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ESTUDO COMPARATIVO INTERNACIONAL (BENCHMARKING) Novembro de 2020 Volume II Estudos para avaliação da evolução e sistematização de informações dos processos de licenciamento de Petróleo e Gás Realizados pelo Ibama de 2007 a 2017 visando ao aprimoramento da eficiência regulatória ambiental no setor. Cooperação Técnica nº ATN/OC-16518-BR Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) BID – Banco Interamericano de Desenvolvimento PPI – Programa de Parcerias de Investimentos – Ministério da Economia Secretaria Especial do Programa de Parcerias de Investimentos Secretaria de Apoio ao Licenciamento Ambiental e à Desapropriação ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente Ibama – Instituto Nacional do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis Diretoria de Licenciamento Ambiental ARCADIS Divisão de Meio Ambiente – Diretoria de Estudos EXPEDIENTE CONSULTORIA Líder e Gerente do Projeto Sueli Harumi Kakinami Elaboradores/Autores Ana Célia Toledo Ana Paula Dibo Andreia Bentes Davis Alves Santana Edisiene Correia Erick Correia Mota Francisco Leal Luis Cláudio Anísio Marcelo Botrel Maria Carolina N. Hernandez Incau Maria Cláudia de A. Rodrigues Zulmira F. Lacerda Neta Revisor Luis Henrique Sánchez Edição e Revisão ASSUNÇÃO - Produção, Revisão e Editoração de Textos Layout e Design Gráfico Flávio Macedo FICHA TÉCNICA 5 13 15 17 17 19 19 19 20 21 21 23 27 30 34 36 48 49 Seção 1 1 – Introdução .................................................................................................. Seção 2 2 – Metodologia ............................................................................................... 2.1 – Etapa 1 – Definição da proposta do estudo comparativo................................... 2.2 – Etapa 2 – Elaboração do plano de trabalho ........................................................... 2.3 – Etapa 3 – Levantamento de informações e análise preliminar .......................... 2.4 – Etapa 4 – Realização de consultas com especialistas e atores-chave ........... 2.5 – Etapa 5 – Elaboração de quadro-síntese comparativo ....................................... 2.6 – Etapa 6 – Seleção de práticas com potencial de aplicabilidade ao contexto brasileiro ........................................................................................................................ Seção 3 3 – O processo de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental para o setor de petróleo e gás offshore ............................................ 3.1 – Brasil .............................................................................................................................. 3.1.1 – Requisitos legais e normativos do processo de Licenciamento Ambiental ......................................................................................................... 3.1.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo de Licenciamento Ambiental ......................................................................................................... 3.1.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental .............. 3.1.4 – Outorga de blocos exploratórios marítimos ............................................. 3.1.5 – O processo de Licenciamento Ambiental .................................................. 3.1.5.1 – Triagem ............................................................................................ 3.1.5.2 – Determinação do Escopo ............................................................. Sumário 6 3.1.5.3 – Orientações para a elaboração dos Estudos Ambientais ...... 3.1.5.4 – Análise Técnica .............................................................................. 3.1.5.5 – Participação Pública ..................................................................... 3.1.5.6 – Tomada de Decisão ....................................................................... 3.1.5.7 – Acompanhamento e Monitoramento ......................................... 3.1.6 – Aspectos Institucionais ................................................................................. 3.1.6.1 – Gestão da informação e Gestão do Conhecimento ................ 3.1.7 – Discussões sobre a prática atual do Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ................................................................. 3.2 – Reino Unido .................................................................................................................. 3.2.1 – Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................................................................. 3.2.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente de Licenciamento Ambiental ............................................................................. 3.2.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ......................................................................................................... 3.2.4 – O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ........................... 3.2.4.1 – Triagem ........................................................................................... 3.2.4.2 – Determinação do Escopo ............................................................ 3.2.4.3 – Orientações para a elaboração dos Estudos Ambientais ..... 3.2.4.4 – Análise Técnica .............................................................................. 3.2.4.5 – Participação Pública ..................................................................... 3.2.4.6 – Tomada de Decisão ...................................................................... 3.2.4.7 – Acompanhamento e Monitoramento ........................................ 3.2.5 – Aspectos Institucionais ................................................................................ 3.2.6 – Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ............... 3.3 – Estados Unidos ........................................................................................................... 3.3.1 – Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................................................................. 3.3.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................................................................. 53 57 58 60 61 66 66 69 73 75 79 82 87 93 94 105 106 108 109 111 112 112 114 116 119 7 3.3.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ........................................................................................................ 3.3.4 – O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................ 3.3.4.1 – Triagem ...........................................................................................3.3.4.2 – Determinação do Escopo ............................................................ 3.3.4.3 – Orientações para Elaboração dos Estudos Ambientais ........ 3.3.4.4 – Análise Técnica .............................................................................. 3.3.4.5 – Participação Pública ..................................................................... 3.3.4.6 – Tomada de Decisão ...................................................................... 3.3.4.7 – Acompanhamento e Monitoramento ........................................ 3.3.5 – Aspectos Institucionais ................................................................................ 3.3.5.1 – Gestão da informação e gestão do conhecimento ................. 3.3.6 – Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ............. 3.4 – Austrália ........................................................................................................................ 3.4.1 – Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................................................................. 3.4.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ............................................................................ 3.4.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ........................................................................................................ 3.4.4 – O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ........................... 3.4.4.1 – Triagem ........................................................................................... 3.4.4.2 – Determinação do Escopo ............................................................ 3.4.4.3 – Orientações para a Elaboração dos Estudos Ambientais ..... 3.4.4.4 – Análise Técnica .............................................................................. 3.4.4.5 – Participação Pública ..................................................................... 3.4.4.6 – Tomada de Decisão ...................................................................... 3.4.4.7 – Acompanhamento e Monitoramento ........................................ 3.4.5 – Aspectos Institucionais ................................................................................ 3.4.5.1 – Gestão da informação e gestão do conhecimento ................. 3.4.6 – Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental .............. 124 125 135 136 139 141 143 145 145 155 155 156 158 159 163 169 171 182 182 183 186 192 194 195 196 196 198 8 3.5 – México ......................................................................................................................... 3.5.1 – Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental .......................................................................... 3.5.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente ao Licenciamento Ambiental .......................................................................... 3.5.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ...................................................................................................... 3.5.4 – O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental ......................... 3.5.4.1 – Triagem ......................................................................................... 3.5.4.2 – Determinação do Escopo .......................................................... 3.5.4.3 – Orientações para a elaboração dos Estudos Ambientais ... 3.5.4.4 – Análise Técnica ........................................................................... 3.5.4.5 – Participação Pública .................................................................. 3.5.4.6 – Tomada de Decisão ................................................................... 3.5.4.7 – Acompanhamento e Monitoramento ...................................... 3.5.5 – Aspectos Institucionais .............................................................................. 3.5.5.1 – Gestão da informação e do conhecimento dos processos de P&G ........................................................................................... 3.5.6 – Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ............ 3.6 – Noruega ....................................................................................................................... 3.6.1 – Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental .......................................................................... 3.6.2 – Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente ao Licenciamento Ambiental .......................................................................... 3.6.3 – Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental ...................................................................................................... 3.6.4 – Elaboração: Arcadis, 2019. O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental .......................................................................... 3.6.4.1 – Triagem ......................................................................................... 3.6.4.2 – Determinação do Escopo .......................................................... 3.6.4.3 – Análise Técnica ........................................................................... 198 200 203 205 206 212 213 216 217 218 221 222 224 224 225 227 231 233 235 237 245 245 249 9 3.6.4.4 – Participação Pública ................................................................. 3.6.4.5 – Tomada de Decisão .................................................................. 3.6.4.6 – Acompanhamento e Monitoramento .................................... 3.6.5 – Aspectos Institucionais ............................................................................. 3.6.5.1 – Gestão da informação e do conhecimento dos processos de P&G .................................................................... 3.6.6 – Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental .......... Seção 4 4 – Síntese e Comparação dos processos de licenciamentoambiental – ou processos equivalentes – do setor de petróleo e gás offshore.................. Seção 5 5 – Práticas com potencial de aplicabilidade ao contexto brasileiro ............... Referências Bibliográficas .............................................................................. ANEXOS ......................................................................................................... 252 253 253 255 255 255 257 271 299 314 10 16 22 23 29 40 42 44 74 80 91 92 115 122 123 131 132 Figura 2.1 – Etapas conduzidas para a realização do estudo comparativo acerca do processo de licenciamento ambiental para o setor de petróleo e gás offshore em diferentes países .............................................................. Figura 2.2 – Distribuição da produção de petróleo por bacia. Mês/ano base: janeiro/2019 .................................................................................................... Figura 2.3 – Distribuição da produção de gás natural por bacia. Mês/ano base: janeiro/2019 .................................................................................................... Figura 2.4 – Organograma da Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC) do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), responsável pela condução do processo de licenciamento ambiental ............................................................................... Figura 2.5 – Etapas do processo de licenciamento para as atividades de pesquisa sísmica ............................................................................................ Figura 2.6 – Etapas do processo de licenciamento para as atividades de perfuração de poços ..................................................................................... Figura 2.7 – Etapas do processo de licenciamento para a teste de longa duração para a obtenção da licença prévia .............................................................. Figura 2.8 – Descobertas de reservas remanescentes na Plataforma Continental do Reino Unido e limite da plataforma ....................................................... Figura 2.9 – Hierarquia das instituições envolvidas no processo de licenciamento ambiental de empreendimentos e P&G offshore no Reino Unido ........ Figura 2.10 – Fluxograma com a síntese do processo de consentimento ambiental para empreendimentos que são necessários a apresentação de um ES ................................................................................ Figura 2.11 – Fluxograma com a síntese do processo de consentimento ambiental para empreendimentos que são necessários a apresentação de um EIA Direction .............................................................. Figura 2.12 – Plataforma Continental Externa dos Estados Unidos da América ...... Figura 2.13 – Organograma do BOEM............................................................................... Figura 2.14 – Organograma do BSEE ................................................................................ Figura 2.15 – Fluxograma do processo de outorga ........................................................ Figura 2.16 – Fluxograma do processo de pesquisa em geologia e geofísica (sísmica) para a região do Atlântico ........................................................... Lista de Figuras 11 Figura 2.17 – Fluxograma do processo de exploração (perfuração) ........................ Figura 2.18 – Fluxograma do processo de desenvolvimento/produção .................. Figura 2.19 – Material ilustrativo do Programa de Fiscalização de Resíduos e Detritos Marinhos ........................................................................................ Figura 2.20 – Teste de contenção de óleo sendo realizado nas instalações Ohmsett ......................................................................................................... Figura 2.21 – Organograma atual da NOPSEMA .......................................................... Figura 2.22 – Representação da relação entre os diferentes atores envolvidos no processo de concessão de um título de petróleo ................................. Figura 2.23 – Fluxograma do processo geral equivalente de licenciamento ambiental ...................................................................................................... Figura 2.24 – Fluxograma do processo de licenciamento ambiental para a obtenção da licença para exploração de petróleo – Plano de Trabalho ........................................................................................................ Figura 2.25 – Fluxograma do processo de licenciamento ambiental para a obtenção da licença para exploração de petróleo – Oferta em Dinheiro ......................................................................................................... Figura 2.26 – O processo de análise técnica de Planos Ambientais pela NOPSEMA ..................................................................................................... Figura 2.27 – O processo de análise técnica de Propostas de Projeto Offshore (OPPs) pela NOPSEMA ............................................................................... Figura 2.28 – Fluxograma do processo de solicitação da autorização em termos de impacto ambiental por meio da elaboração de uma Manifestação de Impacto Ambiental ...................................................... Figura 2.29 – Divisões para Exploração e Produção na Plataforma Continental Norueguesa em 2018. ................................................................................ Figura 2.30 – Organograma das autoridades envolvidas no processo de licenciamento para produção de petróleo .............................................. Figura 2.31 – Fluxograma do processo de avaliação de impacto e concessão de novas áreas .................................................................................................. Figura 2.32 – Fases do planejamento, implementação e operação das atividades petrolíferas na Noruega .......................................................... Figura 2.33 – Procedimento administrativo do processo de PDO e PIO .................. 133 134 149 151 167 168 173 180 181 189 191 212 230 235 244 250 251 12 25 38 69 76 83 118 129 142 154 162 202 266 272 272 273 275 280 282 285 289 295 Quadro 2.1 – Fundamentação legal e normativa relacionadas especificamente ao licenciamento ambiental das atividades de exploração e produção de P&G offshore ............................................................................................ Quadro 2.2 – Quadro-síntese do processo de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore .......................................................................... Quadro 2.3 – Documentos elaborados no âmbito da CGMAC .................................... Quadro 2.4 – Demais regulamentos e legislações relevantes ao processo de licenciamento ambiental no Reino Unido ................................................ Quadro 2.5 – AAEs desenvolvidas e disponibilizadas no site da OGA ........................ Quadro 2.6 – Principais documentos legais e normativos da legislação ambiental dos Estados Unidos da América com relação às atividadesde petróleo e gás offshore ................................................................................ Quadro 2.7 – Lista de documentos associados às atividades de perfuração e produção de petróleo e gás na Plataforma Continental Externa (OCS) dos EUA ............................................................................................... Quadro 2.8 – Classificação utilizada na análise técnica do EIS pela EPA .................. Quadro 2.9 – Instrumentos de regulamentação para o Setor de Mineração e Extração de Petróleo e Gás ........................................................................ Quadro 2.10 – Fundamental legal e normativa relacionada às atividades de petróleo e gás ................................................................................................ Quadro 2.11 – Documentos relacionados ao processo equivalente de licenciamento de petróleo e gás no México ............................................ Quadro 2.12 – Síntese da comparação entre os países estudados ............................ Quadro 2.13 – Critérios para a análise da aplicabilidade ao contexto brasileiro de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore das boas práticas identificadas nos países abordados ............................... Quadro 2.14 – Boas práticas selecionadas com potencial de aplicação no Brasil ... Quadro 2.15 – Boas Práticas #1 – Avaliações Ambientais de Caráter Estratégico. . Quadro 2.16 – Boas Práticas #2 – Repositório com documentos .............................. Quadro 2.17 – Boas Práticas #3 – Utilização de dados de avaliações ambientais anteriores ....................................................................................................... Quadro 2.18 – Boas Práticas #4 – Consultas para definição de escopo ................... Quadro 2.19 – Boas Práticas #5 – Avaliação de impactos cumulativos .................... Quadro 2.20 – Boas Práticas #6 – Diretrizes internas para análise técnica ............. Quadro 2.21 – Boas Práticas #7 – Consulta a outros órgãos para análise dos estudos ........................................................................................................... Lista de Quadros 13 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Introdução Este Volume II apresenta o relatório denominado Produto 3 – Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) constitui o terceiro produto da Cooperação Técnica n° ATN/OC-16518-BR: Apoio ao desenho de estratégias e instrumentos para estruturação de projetos de infraestrutura com participação privada no Brasil, firmado pela ARCADIS Logos e o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), para a realização de estudos para avaliação da evolução e sistematização de informações dos processos de licenciamento de Petróleo e Gás (P&G) realizados pelo Ibama de 2007 a 2017, visando ao aprimoramento da eficiência regulatória ambiental no setor. Sendo assim, a presente Cooperação Técnica tem como objetivo contribuir para o processo de licenciamento ambiental offshore de P&G no Brasil, visando ao aprimoramento dos estudos ambientais, programas e medidas de mitigação e compensação e do procedimento de licenciamento dessas atividades econômicas. Além do desenvolvimento do Produto 3, foram determinados os seguintes produtos a serem elaborados: Produto 1 – Plano de Trabalho para o planejamento e alinhamento das atividades para o desenvolvimento dos produtos. Produto 2 – Relatório contendo as informações organizadas e sistematizadas relativas ao procedimento adotado e conteúdo exigido para o licenciamento de 20 (vinte) empreendimentos licenciados pelo Ibama relativos às atividades de petróleo e gás offshore no período de 2007 a 2017, confrontando essas informações procedimentais e de conteúdo ao estabelecido na Portaria MMA nº 422/2011, Instrução Normativa Ibama n° 184/2008 e Resolução Conama n° 01/1986. Produto 4 – Relatório contendo a avaliação dos programas e projetos de mitigação e compensação dos vinte processos de licenciamento escolhidos para avaliação, considerando: quanto à sua adequação e pertinência, enquanto conteúdo que fora incluído como condicionantes para o licenciamento ambiental offshore. Seção 1 14 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Produto 5 – Relatório contendo a avaliação do conteúdo dos termos de referência emitidos pelo Ibama no âmbito do processo de licenciamento ambiental (com foco preferencial para a aquisição de dados sísmicos e perfuração de poços na Margem Equatorial) indicando a aderência desse conteúdo ao que se pressupõe de informações necessárias para a avaliação de impactos ambientais e medidas de controle, mitigação e compensação desses impactos. Produto 6 – Documento técnico contendo a proposição de diretrizes para elaboração de termos de referência com o objetivo de torná-los mais objetivos e claros quanto ao seu escopo, considerando, para tanto, as atividades, ambientes e enquadramentos previstos na Portaria MMA nº 422/2011 (LDA, distância da costa). Produto 7 – Documento técnico contendo a proposição de diretrizes para as empresas com vistas à elaboração dos estudos ambientais, tornando-os mais objetivos, por atividade e por ambiente/enquadramento, conforme Portaria MMA nº 422/2011 (LDA, distância da costa), incluindo os principais itens que deverão ser abordados para atendimento aos termos de referência. Produto 8 – Relatório contendo a avaliação da evolução do conteúdo dos programas e projetos de mitigação e compensação definidos, tendo em conta seu êxito e seus problemas, suas medidas no que se refere à produção de conhecimento e efetiva e eficaz mitigação de impactos das atividades de E&P nas suas diversas vertente. O Produto P3 tem o objetivo de realizar estudo comparativo, do ponto de vista ambiental, do processo de licenciamento ambiental brasileiro do setor de petróleo e gás offshore com as experiências de aprovação de projetos do México, Estados Unidos, Reino Unido, Noruega e Austrália em processos equivalentes ao licenciamento ambiental, constituindo uma das bases de dados para o desenvolvimento dos demais produtos do projeto em questão. Sendo assim, a análise comparativa do rito de processos equivalentes ao licenciamento ambiental entre os países constituiu-se do levantamento de organogramas, competências e demais estruturas das instituições responsáveis por estes processos nos países supracitados. Ademais, foi comparado o processo de avaliação de impacto ambiental vinculado aos processos equivalentes ao licenciamento ambiental dos empreendimentos de P&G nos países-chave. 15 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Metodologia Seção 2 O desenvolvimento do Produto 3, conforme consta do Termo de Referência (TdR), refere-se à elaboração do “Estudo comparativo, do ponto de vista ambiental, do processo de outorga de áreas, incluindo escopo/conteúdo exigido no âmbito do licenciamento ambiental brasileiro (considerando, para tanto, o rito do procedimento de licenciamento e o conteúdo exigido no âmbito do licenciamento) com as experiências de outorga de áreas dos seguintes países: México, EUA, Reino Unido, Noruega e Austrália”. Nesse sentido, foi utilizado o método de Benchmarking, o qual pode ser definido como um: “Método para comparar o desempenho de processos, práticas ou produtos com similares mais eficazes e eficientes, interna ou externamente, com o objetivo de entender as práticas que conduzem ao desempenho superior, adaptá-las e implementar melhorias significativas” (BRASIL, 2013, p.9). De acordo com Carpinetti e Melo (2002), as práticas de Benchmarking podem ser classificadas conforme sua natureza – Benchmarking de processo, de produto e estratégico -, sendo essa última classificação (strategic benchmarking) a empregada nesse estudo, visto o intuito de comparar as estruturas organizacionais e as práticas de gestão no âmbito dos processos de licenciamento ambiental (ou processos equivalentes) de projetos de petróleo e gás offshore emdiferentes países. Nessa perspectiva, o processo de Benchmarking se apresenta como um processo de descoberta e uma experiência de aprendizado, possibilitando elencar as melhores práticas e assim projetar o que poderia ser realizado no futuro (AHOKAS; KAIVO-OJA, 2003). Diante do contexto exposto, o processo de Benchmarking pode auxiliar na discussão de melhorias ao processo de licenciamento ambiental de projetos de P&G offshore no Brasil. Para a condução do processo de Benchmarking considerando o processo de licenciamento ambiental (ou equivalente) do setor de P&G offshore nos países-chave, foram definidas seis etapas (conforme apresenta a Figura 2.1), detalhadas nos tópicos a seguir, tendo como base a metodologia apresentada por Brasil (2013) para o processo de Benchmarking Colaborativo0F . 16 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De modo complementar, ressalta-se que o presente estudo teve embasamento no relatório do “Estudo Comparativo Internacional dos Modelos de Licenciamento Ambiental, Análise de Impacto e Compensação Ambiental”, produto este firmado entre o Consórcio ARCADIS Logos e LL Consultoria, efetivado no âmbito do sistema de cooperação entre o Programa Nacional de Meio Ambiente II (PNMA II) e Banco Mundial para realizar serviços de consultoria relativos ao “Estudo Comparativo dos Modelos de LAF, AIA e CA em Diferentes Países e Subsídio à Elaboração de Matrizes de Impacto por Tipologia”. Tal iniciativa foi integrada ao Programa de Fortalecimento do Licenciamento Ambiental Federal (ProLAF). Dessa maneira, os procedimentos metodológicos aplicados foram adaptados para o contexto do presente produto, mantendo o objetivo de comparação dos processos de licenciamento ambiental e AIA, porém com foco no setor de petróleo e gás offshore. A informações obtidas para o Brasil, Estados Unidos e Austrália foram revisadas no intuito de compreender e auxiliar na construção do presente relatório. Todavia, destaca-se que, considerando as particularidades para o setor de petróleo e gás offshore nos países, buscas complementares foram conduzidas para a descrição dos processos relacionados. 1. O Benchmarking Colaborativo é definido como o “estudo realizado por um grupo de instituições sobre um determinado objeto, que pode ser um processo, prática, ou produto, para compartilhar conhecimentos e resolver problemas em comum. Neste caso, as organizações participantes já estão previamente definidas” (BRASIL, 2013, p. 9). Figura 2.1 – Etapas conduzidas para a realização do estudo comparativo acerca do processo de licenciamento ambiental para o setor de petróleo e gás offshore em diferentes países Elaboração: Arcadis, 2018. Etapa 1 Definição da proposta do estudo do comparativo Elaboração do plano de trabalho Levantamento de informações e análise preliminar Realização de consultas com especialistas e atores-chave Elaboração de quadro comparativo Seleção de práticas com potencial de aplicabilidade no contexto brasileiro Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5 Etapa 6 17 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 2.1 - Etapa 1 – Definição da proposta do estudo comparativo Conforme apresentado, o Produto 3 teve o objetivo de realizar estudo comparativo, do ponto de vista ambiental, do processo de licenciamento ambiental brasileiro do setor de petróleo e gás offshore com as experiências de processos equivalentes ao licenciamento ambiental no Reino Unido, Estados Unidos, México, Austrália e Noruega constituindo uma das bases de dados para o desenvolvimento dos demais produtos do projeto em questão. Para tal, explicitou-se os ritos equivalentes ao licenciamento ambiental e o escopo dos estudos técnicos exigidos no âmbito desses processos. Foram também consideradas no estudo comparativo as etapas de pré e pós licença, contemplando o monitoramento ambiental e a implementação das medidas de mitigação relacionadas aos impactos ambientais comumente associadas às atividades de exploração e produção de petróleo e gás offshore. Em termos gerais, o estudo comparativo internacional ou Benchmarking consistiu do levantamento geral da legislação ambiental, diretrizes ambientais, estruturas organizacionais e procedimentos administrativos e técnicos relacionados aos processos equivalentes ao licenciamento ambiental de projetos de P&G offshore considerando, além do contexto brasileiro, as especificidades do licenciamento do setor em outros países. 2.2 - Etapa 2 – Elaboração do plano de trabalho Para a condução do processo de Benchmarking, foi estabelecido um plano de trabalho, com a definição da equipe, das atividades a serem desenvolvidas, além do cronograma de execução. O levantamento dos dados para o estudo comparativo foi realizado por equipe multidisciplinar, tanto de técnicos internos da Arcadis, como também de consultores externos, com experiência no setor de petróleo e gás. Ademais, houve o apoio de alguns atores-chave relacionados a dois países abordados (Austrália e México), além de analistas do Ibama no intuito de maiores esclarecimentos acerca do processo de licenciamento do setor de P&G propriamente dito. Para iniciar o levantamento das informações acerca dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental das atividades de P&G offshore nos diferentes países, primeiramente foi elaborado um roteiro de perguntas, visando parametrizar temáticas e diretrizes relevantes à análise comparativa entre os países. Para direcionar a coleta de informações, o roteiro foi estruturado em quatro eixos principais: componente estratégico, componente legal, componente institucional e etapas pertinentes ao processo licenciamento ambiental com base em avaliação de impacto ambiental (AIA), percorrendo: triagem, definição do escopo, elaboração de estudo, participação pública, análise técnica dos estudos, tomada de decisão e fase de fiscalização e monitoramento. 18 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Após a elaboração da versão preliminar do roteiro, esse foi enviado aos membros da equipe técnica para que pudessem apresentar sugestões de inserção/exclusão/complementação das perguntas, de maneira a auxiliar na compreensão das informações a serem coletadas para o estudo comparativo. Com a consideração das sugestões propostas, a nova versão do roteiro foi enviada a membros do BID/Programa de Parcerias de Investimentos (PPI), que também puderam contribuir com a proposta do roteiro de perguntas para a orientar o estudo comparativo entre os países. A versão final do roteiro utilizado pode ser observada no Anexo A. De modo complementar, foi elaborado documento com a proposta de itemização para o presente relatório, no qual tanto os membros da equipe técnica, quanto os da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, contribuíram com sugestões de aprimoramento. Outra atividade desenvolvida concomitantemente à preparação do roteiro de perguntas e da itemização do relatório foi o levantamento preliminar das principais legislações e documentos relacionados aos processos equivalentes ao licenciamento das atividades de petróleo e gás offshore nos diferentes países abordados, nos sítios eletrônicos oficiais das instituições alvo do estudo. Esse levantamento foi organizado em uma planilha e disponibilizado para acesso dos membros da equipe, assim como os documentos referenciados, facilitando assim a obtenção das primeiras informações, bem como sua organização para a descrição dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental. Com o levantamento das informações, foi possível elaborar uma versão preliminar acerca dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore nos diferentes países, incluindo também o contexto brasileiro de licenciamento ambiental, abordando dentre outros fatores, os organogramas, competências e estruturas das instituições de licenciamento ambiental. Objetivando o aprofundamento, e uma melhor compreensão dos tópicos elencados acima, foram também elaboradosroteiros específicos para aplicação com atores-chave identificados com experiência no licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore nos países abordados, de modo a contribuir com a descrição final dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental. Com a descrição dos processos de licenciamento ambiental nos países-chave, foi realizada uma análise comparativa do rito de licenciamento e suas etapas percorridas, considerando os componentes estratégico, legal e institucional, bem como as etapas do processo de AIA, por meio da elaboração de um quadro-síntese comparativo. Por fim, foi possível identificar boas práticas nos países-chave abordados e elucidar o potencial de aplicabilidade das mesmas para o contexto brasileiro de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore, considerando suas particularidades. 19 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 2.3 - Etapa 3 – Levantamento de informações e análise preliminar Conforme exposto anteriormente, o levantamento preliminar das principais legislações e documentos relacionados ao licenciamento das atividades de petróleo e gás offshore nos países-chave considerados orientou a descrição dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental, que foi complementada com a busca a diversos outros documentos de interesse, de acordo com as lacunas identificadas. 2.4 - Etapa 4 – Realização de consultas com especialistas e atores-chave A etapa de realização de consultas com especialistas e atores-chave teve o propósito de complementar as informações coletadas acerca dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore nos países-chave definidos, reduzindo a possibilidade de incongruência acerca dos processos. Para tal, foram elaborados questionários específicos, a partir do roteiro metodológico estabelecido (Anexo A), considerando as particularidades e lacunas existentes de cada país abordado. Nesse sentido, os questionários foram construídos por uma série ordenada de perguntas abertas a serem respondidas livremente pelos atores de interesse (GERHARDT; SILVEIRA, 2009), segregadas pelos componentes definidos e pelas etapas de AIA a serem caracterizadas. Tais questionários foram elaborados na plataforma Google Forms, devido a fácil interface para os usuários. A partir do mapeamento dos órgãos competentes relacionados aos processos equivalentes de licenciamento ambiental, foram realizadas buscas e seleção dos principais representantes, ou mesmo técnicos, que pudessem responder aos questionários específicos elaborados. Os e-mails também foram coletados para o encaminhamento do link com o roteiro específico, juntamente com uma breve descrição do projeto em questão. Os questionários específicos foram elaborados e encaminhados para os órgãos competentes do Reino Unido, Estados Unidos, Austrália, México e Noruega, os quais podem ser observados no Anexo B. Todavia, só foram obtidas respostas aos questionamentos da Austrália e México. As informações complementares recebidas para esses países foram incorporadas ao presente relatório. Em relação ao Brasil, os analistas do Ibama foram consultados – exclusivamente – para auxiliar na descrição do processo de licenciamento ambiental do setor no âmbito da instituição, de maneira que não se teve o propósito de avaliar a eficiência dos processos com base no julgamento dos mesmos. 2.5 - Etapa 5 – Elaboração de quadro-síntese comparativo Após a conclusão da descrição dos processos equivalentes ao licenciamento ambiental para o setor de P&G offshore relacionados aos países-chave, foram elaborados um quadro-resumo (Anexo C) e um quadro- síntese comparativo (Quadro 2.1) dos ritos de licenciamento, com base nos quatro eixos definidos no roteiro metodológico. Pretendeu-se também comparar o desempenho das práticas adotadas com o cenário brasileiro, visando a identificação de espaços para melhoria ou mudanças de arranjos institucionais ou de processos para aprimorar o rito de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore no país. Os quadros 20 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) comparativos foram construídos em forma matricial e de fácil visualização, possibilitando cruzamentos e análises objetivas dos cenários evidenciados, promovendo uma visão global da atuação dos países-chave e suas práticas de licenciamento relacionadas aos empreendimentos de petróleo e gás offshore. 2.6 - Etapa 6 – Seleção de práticas com potencial de aplicabilidade ao contexto brasileiro A partir dos resultados obtidos na etapa 5, as boas práticas identificadas em cada país foram analisadas na perspectiva de aplicabilidade ao contexto brasileiro. Para tal, foram estabelecidos 6 critérios de análise, a constar: 1. Regulamentação: contempla se a adoção de uma boa prática requer mudança de legislação/ regulamentação ou se a prática pode ser adotada sob o arranjo regulamentar atual. 2. Procedimento: contempla se a adoção de uma boa prática representa uma mudança de conceito ou de procedimento atual no processo de licenciamento ou a se prática tem possibilidade de aplicação direta no processo de licenciamento, considerando o procedimento atual. 3. Capacitação: contempla se a adoção de uma boa prática requer uma capacitação específica dos entes envolvidos ou se a prática pode estar pautada no conhecimento atual. 4. Competências: contempla se a adoção de uma boa prática pode ser de responsabilidade e coordenação do Ibama, em parceria com demais órgãos, ou se a prática requer atribuição de responsabilidade e coordenação para outras autoridades, que não o Ibama. 