivas de uma e de outra. Ao mesmo tempo, 
aumenta a renda da terra de primeira qualidade, pois esta deve ser sempre superior à renda da segunda, de 
acordo com a diferença entre as produções obtidas numa e noutra com uma dada quantidade de capital e 
 75
acordo com esta formulação o mercado petrolífero internacional é capaz de gerar rendas 
diferenciais, rendas de monopólio e rendas de raridade que, somadas, formam a renda 
petrolífera. 
 
 As rendas diferenciais são aquelas que se formam sobre as jazidas beneficiadas 
por um menor custo, em oposição às jazidas marginais. Esta renda divide-se em quatro 
categorias: as rendas minerais, as rendas tecnológicas, as rendas de posição e as rendas 
de qualidade. 
 
 A Figura 2.1 demonstra graficamente como funciona a renda diferencial. Nesta 
figura as letras A, B e C representam três produtores diferentes, produzindo em jazidas 
diferentes. O eixo horizontal representa o volume produzido por cada agente e pelo 
mercado. O eixo vertical representa o custo médio total (com um lucro normal incluído) 
de produção. O produtor C está na margem do setor, por ter o maior custo, sendo assim, 
ele é o limite das rendas diferenciais, nãosendo beneficiado por elas. Os produtores A e 
B são beneficiados com esta renda devido aos seus menores custos em relação ao 
produtor marginal. Este menor custo dos produtores A e B pode dever-se a vários 
fatores, como às condições naturais das jazidas, às tecnologias aplicadas, à localização 
da reserva e à qualidade do petróleo extraído, além do tamanho da jazida. 
 
 
trabalho. As terras mais férteis e mais favoravelmente localizadas serão cultivadas primeiro, e o valor de 
troca de seus produtos será ajustado da mesma forma que o de todas as demais mercadorias, isto é, pela 
quantidade total de trabalho necessário, sob várias formas, da primeira à última, para produzi-los e 
coloca-los no mercado. Quando a terra de qualidade inferior começa a ser cultivada, o valor de troca dos 
produtos agrícolas aumenta, pois torna-se necessário mais trabalho para produzi-los (RICARDO, 1996). 
 76
$/Barril
Produção 
(Barril)
10
5
2
0 3 8 10
A
B
C
Renda
diferencial
do produtor
A
Rd=8x3=24
Renda
diferencial
do produtor
B
Rd=5x5=25
 
Figura 2-1–O mecanismo de apropriação da renda diferencial (Nunes, 2000). 
 
 Para a captura da renda diferencial, o tamanho da jazida que está sendo 
explorada torna-se de especial relevância, tanto devido às economias de escala que daí 
podem resultar, como devido ao montante arrecadado com a produção total da jazida. 
Este fato pode ser comprovado também através da Figura 2.1 onde se observa que o 
produtor B, apesar de ter um custo maior que o produtor A (CA=2<CB=5), apropria-se 
de uma parcela maior da renda diferencial gerada pelo setor (RdA=24<RdB=25). Isto se 
deve ao tamanho de sua jazida que permite um maior volume de produção, 
(QA=3<QB=5) e absorve maior volume da renda gerada. Desta forma, percebe-se 
porque a descoberta de campos gigantes é sempre importante, ainda que seja em águas 
 77
profundas, ou seja, com um custo de produção mais elevado, pois a possibilidade de 
apropriação das rendas diferenciais compensa os riscos. 
 
 De acordo com a subdivisão da renda diferencial, as rendas minerais, que são as 
mais importantes, caracterizam-se por serem geradas em setores que apresentam uma 
curva de oferta descontínua, em forma de escada (Figura 2.1), fator que tem como causa 
as condições de exploração e produção dos recursos naturais e/ou minerais, impostas 
pela natureza, ou seja, heterogêneas. No mercado petrolífero as diferenças de 
concentração, qualidade e condições geológicas das reservas são muitos relevantes. 
Assim, cada tipo de jazida petrolífera explorada possui um patamar de custo. Esta 
diferenciação das condições de produção leva a uma situação em que as rendas 
recebidas pelos proprietários são diferentes devido aos seus diferentes custos de 
extração. 
 
 As rendas tecnológicas beneficiam o produtor que detém o domínio de uma 
tecnologia mais avançada e que assim consegue reduzir seus custos de extração, ou que 
consegue tornar econômica uma jazida que, sem este avanço, era inviável de ser 
explorada. 
 
 As rendas de posição medem a diferença entre os custos de transporte 
sustentados pelos recursos vendidos. Sendo mais beneficiado aquele agente que estiver 
produzindo o petróleo em uma região próxima aos centros de consumo. 
 
 78
 As rendas de qualidade exprimem as vantagens econômicas procuradas para a 
utilização do petróleo, através da diferenciação da sua composição química ou da sua 
estrutura física. 
 
 A segunda parcela da renda petrolífera, as rendas de monopólio (Figura 2.2), ao 
contrário das rendas diferenciais, são produzidas na jazida marginal, ou seja, naquela de 
maior custo. Este tipo de renda surge quando o produtor marginal usa seu poder de 
monopólio (price maker) para impor maiores preços. Porém, a renda de monopólio não 
pode crescer indefinidamente, de acordo com a vontade do produtor. O montante desta 
renda é limitado por restrições econômicas, como a exploração de novas jazidas, que se 
tornam viáveis quando o preço de mercado do petróleo se eleva, ou a introdução de 
substitutos ao petróleo (backstop technology). Caso o produtor exceda o limite imposto 
pela restrição econômica, a concorrência no mercado aumentará, a oferta de petróleo 
aumentará e, conseqüentemente, ele perderá seu poder de monopólio e a renda de 
monopólio. 
 
 A Figura 2.2 demonstra graficamente como funciona a renda de monopólio. 
Além do descrito para a figura 2.1, esta mostra que os produtores da indústria 
petrolífera, quando têm poder para fixar os preços, ou seja, poder de monopólio, e 
fixam um preço de venda para o seu produto superior ao preço concorrencial, isto é, 
fixam um preço maior do que o custo médio total do produtor marginal, eles recebem a 
renda de monopólio. Na figura 2.2, o custo médio total do produtor marginal é de 
$10/barril e o preço de venda “determinado” pelos produtores foi de $15/barril. Isto 
demonstra que os produtores utilizaram seu poder de monopólio. Com o produto sendo 
 79
vendido acima do seu preço de concorrência, todos os produtores, inclusive o marginal, 
ganham esta renda adicional. 
 
Produção 
(Barril)
10
5
2
0 3 8 10
A
B
CRenda
diferencial
do produtor
A
Rd=8x3=24
Renda
diferencial
do produtor
B
Rd=5x5=25
15
Renda
monopólio
do produtor
A
Rm=5x3=15
Renda
monopólio
do produtor
B
Rm=5x5=25
Renda
monopólio
do produtor
C
Rm=5x2=10
 
Figura 2-2–O mecanismo de apropriação da renda de monopólio (Nunes, 2000). 
 
 A última parcela que forma a renda petrolífera é a renda de raridade, ou renda de 
escassez, que é o valor pago pela esgotabilidade do recurso ou o custo de uso de um 
 80
recurso não-renovável. Ela é maior à medida que o custo marginal de um barril de 
petróleo aumenta e vice-versa. Esta renda está relacionada com a inelasticidade da 
demanda por petróleo em relação às variações no preço que, por sua vez, está 
relacionada com o alto grau de diferenciação do petróleo e à ausência de substitutos 
completos no curto prazo. 
 
 Resumindo, são principalmente as disparidades entre os custos de exploração e 
produção das diferentes jazidas que geram a renda petrolífera: US$ 15,00 separam o 
barril do bruto mais barato do Golfo Pérsico ao mais caro do Mar do Norte (MARTIN, 
1990). 
 
2.4 A Evolução Recente dos Preços do Petróleo desde à década de 70 
 
 A presente seção analisa a evolução dos preços do petróleo nos últimos 30 anos 
e compara a evolução recente com os principais movimentos dos preços do petróleo no 
passado. 
 
 Após décadas de preços do petróleo relativamente estáveis, o primeiro choque 
petrolífero ocorreu na sequência de tensões políticas e militares no Oriente Médio, 
resultando num aumento dos preços do petróleo (Árabe Leve) de US$ 4,6 em Outubro 
de 1973 para USD 15,5 em Março de 1974 (BP, 2006). 
 
 O segundo choque petrolífero, também provocado por um conflito militar e 
político no Oriente Médio, impulsionou os preços do petróleo (Árabe Leve) de US$ 
 81
14,4 em Outubro de 1978 para USD 42,0 no auge da crise, em Novembro de 1979 (BP, 
2006). 
 
 Os preços do petróleo desceram gradualmente na primeira metade da década de 
80, mas permaneceram bastante acima dos níveis anteriores a 1978. Os choques 
petrolíferos da década de 70 levaram à conservação de energia e à substituição de 
produtos energéticos, o que, em conjunto com a recessão mundial do início da década 
de 80, deprimiu a procura de petróleo e exerceu pressões descendentes sobre os preços 
do petróleo. Os preços do petróleo (Brent) permaneceram relativamente baixos até 
Agosto de 1990, subindo acentuadamente, para US$ 36,1, após a invasão do Kuwait 
pelo Iraque, mas voltando aos níveis anteriores quando a guerra terminou, em Fevereiro 
de 1991. Entre 1991 e 1997, os preços do petróleo Brent situaram-se em média emUS$ 
18,3. Na seqüência da crise econômica na Ásia, caíram para USD 9,8 em Dezembro de 
1998, tendo posteriormente triplicado, entre Janeiro de 1999 e Setembro de 2000, o que 
mais que inverteu a queda de preços observada nos anos anteriores. Não obstante o 
abrandamento econômico e 2001-02, as tensões políticas e geopolíticas continuaram a 
exercer pressões ascendentes sobre os preços do petróleo em 2001-03 (BP, 2006). 
Tabela 2-1 – Aumentos dos preços do petróleo em períodos específicos 
 
Out. 1973 – 
Mar. 1974 
Out. 1978 – 
Nov. 1979 
Jul. 1990 – 
Out. 1990 
Jan. 1999 – 
Set. 2000 
Out. 2003 – 
Out. 2004 
Variações 
Percentuais 
237 193 111 198 67 
Fonte: BP (2006) 
 
 82
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
110.00
1861 1871 1881 1891 1901 1911 1921 1931 1941 1951 1961 1971 1981 1991 2001
$ money of the day $ 2004
 
Figura 2-3–Evolução dos Preços do Petróleo33 (BP, 2006) 
 
 Desde meados de 2003, o preço internacional do petróleo tem registrado 
aumentos significativos e o mercado tem dado sinais de que, por ora, não existe mais 
um preço ou banda de referência funcionando como um instrumento de estabilização 
das expectativas dos operadores. 
 
 Este problema se tornou ainda mais marcante ao longo de 2005, devido à 
continuidade das fontes de incerteza, tanto no plano geopolítico quanto com relação ao 
comportamento das estruturas de oferta e demanda do óleo bruto. O Brent e o WTI 
ficaram, respectivamente, 42% e 36% mais caros do que a média do ano anterior (BP, 
2006). 
 
 É importante verificar que, embora os preços do petróleo tenham subido no 
decurso dos dois últimos anos, o recente aumento pode ser considerado menor do que 
 
33 Petróleo de referência: 1861 a 1944 – Média do petróleo do EUA; 1945 a 1983 – Árabe Leve (Ras 
Tanura); 1984 a 2005 – Brent. 
 83
os observados no decurso dos outros grandes choques petrolíferos, conforme verificado 
na Figura 2-3. Além disso, os aumentos dos preços do petróleo de 1973, 1979, 1990 e 
1999 foram, sobretudo, causados pelas perturbações do lado da oferta. 
 
 A situação atual parece ser mais complexa, uma vez que, diversos fatores 
parecem estar relacionados com os aumentos, não somente fatores relacionados à 
oferta. Além disso, não existe uma previsão de recuo dos preços34, ao contrário do que 
ocorreu no passado. Os fatores determinantes para os atuais preços do petróleo são 
analisados a seguir. 
 
2.5 Determinantes do Comportamento Atual dos Preços do Petróleo 
 
 Atualmente, várias explicações concorrem para identificar os fatores 
determinantes do comportamento recente dos preços que levaram os preços do petróleo 
para além da barreira dos US$ 50 por barril no ano passado. Recentemente, as 
principais preocupações, neste mercado, giravam em torno do crescimento da oferta e 
da demanda, porém como visto anteriormente, a determinação dos preços do petróleo 
depende não somente de variáveis econômicas, mas também de variáveis políticas, 
estratégicas e sociais. 
 
 
34 Existe uma previsão de recuo de preços, por parte do DOE e da Exxon, que trabalham com cenários de 
preços abaixo de US$ 55 por barril, porque o preço está bem acima do custo técnico de produção. 
 84
Aumento da Demanda 
 
 Recentemente deram-se um grande aumento da procura, especialmente na 
China, Índia e outros países asiáticos, mas também nos Estado Unidos, que com 4% da 
população mundial, queimam 25% da produção diária (metade disso em veículos) (BP, 
2006). O crescimento do consumo, nos últimos anos - conduzido pelo aumento das 
demandas chinesa e americana - junto à recuperação econômica mundial, aumentou o 
medo de falta de abastecimento e tem contribuído para a manutenção de patamares 
elevados do preço do petróleo. Além disso, existe a tentativa dos EUA, da China e da 
Índia de recomporem ou de elevarem seus estoques estratégicos. 
 
 Sempre que existe o risco de escassez do petróleo, o preço do barril do produto 
dispara. Isso porque alguns países passam a importar mais do que precisam, com o 
objetivo de criar uma reserva interna e assim ficar livre da falta de petróleo. 
 
 O crescimento da demanda mundial, seja pelo "fator China" e sua expansão de 
PIB na ordem dos dois dígitos, seja pelo gargalo na produção de derivados, indica o 
novo perfil da crise: a oferta não é mais superior à demanda e, portanto, os preços não 
voltam ao normal depois dos meses de crise. 
 
 O impacto causado pela tragédia natural do Katrina é exemplar desse quadro. 
Apesar de toda a devastação que causou, o furacão deveria ter representado problema 
"sob controle" para o sistema mundial de petróleo. A IEA mostrou que, embora o 
Katrina tenha paralisado 50 plataformas de petróleo na região do Golfo do México, o 
furacão suspendeu apenas 1,5 milhões de barris na produção diária global (IEA, 2006). 
 85
 
 Por essa razão, apesar dos estragos, a agência internacional afirmou que o 
Katrina ficou em décimo lugar entre os 11 maiores choques naturais que prejudicaram a 
indústria do óleo mundial. Porém, como notou o The Wall Street Journal, o Katrina só 
causou o impacto que causou por ocorrer quando o mercado de petróleo está no 
momento de oferta mais restrita em 30 anos. 
 
