CENTRO UNIVERSITÁRIO FMU - CAMPUS: LIBERDADE

São Paulo - 2010

Projeto Integrado III - Petróleo

Elaine Silva RA: 5421989Micheli Pereira RA: 5421012Responsável: Profª. Lucilia

Introdução

Atraves desta pesquisa sobre o petroleo mostrar sua importancia no mundo, seus impactos na economia, a crise que ocorreu e como impacta diretamente no balanço do pais

Surgimento do petróleo

Há inúmeras teorias sobre o surgimento do petróleo, porém, a mais aceita é que ele surgiu através de restos orgânicos de animais e vegetais depositados no fundo de lagos e mares sofrendo transformações químicas ao longo de milhares de anos. Substância inflamável possui estado físico oleoso e com densidade menor do que a água. Sua composição química é a combinação de moléculas de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos).O petróleo é um líquido oleoso, cuja cor varia segundo a origem, oscilando do negro ao âmbar. É encontrado no subsolo, em profundidades variáveis (podem haver acumulações tanto a poucos metros da superfície terrestre, quanto a mais de 3 mil metros de profundidade) e é muito rico em hidrocarbonetos (HC).

Uso e derivados Além de gerar a gasolina, que serve de combustível para grande parte dos automóveis que circulam no mundo, vários produtos são derivados do petróleo como, por exemplo, a parafina, gás natural, GLP, produtos asfálticos, nafta petroquímica, querosene, solventes, óleos combustíveis, óleos lubrificantes, óleo diesel e combustível de aviação.

Há muito, os antigos conheciam o petróleo e alguns de seus derivados, como o asfalto e o betume. Contudo, não se sabe exatamente quando eles despertaram a atenção do homem. Na fase pré-histórica da utilização do petróleo, referências esparsas nos levam a crer que era conhecido do homem há 4 mil anos a.C. Foi descrito por Plínio em sua História Natural e, segundo Heródoto, grande historiador do século V a.C, Nabucodonosor usou o betume como material de liga na construção dos célebres jardins suspensos da Babilônia. De acordo com a Bíblia, foi usado na Torre de Babel e na Arca de Noé (Gênesis - cap. 6, V. 14) como asfalto, para sua impermeabilização. Além disso, uma descoberta arqueológica, efetuada há alguns anos atrás, revelou indícios do emprego do asfalto, no século IV, como material de construção de cidades. Na Ásia Menor (Oriente Médio), onde se encontram atualmente as maiores jazidas petrolíferas do mundo, o imperador Alexandre, o Grande, da Macedônia, numa de suas expedições observou, a presença de chamas surgidas do seio da terra e de uma fonte de combustível que chegava a formar um lago. Os egípcios utilizavam o petróleo para embalsamento de mortos ilustres e como elemento de liga nas suas seculares pirâmides, ao passo que os romanos e gregos usavam-no para fins bélicos. Muito antes da descoberta do Novo Mundo, os indígenas das Américas do Norte e Sul, serviam-se do petróleo ou de alguns de seus derivados naturais para inúmeras aplicações - entre elas a pavimentação das estradas do império inca.(Artigo extraído do "O mundo fabuloso do petróleo" editado pelo Serviço de Relações Públicas - Petróleo Brasileiro S.A.)

1. Origem: Diversas teorias tentam explicar a origem do petróleo. Atualmente, a mais aceita entre os geólogos é a de que seja oriundo de substâncias de natureza orgânica. Com base na teoria orgânica da origem do petróleo, o mesmo deverá ser encontrado com maior probabilidade nas áreas em que, no decorrer de diferentes eras geológicas, houve deposição de rochas sedimentares e acumulação de restos orgânicos.Fica então, praticamente excluída a possibilidade da presença de petróleo nas rochas ígneas e metamórficas, porém, a confirmação só é possível com a perfuração.

2. A prospecção: Antigamente, em certas regiões dos EUA, a presença de água era muito rara e na sua busca foi perfurado o primeiro poço de petróleo (1859). Mas foi apenas na segunda metade do século XIX que o petróleo começou a ser aproveitado industrialmente em Tittusville pelo Coronel Edwin L. Drake. O poço tinha a profundidade de 21 metros e foi perfurado por uma broca que perfurava pelo sistema de bate-estaca. Sua produção era de 19 barrís (3 metro cúbicos/dia). Uma das primeiras utilizações do petróleo foi como combustível, principalmente na iluminação, substituindo o óleo de baleia. Como era muito inflamável o petróleo passou a ser refinado em alambiques, obtendo-se assim, o querosene. Com a invenção dos motores de explosão e a diesel (1887), as frações do petróleo que eram desprezadas, passaram a ter novas aplicações. Hoje, a exploração do petróleo se processa em bases científicas. A Geologia utiliza-se de ciências auxiliares, como: estudo das rochas no tempo e no espaço de sua origem; estudo dos microorganismos fósseis; estudo minucioso das rochas e mapeamento aéreo fotográfico, além dos métodos geofísicos e geoquímicos. Mais atualmente, estes estudos são facilitados pelo emprego da computação eletrônica.

3. Perfuração: O primeiro método de perfuração consistia em escavar a terra.Para alcançar maiores profundidades, o método mais rápido de perfuração é o rotativo. Em geral um poço é perfurado verticalmente. Pelo método rotativo, a coluna de perfuração, tendo na ponta uma broca, vai penetrando no solo. Em determinados intervalos retiram-se amostras que vão sendo analisadas no decorrer da operação. Algumas vezes a perfuração é feita de maneira direcional para debelar um incêncio ou controle de jorro de petróleo. A 4000 metros de profundidade, em camadas de rochas sedimentares, o poço sofre uma pressão de mais de 400 atmosferas (400 kg por cm2 ).Para equilibrar a pressão interna com a externa é injetada no poço uma mistura especial de lama - argila e água - que vai sendo despejada à medida que a sonda se aprofunda. A imagem de um poço jorrando explosivamente já é retrato do passado. Para os trabalhos de perfuração exploratória no mar,são empregadas unidades perfuradoras que podem ser do tipo submersíveis, auto-eleváveis (ambas com apoio no fundo do mar), semi-submersíveis e flutuantes.

4. Tipos de petróleo: americano (EUA e BRASIL) parafínicos rico em hidrocarbonetos da série

dos alcanos*. cáucaso (RUSSO) cicloparafínicos rico em hidrocarbonetos da série

dos ciclo-alcanos. indonésia (BORNÉU) benzênicos rico em hidrocarbonetos da série

dos aromáticos.

*ALCANOS ou HIDROCARBONETOS PARAFÍNICOS (parafínico = pouca afinidade = baixa reatividade química) São hidrocarbonetos de cadeia aberta (acíclica ou alifática) e saturada (apenas ligações simples do tipo sigma).Possuem fórmula geral : CnC2n+2

Exemplos: CH4 metano ; C2H6 etano ; C3H8 propano ; C4H10 butano ; etc.GLP (gás liquefeito do petróleo = gás de cozinha = mistura de propano e butano).

5. Refino do petróleo: A primeira etapa do refino, consiste na destilação fracionada que é feita na Unidade de Destilação Atmosférica, por onde passa todo o óleo cru a ser refinado. O óleo préaquecido penetra na coluna ou torre de fracionamento que possui uma série de pratos. O petróleo aquecido sobe pela coluna e à medida que vai passando pelos pratos sofre condensação, separando-se em diversas frações.

" fração " gás natural ....................................... gás engarrafado (GLP) ..................... solventes ......................................... gasolina .......................................... querosene ....................................... óleo diesel ...................................... óleo combustível ............................. óleo lubrificante .............................. parafina ......................................... asfalto ............... resíduo final.

"composição em hidrocarbonetos" metano e etano. propano e butano (gás de cozinha). C5H12 aC7H16

.C6H14 aC10H22. (*) C10H22 aC15H32 .(*) C15H32 ..... (a cadeia vai aumentando de tamanho e vai crescendo a massa molecu- lar. Passando da fase gasosa para a sólida.)

(*) varia de acordo com a refinaria.

6. Craqueamento ou pirólise (cracking) :

Como a produção de petróleo não crescia no mesmo ritmo do mercado consumidor, foram realizados estudos no sentido de melhor aproveitamento dos resíduos, levando a indústria ao craqueamento térmico.

Moléculas de C14 a C16 são aquecidas na presença de catalisadores (alumina Al2O3) e sofrem decomposição térmica, produzindo mais gasolina* (faixa de C6H14 aC10H22 ).* A gasolina é uma mistura de hidrocarbonetos da série dos alcanos ou parafinas, cuja composição química varia de acordo com a destilação fracionada adotada pela refinaria.A mistura pode ser de : C6H14 a C10 H22

C6H14a C12 H26 Costuma-se representar a gasolina pela fórmula: C8H18 (média entre os componentes da mistura).

C15H32 querosene (catalisador e aquecimento)

" alcanos " C6H14 C7H16 C8H18 C9H20 C10H22 C11H24 C12H26 C13H28

" alcenos " C9H18 C8H16 C7H14 C6H12 C5H10 C4H8 C3H6 C2H4 ( gás do

craqueamento )

A produção da gasolina aumentou, apresentando ainda melhor qualidade.

7. Alquilação : Moléculas pequenas de alcanos e alcenos (resultantes do craqueamento) se juntam, originando moléculas maiores, produzindo mais gasolina (processo inverso do craqueamento). C4H10 + C4H8 -------> C8H18 C3H8+ C3H6 -------> C6H14 8. Índice de octanagem: - gasolina de baixa octanagem (não resiste à compressão) sofre combustão prematura, pela simples compressão. - gasolina de alta octanagem (resiste à compresão) sofre combustão diante de uma faísca produzida pela vela do motor. Teste de Laboratório Gasolina constituída apenas de " n.heptano " = índice de octanagem = zero. Gasolina constituída apenas de " isoctano " = índice de octanagem = 100 . OBS.: Quando uma gasolina é referida como sendo de 70 octanos, significa que ela oferece uma resistência à compressão equivalente a uma mistura de: 30% de n.heptano + 70% de isoctano (testada em laboratório*)

TESTE DE LABORATÓRIOGasolina de 40 octanos: 60% de n.heptano + 40% de isoctano.Gasolina de 80 octanos: 20% de n.heptano + 80% de isoctano.

