Uma breve explicação económica do Pico Petrolífero
Durante um certo número de anos houve um debate árido entre
economistas e geólogos acerca do Pico Petrolífero
(Peak Oil).
Os geólogos sustentavam que o Pico Petrolífero
(produção máxima) é um imperativo geológico
imposto porque as reservas são finitas mesmo que a sua magnitude exacta
não seja, e não possa ser, conhecida.
Em contrapartida muitos economistas sustentam que os preços
resolverão quaisquer deficiências constantes da oferta ao
proporcionar incentivos para desenvolver fontes mais caras ou substitutos. Os
economistas mais optimistas concedem que a adaptação pode ser
lenta, inconfortável e economicamente desordenada.
A realidade, acredito, é que ambos os grupos têm parte da resposta
mas que o Pico Petrolífero é, de facto, um fenómeno
complexo mas em grande medida economicamente conduzido pois verifica-se
no momento em que:
O custo da oferta incremental excede o preço que as economias podem
pagar sem destruir o crescimento num dado momento do tempo.
Se bem que difícil provar definitivamente, há
considerável evidência circunstancial de que há um
preço do petróleo que as economias não se podem permitir
sem severos impactos negativos.
O actual fracasso da maior parte das economias ocidentais em atingir algo mais
do que um crescimento mínimo este ano (2011) é mais provavelmente
porque os preços do petróleo já estão a
níveis que inibem severamente o crescimento. Na verdade,
investigação dos consultores de energia Douglas-Westwood conclui
que altas
(spikes)
dos preços do óleo da magnitude vista este ano correlacionam-se
perfeitamente com recessões.
O corolário é que se os preços do petróleo regridem
e mantêm-se a níveis que não inibem o crescimento,
então o crescimento económico será retomado, com
recuperações e baixas a atrasarem-se em relação a
mudanças no preço do petróleo em 1-6 meses.
O exame de curvas convencionais de custo mostra custos de desenvolvimento que
vão desde US$45/barril (saudita) a US$90/b (areias betuminosas canadianas
e petróleo pesado Orenoco da Venezuela) com a maior parte das fontes
incrementais em águas profundas nos US$70-US$80/b. Simplistamente a
curva de custo histórica da produção, em ordem de
aumento de custo, vai do Médio Oriente onshore, para outros OPEP onshore,
não-OPEP onshore, OPEP e não OPEP águas profundas, areias
betuminosas canadianas/petróleos pesados venezuelanos. Os custos
incrementais seguem grosso modo a mesma ordem.
Deveria ser observado que há amplas divergências em estimativas
dos custos de desenvolvimento do petróleo dependendo do que é
incluído e do tratamento dos custos financeiros, lucros e encargos
gerais. Aqueles aqui utilizados são estimativas dos preços
necessários para justificar um novo e grande desenvolvimento.
Para a maior parte dos produtores da OPEP as receitas do petróleo e do
gás são a principal fonte de rendimento e de receitas do governo.
Há muita literatura a mostrar que quando os preços do
petróleo sobem as despesas do governo produtor sobem e absorvem a maior
parte se não a totalidade do ganho muito rapidamente.
A chamada "Primavera árabe" acrescentou uma nova faceta a este
processo. Governos num certo número de países OPEP e alguns
produtores não-OPEP aumentaram dramaticamente despesas governamentais
para reduzir o risco de revoltas sociais que os derrubariam.
Despesas militares e de segurança acrescidas vão a par de maiores
benesses e benefícios para a população.
A Arábia Saudita demonstra dramaticamente este fenómeno. Nas
projecções orçamentais mais recentes os sauditas precisam
de um preço do petróleo de US$90-US$100/b para equilibrar suas
receitas e despesas, do contrário incorrem em défices e consomem
reservas financeiras. É provável que muitos, se não todos,
membros da OPEP tenham como pontos de ruptura
(breakeven)
entre receitas e despesas preços do petróleo comparáveis
àqueles dos sauditas.
Isto significa que, quaisquer que sejam as declarações
públicas, a maior parte dos membros da OPEP agora exige preços do
petróleo em torno dos US$100/barril para equilibrar sua contabilidade e
procurarão assegurar preços mais elevados pela, se
necessário, restrição da oferta. Contudo, sob suficiente
pressão económica os preços do petróleo cairiam com
graves impactos sobre os orçamentos da OPEP.