 Segundo a IEA, os produtores mundiais de petróleo têm, no máximo, 1,5 milhão 
de barris para processar em uma emergência, prova da difícil relação oferta/demanda do 
produto. Seria preciso uma capacidade de produção de 3,5 milhões de barris (4% da 
demanda) para proteger os consumidores de qualquer choque longo de oferta (IEA, 
2006). 
 
Caso da China 
 O aumento de consumo de petróleo na China deve ser analisado separadamente 
porque a analise do mercado internacional do petróleo estará nos próximos anos cada 
vez mais relacionada com a evolução de oferta e demanda da China. Este país vem 
apresentando nas três últimas décadas, uma das maiores taxa de crescimento econômico 
quando comparada com o resto do mundo. Seu PIB tem crescido a uma taxa anual de 
8,2% ao ano, desde de 1971, e somou 1,93 trilhões de dólares em 2004 (PINTO JR, 
2003). A expectativa da Agência Internacional de Energia (EIA) é que esse valor mais 
que quadruplique em 2030. 
 
 Consequentemente, o crescimento econômico tem estimulado um rápido 
crescimento da demanda de energia. Como resultado desse processo que continuará 
 86
vigorosamente em curso ao longo dos próximos anos, a China alcançou em 2002 a 
posição de segundo maior país consumidor de petróleo no mundo, ficando atrás apenas 
dos EUA e superando o Japão que, como todos os países industrializados, têm 
registrado, nas últimas décadas, uma relativa estabilidade no consumo. 
 
 Desse modo, quando se compara os dados de demanda de petróleo da China 
com os outros países industrializados, fica manifesta a disparidade nos ritmos recente 
de crescimento: na última década, na China, a taxa média de crescimento anual do 
consumo de petróleo atingiu 7,2%, ao passo que a maioria dos países industrializados, o 
crescimento da demanda cresceu a taxas inferiores a 1,5% ao ano (BP, 2006). 
 
 Dessa forma, a China tem se tornado um importador relevante no mercado 
internacional (cerca de 1,5 milhões de barris/dia). A importação de petróleo na China 
vem, desde 1993, crescendo continuamente para atender a crescente demanda 
energética do país. A taxa de crescimento relativa nos últimos nove anos foi de 8% e a 
expectativa dos estudos realizados pelo Departamento de Energia do EUA é de que, em 
2010, a china alcance um nível de importações de 4,2 milhões de barris/dia (PINTO JR, 
2003). 
 
 É importante recordar algumas transformações institucionais que impulsionam a 
participação da China no comércio internacional. Em novembro de 2001, com a entrada 
da China na Organização Mundial do Comércio (OMC), o governo Chinêsfirmou 
compromissos de comércio e de liberalização de investimentos externos no país. Esse 
passo pode significar, para o setor energético, uma maior atração de investimentos 
externos e a possibilidade de atrair operadores estrangeiros em projetos de upstream. 
 87
 
 Estes movimentos qualificam a China como um dos principais atores da 
indústria e do comércio internacional do petróleo nos próximos anos. Por essa razão, é 
de esperar, mantido tal ritmo de evolução da demanda, as importações chinesas, a curto 
prazo, também continuarão crescendo, uma vez que o resultado do esforço exploratório 
é incerto e, mesmo que venha a gerar incremento de reservas, só poderá diminuir o 
ritmo de importações em horizontes mais largos. Dessa forma, o comportamento da 
demanda de petróleo da China constitui-se numa das variáveis mais importantes a 
serem analisadas para o monitoramento de flutuações dos preços internacionais do 
petróleo. 
 
Diminuição do Crescimento da Oferta 
 
 Os países produtores, principalmente os da OPEP, têm encontrado limites para 
aumentar a sua produção, no curto prazo, têm dificultado a reposição dos estoques 
mundiais. De fato, a capacidade de produção ociosa destes países produtores é estimada 
em cerca de 2 milhões de barris/dia, sendo cerca de dois terços deste total concentrados 
na Arábia Saudita, o que dificulta os aumentos da produção no curto prazo (PINTO JR, 
2005). Este dado revela que, independentemente dos problemas geopolíticos, o 
comportamento atual dos preços também reflete, como em outros mercados, a 
necessidade de se iniciar um novo ciclo de investimentos na capacidade de produção. 
 
 A incapacidade dos países da OPEP de aumentar a oferta aliada ao aumento da 
demanda faz com que os operadores tendam a se precaver no mercado futuro com 
contratos de hedge. Neste sentido, as operações no mercado futuro acabam por retro-
 88
alimentar o movimento altista e a percepção de incerteza. Alterações significativas 
nesse quadro só serão passíveis de ocorrer com a reversão de alguns dos fatores que têm 
desequilibrado a estrutura de oferta e demanda, tais como o nível de importações e das 
demandas americana e chinesa, bem como a redução da instabilidade geopolítica no 
Golfo Pérsico. 
 
 Como alternativa para reduzir a dependência dos conturbados fornecedores do 
Oriente Médio, grandes investimentos vêm sendo realizados na Rússia e na costa 
Ocidental da África, mas os resultados obtidos, até o momento, estão bastante aquém 
das otimistas previsões iniciais. O crescimento da produção de petróleo dos países que 
não integram a OPEP sofreu drástica desaceleração em 2005, mantendo-se praticamente 
estável, com o acréscimo de cerca de 1 milhão de barris de petróleo/dia em 2004 (BP, 
2006). Esta queda explica-se menos pelo declínio produtivo de regiões maduras, como 
o Mar do Norte, do que pela paralisação temporária no Golfo do México causada pelos 
furacões Katrina e Rita, e mais importante pela desaceleração da produção da Rússia, 
que, de um aumento médio de 10% ao ano nos últimos cinco anos, caiu para 2% (BP, 
2006). 
 
 Como o petróleo de fora da OPEP não atende à nova demanda, a Organização 
passou a produzir mais, colocando em operação sua capacidade ociosa, que atualmente 
é predominantemente de óleos pesados. Embora mais do que suficiente em volume, 
essa oferta adicional mostrou-se inadequada em qualidade à demanda devido à falta de 
capacidade do parque mundial de refino (exceto para o EUA) para converter esses 
petróleos nos derivados médios e leves mais demandados, como o diesel e a gasolina. 
 
 89
 Em conseqüência, os refinadores marginais pressionaram para cima os preços 
dos óleos mais leves, como o Brent e o WTI, a fim de obter rendimento adequado ao 
perfil da demanda. Assim se explica a ocorrência de margens de refino ainda mais 
elevadas em 2005, particularmente para os refinadores com capacidade de conversão. A 
Figura 2-4 mostra o aumento das margens líquidas de refino no Golfo do México, 
região com boa capacidade de conversão. 
 
Figura 2-4–Margens Líquidas (em US$) de Refino no Golfo do México (Petrobrás, 2006) 
 
 Novos projetos de E&P de petróleo considerados grandes (aqueles de mais de 
500 milhões de barris) são contados e muito poucos. O tempo necessário para colocar 
em produção um poço desde o momento de sua descoberta é em torno de 6 anos. Dessa 
forma, qualquer descoberta recente não poderá entrar em produção antes de 2010. A 
exploração de petróleo está chegando cada vez a regiões mais remotas, onde a extração 
 90
do cru é mais custosa, normalmente é de menor qualidade e se encontra em quantidades 
menores do que os encontrados em décadas passadas. Além disso, para cada barril 
descoberto se consomem todos os dias 4 barris (THOMAS, 2001). 
 
 Este cenário aumenta a discussão de quando a produção mundial de petróleo irá 
chegar a sua máxima capacidade ou pico de produção, e inicie o seu declínio. Segundo 
a Associação para o Estudo do Petróleo e Gás (ASPO)35, a produção mundial do 
petróleo iniciará o seu declínio entre 2007 e 2010, levando a uma escassez maior que a 
atual fazendo com que o preço do petróleo alcance novos recordes a cada semana 
(ASPO, 2004). 
 
Fatores Sazonais 
 
 Os fatores sazonais também exercem influência sobre a demanda no curto prazo. 
O inverno rigoroso no Hemisfério Norte em 2005 aumentou a demanda por 
combustíveis para aquecimento, que já tem se traduzido em aumentos no preço 
internacional de petróleo e derivados nos primeiros meses do ano, fazendo com que a 
cotação do óleo bruto voltasse a romper a barreira dos US$ 50 por barril no primeiro 
trimestre de 2005. 
 
 Por outro lado, os fenômenos naturais, como o furacão Katrina, afetou áreas 
restritas num curto período e “têm apenas influências conjeturais”, pois perturbam a 
produção durante alguns dias, mas não causam estragos de maior nas infra-estruturas 
 
35 A ASPO não considera os óleos não-convencionais em sua estimativa. 
 91
básicas de produção e distribuição. Ao contrário, os incêndios no Iraque impediram a 
produção durante vários meses. 
 
Falta de credibilidade e falha das informações sobre oferta 
 
 Na indústria do petróleo é comum que as reservas de petróleo sejam 
sobreestimadas tanto pelos paises produtores e pelas majors, provocando incerteza no 
mercado, e consequentemente elevações nos preços do petróleo. 
 
 No ano de 2004, as questões empresariais decorrentes de falhas informacionais, 
no caso da Shell e de problemas fiscais, no caso da Yukos, ampliaram o grau de 
incerteza no mercado. O “efeito Shell”, que implicou na necessidade de reconhecimento 
de um menor nível de reservas provadas, acendeu uma luz amarela com relação à 
credibilidade das informações referentes à relação do indicador reservas/produção, 
afetando o valor das ações da empresa. Mesmo admitindo-se que o problema possa ser 
apenas um episódio singular, é bastante compreensível a reação de desconfiança de 
muitos operadores, traduzida pela manutenção de prêmios mais elevados para cobrir os 
riscos informacionais (PINTO JR, 2005). 
 
 O caso da Yukos provocou-se certa desconfiança sobre a capacidade de 
produção e exportação russa, pois as relações do governo russo com a empresa 
petrolífera têm sido tensas. O governo vem exigindo pagamentos de impostos atrasados 
em valores extremamente elevados (US$ 3,4 bilhões) e já colocou na cadeia seu 
presidente por alegações de evasão fiscal e fraude (NONNENBERG, 2004). 
 
 92
 A Arábia Saudita, além de ser maior produtor mundial de petróleo, sempre foi 
responsável por incrementar a produção mundial de petróleo quando ocorreram 
interrupções no fornecimento e em períodos em que os preços do petróleo estiveram em 
alta por questões políticas. Muitos especialistas começam a duvidar se é real a 
capacidade de produção diária (cerca de9,5 milhões de barris dia) desse país e 
questionam severamente a confiabilidade dos dados disponíveis relacionados à 
capacidade restante de produção desta nação árabe e sobre todo o volume de suas 
reservas (Campbell e Laherrère, 1998). 
 
 Em 1988 a Arábia Saudita foi o último dos países da OPEC a aumentar do dia 
para a noite as suas reservas declaradas, de modo a ter maior quota de produção, na 
altura para cerca de 240 mil milhões de barris. Desde então este país produziu 46 mil 
milhões de barris, mas pouco alterou as reservas declaradas, situando-as em 264 mil 
milhões de barris em 2004, quando um novo aumento aumentou suas reservas 
declaradas para pelo menos 464 mil milhões de barris (BP, 2006). 
 
Instabilidade geopolítica no Oriente Médio 
 
 A incerteza quanto ao equilíbrio geopolítico no Oriente Médio faz com que o 
mercado de petróleo continue cobrando um prêmio de risco. As fontes de incerteza 
vieram da permanência da instabilidade política e institucional no Iraque, que vêm 
periodicamente dificultando as exportações. Hoje, as tensões políticas na região ainda 
exercem grande influência no mercado. No entanto, cada vez mais o mercado se volta 
para analisar quais serão os novos investimentos do Iraque, uma vez que sua capacidade 
 93
de produção foi prejudicada dados os diversos ataques sofridos. O mercado também 
aguarda a estabilização do novo governo que assumiu em Janeiro de 2005. 
 
 Além disso, o aumento das tensões entre EUA e Irã culmina com o reforço das 
fontes de incerteza quanto ao equilíbrio geopolítico no Oriente Médio. Do mesmo 
modo, um agravamento estrutural do conflito entre Israel e Palestino poderia acarretar 
num alinhamento estratégico por parte dos países árabes produtores no sentido de 
reduzir explicitamente a produção. 
 
 
 Concluindo, os altos preços atuais do petróleo é resultado de vários fatores que 
produziram a elevação significativa dos preços no passado e permaneceram ativos. 
Neste contexto, mudanças conjunturais na estrutura de oferta e demanda, como por 
exemplo, condições climáticas rigorosas ou greves em países produtores, favorecem os 
movimentos especulativos de curto prazo e tendem a reforçar as pressões de alta. 
 
 No mercado petrolífero há "uma inelasticidade extrema" da procura e da oferta 
em relação ao preço do barril no curto prazo. Isso significa que qualquer alteração na 
procura (consumidores e importadores) ou na oferta (produtores e exportadores), 
mesmo que pequena, provoca sempre variações significativas no preço. Daí a chamada 
volatilidade do preço do crude - variações exageradas para cima ou para baixo, em 
função de 'choques' na procura ou na oferta. 
 
 Sem a reversão das condições atuais no plano geopolítico, no comportamento 
aquecido da demanda e na resolução dos gargalos de oferta na capacidade de produção, 
devemos esperar pela continuidade da situação de preços elevados e voláteis, pois o 
 94
mercado tende a pedir prêmios elevados e parece ainda não conhecer a nova banda de 
flutuação que poderia reduzir a amplitude da volatilidade e estabilizar as transações. 
 
2.6 Os Maiores Beneficiados com os Preços Altos de Petróleo 
 
 Imagina-se que os únicos beneficiados com os altos preços do petróleo são os 
países produtores que aumentam suas receitas com a exportação de seu principal 
produto. Porém, existem outros agentes da indústria do petróleo que também se 
beneficiam com o atual cenário de preços altos. 
 
 No último relatório, atualizado no ano de 2005, a OPEP estima que a cada ano o 
petróleo gere cerca de US$ 320 bilhões somente em tributos recolhidos pelos governos 
dos países integrantes do G-7, enquanto a cada ano os países membros da OPEP 
receberiam apenas cerca de US$ 250 bilhões. Ainda de acordo com suas estimativas, 
entre os anos de 2000 e 2004, os governos do G-7 teriam arrecadado US$ 1,600 bilhões 
sobre o petróleo contra apenas US$ 1,300 bilhões da OPEP (OPEC, 2005). 
 