Obs.: quanto mais alto o índice de octanos, maior a resistência que a gsolina oferece à compressão..

A qualidade da gasolina é melhorada pela adição de substâncias denominadas "anti-detonantes". O Brasil já utilizou o tetraetil-chumbo (chumbo-tetraetila) Pb(C2H 5)4 para melhorar a qualidade da gasolina. Atualmente, a gasolina é misturada com álcool etílico (etanol ou álcool comum), o que melhora sua resistência à compressão. O tetraetil-chumbo foi substituído por ser nocivo ao meio ambiente (emitia vapores de chumbo na atmosfera e o chumbo é altamento tóxico).

Crise do Petróleo

As crises do petróleo - todas depois da 2ª Guerra Mundial - que momentaneamente interromperam seu fluxo, mostram um cruzamento de conflitos. A primeira delas ocorre entre os estados-nacionais e as grandes empresas multinacionais visando o controle do processo produtivo e distributivo. Tratou-se de uma luta em torno do dinheiro e do poder. O segundo tipo de conflito, numa etapa posterior, deu-se entre os países produtores e os países consumidores.

Estados-Nacionais X Empresas Multinacionais

A exploração dos recursos petrolíferos no Terceiro Mundo começou em 1908 com a descoberta de lençóis de petróleo no Irã. A partir de então toda a região do Golfo Pérsico começou a ser explorada. Foi o início de uma política de concessões feitas pelo Xá e por chefes tribais árabes a grandes companhias estrangeiras, particularmente inglesas (Anglo-iranian) e americanas (Texaco, Mobil Oil, Esso, Standar Oil). Dois fatores fizeram com que o petróleo passasse a ser estratégico no nosso século. Em 1896 Henry Ford começou a produzir o primeiro veículo automotor em série, inaugurando a era da moderna indústria de automóveis, expandindo-se para outros transportes como o aeronáutico. O aumento do consumo de gasolina e óleo começa então a impulsionar a prospecção e a busca de mais poços de petróleo, tanto nos Estados Unidos como no exterior. Outro fator que levou o petróleo a tornar-se o negócio do século ocorreu em 1911, com a decisão tomada por Churchill, quando Ministro da Marinha inglesa - a maior do mundo -, de substituir o carvão pelo óleo como energia para seus navios, em 1911.De 1908 a 1950, as companhias multinacionais formaram verdadeiros impérios (eram chamadas as 7 grandes) abarcando todas as zonas produtoras de petróleo espalhadas pelo mundo, mas concentradas basicamente no Oriente Médio. Foi a época de ouro das multinacionais. Elas possuíam sua própria política externa, suas linhas de aviação e comunicação completamente independentes. Geralmente seus administradores e gerentes eram os homens mais importantes do país e seus verdadeiros governantes. Os estados que existiam eram neocoloniais, dependentes, sem poder e força para disputar o controle da riqueza nacional.

Essa situação começou a inverter-se a partir da 2ª Guerra Mundial. As antigas potências colonialistas (Inglaterra, França e Holanda) perderam suas energias na guerra. Um forte movimento nacionalista teve então início. No Irã, em 1951, deu-se a primeira crise com a política do 1º Ministro Mossadegh que nacionalizou a British Petroleum. Mas, em 1953, a CIA e o serviço secreto inglês, numa operação conjunta, conseguiram reverter a situação e Mossadegh foi deposto e o Xá Reza Pahlevi, pró-americano, foi novamente entronado. Mesmo tendo fracassado, a política nacionalista de Mossadegh foi o ponto de partida para uma série de enfrentamentos que se seguiram entre os estados-nacionais, que começavam a se fortalecer, contra o poder das empresas multinacionais. Gradativamente as empresas foram vendo diminuir suas regalias sendo obrigadas a aceitar o pacto dos cinqüenta mais cinqüenta, que tornava os estados-nacionais sócios iguais delas.A segunda crise do petróleo ocorreu em 1956 quando o Presidente do Egito, Gamal Nasser, nacionalizou o Canal de Suez, em mãos de uma companhia anglo-francesa. Com a intervenção militar de tropas inglesas e francesas ocorreu um boicote do mundo árabe que foi contornado pela exigência dos Estados Unidos e da URSS que aquela intervenção cessasse imediatamente.A terceira crise ocorreu durante a Guerra dos Seis Dias, quando Israel travou uma guerra fulminante com seus vizinhos. Mas a mais grave, a quarta, ocorreu durante a Guerra do Yon-Kippur, quando os árabes agora organizados no cartel da OPEP (fundada em Bagdá, em 1960), decidiram aumentar o preço do barril de petróleo (de U$ 2,9 para U$ 11,65), um aumento de 301%. Essa última crise assinala uma mudança substancial do conflito. Agora não se trata mais de um enfrentamento entre estados-nacionais e multinacionais, mas entre produtores e consumidores.A penúltima grande crise mundial - a quinta crise - ocorreu como resultado da espetacular deposição do Xá Reza Pahlevi, em 1979, seguida pela Revolução Xiita que desorganizou todo o setor produtivo do Irã. A crise estendeu-se até 1981, quando o preço do barril saltou de U$ 13 para U$ 34. Ou seja 1072% em relação ao preço de 1973.

As crises do petróleo

A crise do Golfo

Depois de ter-se envolvido numa desgastante guerra de fronteiras com o Irã, o ditador iraquiano Saddam Hussein resolveu atacar, em 1990, o emirado do Kuwait, um dos maiores produtores de petróleo dom mundo. Saddam o transformou na 19ª província da República Iraquiana. Tinha início a sexta crise do petróleo do após-Guerra. O Kuwait era considerado fornecedor estratégico pelos Estados Unidos, fazendo com que os americanos temessem que Saddam Hussein pudesse açambarcar o controle de metade do fornecimento do petróleo na região. Igualmente receavam que ele pudesse alastrar-se para a Arábia Saudita.

Conseguiram então fazer com que a ONU autorizasse uma operação militar visando a desocupação do Kuwait. Em 1991, liderando uma força multinacional (composta por inglese, franceses, italianos e outros países árabes), os Estados Unidos reconquistaram o emirado e expulsou as tropas iraquianas de volta para suas fronteiras. Ao bater em retirada os iraquianos incendiaram todos os poços de extração provocando uma das maiores catástrofes ecológicas do mundo, fazendo com que grande parte da vida animal do Golfo Pérsico fosse destruída.

A intervenção internacional foi o passo inicial da chamada Nova Ordem Mundial onde o consenso das nações determinou não aceitar mais nenhuma guerra de anexação.

As crises do petróleo

Sanções sobre o Iraque

Desde que foi derrotado pela Operação Tempestade no Deserto, Saddam Hussein passou a sofrer sanções internacionais. Em sua política econômica foi bloqueado por meio da proibição de vender petróleo iraquiano, bem como de importar uma série de outros produtos. No plano militar foi limitado por dias zonas de exclusão, uma ao norte, no Paralelo 36 e outra ao sul, no Paralelo 32, onde sua aviação e seus soldados não podem transitar - apesar de ser território iraquiano - sob pena de sofrerem represálias. A garantia de que o Iraque terá de obedecer essas normas é reforçada pela presença da esquadra americana ancorada no Golfo Pérsico e que tem o poder de lançar mísseis sobre o país.

As crises do petróleo

Dados sobre o petróleo

Calcula-se que existam 1 trilhão de barris (1 barril = 159 litros) de petróleo, desses, 43,4% já foram extraídos e consumidos até 1990.

A produção mundial anual atinge a 24 bilhões de barris, consome-se 23 bilhões e 1 bilhão vai para os depósitos (os EUA produzem 13%, a Europa Ocidental 6%, o Golfo Pérsico 27%, os outros 19%).

As reservas existentes no mundo inteiro são calculadas em 137 bilhões de toneladas (67% delas se encontram no Oriente Médio).

Choque do Petróleo

A economia mundial já foi abalada várias vezes por aumentos bruscos e continuados do preço do petróleo: são os chamados choques do petróleo. O ouro negro tem especificidades econômicas e estratégicas que o torna umproduto único, sendo matéria-prima para cerca de 3 mil derivados. Hoje, já se fala no uso do etanol para substituí-lo, mas isso só é possível, por enquanto, na produção de combustível.

O 1º choque do petróleo: 1973

Após a Guerra do Yom Kipur, em outubro de 1973, os países árabes decretam completo bloqueio do fornecimento de petróleo aos aliados de Israel, atingindo principalmente Estados Unidos, Holanda e Portugal. O barril de petróleo, de tipo Brent, salta de US$ 8 para US$ 38. Manteve-se por bom tempo, mesmo após ofim do bloqueio, num patamar de US$ 36 o barril. Os países árabes organizados na OPEP chegaram a aumentar mais de 300% o preço do petróleo.

O 2º choque do petróleo: 1979/80

Os choques mundiais do petróleoDentro de poucas décadas, a produção mundial do petróleo vai começar a cair enquanto a demanda mundial continuará em alta. O buraco provocado entre a oferta e a procura está sendo chamada de o 3º choquemundial do petróleo.