Como a Arábia Saudita é o único produtor de
petróleo com significativa capacidade de reserva declarada, suas
políticas efectivamente estabelecem o preço mundial de venda para
o petróleo. Todos os outros fornecedores são efectivamente
tomadores de preço
(price-takers)
e venderão ao mais alto preço disponível para eles.
Outros produtores além da Arábia Saudita têm o poder
negativo de levar a preços mais altos pela redução da
produção mas há poucos, se é que algum, preparado
para renunciar ao rendimento actual na esperança de maior rendimento
numa data futura.
Como consequência a Curva de oferta incremental efectiva de
petróleo
(Effective Incremental Oil Supply Curve, EIOSC)
é, na
realidade, surpreendentemente plana e situada na amplitude dos US$80-US$110. No
futuro imediato esta é a amplitude mais provável para os
preços do petróleo. Uma recessão tem o potencial para
levar os preços abaixo da amplitude US$40-US$60 mas isto é
provável que seja por um prazo relativamente curto pois o reviver da
actividade económica, disparada pelo preço mais baixo do
petróleo, conduziria os preços do óleo outra vez para o
alto.
Uma escalada dos custos de desenvolvimento do petróleo está a
acontecer agora e continuará, porque a dotação mundial de
petróleo "fácil" está ultrapassada. No 1º
trimestre de 2011 o índice IHS/CERA Upstream Capital Costs Index
ascendeu para 218 em relação ao ponto baixo de 200 em 2009 e
agora está na tendência para ultrapassar o pico de 230 do 3º
trimestre de 2008. O aumento de despesas de governos produtores, tanto em
países da OPEP como não-OPEP, significa também que o EIOSC
terá a ascender.
A ascensão está realmente a ser conduzida pelo esgotamento do
petróleo de baixo custo, facilmente explorável, e a sua
substituição (neste momento) pelo petróleo menos
acessível e de custo mais elevado
[NR 1]
. As probabilidades de qualquer queda
significativa e sustentada do preço parecem remotas, salvo uma grande
depressão global.
A oferta incremental não-OPEP no período 2011-2016 no aumento da
ordem de custos vai dos biocombustíveis (várias fontes),
óleos de xisto (EUA agora, China mais tarde), líquidos do
gás natural (NGLs, várias fontes), Brasil (águas
profundas), EUA (offshore), Canadá (areias betuminosas) e com ganhos
mais pequenos do petróleo geralmente de baixo custo da Colômbia
(onshore) e Casaquistão (onshore e offshore).
Quanto à OPEP, a oferta incremental em 2011-2016 pode vir da sua actual
capacidade de reserva, possuída predominantemente pela Arábia
Saudita, ou de novas capacidades. Só três membros da OPEP
têm planos realistas para expandir a capacidade. O maior incremento vem
do Iraque, com incrementos um tanto mais pequenos de Angola e da UEA.
A tabela abaixo tenta mostrar a dimensão e os custos prováveis
destas ofertas incrementais.
Os ganhos na produção do petróleo principal e dos NGLs
antecipados para 2011-2016 e os seus custos prováveis de desenvolvimento.
País
|
Ganho de produção
(milhão b/d)
|
Custo incremental do petróleo
(US$/barril)
|
Comentário
|
Não OPEP
|
Canadá
|
1.0-1.2
|
70-90
|
Areias betuminosas
|
Brasil
|
0.9-1.1
|
60-80
|
Tudo em águas profundas
|
NGLs
|
0.5-0.7
|
50-80
|
Várias fontes
|
EUA offshore
|
0.2-0.3
|
70-80
|
|
EUA óleo de xisto
|
1.2-1.5*
|
50-70
|
Bakken et al
|
Colômbia
|
0.2-0.4
|
40-60
|
|
Casaquistão Offshore
|
0.1-0.2
|
70-80
|
Múltiplos atrasos
|
Casaquistão onshore
|
0.1-0.2
|
50-70
|
Atrasos
|
Outros não OPEP
|
0.2-0.3
|
40-70
|
Principalmente África
|
OPEP
|
Iraque
|
1.1-1.3
|
40-60
|
Preocupações de segurança
|
Angola
|
0.6-0.8
|
70-80
|
Águas profundas
|
UEA
|
0.4-0.5
|
50-70
|
Redesenvolvimentos
|
OPEP NGLs
|
1.4-1.6
|
40-60
|
|
Outros OPEP
|
0.5-1.0
|
40-80
|
Aumentos & declínios
|
Bank of America/Merrill Lynch
Portanto os geólogos estão certos em que o esgotamento do
petróleo de baixo custo produzirá o Pico Petrolífero mas
ele não será causado por uma escassez de recursos
petrolíferos.