 Entre os países do G-7 os maiores tributos sobre o petróleo são cobrados no 
Reino Unido, seguido em ordem decrescente pela Itália, Alemanha, França, Japão, 
Canadá e, finalmente, Estados Unidos. Com raras exceções e inversões, esta é a mesma 
ordem dos preços do litro de gasolina nestes países, significando mais uma vez que, em 
boa parte, o preço final ao consumidor da gasolina depende fundamentalmente da 
grandeza dos tributos. Estes dados apresentados pela OPEP significam, sem sombra de 
dúvida, que os governos obtêm maior parcela da renda petrolífera do consumidor do 
que os países produtores e/ou as empresas de petróleo. 
 95
 
 Além dos governos as empresas de petróleo também lucram e se capitalizam 
podendo aumentar os próprios investimentos no setor e, dessa forma, descobrir mais 
óleo, aumentar o fator de recuperação dos velhos campos, desenvolver tecnologia e 
novos produtos, além de propiciarem níveis mais elevados de empregos e 
desenvolvimento econômico em suas respectivas áreas de atuação. 
 
 No caso do Brasil, onde temos uma empresa petrolífera estatal com capital 
aberto, a Petrobrás vem adquirindo força exportadora. Em 2005, suas exportações de 
petróleo foram da ordem de 352 mil barris dia, representando um aumento de 45% em 
relação ao ano anterior. Dessa forma, o preço elevado no mercado internacional vem 
contribuindo para o aumento da receita da empresa. Por conta desse desempenho, a 
empresa vem diminuindo o déficit em sua balança comercial (PETROBRAS, 2005). 
 
 O aumento do preço do petróleo e a taxa de câmbio elevam a valoração da 
produção da Petrobrás, pois ao aumentar o preço de realização dos derivados 
produzidos nas refinarias da empresa, eleva também a sua receita. Em última instância, 
o aumento das receitas da Petrobrás implica maiores dividendos pagos aos acionistas, 
onde se inclui o próprio governo. 
 
 Além destes dois fatores acima, no Brasil, cabe ressaltar um mais relevante que 
diz respeito à arrecadação de royalties. De acordo com a Portaria numero 155 da ANP, 
instituída em 1998, o preço mínimo do petróleo produzido em campos brasileiros, o 
qual é referência para o cálculo das participações governamentais, passou a variar de 
acordo com a taxa de câmbio real/dólar e com os preços do petróleo tipo Brent. 
 96
Observa-se, assim, que a evolução da apuração do valor de royalties a partir de 1998 
segue claramente a influência dos preços do petróleo internacional e relativos entre as 
moedas. 
 
 
Figura 2-5–Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e média mensal da taxa 
de câmbio comercial (R$/US$) (ANP, 2005). 
 
 
Figura 2-6–Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e cotação média mensal 
do petróleo Brent Dated no mercado Spot (US$/Barril) (ANP, 2005). 
 
 97
 No primeiro semestre de 2006, o pagamento de royalties e participação especial 
sobre a produção de petróleo e gás natural sofreu um aumento significativo em relação 
ao mesmo período de 2005, devido à manutenção em um nível elevado do preço do 
petróleo no mercado internacional e da crescente produção nacional. A receita de 
royalties no priemeiro semestre de 2006 atingiu R$ 3,6 bilhões, com um crescimento de 
28% em relação ao mesmo período de 2005. A receita de participação especial alcançou 
R$ 3,9 bilhões, representando um aumento de 23% sobre a receita do ano anterior. Do 
total de R$ 7,5 bilhões arrecadados de royalties e participação especial, 61%, ou seja, 
R$ 4,6 bilhões destinaram-se aos estados e municípios brasileiros, enquanto o restante 
ficou com a União. Desses R$ 4,6 bilhões, 71%, (R$ 3,2 bilhões), foram arrecadados 
pelo estado do Rio de Janeiro e seus municípios (GLOBO ON-LINE, 2006). 
 
 Finalmente podemos concluir que os ganhadores com a alta do preço do 
petróleo são os governos, os países produtores, as empresas de petróleo e os acionistas 
destas empresas. 
 98
3333 O Pico da Produção do Petróleo 
 
 
 O objetivo dessa seçãoé detalhar o conceito de Pico do Petróleo, que proclama 
o inevitável declínio e subseqüente término da produção de petróleo em qualquer área 
geográfica em questão. De acordo com a teoria, seja em apenas um poço de petróleo ou 
no planeta inteiro, a taxa de produção tende a seguir uma curva normal. No início da 
curva (pré-pico), a produção aumenta com o acréscimo de infra-estrutura produtiva. Já 
na fase posterior (pós-pico), a produção diminui devido ao esgotamento do recurso. 
Trata-se de tema de grande importância, uma vez que há indícios de que o pico – 
correspondente ao ponto médio da curva – ocorrerá dentro de poucos anos. 
 
 Sendo consumido em maiores quantidades do que a natureza é capaz de prover, 
não há como negar, o petróleo poderá acabar. O problema é quando vai acabar. 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. 
 
 Caso essas previsões estejam corretas, a crise de oferta é iminente, e pouco 
poderá ser feito para amenizar seus efeitos danosos para a economia mundial. 
Provavelmente, o ajuste inicial do mercado de petróleo seria feito por meio de uma 
forte retração da demanda, pressionado pelos preços elevados, o que se traduziria em 
uma forte e duradoura recessão mundial. Somando-se a isso, a substituição do petróleo 
 99
por outras fontes de energia teria de ocorrer de forma abrupta e constante para manter 
estáveis os níveis de atividade econômica. 
 
3.1 O Pico de Hubbert 
 
 Na literatura referente à produção de petróleo, é muito freqüente a utilização da 
relação reservas/produção quando se discute o futuro do petróleo. As estimativas mais 
comuns são de que as reservas provadas atingem cerca de um trilhão de barris, o que, 
considerando-se a produção atual de cerca de 25 bilhões de barris/ano, garantiria o 
atendimento da demanda por 40 anos (BP, 2006). A ampla divulgação dessa relação e 
sua utilização sem ressalvas, além de contribuir de forma decisiva, sem dúvida, para a 
falta de preocupação da opinião pública com o suprimento de petróleo a médio e longo 
prazo, pressupõem que a evolução da produção segue um dos perfis abaixo: 
• aumento até um certo patamar, que se mantém por vários anos, seguido de 
rápido declínio; e 
• aumento constante até um pico, seguido de declínio muito rápido. 
 
 A curva habitual da produção de um determinado campo de petróleo, entretanto, 
não obedece a nenhum desses dois padrões. O petróleo – assim como o gás natural – se 
origina, como é amplamente conhecido, de alterações químicas sofridas por sedimentos 
orgânicos ao longo de milhões de anos. O material orgânico inicialmente sólido 
transforma-se em uma mistura de hidrocarbonetos líquida – ou gasosa – que preenche 
os interstícios de uma camada rochosa. Ocorre que esses hidrocarbonetos, em virtude de 
serem menos densos que o material orgânico original, estão submetidos a considerável 
pressão por parte das rochas que os contêm (Campbell, 1997). Ao se perfurar um poço, 
 100
a pressão nos poros da camada rochosa faz com que o petróleo ou o gás subam até à 
superfície. 
 
 O papel da pressão da jazida explica o perfil de extração normalmente 
encontrado em poços de petróleo. Após uma rápida expansão até um pico, a extração 
decresce gradativamente, à medida que cai a pressão da jazida e o fluxo do petróleo em 
seu interior é dificultado pela tensão superficial dos poros (Campbell, 1997). 
 
 
Figura 3-1–Curva Natural de Extração (Campbell, 1997). 
 
 A queda da pressão e o fluxo de petróleo são influenciados por diversos fatores, 
cuja análise detalhada está fora do escopo deste trabalho. O importante, para os nossos 
fins, é observar que a curva de exaustão de um poço de petróleo diverge da sugerida 
pela relação reservas/produção. O que se aplica a um poço individual é válido, em 
linhas gerais, para uma jazida ou uma província petrolífera. A única – e crucial – 
diferença é que, em face da otimização da produção de diversos poços, a produção de 
uma província petrolífera segue, aproximadamente, uma curva normal (Campbell e 
Laherrère, 1998). Caso o poder de mercado da empresa proprietária da jazida seja 
suficientemente grande para controlar a taxa de extração, é possível que se verifique um 
 101
patamar, e não um pico, embora sem modificações nos períodos de crescimento e 
declínio (Campbell, 1997). 
 
Figura 3-2–Extração de uma Província Petrolífera (Campbell e Laherrère, 1998) 
 
 Baseando-se nos perfis de extração expostos acima, o geólogo M. King Hubbert 
previu, em 1956, que a produção de petróleo dos Estados Unidos chegaria ao pico em 
torno de 1970, seguindo-se um longo período de declínio (Deffeyes, 2001). A previsão 
revelou-se correta (o pico foi atingido em 1969) e pode ser considerada como a origem 
remota dos estudos a respeito da exaustão do petróleo comentados nesse capítulo. O 
ponto em que a produção atinge o máximo foi denominado Pico de Hubbert, em sua 
homenagem. 
 
 A metodologia utilizada por Hubbert é relativamente simples. A premissa inicial 
é que as jazidas de petróleo são descobertas, em geral, de acordo com a seqüência 
descrita a seguir (Hubbert, 1956): 
• em primeiro lugar, descobrem-se as jazidas mais acessíveis (por exemplo, 
situadas a pouca profundidade); 
 102
• à medida que evoluem as tecnologias de prospecção e o conhecimento 
geológico da província em questão, descobrem-se as jazidas de maior dimensão; 
e 
• as últimas jazidas a serem descobertas serão as de acesso mais difícil e de 
dimensões relativamente reduzidas. 
 
 Essa seqüência corresponde, aproximadamente, a uma curva normal, cujo ponto 
médio seria ocupado pela jazida de maior porte da região. Tal perfil de descobertas não 
é apenas hipotético, sendo semelhante ao verificado em diversas regiões. Já a curva de 
produção, por outro lado, também é aproximadamente normal, como visto, desde que os 
produtores não interrompam “artificialmente” o aumento da extração (hipótese pouco 
realista numa conjuntura de crescimento do consumo). 
 
 A evolução da produção numa província determinada, portanto, pode ser 
estimada com razoável precisão até o esgotamento, desde que sejam conhecidas a 
seqüência temporal da produção e o total das reservas. Esse total, por sua vez, pode ser 
estimado a partir da seqüência das descobertas. Como as duas seqüências seguem, em 
linhas gerais, o mesmo padrão (curva normal), é possível confirmar a curva de 
produção defasando tipicamente de algumas décadas a curva das descobertas, conforme 
pode ser observado na Figura 3-3. 
 103
 
Figura 3-3–Exemplo Ilustrativo da Correlação entre o Pico de Produção e as Descobertas 
(Campbell, 1997). 
 
 A previsão de Hubbert foi bastante facilitada, sem dúvida, pela abundância de 
informações a respeito da produção e das descobertas de petróleo nos Estados Unidos, 
assim como pelo fato de que a evolução da produção norte-americana obedece 
basicamente a fatores de ordem econômica. A tentativa de estimar o pico da produção 
mundial – que será objeto da próxima seção – é muito mais difícil. De fato, as 
informações a respeito da produção e das reservas são de qualidade muito desigual e, 
com freqüência, pouco confiável. Além disso, a produção de petróleo na região mais 
importante –o Golfo Pérsico – sofreu forte influência de fatores políticos por muito 
tempo, o que distorce consideravelmente as projeções. 
 
3.2 Estimativas da Ocorrência do Pico da Produção Mundial 
 
 O método desenvolvido por Hubbert para prever o futuro da extração de 
petróleo nos EstadosUnidos pode ser aplicado ao mundo como um todo, o que foi feito, 
 104
em 1982, pelo próprio Hubbert (Deffeyes, 2001). Para tanto, basta estimar a totalidade 
do petróleo existente (em condições de ser extraído de forma econômica) e a taxa de 
crescimento da produção. No momento em que a produção acumulada atingir a metade 
– ou, no mínimo, a vizinhança da metade – do total existente, a produção estará no 
máximo e tenderá a declinar a partir desse ponto. 
 
 A grande dificuldade para efetuar esse cálculo consiste, como seria de esperar, 
em conhecer a totalidade do petróleo existente. De fato, as informações sobre reservas 
são pouco confiáveis e, freqüentemente, consideradas segredo de Estado. A proporção 
do petróleo recuperável economicamente, por outro lado, depende fortemente da 
evolução da tecnologia da extração. Finalmente, o próprio crescimento da demanda só 
pode ser projetado com alguma incerteza, já que envolve, por exemplo, o cálculo da 
elasticidade de substituição por outras fontes de energia. 
 
 Levando em conta as dificuldades mencionadas, os especialistas que aceitam as 
idéias de Hubbert, dispuseram-se a dimensionar, com o máximo de consistência 
possível, o montante do petróleo economicamente recuperável e, por conseguinte, a 
data de ocorrência do pico [Campbell (1997), Laherrère (2000), Deffeyes (2001)]. O 
resultado desses esforços será apresentado a seguir. 
 Para estimar o total do petróleo recuperável, é preciso quantificar: 
• a produção acumulada; 
• as reservas conhecidas; 
• as reservas a serem descobertas ou a probabilidade de adição de reservas; e 
• a evolução futura da taxa de extração. 
 
 105
 A produção acumulada não oferece, naturalmente, grandes problemas. A 
situação é bem diferente no que se referem às demais questões, a começar pelas 
reservas conhecidas. Com efeito, a definição de “reserva” de petróleo varia de modo 
substancial, conforme os países ou empresas produtores. 
 
 Além do valor absoluto das reservas, é fundamental levar em consideração em 
que data elas foram descobertas. De fato, boa parte do crescimento das reservas se deve 
à reavaliação das já conhecidas, e não à descoberta de novas jazidas. Alguns autores, 
utilizando informações de bases de dados privadas, procuraram eliminar esse 
“crescimento” aparente através do chamado backdating, técnica que permite antecipar 
que, se as reservas em uma jazida são reavaliadas, o valor revisto é considerado como 
estando presente na data em que ela foi descoberta (Illum et alii, 2003). A Figura 3-4 
permite comparar a evolução das reservas mundiais de petróleo, de acordo com a 
técnica do backdating e com os métodos usuais. 
 
 
Figura 3-4– Reservas Mundiais de Petróleo (Em Bilhões de Barris) segundo Estimativas do Oil 
& Gás Journal e Laherrère (2000) – 1950/2010 (Laherrère, 2000). 
 
 106
 O gráfico da Figura 3.4 torna perfeitamente claro – supondo, naturalmente, que 
as estimativas dos autores citados sejam corretas – o caráter errôneo da percepção 
generalizada de que as reservas têm crescido regularmente, apesar do aumento da 
produção. É fácil imaginar as conseqüências de uma mudança nessa percepção para as 
expectativas quanto ao futuro da produção, e dos preços, do petróleo. 
 