3º choque mundial do petróleoOs setores mais afetados pela alta contínua da cotação do petróleo bruto serão em primeiro lugar a aviação e a agricultura, pois os preços de cerca de 3 mil derivados do petróleo, como querosene e fertilizantes, estão diretamente ligados à matéria-prima. A seguir, os transportes, o turismo, a petroquímica e a indústria sofrerão os efeitos do esgotamento do petróleo. O choque petrolífero que se anuncia não se parece com os anteriores. Desta vez, a partida não é mais geopolítica, ela é geológica. Em 1973 e 1979, a penúria era de origem política, decidida pela OPEP. Depois houve a restauração da oferta. A realidade hoje é que os maiores e principais poços de petróleo do mundo estão reduzindo a produção. O verdadeiro problema é o aumento incessante do consumo. Todas as sociedades contemporâneas se desenvolveram com base no petróleo.Agora resta pouco tempo para substituir um fluido relativamente barato de produzir, tão energético, tão fácil de empregar, de armazenar e de transportar e com utilizações tão múltiplas (doméstica, industrial, carburante, matéria-prima).É neste cenário de esgotamento que O 3º choque do petróleo Surge inicialmente em decorrência da Revolução Islâmica no Irã, quando o aiatolá Khomeiniimplanta uma ampla renegociação dos contratos de exploração das companhias estrangeiras – em especial a BP – residentes no país.No ano seguinte eclode a Guerra Irã-Iraque, desencadeada em 1980 (durou até 1988) por Saddam Hussein contra o novo regime xiita do Irã (com o apoio dos Estados Unidos, que armam o Iraque, inclusive com armas de destruiçãoem massa). O preço do barril se eleva ao correspondente a US$ 78/79entre 1979 e 1980 (são os preços mais altos desde a Guerra de Secessão Americana, 1860-64). se configura a exploração do pré-sal. Por isso, é tão importante garantir a riqueza dele ao povo brasileiro.A crise do petróleo teve início quando se descobriu na década de 1970 que o recurso natural não é renovável. Em decorrência disto ou utilizando o fato como pretexto, o Erro! A referência de hyperlink não é válida. do petróleo sofreu muitas variações a partir de tal década, marcando efetivamente cinco momentos de crise do produto.

O petróleo foi descoberto ainda no século XIX, mas desde momento tornou-se fundamental e presente ativamente na vida da Erro! A referência de hyperlink não é válida.. O produto se tornou precioso e passou a ser chamado de “ouro negro”, já que os felizardos por descobrir poços de petróleo enriqueciam-se demasiadamente, tamanho o mercado consumidor que se estruturou em torno do recurso natural. O desenvolvimento da sociedade industrial e de consumo ampliou mais ainda os lucros obtidos com o petróleo.No Golfo Pérsico o petróleo foi descoberto em 1908 no Irã, devido ao forte atrativo pelo “ouro negro” e pela grande reserva descoberta, a região passou a ser explorada e visada estrategicamente por países do Erro! A referência de hyperlink não é válida. todo. No ano de 1960 aconteceu um encontro em Bagdá reunindo os cinco principais países produtores de petróleo do mundo, dos quais quatro eram da região do Golfo Pérsico: Arábia Saudita, Iraque, Irã, Kuwait e Venezuela. Apenas este último país representava a Erro! A referência de hyperlink não é válida.. No encontro os participantes acordaram pela criação da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a intenção era de protestar contra o achatamento do preço do barril de petróleo praticado por um grupo de empresas petroleiras ocidentais, chamado de “sete irmãs”. Este grupo envolvia as empresas Standart Oil, Royal Dutch Shell, Móbil, Gulf, BP e Standart Oil da Califórnia.Os membros da OPEP são os maiores produtores de petróleo do mundo, juntos somam 27,13% da produção mundial. Esta tamanha representação fez com que se unissem para desfrutar dos maiores lucros possíveis com o produto que vendiam. No ano seguinte à criação, em 1961, foi realizada uma conferência em Caracas onde foram definidos três objetivos para a OPEP: o aumento da receita dos países membros visando o desenvolvimento de cada um deles; promover um aumento gradativo do controle sobre a produção de petróleo, para desbancar as multinacionais; unificar as políticas de produção. A primeira medida prática tomada pela OPEP foi aumentar o valor dos royalties pagos pelas empresas transnacionais e as onerar com um imposto.Na década de 1970 descobriu-se que o petróleo é um recurso natural não renovável. Estima-se que em 70 anos o produto se esgote. Tal descoberta fez o preço do produto se alterar, fazendo-o triplicar no final de 1977. A OPEP já vinha diminuindo a oferta de petróleo desde sua criação para alcançar os objetivos que tinha traçado e por causa disso uma série de conflitos ocorreram com os países árabes integrantes da OPEP. Os conflitos foram: a Guerra dos Seis Dias, em 1967; a Guerra do Yom Kipur, em 1973; a Revolução Islâmica no Irã, em 1979 e a Guerra Irã-Iraque, a partir de 1980.Em apenas cinco meses, entre outubro de 1973 e março de 1974, o preço do petróleo aumentou 400%, causando reflexos poderosos nos Estados Unidos e na Europa e desestabilizando a economia por todo o mundo. É Justamente este momento que coincide com o fim do milagre econômico ocorrido na ditadura militar no Brasil. A crise do petróleo que barrou os altos índices de crescimento do Brasil foram fundamentais para a população começar a se rebelar contra o regime militar no país, fazendo aumentar as críticas e transparecer os abusos que o governo encobria ao longo dos anos com a máscara do crescimento nacional. Mas antes dessa crise houvera outra. São identificados cinco momentos na história mundial de crise do petróleo.O primeiro deles ocorreu em 1956 quando o presidente do Egito nacionalizou o Canal de Suez que era de propriedade de uma empresa Anglo-Francesa. A medida fez com que o abastecimento de produtos nos países ocidentais fosse interrompido, o que causou aumento no preço do recurso natural.

O segundo momento foi o relatado acima, de 1973, como via de protesto ao apoio que os Estados Unidos davam a Israel durante a Guerra do Yom Kipur. No qual os países membros da OPEP supervalorizaram o preço do petróleo.O terceiro ocorreu durante a crise política no Irã que desorganizou o setor de produção no país. Logo em seguida à Revolução do Irã, travou-se uma guerra entre o mesmo país e o Iraque que reduziram a produção de petróleo e causaram o aumento do preço do produto no mundo, já que os dois eram os maiores produtores e a oferta do petróleo ficou reduzida no mercado mundial.Em 1991 teve início a Guerra do Golfo que gerou um novo momento de crise. O Iraque foi invadido pelo Kuwait, os Estados Unidos intervieram no conflito e expulsaram os iraquianos do Kuwait, que antes de sair incendiaram poços de petróleo de tal país causando uma crise econômica e ecológica.O quinto momento de crise é muito recente, em 2008 movimentos especulativos de escala global fizeram com que o preço do produto subisse 100% entre os seis primeiros meses do ano

Petroleo no Brasil

Onde explorarO Brasil, com suas dimensões continentais, conta com uma área sedimentarde 6.436.000 km2 (figura 1). Em sua porção terrestre – cerca de 4.880.000 km2 –mais de 20 bacias são conhecidas. São bacias de diferentes histórias e idades deformação, compondo um complexo terreno sedimentar de múltiplos desafios paraos exploracionistas. Bacias proterozóicas, paleozóicas, cretáceas e terciárias distribuem-se desde o Sul-Sudeste até o Nordeste e Amazônia.O restante da área sedimentar brasileira está distribuído ao longo da plataformacontinental. Destaque para a Bacia de Campos, a principal portadora de

recursos petrolíferos (figura 1 A). Mais de 1.500. km2, até a cota batimétrica de três mil metros, abrigam mais de 15 bacias sedimentares cretácico-terciárias, várias delas sendo extensão de bacias terrestres costeiras.Bacias sedimentares brasileirasBacia de Campos

A história da exploraçãoDe maneira simplificada, pode-se dividir a história da exploração no Brasilem fases diretamente ligadas à legislação do petróleo. Assim, temos os períodos1858-1953, 1954-1997 e o recém-iniciado com o novo estatuto do setor petróleo.Período pré-Petrobras (1858-1953).O período pré-Petrobras engloba duas etapas principais, a primeira (1858/1938), a da livre iniciativa doméstica, do Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro (SGMB) e do Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM); a segunda,iniciada a partir da descoberta da primeira acumulação de petróleo em 1939(campo de Lobato, BA), e da criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP),encerrando-se em 1953. Durante todo esse período, as áreas sedimentares brasileiras estiveram abertas à iniciativa privada.No inicio da primeira etapa, tinha-se conhecimento, de maneira esparsa,não-científica, da existência de emanações de óleo e gás em algumas regiões doBrasil. Em 1858 foram registradas as duas primeiras concessões para a exploração de carvão, turfa e betuminous shale nos arredores do rio Maraú e em Ilhéus, no estado da Bahia, região hoje denominada Bacia de Camamú, onde algumas emanações de óleo e a ocorrência de folhelho betuminoso eram conhecidas. Em 1859 foram registradas emanações de óleo em cortes da estrada de ferro em construção no Recôncavo Baiano, arredores de Salvador. Em 1864 Thomas Dennys Sargent requereu e recebeu concessão do imperador para pesquisa e lavra de turfa e petróleo na mesma região de Ilhéus e Camamú. Em 1867 foram concedidos direitos de exploração de betume na região das bacias costeiras de São Luís e Barreirinhas.Entre 1872 e 1874 várias concessões foram registradas no interior do estado de São Paulo, nos arredores de Rio Claro, região da Bacia do Paraná conhecida pela ocorrência de emanações de óleo e gás. Em 1876, com a fundação da Escola de Minas de Ouro Preto, em Minas Gerais, resolveu-se parcialmente o problema de mão-deobra mais especializada para suprir, por profissionais com algum conhecimento científico, a busca pelo petróleo. Em 1881, a lavra e retortagem do folhelho pirobetuminoso da Bacia de Taubaté proporcionou combustível para a iluminação da cidade por aproximadamente dois anos. Entre 1892 e 1897, o fazendeiro Eugênio Ferreira de Camargo perfurou em Bofete (SP) o que foi considerado o primeiro poço petrolífero do Brasil, tendo sido reportada a recuperação de dois barris de petróleo.Em 1907 foi criado o Serviço Geológico e Mineralógico Brasileiro (SGMB),ocasionando o aumento substancial da atividade de perfuração de poços em bases mais profissionais. Sondas foram compradas, geólogos e engenheiros de minas brasileiros fizeram parte da estrutura de pesquisa e perfuração para petróleo no SGMB.Em 1933 foi criado o Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM).A segunda etapa iniciou-se com a atividade de exploração de petróleo mais