Os economistas estão certos em que não há escassez de
recursos petrolíferos ou substitutos para o petróleo mas
até agora deixaram de reconhecer que há um preço do
petróleo ao qual não pode aceder e este constrangimento
criará e definirá um Pico Petrolífero económico a
ser diferenciado do Pico Petrolífero geológico.
Idealmente precisamos identificar uma curva de preço para mostrar o
ponto do crescimento económico em que este desaparece mas somos
confrontados com a opacidade dos dados. Acreditamos que os US$147/barril em
meados de 2008 ajudou a disparar a "Grande recessão" mas a
economia global estava a enfraquecer desde o fim de 2007. Sabemos que o aumento
nos preços para cerca de US$120/b no 2º trimestre de 2011 trouxe o
crescimento para perto de uma paralisação num certo número
de economias ocidentais e nomeadamente na Europa. Mas neste caso as economias
não se recuperaram realmente da "Grande recessão". A
análise de Douglas-Westwood também mostra que em economias
maduras, tais como os EUA, há um impacto económico significativo
a mais de US$90/barril. Em contraste, a China provavelmente pode aguentar
preços do petróleo na amplitude dos US$100-110.
Também sabemos que os baixos preços do petróleo do fim de
2008 / princípio de 2009 ajudaram a estimular tanto a
recuperação económica como também uma
recuperação rápida da procura de petróleo. Em 2010
o consumo global de petróleo ascendeu 3,1% segundo da estatística
da BP, Review of World Energy de Junho de 2011, o mais rápido
crescimento na procura já visto desde 2004. Vários estudos
têm mostrado uma correlação estreita entre subidas agudas
do preço do petróleo e recessões económicas nos
EUA, com a única excepção da recessão dotcom de
2001/02 que não foi afectada pelo preço do petróleo. Na
verdade, um estudo do economista James Hamilton, da Universidade da
Califórnia-San Diego, liga a altas do preço do petróleo as
10
das últimas 11 recessões.
Os EUA mostram mais claramente o padrão de elevação dos
preços do petróleo a arrefecerem o crescimento económico,
provavelmente porque a tributação dos produtos petrolíferos
é baixa, o que significa que mudanças no preço do
óleo repercutem quase linearmente na economia. Como se pode esperar, o
efeito torna-se mais amortecido em economias europeias as quais oneram com
altas taxas de impostos os produtos petrolíferos em geral e a gasolina e
o gasóleo em particular.
Países produtores de petróleo que subsidiam a
utilização do combustível podem aparentemente ser
virtualmente imunes em termos do impacto sobre o crescimento económico
no curto prazo, embora o impacto finalmente se apresente como um crescimento
das despesas governamentais bem como a pródiga e ineficiente
utilização de combustíveis. A Venezuela e grande parte do
Médio Oriente são exemplos notáveis.
Em países consumidores com subsídios ao combustível, os
programas de apoio ao preço são muitas vezes acompanhados por
limites de preços
(price caps).
Face a aumentos rápidos do preço do óleo ou são
atingidos os orçamentos nacionais ou surge escassez de
combustível como tem sido o caso tanto no Irão como no
Paquistão, dentre outros.
De acordo com a World Energy Outlook 2010, da Agência Internacional de
Energia, em 2009 os maiores subsídios do governo ao consumo de
petróleo, em percentagem do preço e em ordem descendente foram:
Irão (desde então reduziu), Arábia Saudita,
Índia,
Egipto, Venezuela, Indonésia, Iraque, China e Argélia.
Mas todos estes países são, em última análise,
reféns da procura chinesa. Por si própria, a China representa
cerca da metade do crescimento da procura para a maior parte das
commodities
num ano típico. O crescimento de economias do Médio Oriente e de
fornecedores de
commodities
como o Brasil, vários países africanos, bem como a
Austrália e Canadá são em grande medida derivativos do
crescimento da China. Se a procura da China fosse zero, os sectores mineiro e
petrolífero do Brasil enfraqueceriam e, com eles, a economia brasileira
como um todo.