 Antes de examinar as perspectivas de novas descobertas, é necessário analisar, 
sumariamente, os aumentos das reservas declaradas por países e empresas produtores 
que, aparentemente, não estão relacionados com novas jazidas. O exemplo mais nítido, 
sem dúvida, é o dos países da Opep, cuja produção obedece a um sistema de quotas, 
estabelecido em 1982, no esforço de manter os elevados preços então vigentes 
(YERGIN, 1990). O sistema de quotas, entretanto, não conseguiu deter a acentuada 
queda dos preços a partir de 1986, motivada, principalmente, pelo grande aumento na 
produção de países não pertencentes à Opep, o que levou os seus membros a tentar 
aumentar suas quotas individuais, de modo a compensar a queda nos preços pelo 
aumento da produção. Como as reservas declaradas constituem um dos fatores para 
determinar as quotas de cada membro, o resultado foi o grande crescimento das 
reservas, o que parece suspeito a muitos analistas do setor, por não corresponder a 
descobertas conhecidas (Campbell, 1997). Nesse contexto, existem razões para supor 
que a Arábia Saudita estaria próxima do pico, já que a maior parte de sua produção é 
extraída de um único campo que já produz há muitos anos. 
 107
Tabela 3-1 – Aumentos anômalos reportados das reservas – 1980/1995 
 
Abu 
Dhabi 
Dubai Irã Iraque Kuwait 
Arábia 
Saudita 
Venezuela 
1980 28,0 1,4 58,0 31,0 65,4 163,3 17,9 
1981 29,0 1,4 57,5 30,0 65,9 165,0 18,0 
1982 30,6 1,3 57,0 29,7 64,5 164,6 20,3 
1983 30,5 1,4 55,3 41,0 64,2 162,4 21,5 
1984 30,4 1,4 51,0 43,0 63,9 166,0 24,9 
1985 30,5 1,4 48,5 44,5 90,0 169,0 25,9 
1986 31,0 1,4 47,9 44,1 89,8 168,8 25,6 
1987 31,0 1,4 48,8 47,1 91,9 166,6 25,0 
1988 92,2 4,0 93,0 100,0 91,9 167,0 56,3 
1989 92,2 4,0 92,9 100,0 91,9 167,0 58,0 
1990 92,2 4,0 92,9 100,0 94,5 257,5 59,0 
Fonte: Campbell (1997) 
Obs: Os aumentos estão sublinhados em negrito 
 
 A prática de declarar níveis de reservas provadas que não correspondem à 
realidade não está restrita aos países exportadores de petróleo, pois há indícios de que 
algumas empresas petrolíferas subestimam o volume das reservas contabilizadas em 
seus relatórios financeiros periódicos. O objetivo seria, aparentemente, apresentar aos 
investidores do mercado de capitais um quadro de crescimento regular das reservas 
(principal ativo dessas empresas), de modo a garantir a valorização contínua de suas 
ações (Laherrère, 2000). O recurso à subestimação, no entanto, tem limites, já que em 
algum momento o crescimento declarado das reservas colidiria com a realidade, o que 
seria uma explicação para a surpreendente revisão para baixo das reservas da Shell, 
ocorrida em janeiro de 2004 (Aspo, 2004). 
 
 108
 Levando em conta os ajustes mencionados acima, os seguidores de Hubbert 
reunidos na (Aspo) - A Associação para o Estudo do Pico do Petróleo e Gás (ASPO) foi 
fundada pelo geólogo irlandês Colin Campbell, e tem como principal objetivo estudar o 
momento do pico destes dois recursos. Esta associação argumenta que o modelo de 
Hubbert é fundamentalmente correto - estimam que as reservas provadas de petróleo 
convencional (excluídos os provenientes das regiões polares e de águas profundas) são 
da ordem de apenas 780 bilhões de barris, em contraste com a estimativa de 1.200 
bilhões da British Petroleum. Já o dimensionamento da quantidade de petróleo a ser 
descoberta é, naturalmente, muito mais controverso que o das reservas existentes e 
constitui o núcleo da discórdia entre os seguidores de Hubbert e o meio petrolífero 
(mainstream) em geral. A estimativa da Aspo (2004) é de 150 bilhões de barris. 
 
 As conclusões dos defensores do modelo de Hubbert serão expostas a seguir, 
mostrando-se em contraposição o ponto de vista da Energy Information Administration 
(EIA), órgão especializado do governo norte-americano. 
 
 O procedimento usado por Hubbert para estimar o total de petróleo existente nos 
Estados Unidos foi generalizado por seus seguidores para estimar o total mundial 
[Campbell (1997), Laherrère (2000), Deffeyes (2001)]. O grau de incerteza do resultado 
é bem maior, em virtude, como já foi mencionado, da qualidade inferior das 
informações disponíveis e da evolução menos regular das descobertas e da produção. 
 
 Para definir a data do pico mundial – que estará situado no entorno do ponto 
médio da curva de produção global – é preciso quantificar a totalidade do petróleo 
recuperável existente. Cabe salientar que a maior parte do petróleo contido nas jazidas 
 109
(oil in place) não é recuperável, mesmo com as tecnologias mais avançadas. O total do 
petróleo recuperável consiste na soma de produção acumulada + reservas + reservasa 
descobrir. Pela definição adotada pela Aspo – que é bastante restritiva – para o petróleo 
convencional36, os valores são os seguintes, em bilhões de barris: 
• produção acumulada até 2003: 920; 
• reservas conhecidas: 780; 
• reservas a descobrir: 150; e 
• total: 1.850. 
 
 O pico seria, portanto, iminente, já tendo ocorrido em 2005. A participação 
crescente do petróleo não-convencional – que na definição da Aspo abrange o petróleo 
das regiões polares, o de águas profundas e os líquidos de gás natural – teria pouca 
influência, deslocando o pico para 2006. A inclusão do petróleo não-convencional eleva 
o montante do petróleo recuperável para cerca de 2,5 trilhões de barris. 
 
Figura 3-5–Produção de Petróleo Convencional e Não-Convencional 1930/2050 (ASPO, 
2004). 
 
 
36 Pela definição da ASPO para petróleo convencional são excluídos o petróleo offshore de águas 
 110
 A data estipulada na Figura 3-5 pode parecer excessivamente próxima. Trata-se, 
no entanto, de questão crucial: basta imaginar as conseqüências da redução contínua da 
oferta da fonte de energia usada nos transportes para a economia global. Não é 
surpreendente que a própria idéia do Pico de Hubbert enfrente tanta resistência. O 
detalhamento das estimativas do pico de produção de petróleo convencional segundo 
região encontra-se na Tabela 3-2. 
 
Tabela 3-2 – Previsão do Pico do Petróleo segundo Região – 2005/2050 
Extração Anual de Petróleo Convencional 
(milhões de Barris/Dia) 
Região 
2005 2010 2020 2050 
Bilhões de 
Barris 
(Total) 
Data do 
Pico* 
Estados Unidos 
(menos Alasca) 
3,6 2,8 1,7 0,4 200 1969 
Europa 5,0 3,6 1,8 0,3 75 2000 
Rússia 9,1 10,0 5,5 0,9 210 1987 
Golfo Pérsico 19,0 19,0 17,0 10,0 675 1974 
Outras Regiões 27,0 23,0 17,0 9,0 690 1997 
Total 64,0 58,0 43,0 20,0 1.850 2005 
Fonte: ASPO (2004) 
* Os picos regionais ocorreram anteriormente ao pico global projetado em virtude do caráter 
atípico das curvas de produção dos países da OPEP e da antiga União Soviética, entre as 
décadas de 1970 e 1990. 
 
 Antes de apresentar o cenário adotado pela EIA, é interessante observar que dois 
argumentos distintos parecem corroborar a previsão de que o pico da produção está 
próximo: em primeiro lugar, de acordo com algumas estimativas, em cerca de metade 
dos países produtores a quantidade extraída anualmente está em queda, ou seja, já 
passou do pico, encontrando-se nessa situação alguns dos maiores produtores mundiais, 
 
profundas, areias betuminosas do Canadá e o petróleo pesado da Venezuela. 
 111
como Estados Unidos, Grã-Bretanha, Noruega, Canadá37 e Indonésia (este último país, 
embora faça parte da OPEP, tornou-se recentemente importador de petróleo); além 
disso, em segundo lugar, o pico das descobertas ocorreu em meados da década de 
196038, enquanto na atualidade o volume descoberto anualmente corresponde a menos 
de um terço, aproximadamente, da produção (ASPO, 2004). A Figura 3-6 ilustra a 
evolução das descobertas desde 1930. 
 
 
Figura 3-6–Produção x Descobertas (ASPO, 2004). 
 
 Para estimar o total do petróleo recuperável existente no mundo, a EIA utiliza-se 
de metodologia bastante diferente da que foi discutida até agora, adotando os métodos 
de outro órgão governamental, o United States Geological Survey (USGS). Em vez de 
 
37 Parcela expressiva da produção canadense atual é formada por petróleo não-convencional (areias 
asfálticas). Porém, a produção/reservas cresce consideravelmente com o petróleo não-convencional. O 
mesmo ocorre com a Venezuela. 
38 Por outro lado, no Oriente Médio apenas 2% dos poços pioneiros foram perfurados entre 
1984 e 2005. Logo, permanece uma perspectiva de adições de reservas nessa região e fica a 
pergunta se o pico das descobertas se deu apenas por questões físicas, ou se aspectos de acesso, 
 112
estimar o total a partir da extrapolação da tendência histórica das descobertas, o método 
do USGS divide a superfície da Terra em numerosas regiões, e em cada uma delas, com 
base em suas características geológicas, procura então calcular a quantidade de petróleo 
recuperável original, considerando uma certa distribuição de probabilidade (95%, 50% 
e 5%). A projeção do USGS, além disso, supõe que a taxa de extração, ou seja, a 
proporção do petróleo original que pode ser recuperável economicamente, irá elevar-se 
dos 30% atuais para 40%, em virtude do progresso das tecnologias de extração. 
 
 Em documento divulgado em 2003, é interessante observar que a IEA declara-se 
seguidora das idéias de Hubbert, uma vez que o modelo utilizado trabalha com o 
conceito de pico de produção. Verifica-se, no entanto, uma diferença fundamental em 
relação ao modelo original de Hubbert: enquanto a curva de produção se mostra 
assimétrica, a etapa de declínio é muito mais rápida que a de crescimento (IEA, 2003). 
Dessa forma, o pico, nas projeções da EIA, encontra-se muito distante, no futuro, do 
ponto médio da produção. 
 
 A combinação das probabilidades estimadas pelo USGS para o total de petróleo 
recuperável com três projeções de crescimento da demanda resultou no conjunto de 
nove cenários para o pico de produção de petróleo. Os três cenários com crescimento de 
2% da demanda por óleo cru são apresentados na Figura 3-7: 
 
tecnologia e estratégia de NOCs também são importantes (por exemplo, redução de esforço 
exploratório em função de elevada Reservas/Produção). (SZKLO, 2006).. 
 113
 
Figura 3-7–Cenários de produção anual com taxas de crescimento de 2% e diferentes níveis de 
reservas recuperáveis – 1900 – 2125 (em bilhões de Barris/Ano) (EIA, 2003). 
 
 Embora a análise detalhada dos vários cenários esteja fora do escopo deste 
trabalho, talvez seja conveniente duas objeções formuladas por especialistas aos 
cenários da EIA (2003): 
• a rapidez do declínio é pouco compatível com as condições geológicas da 
maioria das jazidas de petróleo; e 
• as tecnologias que permitiriam o aumento da taxa de extração de 30% para 40% 
defrontam-se com problemas para ser aplicadas em numerosas jazidas e 
dependem do preço do petróleo (Aspo, 2003). 
 
 O aparente otimismo das projeções da EIA pode ser constatado pelo exame da 
Figura 3-8, que reúne diversas estimativas das reservas mundiais de petróleo feitas por 
vários autores em datas diferentes. Das 24 estimativas, as duas maiores são a média e a 
otimista do USGS, verificando-se igualmente que a maior parte das estimativas está 
mais próxima das de Campbell que da projeção média do USGS. 
 114
 
 
Figura 3-8–Estimativas publicadas das reservas mundiais em trilhões de barris (EIA, 2003) 
 
 Apesar do otimismo das projeções da EIA, algumas companhias petrolíferas já 
reconhecem a ocorrência do pico petrolífero. A Repsol YPF, a principal companhia 
petrolífera espanhola, reconheceu formalmente a realidade do pico petrolífero. O 
reconhecimento foi feito durante a última conferência da European Association of 
Geoscientists and Engineers, onde apresentou ali o seguinte gráfico (Figura 3-9) do 
declínio: 
 115
 
Figura 3-9–Produção mundial de petroleo 1930 – 2050 (YPF, 2005). 
 
 A Chevron também já reconhece publicamente o pico petrolífero através de 
anúncios nos veículos de media39 e criou um site na internet 
http://www.willyoujoinus.com (será que você se juntará a nós?) destinado a promover o 
diálogo acerca dessas questões. 
 
 Além disso, a ameaça do fim da era do petróleo vem provocando mudanças de 
enfoque nas principais empresas petrolíferas do mundo. É o caso, por exemplo, da BP, 
que inclusivealterou seu nome de British Petroleum para Beyond Petroleum; 
ExxonMobil, Shell e a própria Petrobras, que tornaram públicas suas estratégias de 
investir no desenvolvimento de energéticos alternativos ao petróleo, tal como o gás 
natural, a célula de hidrogênio, a energia solar, a eólica e o biocombustível, 
transformando-se em verdadeiras empresas de energia. 
 
39 A Chevron publicou um anúncio no qual afirma que "O mundo consome dois barris de petróleo por 
cada barril descoberto. Devemos preocupar-nos?". 
 116
 
3.3 Posicionamento Estratégico do Brasil: Riscos e Oportunidades 
 
 
 O pico de produção de petróleo no Brasil é bastante difícil de ser previsto40 
devido à localização em águas profundas das principais reservas, que elevam o custo do 
investimento em procura e mapeamento de novas áreas de produção. Ao final de 2004, 
cerca de 91% das reservas brasileiras provadas de petróleo, de 11,2 bilhões de barris, 
localizavam-se no mar. A distribuição geográfica das reservas pode ser observada na 
Tabela 3-3: 
 
40 Segundo SZKLO (2006), as curvas de produção de petróleo, modeladas segundo Hubbert para o Brasil, 
indicariam picos de produção com defasagem de 15 anos, conforme se evoluiu de reservas com 75% de 
certeza (pico 3,27 Mbpd em 2020) para reservas com 50% (pico 3,28 Mbpd em 2028) e 30% de certeza 
(Mbpd em 2036). 
 117
Tabela 3-3 – Distribuição Geográfica das Reservas Brasileiras de Petróleo 
Local Estado 
Reserva Provada 
(Milhões de Barris) 
Reserva Total 
(Milhões de Barris) 
Terra Alagoas 10,9 24,7 
 Amazonas 100,0 123,8 
 Bahia 214,8 402,5 
 Ceará 6,8 17,6 
 Espírito Santo 58,4 112,7 
 Rio Grande do Norte 250,2 310 
 Sergipe 223,3 307,9 
 Subtotal 864,5 1.299,3 
Mar Alagoas 1,6 2,0 
 Bahia 2,3 6,1 
 Ceará 70,1 79,2 
 Espírito Santo 1.205,6 1.530,6 
 Paraná2 14,8 44,0 
 Rio de Janeiro1 8.931,1 11.514,2 
 Rio Grande do Norte 67,4 116,0 
 São Paulo 39,9 63,0 
 Santa Catarina3 9,9 21,0 
 Sergipe 36,1 93,1 
 Subtotal 10.378,8 13.469,2 
Total 11.243,3 14.768,4 
Fonte: ANP, 2005 
1
 As reservas do campo de Roncador estão apropriadas totalmente no estado do Rio de Janeiro 
por simplificação. 
2
 As reservas do campo de Tubarão estão apropriadas totalmente no estado do Paraná por 
simplificação. 
3
 Incluindo as reservas dos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Bicuda, Baleia Franca, 
Lagosta, Mexilhão e Salema Branca, ainda não formalmente reconhecidas pela ANP. 
 