5. Recursos Institucionais: contempla se a adoção de uma boa prática requer o desenvolvimento e implantação de sistemas de suporte sob responsabilidade de um ou mais órgãos envolvidos no setor de petróleo e gás ou se a prática poderá utilizar os recursos já empregados nos diversos órgãos envolvidos no setor de petróleo e gás. 6. Evidência: contempla se há evidências de que uma boa prática tem sido aplicada para o setor de P&G ou se ainda não há indícios de sua aplicação para o setor. Dessa maneira, tais critérios foram utilizados para guiar a análise da aplicabilidade das boas práticas identificadas sob o contexto brasileiro de licenciamento de petróleo e gás offshore. Tanto a identificação como a discussão da aplicabilidade das boas práticas foram realizadas pelo grupo de especialistas integrantes neste estudo comparativo. 21 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O processo de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental para o setor de petróleo e gás offshore Seção 3 Neste capítulo são apresentados o processo de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental para o setor de petróleo e gás (P&G) offshore conduzido no Brasil, bem como os processos equivalentes ao licenciamento do setor no âmbito do Reino Unido, Estados Unidos, Austrália, México e Noruega. A descrição dos processos de licenciamento ambiental teve como base o roteiro metodológico apresentado no ANEXO A - Roteiro Metodológico – Setor de Petróleo e Gás Offshore. 3.1 - Brasil A exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil tem trajetória histórica no país, com destaque na matriz energética nacional. Especialmente a partir do ano 2000, particularmente com a descoberta da província do pré-sal, constatou-se a possibilidade de aumento da produção nacional, de maneira que o setor se tornou cada vez mais importante. Em 2017, o Brasil foi responsável por cerca de 30% da produção de petróleo offshore no mundo, com perspectiva até 2030 de se consolidar como o principal mercado de bens e serviços de produção de petróleo offshore mundial (MENDES et al., 2017). Tendo como base dados de outubro de 2018, a produção média de petróleo e gás natural foi de 3,350 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d), sendo que a produção nos campos marítimos de petróleo foi de 95,9% e de gás natural, 78,4%. No mesmo período,houve um valor superior (80,31%) de exportação de petróleo em relação ao mesmo mês de 2017, com um volume médio de exportação de 1.547 milhares de barris por dia (Mbb/d) (ANP, 2018b). 22 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 2. Fonte: ANP. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas>. Acesso em: 12 jan. 2019. 3. Fonte: Petrobras. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/bacias/>. Acesso em: 12 jan. 2019. 4. Fonte: Petrobras. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/bacias/>. Acesso em: 12 jan. 2019. O Brasil possui 29 bacias sedimentares com interesse para pesquisa de hidrocarbonetos, com uma área de 7,175 milhões de km2. No entanto, apenas algumas delas estão sob contratação para as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural2 . A Figura 2.2 e Figura 2.3 apresentam a distribuição da produção de petróleo e gás natural em algumas bacias. As principais bacias marítimas produtoras de petróleo e gás natural são a Bacia de Santos e a Bacia de Campos. A Bacia de Santos é a maior do país, com uma área de mais de 350 mil km2, se estendendo da cidade de Cabo Frio (RJ) a Florianópolis (SC), em que os estudos relacionados à exploração e produção na bacia se iniciaram a partir de 19703 . A produção de petróleo no mês de janeiro/2019 foi de 1.303.205 barris por dia (bbl/d), e a de gás natural 63.338 milhares de metros cúbicos por dia (Mm3/d), com uma produção total de 1.701.588 boe/d e 15 campos produtores (ANP, 2019). Já a Bacia de Campos tem cerca de 100 mil km2, se estende da cidade de Vitória (ES) a Arraial do Cabo (RJ)4 . A produção de petróleo no mês de janeiro/2019 para esta bacia foi de 1.191.513 bbl/d, e a de gás natural 22.813 Mm3/d, com a produção total de 1.335.002 boe/d e 40 campos produtores (ANP, 2019). Figura 2.2 – Distribuição da produção de petróleo por bacia. Mês/ano base: janeiro/2019 Fonte: ANP (2019, p. 13). 23 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.3 – Distribuição da produção de gás natural por bacia. Mês/ano base: janeiro/2019 Fonte: ANP (2019, p. 13). Nesse cenário, o setor de P&G representa cerca de 13% do PIB brasileiro, sendo o Brasil considerado o maior produtor de petróleo da América Latina, e o 10° produtor mundial. Desse modo, o setor se destaca na perspectiva de aumento na geração de empregos e investimentos para o país (ANP, 2019). 3.1.1 - Requisitos legais e normativos do processo de Licenciamento Ambiental A Constituição da República Federativa do Brasil de 1988, dispõe em seu Capítulo VI – Do Meio Ambiente, artigo 225, que: “todos têm direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo e essencial à sadia qualidade de vida, impondo-se ao poder público e à coletividade o dever de defendê-lo e preservá-lo para as presentes e futuras gerações”. Para que esse direito possa ser assegurado de maneira efetiva, é determinada, dentre outros, a necessidade do poder público “exigir, na forma de lei, para instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa degradação do meio ambiente, estudo prévio de impacto ambiental, a que se dará publicidade” (Artigo 225, §1°, inciso IV). Além disso, a Política Nacional do Meio Ambiente (Lei n° 6.931/1981) estabelece como dois de seus instrumentos a avaliação de impactos ambientais e o licenciamento e a revisão de atividades efetiva ou 24 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) potencialmente poluidoras (Artigo 9°, incisos III e IV, respectivamente). O Decreto nº 99.274/1990 que regulamenta esta lei estabelece, em seu artigo 17, que: “a construção, instalação, ampliação e funcionamento de estabelecimento de atividades utilizadoras de recursos ambientais, consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, bem assim os empreendimentos capazes, sob qualquer forma, de causar degradação ambiental, dependerão de prévio licenciamento do órgão estadual competente integrante do Sistema Nacional do Meio Ambiente (SISNAMA), sem prejuízo de outras licenças legalmente exigíveis”. Considerando a necessidade de se estabelecerem as definições, as responsabilidades, os critérios básicos e as diretrizes gerais para uso e implementação da Avaliação de Impacto Ambiental (AIA) como um dos instrumentos da Política Nacional do Meio Ambiente, a Resolução CONAMA n° 001/1986 estabelece em seu artigo 2º que dependerá de elaboração de Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto Ambiental – EIA/RIMA, o licenciamento de atividades modificadoras do meio ambiente, que devem ser submetidos à aprovação do órgão competente. Dentre as atividades modificadoras do meio ambiente listadas, destaca-se a extração de combustível fóssil, incluindo o petróleo, portos e terminais de minério, petróleo e produtos químicos, além de oleodutos e gasodutos. Ademais, a Resolução CONAMA n° 237/1997 define como atividades ou empreendimentos sujeitos ao licenciamento ambiental as atividades de petróleo e gás, a perfuração de poços e produção de petróleo e gás natural e terminais de minério, petróleo e derivados e produtos químicos. Especificamente às atividades de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição, a Resolução CONAMA n° 350/2004 estabelece diretrizes para o licenciamento ambiental dessas atividades, por estas serem potencialmente causadoras de impactos ambientais, e em razão de seu caráter temporário, da sua mobilidade e da ausência de instalações fixas. A principal orientação para o processo de licenciamento ambiental das atividades de petróleo e gás offshore é estabelecida pela Portaria MMA n° 422/2011, que dispõe sobre os procedimentos que devem ser observados pelo Ibama, caracterizando assim o licenciamento ambiental no âmbito federal, para atividades e empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural situados no ambiente marinho e em zona de transição terra-mar5 ; além de atividades e empreendimento realizados com tecnologias similares àquelas utilizadas para exploração petrolífera, com fins científicos e de planejamento. 5. Zona de transição terra-mar pode ser definida como a área compreendendo águas rasas e sua área terrestre adjacente, quando parte de uma mesma atividade ou empreendimento regulado pela Portaria MMA n° 422/2011. 25 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Há ainda diversas orientações e instruções específicas que permeiam o processo de licenciamento ambiental das atividades de exploração e produção de petróleo e gás, conforme apresentado no Quadro 2.1. Quadro 2.1 - Fundamentação legal e normativa relacionadas especificamente ao licenciamento ambiental das atividades de exploração e produção de P&G offshore ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 1994 Resolução CONAMA nº 23, de 7 de dezembro de 1994 Institui procedimentos específicos para o licenciamento de atividades relacionadas à exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e gás natural 2002 Informação Técnica ELPN/Ibama n° 023/02, de 03 de outubro de 2002 Estabelece diretrizes para apresentação da modelagem hidrodinâmica e de derramamento de óleo no mar no contexto do licenciamento ambiental das atividades de petróleo 2004 Resolução CONAMA nº 350, de 6 de julho de 2004 Dispõe sobre o licenciamento ambiental específico das atividades de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição 2006 Resolução CONAMA n° 382, de 26 de dezembro de 2006 Estabelece os limites máximos de emissão de poluentes atmosféricos para fontes fixas, incluindo os provenientes de processos de refinarias de petróleo 2007 Resolução CONAMA n° 393, de 8 de agosto de 2007 Dispõe sobre o descarte contínuo de água de processo ou de produção em plataformas marítimas de petróleo e gás natural, e dá outras providências 2008 Resolução CONAMA n° 398, de 11 de junho de 2008 Dispõe sobre o conteúdo mínimo do Plano de Emergência Individual para incidentesde poluição por óleo em águas sob jurisdição nacional, originados em portos organizados, instalações portuárias, terminais, dutos, sondas terrestres, plataformas e suas instalações de apoio, refinarias, estaleiros, marinas, clubes náuticos e instalações similares, e orienta a sua elaboração 2008 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 08, de 09 de outubro de 2008 Apresenta diretrizes para apresentação, implementação e elaboração de relatórios, nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás, no âmbito do Projeto de Controle da Poluição 2009 Nota Técnica CGPEG/Ibama n° 05 de 2009 Apresenta os impactos ambientais decorrentes das atividades de perfuração marítima em águas oceânicas (considerando-se, no licenciamento da atividade de perfuração marítima, o limite acima de 50km de distância da costa ou profundidade maior que 1000m) 2010 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 01, de 13 de julho de 2010 Propõe diretrizes para a elaboração, execução e divulgação dos programas de educação ambiental desenvolvidos regionalmente nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás 2010 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama nº 02, de 13 de julho de 2010 Destaca quais foram as alterações feitas pela CGPEG/Ibama no texto da minuta da Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama nº 01/10, considerando as sugestões apresentadas durante a consulta pública ocorrida entre 11.2.2010 e 28.3.2010, além de apresentar esclarecimentos adicionais 2011 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 01, de 22 de março de 2011 Estabelece diretrizes para apresentação, implementação e para elaboração de relatórios relacionados ao Projeto de Controle da Poluição, nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás 2011 Instrução Normativa Ibama/ICMBio n° 1, de 27 de maio de 2011 Estabelece as áreas de período de restrição periódica para as atividades de exploração e produção de óleo e gás, incluindo as etapas de levantamentos de dados sísmicos, perfuração de poços petrolíferos, instalação ou lançamento de dutos para escoamento de óleo, gás e água de produção, instalação de unidade de rebombeio de óleo, gás e água de produção e sondagens geotécnicas marinhas, em áreas prioritárias para a conservação de tartarugas marinhas na costa brasileira 2011 Portaria MMA n° 422, de 26 de outubro de 2011 Dispõe sobre procedimentos para o licenciamento ambiental federal de atividades e empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural no ambiente marinho e em zona de transição terra- mar 2011 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 07, de 04 de novembro de 2011 Apresenta orientações para os resíduos sólidos das atividades de exploração e produção de petróleo e gás em bacias sedimentares marítimas do Brasil no ano de 2009, no âmbito do Projeto de Controle da Poluição 26 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Elaboração: Arcadis, 2019. ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 2011 Instrução Normativa Conjunta Ibama/ ICMBio n° 2, de 21 de novembro de 2011 Estabelece áreas de restrição permanente e áreas de restrição periódica para atividades de aquisição de dados sísmicos de exploração de petróleo e gás em áreas prioritárias para a conservação de mamíferos aquáticos na costa brasileira 2012 Portaria Interministerial MME/MMA n° 198, de 5 de abril de 2012 Institui a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar – AAAS, disciplinando sua relação com o processo de outorga de blocos exploratórios de petróleo e gás natural, localizados nas bacias sedimentares marítimas e terrestres, e com o processo de licenciamento ambiental dos respectivos empreendimentos e atividades 2012 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama nº 06, de 05 de setembro de 2012 Subsidia a Procuradoria Federal Especializada junto ao Ibama, no seu posicionamento em relação à consulta feita por esta Coordenação em referência à interpretação da Resolução CONAMA Nº 398/08 no que concerne à Capacidade Efetiva Diária de Recolhimento de Óleo - CEDRO 2012 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama nº 04, de 19 de outubro de 2012 Apresenta o resultado das alterações promovidas nas diretrizes para criação e manutenção do Cadastro de Unidades de Perfuração – CADUMP, após a análise das contribuições apresentadas pela indústria e de uma criteriosa revisão interna por parte da equipe técnica responsável 2012 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 10, de 12 de dezembro de 2012 Apresenta orientações metodológicas no âmbito do licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás 2012 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n°08, de 17 de dezembro de 2012 Apresenta diretrizes para a realização de vistorias e aprovação de embarcações utilizadas para pesquisas sísmicas, embarcações de suporte às atividades de produção, embarcações de resposta a emergência participantes dos Planos de Emergência Individual – PEI, dos Planos de Emergência para Vazamento de Óleo – PEVO e das plataformas de perfuração e de produção nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural 2013 Nota Informativa CGPEG/DILIC/Ibama n° 02, de 02 de setembro de 2013 Apresenta os procedimentos adotados e perspectivas em relação aos impactos ambientais das emissões de gases de efeito estufa nos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás 2013 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 03, de 20 de setembro de 2013 Apresenta diretrizes para aprovação dos Planos de Emergência Individual – PEIs, nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural 2013 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama nº 02, de 31 de setembro de 2013 Apresenta diretrizes para a apresentação da Tabela Única de Informações para Planos de Emergência Individual – PEIs e Planos de Emergência para Vazamento de Óleo – PEVOs das plataformas de perfuração e de produção nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural 2014 Instrução Normativa Ibama nº 15, de 06 de outubro de 2014 Institui o Sistema Nacional de Emergências Ambientais - SIEMA, ferramenta informatizada de comunicação de acidentes ambientais, visualização de mapas interativos e geração de dados estatísticos dos acidentes ambientais registrados pelo Ibama 2015 Resolução CONAMA n° 472, de 27 de novembro de 2015 Dispõe sobre o uso de dispersantes químicos em incidentes de poluição por óleo no mar 2015 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 02022.000089/2015-76, de 04 de dezembro de 2015 Apresenta o Guia para elaboração do Projeto de Monitoramento de Impactos de Plataformas e Embarcações sobre a Avifauna - PMAVE, nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural 2017 Resolução CNPE n° 17, de 08 de junho de 2017 Estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, define suas diretrizes e orienta o planejamento e a realização de licitações, nos termos da Lei n° 9478, de 6 de agosto de 1997, e da Lei n° 12351, de 22 de dezembro de 2010, e dá outra providência 2017 Resolução CONAMA n° 482, de 03 de outubro de 2017 Dispõe sobre a utilização da técnica de queima controlada emergencial como ação de resposta a incidentes de poluição por óleo no mar 2018 Instrução Normativa Ibama n° 1, de 2 de janeiro de 2018 Define diretrizes que regulamentam as condições ambientais de uso e descarte de fluidos, cascalhos e pastas de cimento nas atividades de perfuração marítima de poços e produção de petróleo e gás, estabelece o Projeto de Monitoramento de Fluidos e Cascalhos, e dá outras providências 2018 Instrução normativa Ibama n° 16, de 25 de junho de 2018 Apresenta complementação para o artigo 5° da Instrução Normativa Ibama n° 1/2018 2018 Nota Técnica Ibamanº 5, de 28 de dezembro de 2018 Apresenta diretrizes para a realização do Programa de Comunicação Social da Bacia de Campos 2019 Despacho n° 5398468/2019-GABIN (Processo 48610/006818/2018-11), de 22 de julho de 2019 Apresenta diretrizes que regulamentam as condições ambientais de uso e descarte de fluidos, cascalhos e pastas de cimento nas atividades de perfuração marítima de poços 27 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.1.2 - Órgãos e competências envolvidas no processo de Licenciamento Ambiental O licenciamento ambiental das atividades de E&P de petróleo e gás offshore é de responsabilidade do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – Ibama, que é uma autarquia federal dotada de personalidade jurídica de direito público, autonomia administrativa e financeira, vinculada ao Ministério do Meio Ambiente (MMA). Dentre suas finalidades, de acordo com a Lei n° 11.516/2007, está a de: “Executar ações das políticas nacionais de meio ambiente, referentes às atribuições federais, relativas ao licenciamento ambiental, ao controle da qualidade ambiental, à autorização de uso dos recursos naturais e à fiscalização, monitoramento e controle ambiental, observadas as diretrizes emanadas do Ministério do Meio Ambiente” (Artigo 5°, Inciso II). Desse modo, o Ibama é o órgão ambiental federal com competência para promover o licenciamento ambiental de empreendimentos e atividades, que, dentre outros, estejam localizados ou desenvolvidos no mar territorial, na plataforma continental ou na zona econômica exclusiva (Lei Complementar n° 140/2011, Artigo 7°, Inciso XIV, item b). O Decreto n° 8.437/2015, que regulamenta o disposto no Artigo 7º da referida Lei Complementar, estabelece os empreendimentos ou atividades que serão licenciados pelo órgão ambiental federal competente, dentre os quais (Artigo 3°): VI – Exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas seguintes hipóteses: a) exploração e avaliação de jazidas, compreendendo as atividades de aquisição sísmica, coleta de dados de fundo (piston core), perfuração de poços e teste de longa duração quando realizadas no ambiente marinho e em zona de transição terra-mar (offshore); b) produção, compreendendo as atividades de perfuração de poços, implantação de sistemas de produção e escoamento, quando realizada no ambiente marinho e em zona de transição terra-mar (offshore); e c) produção, quando realizada a partir de recurso não convencional de petróleo e gás natural, em ambiente marinho e em zona de transição terra-mar (offshore) ou terrestre (onshore), compreendendo as atividades de perfuração de poços, fraturamento hidráulico e implantação de sistemas de produção e escoamento. No âmbito da Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC), os processos de licenciamento ambiental de atividades de E&P de petróleo e gás são conduzidos pela Coordenação Geral de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Marinhos e Costeiros (CGMAC), que se encontra instalada no prédio da Gerência Executiva 28 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) do Ibama no Rio de Janeiro. A CGMAC é constituída por três coordenações relacionadas ao setor de petróleo e gás, sendo uma de Exploração, responsável pelo licenciamento das atividades de perfuração – Coordenação de Licenciamento Ambiental de Exploração de Petróleo e Gás (COEXP) –, outra de Produção – Coordenação de Licenciamento Ambiental de Produção de Petróleo e Gás (COPROD) – e a última, responsável pelas atividades de Sísmica – Coordenação de Licenciamento Ambiental de Portos, Pesquisa Sísmica Marítima e Estruturas Marítimas (COMAR). Até agosto de 2017, a COEXP e a COPROD eram subordinadas à Coordenação Geral de Petróleo e Gás (CGPEG), que foi extinta com a reestruturação da diretoria. A Figura 2.4 – apresenta o organograma da DILIC, com suas coordenações gerais e específicas. 29 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.4 – Organograma da Diretoria de Licenciamento Ambiental (DILIC) do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), responsável pela condução do processo de licenciamento ambiental Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em Ibama (2018). Coordenação Geral de Licenciamento de Empreendimentos Marinhos e Costeiros CGMAC Divisão de Compensação Ambiental DCOMP Coordenação Geral de Licenciamento de Empreendimentos Fluviais e Pontuais Terrestres CGTEF Coordenação Geral de Licenciamento de Empreendimentos Lineares Terrestres CGLIN Coordenação de Licenciamento de Dutos e Sistemas de Transmissão de Energia CODUT Serviço de Regularização Ambiental SERAD Coordenação de Licenciamento de Transportes COTRA Coordenação de Licenciamento de Portos, Pesquisa Sísmica Marítima e Estruturas Marítimas COMAR Coordenação de Licenciamento Produção de Petróleo e Gás COPROD Coordenação de Licenciamento de Exploração de Petróleo e Gás COEXP Coordenação de Licenciamento de Hidrelétricas, Hidrovias e Estruturas Fluviais COHID Divisão de Licenciamento de Energia Nuclear, Termoelétricas, Eólicas e Outras Fontes Alternativas DENEF Coordenação de Licenciamento de Mineração e Pesquisa Sísmica COMIP Divisão de Licenciamento de Empreendimentos Agropecuários, Transposições e Pequenas Estruturas Terrestres DTAPE Diretoria de Licenciamento Ambiental DILIC 30 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.1.3 - Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental No âmbito da Portaria Interministerial MME/MMA n° 198/2012 é instituída a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS), definida como uma avaliação baseada em estudo multidisciplinar, com abrangência regional, utilizada como subsídio ao planejamento estratégico de políticas públicas, auxiliando na classificação da aptidão da área avaliada para o desenvolvimento das referidas atividades ou empreendimentos e ainda a definição de recomendações a serem integradas aos processos decisórios relativos à outorga de blocos exploratórios e ao respectivo licenciamento ambiental. Nesse sentido, destacam-se como objetivos desta avaliação (Artigo 3°, Incisos I ao V): I – subsidiar ações governamentais com vistas ao desenvolvimento sustentável e ao planejamento estratégico de atividades ou empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural; II – contribuir para a classificação de aptidão de determinado espaço regional com efetivo ou potencial interesse de exploração e produção de petróleo e gás natural; III – integrar a avaliação ambiental dos processos decisórios relativos à outorga de blocos exploratórios, contribuindo para a prévia definição de aptidão da área sedimentar para atividades ou empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural; IV – promover a eficiência e aumentar a segurança jurídica nos processos de licenciamento ambiental das atividades ou empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural localizados em áreas consideradas aptas a partir da AAAS; e V – possibilitar maior racionalidade e sinergia necessárias ao desenvolvimento de estudos ambientais nos processos de licenciamento ambiental de atividades ou empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural, por meio do aproveitamento e da utilização dos dados e informações da AAAS nos referidos estudo. O Estudo Ambiental de Área Sedimentar (EAAS) é o principal instrumento da avaliação, que deve promover a análise de uma determinada área sedimentar, considerando os recursos de petróleo e gás natural potencialmente existentes e o levantamento de dados secundários das condições e características socioambientais da mesma, em função dos riscos e impactos ambientais associados às atividades petrolíferas, bem como produzir informações ambientais regionais para subsidiar o processo de licenciamento ambiental. Como resultadosdesse estudo, tem-se: 31 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) (i) classificação da área sedimentar quanto à sua aptidão para a outorga dos blocos exploratórios em áreas aptas, não aptas ou com indicação de moratória, quando pertinente; (ii) diagnóstico ambiental regional; (iii) elaboração de uma base hidrodinâmica de referência; (iv) proposição de recomendações ao licenciamento ambiental para toda a área sedimentar ou para subáreas, tais como: medidas mitigadoras específicas, exigências tecnológicas e de estudos e monitoramento específicos; e (v) proposta de prazo para revisão do EAAS. Em relação à elaboração de uma base hidrodinâmica e da simulação de dispersão de óleo, o Edital de Contratação para a elaboração da AAAS na bacia sedimentar terrestre de Solimões6 , de responsabilidade da EPE, determina as seguintes orientações (p. 28 e 29): 1) A base hidrodinâmica, que poderá ser elaborada ou utilizar uma já existente, deverá se calibrada para a região de domínio das simulações de dispersão de óleo, com o uso de dados históricos atualizados de hidrografia e meteorologia; bem como deverá abranger um período de tempo suficiente para representar alguns ciclos sazonais e representar as características de margem que possam representar ambientes de retenção de óleo. 2) Um modelo hidrodinâmico unidimensional para a bacia hidrográfica do Solimões, deverá ser utilizado ou elaborado. 3) A base hidrodinâmica deverá ser utilizada em simulações de transporte e dispersão do óleo, conforme metodologia a ser proposta pela contratada, com o objetivo de subsidiar a Avaliação de Impactos e a Análise de Riscos Ambientais, bem como os resultados previstos para o EAAS. 4) A necessidade de realização de tratamento adequado dos dados, com a devida apresentação e justificativa dos métodos empregados. 6. Edital de Licitação de Contratação de Consultoria Técnica especializada para elaboração do Estudo Ambiental de Área Sedimentar na Bacia Sedimentar Terrestre do Solimões. Disponível em: <http://www.epe.gov.br/sites-pt/acesso-ainformacao/licitacoes-e-contratos/LicitacoesArquivos/ licitacao-contrato-252/CO.EPE.004-2017%20-%20Edital.pdf>. Acesso em: 28 ago. 2019. 32 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 5) As simulações de transporte e dispersão de óleo deverão ser elaboradas considerando no mínimo doze pontos representativos da heterogeneidade da citada bacia hidrográfica, abrangendo diferentes trechos, a serem propostos pela contratada (hipóteses acidentais). Os pontos deverão ser selecionados de modo a subsidiar a Avaliação de Impactos e a Análise de Riscos Ambientais, bem como os resultados previstos para o EAAS. 6) Tais orientações não tem como objetivo o estabelecimento de uma base hidrodinâmica de referência, mas com a complexidade necessária para ser considerada nos processos de licenciamento. A responsabilidade pela realização da AAAS é compartilhada entre o Ministério de Minas e Energia (MME) e o Ministério de Meio Ambiente (MMA), em que a seleção das áreas sedimentares para a referida avaliação é feita pelo MME considerando o planejamento do setor energético, mediante consulta ao órgão ambiental competente. Ademais, a responsabilidade pela elaboração do EAAS é do MME, assim como da realização de consultas públicas. Cabe ainda destacar que cada AAAS deverá ser constituída por um Comitê Técnico de Acompanhamento (CTA) que deverá ter as seguintes atribuições (Artigo 9°, Portaria MME/MMA n° 198/2012): I – elaborar minuta de Termo de Referência do EAAS e realizar sua consolidação após consulta pública; II – conduzir os processos de consulta pública referentes ao Termo de Referência e ao EAAS; III – monitorar e garantir a efetividade da AAAS assegurando a qualidade técnica das informações geradas no estudo; IV – emitir relatório conclusivo sobre a AAAS contendo a classificação das áreas sedimentares como aptas, não aptas ou em moratória e as recomendações para o licenciamento ambiental nas áreas aptas. O CTA deverá ser formado por representantes técnicos do Ibama, do ICMBio e da ANP, com a possibilidade de participação de representantes de outros órgãos ou entidades. Até o momento de elaboração deste relatório, não foi encontrada nenhuma AAAS implementada no Brasil relacionada ao ambiente marinho. Porém, está em fase de planejamento a realização da AAAS das bacias sedimentares marítimas de Sergipe-Alagoas e Jacuípe. O CTA é integrado pelo MME, MMA, ANP, Ibama, EPE 33 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) e ICMBio, com o objetivo de monitorar e garantir a efetividade da AAAS, além de produzir relatório conclusivo acerca da avaliação, contendo a classificação das áreas sedimentares e recomendações para o licenciamento7. O Parecer Técnico do Ibama acerca da atividade de perfuração marítima na Bacia da Foz do Amazonas ressalta que a AAAS “resolveria com maior propriedade determinadas questões que dariam maior segurança, efetividade e celeridade aos processos de licenciamento ambiental” e que em “áreas de notória sensibilidade socioambiental e de nova fronteira para a indústria do petróleo, em especial onde ainda não se tem empreendimentos de produção, a AAAS se faz prioritária e essencial para uma adequada tomada de decisão” (Ibama, 2018, p. 9). Sendo assim, ressalta-se o importante papel que a AAAS pode ter nos processos de licenciamento ambiental. Explicitamente sobre a relação entre a AAAS e o processo de licenciamento ambiental, a Portaria MME/ MMA n° 198/2012 dispõe que o EAAS tem também como objetivo produzir informações ambientais de âmbito regional, bem como propor recomendações, no âmbito dos processos de licenciamento ambiental; dentre outras disposições. Ainda, todo o conhecimento técnico e as informações provenientes da AAAS, quando validados, deverão ser utilizados por todos os agentes envolvidos no procedimento de licenciamento ambiental, visando a racionalização dos estudos exigidos nesse âmbito. A Portaria MMA n° 422/2011 também indica que o Ibama poderá dispensar o empreendedor de gerar informações já disponíveis em estudos ambientais de abrangência regional (dentre outros), devidamente validados pelo órgão por ato específico. Todavia, não há nenhuma disposição legal acerca das circunstâncias em que esses estudos são exigidos, bem como demais informações acerca do conteúdo necessário e âmbito de aplicação. Em consulta a um analista do Ibama, foi indicado que esses estudos de caráter regional são definidos por ato específico, pelo Ibama, principalmente quando em áreas de sensibilidade ambiental, visto que ainda não há um procedimento instaurado para tal propósito. Um único exemplo de realização deste tipo de estudo é o Estudo Ambiental de Caráter Regional da Bacia da Foz do Amazonas, que foi elaborado em 2015 para subsidiar três processos de licenciamento ambiental das atividades de perfuração exploratória de responsabilidade das empresas BP Energy do Brasil, Total E&P do Brasil e Queiroz Galvão Exploração e Produção, no setor SFZA-AP1 da Bacia da Foz do Amazonas. Nesse caso em questão, o Ibama determinou que tais empresas apresentassem um diagnóstico ambiental da região de maneira unificada, viabilizando assim o estudo de caráter regional, visto a similaridade das atividades a serem desenvolvidas e a área geográfica contígua (AECOM, 2015). Adjacente a essa avaliação, foi realizado um Projeto de Baseline Integrado para a Margem Equatorial Brasileira, com enfoque na Bacia da Foz do Amazonas, 7. Fonte: ANP. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-emeio-ambiente/meio- ambiente/estudo-ambiental-sergipealagoas-jacuipe>. Acesso em 26 ago. 2019. 34 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) que teve o intuito de realizar campanhas de levantamento de dados em campo (e por isso denominado de campanhas de baseline), com o objetivo de incrementar o conhecimento local, bem como o fornecimento de informações paraa identificação de espécies existentes em águas oceânicas. Nesse sentido, foi possível complementar, com dados primários adicionais, os resultados apresentados no Estudo Ambiental de Caráter Regional supracitado, possibilitando uma avaliação comparativa entre os resultados do projeto de baseline e o diagnóstico ambiental integrado do estudo regional, resultando assim em uma Análise Integrada e Síntese da Qualidade Ambiental. Em 07 de dezembro de 2019, o Ibama emitiu parecer negativo acerca da licença para perfuração de poços nos blocos FZA-M-57, 86, 88, 125 e 127, afirmando que há grandes incertezas relacionadas ao Plano de Emergência Individual (PEI) proposto, com potencial de afetar os recifes biogênicos presentes na região por eventual vazamento de petróleo. O Ibama explicita as dificuldades da empresa em solucionar as questões técnicas, especialmente as relacionadas ao PEI, considerando que a região em questão é de extrema sensibilidade ambiental. Ainda destaca que foram apresentadas cinco versões do EIA, o que ressalta as dificuldades de apresentar um projeto satisfatoriamente seguro para a Bacia da Foz do Amazonas (Ibama, 2018). Por fim, cabe destacar o papel do Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás (GTPEG), que apesar de não estar mais atuante, teve inúmeras contribuições no que diz respeito à definição de áreas para as rodadas de licitação realizadas pela ANP. De acordo com a Portaria MMA n° 119/2008, o grupo de caráter consultivo foi instituído no intuito de contribuir para a elaboração de diretrizes técnicas quando da análise das questões ambientais para a definição dos blocos exploratórios e licenciamento ambiental. Destacam-se algumas das competências definidas para o GTPEG (Artigo 3°): (i) proposição de metodologia adequada para a elaboração de Guias de Licenciamento; (ii) proposição de pesquisas e estudos relacionados aos impactos das atividades de exploração e produção; (iii) proposição de diretrizes técnicas e condicionantes ambientais para o licenciamento das atividades do setor; dentre outras. No ano passado, o GTPEG deixou de existir em decorrência de uma decisão do MMA. 3.1.4 - Outorga de blocos exploratórios marítimos A outorga de blocos exploratórios é realizada por meio das Rodadas de Licitações de blocos marítimos, em que a União concede, por meio de leilões, o direito de explorar e produzir petróleo e gás natural às empresas participantes. Os leilões são preparados pela ANP, em que, a partir das diretrizes estabelecidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), são realizados estudos e indicação das áreas a serem ofertadas8. 8. Fonte: ANP. Disponível em: <http://rodadas.anp.gov.br/pt/entenda-as-rodadas/as-rodadas-de-licitacoes>. Acesso em: 08 set. 2019. 35 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Nesse sentido, destaca-se a Resolução CNPE n° 17/2017, que estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, com a definição de suas diretrizes e orientações para o planejamento e a realização de licitações. Dentre suas diretrizes, destaca-se a necessidade de: (i) promover a previsibilidade quanto ao licenciamento ambiental dos empreendimentos petrolíferos, por meio do estabelecimento de diálogo entre os atores governamentais e setoriais; e (ii) assegurar a observância das normas e procedimentos ambientais, de segurança operacional e das melhores práticas nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, de forma ambientalmente sustentável (Incisos IX e X, respectivamente). Sendo assim, considerando que as Rodadas de Licitações concedem o direito de uma empresa ou consórcio para explorar e produzir petróleo e gás natural na área concedida, o risco de encontrar ou não petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, na qual a mesma deve pagar participações governamentais, por exemplo: bônus de assinatura, royalties ou participação especial (em caso de campos de grande produção). Para tal, as empresas devem propor um Programa Exploratório Mínimo, na qual são determinadas as atividades que serão executadas, como pesquisas sísmicas, perfuração de poços etc. A cada Rodada de Licitações da ANP, as diretrizes são revisadas e atualizadas, com a publicação de uma Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que autoriza a rodada, possibilitando a publicação de um pré-edital e a minuta do contrato pela ANP, com a posterior realização de consulta e audiência pública. O direito de explorar determinada área é concedido a empresa ou consórcio que apresentar uma proposta mais vantajosa, de acordo com os critérios do edital publicado9. Há também a possibilidade de contratos no regime de partilha da produção, nas áreas localizadas no polígono do pré-sal, bem como em outras consideradas estratégicas. Assim, o CNPE decide se realizará as rodadas de partilha ou se haverá contratação direta com a Petrobras, no intuito de preservar o interesse nacional e de atender os objetivos da política energética. Quando da escolha pela licitação, os blocos ofertados são primeiramente ofertados à Petrobras, que manifesta o interesse em atuar na condição de operadora nas áreas desejadas, indicando sua participação no consórcio, observando que esta participação não poderá ser inferior a 30%. Sendo assim, as licitações de partilha são promovidas pela ANP, observando os parâmetros técnicos e econômicos e os blocos definidos em resolução da CNPE, de maneira que a empresa vencedora será aquela que oferecer ao Estado brasileiro a maior parcela de petróleo e gás natural (maior parcela do excedente em óleo)10. 9. Fonte: ANP. Disponível em: <http://rodadas.anp.gov.br/pt/concessao-de-blocos-exploratorios-1>. Acesso em: 17 dez. 2018. 10. Fonte: ANP. Disponível em: <http://rodadas.anp.gov.br/pt/entenda-as-rodadas/os-regimes-de-concessao-e-departilha>. Acesso em: 17 dez. 2018. 36 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Previamente a cada Rodada, o Ibama e o Instituto Chico Mendes (ICMBio) se manifestam em relação aos blocos marítimos a serem ofertados nas rodadas, por meio da emissão de parecer técnicos, com a apresentação de contribuições técnicas para os blocos indicados a serem considerados pela ANP. A partir disso, são elaboradas as Manifestações Conjuntas MME-MMA11 com a seleção das áreas a serem ofertadas e eventuais exclusões por restrições ambientais, conforme disposto nas Resoluções CNPE n° 08/2003 e n° 17/2017, e a apresentação das diretrizes e recomendações para o licenciamento ambiental das atividades de E&P de petróleo e gás natural nas áreas a serem ofertadas. Tais diretrizes se baseiam nos documentos gerados em reuniões técnicas, como também em informações oficiais disponíveis, a exemplo das Cartas de Sensibilidade a Derramamentos de Óleo – SAO12, e levantamentos realizados em pesquisas científicas disponíveis na base do SISBIO13 do ICMBio). A partir da 16ª Rodada de Licitações a responsabilidade de realizar tal manifestação foi delegada ao Ibama e a ANP. Cabe destacar o suporte do GTPEG, conforme mencionado anteriormente, que tinha o objetivo de apoiar tecnicamente a interlocução com o setor de exploração e produção de P&G, principalmente quanto às análises ambientais prévias à definição de áreas para outorga. Os resultados das reuniões quanto à viabilidade ambiental das áreas ofertadas davam origem a Pareceres Técnicos contendo algumas diretrizes, que orientavam a inclusão da variável ambiental nos estudos de viabilidade técnica e econômica dos projetos por parte do concessionário. 3.1.5 - O processo de Licenciamento Ambiental O processo de licenciamento ambiental propriamente dito do setor de P&G offshore ocorre embasado nas regras gerais do licenciamento ambiental federal (Resolução CONAMA n° 001/1986 e Resolução CONAMA n° 237/1997, porém com particularidades, dependendo da atividade relacionada à P&G de petróleo e gás. A descrição dos processos de licenciamento ambiental paraas atividades de pesquisa de dados sísmicos, de perfuração de poços, da implantação ou ampliação de empreendimentos marítimos de produção e escoamento de petróleo e gás, e dos Testes de Longa Duração14, tem como base o disposto na Portaria MMA n° 422/2011, e é apresentada a seguir. Também se teve como referência a Resolução n° 350/2004, a qual é direcionada ao licenciamento ambiental das atividades de pesquisa sísmica. O Quadro 2.2 apresenta uma síntese desses processos de licenciamento ambiental para as diferentes atividades envolvidas na exploração e produção de petróleo e gás offshore, com a posterior descrição detalhada deles. 