organizada, graças ao SGMB e ao DNPM, porém ainda carente de recursos e deum órgão a ela dedicado. Assim, criou-se o CNP, instalado em abril de 1939. Na época, o consumo brasileiro já causava uma dependência incômoda dos produtores estrangeiros. O CNP melhorou a estrutura da atividade de exploração de petróleo no Brasil e, aproveitando a descoberta de Lobato, preferiu inicialmente concentrar-se no Recôncavo Baiano.Do entusiasmo causado por essa primeira descoberta, em pouco tempo os resultados começaram a aparecer. A partir de 1941, até 1953, foram descobertos os campos de Candeias, Aratú, Dom João e Água Grande, até hoje os maiores campos terrestres já encontrados no Recôncavo.O primeiro período de exploração de petróleo no Brasil teve como participantesalguns empreendedores privados, embora em grande parte financiados porrecursos públicos e utilizando equipamentos do governo federal, de governos estaduais, SGMB, DNPM e, posteriormente, do CNP. Caracterizou-se, principalmente no início, pelo amadorismo e pela falta de equipamentos e recursos, situação que melhorou sensivelmente com a entrada em cena do SGMB, do DNPM e, em especial, do CNP.A pesquisa de petróleo, nessa fase, utilizou como ferramenta principal a geologiade superfície, no início praticada por curiosos e sempre nas proximidades deemanações de óleo e gás. Com a criação do SGMB e do DNPM, alguns geólogos e engenheiros de minas entraram em cena e, no final, a geofísica começou a serutilizada, principalmente nos arredores de São Pedro (SP), para a detecção de estruturas em subsuperfície. A partir da criação do CNP, a exploração passou a contar com o auxílio já importante da sísmica e sondas com maior capacidade de perfuração(até 2.500 m).Foram perfurados 162 poços exploratórios terrestres rasos, principalmentenas bacias do Recôncavo, Paraná, Amazonas e Sergipe-Alagoas. Não existem registros confiáveis dos investimentos realizados neste período, eminentemente terrestre.Nenhum resultado positivo foi reportado nessa primeira etapa, além dosregistros das emanações de óleo e gás, e das ocorrências subcomerciais de óleo e gás da região de São Pedro, bacia do Paraná (SP), Riacho Doce (AL) e Bom Jardim/ Itaituba (AM). Ao final desse período, existiam cerca de 30 geólogos/geofísicos de petróleo no Brasil, e como resultados mais importantes: a descoberta de 10 campos de petróleo no Recôncavo Baiano pelo CNP; as reservas alcançadas de 297,9 x 106 barris; a produção diária atingindo 2.720 barris de petróleo. Prevaleceram as condições inóspitas e sem infra-estrutura do interior brasileiro, valorizando ainda mais o trabalho e os resultados alcançados pelos exploracionistas. Período de exclusividade da Petrobras (1954-1997)A Petrobras foi criada, após longa campanha popular, para servir de base àindústria do petróleo no Brasil e para exercer, em nome da União, o monopólio deexploração, produção, refino, transporte e comercialização do petróleo e seus de 22 rivados. Fazia parte de um ciclo histórico no qual se tentou montar as bases industriais brasileiras por meio da criação de estatais nas áreas de siderurgia, metalurgia e petróleo. A empresa tinha como missão suprir o mercado interno com petróleo e seus derivados, fosse pela produção nacional, fosse pela importação. Criada pela lei 2004 (3/10/1953) e instalada em 10/5/1954, o período em que a Petrobras exerceu com exclusividade o monopólio do Petróleo em nome da União pode ser dividido em várias fases distintas, descritas a seguir.A primeira fase (1954/1968) desse período caracterizou-se inicialmente (até1961) pela instalação da Petrobras, presença maciça de técnicos estrangeiros e concentração de esforços no Recôncavo e na Amazônia; na sua segunda metade (até 1968), por presença

cada vez significativa de técnicos brasileiros e concentração de esforços ainda no Recôncavo, mas também nas demais bacias cretáceas costeiras.Com o contínuo aumento do consumo, a dependência externa agravou-seapesar do preço baixo do barril de petróleo. Com a instalação da Petrobras, o geólogo norte-americano Walter Link foi contratado para implantar uma estruturaorganizacional nos moldes da indústria norte-americana, fortemente centralizadora. Técnicos estrangeiros foram contratados em grande número e os geólogos/geofísicos brasileiros enviados para estudarem e serem treinados no exterior.A sede da empresa foi instalada no Rio de Janeiro e sedes de distritos em Belém (PA), Maceió (AL), Salvador (BA) e Ponta Grossa (PR). Inicialmente foi feita uma revisão meticulosa das bacias conhecidas, com atividades concentradas nas do Recôncavo (exploração e produção) e da Amazônia (exploração), com esforço mais modesto nas demais.Em 1955, num dos primeiros poços perfurados na Bacia do Médio Amazonas,na região de Nova Olinda, houve produção de algum óleo gerando grandesesperanças e intensificando a campanha amazônica. Em 1957 foi descoberta a acumulação de Jequiá, a primeira na Bacia de Sergipe-Alagoas e a primeira fora do Recôncavo baiano.No início dos anos 60 as universidades brasileiras começaram a formar regularmente turmas de geólogos. Em 1961 os resultados negativos na Amazônia já começavam a causar algum desânimo e, no mesmo ano, foi divulgado o Relatório Link, que concluiu pela inexistência de acumulações de grande porte nas bacias sedimentares terrestres brasileiras.Apesar do significativo incremento na produção, as reservas, nesse período,não aumentaram na mesma proporção. Com a Petrobras já estabelecida eestruturada, a grande maioria dos técnicos já eram brasileiros. A atividade de perfuração de poços exploratórios aumentou significativamente mas a atividade geofísica continuou nos mesmos níveis. Trabalhos de reconhecimento gravimétrico localizaram novas bacias cretáceas costeiras no Norte (Bragança-Vizeu, São Luís, Barreirinhas e Pará-Maranhão) e no Leste brasileiro (Jequitinhonha, Nativo, no Sul da Bahia, e Espírito Santo). Diminuíram as atividades nas bacias amazônicas e em outras bacias paleozóicas, transferindo-se os esforços para as bacias cretáceas costeiras, especialmente Recôncavo, Tucano, Sergipe-Alagoas e Barreirinhas. A Petrobras estava na dependência total da produção dos campos de petróleo baianos.Em 1963 foi descoberto Carmópolis, em Sergipe-Alagoas, que se tornaria omaior campo terrestre brasileiro, um gigante, contrariando parcialmente o Relatório Link divulgado dois anos antes. No final de 1967, com a idéia já amadurecida de explorar a plataforma continental, foi realizado extenso levantamento gravimétrico marítimo entre Cabo Frio e Recife. Entre 1967 e 1968 realizou-se o reconhecimento de várias bacias da plataforma continental com sísmica de reflexão de cobertura múltipla e registro digital.Em 1968 duas equipes sísmicas terrestres da Petrobras foram implantadas, ecriado e instalado o primeiro Centro de Processamento de Dados Sísmicos daempresa. Decorrentes dos levantamentos sísmicos anteriores, as primeiras sondas marítimas (jack-ups) foram contratadas e perfurados os dois primeiros poços no mar – no Espírito Santo e em Sergipe.No segundo deles, o 1-SES-1A, foi descoberto Guaricema, o primeiro campode petróleo na plataforma continental brasileira. Ao final da fase, a maioria dostécnicos eram brasileiros e iniciou-se a contratação regular de geólogos formadosnos recém-criados cursos nas universidades brasileiras.

Nesta primeira fase de monopólio da Petrobras foram conhecidas praticamentetodas as bacias terrestres brasileiras, inclusive a do Pantanal e as porçõesterrestres das bacias ao sul da Bahia, Pelotas e Campos. Foram perfurados 1.120poços em terra e dois no mar.Os investimentos nesse período totalizaram US$ 3,8 bilhões* em atividadesexploratórias e US$ 1,6 bilhão em desenvolvimento da produção (figura 2). Aofinal de 1968 trabalhavam na Petrobras 316 geólogos e geofísicos de petróleo.Como resultados de tais investimentos foram descobertas 58 acumulaçõesde óleo e gás, inclusive a primeira na plataforma continental (Guaricema, em Sergipe- Alagoas). Ao final de 1968 as reservas eram de 1.247,0 x 106 barris (figura 3) e a produção brasileira de petróleo ultrapassava 160 mil barris por dia (figura 4). Mesmo assim, os resultados alcançados até então reforçavam a idéia de que as bacias terrestres brasileiras não conteriam acumulações significativas de petróleo.A dependência externa continuava. Com a descoberta de Guaricema, na plataforma continental de Sergipe-Alagoas, renovaram-se as perspectivas de auto-suficiência, deslocadas agora para o mar.* os investimentos citados neste artigo estão referenciados em dólares de abril de 1996, salvo quando especificado Períodos exploratórios – 1858-2000 Investimentos (US$ de abril/96)Períodos exploratórios – 1858-2000 Evolucão das reservas 26 ESTUDOS AVANÇADOS 12 (33), 1998Figura 4 – Óleo e Condensado (Produção média diária por ano) segunda fase (1969/1974) caracterizou-se pelas primeiras descobertas na porção terrestre da Bacia do Espírito Santo, pelo decisivo avanço para o mar, pela ocorrência do primeiro choque do petróleo, pela criação de um braço internacional da Petrobras e, finalmente, pela primeira descoberta realmente importante no mar, a Bacia de Campos. É conferida ênfase especial ao treinamento dos técnicos brasileiros e à contratação sistemática de consultores estrangeiros alinhados com as mais recentes metodologias e tecnologias de exploração e produção.A exploração da plataforma continental baseava-se em critérios de continuidadedas bacias costeiras terrestres e analogia com seus resultados ou indícios.Nessa época, estimavam-se em 20 bilhões de barris as reservas de petróleo da plataforma.Os grandes deltas da margem continental brasileira – foz do Amazonas, São Francisco, rio Doce, Paraíba do Sul e rio Grande – geraram grandes expectativas,principalmente pela analogia com o Delta do Níger e o Delta do Mississipi. ODelta do Níger, no outro lado do Atlântico, já contava então com mais de 20bilhões de barris de petróleo de reservas. O critério da continuidade respondeudiscretamente, porém o da analogia fracassou e os poços secos se sucederam na Foz do Amazonas, no Espírito Santo e em Santos.A descoberta, em 1969, do Campo de São Mateus revelou o potencial daprovíncia terrestre do Espírito Santo. Em 1972, as atividades em terra e o númerode técnicos foram reduzidos. Os resultados modestos na plataforma marítima, aliados às reservas em declínio, levaram a Petrobras a duas importantes decisões:• criação da Braspetro em 1972, na tentativa de buscar no exterior opetróleo não-encontrado internamente;• incremento dos investimentos para o down-stream (refino, transporte epetroquímica).Com o primeiro choque do petróleo em 1973 e a descoberta do Campo de