 O crescimento da produção de petróleo no Brasil vem sendo bastante 
significativo: entre 1993 e 2003, quando foram produzidos 545 milhões de barris, houve 
 118
um aumento de 112%. A produção é fortemente concentrada na Bacia de Campos, 
sendo o Rio de Janeiro responsável por 84% do petróleo produzido em 2003 (ANP, 
2005). 
 
 A produção de novos campos com planos de desenvolvimento aprovados, 
listados pela ANP, indica crescimento até 2009, porém será necessário descobrir e 
desenvolver outros campos de grande porte nos próximos anos para que a tendência de 
crescimento se mantenha, porque o campo de Marlim, o principal da Bacia de Campos, 
estaria próximo de atingir o pico de produção. Vale ressaltar, no entanto, que é 
planejado um investimento de US$ 34,1 bilhões em exploração e produção de novas 
áreas no período 2006/10, valores que representam um incremento de US$ 13,6 bilhões 
em relação à previsão realizada para o período 2003/07 e poderão ser revertidos em 
incremento das reservas nacionais de petróleo (PETROBRAS, 2005). 
 
 Aparentemente, nos últimos anos a Petrobras concentrou esforços na exploração 
dos campos já provados, que demandaram vultosos investimentos em um período de 
preços e rentabilidade relativamente baixos. Nesse cenário de restrição de fontes de 
recursos, a opção parece ter sido investir menos na prospecção de novas áreas de 
produção e na recomposição de suas reservas e mais no desenvolvimento e produção 
dos campos existentes. 
 
 Há evidências de que a geologia do Atlântico Sul é uma das mais favoráveis ao 
descobrimento de novas reservas de petróleo em águas profundas (Aspo, 2003). Além 
disso, há uma possibilidade de o potencial exploratório no Brasil esteja subestimado, 
devido ao atual estágio do conhecimento de suas bacias. Neste caso, um instrumento 
 119
útil de análise da maturidade exploratória de regiões é o Indicador de Intensidade 
Exploratória (IE), que consiste na razão área sedimentar/número de poços perfurados 
(exploratórios ou totais). O IE brasileiro varia entre o valor de aproximadamente 10 
Km2/PExp (quilômetros quadrados/poço exploratório) no Recôncavo Baiano, a bacia 
sedimentar mais explorada, e aproximadamente 21.000 Km2/PExp na Bacia do 
Parnaíba, a menos explorada (SZKLO, 2006). No Brasil existem ainda áreas de 
fronteiras quase que totalmente inexploradas, como, por exemplo, a Bacia do Parecis-
Alto Xingu com apenas dois poços perfurados, perfazendo um IE de 177.700 
Km2/PExp (SZKLO, 2006). Na média, o IE brasileiro situa-se em torno de 1.100 
Km2/PExp ou 305 Km2 (quilômetros quadrados por poços totais, incluindo os de 
desenvolvimento) – (SZKLO, 2006). Assim, mesmo as bacias consideradas maduras no 
Brasil seriam consideradas pouco exploradas em países com o Estados Unidos. 
Adicionalmente, os esforços exploratórios até hoje aplicados na maior parte das bacias 
inferiores do país foram reduzidos e certamente ainda insuficientes para uma efetiva 
análise critica de seu real potencial petrolífero (SZKLO, 2006). 
 
 Portanto, do ponto de vista da oferta de fontes de energia, o posicionamento 
estratégico do país é bastante favorável. O Brasil estaria relativamente bem preparado 
para absorver um novo choque do preço do petróleo ou até mesmo uma diminuição da 
produção mundial após o pico de produção. Existem quatro principais fatores que 
corroboram essa opinião: 
• O primeiro fator é a participação acentuada da geração hidrelétrica renovável e 
de baixo custo na matriz energética nacional. No caso de elevação do preço do 
petróleo, a grande parcela de geração hidrelétrica deverá aumentar a 
 120
competitividade da economia nacional, comparada com economias cuja matriz é 
fundamentada no petróleo. 
• A auto-suficiência na produção de petróleo, que foi atingida em maio de 2006, é 
uma segunda vantagem, no caso de ocorrência de um cenário de escassez da 
oferta. A produção nacional seria suficiente para atender à demanda e poderia 
evitar que o país fosse obrigado a disputar petróleos escassos a preços elevados 
em caso de escassez no mercado internacional. A manutenção dessa situação 
dependeria, no entanto, da manutenção da capacidade de produção nacional, 
uma vez que, a demanda doméstica, no momento, é de, aproximadamente, 1,8 
milhões de barris diários, e a Petrobras só tem reservas provadas de 16 bilhões 
de barris, o suprimento estaria assegurado pôr mais 15 anos, e depende também 
da realização dos investimentos previstos para o refino (metalurgia e 
conversão). Assim sendo e se não descobrir mais petróleo no futuro, a empresa 
só terá capacidade de satisfazer o abastecimento, com petróleo nacional, ate 
2020. 
• Um terceiro fator de vantagem relativa do Brasil é a recente descoberta de 
grandes reservas de gás natural na Bacia de Santos e a previsão de aumento de 
sua participação na matriz energética nacional. O gás natural é mais abundante 
que o petróleo no mundo e vem substituindo seus derivados com vantagens em 
diversas áreas (geração de energia elétrica, transporte etc.). No Brasil, o esforço 
de aumento das redes de distribuição e transporte deve ser ampliado, visando 
maximizar a possibilidade de substituição de derivados de petróleo pelo gás 
natural. A disseminação do uso do gás natural no país deve levar em conta ainda 
que existem reservas consideráveis nos países vizinhos (Bolívia e Venezuela) 
que nãotêm utilização alternativa para o gás a não ser a possibilidade de 
 121
produção de GNL para exportação, que, entretanto, possui um custo bastante 
elevado de investimento e rentabilidade relativamente mais baixa do que a 
venda in natura para o Brasil. A participação do gás natural na matriz energética 
nacional vem crescendo, apesar do preço elevado do gás importado da Bolívia e 
dos gargalos de infra-estrutura e regulação do mercado. No entanto, esses 
pontos devem ser equacionados, para que o país possa aproveitar ao máximo a 
vantagem da localização próxima dos centros industriais a grandes reservas de 
gás natural. 
• O Brasil possui uma grande vantagem competitiva na produção de energia a 
partir de fontes alternativas e renováveis, como o álcool, biodiesel e H-Bio. 
Portanto, deve haver apoio institucional aos investimentos na produção desse 
tipo de energia e à pesquisa e desenvolvimento de biotecnologia associada a tais 
produtos. O BNDES vem discutindo alternativas para desenvolver a produção 
de biodiesel e aumentar a competitividade da produção de álcool e outras fontes 
renováveis de energia. 
 
 Por outro lado, no caso de um choque do preço de petróleo, seja ele causado por 
fatores conjunturais ou por escassez de oferta devido ao atingimento do pico de 
produção mundial, existem três fatores principais de fragilidade da economia brasileira: 
o atual nível de endividamento externo, a concentração dos transportes no modal 
rodoviário e as rodadas de licitações promovidas pela ANP. 
 
 No que diz respeito ao endividamento externo, os choques de preços de 
petróleo, no passado, foram acompanhados por grande elevação das taxas de juros em 
todo o mundo, visando conter a disseminação do aumento dos preços de petróleo e 
 122
derivados para o resto da economia, sob a forma de inflação. Esse movimento agravou, 
principalmente, a situação de países como o Brasil, cujas dívidas se multiplicaram pela 
necessidade de importar derivados de petróleo caros e pelo pagamento de juros 
elevados. No caso de ocorrer um novo choque de preços, possivelmente a elevação dos 
juros não se repetirá na mesma magnitude dos choques anteriores, uma vez que, o 
Brasil vem reduzindo o seu nível de endividamento externo. Isso se as autoridades 
monetárias nacionais decidirem que os efeitos recessivos do aumento dos juros, quando 
associados a um aumento de preços de petróleo (que por si só já é um fator de restrição 
da capacidade de gasto), podem ser desastrosos para as economias nacionais. 
 
 A concentração no transporte rodoviário de cargas e de passageiros, por sua vez, 
pode aumentar o efeito multiplicador de um choque de preços de petróleo na economia 
brasileira, porque a enorme frota de caminhões e ônibus depende quase que 
exclusivamente do suprimento de diesel, derivado de petróleo. O desenvolvimento de 
outros modais (ferroviário, marítimo e fluvial) é fundamental, pois podem utilizar 
diferentes combustíveis ou energia elétrica gerada de fontes diversas e, além disso, 
possuem uma eficiência energética maior. Portanto, economias neles baseadas terão 
custos de transporte mais baixos. Nesse aspecto, o Brasil tem muito que avançar, sendo 
essa uma excelente oportunidade de investimento. 
 
 A abertura do setor do petróleo no Brasil, com a promulgação da Lei 9.478, foi 
preconizada como a solução necessária para forçar a redução do custo dos derivados, 
argumentando-se, à época, que a competição entre as empresas levaria, naturalmente, à 
diminuição dos preços aos consumidores. 
 
 123
 A abertura vem sendo realizada através de rodadas de licitações da ANP que 
permite a exploração de preciosas jazidas a empresas transnacionais. Cerca de metade 
das áreas já licitadas foram ganhas por empresas estrangeiras, que assinaram contratos 
de 30 anos de validade, com a ANP. Esses contratos permitem a exportação do petróleo 
descoberto, uma vez atendidas às necessidades nacionais de curto prazo. As empresas 
estrangeiras, que começaram a prospecção no país desde 1999 (ano da 1ª licitação), ao 
descobrirem petróleo, vão estar exportando o excedente, durante a fase em que a 
Petrobrás terá capacidade de garantir o abastecimento nacional, como já vem 
ocorrendo; tão logo a Petrobrás esgote a capacidade de assegurar, autonomamente, esse 
abastecimento, as empresas estrangeiras serão obrigadas a atender o abastecimento do 
país, mas pelo preço internacional (devido aos contratos), podendo continuar 
exportando o excedente de produção. Dessa forma, é necessária uma legislação que 
assegure ao país o abastecimento, mesmo após 2020, com petróleo a custos razoáveis e 
pôr um longo período, através da Petrobrás. 
 
 Em síntese, o país deve se preparar para um cenário de escassez de oferta de 
petróleo. Serão necessários diversos investimentos em infra-estrutura, principalmente 
no transporte e distribuição de gás natural, na prospecção e exploração de novas áreas 
de extração de petróleo e no transporte ferroviário, marítimo e fluvial. Desse modo, 
poderão ser absorvidos os efeitos de um novo choque de preços de petróleo, sem que 
haja reflexos danosos maiores à economia nacional. 
 
 Somando-se a isso, nesse cenário o Brasil poderá desenvolver vantagens 
comparativas importantes, relacionadas às características específicas da sua matriz 
energética e ao desenvolvimento de fontes renováveis de energia a custos competitivos. 
 124
4 INFLUÊNCIA DO PREÇO DO PETROLEO NA ECONOMIA 
MUNDIAL 
 
 
Como fonte primária de energia amplamente utilizada a partir de meados da 
primeira metade do século XX, o petróleo tem exercido grande influência na economia 
global. Os aspectos de oferta e demanda, com conseqüente repercussão no seu preço, 
afetam a economia mundial sob vários aspectos. A transferência de produto bruto entre 
países importadores e países exportadores de petróleo segue as flutuações de seu preço. 
O preço do petróleo afeta diretamente o preço de seus derivados que são utilizados tanto 
como matéria prima como produto final, repercutindo no consumo das famílias e 
impactando no seu poder de compra e, consequentemente, na sua cesta de produtos. 
 
A vulnerabilidade dos países importadores de petróleo a um aumento 
significativo de preço depende da intensidade de seu uso em suas economias. De acordo 
com estudo realizado pela Agência Internacional de Energia (IEA), em colaboração 
com o departamento econômico da OECD (Organization for Economic Co-Operation 
and Development) demonstrou-se que, em 2004, um aumento de US$ 10 no preço do 
barril causaria uma redução no produto bruto de 0,4% nos países da OECD como um 
todo (IEA, 2004b). Os países da região do Euro, altamente dependentes do petróleo 
importado, teriam uma redução em seu produto bruto de 0,5%. Os Estados Unidos 
teriam uma queda menor, 0,3%, devido a sua produção que atende grande parcela de 
suas necessidades. Porém o estudo indicou que os impactos seriam maiores em países 
em desenvolvimento e pobres. No caso da Índia, que gastou 3% de seu produto bruto 
em 2003 com importação de petróleo, a queda do produto bruto seria de 0,8%. Nos 
países africanos da região sub-saariana, a queda seria de 3%. O produto bruto mundial 
 125
seria pelo menos 1% menor no ano seguinte ao aumento. Isto é devido ao estimulo 
econômico dos rendimentos dos países da OPEC e de outros países exportadores seria 
suplantado pelo efeito depressivo de preços elevados nas atividades econômicas dos 
países importadores (IEA, 2004b). 
 
Os resultados desse estudo realizado pela Agência Internacional de Energia são 
apresentados nas Tabelas 4-1 e 4-2, e na Figura 4-1. 
Tabela 4-1 – Indicadores Macroeconômicos da OECD 
 2004 2005 
PIB -0,4% -0,4% 
Índice de Preços ao Consumidor 0,5% 0,6% 
Taxa de Desemprego 0,1% 0,1% 
Balança Comercial -32 -42 
Fonte: IEA (2004b). 
 
Figura 4-1–Indicadores macroeconômicos da OECD por país/região (IEA, 2004). 
 
 126
Tabela4-2 – Indicadores Macroeconômicos dos Países em Desenvolvimento 
 PIB (%) Inflação (%) 
Balança 
Comercial (% 
do PIB) 
Ásia -0,8 1.4 -1.0 
China -0,8 0.8 -0.6 
Índia -1,0 2.6 -1,2 
Malásia -0,4 2,0 0,0 
Filipinas -1,6 1,6 -2,0 
Tailândia -1,8 0,8 -3,0 
América Latina* -0,2 1,2 0,0 
Argentina -0,4 0,2 0,2 
Brasil -0,4 2,0 -0,4 
Chile -0,4 2,0 -1,4 
* Incluindo o México. 
Nota: Impactos após um ano com preços do petróleo acima de US$ 10 do cenário base. 
Fonte: IEA (2004). 
 