11. Fonte: ANP. Disponível em: <http://rodadas.anp.gov.br/pt/oferta-permanente/diretrizes-ambientais>. Acesso em: 08 set. 2019. 12. Fonte: MMA. Disponível em: <https://www.mma.gov.br/seguranca-quimica/cartas-de-sensibilidade-ao-oleo>. Acesso em: 08 set. 2019. 13 Fonte: ICMBio. Disponível em: <http://www.icmbio.gov.br/sisbio/>. Acesso em: 08 set. 2019. 14. Os Testes de Longa Duração (TLD) são testes de poços, realizados durante a fase de exploração, com a finalidade precípua de obtenção de dados e informações para conhecimento dos reservatórios, com tempo total de fluxo superior a 72 horas. 37 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) No licenciamento das atividades de pesquisa sísmica, é necessária a obtenção da Licença de Pesquisa Sísmica-LPS junto ao Ibama, a qual autoriza a atividade de pesquisa de dados sísmicos e se estabelecem as condições, restrições e medidas de controle ambiental a serem observadas pelo empreendedor na execução da atividade. Destaca-se que pode haver a solicitação da LPS por mais de um empreendedor ao mesmo tempo, em uma mesma área, visto que as áreas podem ser parcialmente sobrepostas. Para tal propósito, diversas etapas devem ser obedecidas, conforme pode ser observado na Figura 2.6. Ressalta-se que as etapas 5, 6 e 7 descritas na figura podem ser executadas em qualquer ordem cronológica, a critério do Ibama. Nesse âmbito, apresenta-se que as atividades de pesquisa sísmica podem ser enquadradas em três classes: g Classe 1 – Pesquisas sísmicas em profundidade inferior a 50 metros ou em áreas de sensibilidade ambiental, sendo exigida a elaboração de um EIA/RIMA. g Classe 2 – Pesquisas sísmicas em profundidade entre 50 e 200 metros, sendo exigida a elaboração de Estudo Ambiental de Sísmica/Relatório de Impacto Ambiental Sísmica (EAS/RIAS). g Classe 3 – Pesquisas sísmicas em profundidade superior a 200 metros, sendo exigida a elaboração de um EAS ou Informações Complementares ao Plano de Controle Ambiental de Sísmica (PCAS). 38 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quadro 2.2 - Quadro-síntese do processo de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás offshore ATIVIDADE TIPO DE LICENÇA CLASSE DE LICENCIAMENTO ESTUDO AMBIENTAL Pesquisa de dados sísmicos marítimos e em zonas de transição terra-mar Licença de Pesquisa Sísmica (LPS) Classe 1: pesquisas sísmicas em profundidade inferior a 50 metros ou em áreas de sensibilidade ambiental Estudo Prévio de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) Classe 2: pesquisas sísmicas em profundidade entre 50 e 200 metros Estudo Ambiental de Sísmica / Relatório de Impacto Ambiental de Sísmica (EAS/RIAS) Classe 3: pesquisas sísmicas em profundidade superior a 200 metros Estudo Ambiental de Sísmica (EAS) ou Perfuração de poços no ambiente marinho Licença de Operação (LO) Classe 1: perfuração marítima em local com profundidade inferior a 50 metros ou a menos de 50 quilômetros de distância da costa ou em áreas de sensibilidade ambiental Estudo Prévio de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) Classe 2: perfuração marítima em local com profundidade entre 50 e 1000 metros, a mais de 50 quilômetros de distância da costa Estudo Ambiental de Perfuração / Relatório de Impacto Ambiental de Perfuração (EAP/RIAP) Produção e escoamento de petróleo e gás natural Licença Prévia (LP) n/a Estudo Prévio de Impacto Ambiental / Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) Licença de Instalação (LI) n/a n/a Licença de Operação (LO) n/a n/a Teste de Longa Duração (TLD) Licença Prévia (LP)* n/a Estudo Prévio de Impacto Ambiental / Relatório deImpacto Ambiental (EIA/RIMA)* Licença de Instalação (LI) n/a n/a Licença de Operação (LO) n/a n/a * Poderá ser exigido um Estudo Ambiental de Teste de Longa Duração e respectivo Relatório de Impacto Ambiental de Teste de Longa Duração (EATLD/RIATLD), se: i) envolver apenas um poço; ii) ter duração máximo de 180 dias; iii) estiver localizado a mais de 50 km de profundidade; iv) estiver localizado em águas com mais de 50 metros de profundidade. Ainda no âmbito desses critérios, não haverá exigência de LP, sendo facultativa a emissão de LI, dependendo das características do projeto. Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em Portaria MMA n° 422/2011. 39 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quando a atividade de pesquisa sísmica envolver áreas que estão situadas em mais de uma dessas classes, o enquadramento deverá ser realizado com base na sensibilidade ambiental das áreas a serem impactadas e no potencial de interferência da atividade a ser licenciada na atividade pesqueira ou em outra atividade econômica. Conforme observado para a Classe 3, pode ser exigido a elaboração de um EAS ou Informações Complementares ao PCAS. De acordo com informações obtidas em consulta a um analista do Ibama, um EAS pode ser requerido quando há um novo empreendedor, e o PCAS para quem licencia repetidamente. Para as Classes 1 e 2, a apresentação do PCAS é dispensada, visto que um EIA ou EAS conteria o conteúdo deste plano. O PCAS é o documento elaborado pelo empreendedor que prevê as medidas de controle ambiental a serem adotadas na pesquisa de dados sísmicos, além de informações sobre embarcações e equipamentos utilizados pelo empreendedor. Sendo assim, é um documento que apresenta informações sobre os navios e frota, além dos arranjos dos canhões de ar, como também informações sobre projetos ambientais padronizados. Há um procedimento específico para a submissão do PCAS ao Ibama, o qual é aprovado em processo paralelo ao de licenciamento, uma única vez, de modo que este é somente mencionado no licenciamento ambiental de uma atividade de pesquisa sísmica. Eventualmente as empresas fazem a revisão do PCAS, complementando-o. Nesse âmbito, caso o PCAS esteja aprovado, o empreendedor deverá apresentar documento de Informações Complementares ao PCAS, conforme o Termo de Referência emitido, ficando dispensado de apresentar EAS. Ademais, poderá ser facultada ao empreendedor a elaboração do PCAS, caso disposto no Termo de Referência emitido pelo Ibama. Em casos em que o empreendedor utilize os serviços de terceiros que já possua PCAS aprovado pelo Ibama, o mesmo estará dispensado de apresentar o documento em questão, porém, assumindo a corresponsabilidade pela adequada implementação das medidas previstas. De modo complementar, as informações e projetos aprovados no PCAS poderão ser aproveitados em licenciamentos de atividades de Classe 1 ou Classe 2, da mesma empresa, conforme definição pelo Ibama. 40 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.5 – Etapas do processo de licenciamento para as atividades de pesquisa sísmica Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em Portaria MMA n° 422/2011. Há também a possibilidade de o Ibama autorizar diretamente a realização de pesquisas sísmicas em Classe 3, após análise da Ficha de Caracterização da Atividade (FCA)15, dependendo de sua localização, duração ou tecnologia empregada; além de facultar ao empreendedor a elaboração do Plano de Controle Ambiental de Sísmica, de acordo com o Termo de Referência emitido. 15. Ficha de Caracterização da Atividade: documento apresentado pelo empreendedor, em conformidade com o modelo indicado pelo Ibama, em que são descritos os principais elementosque caracterizam as atividades e sua área de localização e são fornecidas informações acerca da justificativa da implantação do projeto, seu porte e a tecnologia empregada, os principais aspectos ambientais envolvidos e a existência ou não de estudos (Portaria MMA n° 422/2011). Devem ser armazenados shapefiles, em que é necessário seguir uma padronização para nomear e indexar os arquivos, mas não há uma validação do próprio do sistema acerca das informações e arquivos inseridos. LICENCIAMENTO DA PESQUISA SÍSMICA Prazo de 15 dias da data de protocolo da FCA 4 meses 1. Encaminhamento da Ficha de Caracterização da Atividade (FCA) 2. Análise das informações e enquadramento da atividade nas classes 1, 2 ou 3 3. Emissão do Termo de Referência 5. Realização de Audiência Pública ou outra forma de consulta pública, quando couber 9. Apresentação dos esclarecimentos e complementações 12. Acompanhamento das condicionantes 13. Encerramento do processo 8. Solicitação de esclarecimentos e complementações 4. Encaminhamento do Termo de Requerimento da Licença de Pesquisa Sísmica e documentação exigida no Termo de Referência 6. Realização de vistorias, quando couber 10. Emissão do parecer técnico conclusivo 11. Deferimento ou indeferimento do pedido de Licença de Pesquisa Sísmica, com a devida publicidade 7. Análise técnica da documentação apresentada e das contribuições da Audiência Pública ou outra forma de consulta pública e resultados de vistoria, quando existentes Responsabilidade do Empreendedor Responsabilidade do Ibama 41 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Por fim, há um prazo máximo de 12 meses para a decisão sobre o deferimento ou indeferimento da LPS, para as atividades enquadradas na Classe 1, e de 6 meses para as que são enquadradas nas Classes 2 e 3. A contagem desses prazos terá início com a apresentação de toda a documentação solicitada no Termo de Referência e Termo de Requerimento de Licença, a qual ainda poderá ser suspensa quando da necessidade de estudos complementares. A validade da LPS não pode ser superior a 5 anos, sendo necessária a solicitação de sua renovação com antecedência mínima de 30 dias de seu prazo de validade, ficando automaticamente prorrogada até a manifestação conclusiva do Ibama. Essa solicitação de renovação deverá ser encaminhada ao Ibama, com a apresentação de justificativas, novo cronograma da atividade, relatório parcial dos projetos ambientais e comprovação de atendimento das condicionantes da licença. Quando da solicitação de renovação da LPS para as atividades de sísmica que não tenham iniciado até sua data de validade, o Ibama considerará as possíveis alterações na avaliação de impacto ambiental realizada. No âmbito do licenciamento ambiental da perfuração de poços no ambiente marinho, é disposto a necessidade da obtenção de uma Licença de Operação (LO), a qual autoriza a atividade de perfuração marítima e se estabelecem as condições, restrições e medidas de controle ambiental a serem observadas pelo empreendedor. O fluxograma do processo de licenciamento para as atividades de perfuração de poços pode ser observado na Figura 2.6. Do mesmo modo que para a pesquisa sísmica, há necessidade do enquadramento das atividades de perfuração nas seguintes classes de licenciamento: g Classe 1 – Perfuração marítima em local com profundidade inferior a 50 metros ou a menos de 50 km de distância da costa ou em áreas de sensibilidade ambiental, sendo exigida a elaboração de um EIA/RIMA. g Classe 2 – Perfuração marítima em local com profundidade entre 50 e 1000 metros, a mais de 50 km de distância da costa, sendo exigida a elaboração de Estudo Ambiental de Perfuração/Relatório de Impacto Ambiental de Perfuração (EAP/RIAP). g Classe 3 – Perfuração marítima em local com profundidade superior a 1000 metros, a mais de 50 km de distância da costa, sendo exigida a elaboração de um Estudo Ambiental de Perfuração (EAP). A LO para as atividades de perfuração marítima terá como prazo de validade o compatível com o cronograma apresentado no processo de licenciamento, não podendo ser superior a 10 anos. A renovação da LO também deverá ser requerida com antecedência mínima de 30 dias da expiração do prazo de validade, exceto quando envolver polígonos de perfuração. Nesse último caso, a LO deverá ser solicitada com no mínimo 120 dias de antecedência, ficando a validade automaticamente prorrogada até a manifestação conclusiva do Ibama. 42 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.6 – Etapas do processo de licenciamento para as atividades de perfuração de poços Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em Portaria MMA n° 422/2011. Destaca-se ainda a previsão de licenciamento integrado de atividades de perfuração, sob a forma de polígonos de perfuração, conforme disposto no Artigo 10 da Portaria MMA n° 422/2011. Nesse âmbito, a delimitação do escopo será proposta pelo empreendedor e estabelecida pelo Ibama, com base na localização e na extensão da área geográfica, bem como o número estimado, a densidade e a localização prevista dos poços. De modo complementar, essa modalidade de licenciamento de polígonos de perfuração implica no enquadramento em Classe 1, que se destina a perfuração marítima em local com profundidade inferior a 50 metros ou a menos de 50 km de distância da costa ou em áreas de sensibilidade ambiental, sendo para tal propósito exigido a elaboração de um EIA/RIMA. Como exemplo, há a atividade de perfuração marítima da Área Geográfica da Bacia de Santos (AGBS – PETROBRAS), em que, por meio de um Termo de Ajustamento de Conduta da Bacia de Santos (TAC-BS, 2007) com o objetivo principal de regularizar o licenciamento ambiental LICENCIAMENTO DA PERFURAÇÃO DE POÇOS Prazo de 15 dias da data de protocolo da FCA 4 meses 1. Encaminhamento da Ficha de Caracterização da Atividade (FCA) 2. Análise das informações e enquadramento da atividade nas classes 1, 2 ou 3 3. Emissão do Termo de Referência 5. Realização de Audiência Pública ou outra forma de consulta pública, quando couber 9. Apresentação dos esclarecimentos e complementações 12. Acompanhamento das condicionantes 8. Solicitação de esclarecimentos e complementações 4. Encaminhamento do Termo de Requerimento da Licença de Operação de Perfuração Marítima e documentação exigida no Termo de Referência 6. Realização de vistorias, quando couber 10. Emissão do parecer técnico conclusivo 11. Deferimento ou indeferimento do pedido de Licença de Operação, com a devida publicidade 7. Análise técnica da documentação apresentada e das contribuições da audiência pública ou outra forma de consulta pública e resultados de vistoria, quando existentes Responsabilidade do Empreendedor Responsabilidade do Ibama 43 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) dos poços perfurados na bacia, foi delimitada uma área marítima com aproximadamente 145 km2 que se estende do município de Arraial do Cabo (RJ) a Florianópolis (SC). A licença de operação para perfuração foi emitida pelo Ibama em 2011, autorizando a atividade de perfuração e completação (preparação do poço para a produção) na AGBS16, com sua renovação no início de 2019. Ressalta-se também que tanto para o licenciamento ambiental das atividades de pesquisa sísmica quanto para as de perfuração de poços, há ainda a previsão pela Portaria MMA n° 422/2011 da definição de critérios alternativos para o enquadramento das atividades quando estudos ambientais de abrangência regional tiverem sido realizados nas áreas de interesse. Todavia, não há instrução específica a respeito da definição de tais critérios, bem como não foram encontradas informações acerca da execução de tal possibilidade conforme apresentado pela Portaria. No que diz respeito às atividades de produção e escoamento de petróleo e gás natural, o processo de licenciamento ambiental segue a regra geral de licenciamento trifásico, na qual é necessária a obtençãodas seguintes licenças: g Licença prévia (LP) – concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento ou atividade, aprova sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua implementação. g Licença de Instalação (LI) – autoriza a instalação do empreendimento ou atividade de acordo com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as medidas de controle ambiental e demais condicionantes, após a verificação do efetivo cumprimento do que consta da licença anterior. g Licença de Operação (LO) – autoriza a operação do empreendimento ou atividade, de acordo com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as medidas de controle ambiental e demais condicionantes após a verificação do efetivo cumprimento do que consta das licenças anteriores. As etapas do processo de licenciamento ambiental das atividades de teste de longa duração, produção e escoamento para a obtenção da LP podem ser observadas na Figura 2.7. 16. Informação obtida no site Comunica Bacia de Santos que faz parte do Programa de Comunicação Social Regional da Bacia de Santos (PCSR- BR) e que tem como finalidade apresentar informações sobre as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural desenvolvidas pela PETROBRAS na área da Bacia de Santos. Disponível em: <https://www.comunicabaciadesantos.com.br/empreendimento/agbs>. Acesso em: 11 dez. 2018. 44 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Para a solicitação da LP para essas atividades, é estabelecida a necessidade de elaboração de um EIA/ RIMA. As etapas 5, 6 e 7 descritas para o processo de obtenção da LP (Figura 2.7) podem ser executadas em qualquer ordem cronológica, a critério do Ibama. Todavia, para empreendimentos que não incluam atividades de instalação, poderá ser concedida diretamente uma Licença de Operação. E ainda, caso o empreendimento de produção e escoamento de petróleo e gás inclua atividades de perfuração em seu escopo, será necessário emitir uma Licença de Operação específica. Figura 2.7 - Etapas do processo de licenciamento para a teste de longa duração para a obtenção da licença prévia Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em Portaria MMA n° 422/2011. LICENCIAMENTO DA PRODUÇÃO, ESCOAMENTO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL E DO TESTE DE LONGA DURAÇÃO - LICENÇA PRÉVIA Prazo de 15 dias da data de protocolo da FCA 4 meses 1. Encaminhamento da Ficha de Caracterização da Atividade (FCA) 2. Análise das informações 3. Emissão do Termo de Referência 5. Realização de Audiência Pública ou outra forma de consulta pública, quando couber 9. Apresentação dos esclarecimentos e complementações 12. Acompanhamento das condicionantes 8. Solicitação de esclarecimentos e complementações 4. Encaminhamento do Termo de Requerimento de Licença Prévia 6. Realização de vistorias, quando couber 10. Emissão do parecer técnico conclusivo 11. Deferimento ou indeferimento do pedido de Licença Prévia, com a devida publicidade 7. Análise técnica da documentação apresentada e das contribuições da audiência pública ou outra forma de consulta pública e resultados de vistoria, quando existentes Responsabilidade do Empreendedor Responsabilidade do Ibama 45 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O licenciamento ambiental de Teste de Longa Duração (TLD) e as atividades de produção e escoamento de petróleo e gás natural seguirão o mesmo rito processual apresentado na Figura 2.7. Porém, também há especificidades no processo. Quando o Teste de Longa Duração tiver como características – (i) apenas um poço; (ii) ter duração máxima de 180 dias; (iii) estar localizado a mais de 50 km da costa; e (iv) estar localizado em águas com mais de 50 metros de profundidade – deverá ser elaborado um Estudo Ambiental de Teste de Longa Duração/Relatório de Impacto Ambiental de Teste de Longa Duração (EATLD/RIATLD) para emissão da LO. Não haverá exigência de LP, sendo ainda facultativa a emissão de LI, a depender das características do projeto. Ainda, a LO concedida para essa especificidade não poderá ser renovada. De modo complementar, não há possibilidade de ocorrer esse rito processual quando do agrupamento de diferentes TLDs, de maneira que deve ser seguido o processo de licenciamento regular de empreendimentos de produção e escoamento. Do mesmo modo que para as atividades de produção e escoamento de petróleo e gás, as etapas 5, 6 e 7 (Figura 2.7) podem ser executadas em qualquer ordem cronológica, a critério do Ibama. Outra similaridade entre as atividades, no âmbito do processo de obtenção da licença de instalação ou operação, é que exigências poderão ser acrescidas às já apresentadas nas licenças anteriores, de maneira justificada, caso a análise da documentação apresentada pelo empreendedor ou as contribuições recebidas no processo de licenciamento indiquem tal necessidade. Ainda, o Ibama tem um prazo máximo de 12 meses para a decisão sobre o deferimento ou indeferimento de requerimentos de LP, e 6 meses para os requerimentos de LI e LO, e de licenciamento de TLD com procedimento especial, conforme apresentado no parágrafo anterior. Em relação aos prazos de validade das licenças para as atividades de produção e escoamento de petróleo, e teste de longa duração, os mesmos também deverão ser compatíveis com o cronograma apresentados no processo de licenciamento, considerando como prazos máximos: 5 anos para a LP, 6 anos para a LI – que deverão ser solicitadas com antecedência mínima de 60 dias da data de expiração de seu prazo de validade; e 10 anos para a produção e escoamento de petróleo e gás – com a apresentação de requerimento com antecedência mínima de 120 dias da expiração do prazo de validade. Ambas ficarão automaticamente prorrogadas até a manifestação conclusiva do Ibama. Quando da emissão de uma licença ambiental, para todas as atividades relacionadas ao setor de P&G offshore, a mesma poderá ser alterada (quando se mostrar necessária), bem como pode ser suspensa ou até mesmo ser cancelada em caso de interesse público, ou ilegalidade superveniente, ou quando houver descumprimento das condicionantes dela constantes. Essa norma é estabelecida tanto pela Resolução CONAMA n° 237/1997, quanto pela Portaria MMA n° 422/2011, que dispõem que o órgão ambiental competente, no caso o Ibama, mediante decisão motivada, poderá modificar as condicionantes e as medidas de controle e adequação, suspender ou cancelar uma licença expedida, nas determinadas situações: (i) violação ou inadequação de quaisquer condicionantes ou normas legais; (ii) omissão ou falsa descrição de informações relevantes que subsidiaram a expedição da licença; (iii) superveniência de graves riscos ambientais e de saúde. 46 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Afora esses casos de revisão excepcional, em razão do interesse público, a licença ambiental está sujeita a alterações no momento da sua renovação, depois de expirado seu prazo de validade. De modo complementar, tem-se que o Ibama poderá autorizar uma modificação do projeto, no mesmo procedimento de licenciamento ambiental, fundamentalmente e mediante ato específico, desde que a mesma não implique em alteração relevante da avaliação de impacto ambiental realizada como subsídio da concessão da licença ambiental. Para tal, o empreendedor deve encaminhar informações acerca do grau de alteração da avaliação de impactos realizada em função da modificação do projeto, bem como uma justificativa quando da solicitação da modificação. Caso seja constatada modificação relevante dos impactos e riscos ambientais do projeto, o Ibama deverá exigir novo processo de licenciamento ambiental, com prazo a ser definido pelo órgão, dependendo da complexidade da modificação do projeto. Não foi observada a possibilidade de dispensa de licenciamento ou situações em que o mesmonão é obrigatório para as atividades relacionadas ao setor de petróleo e gás offshore. Em situações não previstas pela Portaria MMA n° 422/2011, caberá ao Ibama se manifestar sobre a exigibilidade de licenciamento para outras atividades marítimas de exploração e produção de petróleo. Nesse âmbito, o empreendedor deverá fornecer os subsídios necessários para que o Ibama possa avaliar o projeto, considerando as características do empreendimento e seus impactos e riscos envolvidos. Sendo assim, caso haja alguma dúvida sobre algum empreendimento relacionado, deverá ser realizada consulta específica à Coordenação de Licenciamento Ambiental de Empreendimentos Marinhos e Costeiros – CGMAC, do Ibama. Ainda, a possibilidade de o órgão licenciador adaptar fases, etapas e prazos do processo de licenciamento, caso haja alguma particularidade no empreendimento que possa representar alguma otimização no processo. Nesse caso, o projeto deverá ser encaminhado ao Ibama para que o empreendedor possa apresentar e discutir os detalhes do projeto, e assim ser avaliada a melhor forma de condução do processo de licenciamento ambiental por parte órgão ambiental. Há também a previsão de licenciamento de um conjunto de empreendimentos de produção e escoamento de petróleo e gás (Artigo 13, Inciso III, § 1, da Portaria supracitada). Nesse caso, é disposto que para empreendimentos compostos por diferentes projetos, ou que envolvem diferentes atividades, poderão ser emitidas mais de uma Licença de Instalação ou Operação, em sequência a uma única Licença Prévia. Como exemplo, destaca-se o processo de licenciamento ambiental integrado do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, em que foi emitida uma LP para cada uma das Etapas 1, 2 e 3. A Etapa 1 abrange a realização de Testes de Longa Duração e Sistemas de Produção Antecipada (SPAs), além de três unidades de produção (Projetos Pilotos e Desenvolvimento da Produção) e trechos de gasodutos para escoamento do gás produzido. A Etapa 47 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 2 consiste também em Sistemas de Produção Antecipada e sistemas de Desenvolvimento da Produção (DPs), além de gasodutos marítimos. Por fim, a Etapa 3 inclui projetos de Teste de Longa Duração, Sistemas de Produção Antecipada e Piloto de Produção de Curta Duração17. Outro aspecto relevante do processo de licenciamento ambiental do setor de petróleo e gás natural, disposto pela Portaria n° 422/2011 (Artigo 19), é a possibilidade de dispensar o empreendedor de gerar informações que já foram produzidas, validadas pelo Ibama, e que estejam disponíveis publicamente para o acesso de qualquer parte interessada em: g Estudos ambientais de abrangência regional, devidamente validados pelo Ibama por ato específico; g Estudos Ambientais de Área Sedimentar18, consolidados após Consulta Pública e validados pela Comissão Interministerial (MME e MMA) Ibama por ato específico; g Processo Administrativo de Referência; e g Outros estudos realizados sob responsabilidade, demanda ou supervisão do poder público federal, inclusive oriundos de outros processos de licenciamento ambiental, a critério do Ibama. Em relação a um Processo Administrativo de Referência, o mesmo poderá ser instaurado pelo Ibama com informações sobre equipamentos, tecnologias, insumos ou outros aspectos das atividades petrolíferas, as quais foram apresentadas pelas empresas de petróleo. Dessa maneira, possibilita-se uma otimização no acesso a essas informações que podem subsidiar os processos de licenciamento ambiental. De acordo com um analista do Ibama consultado, o Cadastro de Unidades Marítimas de Perfuração (CADUMP) é um exemplo nesse contexto, em que uma empresa de perfuração é obrigada a se cadastrar no Ibama, apresentando informações técnicas sobre a plataforma e equipamentos, visto que as Unidades Marítimas de Perfuração (UMP) normalmente são utilizadas por diferentes empresas ao longo de sua vida útil, o que requer soluções 17. Informação obtida no site Comunica Bacia de Santos. Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 1. Disponível em: <https://www. comunicabaciadesantos.com.br/empreendimento/etapa-1>. Acesso em: 11 dez. 2018. Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 2. Disponível em:<https://www.comunicabaciadesantos.com.br/empreendimento/etapa-2>. Acesso em: 11 dez. 2018. Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 3. Disponível em: <https://www.comunicabaciadesantos.com.br/noticia/petrobras-protocola-no-ibama-eiarima-referente-ao-projeto-etapa-3- do-pre-sal.html>. 18. A Portaria Interministerial MME/MMA n° 198/2012, que institui a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar, estabelece como um dos objetivos de tal avaliação, a possibilidade de maior racionalidade e sinergia necessárias ao desenvolvimento de estudos ambientais nos processos de licenciamento ambiental de atividades ou empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural, por meio do aproveitamento e da utilização dos dados e informações da AAAS nos referidos estudos (Artigo 3°, Inciso V). 48 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) administrativas específicas para o controle desses equipamentos no licenciamento ambiental de projetos. Diante disso, no intuito de evitar a apresentação de informações repetidas toda vez que uma empresa decide utilizar determinada UMP, foi definido o mecanismo de CADUMP, conforme disposto pela Nota Técnica n° 04/2012. Por fim, uma outra questão a ser observada é a necessidade de o Ibama definir áreas de período de restrição periódica em áreas prioritárias para a conservação de tartarugas marinhas na costa brasileira para as atividades de: exploração e produção de petróleo e gás, incluindo também as etapas de levantamento de dados sísmicos, perfuração de poços, instalação ou lançamento de dutos para escoamento de óleo, gás e água de produção e sondagens geotécnicas marinhas – conforme definido pela Instrução Normativa Ibama/ICMBio n° 01/2011. As áreas de restrição são previstas no Anexo I da Instrução Normativa. Em contexto semelhante, há também a Instrução Normativa Ibama/ICMBio n° 02/2011, que estabelece as áreas de restrição permanente e áreas de restrição periódica para as atividades de aquisição de dados sísmicos em áreas prioritárias para a conservação de mamíferos aquáticos na costa brasileira. As duas áreas de restrição definidas são apresentadas nos anexos da referida Instrução Normativa. É importante destacar que o estabelecimento dessas áreas e períodos de restrição podem também limitar outras atividades relacionadas à exploração e produção de óleo e gás. Nas áreas de restrição em que foram concedidos blocos petrolíferos, anteriormente à publicação desta Instrução Normativa, serão avaliados tanto em relação a aplicabilidade das restrições previstas na instrução nos processos de licenciamento ambiental, quanto no atendimento das condicionantes para a mitigação e avaliação dos impactos das atividades sobre os mamíferos marinhos. 3.1.5.1 - Triagem A necessidade do licenciamento ambiental com avaliação de impacto ambiental para as atividades de exploração e produção de P&G atualmente é aplicada pela Portaria MMA n° 422/2011, que dispõe sobre os procedimentos para o licenciamento ambiental federal de atividades e empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural no ambiente marinho e em zona de transição terra-mar, que inclui: (i) as atividades de pesquisa de dados sísmicos marítimos e em zona de transição terra-mar; (ii) as atividades de perfuração de poços no ambiente marinho; (iii) a implantação ou ampliação de empreendimentos marítimos de produção e escoamento de petróleo e gás natural; e (iv) os Testes de Longa Duração. Além disso, considerando a importância de apresentar informações suficientes sobre uma proposta para auxiliar a decisão acerca do enquadramento no processo de licenciamento ambiental por parte do órgão ambiental (SÁNCHEZ, 2013), o empreendedor deve apresentar a FCA ao Ibama – formulário eletrônicoa ser preenchido para solicitar o licenciamento ambiental de um projeto –, conforme observado nos fluxogramas do processo de licenciamento ambiental. 49 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Para tal, o Ibama disponibiliza um guia prático com orientações para o preenchimento da FCA19, a qual deve conter a descrição dos principais elementos que caracterizam as atividades e sua área de localização, bem como informações acerca da justificativa da implantação do projeto, seu porte e a tecnologia empregada, dentre outros. Há um anexo específico para a caracterização das atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo e gás tanto onshore quanto offshore20, facilitando assim o processo de enquadramento das propostas. Para as atividades de pesquisa sísmica marítima e em zonas de transição terra-mar, o Ibama fornece um modelo específico para a elaboração da FCA21. 3.1.5.2 - Determinação do Escopo Após a análise das informações inseridas na FCA, e enquadramento das atividades de pesquisa sísmica e de perfuração nas classes determinadas, o Ibama elabora o Termo de Referência (TR), no prazo de 15 dias úteis, contando a partir da data de protocolo da FCA, que apresenta o conteúdo mínimo e as orientações para a elaboração dos estudos ambientais a serem apresentados no processo de licenciamento ambiental, que poderá ter a participação do empreendedor, quando for solicitada pelo mesmo. O TR é elaborado com detalhamento compatível as classes de enquadramento das diferentes atividades que envolvem a exploração e produção de P&G, contemplando as características do empreendimento. Há também a possibilidade de o empreendedor submeter uma minuta de TR ao Ibama, geralmente tendo como base TRs emitidos para empreendimentos recentes similares e/ou localizados em uma mesma bacia sedimentar. Posteriormente, há realização de reunião entre o proponente, consultor e analistas do Ibama a fim de discutir o escopo apresentado, conforme preconizado na Instrução Normativa Ibama n° 184/2008. De modo complementar, há também a possibilidade de outras agências federais governamentais enviarem comentários sobre a minuta de TR, bem como a realização de uma visita de campo pelo Ibama (BORIONI; GALLARDO; SÁNCHEZ, 2017). Há possibilidade de prorrogação da emissão do Termo de Referência, até um máximo de 90 dias, caso o Ibama julgue necessário o encaminhamento de informações adicionais ou realização de vistoria para subsidiar a sua elaboração. 19. Guia Prático FCA – LAF. Orientações sobre o acesso ao Serviço LAF e procedimentos para Solicitação de Licenciamento. Disponível em: <https://www.ibama.gov.br/phocadownload/licenciamento/GUIA_FCA_v20140523.pdf>. Acesso em: 14 dez. 2018. 20. Guia Prático FCA – LAF. Anexo III – Setor de Petróleo e Gás. Disponível em: <http://www.ibama.gov.br/phocadownload/licenciamento/ abio/2018/2018_04_06_GUIA_PRATICO_FCA_ANEXO_3_SETOR_DE_PETROLEO_E_GAS.pdf>. Acesso em: 14 dez. 2018. 21. Modelo para elaboração de Ficha de Caracterização da Atividade – FCA. Disponível em: <https://www.ibama.gov.br/phocadownload/ licenciamento/petroleo-e-gas/diretrizes/2012-modelo-para-elaboracao-de-fca.pdf>. Acesso em: 14 dez. 2018. 50 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Especificamente às atividades de perfuração de poços, é também importante destacar que há a previsão, em casos excepcionais e de forma justificada, da solicitação de estudo preliminar de modelagem de dispersão de poluentes no mar para subsidiar o processo de elaboração do TR, conforme disposto na Portaria MMA n° 422/2011. Além disso, considerando as atividades de aquisição de dados sísmicos, apesar do processo de aprovação do PCAS não ser integrado ao de licenciamento ambiental especificamente, conforme explicitado no item 1.1.3, o Ibama determina um escopo básico com o conteúdo mínimo a ser contemplado, o qual deve incluir a identificação do empreendedor, a identificação das embarcações e os arranjos de canhões de ar; além da apresentação da equipe técnica multidisciplinar responsável pela elaboração do PCAS com a designação das áreas profissionais e registros pertinentes (Ibama, 2006). Quando da necessidade de elaboração de Informações Complementares ao PCAS submetido, para o licenciamento ambiental das atividades de pesquisa sísmica enquadradas como Classe 3, deverão ser contempladas as seguintes diretrizes (Ibama, 2012): g Identificar a atividade e o empreendedor, com a denominação oficial da atividade que foi apresentada na FCA, contendo o tipo de pesquisa a ser realizada e sua localização; a apresentação dos documentos que comprovem a regularidade da embarcação sísmica, considerando todas as exigências da Autoridade Marítima do Brasil, além do cronograma atualizado da atividade. g Apresentar informações específicas que complementem o PCAS aprovado: para o Projeto de Controle da Poluição e Projeto de Monitoramento da Biota Marinha, considerar as diretrizes já estabelecidas pelo Ibama; para o Projeto de Comunicação Social, não há necessidade de apresentar qualquer documento, assim como para o Plano de Ação de Emergência; para o Projeto de Educação Ambiental dos Trabalhadores, seguir nota técnica para a implementação do projeto e apresentação do respectivo relatório – esta nota técnica ainda não foi disponibilizada pelo Ibama. g Apresentar a equipe técnica multidisciplinar responsável pela elaboração do PCAS com a designação das áreas profissionais e registros pertinentes. Em relação aos projetos ambientais, não é necessário apresentar qualquer documento no âmbito do PCAS para o Projeto de Controle da Poluição, Projeto de Monitoramento da Biota Marinha e Projeto de Comunicação Social. Para a implementação de tais projetos, e apresentação do respectivo relatório, os mesmos deverão seguir as diretrizes específicas definidas pelo Ibama para cada projeto: Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 01/2011 (para o Projeto de Controle da Poluição; Guia de Monitoramento da Biota Marinha; e Guia de Comunicação Social em Atividades de Aquisição de Dados Sísmicos. No que se refere ao Plano de Ação de Emergência, também não há necessidade de apresentação do mesmo. Todavia, é necessária a apresentação 51 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) de informações de que o navio sísmico deverá dispor dos equipamentos de resposta a derramamentos de óleo normalmente exigidos pela autoridade marítima brasileiras e pelas normas internacionais de prevenção à poluição marinha. Há também orientação para que a operação tenha como base as melhores práticas da indústria no que se refere à preservação da poluição marinha por hidrocarbonetos (Ibama, 2006). Porém, não há nenhum normativo para a discussão de tais práticas. Em relação as atividades de perfuração marítima, a Nota Técnica CGPEG/Ibama n° 05/2009 apresenta os impactos ambientais decorrentes das atividades de perfuração marítima, no intuito de orientar a elaboração dos Termos de Referência, além dos estudos ambientais requeridos, de modo consequente. Para o Estudo de Impacto Ambiental (EIA), a Resolução CONAMA n° 001/1986 determina que o estudo deverá obedecer às seguintes diretrizes gerais: I – Contemplar todas as alternativas tecnológicas e de localização de projeto, confrontando- as com a hipótese de não execução do projeto; II – Identificar e avaliar sistematicamente os impactos ambientais gerados nas fases de implantação e operação da atividade; III – Definir os limites da área geográfica a ser direta ou indiretamente afetada pelos impactos, denominada área de influência do projeto, considerando, em todos os casos, a bacia hidrográfica no qual se localiza; IV – Considerar os planos e programas governamentais, propostos e em implantação na área de influência do projeto e sua compatibilidade. Adicionalmente, a resolução também apresenta as atividades técnicas mínimas que o EIA deverá desenvolver, a constar: I – Diagnóstico ambiental da área de influência do projeto, com a completa descriçãoe análise dos recursos ambientais e suas interações, tal como existem, de modo a caracterizar a situação ambiental da área, antes da implantação do projeto, considerando o meio físico, meio biológico e meio socioeconômico. II - Análise dos impactos ambientais do projeto e de suas alternativas, através de identificação, previsão da magnitude e interpretação da importância dos prováveis impactos relevantes, discriminando: os impactos positivos e negativos (benéficos e adversos), diretos e indiretos, imediatos e a médio e longo prazos, temporários e permanentes; seu grau de 52 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) reversibilidade; suas propriedades cumulativas e sinérgicas; a distribuição dos ônus e benefícios sociais. III – Definição das medidas mitigadoras dos impactos negativos, entre elas os equipamentos de controle e sistemas de tratamento de despejos, avaliando a eficiência de cada uma delas. IV – Elaboração do programa de acompanhamento e monitoramento (os impactos positivos e negativos, indicando os fatores e parâmetros a serem considerados). Já o Relatório de Impacto Ambiental (RIMA) deverá refletir as conclusões do EIA, de forma objetiva e adequada, em que as informações devem ser traduzidas em linguagem acessível ao público leigo, ilustradas por mapas, cartas, quadros, gráficos e demais técnicas de comunicação. Nesse âmbito, tem-se como conteúdo mínimo a ser apresentado: I – Os objetivos e justificativas do projeto, sua relação e compatibilidade com as políticas setoriais, planos e programas governamentais; II – A descrição do projeto e suas alternativas tecnológicas e locacionais, especificando para cada um deles, nas fases de construção e operação a área de influência, as matérias- primas, e mão-de-obra, as fontes de energia, os processos e técnica operacionais, os prováveis efluentes, emissões, resíduos de energia, os empregos diretos e indiretos a serem gerados; III – A síntese dos resultados dos estudos de diagnósticos ambiental da área de influência do projeto; IV – A descrição dos prováveis impactos ambientais da implantação e operação da atividade, considerando o projeto, suas alternativas, os horizontes de tempo de incidência dos impactos e indicando os métodos, técnicas e critérios adotados para sua identificação, quantificação e interpretação; V – A caracterização da qualidade ambiental futura da área de influência, comparando as diferentes situações da adoção do projeto e suas alternativas, bem como a hipótese de sua não realização; 53 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) VI – A descrição do efeito esperado das medidas mitigadoras previstas em relação aos impactos negativos, mencionando aqueles que não puderam ser evitados, e o grau de alteração esperado; VII – O programa de acompanhamento e monitoramento dos impactos; VIII – Recomendação quanto à alternativa mais favorável (conclusões e comentários de ordem geral). Para os demais estudos que podem ser exigidos no processo de licenciamento ambiental das diferentes atividades – Estudo Ambiental de Sísmica, Estudo Ambiental de Perfuração e Estudo Ambiental de Teste de Longa Duração, a elaboração dos mesmos deve seguir o determinado nos Termos de Referência. 