Venezuela: qual o futuro das maiores reservas de petróleo do mundo?
A intervenção dos EUA na Venezuela no início do ano e o objetivo da administração norte-americana de reabilitar a infraestrutura existente de extração de petróleo, atualmente muito abaixo da sua capacidade instalada, por petrolíferas dos EUA, voltaram a recolocar o país sul-americano numa posição relevante no que concerne à oferta global de petróleo e gás natural. Perante a elevada sensibilidade dos preços do petróleo a fatores geopolíticos e de oferta, o regresso da produção venezuelana assume particular relevância, sobretudo num país que detém as maiores reservas de petróleo do mundo, mas cuja capacidade produtiva está atualmente muito aquém do seu potencial. Caso as intenções dos EUA relativamente ao petróleo da Venezuela se concretizem, é expectável que a exploração seja gradual, começando pela reabilitação de campos existentes e avançando posteriormente para a exploração em larga escala do petróleo extra-heavy da Faixa do Orinoco.
Até ao final da década de 1990, antes das nacionalizações e da saída das petrolíferas ocidentais, a Venezuela produzia entre 3,2 e 3,5 milhões de barris de petróleo por dia, correspondendo a cerca de 5% da quota de mercado global na altura. A partir de 2006 e 2007, o subinvestimento crónico, ditado pela renegociação forçada dos contratos e pela nacionalização de ativos petrolíferos pelo governo de Chávez, que culminou na saída de petrolíferas internacionais, a que se juntou posteriormente o impacto das sanções internacionais, acentuou a queda da produção. Nos últimos anos, a exploração petrolífera tem sido assegurada essencialmente pela PDVSA ( Petróleos de Venezuela SA), com apoio limitado de parceiros estrangeiros ao abrigo de regimes excecionais e licenças temporárias, mantendo-se a produção entre 800 mil e 1,1 milhões de barris por dia, representando menos de 1% da atual quota global.
De acordo com dados da OPEP e do Statistical Review of World Energy da BP, a Venezuela detém cerca de 303 mil milhões de barris de reservas comprovadas de petróleo, as maiores do mundo, seguida pela Arábia Saudita e, em terceiro lugar, pelo Canadá. Segundo o US Energy Information Administration, cerca de 85–90% dessas reservas correspondem a petróleo não convencional, maioritariamente extraheavy localizado na Faixa do Orinoco, enquanto apenas 30 a 40 mil milhões de barris são classificados como petróleo convencional. Todavia, o atual potencial de produção de petróleo da Venezuela é relativamente baixo quando comparado com a dimensão das suas reservas, tendo uma margem técnica de curto prazo para subir para cerca de 1,2 a 1,4 milhões de barris por dia, essencialmente através da recuperação de campos existentes. Sendo o petróleo venezuelano maioritariamente não convencional, as reservas exigem investimentos elevados, tecnologia avançada e longos prazos de desenvolvimento, o que limita o potencial produtivo imediato.
A Arábia Saudita detém 267 mil milhões de barris de reservas comprovadas, quase exclusivamente convencionais, o que lhe permite sustentar níveis de produção significativamente mais elevados e flexíveis, cerca de 9 a 10 milhões de barris por dia. Já o Canadá possui aproximadamente 171 mil milhões de barris de reservas, maioritariamente não convencionais, produzindo cerca de 4 a 5 milhões de barris por dia. Assim, embora a Venezuela lidere em reservas totais, o seu potencial de produção atual é substancialmente condicionado pela predominância de petróleo não convencional, aproximando o seu perfil produtivo do canadiano e afastando-o do modelo saudita.
No entanto, o plano da atual administração dos EUA tem de estar bem delineado, tendo em conta que um aumento da produção de petróleo na Venezuela pode pressionar as cotações internacionais do crude e penalizar parte da produção norte-americana, em particular o shale oil, cuja rentabilidade depende de preços relativamente elevados. Porém, esse efeito tende a ser limitado, uma vez que o petróleo venezuelano é maioritariamente extra-heavy e exige investimentos iniciais elevados, tecnologia especializada e processos de extração complexos. Embora os custos operacionais por barril possam tornar-se competitivos após instalada a infraestrutura, o carácter extra-heavy e não convencional do crude venezuelano implica custos totais elevados e prazos de desenvolvimento bastante mais longos até atingir o breakeven. Assim, a entrada de mais petróleo venezuelano no mercado acrescenta oferta, pressionando os preços, mas não deverá ditar uma queda acentuada, mitigando o impacto negativo direto sobre o shale oil norte-americano. Em suma, o mercado deverá estabilizar num intervalo entre os 50 e os 60 dólares por barril, refletindo custos de produção elevados, quer no shale oil norte-americano, quer no crude venezuelano, maioritariamente não convencional.
Paulo Monteiro Rosa, Economista Sénior do Banco Carregosa