 O crescimento da economia mundial se desacelerou a 4,3% do Produto Interno 
Bruto (PIB) em 2005 e manteve esse ritmo em 2006, devido ao aumento dos preços do 
petróleo, segundo o Fundo Monetário Internacional (FMI). O FMI considera hoje que 
os altos preços do petróleo sejam uma ameaça para a economia mundial, já que parte 
das altas do preço se deve a uma insuficiência da oferta, ao contrario do passado, 
quando sua causa estava no crescimento da demanda. 
 
4.1 Impactos sobre os Preços no Consumidor e Inflação 
 
 A Figura 4-2 apresenta uma panorâmica estilizada das principais implicações 
possíveis através dos quais um choque petrolífero influência os preços. Os aumentos 
dos preços do petróleo afetam diretamente os preços ao consumidor, dado que os seus 
 127
derivados fazem parte da cesta de consumo das famílias. Além disso, podem ter um 
efeito indireto sobre os preços no consumidor através do aumento dos preços ao 
produtor. Além do mais, podem existir outras repercussões nos preços no consumidor 
se os aumentos dos preços devidos a preços do petróleo mais elevado se refletirem em 
salários mais elevados ou, de um modo mais geral, nas expectativas de inflação. 
 
Figura 4-2–Principais implicações de um choque petrolífero aos preços (Elaboração própria). 
 
 Relativamente aos efeitos diretos, a Figura 4-3 abaixo ilustra a estreita ligação 
entre os movimentos dos preços do petróleo e as rubricas relacionadas com o petróleo – 
petróleo para aquecimento e combustíveis para transportes – incluídas na componente 
energética do IHPC (índice de preços ao consumidor da Comunidade Européia). Os 
preços destas duas rubricas reagem quase de imediato aos aumentos dos preços do 
 128
petróleo, ou seja, durante o mês do choque ou no mês seguinte, o que poderá estar em 
parte relacionado com o período de repasse de preços. 
 
 
Figura 4-3–Preços do petróleo e rubricas selecionadas dos produtos energéticos no IHPC 
(BCE, 2004). 
 
 Os preços dos outros produtos energéticos substitutos do petróleo, como o gás, 
também seguem a evolução dos preços do petróleo, mas geralmente são afetados com 
algum atraso. Analisando a componente de energia total do IHPC, uma regra prática 
muitas vezes usada sugere que um aumento de 10% nos preços do petróleo, leva a um 
aumento de 1,5 pontos percentuais da taxa de variação homóloga dos preços no 
consumidor dos produtos de energia dentro de cerca de meio ano. Como os produtos de 
energia têm um peso de aproximadamente 8-9% do IHPC global, tal traduz-se num 
aumento direto de 0.1-0.2 pontos percentuais na inflação total dos preços ao 
consumidor (EIA, 2004b). 
 
 129
 Como indicado acima, os preços ao consumidor também podem ser 
indiretamente afetados, uma vez que as empresas, ao enfrentarem preços dos fatores de 
produção do petróleo mais elevados, tentarão passar estes aumentos dos custos aos 
respectivos preços de venda (ou seja, preços ao produtor), de forma a manter ou 
restabelecer as respectivas margens de lucro. Posteriormente, estes aumentos dos preços 
mais gerais podem ainda transmitir-se aos preços de outros produtos (não relacionados 
à energia) e serviços incluídos no índice de preços no consumidor. O grau em que estes 
aumentos dos custos são transmitidos às fases de preços subseqüentes é afetado por 
fatores como as pressões de mercado e a situação do ciclo econômico. Dado que a 
transmissão de um aumento dos custos aos preços ao longo da cadeia de oferta não é 
imediata, o impacto indireto de um choque petrolífero sobre os preços no consumidor é 
mais defasado e leva mais tempo do que o efeito direto. Mesmo que os efeitos diretos e 
os indiretos de um aumento permanente dos preços do petróleo tenham um impacto 
duradouro sobre o nível do índice de preços no consumidor, a taxa de inflação, no 
inicio, é apenas temporariamente afetada. Contudo, embora o impacto sobre a taxa de 
inflação resultante do efeito direto seja de duração relativamente curta, o impacto do 
efeito indireto é mais prolongado devido à sua transmissão mais lenta e gradual. 
 
 Além dos efeitos diretos e indiretos, normalmente caracterizados como efeitos 
de primeira ordem, existe o risco dos chamados efeitos de segunda ordem, que podem 
exercer novas pressões ascendentes sobre os preços ao consumidor. Os efeitos de 
segunda ordem referem-se tipicamente à situação em que os aumentos dos preços de 
primeira ordem são tidos em conta no processo de negociação salarial subseqüente, por 
forma a compensar a queda do rendimento real o que, por sua vez, aumentará as 
expectativas inflacionárias exercendo novas influências sobre o comportamento da 
 130
fixação de preços. Se os trabalhadores obtiverem aumentos salariais mais substanciais 
em resultado do choque petrolífero, poderá desencadear-se uma espiral salários/preços. 
As empresas que enfrentarem reivindicações salariais mais fortes poderão ser forçadas a 
aumentar de novo os respectivos preços, o que, por sua vez, alimentará as expectativas 
inflacionárias, repercutindo-se na próxima ronda de negociações salariais. Assim, na 
presença de efeitos de segunda ordem, um choque petrolífero não só afeta 
permanentemente o nível dos preços como poderá desencadear efeitos mais persistentes 
sobre a inflação. 
 
 A probabilidade dos efeitos de segunda ordem varia de acordo com a situação 
macroeconômica global e depende da credibilidade e reação dos bancos centrais. Numa 
situação de abrandamento econômico, os efeitos indiretos e de segunda ordem terão 
menos probabilidade de ocorrer do que em condições de expansão, em que o mercado 
de trabalho é restrito e as pressões sobre os preços são elevadas. Do mesmo modo, 
enquanto o impacto direto “mecânico” de preços do petróleo mais elevados sobre a 
componente produtos de energia dos índices de preços no consumidor é inevitável, as 
eventuais pressões sobre os preços, relacionadas, nomeadamente, com efeitos de 
segunda ordem, dependem fortemente da ação do Banco Central e ainda da reação 
efetiva da política monetária. Com uma política monetária orientada para a manutenção 
da estabilidade de preços a médio prazo, haverá uma maior probabilidade de os 
trabalhadores aceitarem a redução no rendimento real e de as expectativas inflacionárias 
não serem afetadas pelo aumento temporário da inflação provocado pela subida dos 
preços do petróleo. No entanto, se as expectativas inflacionárias aumentarem, a política 
monetária ortodoxa fará subir as taxas de juro, de forma a conter as pressões 
inflacionárias resultantes dos efeitos indiretos e de segunda ordem em médio prazo. 
 131
Obviamente, uma reação salarial adequada, ou seja, a aceitação dos efeitos de um 
aumento dos preços do petróleo sobre o rendimento real, permite evitar eficazmente 
uma espiral inflacionária e perdas de produto. 
 
 O estudo da Agência Internacional de Energia de maio de 2004 mostra a 
correlação positiva entre a taxa de inflação e o preço do barril de petróleo em valores 
constantes tendo como base o ano 2000. 
 
 
Figura 4-4–Taxa de inflação dos países da OECD e preço médio do petróleo importado (IEA, 
2004b) 
 
 No caso da economia brasileira, a elevação dos preços internacionais do 
petróleo, a partir de fins de 1973, tem sido usualmente identificada como uma das 
causas básicas do processo de aceleração inflacionária. O repasse interno do aumento 
dos preços internacionais do petróleo exerceu forte impacto sobre ataxa de inflação, em 
função da estrutura do setor industrial e do sistema de transportes brasileiros, que 
apresentavam alto grau de dependência com relação ao petróleo importado. 
 132
Examinando-se os dados do período 1973-83, constata-se que a variação média do nível 
geral de preços foi da ordem de 17.000%, enquanto os preços médios de gasolina, óleo 
diesel e óleos combustíveis cresceram em torno de 40.000%, 32.000% e 71.000%, 
respectivamente (MARQUES, 1987). Ou seja, os preços médios dos derivados de 
petróleo variaram efetivamente acima da taxa de inflação, o que representou, sem 
dúvida, intensa pressão inflacionária ao longo desse período. 
 
4.2 Impactos sobre a Atividade Econômica 
 
 Uma das explicações mais importantes do impacto de um choque petrolífero 
sobre a atividade econômica real advém do canal do lado da oferta. O petróleo 
representa um importante fator de produção. Um aumento dos preços do petróleo 
implica um aumento nos custos de produção, dado que a capacidade de substituir o 
petróleo é limitada, particularmente no curto prazo. Como resultado do aumento dos 
custos do petróleo, o nível do produto poderá ser reduzido, podendo levar ainda à 
diminuição da demanda de outros fatores de produção, como o trabalho. 
 
 Do lado da demanda da economia, um aumento nos preços do petróleo implica 
uma deterioração dos termos de troca das economias importadoras líquidas de petróleo. 
Consequentemente, o rendimento será redistribuído das economias importadoras 
líquidas de petróleo para as economias exportadoras líquidas de petróleo41. A queda do 
rendimento real nos países importadores líquidos de petróleo associada ao choque 
petrolífero se traduzirá numa menor demanda interna na medida em que não for 
 
41 A Afirmação somente é válida para uma mesma taxa de câmbio e o curto prazo. Mudanças na taxa de 
câmbio (por exemplo, desvalorização do dólar) e maior agregação de valor aos produtores exportadores 
pelos países compradores de petróleo “recalibram” os termos de troca em favor destes últimos. 
 133
compensada pela redução da poupança ou pelo aumento do endividamento. Além disso, 
se os parceiros comerciais de um país forem predominantemente países importadores 
líquidos de petróleo, a queda da demanda interna será provavelmente acompanhada por 
uma queda da demanda de exportações. Na perspectiva da economia mundial, o 
impacto líquido sobre a demanda poderá também ser negativo, se muitos países 
exportadores líquidos de petróleo, beneficiando-se de um choque petrolífero, tiverem 
uma menor propensão para o consumo do que os países importadores líquidos de 
petróleo, e provavelmente só ajustarem a respectiva demanda gradualmente. 
 
 O impacto negativo de um choque petrolífero sobre a atividade, resultante dos 
efeitos básicos de aumento dos custos e do lado da demanda, pode ser exacerbado 
através de alguns outros canais. Por exemplo, um choque petrolífero poderá ter novo 
impacto sobre a atividade através do seu efeito sobre a confiança. Um aumento dos 
preços do petróleo aumenta a incerteza acerca da evolução futura dos preços do 
petróleo e, desse modo, acerca das perspectivas econômicas em geral. Em vista do 
aumento da incerteza, os consumidores poderão abster-se de fazer grandes compras e as 
empresas poderão decidir adiar ou prolongar projetos de investimento irreversíveis. Do 
mesmo modo, um choque petrolífero poderá afetar negativamente o consumo e o 
investimento através do seu impacto sobre os mercados financeiros ou, de um modo 
mais geral, fazendo piorar as condições de financiamento. A variação no sentido 
ascendente do nível dos preços devido a um choque petrolífero, tudo o resto constante, 
reduz os saldos reais. Por forma a restaurar o equilíbrio da carteira, as pessoas tendem a 
reorientar as respectivas carteiras para ativos líquidos. Consequentemente, as taxas de 
juro de longo prazo poderão subir. 
 
 
 134
 
 Contudo, o impacto sobre o produto pode ser compensado pela reação adequada 
da política monetária. Ao estabilizar as expectativas de inflação, uma política monetária 
orientada para a estabilidade de preços reduz as perdas de produto. Além disso, embora 
em curto prazo a possibilidade de substituir o petróleo por outros fatores no processo de 
produção seja limitada, representa uma opção viável para além desse horizonte. Assim, 
se um aumento dos preços do petróleo for considerado permanente, as empresas 
poderão decidir mudar para um plano de produção menos intensivo em petróleo. Da 
mesma forma, um choque petrolífero persistente poderá causar uma restruturação entre 
setores mais e menos intensivos em petróleo, tornando a economia mais resistente aos 
choques petrolíferos futuros. 
 
 Em qualquer discussão sobre o modo como os preços do petróleo afetam a 
economia é importante ter em mente que o impacto também depende da natureza do 
choque petrolífero. Em particular, alguns argumentos sugerem que o impacto global 
pode não ser proporcional à dimensão (em temos percentuais) da variação dos preços 
do petróleo, ou seja, o impacto pode não ser linear. Vários fatores, tais como a direção, 
duração e causa do choque e o nível absoluto e variabilidade dos preços do petróleo, 
poderão desempenhar um papel importante. 
 
 O efeito dos aumentos e das diminuições dos preços do petróleo sobre a 
economia poderá ser assimétrico42, devido a fatores como a rigidez ou os custos de 
 
42 Uma explicação frequentemente sugerida para este impacto assimétrico é que os preços dos 
combustíveis e outros produtos petrolíferos variam mais devido aos aumentos dos preços do petróleo do 
que em resultado das descidas. Mais especificamente, a literatura considera que os preços dos 
combustíveis se ajustam mais rapidamente e, em parte em conseqüência disso, mais intensamente na 
seqüência de aumentos dos preços do petróleo do que após descidas dos preços do petróleo. Assim, se um 
aumento dos preços do petróleo se traduz numa maior variação dos preços dos combustíveis no período 
 135
ajustamento. Poderá também suceder que o nível dos preços do petróleo (seja qual for a 
variação a ele conducente) desempenhe um papel em termos de impacto sobre a 
atividade, dando origem aos chamados efeitos limiar. Por exemplo, se os preços do 
petróleo atingir um nível elevado, alguns projetos de investimento poderão ser 
considerados inviáveis. Além disso, a variação do nível absoluto dos preços do petróleo 
poderá ser mais relevante do que a variação percentual. Se o consumo de petróleo for 
relativamente inelástico ao preço e o orçamento total for fixo, a subida absoluta dos 
preços do petróleo determinará o montante adicional que as famílias e as empresas 
precisarão despender nas contas de produtos energéticos. A duração do período em que 
os preços do petróleo aumentam ou permanecem elevados poderá também influenciar a 
reação da economia ao choque. Quanto mais persistente for o aumento, menor a 
probabilidade de as empresas e as famílias absorverem o choque através da redução das 
margens de lucro e da poupança. Também é mais provável que um choque petrolífero 
permanente afete a estrutura da produção na economia, já que as empresas podem 
substituir o stock de capital por equipamento menos intensivo em petróleo ou tentar 
diversificar o respectivo consumo de produtos energéticos. A variabilidade dos preços 
do petróleo também pode ter um papel a desempenhar, uma vez que os aumentos que 
invertem descidas anteriores dos preços do petróleo podem não ter um impacto 
significativo sobre a economia. Além disso, num contexto de preços do petróleo 
voláteis, os consumidores e as empresas têm maior probabilidade de considerar avariação temporária. Finalmente, a causa de um choque petrolífero desempenha um 
papel importante em termos de impacto geral. Os choques petrolíferos relacionados 
 
subseqüente ao choque do que uma descida, terá também um impacto mais rápido e forte sobre a inflação 
e o produto. Além disso, o impacto assimétrico dos preços do petróleo sobre a inflação e o produto 
poderá estar relacionado com a rigidez descendente dos salários. Tal refere-se a uma situação em que os 
trabalhadores reivindicariam salários nominais mais elevados para compensar a diminuição do respectivo 
poder de compra real resultante dos aumentos dos preços do petróleo, mas não aceitariam salários 
 136
com perturbações da oferta levam normalmente a uma queda do produto e a uma 
inflação mais elevada. No entanto, os preços do petróleo também podem aumentar em 
reação a uma forte recuperação da procura mundial. Nesse caso, o efeito negativo do 
produto será mitigado pela aceleração da procura mundial, enquanto as pressões 
inflacionistas aumentarão mais do que no caso de um choque motivado pela oferta. 
 