3.1.5.3 - Orientações para a elaboração dos Estudos Ambientais Nos processos de licenciamento ambiental das atividades e empreendimentos relacionados à exploração e produção de P&G offshore são requeridos estudos ambientais relativos aos aspectos ambientais relacionados a cada atividade, conforme apresentado no item 3.1.4, sendo elaborados e apresentados como subsídio para a análise da licença requerida, com escopo e conteúdo adequados à complexidade da avaliação dos impactos e riscos envolvidos no projeto. São eles: Estudo Ambiental de Sísmica (EAS), Estudo Ambiental de Perfuração (EAP), Estudo Ambiental de Teste de Longa Duração (EATLD) e Estudo de Impacto Ambiental (EIA). O EAS é o documento elaborado pelo empreendedor que apresenta a avaliação dos impactos ambientais não significativos da atividade de pesquisa sísmica marítima nos ecossistemas marinho e costeiro, assim como o EAP para atividades de perfuração e o EATLD para a atividade de teste de longa duração. Já o EIA é um documento integrante do processo de avaliação de impacto ambiental, o qual deve atender os requisitos legais estabelecidos (de acordo com a Resolução CONAMA n° 001/1986) para a análise das consequências ambientais futuras de uma ação proposta (SÁNCHEZ, 2013). Visando orientar a identificação e avaliação de impactos ambientais no âmbito do licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás, foi elaborada a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 10/2012, que consolida orientações metodológicas específicas para o setor, auxiliando assim em avanços nos processos de licenciamento ambiental, possibilitando a criação de um banco de dados consistente acerca dos impactos ambientais associados à diferentes atividades, e otimizando os procedimentos de análise e as capacidades institucionais para a tomada de decisão. No mesmo sentido, há também a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 05/2009, que apresenta os impactos ambientais decorrentes 54 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) das atividades de perfuração marítima em águas oceânicas, com limite acima de 50 km de distância da costa ou profundidade maior que 1000 metros, auxiliando também na otimização do processo de licenciamento ambiental da referida atividade. No âmbito de elaboração do EIA, destaca-se que o mesmo deve considerar as propriedades cumulativas e sinérgicas dos impactos, além de outros fatores, conforme determinado na Resolução CONAMA n° 001/1986, para a análise dos impactos ambientais do projeto e de suas alternativas. Porém, não há outras diretrizes para a consideração dessas propriedades durante a elaboração dos EIAs. A Nota Técnica n° 05/2009 também ressalta a importância de considerar impactos cumulativos, principalmente diante da significância que os impactos podem apresentar quando combinados aos impactos de outras atividades do passado, do presente e do futuro, em um mesmo fator ambiental. As propriedades cumulativas se relacionam à capacidade de um impacto se sobrepor a outro impacto sobre um mesmo fator ou componente ambiental, no tempo e/ou espaço, o qual não está necessariamente associado ao mesmo empreendimento ou atividade em análise. Propriedades sinérgicas referem-se à capacidade de um determinado impacto potencializar outro(s) impacto(s), que também não necessitam estar associados ao mesmo empreendimento ou atividade (conforme disposto na Nota Técnica CGPEG/ DILIC/Ibama n° 10/2012). A mesma nota ainda ressalta que a simples classificação em “cumulativo” ou “não cumulativo” não é suficiente, visto a complexidade envolvida quando da interação de impactos de mesma ou diferente natureza, definindo assim a necessidade de descrever e analisar as interações dos impactos, contemplando: (i) a variedade nas características dos fatores ambientais sob influência do empreendimento; (ii) a possibilidade de interação com os impactos oriundos de outras atividades e/ou empreendimentos; e (iii) as possibilidades de interação entre os impactos ambientais e suas consequências para os fatores afetados. Sendo assim, considerando esses fatores, cada impacto analisado deverá ser classificado em uma (ou mais) categoria(s): g Não-cumulativo: quando o impacto não acumula no tempo ou no espaço; não potencializa nenhum outro impacto; não é induzido ou potencializado por nenhum outro impacto; não apresenta interação de qualquer natureza com outro(s) impacto(s); não apresenta incremento em ações passadas, presentes e razoavelmente previsíveis no futuro. g Cumulativo: quando o impacto incide sobre um fator ambiental que é afetado por outro(s) impacto(s) com relevante cumulatividade espacial e/ou temporal nos efeitos sobre o fator ambiental em questão. g Indutor: quando a ocorrênciado impacto induz a ocorrência de outro(s) impacto(s). g Induzido: quando a ocorrência do impacto é induzida por outro impacto. 55 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Sinérgico: quando há potencialização nos efeitos de um ou mais impactos em decorrência da interação espacial e/ou temporal entre eles. Diante do exposto, entende-se que na regulamentação e nas diretrizes brasileiras a cumulatividade e sinergia são tratadas apenas como atributos (ou características) dos impactos, não havendo recomendação de adoção de algum procedimento para avaliar os impactos cumulativos, conforme discutido pela literatura nacional e internacional acerca das boas práticas para a identificação e avaliação de impactos cumulativos em nível de projeto (CANTER; ROSS, 2010; SÁNCHEZ, 2013). Ainda no âmbito dessa temática, destaca-se a condução do Projeto de Avaliação de Impactos Cumulativos (PAIC) que está sendo desenvolvido22 pela Petrobras, para o atendimento às condicionantes de licença prévia, de instalação e de operação dos empreendimentos “Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 1 e Etapa 2”, que foram determinadas pelo Ibama. O projeto tem como objetivo realizar uma avaliação continuada dos efeitos cumulativos e sinérgicos percebidos entre os empreendimentos em questão e os demais empreendimentos previstos em três regiões: Baixada Santista (região 1) e Litoral Norte (região 2), no estado de São Paulo; e Sul Fluminense (região 3) e Baía de Guanabara/Maricá (região 4), no estado do Rio de Janeiro (NEMUS, 2017). Outra questão a ser integrada nos estudos ambientais é a Análise de Riscos Ambientais, que de acordo com as informações obtidas em TRs analisados, a mesma identificará os cenários acidentais e seus respectivos desdobramentos, com a avaliação das consequências para o meio ambiente, e posteriormente, a proposição de medidas que reduzam os riscos ambientais a limites toleráveis. Sendo assim, o estudo de Análise de Riscos Ambientais deve contemplar: g A descrição dos principais sistemas e subsistemas de todas as instalações envolvidas; g A análise histórica de acidentes ambientais ocorridos em atividades similares e/ou com o tipo de unidade objeto do licenciamento, que potencial ou efetivamente causaram impactos ao meio ambiente; g A identificação dos cenários acidentais possíveis de ocorrer, por meio da Análise Preliminar de Perigos (APP), com a avaliação das frequências de ocorrência; g A avaliação das consequências, considerando a modelagem da dispersão de óleo realizada, a análise de vulnerabilidade e a identificação dos componentes com valor ambiental, considerando a presença significativa dos mesmos na área afetada e a vulnerabilidade à poluição de óleo; 22. Considerando o momento de elaboração desse produto ( janeiro/2019). 56 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g O cálculo dos riscos ambientais por componente ambiental a ser atingido por óleo; g O cálculo da relação entre o tempo de recuperação do componente ambiental e o tempo de recorrência do dano; g A revisão do estudo de Análise de Riscos, contemplando medidas que promovam a melhoria da segurança ambiental; e g Apresentação de um Plano de Gerenciamento de Riscos, consolidando as medidas preventivas e mitigadoras levantadas no estudo de Análise de Riscos Ambientais, quando demonstrado que os riscos para o meio ambiente são os menores possíveis. O conteúdo mínimo deste plano é indicado nos TRs. Integrante à Análise de Riscos Ambientais de um EIA ou EAP, deve ser realizada a modelagem hidrodinâmica, com a representação das principais feições oceanográficas; a modelagem da dispersão de óleo, que apresentará a simulação da trajetória e da dispersão das manchas de óleo oriundas de acidentes de derramamento; e ainda, a modelagem da dispersão de cascalho e fluidos de perfuração que serão descartados durante as atividades de perfuração, no intuito de compreender como determinados parâmetros podem afetar o comportamento do material descartado, bem como simular sua dispersão. A modelagem de dispersão de efluentes também é exigida, visando o gerenciamento dos efluentes descartados pelo empreendimento, que se aplica tanto para a água produzida quanto para os demais efluentes descartados no mar. Nesse âmbito, a Resolução CONAMA n° 393/2007 apresenta padrões e parâmetros que devem ser observados, quando do descarte contínuo de água de processo ou de produção23 em plataformas marítimas de petróleo e gás natural. Os resultados dessas modelagens também contribuem no processo de avaliação dos impactos ambientais das atividades relacionadas. A modelagem de derramamento de óleo é utilizada para a determinação da área de influência indireta da atividade, com a definição de cenários acidentais e avaliação dos possíveis impactos, que possibilitam a elaboração de estratégias para o atendimento emergencial de acidentes no âmbito do Plano de Emergência Individual. Nesse contexto, a Informação Técnica ELPN/Ibama n° 023/2002 apresenta diretrizes para a apresentação da modelagem hidrodinâmica e de derramamento de óleo no mar. Ademais, o Ibama estabelece diretrizes nos TRs que devem ser contempladas pelo empreendedor para tal propósito. Dentre estas, destaca-se que a elaboração das modelagens deve considerar todo o período anual, 23. Água de processo ou de produção é a água normalmente produzida junto com o petróleo, doravante denominada “água produzida” (conforme definição apresentada pela Resolução CONAMA n° 393/2007). 57 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) sendo o mesmo dividido de acordo com sazonalidade, e que os modelos utilizados devem ser justificados tecnicamente, com base na literatura especializada. Ainda, a modelagem de dispersão de óleo deverá: g Utilizar nas simulações todas as características do óleo que será efetivamente produzido pelo empreendimento; g Indicar os locais em que foram realizadas as simulações de vazamento e formas de derramamentos considerados no estudo da modelagem; g Utilizar os critérios de descarga apresentados na Resolução CONAMA n° 398/08 em relação ao volume do derramamento de óleo a ser considerado na modelagem; g Descrever a trajetória do óleo por meio de uma abordagem probabilística, contemplando todas as possíveis situações ambientais obtidas com base na combinação dos resultados da modelagem hidrodinâmica com os dados de vento disponíveis; g Realizar simulações probabilísticas e determinísticas para cada ponto de risco, contemplando os critérios de descarga e as condições sazonais; dentre outros fatores. 3.1.5.4 - Análise Técnica Os estudos ambientais elaborados no processo de licenciamento para determinada atividade serão apresentados como subsídio para a análise da licença requerida pelo órgão ambiental competente, no caso em questão o Ibama, que ainda poderá solicitar esclarecimentos e complementações quando da apresentação de informações insatisfatórias. Quando a documentação solicitada no TR não for encaminhada em até um ano a partir da sua emissão, e se o empreendedor não se manifestar quanto à intensão de prosseguir com o processo, o mesmo será arquivado pelo Ibama. O Ibama também poderá considerar as opiniões de outros órgãos governamentais durante a etapa de análise técnica, conforme a Resolução CONAMA n° 237/97, que dispõe em seu Artigo 4°, § 1: O Ibama fará o licenciamento de que trata este artigo após considerar o exame técnico procedido pelos órgãos ambientais dos Estados e Municípios em que se localizar a atividade ou empreendimento, bem como, quando couber, o parecer dos demais órgãos competentes da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios, envolvidos no procedimento de licenciamento. Porém, em termos práticos esse procedimento é seguido quando as atividades offshore podem afetar Unidades de Conservação ou zonas de amortecimento. 58 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking)Dessa maneira, o Ibama envia um ofício aos órgãos a serem consultados, indicando um prazo de até 60 dias para manifestação. Ressalta-se que as opiniões recebidas dos entes não são vinculantes, porém fazem parte e auxiliam o processo de tomada de decisão do Ibama. Ainda, o Ibama consolida as informações mais relevantes das Audiências Públicas para a sua manifestação – ou outra forma de consulta pública – e dos resultados de vistorias, quando ocorrerem, além das complementações e esclarecimentos apresentados pelo empreendedor, quando for o caso, diante dos questionamentos recebidos na consulta pública. De modo complementar, o Ibama pode realizar a contratação de consultores técnicos para a análise técnica, porém, é uma prática que não vem ocorrendo no âmbito da CGMAC. Por decisão do Ibama, poderão ser emitidos pareceres técnicos parciais, em relação às análises de questões específicas acerca dos estudos ambientais apresentados. Não há um único modelo para a elaboração dos pareceres técnicos conclusivos, nem diretrizes internas para tal propósito no momento de elaboração deste relatório, de maneira que são elaborados segundo entendimento dos analistas de cada caso, elencando todos os itens e as respostas a cada um, verificando ao final se houve ou não atendimento ao item requerido. Ao final, no item de conclusão, o parecer técnico estabelece se as respostas foram ou não consideradas satisfatórias pelo Ibama, subsidiando a presidência do Ibama na tomada de decisão acerca do deferimento ou indeferimento da licença ambiental requerida, com a previsão das condicionantes da licença. Em casos de uma anuência para a inclusão ou mudança de uma Unidade Marítima, sonda ou equipamento – é informado na conclusão de que esta encontra-se em conformidade com os padrões ambientais exigidos pela legislação brasileira pertinente, sendo considerada apta para ser incluída na atividade submetida ao processo de licenciamento ambiental. Não foram encontradas informações sobre o tempo médio de análise pelo Ibama dos estudos ambientais submetidos ao processo de licenciamento ambiental. 3.1.5.5 - Participação Pública A participação pública no processo de licenciamento ambiental de um empreendimento ocorre principalmente por meio da realização de Audiência Pública – prevista nas principais legislações com diretrizes para o licenciamento ambiental – para a apresentação das informações sobre o projeto e seus impactos ambientais, além da discussão do RIMA. Sendo assim, é prevista para as atividades em que há exigência para a elaboração de um EIA/RIMA. A principal finalidade da Audiência Pública é a de expor aos interessados “o conteúdo do produto em análise e do seu referido RIMA, sanando dúvidas e recolhendo críticas e sugestões relacionados ao projeto”. De modo complementar, a Audiência Pública tem caráter consultivo, de maneira que a deliberação acerca dos comentários e colocações fica a critério do Ibama. 59 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De acordo com a Resolução CONAMA n° 009/1987, a Audiência Pública será realizada pelo Órgão de Meio Ambiente, no caso o Ibama, sempre que julgar necessário, ou quando for solicitada por entidade civil, pelo Ministério Público, ou ainda por 50 ou mais cidadãos. A partir da data de recebimento do RIMA, que deve ser elaborado de forma objetiva e em linguagem adequada, o referido órgão deverá publicar um edital e anunciar pela imprensa local a abertura do prazo para solicitação de Audiência Pública, que será no mínimo de 45 dias, além de informar sobre os locais onde o RIMA estará disponível. O RIMA também deverá ficar disponível no site do Ibama e nos locais indicados no edital. A licença ambiental concedida, sem a realização de Audiência Pública solicitada, não terá validade. A Audiência Pública deverá ocorrer em local acessível aos interessados. Em casos de diferentes localizações geográficas dos solicitantes, e da complexidade do tema, poderão ser realizadas mais de uma audiência pública sobre o conteúdo do mesmo projeto. Deverão participar, basicamente, quatro grupos de atores: g O Ibama, que coordena a realização da audiência e registra as questões relevantes suscitadas para fins decisórios subsequentes; g O empreendedor, que organiza a realização da audiência pública, apresenta o empreendimento, responde aos questionamentos referentes ao projeto e arca com os custos correspondentes; g A equipe responsável pela elaboração do EIA/RIMA, que apresenta o estudo técnico, responde tecnicamente pelo seu conteúdo e responde aos questionamentos referentes aos estudos realizados; e g O público presente, que apresenta suas dúvidas ou questionamentos. As Audiências Públicas são gravadas em vídeo e transcritas em sua totalidade para registro e serão consideradas na etapa de análise técnica pelo órgão ambiental para emissão de parecer técnico conclusivo acerca do projeto. Há ainda a possibilidade de realização de uma Reunião Técnica Informativa (RTI) para atividades com impactos ambientais não significativos, a qual é prevista na Resolução CONAMA n° 350/2004 para atividade sísmica não potencialmente causadoras de significativa degradação ambiental. Há a publicação da realização de tal reunião, bem como a mesma deverá ser divulgada pelo empreendedor. Assim como a Audiência Pública, a RTI deve ser promovida pelo Ibama, sempre que julgar necessário, ou quando for solicitado por entidade civil, pelo Ministério Público, ou por 50 (cinquenta) pessoas maiores de dezoito anos. Essa reunião deverá ser realizada em até 20 dias a contar da data de solicitação de sua realização e deverá ser divulgada pelo empreendedor em órgãos de imprensa local, na qual deverão comparecer, em caráter obrigatório, o 60 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) empreendedor, as equipes técnicas responsáveis pela elaboração do EAS/RIAS. Ademais, qualquer pessoa poderá se manifestar por escrito no prazo de 40 dias da publicação do requerimento de licença nos termos da resolução supracitada, cabendo ao Ibama reunir as manifestações ao processo de licenciamento ambiental para fundamentar a decisão acerca da emissão da licença ambiental. Cabe destacar ainda que todos os estudos, projetos, programa e relatórios entregues ao Ibama deverão ser encaminhados tanto em formato impresso quanto em digital, possibilitando que os mesmos sejam disponibilizados na internet pelo Ibama, facilitando assim o processo de participação pública. A Portaria MMA n° 422/2011 também reforça que o Ibama deverá disponibilizar na rede mundial de computadores, por meio de um portal, as informações sobre os processos de licenciamento ambiental relacionados ao setor de petróleo e gás offshore, incluindo os documentos elaborados no processo (como termos de referência e estudos de impacto ambiental), bem como as complementações e revisões. Ainda estabelece que o Ibama deverá disponibilizar os documentos e informações em um prazo máximo de 30 (trinta) dias após sua inclusão no processo de licenciamento ambiental, os quais deverão permanecer na rede por, no mínimo, um ano após o encerramento do processo administrativo de licenciamento. Em relação aos relatórios de linguagem não- técnica, os mesmos só serão disponibilizados quando aprovados pelo Ibama. Por fim, não foram encontradas informações acerca de oitivas específicas para a comunicação com pescadores tradicionais. 3.1.5.6 - Tomada de Decisão Em relação ao processo de tomada de decisão, destaca-se que o Ibama tem um prazo para se manifestar de forma conclusiva sobre os estudos apresentados. Para o licenciamento da pesquisa sísmica, o prazo máximo para a decisão do Ibama é de 12 meses quando do licenciamento de atividades enquadradas na Classe 1, e de 6 meses para atividades das Classes 2 e 3. Esse prazo tem início com a apresentação da documentação necessária, solicitada no TR e no Termo de Requerimento da Licença, podendo ser suspenso durante a elaboração dos estudos ambientais complementaresou preparação de complementações e esclarecimentos solicitados pelo Ibama. Sendo assim, os prazos poderão ser alterados, desde que sejam devidamente justificados, e com concordância do empreendedor. Do mesmo modo, para o licenciamento da perfuração de poços o Ibama tem um prazo máximo para decisão de 12 meses quando do licenciamento de atividades enquadradas na Classe 1 ou 6 meses para as Classes 2 e 3. As regras para a contagem do prazo são também as mesmas. Para tais atividades, o detalhamento dos programas ambientais a serem executados já são apresentados de maneira integrada aos estudos elaborados para a obtenção da licença. Para o licenciamento da produção, escoamento de petróleo e gás e do Teste de Longa Duração o prazo máximo para a manifestação do Ibama acerca do deferimento ou indeferimento de requerimento de Licença 61 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Prévia é de 12 meses, e de 6 meses para a Licença de Instalação ou Licença de Operação e para caso específico de licenciamento relacionado ao TLD. Permanecem também as regras para a contagem dos prazos. Na maioria dos casos desses licenciamentos, o detalhamento dos programas ambientais que serão implementados já são apresentados quando da solicitação da LP, visto que o processo de obtenção da LI e LO são geralmente muito próximos – em cerca de 2 a 3 meses tem-se estas duas licenças, mas que pode variar de caso a caso. Uma exceção, sem previsão legal, é quando há empreendimentos com dutos, em que há necessidade de uma maior discussão e detalhamento para a solicitação da LI24. O processo de tomada de decisão acerca do licenciamento ambiental de determinada atividade envolve a Coordenação de área, Coordenação-Geral e Diretoria do Ibama, com a decisão final efetivada pelo presidente do Ibama, que pode não concordar com a manifestação técnica. Nesses casos, a tomada de decisão por parte do presidente pode ser realizada mediante consulta ao Conselho Gestor (composto pelos Diretores e Presidência), os quais deliberam acerca da viabilidade ambiental do empreendimento. Por fim, após a finalização do processo, o recebimento da licença deve ser publicado em Diário Oficial e jornal de grande circulação na região (de acordo com as diretrizes da Resolução CONAMA n° 06/1986) pelo empreendedor, ou em caso de indeferimento, o Ibama publica o mesmo no Diário Oficial da União (ARCADIS, 2015). 3.1.5.7 - Acompanhamento e Monitoramento A etapa de acompanhamento e monitoramento ocorre com a implementação dos programas ambientais previstos durante o processo de licenciamento, como condicionantes da licença ambiental emitida. Os principais planos, programas e projetos ambientais requeridos são: g Projeto de Monitoramento Ambiental (PMA); g Projeto de Controle da Poluição (PCP); g Projeto de Comunicação Social (PCS); g Programa de Educação Ambiental (PEA); g Plano de Emergência Individual (PEI); g Plano de Emergência para Vazamento de Óleo (PEVOs); g Projeto de Monitoramento de Impactos de Plataformas e Embarcações sobre Avifauna (PMAVE); 24. Informação obtida em consulta à especialista do Ibama. 62 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Projeto de Monitoramento da Biota Marinha; g Projeto de Monitoramento de Fluídos e Cascalhos (PMFC); g Projeto de Treinamento Ambiental dos Trabalhadores (PEAT); g Projeto de Monitoramento Acústico Passivo (MAP); g Projeto de Desativação. No intuito de orientar a elaboração e condução desses projetos/programas/planos, o Ibama disponibilizou orientações e guias sobre o formato a ser apresentado, bem como o conteúdo necessário para cada um, que podem ser complementados com as orientações dos Termos de Referência. Para o Projeto de Monitoramento Ambiental (PMA), Projeto de Treinamento Ambiental dos Trabalhadores (PEAT) e o Projeto de Monitoramento Acústico Passivo (MAP) não foi encontrado guia ou orientações. O Projeto de Controle da Poluição, para as atividades de pesquisa sísmica, perfuração e produção e escoamento, deve ser conduzido no intuito de minimizar a poluição causada pela geração de resíduos a bordo das unidades marítimas e embarcações, em sua disposição em terra, bem como o descarte de rejeitos no mar e as emissões atmosféricas (de acordo com a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 01/2011). Nesse sentido, os objetivos do PCP são: (i) gerar o mínimo possível de resíduos sólidos, efluentes líquidos e emissões atmosféricas; (ii) reciclar o máximo possível os resíduos desembarcados; (iii) proceder à disposição final adequada, isto é, de acordo com as normas legais vigentes, de todos os resíduos desembarcados e não reciclados; (iv) buscar procedimentos que minimizem a poluição gerada pelas emissões atmosféricas e pelos resíduos sólidos e efluentes líquidos passíveis de descarte no mar; e (v) aprimorar continuamente os procedimentos citados nos itens anteriores. No mesmo âmbito do PCP, há ainda a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 07/2011, que apresenta resultados consolidados de relatórios com informações sobre geração e destinação final dos resíduos sólidos dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo (ano base 2009), visando a padronização de procedimentos de análise de estudos e relatórios ambientais, bem como o aprimoramento do acompanhamento da implementação das medidas mitigadoras. Sendo assim, as informações apresentadas podem auxiliar a condução desses projetos na etapa de monitoramento. Em relação ao Projeto de Comunicação Social, o Ibama disponibiliza um guia para nortear a implementação do projeto, no âmbito das operações de sísmica marítima 3D, enquadradas na classe 325. O PCS deve ter como objetivo informar sobre os aspectos da pesquisa geofísica a ser realizada, especialmente aqueles relacionados aos impactos efetivos e potenciais, bem como as medidas mitigadoras a serem adotadas pelo empreendedor e a legislação aplicada à operação. Para tal, o empreendedor deve identificar o público-alvo, que 25. Guia de Comunicação Social em Atividades de Aquisição de Dados Sísmicos – Classe 3 (Abril 2005). Disponível em: <http://www.ibama.gov. br/phocadownload/licenciamento/petroleo-e-gas/diretrizes/2005-guia-de-comunicacao-social-em-ativid-de-aquisicao-de-dados-sismicos- classe3.pdf>. Acesso em: 20 jan. 2019. 63 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) deve contemplar a totalidade dos grupos de interesse que utilizam o espaço marinho relativo a cada pesquisa geofísica; iniciar o projeto no período máximo de 10 dias antes do início das atividades de aquisição de dados geofísicos marítimos; e prever instrumentos de divulgação que facilitem a transmissão das informações em linguagem clara e objetiva. A avaliação das ações efetuadas deve ser realizada mediante a definição de metas e indicadores. O Programa de Educação Ambiental deve apresentar um conjunto mínimo de ações que devem compor o programa, de caráter regional, junto a um público específico, conforme estabelecido pela Nota Técnica CGPEG/ DILIC/Ibama n° 01/2010. Desse modo, são definidas linhas de ações específicas diante da necessidade de: (i) garantir o alinhamento entre as ações que serão desenvolvidas nos programas de educação ambiental regionais; (ii) direcionar as diferentes linhas de ação e seus processos educativos de modo que venham a convergir para uma efetiva gestão ambiental regional; (iii) garantir que os processos educativos estejam voltados para a mitigação dos impactos da atividade licenciada; (iv) otimizar o processo de licenciamento, esclarecendo quais são os objetivos da coordenação responsável pelo licenciamento; e (v) reduzir a criação de expectativas por parte dos grupos sociais envolvidos na realização dos diagnósticos participativos. Ainda, é definido que os Planos de Compensação da Atividade Pesqueira (PCAPs) devem ser integrados aos PEAs existentes nos campos de produção de outras bacias sedimentares, contemplando os impactos provenientes dos empreendimentos sobre a atividade pesqueira das comunidadestradicionais. De modo complementar, a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 02/2010 apresenta alterações na nota supracitada, considerando as sugestões apresentadas durante um processo de consulta pública, além de esclarecimentos adicionais. Em relação ao Plano de Emergência Individual (PEI), a Resolução CONAMA n° 398/2008 dispõe sobre o conteúdo mínimo para incidentes de poluição por óleo em águas sob jurisdição nacional, o qual deverá garantir a capacidade da instalação para executar, de imediato, as ações de respostas previstas para atendimento aos incidentes de poluição por óleo, nos seus diversos tipos. Sendo assim, o PEI deve contemplar os procedimentos e conteúdo mínimo definidos nesta resolução, bem como abordar a sensibilidade ambiental na região em que o projeto está localizado, quando da análise de áreas vulneráveis. Ademais, o PEI também deverá atender as diretrizes estabelecidas na Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 03/2012, as quais poderão ser mais restritivas em função da avaliação técnica do Ibama. Destaca-se, como uma das diretrizes, a necessidade de uma avaliação pré-operacional (APO), que constará de um exercício de resposta a um vazamento de óleo, na qual será avaliada a capacidade da empresa em executar satisfatoriamente as estratégicas indicadas no PEI. A necessidade de realização da APO é determinada para a aprovação do PEI de atividades em áreas ambientalmente sensíveis. De modo complementar, a Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 02/2012 apresenta as diretrizes para a apresentação da Tabela Única de Informações, tanto para os PEIs quanto para os Planos de Emergência para Vazamento de Óleo (PEVOs). As tabelas têm como objetivo reunir em um mesmo documento 64 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) informações básicas e objetivas desses planos, de maneira que otimize o acompanhamento das alterações ocorridas de forma simples e imediata. No que se refere ao Projeto de Monitoramento de Impactos de Plataforma e Embarcações sobre a Avifauna (PMAVE), a Nota Técnica CGPEG/Ibama n° 02022.000089/2015-76 apresenta diretrizes para sua elaboração, o qual deve ser implantado em todas as unidades de perfuração e produção. Em relação a embarcações, a implementação do PMAVE será avaliada durante os processos de licenciamento ambiental, considerando as características da atividade, sensibilidade ambiental da região e matriz de impactos ambientais. Tendo em vista que o PMAVE é limitado a eventos incidentais e periódicos, podem ser solicitados projetos complementares para a adoção de uma estratégia mais abrangente de monitoramento. O Ibama também disponibiliza o “Guia de Monitoramento da Biota Marinha em Pesquisas Sísmicas Marítimas”26, referente ao Projeto de Monitoramento da Biota Marinha, que estabelece os procedimentos obrigatórios de mitigação pelo Ibama como condicionante das Licenças de Pesquisa Sísmica, a ser realizado a bordo da embarcação sísmica. Outros projetos complementares, mais restritivos, também poderão ser exigidos, dependendo da localização da atividade. O projeto tem como objetivos: (i) implementar medidas de mitigação do impacto da pesquisa sísmica sobre mamíferos e quelônios marinhos; e (ii) gerar dados padronizados sobre a ocorrência e comportamento desses grupos para aprofundar o entendimento dos possíveis efeitos causados pelos disparos de canhões de ar. O Projeto de Monitoramento de Fluidos e Cascalhos (PMFC) para as atividades de perfuração marítima e produção de petróleo e gás, em que o uso e descarte de fluidos, cascalhos e pastas de cimento devem obedecer aos critérios definidos na Instrução Normativa Ibama n° 1/2018. Há também o Despacho n° 5398468/2019-GABIN, que apresenta as diretrizes que regulamentam as condições ambientais de uso e descarte de fluidos, cascalhos e pastas de cimento nas atividades de perfuração marítima de poços. Em relação ao Projeto de Monitoramento Ambiental, que tem como objetivo acompanhar quaisquer alterações provenientes das diversas atividades sobre os meios físico e biótico, e ao Projeto de Treinamento Ambiental dos Trabalhadores, não foram encontradas notas técnicas, nem guias, que orientem previamente a elaboração desses projetos. Sendo assim, as diretrizes devem ser apresentadas no Termo de Referência relacionado ao projeto submetido ao licenciamento ambiental. No que tange à desativação das atividades, recentemente tem sido incluído pelo Ibama uma condicionante relacionada à necessidade de o empreendedor apresentar um projeto de descomissionamento para análise. 26. Fonte: Ibama. Disponível em: <http://www.ibama.gov.br/phocadownload/licenciamento/petroleo-e-gas/diretrizes/2018-11-01-ibama-guia_ de_monitoramento_da_biota_marinha_outubro.pdf>. Acesso em: 20 jan. 2019. 65 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) No momento de elaboração deste relatório, havia informação de que a ANP estava elaborando uma Resolução específica com diretrizes para o descomissionamento com a colaboração do Ibama. Ainda sob esse contexto, a Portaria MMA n° 422/2011 estabelece que poderá ser admitida a implementação de programas ambientais regionais, para uma mesma área de concentração de empreendimentos, compartilhados ou não entre as empresas, em complementação ou substituição aos projetos ambientais individuais, desde que definida responsabilidade pela sua execução. Como exemplo, tem-se o Programa de Comunicação Social Regional da Bacia de Santos, que tem como objetivo implementar ações de comunicação junto aos públicos prioritários das áreas de influência dos empreendimentos marítimos da Petrobras na Bacia de Santos27. Ademais, há a necessidade da elaboração de relatórios periódicos sobre o andamento de cada programa ambiental, de acordo com o estabelecido na licença ambiental emitida, os quais são analisados pelo Ibama, visando averiguar a eficácia na mitigação dos impactos ambientais previstos, bem como a identificação do potencial de novos impactos ambientais. Caso haja não conformidades ou omissões, o empreendedor será formalizado para se ajustar, refazer ou mesmo ser multado, dependendo da gravidade dessas não conformidades e/ou omissões. Nessa etapa, também poderão ocorrer vistorias quando forem consideradas necessárias pelo Ibama. Os pareceres são emitidos de acordo com a gravidade do que for observado pelo Ibama, sem prazos pré-definidos. Não foram encontradas informações acerca da utilização de indicadores de eficácia relacionados a esses monitoramentos pelo Ibama. Cabe também destacar que o Ibama tem a função de fiscalizar as plataformas e as unidades de apoio quando em operação. Além disso, a ANP também exerce atividades de fiscalização das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, conforme disposto na Lei Federal n° 9.478/1997 – que dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências (ANP, 2018a). A referida lei estabelece em seu artigo 8° que: 27. Fonte: Petrobras. Programa de Comunicação Social Regional da Bacia de Santos (PCSR-BS). Disponível em: <https://www.comunicabaciadesantos. com.br/programa-ambiental/programa-de-comunicacao-social-regional-da-bacia-de-santos-pcsr-bs.html>. Acesso em: 20 jan. 2019. 66 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 28. Fonte: Ibama. Disponível em: <http://www.ibama.gov.br/sistemas/sislic>. 29. Consulta aos processos de licenciamento. Disponível em: <https://servicos.ibama.gov.br/licenciamento/consulta_empreendimentos.php>. 30. Consulta às licenças emitidas por ano. Disponível em: <https://servicos.ibama.gov.br/licenciamento/consulta_rel_licencia_por_ano.php>. Art. 8° A ANP terá como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis, cabendo-lhe: (...) Sendo assim, a fiscalização – realizada por meio deauditorias com a coleta de amostras e análise de dados e evidências – tem como objetivo prevenir as falhas na segurança quando da operação das instalações nas plataformas, visando evitar danos ambientais, à vida e ao patrimônio (ANP, 2018a). 3.1.6 - Aspectos Institucionais 3.1.6.1 - Gestão da informação e Gestão do Conhecimento O Ibama dispõe de um Sistema de Licenciamento Ambiental Federal (SisLic)28, que é uma ferramenta desenvolvida para sistematizar toda a informação produzida sobre os empreendimentos e atividades que tramitam pela Diretoria de Licenciamento Ambiental, bem como disponibilizá-la para o público externo ao Ibama. O empreendedor deve obedecer aos procedimentos para o licenciamento ambiental federal, conforme exposto nas Figura 2.5, Figura 2.6 e Figura 2.7, dependendo da atividade, utilizando para tal propósito o SisLic e demais sistemas disponibilizados pelo Ibama como ferramentas operacionais. Para consultar as informações e documentos dos processos de licenciamento ambiental no âmbito do SisLic, são disponibilizadas quatro possibilidades, de acesso público: g Consulta aos processos de licenciamento ambiental29, no qual é possível realizar a busca por meio do número do processo, nome do empreendedor, nome do empreendimento, tipologia, estado, município, licença emitida, número/ano da licença e nome do rio. Como resultado, é possível observar informações do empreendimento, informações do processo, bem como documentos do processo; g Consulta às licenças emitidas por ano30, em que pode ser gerado um relatório do ano desejado, com informações sobre o tipo de licença, número da licença, datas de emissão e de vencimento, nome do empreendimento, do empreendedor, número do processo e a tipologia associada; 67 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Consulta às licenças emitidas por período31, em que, do mesmo modo que a consulta anterior, é gerado um relatório com as mesmas informações, porém considerando um período de tempo desejado para a licenças emitidas; e g Consulta a Fichas de Caracterização da Atividade32. Há ainda a possibilidade de consulta aos estudos ambientais, bem como outros documentos pertinentes ao processo de licenciamento ambiental, por meio de um repositório organizado por tipologia e seguida dos empreendimentos relacionados. Há uma pasta denominada “petróleo”, com subpastas para as atividades de perfuração, produção e sísmica, além de outra pasta de temas especiais, contendo projetos de monitoramento, dentre outros documentos33. Caso um documento desejado não esteja disponível, deverá ser realizado contato com a Coordenação responsável pelo empreendimento para que esse seja incluído no sistema. Ou ainda, quando da necessidade de acesso ao processo integral de volumes ou partes de um processo, deve ser preenchido um formulário para pedido de vista ou de cópia de processos administrativos, conforme consta no Anexo I, da Instrução Normativa n° 02/2013, além de observar as demais disposições da referida resolução. Não há um setor específico para a organização e disponibilização dos documentos e o sistema ainda pode passar períodos desatualizado. De modo complementar, há o Sistema Eletrônico de Informações (SEI)34 em que pessoas físicas ou jurídicas que tenham demandas em processos administrativos no Ibama podem se cadastrar, no intuito de consultar e acompanhar seus processos, assinaturas de contratos, convênios, termos, dentre outros documentos, não sendo, portanto, uma ferramenta exclusiva de gestão processual dos documentos do licenciamento ambiental. Cabe destacar que, quando da elaboração deste produto, estava em andamento o desenvolvimento de um sistema de gestão de demandas pelo Ibama, em parceria com o Ministério da Economia, com o intuito de controlar o fluxo interno do licenciamento para a fase de licenciamento prévio, bem como a interação com os órgãos envolvidos no licenciamento ambiental, por meio do encaminhamento de suas contribuições pelo 31. Consulta às licenças emitidas por período. Disponível em: <https://servicos.ibama.gov.br/licenciamento/consulta_rel_licencia_por_periodo.php> 32. Fonte: Ibama. Disponível em: <https://servicos.ibama.gov.br/siga/empreendedor/arquivo-shp/download-estruturas>. 