Que preço, então, pode a China suportar? O registo
histórico mostra tremenda volatilidade mas, em geral, aparentemente o
país pode permitir-se gastar 6,3%-6,7% do seu PIB em despesas com
petróleo bruto, ou aproximadamente US$100-110/barril. Quando os
preços estão acima deste nível, tanto o consumo de
petróleo da China como o seu crescimento do PIB tendem a cair. Isto
é um bom bocado mais alto do que os US$90/barril estimado como
preço suportável para os EUA e Europa.
Por que a tolerância da China é mais alta? Porque o valor do
petróleo ali é mais elevado. Por exemplo: é razoavelmente
claro que o benefício económico do primeiro carro numa
família é muito maior do que o do terceiro. Analogamente o ganho
de produtividade do primeiro camião numa frota comercial é maior
do que o do vigésimo. Esta observação sugere que economias
em industrialização rápida tais como a da China e da
Índia têm maior produtividade marginal de um barril incremental de
petróleo do que em economias mais desenvolvidas.
Isto por sua vez coloca uma questão terrífica: Será que
esta mais alta tolerância ao preço significa que economias em
desenvolvimento poderiam manter economias desenvolvidas numa
estagnação sem crescimento ao pagarem preços do
petróleo bem acima daqueles que provocam uma travagem económica
em economias desenvolvidas?
Os desafios são claros. Historicamente, os preços do
petróleo utilizados pelas companhias para aprovação de
projectos permaneciam bem abaixo da capacidade de carga da economia
estado-unidense. Exemplo: em 2004 operadores estavam a aprovar projectos
assumindo um preço do petróleo de US$20, embora a economia
dos EUA fosse teoricamente capaz de manejar um preço próximo dos
US$60. Contudo, no seu inquérito mais recente o Barclays Capital indica
que as hipóteses orçamentais dos operadores ascenderam para
US$87, literalmente a capacidade de carga máxima da economia dos EUA (e
provavelmente da europeia).
Portanto, de acordo com as tendências actuais, as companhias de
petróleo estarão a aprovar projectos que proporcionarão
petróleo a preços literalmente incomportáveis para as
economias avançadas (ver Gráfico 1).
A realidade sem dúvida seria menos bem definida, pois crescimento
económico em economias emergentes também estimula actividade.
Exemplo: o rápido crescimento da China criou uma enorme
concentração de capital; portanto os EUA viram um choque duplo em
2008, provocado por um lado pelo baixo custo de capital e, por outro, pelo alto
preço do petróleo. Mas o crescimento de mercados emergentes
deveria, em termos práticos, proporcionar mercados de
exportação e capital a baixo custo para ajudar as economias
avançadas a adaptarem-se para viver dentro de orçamentos de
energia mais pequenos.
[NR 2]
Como ocorrem respostas adaptativas em termos de veículos mais
eficientes, mudanças sociais e organizacionais tais como mais trabalho
doméstico e melhorias económicas de energias alternativas, as
economias tornar-se-ão mais capazes de enfrentar preços mais
altos de petróleo e sofrer menos economicamente.
Contudo, com base nas reacções após a primeira (1973) e
segunda (1979) crises do petróleo, as respostas adaptativas são
lentas (levam 10-20 anos) ao passo que os preços do óleo foram
mais rápidos ao moverem-se de US$25 para US$100 em oito anos, entre 2003
e 2011.
Se respostas adaptativas forem bastante rápidas e suficientemente
grandes, os preços do petróleo podem ser grosso modo
estáveis. Elas evidentemente agora não o são.
Há uma medida da resposta adaptativa no ganho de eficiência para o
petróleo utilizado. A resposta adaptativa é utilizar
petróleo mais eficientemente ou recuar para utilizações
com valor acrescentado mais baixo ou mudar para outros combustíveis.
Qualquer destes caminhos aparece como eficiência melhorada na
utilização (volume de petróleo por unidade de PIB).
Durante muitos anos isto tem estado em torno de 2% ao ano (embora algumas
fontes acreditem que 1,2% é um número mais preciso). A AIE agora
utiliza um percentual de 3%, sugerindo que eles acreditam que o processo
está a acelerar.