4.3 Fatores Estruturais e o Impacto dos Choques Petrolíferos 
 
 Alguns fatores estruturais podem influenciar o impacto dos choques petrolíferos 
sobre a atividade econômica e a inflação. São relevantes as tendências de longo prazo 
relativas à dependência do petróleo por parte das áreas importadoras e o grau de 
substituibilidade entre o petróleo e outras fontes de produtos energéticos primários. 
 
 Relativamente às variações de longo prazo da dependência do petróleo, alguns 
países e áreas tornaram-se menos dependentes ao petróleo. No caso dos países que 
adotaram o Euro (a Zona do Euro) tornaram-se consideravelmente menos dependente 
do petróleo desde a década de 70, devido aos ajustamentos entre indústrias e à 
substituição do petróleo por outras fontes de produtos energéticos. Esta tendência é 
partilhada com outras economias industrializadas, tais como os Estados Unidos e o 
Reino Unido. Tal mudança se reflete em ajustamentos entre indústrias, de setores mais 
intensivos em petróleo, como a indústria de transformação, para setores menos 
intensivos em petróleo, como os serviços (excluindo os transportes), bem como a 
utilização de tecnologias menos intensivas em petróleo. 
 
 
nominais decrescentes na eventualidade de uma descida dos preços do petróleo (JIMÉNEZ-
 137
 A Zona do Euro também reduziu a respectiva dependência em produtos de 
energia não petrolíferos desde a década de 70, embora em menor escala do que a sua 
dependência em petróleo, o que se ficou a dever à substituição do petróleo por outras 
fontes de produtos primários de energia. A crescente substituição do petróleo por outras 
fontes de energia, em conjunto com a redução da dependência global face ao petróleo, 
tem contribuído para tornar a economia da Zona do Euro menos vulnerável a choques 
petrolíferos do que no início da década de 70. 
 
 
Nota: Tonelada de petróleo por um milhão de PIB a preços de 1995 
Figura 4-5–Consumo de petróleo em relação ao PIB real na Zona do Euro (BCE, 2004). 
 
 As economias dos países em desenvolvimento, principalmente os da África e 
Ásia, serão as que mais sofrerão com a manutenção dos preços altos do petróleo porque 
são economias extremamente dependentes da importação de petróleo. Além disso, suas 
indústrias energo-intensivas representam a maior parcela de seus PIB e são 
energeticamente ineficientes. Na média, os países em desenvolvimento utilizam mais 
que o dobro de petróleo para produção de um bem de consumo do que os países 
desenvolvidos. 
 
 
RODRIGUEZ, R. E SÁNCHEZ, M., 2004). 
 138
 A Figura 4-6 abaixo realiza a comparação da intensidade de petróleo, definida 
como o consumo de petróleo por unidade do PIB, de alguns países em desenvolvimento 
com os países OECD. A Índia, por exemplo, utiliza mais de duas vezes e meia mais 
petróleo que os países desenvolvidos por unidade de PIB, enquanto que as economias 
da China, Tailândia e países da África são ainda mais intensivos. É estimado que a 
Índia gastou em torno de 15 bilhões de dólares importando petróleo, o que representa 
3% do seu PIB em 2003. Isso representa um crescimento de 16% em relação a 2001. 
Enquanto isso, os países da OECD, que eram responsáveis por 13% das importações de 
petróleo em 1990, foram responsáveis por somente 4% das importações de petróleo no 
final de 1999 (EIA, 2004b). 
 
 
 Figura 4-6–Intensidade de Petróleo em 2002* (OECD = 100) - (EIA, 
2004). 
* Quantidade de petróleo utilizada para produção de um bem de consumo. 
 
 Os efeitos negativos de um choque petrolífero sobre o produto e a inflação 
tendem a ser menores quanto mais flexível for a economia, uma vez que isso permite 
um ajustamento mais célere e suave para um novo equilíbrio pós-choque. O impacto 
 139
dos choques petrolíferos depende do funcionamento dos mercados do produto e do 
trabalho, uma vez que os efeitos sobre a atividade econômica e a inflação variam de 
acordo com o grau de flexibilidade dos preços e dos salários na economia, o que, por 
sua vez, é afetado pelo nível de concorrência no mercado do produto e de flexibilidade 
no mercado de trabalho. 
 
 Quando se analisa a transmissão de um choque petrolífero à economia, deve ter-
se em conta o grau de flexibilidade do mercado de trabalho, porque este determina a 
capacidade de ajustamento a esses choques e a eficiência dos recursos humanos e 
outros. A flexibilidade do mercado de trabalho é definida como a capacidade do 
mercado de trabalho de se adaptar e reagir à mutação das condições econômicas, 
através das variações dos preços, ou seja, os salários, e/ou através das variações das 
quantidades, ou seja, o emprego ou as horas trabalhadas. A capacidade de resposta dos 
salários às variações do nível dos preços é de particular relevância, dado que, na 
seqüência de um choque petrolífero, os trabalhadores poderão exigir salários nominais 
mais elevados para manter o respectivo poder de compra real, mas não aceitarão cortes 
nos salários nominais em resultado da queda dos preços do petróleo. Por outras 
palavras, os salários poderão ser flexíveis no sentido ascendente, mas inflexíveis no 
sentido descendente (rigidez nominal), exacerbando assim as perdas potenciais do 
produto e os aumentos da inflação resultantes de um choque petrolífero. A capacidade 
de resposta dos salários à taxa de desemprego também desempenha um papel 
importante, porque a rigidez real poderá exacerbar os efeitos negativos de um choque 
petrolífero. Os necessários ajustamentos setoriais poderão ser prejudicados pela 
legislação de proteção ao emprego, escudando dos choques parte da população ativa. 
 
 140
 A transmissão dos choques petrolíferos à economia é ainda influenciada pela 
flexibilidade dos mercados do produto, já que a perda do produto e o aumento dos 
preços na seqüência de um choque petrolífero tendem a ser menores nos mercados 
abertos do que nos mercados com uma significativa rigidez. Num mercado de muita 
concorrência, a rápida readaptação de recursos deverá garantir que um novo equilíbrio 
em termos de produto, emprego e nível dos preços seja rapidamente alcançado quando a 
economia for atingida por um choque petrolífero. A existência de mercados com 
alternativas energéticas é particularmente importante neste contexto para melhorar a 
transparência dos preços dos produtos energéticos e absorver os choques petrolíferos. 
 
4.4 Choques Petrolíferos e MedidasMacroeconômicas 
 
 A experiência passada demonstra que as políticas macroeconômicas 
desempenham um papel importante na determinação dos efeitos agregados de um 
choque petrolífero sobre a economia. Tomando como exemplo o primeiro choque 
petrolífero no início da década de 70, os salários aumentaram fortemente e os governos 
em geral tentaram atenuar os efeitos negativos sobre a atividade através de políticas 
fiscais expansionistas, levando a um aumento significativo e duradouro dos déficits 
fiscais. Em muitos países, a política monetária também tomou uma orientação de 
relativa acomodação, refletida, por exemplo, em taxas de juro reais geralmente 
negativas no período subseqüente ao aumento dos preços do petróleo. A reação das 
políticas fiscal e monetária na maioria dos países foi manifestamente inadequada, 
considerando os rápidos aumentos dos preços ao consumidor na seqüência do primeiro 
choque petrolífero e os fortes aumentos salariais resultantes da prevalência da 
indexação salarial e de tentativas mais gerais dos trabalhadores para recuperar as perdas 
 141
do rendimento real associadas. As reações de política nessa altura não só adiaram a 
queda do rendimento real necessária face ao aumento dos preços do petróleo, como, na 
verdade, adicionaram pressões inflacionárias, aumentando desse modo os custos 
posteriores de desinflação. Em resultado da experiência com o primeiro choque 
petrolífero, as autoridades fiscais e monetárias em geral adotaram uma orientação muito 
menos suave a partir daí. Por exemplo, após o segundo choque petrolífero em 1979, a 
política monetária restringiu-se mais decisivamente, de forma a manter a inflação baixa, 
e a política fiscal foi menos expansionista em muitos países. 
 
 Algumas lições podem ser tiradas do passado. A mais importante reside no fato 
de as economias importadoras líquidas de petróleo não poderem evitar a perda nos 
termos de troca associada a um aumento dos preços do petróleo. Um aumento do preço 
do petróleo está geralmente associado à transferência de riqueza dos países 
importadores líquidos de petróleo para os exportadores de petróleo. Este encargo tem de 
ser absorvido na economia, de modo a minimizar as perdas de produto e evitar a 
aceleração das expectativas inflacionárias. Em particular, a fixação de salários, em linha 
com a estabilidade de preços em médio prazo, constitui um importante arma para 
facilitar o ajustamento necessário e limitar os custos associados. 
 
 O papel da política monetária ortodoxa orientada para a estabilidade de preços é 
assegurar que os efeitos diretos temporários e inevitáveis dos aumentos dos preços do 
petróleo sobre a inflação não alimentem expectativas inflacionárias, nem levem à 
emergência de efeitos de segunda ordem. A credibilidade da política monetária é crucial 
nesse contexto. Desde que todos os agentes econômicos estejam certos de que política 
monetária atuará vigorosamente contra a emergência de pressões inflacionárias gerais, 
 142
os responsáveis pela fixação de salários agirão provavelmente em conformidade. Ao 
ancorar as expectativas inflacionárias, esta estratégia contribui para a redução das 
perdas de produto. No entanto, se existirem indicações de que as pressões inflacionárias 
gerais estão a aumentar, os bancos centrais necessitam de estar preparados para tomar 
medidas. A este respeito, é extremamente importante que a política monetária esteja 
vigilante contra a emergência de efeitos de segunda ordem após um aumento dos preços 
do petróleo, incluindo um acompanhamento de perto das expectativas inflacionárias e 
da evolução do processo de negociação salarial. Os bancos centrais também têm de 
avaliar as causas e a natureza do choque petrolífero, em conjunto com a posição cíclica 
corrente da economia e a evolução provável da demanda e da oferta agregadas. Além 
disso, a política monetária deverá tomar em consideração o comportamento dos outros 
agentes de política. 
 
 As políticas fiscais podem apoiar a condução da política monetária orientada 
para a estabilidade de preços ao não tentar acomodar os efeitos econômicos negativos 
associados aos choques petrolíferos, o que prolongaria os inevitáveis efeitos reais 
associados a esses choques. Em termos gerais, a orientação fiscal subjacente deverá 
permanecer praticamente inalterada, embora se deva deixar funcionar os estabilizadores 
automáticos. Contudo, se já se verificarem desequilíbrios significativos e os esforços de 
consolidação fiscal estiverem aquém dos compromissos assumidos, é importante que os 
governos retomem políticas de consolidação, em particular se for previsível que o 
aumento dos preços subsista durante algum tempo. Nessa situação, uma orientação de 
política fiscal inadequada poderia ter um efeito desestabilizador, na medida em que 
poderia adiar o ajustamento estrutural e prolongar as pressões inflacionárias. 
 
 143
5 ALTERNATIVAS À ENERGIA DO PETRÓLEO 
 
 A principal alternativa para redução do consumo de petróleo seria iniciar a sua 
substituição por fontes alternativas de energia. Atualmente as fontes de energia 
baseadas em recursos não renováveis, que causam muitos problemas ambientais, 
correspondem a 86% do consumo energético mundial (BP, 2006). Nenhuma das 
alternativas tradicionais ao petróleo se aproxima sequer a este valor, mesmo sem 
considerar o incremento necessário no futuro para responder ao aumento da população e 
da industrialização. 
 
 Um fator de importância ao avaliar as alternativas energéticas ao petróleo é o 
fato de que as fontes de energia alternativas citadas na tabela abaixo possuem custos de 
produção mais elevados e requerem uma quantidade de energia maior para serem 
produzidas do que a simples extração de petróleo. Desse modo, a energia gerada por 
esses combustíveis (taxa de conversão) tem de ser maior do que a consumida na sua 
produção, ou eles não são de fato um substituto para o petróleo como fonte de energia 
(Goodstein, 2004). 
 144
Tabela 5-1 – Fontes de energia alternativas ao petróleo 
Não Renováveis Renováveis 
Areais Asfálticas Biomassa 
Petróleo Ultra-Pesado Hidrelétrica 
Gás Natural Solar 
Carvão Eólica 
Xisto Betuminoso Energia das Ondas 
Hidratos de Metano Energia das Marés 
Fissão Nuclear Energia Térmica dos Oceanos 
Geotérmica Fissão Nuclear 
Fonte: Elaboração Própria. 
 
 A partir da queda na produção de petróleo, a disponibilidade de outras fontes 
primárias de energia será decisiva para a economia global. 
 
 As reservas conhecidas de areias asfálticas (tar sands) e de petróleo pesado 
chegam a 7 trilhões de barris e constituem a maior parte do chamado petróleo não-
convencional. As areias do Canadá, em particular, já são exploradas em grande escala e 
respondem por parcela expressiva da produção petrolífera do país. No entanto, o 
potencial econômico das areias e do petróleo ultra-pesado não deve ser superestimado, 
uma vez que ambos só podem ser utilizados após processamento e transporte custosos, 
em termos energéticos e ambientais. O aumento da produção de combustíveis 
provenientes dessas fontes deverá ser lento, mesmo que ocorra grande elevação nos 
preços do petróleo. 
 
 As perspectivas do xisto betuminoso são ainda mais problemáticas. De fato, 
embora as reservas estimadas sejam enormes, o xisto tem de ser extraído como mineral 
 145
aquecido e hidrogenado, de modo a proporcionar materiais líquidos. Os efeitos sobre o 
ambiente são graves, pois é preciso utilizar vários barris de água para obter um barril de 
“petróleo”, e o processamento consome muita energia. 
 