33. Fonte: Ibama. Disponível em: <http://licenciamento.ibama.gov.br/Petroleo/>. 34. Fonte: Ibama. Disponível em: <https://sei.ibama.gov.br/sip/login.php?sigla_orgao_sistema=ibama&sigla_sistema=SEI>. 68 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) sistema. Tal sistema faz parte da proposta do Governo Digital e será hospedado no site de serviços para o cidadão35. Por fim, também se destaca o lançamento do Banco de Dados Ambientais (BDA)36, em parceria entre ANP e Ibama, que tem como objetivo reunir em uma única base de dados os dados e informações de pesquisas realizadas no âmbito dos processos de licenciamento ambiental do setor, tanto as relacionadas à produção quanto à exploração de petróleo. O BDA também integrará informações de diversos bancos de dados ambientais, como por exemplo a base International Association of Geophysical Constractors – IAGC, que agrega os dados de programas de monitoramento no âmbito das atividades de aquisição de dados sísmicos realizados na costa brasileira37. Em relação a adoção de procedimentos formais para uma melhor gestão do conhecimento que é produzido nos processos de licenciamento ambiental do setor de petróleo, destaca-se a elaboração de guias, e outros documentos, que são muitas vezes desenvolvidos em conjunto ou separadamente por grupos de estudo formados por representantes da indústria, da academia e/ou por consultores especialistas. Esses grupos podem ser coordenados pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), que conduzem as propostas finais ou anuências para a análise e discussão da CGMAC, que poderá ainda introduzir complementações com a formalização ou não da sua utilização no processo de licenciamento ambiental. O Quadro 2.3 apresenta exemplos de documentos que foram desenvolvidos nesse âmbito, os quais possibilitam a disseminação de conhecimento que permeiam a temática das atividades de exploração e produção de petróleo e gás. 35. Fonte: Governo do Brasil. Acesso em: <https://www.gov.br/pt-br/>. 36. BDA - Banco de Dados Ambientais. Disponível em: <http://bdep.ambiental.anp.gov.br/>. 37. ANP lança Banco de Dados Ambientais. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4792-anp-lanca-banco-de-dados-ambientais>. Acesso em 23 set. 2019. 69 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quadro 2.3 - Documentos elaborados no âmbito da CGMAC ANO DOCUMENTO OBJETIVO 2005 Guia de Comunicação Social em Atividades de Aquisição de dados Sísmicos – Classe 3 Nortear a implementação do Projeto de Comunicação Social no âmbito das operações de sísmica marítima 3D, enquadradas na classe 3, conforme Resolução CONAMA n° 350/04 2005 Guia passo-a-passo para o licenciamento ambiental da atividade de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zona de transição Apresentar aos interessados na atividade de aquisição de dados sísmicos marítimos e em zona de transição os procedimentos necessários ao licenciamento ambiental junto ao Ibama 2006 Termo de Referência para a Elaboração de Plano de Controle Ambiental de Sísmica - PCAS Determinar o escopo básico para a elaboração do Plano de Controle Ambiental de Sísmica 2011 Nota Técnica CGPEG/DILIC/Ibama n° 01, de 22 de março de 2011 Apresenta diretrizes para apresentação, implementação e para elaboração de relatórios relacionados ao Projeto de Controle da Poluição, nos processos de licenciamento ambiental dos empreendimentos marítimos de exploração e produção de petróleo e gás 2012 Guia passo-a-passo para o Licenciamento Ambiental da Atividade de Pesquisa Sísmica Marítima e em Zona de Transição Terra-Mar Apresentar aos interessados na atividade de pesquisa sísmica marítima e em zona de transição terra- mar os procedimentos necessários ao licenciamentoambiental junto ao Ibama 2012 Modelo para elaboração da Ficha de Caracterização da Atividade – FCA Estabelecer um modelo para a apresentação da FCA por parte do empreendedor, com o objetivo de garantir que as informações essenciais para o enquadramento do projeto nas classes de licenciamento estejam incluídas na FCA. O modelo se refere ao processo de licenciamento ambiental para atividades de pesquisa sísmica marítima e em zonas de transição terra-mar 2012 Termo de Referência para Elaboração de Informações complementares Apresentar diretrizes para a elaboração e apresentação das Informações Complementares ao Plano de Controle Ambiental de Sísmica, como procedimento para a obtenção da Licença de Pesquisa Sísmica atividades enquadradas em Classe 3, de acordo com a Portaria MMA n° 422/2011 2014 Guia Prático I – LAF – ANEXO III – Setor de Petróleo e Gás Apresentar orientações para o preenchimento da FCA para atividades de pesquisa, lavra e transporte de hidrocarbonetos nos estados líquidos e gasoso, tanto em ambientes intracontinentais (onshore), quanto ambientais marítimas (offshore) 2018 Guia de Monitoramento da Biota Marinha em Pesquisas Sísmicas Marítimas Orientar o empreendedor e seus contratados sobre como implementar adequadamente as medidas mitigadoras e de monitoramento exigidas pelo Ibama, no âmbito do Projeto de Monitoramento da Biota Marinha Elaboração: Arcadis, 2019. 3.1.7 - Discussões sobre a prática atual do Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental A prática atual do processo de licenciamento ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental – AIA, para o setor de petróleo e gás offshore no Brasil, tem sido discutida por diversos autores relacionada a diferentes aspectos. Alguns exemplos dessa discussão são apresentados a seguir. Silva e Meneses (2014) apresentam uma análise dos principais instrumentos legais de suporte ao licenciamento ambiental das atividades petrolíferas e sua relação com a fase de licitação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. Vilardo e La Rovere (2018) discutem como a abordagem de avaliação de impacto ambiental de múltiplos projetos pode, em alguns contextos, fornecer simultaneamente maior eficácia e agilização de processos. Nesse contexto, os autores analisaram como estudo de caso os processos de licenciamento ambiental para 70 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) a Fase 1 e Fase 2 do Pré-Sal, discutindo como essa abordagem poderia ser revisitada para a identificação de oportunidades, especialmente quando da ausência de avaliações ambientais estratégicas. Os autores Bredariol e D’Avignon (2018) exploram o tema da governança ambiental, buscando relacionar instituições e sistemas de governança ambiental e compreender e propor melhorias para a governança ambiental de empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás em zona marítima brasileira. Para tal, optou-se por um estudo de caso com a CGPEG (atualmente CGMAC), com a realização de entrevistas com analistas. Os autores concluem que a CGPEG cumpre uma função estratégica articulando interesses de diversos agentes na busca pela sustentabilidade ambiental, elencando algumas características que facilitam um desempenho adequado da CGPEG neste sistema de governança ambiental. Por fim, também apresentam recomendações a esses sistemas e para a CGPEG em específico. Já Guimarães (2007) analisa a evolução da prática de avaliação ambiental de pesquisas sísmicas marítimas no Brasil, considerando os processos de licenciamento ambiental federal da atividade, além da experiência internacional. O autor discute os diversos ganhos obtidos a partir da regulamentação do licenciamento da atividade, como também identifica importantes problemas a serem encarados como desafio pelos gestores. Em relação aos impactos ambientais, Barbosa, Barata e Hacon (2012) apresentam uma proposta metodológica para a análise dos impactos ambientais da indústria do petróleo sobre a saúde humana, nos estudos de avaliação de impacto ambiental. Os autores analisaram relatórios ambientais de 21 empreendimentos, em que constataram a inexistência de evidência da incorporação de aspectos de saúde na maioria dos estudos ambientais. De acordo com os autores, a matriz proposta mostrou-se um instrumento metodológico adequado para analisar a inserção da saúde no licenciamento ambiental e orientar a tomada de decisão e intervenções para a gestão socioambiental. Souza, Walter e de Anello (2013) exploram elementos teóricos que fundamentam e justificam a promoção do turismo de base comunitária como medida mitigadora e/ou compensatória junto às comunidades impactadas pelos empreendimentos offshore do setor de petróleo e gás, que proporcionará o fortalecimento socioeconômico e cultural das comunidades tradicionais afetadas por tais empreendimentos. Feitosa, Ferreira e Henkes (2018) avaliam a efetividade da atuação do Ibama frente aos objetivos para a gestão de resíduos sólidos offshore, tendo como cenário de discussão a Bacia de Campos. Como resultados, os autores apontam fragilidades em assegurar a consonância da gestão de resíduos offshore aos preceitos do Projeto de Controle de Poluição. Alves e Gama (2012) avaliam a adequação metodológica dos Projetos de Monitoramento Ambiental propostos para a identificação da ocorrência dos impactos gerados pela produção de petróleo e gás, com foco em avaliar a probabilidade de erro nas conclusões apresentadas em relação à existência, ou não, de 71 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) impactos sobre a qualidade da água do mar, do sedimento e à biota aquática e bentônica. Foram avaliados 15 Projetos de Monitoramento Ambiental que são desenvolvidos na Bacia de Campos. Como conclusão, os autores apresentam que, caso a atividade de produção de petróleo tenha produzido impactos à biota bentônica, o monitoramento realizado não foi eficiente para detectá-los mesmo quando os mesmos foram de grande magnitude. Calcenoni (2016) discute as boas práticas para a Avaliação e Gestão de Efeitos Cumulativos (AGEC) referentes ao setor de petróleo e gás, com a identificação de oportunidades e dificuldades para a aplicação desta prática no âmbito da CGPEG. Como resultados, o autor indica que, apesar da AGEC estar em fase inicial de desenvolvimento, foram identificadas evidências de boas práticas internacionais que são internalizadas pelo Ibama, como a abordagem regionalizada e a utilização de metodologia semelhante às práticas internacionais. Por fim, também se destacam os diálogos promovidos durante a realização do evento “Licenciamento Socioambiental nos Empreendimentos de Infraestrutura”, realizado em 2017, em Brasília, pelo Tribunal de Contas da União (TCU). O painel de discussão relacionado ao licenciamento socioambiental para o setor de petróleo e gás teve a participação de membros do MME, ANP, Ibama, Secretaria de Estado de Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Espírito Santo, Associação Brasileira de Entidades Estaduais de Meio Ambiente (ABEMA), Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e TCU: Dentre as discussões ressaltam-se alguns apontamentos do representante da ANP acerca do atual licenciamento ambiental para o setor (TCU, 2018, p. 35-38): g Necessidade de minimização dos entraves ambientais para aumentar a atratividade de capital privado para o setor; g Necessidade de que as etapas de licenciamento consigam acontecer dentro dos prazos previstos para que os projetos não sejam impactados em maiores atrasos; g Separação da fase de outorga de áreas nos leilões e do licenciamento ambiental, o que adiciona riscos, imprevisibilidade e insegurança jurídica para as empresas interessadas e futuros contratos; g Importância da AAAS: (i) em promover a eficiência e aumentar a segurança jurídica nos processos de licenciamento ambiental em áreas consideradas aptas; (ii) em promover a celeridade, previsibilidade e segurança jurídica ao processo de indicaçãode áreas e às etapas posteriores de licenciamento ambiental; (iii) como ferramenta de planejamento estratégico de longo prazo e de coordenação entre os atores envolvidos; 72 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Ausência da consideração de elementos de risco nas análises leva a proibição de oferta de blocos em distâncias menores que cinquenta quilômetros da costa, independentemente da sensibilidade do litoral; g Elevados prazos para a emissão de Termos de Referência e para a análise e aprovação dos estudos ambientais; g Exigência de projetos ambientais de âmbito regional como condicionante para a realização de sísmica e perfuração, muitas vezes dissociados da mitigação de impactos e da duração da atividade; g Necessidade de o licenciamento ser focado na definição de medidas de mitigação e restrição, que garantam o uso harmônico do território e a preservação ambiental; g Necessidade do aproveitamento das informações preexistentes, de estudos anteriores e a adoção de Termos de Referência padrão por região, disponibilizados na internet; g Necessidade de ampliar o referencial conceitual, buscando o assessoramento de universidade e de instituições de pesquisa nacionais e internacionais. Já outros apontamentos foram elucidados pelo representante do Ibama, como os avanços em relação ao enquadramento das atividades conforme a sensibilidade do ambiente ou característica dos projetos; a utilização de estudos regionais e processos de referência; e os licenciamento integrados; além dos desafios, como a implementação de sistemas de gestão processual; a valorização da carreira; do quadro de pessoal; e o aprimoramento de deficiências normativas. Foram destacadas as dificuldades existentes nos processos de licenciamento ambiental, como as relacionadas a realização de estudos deficientes por parte dos empreendedores; a falta de retroalimentação das fases do processo; resistência de empreendedores para a inclusão de boas práticas e desenvolvimento de atividades conjuntas, dentre outras (TCU, 2018, p. 39). O representante do IBP destacou os temas prioritários para o setor de P&G, elencando algumas iniciativas em andamento, como o desenvolvimento do Portal do Sistema de Acompanhamento de Licenças (Salic) e o Projeto de Lei sobre licenciamento; bem como ressaltou a necessidade de aprimoramento da gestão e do uso da análise de riscos como subsídio à tomada de decisão nos processos de licenciamento ambiental (TCU, 2018, p. 40). A representante da Petrobras salientou sobre a participação de múltiplos atores nos diversos estágios do licenciamento dos projetos da empresa e os desafios envolvendo a compatibilização do uso do solo com outros projetos. E, o representante da ABEMA apontou a necessidade para o desenvolvimento de ferramentas de licenciamento e de fiscalização cada vez mais eficientes e inovadoras, contemplando o gerenciamento de projetos e gestão do conhecimento. 73 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.2 - Reino Unido A indústria de petróleo e gás (P&G) offshore no Reino Unido cresceu e evoluiu nos últimos 50 anos, apesar do declínio do setor na última década devido às crises econômicas globais e baixas no valor do barril de petróleo. O setor gera centenas de milhares de empregos, tem uma cadeia dinâmica de fornecedores estabelecida e sua contribuição é fundamental para a segurança de abastecimento de P&G no Reino Unido. No ano de 2017, o investimento de capital na indústria offshore de P&G do Reino Unido foi de £5,6 bilhões, com um gasto da indústria de £7 bilhões na operação de seus ativos (THE UK OIL AND GAS INDUSTRY ASSOCIATION LIMITED, 2018), tendo forte representatividade na economia do Reino Unido. Segundo o documento Industrial Strategy, produzido pelo governo do Reino Unido em 2017, o setor de petróleo e gás continua sendo um dos mais produtivos da economia britânica (HM GOVERNMENT, 2017), com a geração de mais de 280.000 empregos no Reino Unido, incluindo diretos, indiretos e induzidos (THE UK OIL AND GAS INDUSTRY ASSOCIATION LIMITED, 2018b). Atualmente o setor consolida uma parceria com o governo do Reino Unido e com a Autoridade de Petróleo e Gás (Oil & Gas Authority – OGA), no intuito de maximizar a recuperação econômica das reservas remanescentes de petróleo e gás do Reino Unido, as quais possuem volumes significativos para exploração. A Figura 2.8 apresenta a localização das descobertas dessas reservas remanescentes na Plataforma Continental do Reino Unido (OGA, 2018a). A seguir é apresentada a descrição do processo equivalente ao licenciamento ambiental brasileiro de atividades de P&G offshore, que seguem um rito completamente diferente de operações onshore e de outros setores da indústria britânica. 74 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.8 – Descobertas de reservas remanescentes na Plataforma Continental do Reino Unido e limite da plataforma Sendo: O – Predominantemente Petróleo; G - Predominantemente Gás; GC - Gás Condensado; O&G - Predominantemente Petróleo e Gás e G&O – Predominantemente Gás. Fonte: OGA (2019). 75 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.2.1 - Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental O processo de recebimento de consentimentos ambientais para o desenvolvimento de atividades de P&G offshore no Reino Unido se dá por meio do instrumento de Avaliação de Impacto Ambiental – AIA (Environmental Impact Assessment – EIA). Os consentimentos ambientais para as atividades de P&G offshore no Reino Unido devem atender à Diretiva 2014/52/EU, de 15 de maio de 2014. Essa diretiva, conhecida como “EIA Directive”, abrange toda a União Europeia. Os requisitos da “EIA Directive” foram incorporados na legislação ambiental do Reino Unido referente aos projetos de hidrocarbonetos em área offshore, pelo Regulamento denominado “The Offshore Petroleum Production and Pipelines (Environmental Impact Assessment and other Miscellaneous Provisions) (Amendment) Regulations 2017 (S.I. 2017/582)38, em vigor desde 16 de maio de 2017, conhecido por “The EIA Regulations”. A “The EIA Regulations” dispõe sobre os tipos de empreendimentos que devem apresentar um Environmental Statement – ES, que, em resumo é um estudo ambiental como o EIA/RIMA brasileiro, e dos empreendimentos que não precisam apresentar ES, além de outras providências. Há uma série de outros itens da legislação, decisões, recomendações e acordos que são relevantes para o processo geral de licenciamento ambiental no Reino Unido, embora em alguns casos também haja a exigência de licenças e permissões em separado para temas específicos. O Quadro 2.4 apresenta uma breve descrição de outras legislações e regulamentos relevantes para o processo de licenciamento, que também devem ser observadas pelas atividades de P&G offshore. 38. Disponível em: <http://www.legislation.gov.uk/uksi/2017/582/contents/made>. 76 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quadro 2.4 - Demais regulamentos e legislações relevantes ao processo de licenciamento ambiental no Reino Unido ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 1985 The Food and Environment Protection Act 1985 (FEPA), Part II Deposits in the Sea Lei de Proteção Ambiental e Alimentar de 1985 (FEPA), Parte II, Depósitos no Mar Lei que dispõe sobre as atividades de descarga ou introdução/inserção de substâncias ou objetos no mar ou no fundo do mar, onde os depósitos não possam ser cobertos por outra legislação. Essa lei foi substituída pelas disposições da MCAA para águas adjacentes à Inglaterra, País de Gales e Irlanda do Norte e águas offshore adjacentes à Escócia. No entanto, suas disposições estão mantidas para questões reservadas de petróleo e gás em águas territoriais adjacentes à Escócia (3 - 12 milhas náuticas), onde o BEIS continua a ser a autoridade de licenciamento. Nas águas territoriais escocesas, o governo escocês é a autoridade de licenciamento. 1998 The Merchant Shipping (Oil Pollution Preparedness,Response and Co-operation Convention) Regulations 1998 (as amended) Convenção Internacional sobre Preparação, Resposta e Cooperação à poluição de Petróleo) (e suas alterações) Exige que os empreendedores preparem OPEPs para todas as operações offshore de petróleo e gás controladas sob a Lei de Petróleo de 1998 (Petroleum Act) e operações de descarga e armazenamento de gás offshore controladas pela Energy Act 2008. Recomenda-se que os componentes de modelagem de derramamento de óleo e avaliação de impacto da OPEP se fundam com o novo requisito da “EIA Directive” para considerar o impacto potencial de acidentes e desastres naturais, e que um único documento de avaliação seja preparado cobrindo os requisitos de AIA, OPEP (Oil Pollution Emergency Plan) e OSD (Offshore Safety Directive). Caso os empreendedores optem por preparar um único documento de avaliação, isso pode ser feito em fases para coincidir com a preparação ou revisão de submissões OPEP e OSD. 2001 The Offshore Petroleum Activities (Conservation of Habitats) Regulations 2001 (as amended) Regulamentos das Atividades Petrolíferas Offshore (Conservação dos Habitats) de 2001 (e suas alterações Visa proteger as aves selvagens e os seus habitats mais importantes em toda a UE e a proteção da fauna e da flora selvagens. Diretiva normalmente conhecida por Diretiva Habitats (Habitats Directive). E, exige que as avaliações de impacto ambiental considerem os efeitos do projeto em habitats e sobre espécies protegidas. Esse regulamento incorporou as recomendações de diretivas da União Europeia (UE) que preveem a proteção de aves selvagens (Diretiva 79/409/CEE - “Birds Directive”) de habitats naturais e da fauna e da flora selvagens (Diretiva 92/43/CEE - “Habitats Directive”). Juntas essas diretivas fornecem um forte quadro legislativo para proteger as espécies e os tipos de habitats mais vulneráveis em toda a extensão natural dentro da UE, independentemente das fronteiras políticas ou administrativas. Além disso, incorporou as principais disposições das diretivas que se aplicam às atividades offshore de petróleo e gás. As disposições mais importantes do regulamento são: • emissão de consentimento para levantamentos geológicos relativos a operações offshore de petróleo e gás e operações de descarregamento e armazenamento de gás combustível offshore e dióxido de carbono, realizadas na Plataforma Continental do Reino Unido. • antes da emissão de qualquer consentimento envolvendo uma atividade proposta que possa ter um impacto significativo em uma área protegida relevante, seja individualmente ou em combinação com qualquer outro plano ou projeto, a Secretaria do Estado, por meio do Department for Business, Energy and Industrial Strategy/ Offshore Petroleum Regulator for Environment & Decommissioning (BEIS/OPRED), deve fazer uma Habitats Regulations Assessment – HRA que consiste em uma avaliação de regulamentação das áreas e espécies protegidas pela Habitats Directive e das implicações para o local, tendo em vista os objetivos de conservação das espécies da fauna ou da flora. 77 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 2002 The Offshore Chemicals Regulations 2002 (as amended) Regulamentos para Químicos em Offshore 2002 (e suas alterações) Exige que os operadores offshore solicitem permissões específicas para o uso e descarga de produtos químicos. Como quaisquer lançamentos dos produtos químicos são fonte potencial de impacto ambiental, deve-se apresentar as informações referentes ao uso e descarga desses produtos nas avaliações de impacto ambiental. 2003/ 2005 OSPAR Recommendation 2003/5 – Environmental Management System Recomendações OSPAR (Convenção de Oslo e Paris) – Sistema de Gestão Ambiental Promove o uso e a implementação de Sistemas de Gestão Ambiental (SGA) pela Indústria offshore. Exige que todos os operadores com instalações offshore na plataforma continental do Reino Unido tenham um SGA com verificação independente. Os empreendedores devem fazer referência ao seu SGA ou seu Sistema de Gestão Ambiental e Segurança (SEMS) na AIA, de modo a confirmar que as operações propostas estão dentro do escopo de seu sistema. Os empreendedores devem fornecer um breve resumo sobre o atendimento aos compromissos incluídos no Environmental Statement (ES) que podem ser acompanhados e também incluir links para seus SGA ou SEMS e declarações públicas emitidas em seu site ou no site do GOV.UK. No caso de empreendedores que não dispõem de um SGA ou SEMS que atenda aos requisitos da Recomendação OSPAR, o Environmental Statement (ES) deve fornecer detalhes da política ambiental da empresa e dos sistemas e procedimentos utilizados para gerenciar aspectos e impactos ambientais. O empreendedor deve estar comprometido em cumprir as Recomendações e orientação do BEIS antes de iniciar as operações offshore, e isso será verificado na solicitação do “EIA Direction” antes de emitir qualquer uma das aprovações ambientais relevantes. O SGA ou SEMS deve ser mantido durante toda a vida útil do projeto deve-se mantê-lo revisado e atualizado de acordo com as mudanças e avanços tecnológicos. A responsabilidade pelo controle, gerenciamento, mitigação ou revisão dos possíveis impactos também deve ser fornecida nas submissões de AIA, delineando como serão alcançados. 2005 The Offshore Petroleum Activities (Oil Pollution Prevention and Control) Regulations 2005 (as amended) Regulamentos das Atividades Petrolíferas Offshore (Prevenção e Controle da Poluição por Óleo) 2005 (e suas alterações) Proíbe a descarga de petróleo no mar provenientes de instalações offshore de petróleo e gás que não estejam de acordo com os termos e condições de sua permissão. Os operadores de instalações offshore devem identificar todas as descargas de petróleo planejadas para as águas relevantes e solicitar as licenças apropriadas do OPPC (Oil Pollution Prevention and Control). Qualquer lançamento de hidrocarbonetos é uma fonte potencial de impacto ambiental que deve ser incluída nas avaliações de impacto. 2008 The Energy Act 2008, Part 4A Consent to Locate A Lei de Energia 2008, Parte 4A, Consentimento para Instalação (CtL) Em abril de 2011, as disposições do Consent to Locate (CtL) – Consentimento para Instalação - da Seção 34 da Coastal Protection Act (CPA) foram incorporadas na Lei de Acesso Marinho e Costeiro de 2009 (MCAA). O MCAA forneceu uma estrutura regulatória para um novo regime de licenciamento para atividades marinhas que incluiu a consideração de obras prejudiciais à navegação. Embora o regime de licenciamento da MCAA se aplique a várias operações offshore de P&G, a Secção 77 da MCAA exclui a grande maioria das operações de P&G offshore e operações de armazenamento de dióxido de carbono controladas sob o Petroleum Act 1998 (PA) ou o Energy Act 2008 (EA). Para manter as disposições do Consent to Locate (CtL) – Consentimento para Instalação - para estas operações excluídas, a Secção 314 do MCAA criou-se uma nova Parte 4A do EA, transferindo as disposições do Artigo 34 do CPA para o EA e transferindo a competência de regulamentação do Department for Transport (DfT) para o OPRED (BEIS). A emissão de um CtL para um indivíduo ou organização pelo Secretário de Estado sob a Parte 4A da EA permite a instalação da estrutura ou operações offshore propostas, desde que sejam realizadas de acordo com as condições do CtL. 78 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 2012 The Greenhouse Gases Emissions Trading Scheme Regulations 2012 (as amended) Regime de comercialização das emissões de gases com efeito de estufa Apresenta orientações para instalações elegíveis que desenvolvam atividades específicas que emitem gases de efeito estufa. Espera-se que as avaliações de impacto incluam a consideração sobre as emissões previstas para o projeto. 2013 The Offshore Combustion Installations (Pollution Prevention and Control) Regulations 2013 Regulamentos dasInstalações de Combustão Offshore (Prevenção e Controle da Poluição) 2013 Inclui as disposições relevantes da Diretiva 2010/75/EU relativa a poluentes atmosféricos específicos de instalações de combustão (com uma capacidade térmica ≥ 50 MW) em plataformas, que realizam atividades que envolvam a produção de petróleo e gás e descarregamento e armazenamento de gás e dióxido de carbono. As AIAs devem incluir considerações sobre a natureza, escala e impacto de todas as emissões atmosféricas. No caso de instalações offshore que atendam ou excedam o limite de capacidade agregada de 50 MW, haverá um requisito adicional para buscar uma permissão de emissões atmosféricas (comumente chamada de licença IED - Industrial Emissions Directive - ou PPC – Pollution Prevention and Control) para as emissões do equipamento de combustão. Além disso, as AIAs devem apresentar informações relevantes relacionadas às principais características do equipamento de combustão proposto e avaliação da Melhor Tecnologia Disponível. 2017 The Conservation of Offshore Marine Habitats and Species Regulations 2017 Regulamento para Conservação dos de Habitas e Espécies Marinhas Offshore Transpõe para a legislação nacional do Reino Unido a Diretiva 92/43/CEE - “Habitats Directive”, relativa à conservação dos habitats naturais e da fauna e da flora selvagens, e elementos da Diretiva 2009/147/EC – “Wild Birds Directive” na área offshore do Reino Unido. Os regulamentos permitem a designação e proteção de áreas que abrigam habitats e espécies de importância europeia na área marítima offshore. Uma vez designados, esses sites serão conhecidos como: Áreas Especiais de Conservação (Spatial Areas of Conservation - SACs) para a proteção de certos habitats e espécies, e Zonas de Proteção Especial (ZPE) para a proteção de certas espécies de aves selvagens. Na área marítima offshore, estes locais são definidos coletivamente como “Locais Marítimos Offshore Europeus – (European offshore marine sites) que juntamente com todos os outros SACs e ZPEs terrestres e marinhos em toda a UE formarão uma rede de áreas conhecida como Natura 2000. Para evitar danos a essas áreas, as autoridades competentes que concederem autorizações para atividades na área marítima deverão garantir que quaisquer licenças emitidas não resultem em um efeito adverso na integridade de uma área. Outras medidas também podem ser tomadas para proteger os locais, tais como medidas de conservação, esquemas de manejo e orientação. Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Oil and gas: offshore environmental legislation - GOV.UK. Published 22 January 2013. Last updated 18 October 201839 e BEIS (2019). The Offshore Petroleum Production and Pipelines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 (as amended) – A Guide40. 39. Disponível em: <https://www.gov.uk/guidance/oil-and-gas-offshore-environmental-legislation>. Acesso em: 22 de nov. de 2018. 40. Disponível em: <https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/644775/OPRED_EIA_Guidance_-_130917.pdf>. Acesso em: 09 de jan. de 2019. 79 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.2.2 - Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente de Licenciamento Ambiental As atividades relacionadas à petróleo e gás offshore estão sujeitas à avaliação da Secretaria de Estado (Secretary of State – SoS), por meio de seu Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (Department of Business, Energy and Industrial Strategy – BEIS). O BEIS surgiu em 2016 com a fusão do Departamento de Energia e Mudança Climática (Department of Energy & Climate Change – DECC) e o Departamento de Negócios, Inovação e Habilidades (Department for Business, Innovation & Skills - BIS), cujas funções desses órgãos foram transferidas para o BEIS. Esse departamento é composto por diversos órgãos, sendo um deles o Offshore Petroleum Regulator for Environment & Decommissioning (OPRED) que pode ser traduzido como Órgão Regulador de Petróleo Offshore para Meio Ambiente e Descomissionamento. A Figura 2.9 apresenta a hierarquia dessas instituições, que estão envolvidas no processo de licenciamento ambiental do setor de P&G offshore. O OPRED foi criado em janeiro de 2017, a partir de uma mudança de nome do antigo Department’s Offshore Oil and Gas Environment and Descomissioning Unit (OGED). O órgão é responsável por administrar as regulamentações ambientais relacionadas às operações de petróleo offshore, incluindo a produção, exploração, descarregamento e armazenamento de petróleo e gás e para operações offshore de armazenamento de dióxido de carbono (CO2). Sendo assim, é a instituição mais relevante em relação ao licenciamento ambiental, pois é responsável por avaliar as solicitações ambientais dos empreendimentos offshore de petróleo e gás no Reino Unido. Em resumo, o OPRED é responsável por: g Desenvolver, administrar e fazer cumprir o regime ambiental offshore de petróleo e gás; g Lidar com a política interna e internacional relacionada ao desenvolvimento do marco regulatório ambiental para petróleo e gás offshore; g Coordenar as Avaliações Ambientais Estratégicas (AAEs) desenvolvidas para projetos de energia e P&G offshore, que permite que a Autoridade de Petróleo e Gás (Oil & Gas Authority - OGA) realize as rodadas de concessão de blocos (emissão de licenças) offshore e facilite o desenvolvimento de energia renovável no mar; e g Coordenar o processo de descomissionamento de instalações de petróleo e gás, assegurando que a responsabilidade por tal atividade é das companhias/operadores de petróleo e que não seja transferida para o BEIS. 80 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) A equipe de Gestão Ambiental do OPRED (Environmental Management Team – EMT) é responsável por avaliar: g Estudos de AIA denominados Environmental Statement (ES) e EIA Direction; g Solicitação de consentimento de navegação para se instalar; g Solicitação de consentimento para pesquisa geológica; g Solicitação de licença para distúrbio de espécies europeias protegidas; g Solicitação de permissão Química; g Solicitação de permissão para instalações de combustão; g Solicitação de permissão para Plano de Negociação de Emissões; e g Solicitação de licenças para atividades marinhas. Figura 2.9– Hierarquia das instituições envolvidas no processo de licenciamento ambiental de empreendimentos e P&G offshore no Reino Unido Elaboração: Arcadis, 2019. Baseado em BEIS (2019). Secretaria do Estado SoS Departamento de Negócios, Energia e Estratégia Industrial (BEIS) Autoridade de Petróleo e Gás (OGA) Órgão Regulador de Petróleo Offshore para Meio Ambiente e Descomissionamento (OPRED) Equipe de Gestão Ambiental (EMT) 81 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Conforme já citado, a OGA (Oil & Gas Authority) é responsável pelas rodadas de licenças/concessões para a exploração e produção de petróleo e gás; armazenamento de CO2 e gases combustíveis, sendo essa a instituição que emite consentimento para a exploração de blocos de P&G offshore no Reino Unido. O órgão foi criado em abril de 2015, como uma agência do Departamento de Energia e Mudança Climática (DECC) e, em outubro de 2016, a OGA passou a ser uma companhia do governo (GovCo) separada. A mesma é responsável também por emitir os consentimentos (consents) para iniciar, suspender e recomeçar operações offshore, incluindo a instalação, operação e/ou alteração de dutos associados e perfuração e/ou abandono de poços. Todos os consentimentos emitidos pela OGA são sustentados por requisitos ambientais do “The EIA Regulations”. Qualquer descoberta de novos campos de P&G ou ampliação de campos existentes deve ser aprovado pela OGA por meio de um Plano de Desenvolvimento do Campo41 (Field Development Plan – FDP) (BEIS, 2019). Em síntese, a OGA não atua especificamente no licenciamento ambiental das atividades de petróleo e gás offshore, mas exige que os projetos atendam aos requisitos do “The EIARegulations”. A responsabilidade por emitir consentimento ambiental para um projeto, que poderíamos entender como licença ambiental, fica a cargo do BEIS/OPRED, que atua nesses casos em nome da Secretaria de Estado (SoS). É o BEIS/OPRED que comunica à OGA que o empreendimento está adequado ambientalmente e seguindo os requisitos da “The EIA Regulations”. Para a OGA emitir seu consentimento para um projeto, ela exige que primeiramente esse tenha recebido o consentimento ambiental emitido pelo SoS/BEIS/OPRED. A submissão de estudos ambientais para solicitação de consentimento ambiental junto ao BEIS/OPRED são os meios pelos quais a SoS se assegura de que as implicações ambientais do projeto proposto foram devidamente consideradas e que atendeu aos requerimentos feitos pelo departamento. A partir disso, a SoS pode dar o seu de acordo para OGA agraciar o projeto com seu consentimento final (BEIS, 2019). Dessa maneira, a SoS emite os consentimentos ambientais dos projetos, com o suporte da análise técnica do BEIS/OPRED, podendo considerá-los equivalentes às licenças ambientais brasileiras. A solicitação de consentimento ambiental deve ser feita ao BEIS/OPRED pelo empreendedor, por meio das ferramentas de AIA aqui já citadas: Environmental Statement (ES) e EIA Direction42, dependendo do porte do empreendimento. Esses são os meios utilizados para a avaliação de impacto ambiental de empreendimentos de P&G offshore. 41. Documento apresentado à OGA para apoiar o pedido de consentimento de qualquer empreendimento para exploração de petróleo e gás. Deve fornecer uma descrição das informações técnicas e econômicas nas quais o empreendimento/projeto se baseia (OGA, 2018b). 42. A aplicação de EIA Direction também pode ser utilizada para solicitar confirmação ao BEIS/OPRED de que não será necessária a elaboração de um ES. 82 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.2.3 - Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental No escopo do processo de licenciamento ambiental da atividade de P&G offshore no Reino Unido, nota- se que são utilizadas ferramentas de planejamento estratégico como a elaboração de Avaliação Ambiental Estratégica (AAE) e o desenvolvimento de Planos para a proteção de áreas especiais e zoneamentos ambientais. a) Avalições Ambientais Estratégicas para o setor de P&G offshore Especificamente ao setor de P&G offshore, o BEIS/OPRED é o órgão responsável por elaborar as AAEs dos blocos que serão disponibilizados pela OGA para exploração de terceiros. Os empreendedores interessados devem considerar as AAEs disponibilizadas nessa etapa para inserir em seus custos de projeto as questões de sensibilidade ambiental das áreas pretendidas. O BEIS/OPRED faz uso da AAE como meio de estabelecer o equilíbrio entre a promoção do desenvolvimento econômico dos recursos energéticos offshore do Reino Unido com a proteção ambiental eficaz. A Diretiva 2001/42/CE da União Europeia (Diretiva AAE) trata sobre a utilização de AAEs. Embora essa Diretiva não tenha sido incorporada na legislação do Reino Unido até 2004, as AAE desenvolvidas consideram seus requisitos. No âmbito da Diretiva AAE são estabelecidos os itens que devem ser contemplados quando da elaboração de uma AAE, incluindo: g Os objetivos da AAE e seu relacionamento com outros planos e programas relevantes; g Os aspectos relevantes do estado atual do ambiente e a provável evolução do mesmo sem a implementação dos planos e programas previstos na AAE; g As características ambientais das áreas que podem ser significativamente afetadas pelos projetos previstos; g Quaisquer problemas ambientais existentes que sejam relevantes, incluindo, em particular, os relacionados com quaisquer áreas de uma importância ambiental específica; g As medidas previstas para prevenir, reduzir e, na medida do possível, compensar quaisquer impactos adversos significativos no ambiente; 83 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g As medidas previstas para o monitoramento dos impactos; e g O sumário executivo não técnico. O BEIS/OPRED desenvolveu sucessivas AAEs de P&G offshore, considerando várias áreas da plataforma continental do Reino Unido. As mais recentes AAEs para empreendimentos offshore incorporaram toda a plataforma continental do Reino Unido com exceção da Irlanda do Norte e águas territoriais, para tecnologias de exploração de P&G e produção, armazenamento e descarregamento de gás, considerando transporte e armazenamento de dióxido de carbono, e energia renovável (incluindo energia eólica, de ondas e das marés). O Quadro 2.5 apresenta a relação das AAEs desenvolvidas pelo BEIS/OPRED, e que estão disponíveis para consulta no site da OGA. Quadro 2.5 - AAEs desenvolvidas e disponibilizadas no site da OGA ANO AAE SETOR LINK PARA ACESSO 2001 SEA for an área to the West of the Shetland Islands (SEA 1) Realizada para a área de águas profundas ao longo das fronteiras do Reino Unido e das Ilhas Faroé Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ consultation-on-the-habitats-directive-with-regards- to-oil-and-gas-activities-and-sea-for-an-area-to- the-west-of-the-shetland-islands-sea-1 2001 SEA of the Mature Areas of the Offshore North Sea (SEA 2) Realizada para a área central do Mar do Norte, que contém a maioria dos campos de petróleo e gás existentes no Reino Unido. Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-2-sea-2 2001 SEA 2 Extension Realizada para a área de Moray Firth Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-2-sea-2 2002 SEA of Parts of the Central & Southern North Sea (SEA 3) Realizada para as áreas remanescentes da parte sul do Mar do Norte Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-3-sea-3 2003 SEA of the Area North and West of Orkney and Shetland (SEA 4) Realizada para as áreas ao norte e oeste de Shetland e Orkney Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-4-sea-4 2004 SEA of parts of the northern and central North Sea to the east of the Scottish mainland, Orkney and Shetland (SEA 5) Realizada para a região norte do Mar do Norte até a região leste do continente escocês, Orkney e Shetland Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-5-sea-5 2005/ 2006 SEA of parts of the Irish Sea (SEA 6) Realizada para as áreas do mar da Irlanda Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-6-sea-6 2006/ 2007 SEA of offshore areas to the West of Scotland (SEA 7) Realizadas para as áreas a oeste da Escócia Petróleo & Gás https://www.gov.uk/government/consultations/ strategic-environmental-assessment-7-sea-7 2009 UK Offshore Energy SEA (OSEA 1) Realizada para as águas offshore do Reino Unido e águas territoriais da Inglaterra e do País de Gales Petróleo & Gás, Energia Eólica https://www.gov.uk/government/consultations/ uk-offshore-energy-strategic-environmental- assessment-oesea 84 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) ANO AAE SETOR LINK PARA ACESSO 2011 UK Offshore Energy SEA (OSEA 2) Realizada para as águas offshore do Reino Unido e águas territoriais da Inglaterra e do País de Gales, atualizando e ampliando o escopo da OSEA1 Petróleo & Gás, Energia Eólica, Ondas e Marés, armazenamento de gás carbônico https://www.gov.uk/government/consultations/ uk-offshore-energy-strategic-environmental- assessment-2-oesea2 2016 “UK offshore waters and territorial waters of England and Wales” Realizada para as águas offshore do Reino Unido e águas territoriais da Inglaterra e do País de Gales, atualizando e ampliando o escopo da OSEA2 Petróleo & Gás, Energia Eólica, Ondas e Marés, armazenamento de gás carbônicohttps://www.gov.uk/government/consultations/ uk-offshore-energy-strategic-environmental- assessment-3-oesea3 Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Baseado em OGA (2018)43. 43. Fonte: OGA. Disponível em: <https://www.gov.uk/guidance/offshore-energy-strategic-environmental-assessment-sea-an-overview-of-the- sea-process>. Acesso em 24 de jan. de 2019. 44. Disponível em: <https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/69322/pb3654-marine- policy-statement-110316.pdf>. Acesso em: 24 de jan. de 2019. 45. BEIS, 2018. Guidance Note for Operator – Offshore Oil and Gas Sector. Update on Marine Planning in the UK. August 2018. Disponível em: <https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/759722/2018.08.30_Guidance_note_to_ Operators_-_Marine_Planning_Update_Final_Version__003_.pdf>. Acesso em 24 de jan. de 2019. 46. Disponível em: <http://mis.marinemanagement.org.uk>. b) Planos Marinhos No âmbito do planejamento estratégico marinho, a Lei de Acesso Marinho e Costeiro de 2009 (MCAA) dispõe sobre o Planejamento Marítimo, Zonas Marinhas de Conservação, Licenciamento Marinho, Pescas e outras disposições. A parte 3 da Lei introduziu um novo sistema de gestão marinha, compreendendo a Declaração de Política Marinha do Reino Unido (UK Marine Policy Statement - MPS)44 que é o documento de suporte para a preparação de planos marinhos. A Organização de Gestão Marinha (MMO) está responsável por preparar planos para as águas inglesas e os governos do País de Gales, Escócia e Irlanda do Norte estão atualmente desenvolvendo seus planos marinhos nacionais, segundo informações do governo do Reino Unido por meio do site oficial45. De modo complementar, ferramentas de planejamento interativas, que incluem mapas online mostrando a distribuição de atividades humanas e recursos naturais, foram desenvolvidas para a Inglaterra, Escócia, País de Gales e Irlanda do Norte e são disponibilizadas no site do governo do Reino Unido46. 85 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Além de estarem elaborando os planos marinhos dos países que compõem o Reino Unido, a MCAA prevê em sua parte 4 a solicitação de licenças marítimas para atividades dentro da área definida nessa lei. São elas: g depositar substância ou objeto, seja no mar ou no leito marinho; g afundar navio ou contêiner flutuante; g construir, alterar ou melhorar quaisquer obras; g usar um veículo, embarcação, aeronave, estrutura marinha ou recipiente flutuante para remover qualquer substância ou objeto do fundo do mar; g realizar qualquer tipo de dragagem, envolvendo ou não a remoção de qualquer material do leito do mar; g depositar ou usar qualquer substância ou artigo explosivo; g incinerar qualquer substância ou objeto em qualquer veículo, embarcação, estrutura marinha ou contêiner flutuante. Porém, a maioria das atividades de energia offshore que são de responsabilidade do BEIS/OPRED não estão sujeitas ao regime de licenciamento marítimo da MCAA; pois a Secção 77 dessa Lei exclui a maioria das operações de P&G offshore e operações de armazenamento de dióxido de carbono controladas sob o Petroleum Act 1998 (PA) ou o Energy Act 2008 (EA), segundo o guia do BEIS (2019)47. Os pedidos de licença marítima são submetidos e processados por meio do UK Energy Portal que podem ser submetidas através de um MAT (Master Application Template) ou através de um Subsidiary Application Template (SAT), se as propostas estiverem ligadas a outras atividades. 47. Disponível em: <https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/692941/OPRED_EIA_ Guidance_-_2018_Revision_4_-_22_Mar_18.pdf>. Acesso em 22 de nov. de 2018. 86 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) c) Áreas Protegidas Em 1979 foram criadas as Áreas de Proteção Especial (Special Protection Areas - SPAs48) que consistem em locais estabelecidos para proteção da avifauna, classificados na Diretiva 79/409/CEE (“Birds Directive”)49. Nessa diretiva são classificadas as aves raras e vulneráveis e as espécies migratórias que devem ser protegidas para áreas onshore. O conjunto de SPAs em terra (onshore) no Reino Unido está bem estabelecido, porém medidas de conservação também devem ser tomadas nas áreas marítimas e estão em desenvolvimento, no momento. Até agora, existem 109 SPAs que incluem componentes marítimos no Reino Unido, incluindo quatro SPAs inteiramente marinhas na Inglaterra, na Irlanda do Norte e nas águas galesas, e 35 colônias de aves marinhas em todo o Reino Unido (JNCC, 2018). Além disso, desde 2007, o Reino Unido dispõe de mecanismo legal para designar Áreas Especiais para a Conservação (Special Areas of Conservation – SACs50) na área marítima offshore sob os Regulamentos da “The Conservation of Offshore Marine Habitats and Species Regulations 2017” 51. As Áreas Especiais de Conservação (SACs) são locais protegidos, previstos em Diretiva da UE e em regulamentos do Reino Unido, que englobam 189 tipos de habitats e 788 espécies52. O Comitê Conjunto de Conservação da Natureza (Joint Nature Conservation Comittee - JNCC) é o consultor científico do governo sobre questões de conservação da natureza marinha para área offshore. O JNCC desempenha papel fundamental na identificação de SACs e de SPAs, além de fornecer orientação para questões de conservação. Sendo assim, destaca-se que os dois grupos de áreas protegidas (SCAs e SPAs) possuem áreas em ambiente onshore e offshore. Segundo previsto nos regulamentos aqui citados53, para evitar danos às SACs e SPAs, as autoridades competentes que concederem autorizações para atividades em área offshore deverão garantir que quaisquer licenças/consentimentos emitidos não resultem em um impacto negativo e comprometam a integridade da área. Outras medidas também podem ser incorporadas para proteger os locais, tais como planos de manejo. 48. Lista completa de SPAs disponível em: http://jncc.defra.gov.uk/page-1414 Acesso em 24 de janeiro de 2019. 49. Incorporada no Reino Unido no Regulamento denominado “The Offshore Petroleum Activities (Conservation of Habitats) Regulations 2001 (as amended)”, apresentado no Quadro 2.2 1 do presente relatório. 50. Lista completa das SCAS disponível em: <http://jncc.defra.gov.uk/page-1455>. Acesso em 24 de jan. de 2019. 51. Descrição desse regulamento apresentado no item 1.2.1.1. do presente relatório. 52. Identificadas nos Anexos I e II da Diretiva 92/43/CEE - “Habitats Directive”. 53. “The Offshore Petroleum Activities (Conservation of Habitats) Regulations 2001 (as amended)” e “The Conservation of Offshore Marine Habitats and Species Regulations 2017” apresentados no Quadro 2.2 1 do presente relatório. 87 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) A presença de uma área protegida por si só não impede a instalação de um empreendimento. Diferentemente do que ocorre no Brasil, as áreas protegidas aqui citadas não apresentam uma relação de usos permitidos ou proibidos. Essa avaliação deve ser feita caso a caso, conforme previsto no guia do BEIS (BEIS, 2019). No caso de projetos offshore de P&G, o BEIS/OPRED afirma em seu guia54 que empreendimentos que estiverem próximos ou sobrepostos aos limites de uma área protegida, ou que suas atividades possam afetar a área protegida, devem passar por uma avaliação especial a ser realizada pelo BEIS/OPRED. Essa avaliação consiste na realização de Avaliação dos Prováveis Efeitos Significativos (LSE - Likely Significant Effects Assessment) ou uma Avaliação Apropriada (Appropriate Assessment - AA). Essas duas avaliações podem ser abrangidas em uma Avaliação de Regulamentação de Habitats (Habitats Regulations Assessment – HRA) (BEIS, 2017a). O BEIS/OPRED tem a responsabilidade de desenvolver essas avaliações para verificar se o empreendimento poderá causar impactos na área protegida, já considerando a aplicação de medidas de mitigação e controle, verificandoassim se haverá impactos residuais mesmo com a aplicação das medidas. Caso o empreendimento, mesmo com as medidas, possa vir a impactar a área protegida, o BEIS/OPRED pode aconselhar a OGA a não emitir seu consentimento para implantação do projeto (BEIS, 2019). 3.2.4 - O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental Conforme descrito anteriormente, o processo de licenciamento ambiental de empreendimentos de P&G offshore no Reino Unido é regido pelo BEIS/OPRED, seguindo especialmente as normas previstas no regulamento chamado “The EIA Regulations”, que incorpora em seu regulamento as diretivas da União Europeia previstas no “EIA Directive”. As ferramentas utilizadas nos processos de projetos de P&G offshore são basicamente a de elaboração de estudo de impacto ambiental, utilizando-se das ferramentas denominadas Environmental Statement (ES), geralmente para empreendimentos de maior porte, e a aplicação para um EIA Direction, para os empreendimentos de menor porte. 54. BEIS (2019). The Offshore Petroleum Production and Pipelines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 (as amended) – A Guide. Disponível em: <https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/692941/OPRED_ EIA_Guidance_-_2018_Revision_4_-_22_Mar_18.pdf>. Acesso em 22 de nov. de 2018. 88 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De modo geral, qualquer submissão de avaliação de impacto ambiental, seja por meio de ES ou por solicitação de “EIA Direction” precisa apresentar uma descrição do projeto para o qual o consentimento ambiental está sendo solicitado, assim como as conclusões da avaliação de impactos ambientais do projeto e as propostas para eliminá-los ou mitigá-los. O empreendedor deve apresentar claramente as decisões que tomou em relação aos potenciais impactos significativos, diretos e/ou indiretos, que podem afetar: (i) a população e saúde humana; (ii) a biodiversidade, em especial as espécies e habitats protegidos; (iii) o solo, água, ar e clima; e (iv) os bens materiais, patrimônio cultural e paisagem; além de considerar a interação entre todos esses fatores. Além disso, deve também avaliar os impactos dos efeitos operacionais das atividades propostas e decorrentes da vulnerabilidade do projeto ao risco de desastres naturais ou acidentes que possam relevantes para as atividades previstas. Nesse sentido, a submissão de estudo de avaliação de impacto ambiental deve buscar demonstrar que os itens listados a seguir foram considerados no desenvolvimento do estudo e da evolução do layout do projeto: g Estar ciente do ambiente natural e das questões socioeconômicas relacionadas ao uso do ambiente marinho, do leito do mar e do litoral da área do projeto, e que os dados apresentados sejam atuais e relevantes. Informações genéricas ou regionais devem ser utilizadas quando apropriado, por exemplo, informações obtidas na Avaliação Ambiental Estratégica (AAE) realizada pelo BEIS/OPRED para a rodada de leilão/concessão realizada pela OGA, que devem ser complementadas com dados específicos do local, quando relevante para a avaliação de impacto. Quando a informação é baseada somente em dados genéricos ou regionais, deve ser justificada a relevância desta; g Estar ciente das sensibilidades ambientais e socioeconômicas da área, e inclusive às sujeitas à ciclos sazonais, de modo que atividades aceitáveis em uma estação podem não ser em outra. O empreendedor deve ser capaz de demonstrar que essas sensibilidades foram consideradas ao planejar as operações e deve procurar evitar áreas ou períodos altamente sensíveis, quando há possibilidade de impacto significativo; g Quando houver soluções alternativas, o empreendedor deve justificar a opção selecionada, incluindo aspectos operacionais, de segurança, custo-benefício e impactos ambientais; g Identificar potenciais impactos sinérgicos e/ou cumulativos relacionados a outras operações, considerando os impactos nos níveis local, regional e nacional ou internacional; 89 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g No caso de identificar que impactos negativos poderão ocorrer, apresentar como eles serão mitigados e geridos durante as operações e como as suas consequências serão monitoradas em longo prazo, considerando também os impactos sinérgicos e cumulativos; g Realizar, quando apropriado, consultas às organizações/autoridades relevantes e ao público em geral (afetados e/ou interessados), identificando como os comentários e representações foram abordadas durante a concepção do projeto; g Identificar as incertezas de sua avaliação de impacto e que elas foram discutidas no estudo com a proposição de ação para minimizá-las; e g Avaliar e detalhar os impactos gerais do projeto, incluindo os impactos diretos, indiretos ou secundários, sejam eles de curto, médio ou longo prazo, e sejam eles efeitos permanentes ou temporários. Ferramentas para AIA estão apresentadas em detalhes nos próximos itens do presente relatório, porém vale apresentar brevemente algumas características delas. O Environmental Statement - ES consiste na elaboração de um estudo de avaliação de impacto ambiental pelo empreendedor, geralmente para empreendimentos de maior porte, em que deverá apresentar as características do projeto proposto; as características ambientais da área prevista para inserção do empreendimento; os impactos ambientais e as medidas de mitigação relacionadas aos impactos. A elaboração do ES pode levar aproximadamente meses e o próprio empreendedor, junto de sua equipe técnica de profissionais próprios e consultores, pode definir o escopo do ES e sempre que preciso, consultar o BEIS/ OPRED para avaliar a abrangência e/ou solicitar a determinação de um escopo. Quando o ES estiver finalizado, esse deverá ser entregue para análise do BEIS/OPRED e outras autoridades ambientais que possam ter relação com o tipo de projeto, ou com a área pretendida para desenvolvê-lo, como por exemplo, as seguintes instituições: Department for Environment, Food and Rural Affairs, Environment Agency, The Joint Nature Conservation Committee (JNCC), Marine Scotland (MS), the Maritime and Coastguard Agency (MCA), the Ministry of Defence (MOD) e The Health and Safety Executive (HSE). O empreendedor também deverá garantir que o público afetado e/ou interessado no projeto possa acessar o ES. Normalmente, o empreendedor disponibiliza o estudo em seu website. As autoridades e interessados poderão enviar seus comentários e representações para o BEIS/OPRED. Dependendo do tipo de comentários e solicitações das partes interessadas, o BEIS/OPRED pode solicitar ao empreendedor que faça complementações no estudo ou apenas que responda as questões consultivas, ou seja, verifica-se que a opinião das partes interessadas é levada em conta para dar andamento à análise do ES pelo BEIS/OPRED. 90 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O BEIS/OPRED tem um prazo de 6 meses para avaliar o ES submetido pelo empreendedor, mas o departamento buscará emitir sua resposta dentro do cronograma do projeto previsto no ES. Segundo o departamento, é possível emitir uma decisão em três a quatro meses, porém dependendo da quantidade de comentários e representações recebidas, entre outras questões, pode-se levar seis meses para emitir uma decisão (BEIS, 2019). A aprovação do ES pelo SoS/BEIS/OPRED permite a instalação e a operação do empreendimento pelo tempo relatado no ES e não deixa a licença restrita a um prazo estipulado pelo BEIS/OPRED. Já a solicitação de um EIA Direction é requerida para empreendimentos de menor porte e devem ser apresentadas as mesmas informações de um ES, porém em menor detalhe, e apenas em meio digital, com o preenchimento de formulários específicos para cada tipologia de projeto, através do Portal no Sistema de Acompanhamento Ambiental (Portal Environmental Tracking System – PETS), um sistema on-line de licenciamento ambiental acessado através do Portalde Energia do Reino Unido55. O sistema é parecido com o preenchimento de um MCE/CETESB ou até mesmo uma FCA/Ibama. O documento estará disponibilizado para consulta de órgãos intervenientes que poderão enviar seus comentários e solicitações ao empreendedor que deverá responder todas as demandas. Findado o período de consultas, o BEIS/OPRED também avaliará tecnicamente o documento de solicitação, considerando os comentários das partes interessadas e as respostas e/ou complementações feitas pelo empreendedor para endereçá-las. O BEIS/OPRED tem o prazo máximo de 90 dias para analisar as submissões de EIA Direction, com possibilidade de ser prorrogado, dependendo da complexidade do projeto. Caso esteja de acordo com o projeto, o BEIS/OPRED em nome do SoS emitirá uma notificação com os motivos de sua decisão e as possíveis condicionantes ambientais que devem ser anexas nos consentimentos entre a OGA e o empreendedor para o referido projeto. A Figura 2.10 e a Figura 2.11 apresentam os fluxogramas com as sínteses dos processos de consentimento ambiental, tanto para empreendimentos que são necessários a apresentação de um ES, quanto para os que necessitam de um EIA Direction, respectivamente. 55. Disponível em: <https://itportal.beis.gov.uk/eng/fox/beis/BEIS_LOGIN/login/>. 91 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.10 – Fluxograma com a síntese do processo de consentimento ambiental para empreendimentos que são necessários a apresentação de um ES Elaboração: Arcadis, 2019. Elaboração do ES Submissão do ES junto ao SOS/BEIS/OPRED Notificação de recebimento Aviso Público Análise técnica do ES Informações adicionais Carta de decisão Elaboração do ES pelo empreendedor. Envio do ES para análise do SOS/BEIS/OPRED. O SOS/BEIS/OPRED emite uma notificação de recebimento do ES com lista de autoridades que devem receber cópia do ES para se manifestarem. Empreendedor deve publicar avisos públicos em jornais informando como acessar o ES, o procedimento para enviar comentários e o prazo. SOS/BEIS/OPRED recebe os comentários das autoridades e público afetado/interessado e inicia a análise do ES. Caso necessário o SOS/BEIS/OPRED solicita informações adicionais ao empreendedor. SOS/BEIS/OPRED emite carta ao empreendedor avisando que está de acordo com empreendimento. SOS/BEIS/OPRED notifica a OGA que está de acordo com o empreendimento e qualquer condicionante estipulada. 92 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.11 – Fluxograma com a síntese do processo de consentimento ambiental para empreendimentos que são necessários a apresentação de um EIA Direction Elaboração: Arcadis, 2019. Solicitação de “EIA Direction” Submissão da solicitação Disponibilização da solicitação para consulta Checagem do documento submetido Análise técnica Informações adicionais Emissão de “EIA Direction“ Elaboração de documento on-line para solicitação de “EIA Direction”. Submissão da solicitação de “EIA Direction” on-line por meio do portal PETS. A solicitação do “EIA Direction” estará disponível para que órgãos intervenientes emitam suas considerações. O BEIS/OPRED irá checar se a solicitação está completa e se as questões levantadas durante o processo de consulta foram respondidas. BEIS/OPRED inicia a análise da solicitação de “EIA Direction“. Caso necessário o BEIS/OPRED solicita informações adicionais ao empreendedor. BEIS/OPRED emite “EIA Direction“ notificando o empreendedor e a OGA de que está de acordo com o empreendimento. 93 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.2.4.1 - Triagem Nos termos da “The EIA Regulations”, o empreendedor deve solicitar o consentimento por meio da elaboração de ES, ao SoS/BEIS/OPRED, para as seguintes tipologias de projetos de P&G offshore que tenham: g Produção de mais de 500 toneladas de petróleo por dia; g Produção de mais de 500.000 m3 de gás por dia; g Duto para o transporte de petróleo com extensão maior de 40 km e diâmetro total superior a 800 mm; g Qualquer alteração ou expansão de projetos instalados que alcançarem os limites estabelecidos nos itens anteriores. E, as tipologias de projetos que requerem uma solicitação de EIA Direction são as que tenham: g Produção abaixo de 500 toneladas de óleo por dia; g Produção abaixo de 500.000 m3 de gás por dia; g Aumento de produção de óleo ou gás de um nível atualmente consentido para um nível abaixo desses limites citados anteriormente; g perfuração profunda de poço de conexão para captação de óleo; g Uso de instalação móvel para teste de poço; g Construção de duto para o transporte de petróleo ou com extensão inferior a 40 km e diâmetro total inferior a 800 mm; g Estabelecimento de instalação superficial para a extração de petróleo relacionado a empreendimento. Vale destacar que atividades que se enquadrem nos limites acima, porém estejam em áreas de alta sensibilidade ambiental ou que poderiam apresentar impactos relevantes, o BEIS/OPRED pode vir a solicitar que seja elaborado ES. 94 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Pode haver outras situações em que o BEIS/OPRED irá solicitar a aplicação de EIA Direction, como no caso de um empreendimento que já tenha sido aprovado por meio de ES, em que há necessidade de algumas mudanças pequenas de projetos que podem ser atualizadas por meio dessa solicitação. Outro exemplo da aplicação do EIA Direction é quando um empreendimento, que já possui um ES, está sendo vendido para outra empresa, sendo então necessária a atualização de dados, que pode ser feita por meio de solicitação do EIA Direction. 3.2.4.2 - Determinação do Escopo O escopo que o ES deve apresentar é citado no documento BEIS Offshore Petroleum Regulator For Environment And Decommissioning – The Offshore Petroleum Production And Pipelines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 (As Amended) – A Guide e deve seguir o previsto na “The EIA Regulation”. Segundo as recomendações do documento, o ES deve ter dirigismo e fornecer com objetividade e imparcialidade informações sobre os potenciais impactos significativos, baseados em argumentos justificáveis, destacando os impactos positivos, negativos e seus grau de significância. É essencial que seja apresentada informação suficiente para todos os aspectos relevantes para facilitar a avaliação ambiental. No entanto, também é essencial que detalhes excessivos sejam evitados. A recomendação do BEIS/OPRED é que as especificações de engenharia, equipamentos e informações comerciais podem ser prontamente disponibilizadas quando solicitadas pelas partes interessadas, mas não precisam estar exaustivamente apresentadas no ES para a avaliação ambiental. O nível de detalhe deve ser o mínimo necessário para descrever satisfatoriamente os processos ou justificar a seleção de equipamentos específicos ou um modo particular de operação. Vale destacar que os empreendedores devem estar cientes de que apresentar intencionalmente informações falsas ou enganosas no ES é considerado delito sob os termos da “The EIA Regulations”. O escopo a ser apresentado no ES pode ser sugerido pelo empreendedor, levando em consideração os requisitos da “EIA Directive” e da “The EIA Regulations”. Empreendedores com experiência no desenvolvimento de ES preferem definir seu próprio escopo, embora o BEIS/OPRED recomende ao menos uma reunião para discutir novos projetos. Como alternativa ao ‘auto-escopo’, os empreendedores podem iniciar um processo de escopo informal para todos os projetos que exigem um ES, ou fazer um pedido de definição de escopo ao BEIS/OPRED. Para projetos em que é exigida a elaboração do ES, e se têm o projeto de engenharia em estágios significativamente avançados, a maioria dos empreendedores optam por iniciar um procedimento de escopo informal, por meio de: 95 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Realização de reunião informal envolvendo o empreendedor (e, quando relevante, a empresa de consultoriaambiental contratada para elaborar o ES), o BEIS/OPRED, outras autoridades ambientais relevantes e partes interessadas; e/ou g Submissão de um documento de escopo proposto ao BEIS/OPRED, solicitando comentários sobre o conteúdo proposto do ES, que o BEIS/OPRED irá circular entre as outras autoridades ambientais e/ ou demais partes interessadas para comentários antes de responder à proposta. Em ambos os casos, recomenda-se que o BEIS/OPRED seja consultado para garantir que o escopo proposto seja o adequado. Recomenda-se também que seja feita uma consulta informal com as principais partes interessadas, como autoridades ambientais, grupos de conservação e outros órgãos intervenientes que atuem no ambiente marinho e, se for o caso, o público em geral, para garantir que alguns requisitos/ questionamentos levantados já sejam incorporados no processo; pois isso acelerará o processo de análise e aprovação do ES. As apresentações ou documentos com a sugestão de escopo informal devem resumir o projeto de engenharia, as sensibilidades ambientais identificadas, o resultado de qualquer consulta informal realizada com as partes interessadas e quaisquer medidas de mitigação propostas. Caso sejam recebidos comentários diretamente das partes interessadas, recomenda-se também que estes sejam discutidos com o BEIS/OPRED antes da preparação do ES. Se realizada corretamente e no início do processo de preparação do ES, a consulta informal é considerada muito válida, particularmente para projetos de grandes proporções ou para atividades em áreas sensíveis, pois permite que o empreendedor identifique possíveis dificuldades antes que o ES seja preparado e pode, portanto, reduzir atrasos na fase de análise, e como consequência também reduzir custos. Como alternativa ao escopo informal, o empreendedor pode enviar uma solicitação formal de escopo ao BEIS/OPRED que deverá emitir um parecer com o escopo exigido e, até certo ponto, o nível de detalhamento que o ES deverá ter. O BEIS/OPRED deve então avisar as demais autoridades que possam estar envolvidas ou interessadas no projeto em análise, sendo essa uma oportunidade para que esses contribuam na determinação do escopo. O BEIS/OPRED irá considerar essas contribuições/representações antes de finalizar e emitir o escopo formal. Mesmo com uma determinação de escopo emitida pelo BEIS/OPRED, solicitações de informações adicionais poderão ser demandadas durante a análise do ES, caso necessário. A seguir, apresenta- se o conteúdo mínimo necessário para a elaboração do ES. 96 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) a) Conteúdo do ES Seleção de Alternativas O ES deve descrever as principais alternativas tecnológicas, operacionais e locacionais do projeto proposto que foram consideradas e apresentar claramente as vantagens e desvantagens de cada opção e as implicações ambientais associadas. As principais razões para a seleção da melhor alternativa devem ser resumidas, considerando particularmente as questões ambientais. Outros fatores que influenciam a escolha final também devem ser registrados, como as restrições técnicas e questões de custo efetivo relacionadas a cada alternativa. Sempre que apropriado, deve-se considerar os locais alternativos, cronograma alternativo, métodos alternativos de construção, instalações alternativas e equipamentos e práticas operacionais alternativas. O BEIS/OPRED irá sempre incentivar o uso de infraestrutura existente, caso haja disponibilidade, e se seu uso não for a alternativa selecionada, é preciso apresentar justificativa robusta para tal. Se a seleção final da alternativa não tiver sido concluída quando da apresentação dos cenários, é aceitável apresentar mais de uma alternativa. Contudo, detalhes suficientes devem ser fornecidos para permitir uma avaliação completa de cada alternativa pelo BEIS/OPRED, que poderá então emitir uma decisão positiva para todas as opções, ou para uma opção específica. Se o BEIS/OPRED concordar com mais de uma opção, a confirmação por escrito da opção selecionada deve ser notificada à EMT56 no momento da apresentação da versão final do FDP57. Caracterização do Empreendimento O ES deve descrever a finalidade e os objetivos do projeto e estes devem ser relacionados ao contexto de planos, objetivos ou estratégias locais, regionais e nacionais. No caso de projetos de Petróleo e Gás, a concepção e o cronograma dos projetos podem estar relacionados à planos de segurança de abastecimento. A descrição do projeto deve ser suficientemente detalhada para permitir ao leitor entender seus fundamentos, considerado: (1) a natureza do projeto; (2) os layouts das alternativas; (3) os elementos físicos das alternativas, incluindo detalhes de quaisquer obras de demolição requeridas; (4) a localização em termos 56. Equipe de Gestão Ambiental do OPRED (Environmental Management Team – EMT) 57. Plano de Desenvolvimento do Campo (Field Development Plan – FDP) que deve ser aprovado pela OGA. 97 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) do polígono do bloco e coordenadas; (5) o cronograma proposto; (6) a área ocupada durante a construção e durante a operação; (7) a demanda de energia, a natureza e a quantidade de materiais usados incluindo recursos naturais como água; (8) as fontes e quantidades previstas de quaisquer resíduos ou efluentes, ou descargas e emissões para o meio ambiente; e quaisquer outros aspectos relevantes para o impacto ambiental do empreendimento. A caracterização do empreendimento deve ser apoiada por mapas e/ou diagramas apropriados, e deve-se garantir que qualquer texto seja claramente legível. Eles devem permitir que o leitor identifique onde o projeto está localizado em relação ao continente e ilhas do Reino Unido, bem como sua inserção sob o contexto de outros campos e/ou infraestruturas offshore de petróleo e gás existentes ou previstas. Também podem ser úteis para contextualizar as alternativas para outros recursos importantes, como: g Outras operações offshore, como parques eólicos; g Áreas protegidas pela legislação internacional ou nacional, por exemplo, Áreas Especiais para a Conservação (Special Areas of Conservation - SACs), Zonas de Proteção Especial (ZPE), Zonas de Conservação Marinha (MCZs) e Áreas Marinhas Protegidas (MPAs); g Áreas de desova e viveiro de peixes; g Sensibilidade das aves marinhas; g Sensibilidades aos mamíferos marinhos; e g Intensidade de pesca. Descrição Ambiental O ambiente do projeto deve ser claramente descrito e indicado em mapa e/ou diagrama apropriado. Por exemplo, a batimetria da área deve sempre ser detalhada em um mapa ou representada em um diagrama tridimensional, mas pode ser desnecessário mapear o tipo de leito marinho se esse for uniforme em toda a área de desenvolvimento. O ES também deve descrever quaisquer políticas e planos relevantes para o projeto considerando sua localização e seus arredores. Os itens a serem contemplados na descrição ambiental são apresentados a seguir. 98 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Extensão da área a ser considerada/Área de Influência A área a ser coberta pelo ES deve ser consistente com a área que será potencialmente impactada pelo projeto, e deve incluir quaisquer elementos fora da localização imediata do projeto, como âncoras e correntes de ancoragem, oleodutos e ramais conectando-se a outros desenvolvimentos, sistemas de exportação/ importação, dentre outros. g Diagnóstico Ambiental O ES deve descrever as características ambientais atuais da área entendida para a instalação do empreendimento, usando dados existentes como: as informações incluídas nos estudos de AAE realizados pelo BEIS/OPRED e disponibilizadas em literatura publicada. Sempre que possível, deve incorporar dados específicos do local relacionados diretamente a aspectos que possam ser afetados pelo projeto e quaisquer atividades relevantes existentes, incluindo tendências relevantes no caso de o projeto proposto não vir a ser implementado.Deve incluir também informações relacionadas aos outros usos dessa região marinha, se for o caso, como transporte marítimo, pesca, geração de energias renováveis offshore, localizados em mapas e/ou diagramas. Quando utilizar dados existentes, a origem deve ser identificada e justificada. Devem ser utilizados os dados mais atualizados disponíveis e no caso de os dados serem antigos, o uso deve ser justificado. Ressalta- se nesse caso a possibilidade de realização de um trabalho adicional para a coleta de dados primários. Quando da utilização de dados primários, a descrição do tipo de levantamento deve ser apresentada de forma clara, assim como os métodos aplicados, os equipamentos utilizados, a área pesquisada, com a apresentação de um resumo de todos os resultados relevantes. Sempre que possível, os dados devem ser expressos quantitativamente, além da descrição qualitativa. Os dados devem ser avaliados no contexto da atividade proposta e da sensibilidade e da importância das características ambientais susceptíveis de serem afetadas, incluindo quaisquer variações sazonais. É importante que sejam apresentadas também evidências fotográficas dos levantamentos primários realizados. Quaisquer lacunas ou limitações na informação ambiental apresentada no ES devem ser reconhecidos e, quando apropriado, apresentar as estratégias propostas para abordar a deficiências. Novamente, vale destacar que mapas e/ou diagramas apropriados devem ser fornecidos, indicando claramente a área pesquisada e a localização de todos os elementos do projeto, e identificação dos locais de amostragem e/ou localizações de qualquer evidência fotográfica incluída no ES. 99 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Levantamento de dados Para projetos em que o ES é obrigatório, presume-se que será apresentado um levantamento de dados atuais/recém obtidos, especificamente para a área do projeto. Entende-se que para a região de inserção do empreendimento (área mais ampla), deve-se apresentar dados secundários mais amplos e genéricos, desde que sejam atuais e que os profissionais que estão desenvolvendo o estudo considerem suficientes. Os empreendedores geralmente procuram aconselhamento de consultores ambientais para determinar se as informações ambientais existentes são suficientes ou se um novo levantamento de dados será necessário. No caso de dúvida, os empreendedores deverão consultar o BEIS/OPRED e órgãos ambientais relevantes para discutir se os dados disponíveis são suficientes ou se um levantamento de dados primários será necessário (os órgãos ambientais normalmente recomendam uma nova pesquisa se os dados disponíveis forem superior a cinco anos, mas há flexibilidade e recomenda-se a consulta caso a caso). Sendo assim, quando os dados são considerados desatualizados ou o ambiente pode ter mudado desde a última pesquisa realizada, deve- se considerar a coleta de novos dados. Se novas pesquisas forem realizadas, é importante que seja possível fazer a comparação com dados históricos existentes, a fim de determinar a extensão de quaisquer mudanças que tenham ocorrido e, se possível, identificar as causas de tais mudanças. Além disso, caso o BEIS/OPRED ou consultores especialistas considerarem que os dados específicos do site/local do empreendimento estão desatualizados, ou que uma pesquisa adicional é necessária para avaliar o impacto das atividades atuais ou propostas, o empreendedor será informado sobre o requisito e o BEIS/OPRED pode insistir na realização de uma nova pesquisa antes da emissão da carta de consentimento ou inserir essa nova pesquisa como uma condicionante da carta. Para o local do empreendimento, poderão ser realizadas pesquisas de dados específicos para essa área que geralmente cobrirá uma área menor de pesquisa do que os dados levantados para a região do empreendimento (área mais ampla). Essa área menor deverá estar alinhada com a área a ser impactada pelo projeto. Ao realizar qualquer levantamento de dados, o BEIS/OPRED recomenda a utilização de métodos de pesquisa ‘inteligentes’ e não invasivos, por exemplo, a utilização de sonar. Isto é particularmente importante em áreas reconhecidamente mais ‘frágeis’ que poderiam suportar recifes biogênicos, por exemplo. 100 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Áreas Protegidas - habitats e espécies (SACs e SPAs58) Detalhes de quaisquer áreas protegidas relevantes, ou áreas com proposta para serem protegidas devem ser fornecidos no diagnóstico ambiental do ES, incluindo as áreas protegidas não sobrepostas pelo empreendimento, mas que possam ser afetadas pela atividade pretendida. Devem ser fornecidos mapas ou diagramas apropriados, indicando claramente os locais de limites das áreas em relação às áreas do projeto. Onde não há áreas protegidas na vizinhança imediata do projeto, deverá ser apresentado mapa em maior escala, indicando claramente a distância do projeto às áreas mais próximas. Quando o Órgão Estatutário de Conservação da Natureza (Statutory Nature Conservation Body - SNCB) considerar que um projeto poderia ter um impacto significativo em uma área protegida, é provável que recomende ao BEIS/OPRED que realize uma avaliação de triagem, frequentemente chamada de Avaliação dos Prováveis Efeitos Significativos (LSE - Likely Significant Effects Assessment) ou Avaliação Apropriada (Appropriate Assessment - AA). Ambos os processos podem ser abrangidos pela Avaliação de Regulamentação de Habitats (Habitats Regulations Assessment - HRA). A maioria dos pedidos de HRA se relaciona com atividades dentro do limite de uma área protegida, mas a SNCB também pode solicitar a HRA se um projeto fora dos limites da área protegida puder vir a afetar o habitat de espécies relevantes para o local. Embora o requisito para realizar a avaliação seja do BEIS/OPRED, é essencial que o ES aborde os potenciais impactos nas áreas protegidas, tanto como parte da avaliação das atividades propostas, quanto para informar o departamento do BEIS/OPRED responsável pelas HRAs. Sempre que possível, as informações fornecidas devem ser qualitativas e quantitativas. (BEIS, 2017a). Detalhes de espécies de animais protegidas, que não estejam associadas especificamente à uma área protegida, mas que são comumente encontradas nas proximidades do projeto, também devem ser apresentadas no ES além de, quaisquer áreas Ramsar59, Zonas de Conservação Marinha (MCZs), Áreas Marinhas Protegidas (MPAs) nacionais e internacionais, Reservas Naturais (MNRs) e Sítios de Interesse Científico Especial (SSSIs). g Planos Marítimos A elaboração do ES também deve considerar se as atividades previstas no projeto estão dentro de uma área coberta por um Plano Marítimo, ou por plano em elaboração/previsto, ou ainda em área adjacente, considerando as políticas e os com impactos previstos para a área. 58. Áreas Especiais para a Conservação (Special Areas of Conservation - SACs) e Áreas de Proteção Especial (Special Protection Areas - SPAs). 59. Tratado internacional para a conservação e uso sustentável de zonas úmidas, também conhecida como a Convenção sobre Zonas Úmidas, realizado na cidade de Ramsar no Irã em 1971. 