Entre 2003 e 2008 os preços do petróleo subiram a US$10/ano.
Após a recessão esta tendência (US$10/ano) foi
restabelecida (ver Gráfico 3). O gráfico 2 (ver abaixo) plota uma
ascensão do preço de petróleo de US$10 por ano e um ganho
de produtividade de 3% por ano (resposta adaptativa). O gráfico mostra
os aumentos de preço, conduzidos para cima pelo esgotamento,
ultrapassando as respostas adaptativas que os preços mais altos induzem,
até chegar a um cruzamento em 2014. O cruzamento dá a
temporização do Pico economicamente determinado porque é
atingido um preço de petróleo economicamente destrutivo e que
não pode ser pago durante qualquer espaço de tempo.
Esta análise agora dá um método alternativo de determinar
a provável temporização do Pico Petrolífero. O
outro método é determinar os fluxos líquidos de capacidade
incremental (nova capacidade menos esgotamento) e o saldo do mesmo contra a
trajectória de crescimento mais provável.
A datação do Pico Petrolífero utilizando esta abordagem
económica dá resultados quase idênticos ao cálculo
baseado na oferta incremental líquida (nova capacidade menos
esgotamento) com ambas as abordagens a mostrarem 2014/2015 como o ponto de
esmagamento. Esta coincidência não é surpreendente pois a
maior parte dos projectos de desenvolvimento petrolífero remanescentes
são de alto custo (águas profundas, areias betuminosas,
Árctico).
É provável que os preços do petróleo se reforcem no
avanço para o Pico Petrolífero, quer isto seja atingido devido a
constrangimentos geológicos quer por constrangimentos de acessibilidade
dos preços. Isto pode ter o efeito de fazer com que o Pico avance pois
mudar rapidamente os preços tende a inibir o investimento adequado,
particularmente se houver uma volatilidade de preço significativa dentro
da tendência de preço. Algumas das companhias maiores e
financeiramente mais fortes podem ser capazes de manter o investimento ao longo
do ciclo mas aquelas mais fracas descobrirão que isto é
difícil.
A resposta adaptativa chave a altos preços do petróleo, pelo
menos inicialmente, é substituição de combustível.
Na década de 1970 cerca de 25% de todo o petróleo foi para
produção de energia eléctrica como fuel oil pesado.
Actualmente, no mundo da produção eléctrica, o
petróleo está em 4% e em queda, tendo sido substituído por
carvão, gás e nuclear. Analogamente a utilização de
petróleo para aquecimento (gasóleo/óleo de fornalha)
está em declínio e em grande parte deslocada pelo gás
embora a eficiência na utilização e a melhoria de
isolamentos
tenham desempenhado a sua parte.
Gas to liquids (GTL), Coal to liquids (CTL), Biomass to liquids (BTLO) e
Enhanced Oil Recovery (EOR) têm potencial para aumentar a oferta de
óleos líquidos como faz o óleo de algas. No momento apenas
os custos do GTL são economicamente robustos e só se houver uma
oferta garantida de gás a baixo custo. Segundo a AIE, actualmente o
custo mais baixo destas ofertas incrementais potenciais é CO2 EOR a
seguir GTL, outros EOR, BTL e CTL.
O novo desafio é que, com 70-75% do petróleo indo globalmente
para o sector do transporte, e 80-85% nos EUA, como poderá ou
será substituído? A mudança radical mudar para a
energia eléctrica ainda não é plenamente
económica e está é realmente a única
aplicável ao transporte de superfície
[NR 3]
. Os biocombustíveis estão a ser promovidos activamente mas
são realmente apenas prolongamentos dos combustíveis
convencionais.
Além disso o desafio alimentos ou combustível não foi
plenamente resolvido
[NR 4]
. Os chamados biocombustíveis de segunda e terceira
geração resolvem o dilema alimentos/combustível mas ainda
não são económicos. A utilização de
gás natural para o transporte em lugares como Paquistão,
Índia, Brasil, Irão e outras economias emergentes
[NR 5]
está a tornar-se razoavelmente generalizado. Contudo, em todas as
economias, qualquer transição leva tempo significativo e requer
investimento.
Em suma, a capacidade para substituir combustíveis derivados do
petróleo no sector dos transportes, excepto a longo prazo, é
bastante limitada
[NR 6]
enquanto a procura por transporte cresce fortemente,
particularmente na Ásia, África e América do Sul.