Ubarana na porção marítima da Bacia Potiguar, os investimentos no mar se elevaram novamente, e, no final de 1974, finalmente a primeira descoberta importante aconteceu: o Campo de Garoupa na Bacia de Campos. A descoberta marcou o inicio de um novo ciclo no Brasil, renovando as esperanças sempre frustradas de auto-suficiência. Foram perfurados, nesta fase, 316 poços exploratórios em terra e 165 na plataforma continental.Os investimentos somaram US$ 3,7 bilhões em exploração e US$ 1,2 bilhãoem desenvolvimento da produção (figura 2). Ao final desta fase trabalhavam naPetrobras cerca de 272 geólogos e geofísicos de petróleo.Foram descobertas 30 acumulações de óleo e gás, 20 em terra e 10 no mar,das quais as mais importantes foram, em terra, São Mateus e fazenda Cedro, noEspírito Santo, e Remanso, no Recôncavo; no mar, Ubarana na bacia Potiguar e,destacadamente, Garoupa na bacia de Campos. No final de 1974, as reservas haviam aumentado para 1.445 x 106 barris e a produção de óleo estava em 182 mil barris por dia.A terceira fase (1975/1984) iniciou-se com as bacias terrestres em declínio e aBacia de Campos como nova esperança. Teve como características principais a confirmação do potencial da Bacia de Campos; a ocorrência do segundo choque do petróleo; a aplicação dos contratos de risco; a descoberta de petróleo, na porção errestre da Bacia Potiguar, e de gás, na Amazônia; a meta dos 500 mil barris por dia e, mais importante, a decisão de avançar a exploração para águas profundas. Os primeiros levantamentos de sísmica tridimensional (3D) revolucionaram e aceleraram a exploração no mar.As importações de petróleo a US$ 15/barril pesavam cada vez mais na balançacomercial brasileira, daí a necessidade de maior produção interna. Teve início,então, o desafio da engenharia com os sistemas antecipados de produção depetróleo. A pressão da balança comercial resultou também na criação dos contratos de risco e o segundo choque do petróleo agravou ainda mais a situação de dependência do petróleo estrangeiro. O treinamento dos técnicos da Petrobrasacelerou-se, tanto no Brasil quanto no exterior. Foi criado o Consórcio IPT/Cesp(Paulipetro), estatal do governo de São Paulo, para atuar na área de exploração de petróleo sob o regime de contrato de risco.A Bacia de Campos se afirmou com novas descobertas e o desafio da engenhariafoi vencido com os sistemas antecipados de produção. A qualidade dos dadossísmicos melhorou consideravelmente e já se antecipavam soluções para produção em lâminas d’água maiores que 120 m. O segundo choque do petróleo fez com que jazidas em águas mais profundas e as marginais, em terra, se tornassem viáveis, favorecendo os grandes investimentos, que resultaram em mais descobertas e acréscimo geométrico das reservas e de produção. O pólo nordeste da Bacia de Campos e a faixa de 400 m de lâmina d’água contribuíram com importantes descobertas. A bacia Potiguar terrestre afirmou-se com o trend Estreito-Guamaré e o Recôncavo revitalizou-se a partir da descoberta de Riacho da Barra. Navios com posicionamento dinâmico permitiram a perfuração em cotas batimétricas cada vez maiores e, entre os primeiros poços perfurados, foi descoberto o campo gigante de Albacora (400 a 1000 m), com os turbiditos se afirmando como os principais reservatórios das bacias da plataforma continental brasileira.Em 1975 foi descoberto o Campo de Namorado na Bacia de Campos, oprimeiro gigante da plataforma continental brasileira. Assinados os primeiros contratos de risco em 1976, as empresas estrangeiras Shell, Exxon, Texaco, BP, ELF, Total, Marathon, Conoco, Hispanoil, Pecten, Pennzoil, além de companhias brasileiras como a Paulipetro,

Azevedo Travassos, Camargo Corrêa, entre outras, e mais a Petrobras, participaram do cenário exploratório. Descobertos, em 1978, ocampo de gás do Juruá, na Bacia do Solimões, e, em 1979, a primeira acumulação terrestre da Bacia Potiguar. No mar aconteceu a primeira descoberta por uma empresa sob contrato de risco, a Pecten, o campo de gás de Merluza, na Bacia de Santos. Em terra, a Azevedo Travassos encontrou modestas acumulações no Rio Grande do Norte. Em 1984 foram descobertos, na Bacia de Campos, o Campo de Marimbá e o gigante Albacora, ambos já indicando o irreversível caminho das águas profundas. A meta dos 500 mil barris por dia foi atingida ao final de 1984,com a antecipação de quase um ano.Nessa fase foram perfurados pela Petrobras 885 poços em terra e 750 no mar.As empresas sob contrato de risco perfuraram 51 poços em terra e 64 no mar.A Petrobras investiu US$ 18,5 bilhões em exploração e US$ 24,1 bilhões emdesenvolvimento da produção. Em 1984 trabalhavam na empresa 589 geólogos egeofísicos de petróleo.Como resultado dos investimentos foram descobertas 148 acumulações deóleo e gás, 98 em terra e 50 no mar. As mais importantes em terra foram as deJuruá, no Solimões, Fazenda Belém e Alto do Rodrigues, na Bacia Potiguar, Riacho da Barra no Recôncavo e Pilar em Sergipe-Alagoas. No mar foram Namorado, Enchova, Carapeba, Marimbá e Albacora na Bacia de Campos. Ao final de 1984, as reservas totais brasileiras alcançavam 4,29 x 109 barris.A quarta fase (1985/1997) do período teve como características a confirmaçãodo potencial das águas profundas da Bacia de Campos; a afirmação da sísmica3D como ferramenta exploratória das mais importantes; a descoberta de óleo econdensado na bacia do Solimões; a ida para águas ultra-profundas; as descobertas de Barracuda e Roncador, em Campos, e do gás de Barra Bonita no Paraná; a promulgação da lei 9478/97; e o cumprimento da meta dos um milhão de barris diários de produção.Confirmada a vocação da Bacia de Campos, outras descobertas importantesforam realizadas em águas profundas. Com a utilização da sísmica 3D passou-se a otimizar tempo e custos, desde a descoberta até o desenvolvimento dos campos. A Petrobras começou a se preparar para o desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas. Levantamentos de sísmica 3D terrestre tornaram-se rotineiros e importantes descobertas de gás, óleo e condensado ocorreram na região do rio Urucu, na Bacia do Solimões; de óleo em carbonatos albianos na Bacia de Santos (Tubarão, Coral e Estrela do Mar).Com a promulgação da nova Constituição em 5/10/1988, não foram maispermitidos contratos de risco, persistindo apenas os contratos pelos quais foramfeitas descobertas consideradas comerciais. Os levantamentos de sísmica 3D terrestres começaram a mostrar resultados, principalmente no Espírito Santo, Bacia Potiguar e no Recôncavo. Em Campos, aumentou substancialmente a utilização de sísmica 3D para guiar a exploração em áreas virgens. Tais campanhas abriram novas frentes exploratórias e reduziram ainda mais os custos de descoberta. Foi encontrada a primeira acumulação de gás na Bacia do Paraná, em Barra Bonita, e, na Bacia de Campos, a última grande descoberta em águas profundas – o Campo de Roncador – revelou-se um gigante com óleo de boa qualidade, com possibilidade de se tornar o maior campo brasileiro.A Petrobras perfurou nessa fase 930 poços em terra e 549 no mar, enquanto as companhias sob contrato de risco 71 poços em terra e 10 no mar. Os resultados alcançados pelos

contratos de risco foram assim bastante modestos. As áreas contratadas e os indicadores de atividades estão apresentados na figura 5.A empresa investiu US$ 13,3 bilhões em exploração e US$ 22,4 bilhões emdesenvolvimento da produção no período, obtendo como resultados a descobertade 211 acumulações de óleo e gás, das quais 123 em terra e 88 no mar. As maisimportantes em terra foram as de Canto do Amaro na Bacia Potiguar, rio Urucu eSão Mateus no Solimões, e Barra Bonita no Paraná. No mar, Marlim, Marlim Sul,Marlim Leste, Barracuda e Roncador em Campos, e Caravela em Santos. No finalde 1997 as reservas totais brasileiras alcançavam 16,9 x 109 barris de óleo equivalente e a produção diária de 1.069.000 barris de óleo equivalente.Período pós-lei 9478/97 – A transição (1997-2000) Uma nova era para o setor do petróleo no Brasil foi iniciada em 6/8/97, com o início da vigência da Lei 9478/97. A nova legislação prevê para a Petrobras uma fase de transição para a conclusão de projetos exploratórios já em andamento. Também para as recentes escobertas, que ainda não estejam produzindo efetivamente, a lei dá um prazo de três anos para o início da produção comercial.Assim, em atendimento aos novos requisitos legais, em outubro de 1997 aPetrobras requereu as áreas exploratórias que estavam com investimentos em andamento. Foram solicitadas 133 delas, que correspondem a menos de 12% da área sedimentar brasileira. Dessa solicitação deverão ser formalizados contratos de concessão, para cada área/projeto. Ao final de três anos serão devolvidas aquelas áreas onde não forem realizadas descobertas.A redução significativa da área de atividade exploratória da Petrobras deveráser compensada com a entrada de novas empresas mediante processos licitatórios que a Agencia Nacional de Petróleo (ANP), órgão regulador criado pela nova lei, promoverá a partir de 1998.Outra mudança importante no período recém-iniciado refere-se ao desenvolvimento, pela Petrobras, de um processo de formação de parcerias com empresas interessadas em participar do processo de abertura do setor de petróleo. Mais de cem empresas candidataram-se, em 1997, a discutir oportunidades de atuação em exploração e produção. Essas parcerias certamente irão acelerar a entrada de novos investimentos no país.Dentro do período de transição está previsto um substancial aumento da ofertade óleo e gás natural como decorrência da atividade exploratória realizada noBrasil. Nas figuras 4 e 6 é demonstrada a previsão de produção de óleo e gás natural nos próximos anos, com a expectativa de ser atingida a expressiva produção de mais de 1,5 milhão de barris por dia de óleo e cerca de 57 milhões de m3 de gás.A matriz energética brasileira deverá ter seu perfil fortemente alterado com oaumento da oferta de gás natural. Além da produção doméstica deverão ser adicionados 8 milhões de m3 por dia de gás natural importados da Bolívia, já em 1999. O gasoduto Bolívia-Brasil, cuja operação deve ser iniciada ao final de 1998, poderá transportar 18 milhões de m3/dia em 2010.Com a importação de gás da Argentina e da Bolívia a oferta interna de gásnatural deverá atingir 12% da matriz energética brasileira em 2010, contra os 2,7% de 1997.– Áreas de contrato de risco Gás natural (Produção média diária por ano)– Reservas brasileiras – Dez./97 – Óleo e Condensado