101 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Processo de Avaliação dos Impactos A avaliação dos impactos ambientais deve identificar os componentes ambientais que provavelmente serão afetados significativamente pelo projeto, incluindo, em particular: população, fauna, flora, geologia e solo, água, ar, fatores climáticos, direitos minerários, incluindo a arquitetura e patrimônio arqueológico e paisagem. Sendo assim, o ES deve avaliar os impactos diretos, indiretos, secundários, cumulativos, de curto, médio e longo prazo, permanentes e temporários, positivos e negativos, resultantes da atividade proposta, do uso de recursos naturais, da emissão ou descarga de poluentes, da criação de perturbações e do tratamento e eliminação de resíduos. Também se faz necessária a apresentação da metodologia utilizadapara a identificação e classificação dos impactos. Uma descrição dos impactos sobre o clima e ar também deve ser apresentada, considerando impactos relativos ao aquecimento global e à camada de ozônio, além do impacto sobre a biodiversidade. Questões regionais de qualidade do ar devem apresentar as quantidades de emissões atmosféricas ao longo da vida do projeto. As emissões devem ser avaliadas considerando o contexto do aquecimento global, degradação da camada de ozônio e qualidade do ar. Além disso, a EIA Directive exige que o ES identifique, descreva e avalie o impacto direto e efeitos significativos indiretos do projeto, incluindo os efeitos operacionais. Em particular, o BEIS/OPRED espera que o empreendedor descreva as principais características da construção e fases operacionais do projeto, apresentando: g A natureza e quantidade dos materiais e recursos naturais utilizados; g O número e tipo de embarcações de apoio e movimentos de helicópteros; g A demanda e uso de energia; e g A natureza e o impacto do projeto. Ainda, se o desenvolvimento do projeto vier a ser realizado em etapas, a extensão total das atividades operacionais previstas deve ser descrita e, na medida do possível, os efeitos avaliados, reconhecendo que pode não ser possível avaliar plenamente os impactos em combinação e/ou cumulativamente. Deve-se considerar na avaliação dos impactos a utilização de equipamentos de combustão durante as fases de construção e operação do projeto e as emissões associadas previstas; além dos quantitativos de produção esperada, como será o transporte, o provável uso e descarga de produtos químicos, o tratamento e descarga de água produzida, tratamento e gestão de resíduos durante toda a vida do projeto, incluindo a gestão de Ocorrência Natural de Material Radioativo (Naturally Occurring Radioactive Material - NORM). 102 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Os valores de produção usados para derivar as estimativas devem refletir os níveis incluídos no FDP60. Recomenda-se que a avaliação ambiental seja baseada nos melhores/maiores níveis de produção previstos. Isso deve garantir que os perfis de emissões e descargas sejam avaliados nos “piores casos”, para evitar para uma nova avaliação no caso de um aumento de produção. O ES também deve abordar o risco e o impacto potencial de falhas, acidentes ou mau funcionamento de qualquer equipamento operacional ou sistemas de controle; as precauções a serem tomadas para evitar essas ocorrências e como estas serão incorporadas nos procedimentos operacionais. A avaliação dos impactos também deve considerar os impactos de outras atividades existentes, consentidas ou planejadas na área do empreendimento, e determinar se é provável que haja impactos sinérgicos ou cumulativos significativos. Quando a avaliação de impacto indica que os efeitos sinérgicos ou cumulativos são provavelmente significativos, deve ser documentada uma descrição das medidas para minimizar, mitigar, prevenir ou compensar os efeitos, juntamente com uma descrição de como isso alteraria os efeitos, e quaisquer impactos residuais. Quando da avaliação dos prováveis impactos identificados, devem ser apresentadas as previsões sobre a magnitude e a importância dos mesmos, que devem ser acompanhadas de uma indicação dos critérios usados para determinar se um impacto é provável e se é significativo. A magnitude dos impactos deve ser prevista considerando o levantamento de dados realizado no diagnóstico ambiental. As informações e os dados usados para prever a magnitude e o método utilizado devem ser claramente descritos, demonstrando a provável importância do impacto. E, a importância de todos os impactos deve ser avaliada com referência a padrões de qualidade nacionais e internacionais, por exemplo, limites estipulados pela Organização Mundial da Saúde - OMS, normas de qualidade da União Europeia - UE entre outros. Quando não houver padrões relevantes, o ES deve descrever os julgamentos (premissas e sistemas de valores) que sustentam a atribuição de significância. Os fatores que podem influenciar a avaliação de significância do impacto devem ser claramente identificados, e deve-se considerar como variáveis relevantes podem afetar a significância dos impactos ao longo da vida do empreendimento e como ficará após as ações previstas para mitigação dos mesmos. De modo complementar, o ES deve descrever as medidas propostas para eliminar, minimizar ou mitigar potenciais impactos adversos significativos. E, deve fornecer uma indicação da eficácia prevista das medidas declaradas e demonstrar um firme compromisso de implementar as medidas propostas, quando apropriado, indicando como e quando elas serão implementadas e confirmando as responsabilidades para assegurar sua implementação. Recomenda-se que seja estabelecido um Plano de Trabalho para monitorar quali e quantitativamente a eficácia das medidas propostas. 60. Plano de Desenvolvimento do Campo (Field Development Plan – FDP) que deve ser aprovado pela OGA. 103 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O empreendedor deve também sempre considerar as sensibilidades sazonais ao planejar as atividades de mitigação propostas. Também deve assegurar que as operações offshore sejam realizadas de maneira a evitar incidentes de poluição, e que medidas de mitigação relevantes sejam empregadas para evitar o vazamento de óleo ou produtos químicos no mar por meio de medidas de contenção, procedimentos operacionais e adesão às boas práticas. O BEIS/OPRED espera que as melhores práticas da indústria sejam aplicadas. Por fim, o ES deve fornecer detalhes de qualquer Plano de Gestão a ser implementado para atingir as medidas de mitigação e monitorar o impacto ambiental do projeto. Isto deve incluir um cronograma detalhado das atividades propostas e sua extensão geográfica. Quando o Plano de Gestão for integrado a um Sistema de Gestão Ambiental (SGA), o ES deve incluir detalhes relevantes sobre como este estaria alinhado com a Política Ambiental do empreendedor e as ações para monitorar os impactos do projeto e para auditar a eficácia do sistema. Descomissionamento O ES deverá fazer referência sobre como será o Descomissionamento da estrutura prevista no projeto em análise. Não há necessidade de fornecer informações detalhadas em relação ao modo como a remoção será alcançada no momento do abandono ou descomissionamento, ou para fornecer uma demonstração dos prováveis efeitos significativos das atividades. Existe um requisito separado para a avaliação de impacto para os pedidos de aprovação ambiental de operações de abandono de poços e uma avaliação de impacto para apoiar o Programa de Descomissionamento para um empreendimento. Essas avaliações de impacto não são abrangidas pelos requisitos da The EIA Regulations, portanto não é necessário apresentar conteúdo detalhado no ES. Compromissos ambientais Quaisquer compromissos relativos aos temas abordados no ES devem ser reunidos em uma seção ou tabela e ser claramente identificáveis. Os empreendedores também devem indicar como pretendem monitorar esses compromissos para garantir sua conformidade. Esses compromissos serão geralmente incorporados à decisão de ES como condicionantes de aceitação e podem ser passados para o OGA para inclusão em qualquer consentimento relevante ao projeto. Resumo Não Técnico (Non-Technical Summary - NTS) O empreendedor também deverá apresentar o Resumo Não Técnico (NTS), o qual deve fornecer informações suficientes para permitir que o leitor compreenda o projeto, seus impactos e as ações de mitigação propostas, sem ter que recorrer ao conteúdo do ES. Sendo assim, deve incluir um resumo da descrição do projeto, as características ambientais do local previsto para instalação/operação do empreendimento, um 104 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) resumo das principais alternativas consideradas, apresentar os aspectos ambientais susceptíveis a serem afetados pelo empreendimento,os impactos significativos prováveis e as medidas de mitigação a serem implementadas. Além disso, mapas, figuras e tabelas devem ser incluídos, para apoiar o texto ou devem ser referenciados para serem encontrados no resto do ES. O uso de termos técnicos deve ser mantido a um mínimo e deve apresentar uma lista de abreviaturas e um glossário. b) Conteúdo do EIA Direction A definição de escopo para solicitação de EIA Direction pode ser desenvolvida pelo próprio empreendedor, junto de sua equipe técnica de profissionais próprios e consultores. O conteúdo a ser apresentado deve seguir o estipulado no The EIA Regulations, que já incorpora os requisitos da EIA Directive, com a apresentação de dados ambientais recentes e relevantes. Empreendimentos relacionados a poços devem aplicar para EIA Direction por meio da Offshore Safety Directive – OSD, utilizando-se da plataforma Portal Environmental Tracking System - PETS. Os empreendimentos relacionados a perfuração devem submeter o estudo ao Drilling Master Application Template - DRA MAT, e projetos relacionados à operação de produção devem aplicar por meio do Production Master Application Template - PRA MAT. No caso de aplicar para outros tipos específicos de EIA Direction o empreendedor deve utilizar o Separate Application Template - SAT. Sendo assim, os tópicos abordados na submissão de um EIA Direction devem se espelhar nos mesmos apresentados no ES, embora mais detalhes sejam esperados para o ES. O empreendedor deverá especificamente assegurar que a submissão de um EIA Direction inclua os “dados apropriados”, conforme previsto na The EIA Regulations e sumarizados a seguir: g As características físicas do projeto (detalhes básicos relativos aos elementos do projeto e plano de trabalho são solicitados nos documentos MAT e SAT, e discutidos nas submissões que suportam essas aplicações); g A localização do projeto, tendo em especial atenção a sensibilidade ambiental das áreas geográficas susceptíveis a serem impactadas pelo projeto, incluindo quaisquer espécies ou habitats protegidos (o BEIS/OPRED espera a apresentação de mapas, para completar a descrição da localização e dimensão do projeto e colocá-lo em contexto em termos da proximidade de outros empreendimentos e infraestrutura offshore, linhas costeiras, áreas de conservação, e outros); g Os aspectos do meio ambiente que possam ser significativamente afetados pelo projeto (atualmente abordados por meio da discussão do diagnóstico da situação ambiental atual e das sensibilidades relevantes para o projeto); 105 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Quaisquer prováveis impactos significativos do projeto sobre o meio ambiente resultantes da presença física do desenvolvimento da instalação; da produção de resíduos e emissões relevantes, descargas e geração de resíduos; do uso de recursos naturais, em particular do solo, água e biodiversidade; dos resultados de qualquer outra avaliação de impacto ambiental realizada nos termos da legislação da União Europeia além da EIA Directive; e quando pertinente, da inclusão de quaisquer medidas previstas para evitar, prevenir ou reduzir os impactos adversos significativos ao meio ambiente. 3.2.4.3 - Orientações para a elaboração dos Estudos Ambientais Conforme apresentado anteriormente, a EIA Directive exige que o ES seja desenvolvido por profissionais especialistas competentes e o BEIS/OPRED além disso, exigirá que o estudo seja elaborado por profissionais com significativa experiência na área de consultoria ambiental em negócios de Petróleo e Gás. Deve ser apresentado no ES uma declaração do empreendedor sobre a experiência da equipe que desenvolveu o estudo, destacando suas qualificações, experiências e os temas desenvolvidos/responsabilidades de cada profissional envolvido. O empreendedor poderá contratar consultorias independentes para o desenvolvimento do ES, porém o BEIS/OPRED considera essencial que profissionais do próprio empreendedor devam estar diretamente envolvidos na elaboração do ES e devem assegurar a qualidade final do produto a ser submetido. A EIA Directive também exige que sejam identificados, descritos e avaliados os impactos significativos diretos e indiretos resultantes da vulnerabilidade do projeto aos riscos de acidentes graves ou desastres. Há requisito para avaliar no estudo ambiental o pior cenário de caso de derramamento de óleo, resumindo os impactos de possíveis vazamentos, de acordo com os Regulamentos de Instalações Offshore (Diretiva de Segurança Offshore - OSD 2015 e Safety Case Regulations - SCR 2015)61. Desse modo, o BEIS/OPRED espera que o empreendedor apresente em seu ES: g O pior cenário de acidente que poderia resultar na liberação de hidrocarbonetos, tal como uma explosão de poço resultando em liberação descontrolada de gás ou hidrocarbonetos líquidos que só poderiam ser interrompidos perfurando um poço de alívio, ou a perda total de hidrocarbonetos de uma embarcação Floating Production Storage and Offloading (FPSO); g O pior cenário de acidente grave apresentado na submissão à OSD; e g Os cenários de acidentes graves identificados em uma submissão à OSD que resultariam em um significativo acidente ambiental (Major Environmental Incident – MEI). 61. The Offshore Installations (Offshore Safety Directive) (Safety Case etc.) Regulations 2015 (SCR 2015). 106 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O ES deve, portanto, identificar potenciais eventos acidentais relacionados ao projeto; identificar os eventos acidentais que têm o potencial de resultar em impacto ambiental significativo; identificar medidas de mitigação relevantes para prevenir vazamentos; modelar o pior cenário possível para determinar o destino do vazamento; e descrever os impactos do pior cenário. O ES também deve confirmar se algum dos impactos pode ser significativo e/ou constituir um MEI. Os empreendedores devem basear-se nas conclusões e recomendações detalhadas nos vários relatórios relacionados ao acidente da Deepwater Horizon62 e em relatórios relevantes relacionados a outros eventos de acidentes graves, para confirmar que seus planos de gerenciamento contêm medidas apropriadas no caso de acidentes. Lembrando que, de acordo com o “The Merchant Shipping Regulations”, o empreendedor deve apresentar planos de respostas a emergências à poluição por óleo, os chamados OPEPs (Oil Pollution Emergency Plans) (BEIS, 2017b). No ES é também necessário se referir à probabilidade da ocorrência de desastres naturais que possam afetar as atividades propostas, como a probabilidade de terremotos ou tsunamis, e se necessário, fornecer uma avaliação dos possíveis impactos, mesmo a probabilidade de tais desastres em águas do Reino Unido sendo extremamente baixa. Onde houver um impacto potencial, uma breve descrição deve ser fornecida, e deve ser confirmado que os impactos ambientais seriam cobertos na seção que trata dos cenários de pior caso de acidentes. Em relação ao EIA Direction, o mesmo também deve ser desenvolvido por profissionais especialistas e experientes no setor de Petróleo e Gás. O empreendedor poderá contratar consultorias independentes, porém o BEIS/OPRED também considera essencial que profissionais do próprio empreendedor estejam diretamente envolvidos na elaboração do documento. 3.2.4.4 - Análise Técnica Quando da submissão do ES ou solicitação de EIA Direction, as mesmas são avaliadas tecnicamente pela equipe ambiental do BEIS/OPRED e também podem ser analisadas por outras autoridades que tenham relação com o empreendimento, além do público afetado/interessado, no caso de ES. O ES finalizado deve ser encaminhado à equipe de gestão ambiental do BEIS/OPRED (EMT) em duas cópias físicas e em uma versão eletrônica. Junto às cópias, o empreendedor deve enviar uma carta de pedido 62. Deepwater Horizon – o maior acidente com derramamento de petróleo marinho na história, causado pela explosão de uma plataforma de petróleo em 2010, localizadano Golfo do México, e seu subsequente naufrágio. 107 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) de consentimento. Já o EIA Direction deve ser submetido online via portal PETS, que será analisado pelo BEIS/OPRED, considerando as representações e comentários enviados pelas instituições consultadas. O empreendedor deve responder a todos às contribuições recebidas e caso necessário, deverá complementar seu documento de solicitação de EIA Direction. Em relação ao ES, após o recebimento do ES, o BEIS/OPRED emitirá uma notificação de recebimento que será publicada no site do governo63. Essa notificação apresentará uma lista de autoridades que provavelmente terão interesse no projeto, seja por causa de suas responsabilidades ambientais específicas ou por sua competência local ou regional, e exigirá que o empreendedor forneça a cada autoridade listada uma cópia dos documentos obtidos até o momento e uma cópia do ES. Fica sob responsabilidade do empreendedor ajustar junto às autoridades, os prazos para emitirem suas considerações em relação ao projeto e encaminhem-nas ao BEIS/OPRED. Deve-se garantir o mínimo de 30 dias após a data em que os documentos foram entregues às autoridades identificadas. Não existe um calendário estatutário para a análise de um ES, uma vez que a EIA Directive se refere apenas a um período de tempo razoável, mas o BEIS/OPRED buscará analisar os ESs submetidos em tempo hábil. O BEIS/OPRED trabalhará em estreita colaboração com os desenvolvedores para cumprir os prazos do projeto e terá como objetivo fornecer uma resposta inicial aos empreendedores dentro de oito semanas do vencimento do prazo de representação do aviso público. Após expirar o prazo do aviso público e do recebimento de comentários e representações encaminhadas, o BEIS/OPRED realizará sua análise técnica. No entanto, a conclusão do processo de análise dependerá de vários fatores, incluindo, mas não limitado, à qualidade da submissão, às informações adicionais solicitadas pelas autoridades consultadas ou público afetado/interessado, às sensibilidades ambientais da área (incluindo a exigência de avaliação adicional para Áreas de Proteção Especial ou Áreas Especiais de Conservação) ou questões transfronteiriças. Tudo isso pode resultar em período mais longo de análise, e, portanto, é recomendado pelo BEIS/OPRED contar com prazo de seis meses para a conclusão da análise, embora seja possível concluir o processo de análise dentro de um período de três a quatro meses, segundo o departamento (BEIS, 2018). Conforme apresentado, o BEIS/OPRED solicitará ao empreendedor informações adicionais, indicando claramente se as questões levantadas são consultivas ou se as informações adicionais são necessárias para o progresso da determinação do ES. Após o recebimento da resposta do empreendedor, o BEIS/OPRED sempre levará as informações adicionais em consideração e também disponibilizará as informações recebidas 63. Disponível em: <https://www.gov.uk>. 108 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) para quem as solicitou. Nos casos em que houver necessidade de informações adicionais significativas, o BEIS/OPRED pode solicitar um adendo formal ao ES original, ou mesmo sugerir que o empreendedor deve preparar um novo ES, repetindo assim todo o processo de análise. Em relação ao EIA Direction, após o seu recebimento, esse será verificado para confirmar se está completo e a análise será iniciada. Se o documento apresentar deficiências, ou se as questões levantadas durante o processo de consulta ainda estiverem em aberto, o BEIS/OPRED irá devolver o EIA Direction” ao empreendedor para que esse complemente/atualize o documento, endereçando as questões em aberto. 3.2.4.5 - Participação Pública A participação pública na elaboração do ES pode ocorrer desde a elaboração do escopo do estudo até a etapa de submissão do estudo para análise do BEIS/OPRED. Segundo os documentos e guias disponibilizados pelo BEIS/OPRED o empreendedor pode consultar partes interessadas e o público a ser afetado pelo empreendimento para definir melhor o escopo do seu ES, fazendo reuniões com essas partes interessantes e buscando assim, antecipar questões que eles possam vir a ter sobre o empreendimento. Dessa forma, o ES já abordaria em seu conteúdo itens relevantes para esse público consultado. Outra etapa que se nota a participação pública, é quando o ES é entregue para análise do BEIS/OPRED e o empreendedor deve então disponibilizá-lo para que outras autoridades ambientais emitam seus comentários sobre o projeto e também para que o público em geral, seja afetado ou interessado, possa acessar o estudo e enviar seus comentários ao BEIS/OPRED. A notificação de recebimento emitida pelo BEIS/OPRED fornecerá detalhes dos requisitos de aviso público, confirmando que esse deve ser publicado, de modo a chamar a atenção dos que possam estar interessados ou afetados pelo projeto. No mínimo, os avisos públicos devem ser publicados em jornal com circulação nacional e, sempre que possível, em jornal com circulação local na área adjacente ao projeto em questão, para garantir que seja levado ao conhecimento de qualquer pessoa que possa se interessar ou ser afetado pelo empreendimento. As informações necessárias devem ser encaminhadas, por carta ou e-mail, para a EMT. Ademais, o aviso público deve descrever o pedido e declarar que é acompanhado por um ES que será sujeito a procedimento de avaliação. Também deve fornecer detalhes de onde a cópia do ES pode ser acessada, como por exemplo, no site do empreendedor, ou obtida em meio impresso. Os empreendedores podem cobrar uma taxa não superior a £ 2 pelo fornecimento de uma cópia do ES, mas quando for cobrada essa taxa, isso deve ser declarado no aviso público. Ainda, o aviso público deve apresentar como fazer representações sobre o projeto junto aos BEIS/OPRED e o prazo previsto para tal. O prazo para submissão de representações não deve ser inferior a 30 dias após a data de publicação do aviso público. 109 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) No que se refere as solicitações de EIA Direction, as mesmas também deverão contar com participação do público, por meio de consultas, minimamente às seguintes instituições: Órgão Estatutário de Conservação da Natureza (Statutory Nature Conservation Body – SNCB) pertinente e a Marine Management Organization, a Marine Scotland, a Natural Resources Wales ou o Departamento de Agricultura, Meio Ambiente e Assuntos Rurais, dependendo se a localização é em águas adjacentes a Inglaterra, Escócia, País de Gales ou Irlanda do Norte. 3.2.4.6 - Tomada de Decisão Conforme apresentado, após o recebimento dos comentários e representações encaminhadas pelas partes interessadas, o BEIS/OPRED realizará sua análise técnica, podendo solicitar informações adicionais ao empreendedor. Uma vez que todas as questões levantadas durante o processo tenham sido resolvidas, o BEIS/OPRED determinará se está satisfeito ou não com o projeto. Quando o BEIS/OPRED estiver convencido de que não restarão impactos significativos sobre o meio ambiente com a aplicação das medidas de mitigação e monitoramento propostas e de que as informações de projeto estão alinhadas com as submetidas junto à OGA, o BEIS/OPRED em nome do SoS emitirá sua determinação, dando seu “de acordo” sob o ponto de vista ambiental e recomendando a emissão de consentimento ao projeto64. Até que a OGA receba esse de acordo do BEIS/OPRED em nome do SoS, ela não poderá proceder com o andamento do contrato de concessão. A carta de consentimento emitida pelo BEIS/OPRED é um resumo conciso dos principais pontos do ES. O modelo de carta foi desenvolvido em colaboração entre o OGA e o BEIS/OPRED para facilitar o cumprimento dos requisitos legais, garantindo que os aspectos confidenciais da aplicação formal não sejam comprometidos. Sendo assim, o aviso confirmando a decisão do BEIS/OPRED é emitido de acordo com os requisitos detalhados no The EIA Regulations,e será publicado no site do governo65 e nos Gazettes66. Além de notificar o OGA das conclusões do processo de análise do ES à OGA, também notificará sobre quaisquer condicionantes ambientais que devam ser incorporadas em qualquer consentimento emitido para o projeto. Assim sendo, o aviso publicado irá: 64. Exemplo de texto original da determinação emitida pelo BEIS/OPRES em nome do SoS: “Overall the environmental statement is satisfactory and adequately assesses the potential environmental impacts of the proposed development. It is recommend that consent is given to the project”. Disponível em: https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/599701/VebaClapham.pdf Acesso em 06 de outubro de 2019. 65. Disponível em: <https://www.gov.uk>. 66. Disponível em: <https://www.thegazette.co.uk>. 110 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Informar a decisão; g Definir as principais razões e considerações sobre as quais a decisão se baseia; g Incluir detalhes de quaisquer representações feitas ao BEIS/OPRED; g Confirmar quaisquer condicionantes anexadas à decisão; e g Especificar onde os detalhes dos assuntos relativos ao ES podem ser obtidos eletronicamente no site do governo67. Reconhece-se que a definição do layout final do projeto geralmente continuará após a conclusão da análise do ES e a determinação do BEIS/OPRED, porém quaisquer mudanças de projeto devem ser reportadas. No caso de pequenas alterações que não causem relevantes impactos, a licença permanece válida, porém o empreendedor deverá solicitar um EIA Direction online de modo a confirmar que um novo ES não é necessário. O empreendedor deverá apresentar um novo ES quando houver alterações de projeto que causem significativo impacto ambiental, quando há aumento nos níveis de produção previstos no ES consentido, e no caso de atraso significativo no projeto, na medida em que é provável que seja necessária uma atualização das informações ambientais. Dessa maneira, o BEIS/OPRED informará ao empreendedor as providências necessárias. Em alguns casos, as mudanças serão suficientemente triviais para não exigir mais nenhuma ação. A licença emitida por meio de ES não fica restringida por um limite de tempo legal, sendo válida pelo período apresentado e discutido na ES, quando não houver alterações relevantes no projeto. No que se refere ao EIA Direction, ao chegar a uma decisão sobre se deve ou não emitir uma EIA Direction, quaisquer comentários recebidos dos consultados serão levados em consideração pela OGA, juntamente com o resultado da revisão feita pela equipe do BEIS/OPRED. Assumindo que as informações fornecidas sejam satisfatórias, os consultados não levantaram objeções e o departamento está convencido de que as propostas não resultarão em impactos adversos significativos, uma EIA Direction será emitida via sistema eletrônico PETS, confirmando que não é necessário um ES completo. Caso o BEIS/OPRED não estiver satisfeito e a solicitação for rejeitada, o departamento informará ao empreendedor sobre as ações necessárias, incluindo se será preciso preparar um ES. Um aviso confirmando a decisão do BEIS/OPRED será publicado no site do governo e nas Gazettes, apresentando: 67. Disponível em: <https://www.gov.uk>. 111 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g A decisão definida; g As principais razões e considerações sobre as quais a decisão se baseia; e g As medidas que serão aplicadas para minimizar, mitigar ou evitar os impactos negativos. O BEIS/OPRED também notificará à OGA sobre a decisão e aconselhará sobre quaisquer condicionantes ambientais que devam ser incorporadas em qualquer consentimento emitido para o projeto. O EIA Direction ficará válida pelo tempo especificado no documento, até o máximo de 2 anos, desde que não haja alteração nos detalhes fornecidos quando da aplicação do projeto. 3.2.4.7 - Acompanhamento e Monitoramento A carta de acordo emitida pelo BEIS/OPRED em relação ao ES poderá conter condicionantes, exigindo que o empreendedor reporte dados sobre emissões, descarga de efluentes, área de armazenamento e outras informações específicas associadas às atividades a serem desempenhadas com a instalação e operação do empreendimento. Além disso, poderá exigir relatórios sobre requisitos incluídos em condicionantes de outras autorizações ambientais, licenças e consentimentos. As condicionantes anexadas às aprovações ambientais apresentarão os requisitos para o relatório, como prazos e métodos. Na maioria dos casos, os relatórios terão que ser submetidos usando o Sistema de Monitoramento Ambiental de Emissões (Environmental Emissions Monitoring System - EEMS), que é o banco de dados ambiental da indústria de petróleo e gás do Reino Unido. O sistema fornece dados medidos e calculados relativos a emissões de instalações offshore e terminais terrestres associados. O acesso ao sistema é restrito a usuários autorizados por meio de nomes de usuários e senhas68. O EIA Direction emitido pelo BEIS/OPRED poderá conter condicionantes, exigindo que o empreendedor reporte dados sobre emissões, descarga de efluentes, área de armazenamento e outras informações específicas associadas às atividades a serem desempenhadas com a instalação e operação do empreendimento. Tais condicionantes anexadas apresentarão os requisitos para a elaboração de relatório, como prazos e métodos. Na maioria dos casos, os relatórios também terão que ser submetidos usando o Sistema de Monitoramento Ambiental de Emissões (Environmental Emissions Monitoring System - EEMS). Todos os operadores de instalações offshore devem produzir relatório anual (Annual Public Statement) com os resultados obtidos na gestão ambiental dos impactos. 68. Disponível em: <https://itportal.decc.gov.uk/redirector/redirect_live_external.html?url=/portal.htm&domain=itportal.decc.gov.uk>. 112 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Destaca-se que dentro da estrutura da OPRED, há a Inspetoria Ambiental Offshore (Offshore Environmental Inspectorate - OEI) que tem como principal função inspecionar a aplicação da legislação ambiental nos projetos consentidos pelo BEIS/OPRED, incluindo monitorar o cumprimento de quaisquer condicionantes associadas às determinações de ES, bem como do EIA Direction. Se forem encontradas não-conformidades, ações poderão ser tomadas com a política de fiscalização do BEIS/OPRED. 3.2.5 - Aspectos Institucionais De modo a entender como é feita a gestão das informações obtidas durante o processo de consentimento ambiental e do conhecimento gerado nessa etapa, foram feitas diversas buscas nos sítios oficiais do BEIS/ OPRED e nos documentos disponibilizados. Identificou-se que são utilizados recursos de sistemas de informação no processo de consentimento ambiental, porém a navegabilidade nesses sistemas é restrita a usuários autorizados, não sendo possível apresentar informações detalhadas. Pode-se citar aqui os seguintes sistemas identificados: g Sistema PETS onde o empreendedor deve inserir diversas informações sobre o empreendimento e o ambiente onde será instalado; g Sistema de monitoramento ambiental e de emissões (EEMS) que funciona como base de dados da indústria de O&G do país. Vale destacar que diversas informações ambientais são disponibilizadas a qualquer interessado no site do governo (Gov.UK) como: as AAEs, os ES em fase de consulta pública e as decisões emitidas pelo BEIS/OPRED. Ainda no site do governo, podem ser encontradas informações sobre os rounds de concessão e informações georreferenciadas. Nota-se que a interface para a busca de tais informações não é organizada de forma intuitiva, por estar em uma plataforma única do governo onde a busca apresenta resultados de vários outros departamentos, além dos relacionados a O&G. 3.2.6 - Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental O processode licenciamento ambiental no Reino Unido para empreendimentos de P&G offshore apresenta pontos interessantes para discussão. Primeiramente, podemos citar que a análise da viabilidade do projeto 113 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) é avaliada de forma integrada, tendo a OGA uma atuação como um guarda-chuva onde diversos órgãos/ autoridades emitam seus pareceres sobre o projeto para então ser emitido o contrato de concessão do projeto. Sendo a emissão do consentimento ambiental pelo BEIS/OPRED, em nome do SoS, um dos pontos do guarda-chuva da OGA. Segundo, pode-se destacar que no processo de licenciamento as avaliações de impacto ambiental não dependem da emissão de TRs pelo órgão ambiental. Diversas informações são disponibilizadas em guias elaborados pelo BEIS/OPRED, OGA entre outras instituições. Cabe ao empreendedor buscar, desde o início do estudo, o aconselhamento e a participação das instituições e setores interessados, assim como, em caso de dúvida, consultar o BEIS/OPRED para que não ocorram situações que possam acarretar atrasos. Outro ponto interessante que vale o destaque são as AAEs, as quais são desenvolvidas de forma integrada para o setor de geração de energia elétrica offshore, já considerando, além das atividades de P&G, a geração de energia eólica e de ondas e marés. No âmbito de revisão das regulamentações e melhoria contínua, tem-se que o BEIS/OPRED é obrigado a revisar o “The EIA Regulations” e publicar as conclusões de sua revisão. O primeiro relatório deve ser publicado em 2021, e os relatórios subsequentes devem ser publicados em intervalos não superior a cinco anos. O relatório deve definir os objetivos que devem ser atingidos pelo “The EIA Regulament”; avaliar até que ponto esses objetivos são alcançados; avaliar se esses objetivos permanecem relevantes; e determinar até que ponto esses poderiam ser alcançados de maneira menos onerosa. Além de avaliar como está sendo a aplicação do regulamento, o BEIS/OPRED deve também realizar avaliações das ferramentas de avaliação de impacto ambiental, especialmente dos Environmental Statements – ESs. Em 2007, o DECC (atualmente BEIS) encomendou um estudo de pesquisa independente para determinar se os empreendedores e o Departamento estavam adotando uma abordagem consistente e aceitável para a preparação e avaliação dos Environmental Statements - ESs que atendessem plenamente aos requisitos do “The EIA Regulations” e “EIA Directive” da União Europeia. O estudo, realizado pela Universidade de Manchester, avaliou 35 ESs apresentados entre 2000 e 2005, e concluiu que 51% dos ESs apresentavam em geral qualidade satisfatória, sendo 49% considerados no geral insatisfatórios (THE UNIVERSITY OF MANCHESTER, 2007). Recentemente, uma nova avaliação foi encomendada pelo departamento no ano de 2017, para determinar se houve uma melhoria na qualidade geral dos ESs apresentados e se os empreendedores e o BEIS/OPRED estão adotando uma abordagem consistente e aceitável na preparação dos mesmos. Os resultados não foram publicados até o momento de finalização desse relatório. 114 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3 - Estados Unidos De acordo com o Instituto Americano de Petróleo (API, 2019), a indústria de petróleo e gás dos Estados Unidos da América (EUA) é um dos principais componentes de desenvolvimento econômico no país, responsável por 68% de toda a energia consumida nos EUA. Junto com o setor de exploração de minérios em áreas federais, o setor de energia gerou 8,93 bilhões de dólares em impostos somente em 2018. Ademais, a indústria de P&G sustenta 10,3 milhões de empregos em todo território federal. Atualmente, os EUA são os maiores produtores mundiais tanto de petróleo quanto gás natural (API, 2019). No entanto, diferentemente do que acontece no Brasil, embora seja objetivo da esfera federal dos EUA expandir a produção em águas oceânicas (API, 2019), a produção offshore de P&G é responsável por apenas 18% do montante total produzido no país69. Embora o país tenha, por razões históricas, estados com alto nível de independência política, administrativa, legislativa e jurídica, a jurisdição estadual no que se refere às águas oceânicas limita-se a 3 milhas da costa dos estados70, na faixa “costeira” (coastal). Sendo assim, somente as atividades oceânicas realizadas a partir de 3 milhas da costa, na chamada Plataforma Continental Externa (Outer Continental Shelf – OCS), são enquadradas como offshore, possuindo jurisdição federal (ZAMITH; SANTOS, 2007). Esta Plataforma Continental Externa (OCS) é dividida em 4 grandes regiões, conforme demonstra a Figura 2.12. 69. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/OCS-Lands-Act-History/. Acesso em: 18 de janeiro de 2019>. 70. Os estados do Texas, Lousiana e Flórida são exceções a essa regra, apresentando valores diferentes de jurisdição, também por razões históricas. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Outer-Continental-Shelf/>. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 115 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.12 – Plataforma Continental Externa dos Estados Unidos da América Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: BOEM71. 71. Disponível em: <https://www.boem.gov/Resource-Assessment/>. Acesso em 18 de jan. de 2019. 72. Fonte: EIA. Disponível em: <https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=pet&s=mcrfp3fm2&f=m>. Acesso em: 06 de abr. de 2019. 73. Fonte: Ocean. Disponível em: <https://ocean.si.edu/conservation/pollution/gulf-oil-spill>. Acesso em: 06 de fev. de 2019. Cada região da OCS apresenta diferentes índices de atividade da indústria de P&G. A região do Golfo do México, por exemplo, historicamente tem apresentado a maior parcela de produção de petróleo e gás da OCS, estando próximo de alcançar a marca de 2.000 barris de óleo bruto/dia72. Por outro lado, é também nesta região que o maior acidente de vazamento de óleo da história dos EUA ocorreu, envolvendo a explosão da plataforma Deepwater Horizon, com o vazamento de 3,19 milhões de barris de óleo no mar73. Como consequência desse evento, o próprio procedimento de avaliação de impacto ambiental do país foi colocado em evidência, conforme discutido por Alexander (2010), Hasson (2013) e Windsor e McNicholas (2012). 116 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.1 - Requisitos legais e normativos do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental Os Estados Unidos tiveram um papel proeminente na criação de um arcabouço legislativo ambiental nacional, sendo a elaboração da Lei Nacional de Política Ambiental (National Environmental Policy Act - NEPA), em 1969, o principal marco neste sentido. Esta relevância é dada pelo papel da NEPA em inaugurar o que viria a ser conhecida como “década do meio ambiente” (EUROPEAN PARLIAMENT, 2015), período histórico em que diversas leis ambientais foram promulgadas, como a Lei do Ar Limpo (Clean Air Act – CAA) em 1970, a Lei das Espécies Ameaçadas (Endangered Species Act – ESA) em 1973, e a Lei de Controle de Substâncias Tóxicas (Control of Toxic Substancies – CTS) em 1976. Além disso, a NEPA também foi efetiva na instituição de procedimentos de avaliação de impacto ambiental (AIA), que passaram a ser exigidos em todas as ações em que o governo federal participasse, seja como executor, parceiro ou financiador (ARCADIS LOGOS, 2015). Tal exigência serviu como uma declaração de compromisso federal com a proteção ambiental, na medida em que as agências federais foram impelidas a considerar os impactos ambientais de suas ações/empreendimentos ainda no processo decisório, além de obrigatoriamente divulgar ao público interessado seus potenciais impactos ambientais relacionados (LUTHER, 2005), ampliando a visibilidade da questão ambiental perante a sociedade (ROSENBAUM, 2012). Não por acaso, a NEPA é comumente referida como “Magna Carta” da legislação ambiental dos Estados Unidos da América (CEQ, 2007), inspirando centenas de outras legislações ambientais pelomundo (SÁNCHEZ, 2013). No entanto, é importante ressaltar que a NEPA estabelece o procedimento de AIA de forma a manter os órgãos federais informados dos impactos que o empreendimento em questão pode causar. O objetivo da lei é, primariamente, subsidiar a tomada de decisões dos órgãos federais (CEQ, 2007), com a apresentação de alternativas de menor ou maior impacto. A NEPA, por exemplo, não se aplica diretamente às ações não federais, como aquelas conduzidas apenas por governos estaduais ou pelo setor privado. Todavia, é corriqueiro que o processo de AIA seja acionado na necessidade de uma permissão (ou licença) emitida por um órgão federal, como na ocasião de um empreendimento que cruza terras federais ou que impacta as águas do país (CEQ, 2007, p.4). Desta forma, a NEPA acaba, indiretamente, afetando empreendimentos fora da esfera federal. Além disso, agências estaduais podem estabelecer critérios mais restritivos que a lei federal em suas respectivas jurisdições (ARCADIS LOGOS, 2015), e empreendimentos relacionados a setores específicos podem ter outras exigências e/ou regulamentações pertinentes. É o caso, por exemplo, de diversas leis temáticas que afetam o setor de P&G offshore, como a Lei da Água Limpa (Clean Water Act - CWA), da Lei do Ar Limpo (Clean Air Act – CAA) e da Lei das Espécies Ameaçadas (Endangered Species Act - ESA). Embora 117 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) tenham um direcionamento mais geral, elas afetam diretamente as atividades do setor: a CWA, por exemplo, determina que atividades offshore preparem um Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (Oil Spill Response Plans). Além destas, a Lei da Gestão da Zona Costeira (Coastal Zone Management Act -CZMA), a Lei de Terras da Plataforma Continental Externa (Outer Continental Shelf Lands Act - OCSLA) e a Lei de Proteção dos Mamíferos Marinhos (Marine Mammals Protection Act - MMPA) determinam regras específicas para atividades em zonas costeiras/marinhas. A OCSLA, por exemplo, estabelece a jurisdição federal para águas costeiras a partir de 3 milhas da costa, afetando diretamente as atividades offshore. De maneira mais direcionada, ainda há a Lei de Gestão de Royalties Federais de Petróleo e Gás (Federal Oil and Gas Royalty Management Act - FOGRAMA) e a Lei de Poluição por Petróleo (Oil Pollution Act - OPA), que determinam regras específicas para o setor de P&G. Todas estas leis mencionadas estão reunidas cronologicamente no Quadro 2.6, acrescidas de seus respectivos objetivos. 