Além disso, há uma frota global já existente de mais de 800
milhões de veículos que andam a gasolina e gasóleo.
Utilizações de alto valor acrescentado do petróleo, tais
como solventes e lubrificantes, quase certamente aguentarão
preços do petróleo mais elevados e a eficiência na
utilização será conduzida pelos preços mais altos.
Matérias-primas petroquímicas constituem outra
utilização de alto valor acrescentado mas mesmo aqui tem havido
um movimento notável da utilização da nafta
petroquímica para os Líquidos de Gás Natural (NGLs),
etano, propano e butano.
Em suma, a substituição relativamente directa dos fuel
óleos pesados e dos óleos de aquecimento já foi feita na
maior parte ao passo que a tarefa difícil de substituir
combustíveis dos transportes mal começou.
Todas as indicações são de que respostas adaptativas
fracassaram tanto em termos de dimensão como de velocidade para
restringir a firme ascensão dos preços do petróleo
verificada a partir de 2003. A única quebra neste aumento firme do
preço do petróleo verificou-se em resultado da crise
económica de 2008 e da subsequente "Grande recessão".
A conclusão parece ser que:
A menos e até que respostas adaptativas sejam grandes e suficientemente
rápidas para constranger a tendência altista dos preços do
petróleo, a resposta adaptativa primária serão crashes
económicos periódicos de uma magnitude que deprima o consumo e os
preços do petróleo. Isto tem o efeito de comutar o consumo dos
consumidores estabelecidos as economias avançadas para os
novos consumidores nas economias em desenvolvimento.
Isto foi exactamente o que aconteceu na última recessão quando
entre o arranque da recessão em Janeiro de 2007 e o seu fim efectivo no
primeiro trimestre de 2011 a procura ascendeu 4,4 milhões de b/d na
área não-OCDE e caiu em 4 milhões de b/d na área
OCDE.
[NR 7]
Agradecimento: Gostaria de agradecer a Steve Kopits e Robert Hirsch por toda a
ajuda e apoio que deram e por valiosas contribuições para este
artigo.
19/Agosto/2011
[NR 1] A Lei da Renda Diferencial é conhecida desde o tempo de David
Ricardo. Foi retomada por Marx no Livro III de "O Capital".
[NR 2] A Suécia tem um plano para eliminar o petróleo da sua
economia até o ano de 2020, substituindo-o em grande parte por
gás natural convencional e gás natural produzido localmente a
partir de resíduos (biometano).
[NR 3] A afirmação não é verdadeira e além
disso os veículos eléctricos nunca poderão substituir
generalizadamente os veículos actuais, por múltiplas
razões. Nos transportes, o único substituto em escala
maciça para a gasolina e o gasóleo é o gás natural
(comprimido ou liquefeito). Já existem cerca de 14 milhões de
veículos a gás natural em circulação no mundo e
há países em que mais da metade do parque automóvel
já funciona a gás natural. O autor, aparentemente, sabe muito de
petróleo mas pouco de transportes.
[NR 4] O referido desafio apresenta-se apenas para os biocombustíveis
líquidos, mas não é o caso do biometano cuja
produção é feita a partir de resíduos e portanto
não compete com alimentos.
[NR 5] Os veículos a gás natural não circulam apenas nos
lugares mencionados pelo autor e sim em praticamente todos os países do
mundo, inclusive os da Europa.
[NR 6] Não é limitada desde que haja governos lúcidos
quanto à política energética e de transportes. Exemplo: o
Irão cujo governo determinou que toda a indústria
automobilística do país passasse a produzir apenas
veículos a gás natural está a substituir
rapidamente todos os veículos com combustíveis tradicionais do
seu parque automóvel. A transformação
(retrofitting)
para o gás natural de motores com combustíveis tradicionais
também é simples e pouco onerosa. Só existe
limitação quando há incapacidade dos governos para
contrariar os interesses estabelecidos da indústria petrolífera.
[NR 7] O sublinhado a vermelho é de resistir.info.
[*]
Fundador e director da
Peak Oil Consullting
,
Wikipedia
O original encontra-se na
ODAC Newsletter
, Setembro/2011. Tradução de JF.
Este artigo encontra-se em
http://resistir.info/
.
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