Sumário de esforços e resultadosComo resultado das atividades exploratórias anteriormente descritas tínhamosao final de 1997:Levantamentos Sísmicos• Em terra: 337.000 km 2D45.800 km 3Dtotalizando 382.800 km.• No mar: 645.000 km 2D722.400 km 3Dtotalizando 1.367.400 km.• Sísmica dos contratos de risco: 165.000 km• Sísmica total: 1.915.800 km.Poços Exploratórios• Até 1953: 162 poços terrestres rasos• 1954/1997: 3.250 poços terrestres1.465 poços marítimos196 poços dos contratos de risco (122 em terra e 196 no mar)• Total Brasil: 5.073 poços.Descobertas• Até 1953: 10• 1954/1997: 447.Reservas• Provadas: óleo 7,1 bilhões de barris (figura 7)gás 228 bilhões de m3 (figura 8)• Totais: 16,9 bilhões de barris de óleo equivalente,incluindo provadas, prováveis e possíveis (figura 9).Ao final de 1997 já haviam sido produzidos no Brasil cerca de 5,5 bilhões debarris de óleo equivalente, os quais, somados às reservas remanescentes, atingiram ototal de 22,4 bilhões de barris de óleo equivalente como recursos descobertos pelaatividade exploratória. Reservas brasileiras – Dez./97 – Gás naturalReservas brasileiras – Dez./97 – Óleo equivalentePotencial brasileiro (Terra e Mar)

A nova alta do preço do petróleo A nova alta do preço do petróleo preocupa. O Brent, pesado, passou de US$ 126 na sexta-feira. A manter-se nesses níveis, vai pressionar a inflação, que ressurge no mundo e já está se firmando no Brasil. O governo se mobiliza e inicia uma verdadeira guerra contra a inflação de 6%, que não dá sinais de recuar. Afirma que não pode aceitar o repasse da alta do preço internacional do petróleo para a gasolina e combustíveis, como começa a defender a Petrobrás. A luta será árdua e está apenas começando.

A explosão do preço do petróleo pode ser encarada sob dois ângulos: perdemos se houver repasse integral para o mercado interno, mas, ao contrário da Europa e dos Estados Unidos, ganhamos porque produzimos 2 milhões de barris por dia e as reservas de Campos e do pré-sal se valorizam.

Essa explosão do petróleo, se repassada aos preços dos combustíveis, pode ser grave, porque a economia brasileira caminha pelas estradas, pelas rodovias, que transportam tudo. Esquecemos há muito tempo que existe essa coisa "obsoleta" chamada ferrovia, que transporta a custos infinitamente menores

A Petrobrás informa que a culpa pela alta da gasolina nos postos não é dela, mas do etanol que compra e mistura ao seu produto. A empresa reduziu em 4,5% os preços da gasolina, em junho de 2009, e os manteve até agora. A elevação atual dos preços nos postos, afirma a empresa, se deve ao aumento de 25% do etanol. Do preço que o consumidor paga nos postos, só 30% são gasolina. Os impostos representam 41%, o etanol anidro 18% e a margem dos distribuidores e revendedores, 12%.

A questão básica que merece mais atenção não é o preço em si, de U$ 126 por barril, mas se ele é temporário ou irá manter-se por muito tempo. Por isso, é importante analisar sua origem e resistência. Neste ponto, as perspectivas não animam. O petróleo chegou a US$ 126 e há cinco explicações: 1 - geopolítica (Líbia, Oriente Médio), que retirou petróleo do mercado; 2 - a retomada da economia mundial, com aumento da demanda; 3 - juros reais nos países do G7 em torno de 1%, ou menos; 4 - desvalorização do dólar, entre outros motivos, pela intervenção do Fed (Banco Central dos EUA); 5 - alta dos preços das commodities, que, ao lado do juros baixos, criou clima para intensa especulação com as cotações. São fatores simultâneos que elevaram a cotação do petróleo. Não é só a questão Líbia ou do Golfo, que pesou sim, mas o peso seria menor se fosse apenas um fato isolado.

A Opep afirmou que não há nada mais a ser feito. Já aumentou a oferta em quase 1 milhão de barris/dia, mas os preços continuaram aumentando. Tem ainda 5 milhões de barris/dia de capacidade ociosa, que pode jogar rapidamente no mercado, mas não acredita que o problema seja de oferta e demanda.

A impressão no momento é que o petróleo acima de US$ 100 veio para ficar. O PIB dos EUA deve crescer em torno de 4% este ano e eles consomem 17 milhões de barris por dia, 21% da produção mundial; a China, cerca de 7 milhões b/d, e vai crescer no mínimo 7%.Os juros não devem aumentar de forma expressiva, devem ficar perto de zero nos Estados Unidos - o 0,25 ponto de alta da zona do euro pesam pouco.

Há que se adaptar. Resta ao Brasil e aos países se adaptarem a esse novo cenário de petróleo alto, uma situação que não deve se alterar mesmo que as tensões políticas se reduzam no norte da África e no Oriente Médio. Podem reduzir impostos que incidem sobre os derivados e agir em outras áreas menos sensíveis aos preços externos.

Desafios e perspectivasAs bacias sedimentares brasileiras possuem grande diversidade geológica e,como conseqüência, riscos diferenciados.Analisando-se a história da exploração de petróleo no Brasil, e os resultadospor ela alcançados, pode-se elencar inúmeros desafios para os atores envolvidos nestaimportante atividade econômica.Para a Petrobras, o grande desafio está na otimização de seus recursos parafazer frente à redução significativa da área disponível para a sua atividade exploratória.Esta mudança contempla também a adequação dos riscos exploratórios por intermédiode associações/parcerias com outras empresas de petróleo.Para a ANP, promover e incentivar a ocupação com atividades de exploraçãoem todas as bacias sedimentares brasileiras torna-se o desafio maior. A atividade, queenvolve grande risco e substantiva exposição financeira, é fortemente impactada pelaoferta e demanda internacional de óleo. Com a recente abertura à exploração pelamaioria dos países onde existe potencial petrolífero, a competição para a atração deinvestimentos de risco é extremamente elevada.O enorme conhecimento adquirido nas últimas quatro décadas pela Petrobras,os contratos de risco, contar com as comunidades acadêmico-científicas do país, permitirão

ao órgão regulador promover a adequada gestão de exploração de petróleono Brasil.A base de conhecimento até hoje acumulado permite estimar que o potencialpetrolífero brasileiro (o que resta a ser descoberto) é equivalente aos recursos jádescobertos. Ainda, de acordo com os resultados obtidos, o provável perfil das novasdescobertas, como apresentado na figura 10, denota expressivo potencial para as baciasterrestres e grande perspectiva para as águas profundas. Estima-se que dois terçosdos novos recursos petrolíferos serão de óleo e um terço de gás natural.Com este potencial e com a nova legislação vigente, poderão ser criadas ascondições necessárias para atrair investimentos tanto interna quanto externamente.Um regime fiscal adequado ao risco das bacias brasileiras e às condições contratuaisdas concessões são condições básicas para o crescimento dos recursos petrolíferosbrasileiros.O porte do mercado consumidor brasileiro, em expansão, constitui tambémgrande atrativo a investimentos em exploração e produção no país.Assim, pode-se prever que em poucos anos dezenas de companhias estarãooperando nas bacias do Brasil, aumentando a disponibilidade de óleo e gás para asociedade brasileira.Exploração de petróleo no Brasil encontra-se em fase de mudança com a aprovação, em1997, da nova legislação do setor de petróleo. Descreve-se neste trabalho o períodopré-Petrobras (1858 a 1953) e a exclusividade da Petrobras (1954 a 1997) que resultouno expressivo volume de reservas de petróleo no país, da ordem de 17 bilhões de barrisde óleo equivalente no final de 1997. Projetos de produção já iniciados elevarão aprodução a mais de 1,5 milhão de barris de óleo por dia no início do novo século. O gásnatural crescerá rapidamente sua participação na matriz energética a partir de 1999.Com a instalação da Agência Nacional de Petróleo (ANP) inicia-se uma nova fase,sendo esta responsável pela atração de novos investimentos na busca de novas reservasnas bacias sedimentares brasileiras, cujo potencial é ainda significativo.Diversas empresas internacionais deverão estar operando no país no curto prazo, inicialmenteassociadas à Petrobras.O modelo adotado para as atividades de exploração e produção no país é o de concessão.A atividade no Brasil nesta área dependerá do regime fiscal que vier a ser implantado.Capital Social realizado em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 78.966.691 está representado por 5.073.347.344 ações ordinárias e 3.700.729.396 ações preferenciais, todas escriturais e sem valor nominal.As ações preferenciais terão prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% (três por cento) do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% (cinco por cento) calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando, em igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. as ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa.A administração da petrobras está propondo à assembléia geral extraordinária a ser realizada em conjunto com a assembléia geral ordinária de acionistas em 22 de abril de 2010, o aumento do capital social da companhia de R$ 78.966.691 para R$ 85.108.544, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros no montante de R$ 5.626.997, sendo R$ 899.376 de reserva estatutária, R$ 4.713.169 de reserva de retenção de lucros, em

conformidade com o artigo 199, da lei 6.404/76, e R$ 14.452 de parte da reserva de incentivos fiscais constituída em 2009, em atendimento ao artigo 35, parágrafo 1º, da portaria nº 2.091/07 do ministro de estado da integração nacional, e de reservas de capital no montante de R$ 514.856. Essa capitalização será efetivada sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da lei nº 6.404/76.