 Os hidratos de metano, que são sólidos semelhantes ao gelo encontrados em 
sedimentos oceânicos, constituem-se provavelmente na fonte de energia fóssil mais 
controversa. Não há perspectivas de utilização comercial a médio prazo. 
 
 A principal fonte de energia alternativa ao petróleo é o gás natural, que pode 
inclusive substituir a gasolina em motoresa combustão, desde que feitas pequenas 
adaptações, conforme o exemplo verificado em diversos estados no Brasil. Além disso, 
existe a possibilidade de se produzir, a partir dele, gasolina, diesel e nafta pela 
tecnologia gas-to-liquids (GTL). Desde 2003, empresas como a ExxonMobil, Shell, 
ConocoPhillips e ChevronTexaco vêm realizando estudos de viabilidade econômica 
para o desenvolvimento de plantas de GTL no Catar. Suas reservas ainda são elevadas e 
poderiam adiar a crise de oferta de energia por vários anos caso as modificações de 
infra-estrutura, necessárias para a substituição dos derivados de petróleo, possam ser 
feitas de forma rápida. No entanto, esses investimentos são bastante vultosos, 
principalmente para viabilizar o transporte de longa distância, através de gasodutos ou 
de navios de GNL. Além disso, como o gás natural também é uma fonte não-renovável, 
inevitavelmente o crescimento da produção levará ao esgotamento mais rápido das 
reservas mundiais existentes. 
 
 Ainda mais distante das características do petróleo está o carvão, que foi a 
principal fonte de energia primária dos países industriais até meados do século 20 e é a 
 146
fonte de energia não-renovável convencional mais abundante na Terra (reservas 
provadas de cerca de 1 trilhão de toneladas) – (BP, 2006). Em relação ao petróleo, o 
carvão é mais difícil de ser extraído e transportado, possui menor densidade de energia 
e é um combustível mais poluente, já que a sua extração está associada a um nível 
elevado de elementos nocivos ao meio ambiente, como enxofre e mercúrio. Além disso, 
a maior parte do petróleo é consumida no setor de transportes, no qual o uso do carvão é 
tecnicamente bem mais custoso, através da tecnologia CTL. 
 
 A fissão nuclear utiliza como “combustível” um isótopo (variedade) que 
corresponde a apenas 0,7% do urânio existente na natureza. Assim, deve ser 
considerada como energia não-renovável, sendo importante destacar que a relação entre 
reservas e produção de urânio físsil é da mesma ordem de grandeza que a verificada 
para os combustíveis fósseis. A disponibilidade de material físsil poderia multiplicar-se 
por cerca de 100 vezes se fosse viabilizada a produção de plutônio em reatores 
breeders, tecnologia que, porém, é extremamente complexa e ainda não atingiu de 
forma plena o estágio comercial, após décadas de desenvolvimento. A energia nuclear, 
além disso, está restrita – pelo menos até hoje – à geração de eletricidade, o que limita 
seriamente seu emprego nos transportes. 
 
 A energia geotérmica consiste na utilização de vapor ou água quente 
provenientes de camadas subterrâneas. Trata-se, por sua vez, de fonte de interesse local 
ou, no máximo, regional, pela escassez de lugares que reúnam as condições naturais 
necessárias. 
 
 147
 No que se refere às fontes de energia renovável, a mais importante tem sido a 
biomassa, em suas múltiplas formas: lenha, resíduos vegetais, álcool, biodiesel etc. Seu 
papel é particularmente relevante nos países que ainda estão no início do processo de 
industrialização, sendo pouco provável que venha a substituir em grande escala os 
combustíveis fósseis. No caso do Brasil, entretanto, a biomassa poderá contribuir de 
forma significativa para a matriz energética, em virtude dos custos de produção 
relativamente pequenos. 
 
 A energia hidrelétrica abundante constitui outra vantagem do Brasil. Cabe 
salientar, todavia, que boa parte dos rios com potencial expressivo de geração de 
eletricidade já foi aproveitado e que a participação da hidroeletricidade na matriz 
energética brasileira deverá diminuir ao longo do tempo. É interessante observar, ainda, 
que a energia hidrelétrica não pode, rigorosamente, ser classificada como renovável, já 
que todos os reservatórios sofrerão com o assoreamento no longo prazo. A exceção, 
naturalmente, são as usinas a fio d’água, que não necessitam de reservatórios. 
 
 As energias eólica, das ondas e das marés assemelham-se à geotérmica, no 
sentido de que são primordialmente de interesse local e complementar, além de não 
haver muitos lugares favoráveis. Quanto à utilização da energia térmica dos oceanos, 
não passa, no momento, de uma possibilidade teórica. 
 
 Finalmente, restam as duas fontes de energia que poderão, a longo prazo, 
substituir de modo definitivo os combustíveis fósseis. A fusão nuclear é, sem dúvida, a 
mais avançada em termos técnicos e, se vier a ser comercialmente viável, deverá suprir 
as necessidades humanas durante muitos milênios. Ocorre, porém, que essa tecnologia 
 148
ainda se encontra, após décadas de esforços contínuos, no estágio de pesquisa básica, 
em face das gigantescas dificuldades técnicas envolvidas. Nas previsões de longo prazo 
é freqüente a consideração de que a fusão nuclear não será economicamente viável 
antes de 2050. Já a energia solar, ao contrário, é muito mais simples, do ponto de vista 
estritamente técnico, limitando-se os problemas, de modo geral, a aumentar a eficiência 
dos conversores (por exemplo, células fotovoltaicas). O principal obstáculo à sua 
utilização futura em grande escala consiste na natureza dispersa da radiação solar, que é 
pouco compatível com a estrutura produtiva do mundo atual. 
 
 Em suma, é possível afirmar que a substituição do petróleo por outras fontes de 
energia representará um desafio de grandes dimensões, pois nenhuma das alternativas – 
com exceção parcial do gás natural – reúne os mesmos atributos de densidade 
energética, facilidade de transporte e armazenamento, segurança e versatilidade, 
conforme a Tabela 5.2 abaixo. 
 149
Tabela 5-2 – Insuficiências das energias alternativas ao petróleo 
Fonte Insuficiências 
Gás Natural 
• Possibilidade de escassez a partir de 2020. A procura de gás natural 
na América do Norte começou já a ultrapassar a oferta, sobretudo a 
partir do momento em que as centrais energéticas passaram a usar o 
gás excedente para gerar eletricidade. 
• Produto emissor de gases de efeito estufa 
 
Solar 
• Varia constantemente com as condições metereológicas e com a 
alternância dia/noite. 
• Não é prática para uso nos meios de transporte. Embora já tenha sido 
construído veículos experimentais movidos a energia solar, ela 
mostra-se inadequada para aviões, barcos, carros, etc.. 
• Não proporciona a produção de pesticidas, fertilizantes ou plásticos. 
Eólica 
• Tal como a energia solar, a eólica varia muito com as condições 
metereológicas, e não é transportável ou armazenável como o 
petróleo ou o gás. 
• O vento não proporciona a produção de pesticidas, fertilizantes ou 
plásticos. 
Hidrogênio 
• O hidrogênio é atualmente fabricado a partir do gás de metano. É 
preciso mais energia para fabricá-lo do que aquela que o hidrogênio 
depois vai fornecer. É, portanto, um "condutor" de energia e não uma 
fonte. 
• O hidrogênio líquido ocupa um volume 4 a 11 vezes superior ao de 
uma quantidade energeticamente equivalente de gasolina ou diesel. 
• Os veículos, aeronaves e sistemas de distribuição existentes não são 
adequados ao hidrogênio. 
• O hidrogênio não proporciona a produção de plásticos ou 
fertilizantes. 
 
Nuclear 
• Possibilidade de acidentes e de terrorismo. 
• O custo: um reator nuclear custa cerca de 3.000 milhões de dólares 
(MARTIN, 1990). 
• O número de reatores necessários: 800 a 1000 só nos EUA. 
• Não se adequa diretamente aos transportes ou à agricultura. 
 150
Fonte Insuficiências 
• O urânio requer energia petrolífera na sua extração. 
• Todos os reatores abandonados permanecem radioativos por períodos 
de tempo que vão de décadas a milênios 
• A energia nuclear é uma solução de curto prazo. O urânio tem 
igualmente um pico de Hubbert (o próprio Hubbert estudou o Urânio 
no seu texto de 1956), e as reservas atualmente conhecidas 
suportariam apenas a energia necessária na Terra durante um período 
de 25 anos. 
 
Carvão 
• É mais pesadoque o petróleo, entre 50 a 200%, por cada unidade de 
energia. 
• Substituir o petróleo por carvão levaria a uma expansão da atividade 
mineira, que por sua vez conduziria à degradação ambiental nas áreas 
de exploração e ao aumento das emissões de gases que provocam o 
efeito de estufa. 
• Ao contrário dos combustíveis petrolíferos e do gás, no carvão é 
praticamente impossível a afinação rigorosa do ponto de combustão. 
Por isso ele é usado em centrais energéticas para obter eletricidade, 
desperdiçando assim metade do seu conteúdo energético. 
• A atividade de mineração do carvão é alimentada por combustíveis 
petrolíferos, tal como os maquinismos e transportes associados a esta 
indústria. 
• A poluição é também um problema principal. Uma única central 
alimentada a carvão produz por ano milhões de toneladas de resíduos 
sólidos. A queima de carvão nas residências polui a atmosfera com 
fumos ácidos, que contêm partículas e gases ácidos. 
• Os combustíveis líquidos obtidos a partir do carvão são pouco 
eficazes e requerem enormes quantidades de água. 
 
 O pior cenário possível da crise de oferta gerada pelo pico de produção seria 
aquele em que a velocidade de substituição do petróleo por outros combustíveis não 
fosse suficiente para compensar o déficit crescente entre oferta e demanda de petróleo. 
Por outro lado, na melhor das hipóteses, a velocidade de substituição de petróleo por 
 151
gás natural é suficiente para amortecer a crise e possibilitar a construção de novas 
usinas nucleares e infra-estrutura para utilização de fontes de energia não-
convencionais, que adiariam o pico de produção de energia por algumas décadas 
(Goodstein, 2004). 
 152
CONCLUSÃO 
 
 Dada à volatilidade do mercado do petróleo, bem como a importância do 
petróleo como bem de produção e bem de consumo, os movimentos dos preços do 
petróleo deverão permanecer um fator significativo para a inflação e a atividade 
econômica mundial. Os modelos macroeconômicos habituais sugerem que a forte 
subida dos preços do petróleo poderá ter um impacto considerável na economia 
mundial, aumentando a inflação e, embora em menor escala, moderando o crescimento 
do PIB real. Estas estimativas estão, contudo, rodeadas de considerável incerteza, 
podendo servir apenas para fins ilustrativos. 
 
 Neste contexto, o aumento dos preços do petróleo observados no ano passado e, 
em particular, o fato de os preços do petróleo terem permanecido em um nível mais 
elevado do que o esperado por algum tempo poderá levar a riscos para a estabilidade de 
preços e para o crescimento. Contudo, na avaliação do impacto deste choque 
petrolífero, é de se notar que a recente subida dos preços do petróleo foi 
consideravelmente menor do que em episódios anteriores, em que os aumentos tiveram 
um grande impacto sobre a economia mundial. 
 
 Adicionalmente, os preços do petróleo, em termos reais, estão 
significativamente abaixo dos picos alcançados no passado. Além disso, enquanto os 
aumentos passados dos preços do petróleo foram motivados, sobretudo, por fatores do 
lado da oferta, o recente aumento deve-se também à procura mais elevada de petróleo 
em resultado da forte expansão mundial. Tudo considerado, a atual subida deverá ter 
um impacto mais limitado sobre a economia mundial do que os grandes choques 
 153
petrolíferos do passado. No entanto, níveis elevados dos preços do petróleo, ou mesmo 
novos aumentos, serão motivo de preocupação. 
 
 Na perspectiva estrutural, vários fatores sugerem que a economia mundial está 
atualmente mais resistente aos choques petrolíferos. Em comparação com a década de 
70, a intensidade em petróleo da produção e a percentagem do consumo de petróleo no 
consumo total de produtos energéticos caíram significativamente. Além disso, os 
mercados do trabalho e do produto parecem ter-se tornado um pouco mais flexíveis. No 
entanto, verifica-se claramente a necessidade de novas reformas estruturais para 
aumentar a capacidade da economia mundial para se ajustar de forma mais suave aos 
choques futuros. 
 
 A recente subida nos preços do petróleo já teve um impacto direto visível sobre 
a inflação de alguns países. É importante que a política monetária evite a emergência de 
pressões inflacionistas globais, ancorando as expectativas inflacionistas. Uma política 
monetária credível orientada para a estabilidade de preços reduz as perdas de produto. 
Todavia, é necessária vigilância para assegurar que os efeitos de segunda ordem não se 
materializem. Estes efeitos serão evitados através da fixação de salários em linha com a 
estabilidade de preços a médio prazo. 
 
 Para finalizar, tendo em vista a crescente demanda do petróleo, destaca-se a 
necessidade programas de conservação energia e investimentos em fontes alternativas 
de energia. Esses programas foram fundamentais para que o consumo relativo de 
petróleo se mantivesse estável nos países mais ricos durante a década de 70. A indústria 
deu um salto tecnológico importante, produzindo motores mais eficientes, e o 
 154
isolamento térmico se tornou corriqueiro no Ocidente e no Japão. Porém, a expectativa 
de um novo salto tecnológico importante no campo da conservação de energia ou da 
substituição por fontes renováveis não está à vista. Espera-se que a energia de biomassa 
ganhe relevância, mas não existe qualquer esforço concentrado para que os veículos 
híbridos, por exemplo, venham a representar no curto prazo uma parcela expressiva do 
mercado. 
 
 Uma sugestão de estudo futuro poderia também incluir uma análise mais 
detalhada dos mecanismos financeiros. Trata-se de um fator extremamente importante 
no amortecimento dos impactos da elevação de preços de petróleo, que são os 
mecanismos financeiros associados aos mercados futuros e derivativos. É um 
fenômeno, cuja magnitude é relativamente recente e permite aos consumidores lidarem, 
de certa forma, com o que é chamado de oil price risk, que são estas oscilações não 
amortecidas dos preços de petróleo. Os mercados futuros e os derivativos também 
podem resultar em mecanismos de amortecimento da variação de preço de petróleo, 
porque formas de proteção do consumidor (refinadores, principlamente), baseadas em 
hedge, levam a movimentos opostos no mercado spot (físico, ou cash) e no mercado 
futuros. 
 
 Também se recomenda como estudo futuro relacionado ao tema uma análise de 
quais fontes renováveis poderão vir a substituir o petróleo a fim de diminuir a 
dependência da economia dos países importadores de petróleo a sucessivos aumentos 
dos preços dessa commodity. Outro tema cabível de ser explorado futuramente, refere-
se ao posicionamento do Brasil no mercado internacional do petróleo após atingir a 
auto-suficiência. 
 155
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