Reservas de Capital Incentivos Ficais

Inclui incentivo para subvenção de investimentos no Nordeste, no âmbito da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE), com redução de 75% do imposto de renda devido, calculado sobre o lucro da exploração de atividades incentivadas, em montante de R$ 514.856 constituída até 31 de dezembro de 2007, e somente poderá ser utilizado para absorção de prejuízos ou aumento do capital social, conforme previsto no artigo 545 do Regulamento do imposto de Renda.As doações e subvenções para investimento contabilizadas até 31 de dezembro de 2007 serão mantidas em reserva de capital até a sua total utilização.

Reservas de Reavaliação Constituída em decorrência das reavaliações de bens do ativo imobilizado,

contabilizadas por controlada em conjunto e por coligadas de subsidiária, em exercícios anteriores.

A companhia optou por manter o saldo das respectivas reservas de reavaliação de 31 de dezembro de 2007, até sua total realização.

A realização desta reserva em 2009, proporcional à depreciação dos bens reavaliados, foi integralmente transferida para lucros acumulados no montante de R$ 9.934 (R$ 51.236 em 2008).

Reservas de Lucro

A – Reserva LegalÉ constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da lei das sociedades por ações.

B – Reserva EstautariaConstituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destina-se ao custeio dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 55 do estatuto social da companhia.

C – Reservas de Incentivos FiscaisÉ constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-a da lei das sociedades por ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social.No exercício de 2009, foram destinados do resultado R$ 539.995 referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no Nordeste e Amazônia, no âmbito das

Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM), e R$ 14.452 referentes à realização de parte dos depósitos para reinvestimentos com recursos próprios.

D – Reservas de retenção de LucrosÉ destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da lei das sociedades por ações.Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2009 está prevista uma retenção de lucros, no montante de R$ 18.573.027, sendo a parcela de R$ 18.563.093 proveniente do lucro líquido do exercício e R$ 9.934 do saldo remanescente de lucros acumulados, que se destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no orçamento de capital do exercício de 2010, a ser deliberado em assembleia geral ordinária de acionistas em 22 de abril de 2010.

Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da lei das sociedades por ações.A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2009, que está sendo encaminhada pela administração da petrobras à aprovação dos acionistas na assembléia geral ordinária a ser realizada em 22 de abril de 2010, no montante de R$ 8.335.373, atende aos direitos garantidos, estatutariamente, às ações preferenciais (artigo 5º), distribuindo indistintamente às ações ordinárias e preferenciais o dividendo calculado sobre o lucro básico ajustado para esse fim, podendo ser assim demonstrado:

Lucro líquido do exercício (controladora) 29.313.418 36.469.549Apropriação:

Reserva legal(1.465.671)

(1.823.477)

Reserva de incentivos fiscais (554.447) (557.185)27.293.300 34.088.887

Reversões/adições:Reserva de reavaliação 9.934 51.236LUCRO BÁSICO PARA DETERMINAÇÃO DO DIVIDENDO 27.303.234 34.140.123dividendos propostos, equivalente a 30,53 % do lucro básico - R$ 0,95 por ação, (29,04% em 2008, R$ 1,13 por ação) composto de:Juros sobre o capital próprio 7.194.743 7.019.261Dividendos 1.140.630 2.895.446TOTAL DE DIVIDENDOS PROPOSTOS 8.335.373 9.914.707Menos:

Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente(6.141.854)

Atualização dos juros sobre o capital próprio antecipados (24.567)

(6.166.421)

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2009, no montante de R$ 8.335.373 incluem juros sobre capital próprio no total de R$7.194.743, aprovados pelo conselho de administração da seguinte forma:

Em 24 de junho de 2009, R$ 2.632.224, correspondente a R$ 0,30 por ação, e disponibilizada aos acionistas em 30 de novembro de 2009, com base na posição acionária de 03 de julho de 2009;

Em 21 de setembro de 2009, R$ 1.754.815, correspondente a R$ 0,20 por ação, distribuída em 21 de dezembro de 2009, com base na posição acionária de 30 de setembro de 2009;

Em 17 de dezembro de 2009, R$ 1.754.815, correspondente a R$ 0,20 por ação, disponibilizada em 29 de dezembro de 2009, com base na posição acionária de 18 de dezembro de 2009;

Em 19 de março de 2010, a parcela final de juros sobre o capital próprio a ser disponibilizada com base na posição acionária de 22 de abril de 2010, data da assembléia geral ordinária que deliberará sobre o assunto, no montante de R$ 1.052.889, correspondente a R$ 0,12 por ação ordinária e preferencial, juntamente com os dividendos de R$ 1.140.630 correspondente a R$ 0,13 por ação ordinária e preferencial.

As parcelas dos juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2009 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa Selic desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2009. Os dividendos e a parcela final de juros sobre o capital próprio serão pagos na data que vier a ser fixada em assembléia geral ordinária de acionistas, e terão os seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2009 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa Selic.Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes e isentos, conforme estabelecido na lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, na forma prevista no estatuto social da companhia, contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, conforme determina a deliberação cVm nº 207/96, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 2.446.213 (R$ 2.386.549 em 2008).

Resumo Economico Financeiro

 consolidado PETROBRAS

2009 2008 2009 2008Relação Capital Próprio / Capital de Terceiros (4) 50/50 50/50 55/45 48/52Receita Operacional Bruta (R$ milhões) 230.504 266.494 175.571 207.990Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 182.710 215.118 134.034 161.710Lucro Operacional (2) 44.633 44.605 33.690 41.905Lucro (Prejuízo) Líquido:        Atividades Próprias 31.697 36.577 23.570 35.192Subsidiárias/Coligadas (84) (874) 7.898 2.252  31.613 35.703 31.468 37.444Itens extraordinários (3) (2.631) (2.715) (2.155) (974)Lucro líquido 28.982 32.988 29.313 36.470Endividamento Líquido (4) 71.533 48.824 12.363 2.788EBITDA (R$ milhões) (5) 59.944 57.170 44.564 50.460Endividamento Líquido /EBITDA (4) (5) 1.19 0.85 0.28 0.06Ativo Total (R$ milhões) 345.607 292.164 315.324 311.011Ativo Permanente (6) (R$ milhões) 242.553 207.334 188.127 152.135Patrimônio Líquido (R$ milhões) 159.465 138.365 163.879 144.051

composição do ebitdaconsolidado controladora

2009 2008 Δ% 2009 2008 Δ%Margem Ebitda(%) 33 27 6 33 31 2 LUCRO OPERACIONAL CONFORME LEI DAS S.A.

43.206 48.205 (10) 36.192 52.492 (31)

(-) Resultado Financeiro 2.838 (3.129) (191) 6.666 (7.197) (193) (-) Participação em Investimentos 84 874 (90) (7.898) (2.252) 251 Participação de Empregados (1.495) (1.345) 11 (1.270) (1.138) 12 LUCRO OPERACIONAL 44.633 44.605 33.690 41.905 (20) Depreciação/Amortização 14.767 11.632 27 10.322 7.952 30 (-) Prov. p/ perda no valor recuperável de ativos 544 933 (42) 552 603 (8) EBITDA 59.944 57.170 5 44.564 50.460 (12)

(1) Os valores expressos em Reais foram apurados em conformidade às práticas contábeis emanadas da legislação societária e às normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM.(2) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos.(3) Considera-se como Itens Extraordinários valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Companhia e que, portanto, não são recorrentes.(4) Inclui endividamento contraído através de compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controle de bens.(5) Resultado antes dos impostos, da participação dos acionistas não controladores, do resultado financeiro líquido, das participações em investimentos relevantes, e da depreciação, amortização, participação de empregados e provisão para perda na recuperação de ativos. O EBITDA não é um indicador calculado de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil, e possivelmente pode não servir de base de comparação com indicadores com o mesmo nome, apresentados por outras empresas. O EBITDA não deve ser considerado como um indicador substituto para medir lucro

operacional, ou também como uma melhor forma de mensuração da liquidez e do fluxo de caixa das atividades operacionais. O EBITDA é uma informação adicional da capacidade de pagamento das dívidas, da manutenção de investimentos e da capacidade de cobrir necessidades de capital de giro.(6) Inclui investimentos societários, imobilizado, ativos intangíveis e diferido.

A comparação do Patrimônio Líquido e Lucro Líquido Consolidados com os correspondentes Patrimônio Líquido e Lucro Líquido da Petrobras (Controladora), pode ser demonstrada como segue:

conciliação pl e lucro - controladora e consolidadoR$ milhões

patrimônio lucroConforme informações Consolidadas em 31.12.2009 159.465 28.982 CONFORME INFORMAÇÕES DA PETROBRAS EM 31.12.2009 163.879 29.313 Lucro na venda de produtos em estoques nas Subsidiárias (537) (537) Reversão de lucros nos estoques de exercícios anteriores 660 Juros capitalizados (143) 36 Absorção de PL negativo de Controlada* (3.584) (526) Outras eliminações (150) 36

De acordo com a Instrução CVM Nº 247/96, as perdas que forem consideradas de natureza não permanentes (temporárias) sobre os investimentos avaliados pelo método da equivalência patrimonial, cujas investidas não apresentem sinais de paralisação ou necessidade de apoio financeiro da investidora, devem ser limitadas até o valor do investimento da empresa controladora. Portanto, as perdas ocasionadas por passivo a descoberto (patrimônio líquido negativo) de controladas não influenciaram o resultado e o patrimônio líquido da Petrobras em 2009 gerando item de conciliação entre as Demonstrações Contábeis da Petrobras e as Demonstrações Contábeis Consolidadas.

Conclusão

Examinamos os balanços patrimoniais da petróleo brasileiro S.A. - Petrobras ("companhia") e os balanc ̧os patrimoniais consolidados dessa companhia e suas controladas, levantados em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrac ̧ões dos resultados, das mutac ̧ões do patrimo ̂nio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua administrac ̧ão. nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrac ̧ões contábeis.Nossos analises compreendem que a) o planejamento dos trabalhos, considerando a releva ̂ncia dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da companhia e suas controladas; b) a constatação, com base em testes, das evide ̂ncias e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administrac ̧ão da companhia e

suas controladas, bem como da apresentação das demonstrac ̧ões contábeis tomadas em conjunto.Em nossa opinião, as demonstrac ̧ões contábeis acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posic ̧ão patrimonial e financeira da petróleo brasileiro S.A. – Petrobras e a posic ̧ão patrimonial e financeira consolidada dessa companhia e suas controladas em 31 de dezembro de 2009 e 2008, os resultados de suas operac ̧ões, as mutac ̧ões de seu patrimo ̂nio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.Nossos exames foram conduzidos com o objetivo de formarmos uma opinião sobre as demonstrações contábeis acima referidas, tomadas em conjunto. as demonstrac ̧ões da segmentação de negócios e das informações contábeis contidas no balanço social, referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, representam informações complementares a essas demonstrac ̧ões, não são requeridas pelas práticas contábeis adotadas no Brasil e estão sendo apresentadas para possibilitar uma análise adicional. essas informac ̧ões complementares foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria aplicados às demonstrac ̧ões contábeis e, em nossa opinião, estão apresentadas, em todos os aspectos relevantes, adequadamente em relac ̧ão às demonstrac ̧ões contábeis referidas no primeiro parágrafo, tomadas em conjunto.

Referências bibliográficasBACOCCOLI, G. A exploração de petróleo no Brasil. 3º CONGRESSO BRASILEIRO DEPETRÓLEO, Rio de Janeiro, ed. Petrobras/Depex, 1986.BACOCCOLI, G.; COSTA, I.G. & BRANDÃO, J.A.S.L. O processo da descoberta debacias petroliferas no Brasil., I SEMINÁRIO DE INTERPRETAÇÃO EXPLORATÓRIA,Rio de Janeiro, ed. Petrobras/Depex, 1989, p.383-390.CAMPOS, C.W. Petrobras – A geoestratégia das águas profundas. Revista Brasileira deManegement, fev. 1998.DIAS, J.L.M. & QUAGLINO, M.A. A questão do petróleo no Brasil, uma história daPetrobras. CPDOC/SERINST, Fundação Getúlio Vargas-Petrobras, 1993. 213 p.MOURA, P. de & CARNEIRO, F.O. Em busca do petróleo brasileiro, Rio de Janeiro/Ouro Preto-MG, Ed. Fundação Gorceix, 1976. 360 p.SANTOS, J.E.M.; SETI, C.J. & RODRIGUES, M.V.G. Panorama geral dos contratosde risco. Rio de Janeiro, Petrobras/Depex/Dicex, Relatório Interno, 1994.137 p.SOUZA, R.G. de. Petróleo, histórias das descobertas e o potencial brasileiro. Niterói-RJ,Ed. Muiraquitã, 1997. 272 p.

RESUMO – COM MENOS DE 50 anos de atividade empresarialmente organizada a

Impacto do Preço do Petróleo sobre as Contas Externas

21 de junho de 2004 As importações brasileiras de petróleo e derivados, líquidas de exportações, caíram significativamente nas duas últimas décadas, em função principalmente do aumento da produção doméstica de

petróleo bruto e da substituição do consumo de derivados por fontes alternativas. Em conseqüência, reduziu-se a sensibilidade da balança comercial a flutuações do preço do petróleo. Com base em dados para 2003, estima-se que um aumento hipotético de 20% no preço do barril produziria uma contração de cerca de US$0,4 bilhão no saldo da balança comercial. Comparando-se a situação do Brasil à de outros importadores líquidos de petróleo, no que se refere ao impacto do preço do produto sobre as transações externas, confirma-se o quadro relativamente mais confortável experimentado pelo país. Em 2003, as importações líquidas de petróleo e derivados situaram-se em US$2,1 bilhões, o equivalente a pouco mais de 0,4% do PIB. Conforme atesta o Gráfico 1, trata-se do menor déficit na balança comercial de petróleo em 25 anos, tanto em termos nominais (escala esquerda) como em proporção ao nível de produto (escala direita). A título de ilustração, as importações líquidas de petróleo e derivados chegaram a alcançar patamares próximos a US$10 bilhões ou 4% do PIB no início dos anos 80.

Gráfico 1 Importações Líquidas de Petróleo e Derivados

(US$ bilhões e % do PIB) 024681019781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961

9971998199920002001200220030%1%2%3%4%Valor% do PIB O conteúdo deste documento é informativo. Não restringe as ações de política monetária e cambial do Banco Central do Brasil. Questões e comentários para gerin@bcb.gov.br 1

Parte das oscilações mostradas no Gráfico 1 para as importações líquidas, em valores correntes e em relação ao PIB, decorre da própria flutuação do preço internacional do petróleo. Para isolar esse efeito, o Gráfico 2 apresenta as importações líquidas de petróleo e derivados a preços constantes de 2003. Obtemos assim a evolução do quantum de importações líquidas, facilitando a identificação da tendência da série. O Gráfico revela uma contração substancial do volume de importações líquidas na primeira metade dos anos 80, o que coincide com o ajuste de demanda após o segundo choque do preço do petróleo. A partir de 1985, o volume líquido de compras externas passa a delinear uma tendência de aumento moderado, que se prolonga até 1997. Finalmente, a partir desse ano até 2003, estabelece-se uma nova trajetória de queda das importações líquidas, de intensidade semelhante à verificada na primeira metade dos anos 80.

Gráfico 2 Importações Líquidas de Petróleo e Derivados a Preços de

2003 (US$ bilhões)

2468101219781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003

A principal explicação para a redução gradativa do volume de importações líquidas de petróleo e derivados está ligada ao aumento da oferta doméstica de petróleo bruto, que passou de cerca de 200 mil barris/dia no início dos anos 80 para mais de 1.500 mil barris/dia na média de 2003. Como mostra o Gráfico 3, esse movimento foi particularmente acentuado na primeira metade dos anos 80 - quando a produção de petróleo cresceu a taxas médias anuais superiores a 20% - e no período pós-1997. Esses dois momentos correspondem exatamente aos períodos de queda acentuada do volume de importações líquidas delimitados no Gráfico 2. No que se refere à demanda, o consumo final de derivados de petróleo oscilou ao longo dos últimos 25 anos em função dos ciclos econômicos, do comportamento dos preços relativos dos derivados O conteúdo deste documento é informativo. Não restringe as ações de política monetária e cambial do Banco Central do Brasil. Questões e comentários para gerin@bcb.gov.br 2

para o consumidor e dos mecanismos de estímulo à substituição no consumo (por exemplo, o Proálcool). Limitando-nos à análise do período mais recente, a demanda de derivados vem apresentando um recuo continuado a partir de 1997, tendência para a qual o fator preço certamente teve relevância – o preço da gasolina, por exemplo, sofreu um aumento de 180% no período 1997/2003, frente a uma variação de 63% no IPCA.

Gráfico 3 Produção de Petróleo e Consumo de Derivados

(Mil barris/dia) 02004006008001.0001.2001.4001.60019781979198019811982198319841985198619871988198919

90199119921993199419951996199719981999200020120022003ProduçãoConsumo O Gráfico 4 estima o impacto, sobre a balança comercial como proporção do PIB, de um aumento hipotético de 20% do preço do barril de petróleo. Esse percentual de aumento corresponde, aproximadamente, ao preço corrente do petróleo bruto frente ao preço médio de importação efetivamente praticado em 2003 (US$30,6 o barril, segundo dados da ANP). Observa-se que a economia brasileira encontra-se atualmente muito mais preparada para enfrentar um aumento do preço do petróleo dessa magnitude do que no passado, decorrência clara do aumento de produção doméstica e da redução do volume de importações líquidas. No início dos anos 80, o custo do aumento de 20% do preço do petróleo em termos de saldo comercial – ou seja, o aumento da transferência de produto da economia para os países exportadores de petróleo – correspondia a cerca de 0,8% do PIB. Em 2003, esse impacto se reduziu a menos de 0,1% do PIB, ou US$0,4 bilhão. O conteúdo deste documento é informativo. Não restringe as ações de política monetária e cambial do Banco Central do Brasil. Questões e comentários para gerin@bcb.gov.br 3

Gráfico 4 Impacto de Aumento de 20% no Preço do Petróleo nas Importações Líquidas de Petróleo e Derivados/PIB (p.p.)

0,00,10,20,30,40,50,60,70,81978197919801981198219831984198519861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002003

A situação do Brasil hoje também é relativamente confortável quando comparada à de outros países importadores líquidos de petróleo. O Gráfico 5 mostra o impacto sobre a balança comercial de um aumento de 20% do preço de importação do petróleo para um grupo selecionado de países importadores, entre industrializados e emergentes. A seleção de países procurou apenas obedecer a um critério de representatividade geográfica. Pode-se notar que o grupo de emergentes apresenta em geral maior dependência de seu superávit comercial em relação ao preço do petróleo, com um impacto próximo a 1% do PIB na situação simulada nos casos da Tailândia e Coréia do Sul. Os países desenvolvidos importadores apresentam variações mais moderadas, da ordem de 0,3% do PIB.

Gráfico 5 Impacto de Aumento de 20% no Preço do Petróleo nas

Importações Líquidas de Petróleo/PIB de Países Selecionados - 2003 (p.p.)

0,00,10,20,30,40,50,60,70,80,91,01,1TailândiaCoréia do SulChileÁfrica

doSulÍndiaChinaJapãoFrançaAlemanhaEUABrasil O conteúdo deste documento é informativo. Não restringe as ações de política monetária e cambial do Banco Central do Brasil.

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Em conclusão, não se deve exagerar o impacto, sobre a balança comercial, de um aumento do preço do petróleo, extrapolando para o Brasil de 2004 os mesmos efeitos observados na crise do petróleo do início da década de 80. A economia brasileira apresenta atualmente um baixo grau de dependência em relação às importações, ao contrário do que ocorria no passado. Em conseqüência, o petróleo e derivados passaram a ter um peso relativo menor na pauta de comércio exterior. Na prática, o efeito atual sobre a balança comercial de um aumento do preço do petróleo é inferior ao efeito de uma queda de igual proporção do preço da soja.

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