118 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quadro 2.6 - Principais documentos legais e normativos da legislação ambiental dos Estados Unidos da América com relação às atividades de petróleo e gás offshore ANO DOCUMENTO LEGAL OBJETIVO 1948, 1972 Lei da Água Limpa (Clean Water Act - CWA) Fixa o controle de poluição sobre atividades que possam causar impactos sobre as águas. Determina que operadores de atividades offshore preparem um Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (Oil Spill Response Plans) 1953 Lei de Terras da Plataforma Continental Externa (Outer Continental Shelf Lands Act - OCSLA) Estabelece a jurisdição federal para áreas submersas a partir das águas costeiras estaduais (3 milhas a partir da costa), e autoriza o Secretário do Interior (Secretary of the Interior – SI) a outorgar (lease) estas para exploração 1970 Lei Nacional de Política Ambiental (National Environmental Policy Act - NEPA) Fixa a exigência para todas as agências federais de inserirem o meio ambiente em seus processos de tomada de decisão com ênfase na avaliação de impactos das ações propostas e de suas alternativas 1970, 1990 Lei do Ar Limpo (Clean Air Act – CAA) Estabelece a (1) proteção e valorização da qualidade do ar, da saúde pública, bem-estar e a capacidade produtiva da população; (2) programa de pesquisa e desenvolvimento nacional para a prevenção e controle da poluição do ar; (3) promoção da assistência técnica e financeira para os governos estaduais e locais conexão com o desenvolvimento e execução de ações de prevenções de poluição do ar e programas de controle; e (4) incentivo e apoio ao desenvolvimento e operação de programas regionais de prevenção e controle da poluição do ar 1972, 1990 Lei da Gestão da Zona Costeira (Coastal Zone Management Act -CZMA) Tem como objetivo "preservar, proteger, desenvolver, e, quando possível, recuperar ou melhorar os recursos das zonas nacionais costeiras" 74. A CZMA estabelece três programas nacionais para (1) harmonizar disputas entre gestões estaduais e federais no que concerne terra e mar; (2) pesquisar acerca da importância dos estuários e da ação antrópica sobre eles; e (3) provê fundos para que estados e governos locais possam garantir a preservação em área privadas (conservation easement75), ou mesmo comprar áreas costeiras e estuarinas ameaçadas 1972 Lei de Proteção dos Mamíferos Marinhos (Marine Mammals Protection Act - MMPA) Torna ilegal a alimentação, caça, captura, coleta ou assassinato de qualquer mamífero marinho, ou parte dele, sem uma permissão do órgão competente. A Lei também formalizou programas de resposta a encalhe e saúde de mamíferos marinhos 1973 Lei das Espécies Ameaçadas (Endangered Species Act - ESA) Promove um programa para a conservação das espécies ameaçadas, e toma as medidas que possam ser adequadas para alcançar os propósitos dos tratados e convenções de proteção a biodiversidade 1982 Lei da Gestão de Royalties Federais de Petróleo e Gás (Federal Oil and Gas Royalty Management Act - FOGRAMA) O FOGRMA estabelece a autoridade do Secretário do Interior (Secretary of the Interior - SI) para administrar e impor a regulamentação relacionada à outorga de atividades de petróleo e gás em terras federais e indígenas, estabelecendo uma política que busca desenvolver um sistema geral de gestão dos royalties derivados da outorga de P&G 1990 Lei da Poluição por Petróleo (Oil Pollution Act - OPA) Cria um fundo financiado por impostos relacionados às atividades de petróleo que fornece recursos para a limpeza de vazamentos quando a parte responsável é incapaz ou desinteressada em agir. A OPA requer que instalações de armazenamento de óleo e embarcações enviem ao governo federal planos detalhados de como eles responderão a eventuais grandes vazamentos de óleo. Além disso, a OPA exige que Planos Contingenciais de Área (Area Contingency Plans - ACP) sejam preparados em escala regional, visando a resposta a vazamentos de óleo Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Arcadis Logos (2015); BOEM76; NOAA77; The Marine Mammal Center78; Cornell Law School79. 74. Fonte: NOAA. Disponível em: <https://coast.noaa.gov/czm/act/>. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 75. Uma conservation easement é um acordo legal voluntário entre um proprietário de terras e uma land trust ou agência governamental que permanentemente limita os usos de uma propriedade para proteger seu valor ecológico. Assemelha-se, em partes, à categoria de Unidade de Conservação de Reserva Particular do Patrimônio Natural (RPPN) no Brasil. 76. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Federal-Offshore-Lands/> e <https://www.boem.gov/OCS-Lands-Act-History/>. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 77. Fonte: NOAA. Disponível em: <https://coast.noaa.gov/czm/act>/. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 78. Fonte: Marine Mammal Center. Disponível em: <http://www.marinemammalcenter.org/what-we-do/rescue/marine-mammal-protection-act. html>. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 79. Disponível em: <https://www.law.cornell.edu/uscode/text/30/chapter-29>. Acesso em: 18 de jan. de 2019. 119 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De forma complementar, e com caráter mais operacional, existem ainda as Notas para Outorgados e Operadores (Notice to Lessees and Operators – NTL’s), cuja função é esclarecer os padrões da Plataforma Continental Externa (OCS), provendo aos outorgados e operadores de atividades offshore melhor entendimentodo escopo e significado de uma regulamentação80. Adicionalmente, as NTL’s também transmitem informações administrativas. 3.3.2 - Órgãos e competências envolvidas no processo equivalente ao Licenciamento Ambiental A estrutura de regulamentação ambiental nos Estados Unidos é basicamente tripartite, envolvendo o Congresso (Senado e Casa dos representantes) como poder legislativo, responsável pela promulgação de leis ambientais; o poder executivo, responsável pela implementação da legislação; e o poder judiciário, representado pelas suas diversas cortes, com a Suprema Corte dos Estados Unidos no topo (EUROPEAN PARLIAMENT, 2015). Dentro do poder executivo, é a Agência de Proteção Ambiental (Environmental Protection Agency - EPA) que auxilia a formulação da legislação ambiental a ser votada no Congresso, além de possuir o poder de emitir sanções e aplicar multas. Da mesma forma, cabe à EPA analisar os estudos de impacto ambiental realizados pelas agências federais governamentais setoriais, comentando acerca da adequabilidade e aceitabilidade dos impactos ambientais da ação proposta, divulgando ao público os impactos apontados pelos pareceres, de acordo com a Seção 309 da Lei sobre o Ar Limpo (Clean Air Act – CAA). O papel da EPA é importante, pois, por fazerem parte de uma lei federal geral, os documentos exigidos pela NEPA servem como um modelo para que outras agências demonstrem conformidade. Além disso, cabe ao Conselho de Qualidade Ambiental (CEQ) supervisionar a implementação da Lei Nacional de Política Ambiental (NEPA), fornecendo orientação acerca dos requerimentos processuais da lei. Além disso, o CEQ revisa e aprova os procedimentos federais ligados à NEPA, decidindo acerca de arranjos alternativos para conformidade em caso de emergências, auxiliando na resolução de disputas entre as agências federais e outras entidades governamentais e não governamentais. A respeito da Avaliação de Impacto Ambiental, é a CEQ que supervisiona os processos de implementação e coordena as disputas entre agências na ocasião de opiniões divergentes a respeito das avaliações de impacto81, sendo nesta tarefa auxiliado pelo Instituto para a Resolução de Conflito Ambiental dos EUA (U.S. Institute for Environmental Conflict Resolution), órgão independente focado na resolução de conflitos entre diferentes agências ambientais federais (CEQ, 2007, p.6). Estas divergências entre agências federais podem surgir porque, diferentemente do que ocorre no Brasil, onde fica a cargo do empreendedor realizar o estudo ambiental, nos EUA são os próprios órgãos 80. Dessa forma, as NTL’s podem ser comparadas às Instruções Normativas, no Brasil. 81. Fonte: White House. Disponível em: <https://www.whitehouse.gov/ceq/>. Acesso em: 17 de jan. de 2019. 120 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) governamentais setoriais que são responsáveis pela elaboração dos documentos exigidos pela NEPA, como parte do processo de AIA. Além de uma ou mais Agências Principais (Lead Agencies), tal processo pode envolver outras agências governamentais cujo conhecimento ou interesse específico seja pertinente à ação/ empreendimento sendo avaliado. Neste caso, as agências parceiras são classificadas como Agências de Cooperação (Cooperating Agencies), fornecendo equipe e trabalhando conjuntamente com as Agências Principais (ARCADIS LOGOS, 2015). Ressalta-se, no entanto, que empresas de consultoria também podem ser contratadas para auxiliar na preparação dos documentos exigidos no processo de AIA82. Tal terceirização usualmente acelera o processo (FWS, 2019), e pode ser empregada tanto pela agência federal, como pelo próprio proponente do empreendimento, caso a agência federal dê sua anuência. No entanto, a agência federal continua como responsável pela acurácia das informações presentes nos documentos, assim como pelo seu escopo e conteúdo (ARCADIS LOGOS, 2015). A respeito das atividades P&G offshore foco do estudo em tela, dois órgãos federais merecem destaque: o Gabinete de Gestão de Energia Oceânica (Bureau of Ocean Energy Management – BOEM) e o Gabinete de Segurança e Cumprimento da Legislação Ambiental (Bureau of Safety and Environmental Enforcement – BSEE), ambos parte do Departamento do Interior (Department of the Interior – DoI). O BOEM e BSEE foram criados em 2011, desmembrados de um único órgão, o Serviço de Gestão Mineral (Minerals Management Service – MMS), com o intuito de melhorar a gestão das atividades da Plataforma Continental Externa (National Outer Continental Shelf)83, diferenciando as atribuições de cada gabinete. Desta forma, considerando as funções relacionadas ao setor de petróleo e gás offshore, destaca-se, por parte do BOEM: g Elaboração dos Programas Nacionais de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa (National Outer Continental Shelf Oil and Gas Leasing Programs - National OCS Programs)84; g Aprovação dos Planos de Exploração (Exploration Plans - EP) e Documento de Coordenação das Operações de Desenvolvimento (Development Operations Coordination Document - DOCD); 82. Neste caso, um atestado de ausência de conflito de interesses deve fazer parte dos documentos apresentados ao órgão federal (ARCADIS LOGOS, 2015). 83. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/faqs/what-happened-to-the-functions-of-the-former-minerals-management-service- mms>. Acesso em: 02 de abr. de 2019. 84. Sendo função do Secretário do Interior (Secretary of Interior) a outorga das áreas de cada região. 121 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Realização de estudos em estágios anteriores à outorga - como caracterização de área e avaliação geológica e geofísica (pesquisa sísmica); g Emissão de licença para avaliação geológica e geofísica (pesquisa sísmica), com cunho comercial ou científico; g Condução das vendas das outorgas de P&G; g Execução dos estudos de Avaliação de Impacto Ambiental relacionados à NEPA e qualquer outra lei ou regulação ambiental que afete atividades na OCS; g Atuação, em parceria com o BSEE, nos esforços para o cumprimento da legislação e garantia de conformidade por parte dos operadores de atividades offshore (DoI, 201485; BOEM website 2018). E, no que diz respeito ao BSEE, cabem as seguintes funções: g Emitir licenças (permits) para as atividades de petróleo e gás que envolvam perfuração em águas offshore, ou seja, atividades na fase de exploração e produção, pós-outorga; g Desenvolver medidas de mitigação ambiental, monitorando protocolos (em parceria com o BOEM); g Administrar um programa regular de cumprimento da legislação ambiental, de forma a garantir que as atividades de P&G na OCS sejam realizadas de acordo com a NEPA e outras leis ambientais, cumprindo a regulamentação ambiental e de segurança; g Monitorar a conformidade da indústria no que concerne às mitigações e outros processos ambientais necessários, realizando vistorias de campo e em escritório, executando ações para o cumprimento da lei em situações de não conformidade, consultando o BOEM e conduzindo investigações (DoI, 201486). Tanto o BOEM quanto o BSEE possuem três escritórios regionais, localizados nas regiões OCS do Alaska, Golfo do México e Pacífico. A Figura 2.13 e Figura 2.14 adiante apresentam os organogramas do BOEM e BSEE. 85. Acrescido também das informações disponíveis em: <https://www.bsee.gov/what-we-do>. Acesso em 01 de fev. de 2019. 86. Acrescido também das informações disponíveis em: <https://www.bsee.gov/what-we-do>. Acesso em 01 de fev. de 2019. 122 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.13 – Organograma do BOEM Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Traduzido de BOEM87 87. Disponível em: <https://www.boem.gov/BOEM-Org-Chart/>. Acesso em: 03 de out. de 2019. ESCRITÓRIO DA DIRETORIA ESCRITÓRIO DE RELAÇÕES CONGRESSIONAIS ESCRITÓRIO DE COORDENAÇÃO DE PROGRAMAS E DESPESAS ESCRITÓRIO DE RELAÇÕES PÚBLICAS ESCRITÓRIO DE POLÍTICAS, REGULAMENTAÇÕES E ANÁLISES VICE DIRETOR CFO ESCRITÓRIODE PROGRAMAS PARA ENERGIA RENOVÁVEIS DIVISÃO DE MINÉRIOS MARINHOS DIVISÃO DE SERVIÇOS GEOESPACIAIS ESCRITÓRIO DE PROGRAMAS PARA RECURSOS ESTRATÉGICOS GRUPO DE POLÍTICAS DE GESTÃO DE RISCOS DIVISÃO DE ECONOMIA DIVISÃO DE POLÍTICAS E GESTÃO DE LOCAÇÃO DIVISÃO DE AVALIAÇÃO DE RECURSOS ESCRITÓRIO DE PROGRAMAS AMBIENTAIS DIVISÃO DE AVALIAÇÃO AMBIENTAL DIVISÃO DE CIÊNCIAS AMBIENTAIS OCS REGIONAL DO GOLFO DO MÉXICOOCS REGIONAL DO ALASCA OCS REGIONAL DO PACÍFICO 123 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.14 – Organograma do BSEE Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Traduzido de BSEE88 88. Disponível em: <https://www.bsee.gov/memos/bsee/bsee-org-chart-final>. Acesso em: 03 de out. de 2019. Consultora de Integridade e Responsabilidade Profissional Linda Schubert Escritório de Políticas e Análises Molly Madden Escritório de Despesas Eric Modrow Diretor Scott Angelle Vice-Diretor CFO Vago Diretor Associado para Engajamento Estratégico Vago Escritório de Relações Públicas Eileen Angelico Escritório de Relação Congressionais e Internacionais Julie Fleming Escritório de Programas Regionais Offshore Douglas Morris Divisão de Preparo e Vazamento de Óleo *Eric Miller Divisão de Conformidade Ambiental David Fish Divisão de Segurança e Investigação de Incidentes Stacy Noem Divisão de Cumprimento de Legislação de Segurança *Jennifer Mehaffey **Departamento Administrativo *Scotty Mabry Divisão de Suporte de Gestão Angela Rice Divisão de Gestão de Compras MArk Eckl Divisão de EEO Patrícia Callis Divisão de Finanças Teresa Weaver Divisão de Recursos Humanos Cynthia Piper Divisão de Serviços de Tecnologia *Vonia Ashton-Grisby * Ativo ** Centro de Serviço Copartilhado Operações de Campo-POCSR Michael Mitchell Produto e Desenvolvimento-POCSR *Robert Kurts Operações Estratégicas-POCSR Nabil Masri Subdivisão de Pesquisa e Intervenção Vacant Subdivisão de Verificação Preparatória *Bryan Rogers Diretor OCS Regional do Golfo do México Lars Herbst Diretor da OCS Regional do Alasca Mark Fesmire Operações de Campo-AOCSR Kevin Pendergast Vice-Diretor Regional para PROD Kevin Karl Vice-Diretor Regional para DIEE Michael Prendergast Operações de Campo de Distrito-GOMR Michael Saucier Produto e Desenvolvimento da Região-GOM Richie Baud Escritório de Investigações de Incidentes-GOMR Charles Arnold Operações de Campo Regionais-GOMR *Bryan Domangue Escritório de Compilance Ambiental-GOMR Tommy Broussard Escritório de Gestão de Dados e Tecnologia-GOMR Christopher Schoennagel Escritório de Cumprimento da Legislação-GOMR Stephen Kovacs Escritório de Registros e FOIA-GOMR Karen Miller Diretor da OCS Regional do Pacífico Mark Fesmire Vice-Diretor Regional da OCS do Pacífico Rance Wall Vice-Diretora, ORP * Susan Dwarnick Subdiv. de Melhorias em Segurança Offshore Susan Dwarnick Subdiv. de Tecnologias Emergentes Joseph Levine Subdivisão de Treinamento Offshore *Keith Good Subdiv. de Normas e Regulamentações Lakeisha Harrison Subdivisão de Análise Avaliação de Riscos Michael Pitman Centro de Treinamento GOM Elizabeth Kramar 124 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.3 - Ferramentas de Planejamento Estratégico aplicadas ao processo equivalente de Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental A avaliação de impacto ambiental em nível estratégico é utilizada majoritariamente nos Estados Unidos da América na avaliação ambiental de planos e programas (MMA, 2002, p.16). De fato, no que concerne às atividades de petróleo e gás, os Estudos de Impacto Ambiental Programático (PEIS), modalidade de EIS que possui caráter de avaliação estratégica, são utilizados minimamente a cada 5 anos, como componente dos Programas Nacionais de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa, visando subsidiar as decisões do Secretário do Interior acerca das áreas a serem exploradas pela indústria de P&G. Neste caso, o BOEM, agência federal responsável pela elaboração do PEIS, realiza uma análise de paisagem89 para identificar as áreas passíveis de serem exploradas pela respectiva indústria, considerando questões econômicas, sociais e de valor ambiental dos recursos renováveis e não renováveis da Plataforma Continental Externa (OCS), além do impacto potencial da exploração da indústria de P&G em outros recursos marinhos, costeiros e de ambiente antrópico (BOEM, 2016, p.S-2). Com essa análise realizada, o BOEM apresenta um número de alternativas de áreas de outorga para cada região da OCS, incluindo a alternativa de nenhuma área (ou seja, sem exploração offshore no período abrangido pelo estudo). Consequentemente, o PEIS analisa todos os impactos significativos que podem vir a decorrer da escolha de cada alternativa, abrangendo desde a necessidade de investimento em outras matrizes energéticas e a perda de postos de trabalho no setor de P&G no caso de não-exploração, até o impacto em comunidades tradicionais, aumento do tráfego de embarcações e o maior risco de vazamentos de óleo em uma alternativa de extensa áreas a serem exploradas pela indústria de petróleo e gás. Utilizando o PEIS realizado para os anos de 2017-2022 como exemplo, houve, na caracterização das alternativas de áreas de outorga, o destaque das alternativas que continham Áreas de Importância Ambiental (Environmentally Important Areas)90, ressaltando que, caso uma daquelas alternativas fossem escolhidas, que fossem aplicadas mitigações em nível estratégico (programmatic mitigations) visando à minimização dos impactos negativos (BOEM, 2016, p.S-2). Com efeito, a alternativa final escolhida pelo Secretário do Interior envolveu algumas dessas áreas. Logo, dentre as medidas de mitigação propostas, foi definido, a partir das informações coletadas no processo de 89. De acordo com o Departamento do Interior, a análise de paisagem (landscape-scale approach) envolve uma hierarquia de mitigação de impactos nos recursos e seus valores, serviços e funções na escala de análise necessária para sustentar ou alcançar os objetivos estabelecidos pelo DoI em relação àqueles recursos (DoI, 2015, p.4). 90. As Áreas de Importância Ambiental representam regiões de valor ambiental significativo onde há potencial de conflito entre o desenvolvimento de atividades de petróleo e gás e a existência de habitats de importância ou sensibilidade ecológica, considerando também a manutenção regional de recursos sociais, culturais e econômicos (BOEM, 2016, p.S-2). 125 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) participação pública, que para operar em uma Área de Importância Ambiental no Alaska, um empreendedor deveria apresentar um Plano de Gestão de Conflitos (Conflict Management Plan – CMP)91 ao BOEM em etapa prévia à execução de exploração e produção (BOEM, 2016, p.2-19), além dos outros planos e documentos comumente exigidos. Por abordar uma escala macro, o PEIS também contribui de maneira importante para os futuros estudos à escala de projeto (EAs ou EISs) relacionados a empreendimentos, fornecendo um conteúdo básico de referência (baseline) para análises que serão mais detalhadas. Ademais, o estudo programático identifica potenciais contribuições de empreendimentos passados e presentes nas regiões da OCS, facilitando análises de impactos cumulativos e elaboração de cenários futuros (BOEM, 2016, p.3-43). Similarmente, além dos PEIS integrantes aos Programas Nacionais de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa, o BOEM também realiza estudos em nível estratégico quando há falta de dados a respeito de uma região da OCS. É o caso, por exemplo, da região do Atlântico na Plataforma Continental Externa, que historicamente foi menos utilizada pela indústria de petróleo e gás. Após receber diversos pedidos de empreendedores solicitando autorização para a realização de pesquisa sísmica na região, o BOEM resolveu executar um PEIS visando coletar informações atuais da área, já que as informações que o órgão possuía diziamrespeito às décadas de 1970 e 1980, coletadas com tecnologia hoje defasadas. De acordo com o BOEM92, as informações desse PEIS foram importantes para realizar decisões embasadas a respeito dos recursos de petróleo e gás, considerando aspectos de negócio, engenharia e estimativas de recursos disponíveis. 3.3.4 - O processo equivalente ao Licenciamento Ambiental A terminologia de “licenciamento ambiental”, amplamente utilizada no Brasil, não possui equivalente nos Estados Unidos da América, embora o ato de emitir licenças, atreladas às informações provenientes de um processo de AIA seja comum aos dois países. Dessa forma, a seguir são apresentadas as diferentes particularidades relacionadas aos estágios que caracterizam o setor de P&G offshore. a) Outorga de áreas da Plataforma Continental Externa - OCS A outorga de áreas da OCS é determinada nos Programas Nacionais de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa, planos de 5 anos que estabelecem o calendário de outorgas de P&G para cada 91. Um Plano de Gestão de Conflitos (Conflict Management Plan - CMP) é um documento que visa documentar as ações de um operador com as comunidades tradicionais para determinar boas práticas de prevenção de conflitos, destacando medidas de mitigação que o empreendedor iria implementar (BOEM, 2016, p.4-194). 92. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Atlantic-G-G-PEIS/>. Acesso em: 03 de out. de 2019. 126 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) região (Alasca, Pacífico, Golfo do México e Atlântico) no período. Cada Programa dá detalhes sobre quantidade, localização e cronograma das áreas a serem outorgadas, de acordo com as necessidades apontadas pelo Departamento do Interior (Department of Interior - DoI), do qual o BOEM faz parte93. O Programa Nacional de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa em vigor abrange o período de 2017 – 2022, embora haja um novo Programa a ser aprovado, que será válido de 2019 a 202494. De forma integrada a cada Programa, o BOEM também conduz a modalidade estratégica de um EIS, intitulada Estudo de Impacto Ambiental Programático (Programmatic Environmental Impact Statement – PEIS), conforme apresentado anteriormente, que, dentre outros tópicos, apresenta as alternativas de outorga consideradas no estudo, destacando os impactos previstos e o custo-benefício de cada alternativa95. Tendo como referência as alternativas apontadas pela versão final do PEIS, o Secretário do Interior escolhe quais áreas serão outorgadas, resultando na emissão de um Registro de Decisão (Record of Decision – ROD) no qual o Programa Nacional de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa é aprovado. A partir daí, inicia-se a etapa de venda de outorgas, que, por sua vez, aciona outro processo de AIA, desta vez sobre um EIS regional específico (e não programático, isto é, estratégico), de acordo com cada região da OCS. Tal etapa integra diversas consultas entre agências governamentais, incluindo a articulação com a Gestão das Zonas Costeiras (Coastal Zone Management), que emite um parecer de consistência96 com a regulamentação ambiental dos estados costeiros com as atividades offshore pretendidas. Com o EIS finalizado, inicia-se a venda e a consequente emissão de outorgas. O fluxograma do processo de outorga é apresentado na Figura 2.3 4, detalhando cada etapa e destacando os períodos de participação pública. b) Atividades de Pesquisa Geológica e Geofísica – G&G (Geological and Geophysical Survey Activities) A pesquisa geológica e geofísica (G&G) equivale à atividade de “pesquisa sísmica” no Brasil, ou seja, etapa prévia de levantamento de informações para substanciar a etapa de tomada de decisões, onde serão potencialmente escolhidas as áreas de exploração/perfuração. 93. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/National-OCS-Program/>. Acesso em: 25 de jan. de 2019. 94. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/National-Program/>. Acesso em 25: de jan. de 2019. 95. O EIS Programático (PEIS) é considerado equivalente à avaliação ambiental estratégica no Brasil. O item 1.1.5 deste texto detalha melhor a natureza do PEIS. 96. Fonte: NOAA. Disponível em: <https://coast.noaa.gov/czm/consistency/>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 127 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Cabe ao escritório BOEM de cada região emitir as licenças para pesquisa G&G97, respeitando os planos nacionais e decisões superiores. Alguns setores, ou mesmo regiões inteiras, por exemplo, podem ser enquadrados como “áreas de restrição”, onde a outorga é proibida. É o caso da maior parte do setor leste do Golfo do México98, e foi, por anos, o caso da região do Atlântico (BOEM, 2014). O rito de emissão de licença ocorre de maneira distinta no caso de a área de exploração já ter sido outorgada ou não. Segundo Guimarães (2007), o próprio contrato de concessão com o BOEM já autoriza previamente as atividades de pesquisa G&G, com a ressalva que o empreendedor deve seguir as informações editadas nas Notas para Outorgados e Operadores (NTL’s). Já para o caso de pesquisa G&G em áreas ainda não outorgadas, o empreendedor deverá obter uma autorização com o escritório regional do BOEM, seguindo as diretrizes das Letters to Permitees. Atualmente, também é padrão que as atividades de P&G offshore necessitem da autorização de órgãos ambientais ligados à vida marinha, como o Serviço de Pescado e Vida Marinha (FWS - Fish and Wildlife Service) e o Serviço Nacional de Pescado Marinho (National Marine Fisheries Service - NMFS)99, sendo o último o responsável pela emissão de Autorizações para Perturbação Acidental (Incidental Harassment Authorizations – IHA). As IHAs100 consistem em autorizações para a perturbação acidental de mamíferos marinhos durante o período de 1 ano, com possibilidade de renovação. O processo de emissão do IHA dura, em média, entre 5 e 8 meses, incluindo um período de 30 dias de comentários públicos. A NMFS dispõe em seu sítio eletrônico as autorizações emitidas especificamente para o setor de P&G101. Há ainda de se considerar neste processo o próprio contexto da região em que a atividade é planejada. Como exemplo, Guimarães (2007) menciona a região do Alasca, onde há a necessidade de mediar os conflitos envolvendo a realização das pesquisas sísmicas e a caça de subsistência de baleias por comunidades tradicionais. Deste modo, cada região tem sua autonomia para requerer as informações do empreendedor que forem julgadas necessárias à emissão de licença da atividade. 97. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Resource-Evaluation-Data/>. Acesso em: 03 de abr. de 2019. 98. Fonte: BOEM. Disponível em:< https://www.boem.gov/Areas-Under-Moratoria/>. Acesso em: 25 de jan. de 2019. 99. O NMFS também é conhecido como Administração Nacional Oceânica e Atmosférica - Recursos Pesqueiros (NOAA Fisheries). Fonte: NOAA Fisheries. Disponível em: <https://www.fisheries.noaa.gov/about-us>. Acesso em: 03 de abr. de 2019. 100. Disponível em: https://www.fisheries.noaa.gov/national/marine-mammal-protection/incidental-harassment-authorization-renewals#qualifying- activities. Acesso em abr. de 2019. 101. Disponível em: <https://www.fisheries.noaa.gov/national/marine-mammal-protection/incidental-take-authorizations-oil-and-gas>. Acesso em: 03 de abr. de 2019. 128 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O rito de obtenção de licença para pesquisa em G&G é representado no fluxograma na Figura 2.15, utilizando o exemplo da região do Atlântico. De maneira sucinta, pode-se dizer que há dois processos paralelos: a análise do NMFS para a emissão do IHS, e a análise da solicitação de licença G&G pelo BOEM. Com esta tendo seu conteúdo aceito, o órgão irá coletar informações provenientes da análise pública. A partir daí, o BOEM irá checar a conformidade com a NEPA, realizando, se for o caso, o estudo ambiental (Environmental Assessment - EA, Environmental Impact Statement- EIS) pertinente, trocando informações com outras agências, que analisarão os impactos associados às suas áreas de atuação. Com a análise e coordenação entre agências finalizada, o BOEM emitirá ou não a licença, justificando a não emissão em razão da ausência de IHA ou outro motivo. c) Atividades de Perfuração e Produção De acordo com o BSEE102, para obter uma Licença de Perfuração (Application Permit to Drill - APD), o proponente pode ser requisitado a apresentar: um Plano de Exploração (EP) ou Documento de Coordenação das Operações de Desenvolvimento (DOCD), de acordo com a atividade a ser realizada, especificando a necessidade do APD; um Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (OSRP); documentos NEPA, relacionados à avaliação de impacto ambiental (AIA)103; Responsabilidade Financeira na ocasião de Vazamento de Óleo (OSFR); entre outros documentos que podem surgir de acordo com o contexto regional e a necessidade específica do empreendedor, sendo comum a constante troca de documentos entre o órgão federal e o empreendedor. De maneira geral, o outorgado deve iniciar o processo enviando o OSRP ao BSEE, provando que ele possui capacidade de responder de forma rápida e efetiva em um evento de vazamento de óleo de suas instalações104. Adicionalmente, enquanto o plano é analisado pelo órgão federal, e durante no máximo 2 anos, o outorgado pode exercer suas atividades, desde que ele tenha certificado ao BSEE que possui todos os meios necessários (em termos de pessoal e equipamento) para agir em uma eventual intervenção emergencial105. 102. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/research-guidance-manuals-or-best-practices/safety/apd-facts-and-definitions- bsee.pdf>. Acesso em: 28 de jan. de 2019. 103. Os documentos de AIA associados à NEPA são determinados de acordo com os impactos esperados à atividade, podendo envolver estudos ambientais simples (na forma de uma Avaliação Ambiental – EA), ou complexos (Estudo de Impacto Ambiental – EIS), detalhados mais adiante neste texto. 104. Fonte: E-CFR. Disponível em: <https://www.ecfr.gov/cgi-bin/text-idx?SID=defb0acd6c4a9d71d6e044bca61c39dc&mc=true&node=se30.2. 254_11&rgn=div8>. Acesso em 04 de abr. de 2019. 105. Fonte: E-CFR. Disponível em: <https://www.ecfr.gov/cgi-bin/text-idx?SID=defb0acd6c4a9d71d6e044bca61c39dc&mc=true&node=se30.2. 254_12&rgn=div8>. Acesso em 04 de abr. de 2019. 129 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Desta forma, o processo de obtenção de licença pode demorar de dias a vários meses, sendo importante notar que desde o incidente Deepwater Horizon este tempo de emissão cresceu, devido a novos procedimentos de segurança. Ressalta-se que enquanto o BSEE é o órgão federal responsável pela emissão de licenças (permits) e a análise de planos de segurança, cabe ao BOEM à análise dos planos de exploração/produção, assim como a elaboração dos estudos de AIA. O Quadro 2.7 destaca os principais documentos associados ao processo de solicitação das licenças de perfuração e produção. Quadro 2.7 - Lista de documentos associados às atividades de perfuração e produção de petróleo e gás na Plataforma Continental Externa (OCS) dos EUA DOCUMENTO CONTEÚDO Pedido para a Licença de Perfuração (Application for a Permit to Drill - APD) Inclui o design dos poços, o programa de revestimento (casing), o programa de cimentação, o mud program, assim como o design e perfuração dos poços Pedido para a Licença de Modificação (Application for a Permit to Modify - APM) Inclui completação, manutenção (workover) e os procedimentos para término das operações do poço (abandonment design) Licença para a Instalação de Plataforma (Platform Installation Permits - PIP) Inclui revisão do design, fabricação e instalação da estrutura da plataforma de produção Licença de dutos (Pipeline Permits) Inclui a revisão do design e instalação do sistema de dutos Plano de Exploração (Exploration Plan), que pode ser dividido em inicial (initial), revisado (revised) e complementar (supplemental) Descreve as atividades de exploração planejadas por um operador para uma ou mais outorgas, especificando cronograma; informações sobre embarcações de perfuração; a localização de cada poço; e uma análise de impactos onshore e offshore que podem ocorrer como resultado da implementação da atividade Documento de Coordenação das Operações de Desenvolvimento (Development Operations Coordination Document - DOCD), que pode ser dividido em inicial (initial), revisado (revised) e complementar (supplemental) Descreve as atividades de desenvolvimento e produção planejadas por um operador para uma ou mais outorgas, especificando cronograma; informações sobre embarcações de perfuração; a localização de cada poço, plataforma ou estrutura; e uma análise de impactos onshore e offshore que podem ocorrer como resultado da implementação da atividade Medição de Produção e Conservação de Recursos (Production Measurement and Conservation of Resources) Inclui a revisão de pedidos de medição, commingling, unitization, enhanced recovery, flaring, suspensions etc. Aplicação do Sistema de Segurança do Processo da Plataforma (Platform Process Safety System Application) Inclui a revisão do processo de produção de petróleo, gás e água, assim como o design e instalação de seu sistema de segurança Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (Oil Spill Response Plan – OSRP) Descreve como um operador irá responder a situações de pior cenário de vazamento de óleo das suas instalações offshore. O OSRP inclui detalhes de exercícios de treinamento; procedimentos de teste de equipamentos, táticas e estratégias de resposta a vazamentos, procedimentos de controle e comando, e contatos para emergência Responsabilidade Financeira na ocasião de Vazamento de Óleo (Oil Spill Financial Responsibility - OSFR) O documento descreve a capacidade e meios por qual a parte responsável por uma instalação offshore irá lidar com os custos e danos na ocasião de ameaças de descarga de óleo e em vazamentos de óleo Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: BSEE (2018), BOEM106, BSEE107, US Legal108. 106. Disponível em: <https://www.boem.gov/Oil-and-Gas-Energy-Program/Plans/Exploration-and-Development-Plans-Definitions.aspx>. Acesso em: 28 de jan. de 2019. 107. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/oil-spill-preparedness/preparedness-activities/oil-spill-response-plans>. Acesso em: 28 de jan. de 2019. 108. Disponível em: <https://definitions.uslegal.com/o/oil-spill-financial-responsibility>. Acesso em: 28 de jan. de 2019. 130 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Os fluxogramas das atividades de perfuração e produção para os Estados Unidos da América são apresentados na Figura 2.17 e Figura 2.18, respectivamente. Nota-se que o processo de obtenção de licença tanto para atividades de exploração (perfuração) quanto produção são semelhantes. O rito se inicia com a elaboração, por parte do outorgado, de um Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo, a ser entregue ao BSEE. Posteriormente, o empreendedor deve enviar um Plano de Exploração ao BOEM, que analisará o documento, junto com outras agências federais. É a partir desta etapa que a AIA é conduzida, sendo parte associada ao Plano de Exploração, EP (no caso de atividades de perfuração), ou do Documento de Coordenação das Operações de Desenvolvimento, DOCD (no caso de atividades de produção). Com o EP ou DOCD aprovado tanto pelo BOEM quanto pela Gerência de Zonas Costeiras, a solicitação de Licença para Perfuração (APD) deve ser enviada ao BSEE independente da atividade a ser conduzida pelo outorgado. Com a APD aprovada, o outorgado pode iniciar suas atividades. 131 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.15 – Fluxograma do processo de outorga Siglas: NOI - Notice of Intent (Aviso de Intenção); ROD - Record of Decision (Registro de Decisão); CZM CD - Coastal Zone Management Consistency Determination (Determinação deConsistência da Gestão da Zona Costeira). Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Adaptado de BOEM109. 109. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/BOEM-OCS-Oil-Gas-Leasing-Process/>. Acesso em 29 de jan. de 2019. Solicitação de informações Minuta de Proposta de Programa e NOI para PEIS publicados Proposta de Programa e Minuta de PEIS publicados Proposta de Programa Final e PEIS Final publicados Programa aprovado e ROD publicado Chamada para Informações (Call) publicada Definição da Área para venda Aviso de Proposta Período para comentários (45 dias) Período para comentários (45 dias) Período para comentários (45 dias) Período para comentários (60 dias) Análise (90 dias) Período para comentários (30 dias) Análise de Preço Justo de Mercado Período para comentários (60 dias) Período para comentários (90 dias) Período para comentários (60 dias) CZM CD enviado aos Estados Aviso Final de Venda publicado Venda realizada Outorgas emitidas Análise de Impacto Ambiental (Análise NEPA) Planejamento Típico do Processo Específico de Outorga de Petróleo e Gás Programa Nacional de Outorga de Petróleo e Gás da Plataforma Continental Externa Consultas Ambientais Consulta entre órgãos governamentais 132 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.16 – Fluxograma do processo de pesquisa em geologia e geofísica (sísmica) para a região do Atlântico Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Adaptado de BOEM110. 110. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Atlantic-Permitting-Process/>. Acesso em 29 de jan. de 2019. Proponente envia solicitação de licença G&G para o BOEM Se necessário, BOEM exige que o proponente revise ou complemente a solicitação Se necessário, BOEM continua aconselhando a proponente a respeito de informações ou mudanças necessárias para completar a análise do processo com sucesso ANÁLISE E COORDENAÇÃO BOEM Escritório de Avaliação de Recursos (RE) Órgão de Emissão - coordenação geral Escritório de Meio Ambiente (OE) Análise NEPA - coordenação de meio ambiente ANÁLISE ENTRE AGÊNCIAS l Gestão de Zonas Costeiras (CZMA) com Estados CZMA l Coordenação com NMFS a respeito dos Habitats Nacionais l Coordenação Tribal l Coordenação e análise NMFS ou FWS para impactos potenciais em espécies marinhas l Coordenação com Departamento de Defesa e NAPA sobre potenciais conflitos de uso BOEM “aceita” a solicitação completa para análise adicional Licença publicada em sítio eletrônico do BOEM IHA EMITIDO BOEM emite a licença com mitigações ambientais IHA NÃO EMITIDO BOEM não emite a licença, justificando (ex: CZMD) e sugerindo mudanças para nova solicitação IHA NÃO EMITIDO BOEM não emite a licença BOEM finaliza a análise e coordenação IHA emitido pelo NMFS Solicitação IHA negada ANÁLISE PÚBLICA 30 dias para Atividade Sísmica em Águas Profundas (DPS) e 10 dias para todos os outros casos PROPONENTE Proponente envia solicitação de um IHA para o NMFS TEMPO Não Sim NMFS emite IHA 133 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.17 – Fluxograma do processo de exploração (perfuração) Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Adaptado de BOEM111. 111. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/uploadedFiles/ExplorationPhaseFlowChart.pdf>. Acesso em 29 de jan. de 2019. A venda de outorgas é executada de acordo com o Programa de 5 anos BOEM avalia as propostas enviadas para as outorgas, assegurando que o governo receba um valor de mercado justo Propostas vencedoras são anunciadas, e outorgas emitidas Outorgado envia Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo ao BSEE Planos de Exploração (EPs) enviados (ou complementação aos existentes) para o BOEM BOEM analisa o conteúdo do EP. Se incompleto, o outorgado é solicitado a prover as informações necessárias. Caso esteja completo BOEM, em outras agências federais e Estados conduzem uma análise do EP, examinando: a descrição do equipamento de perfuração, a localização de cada poço, current structure maps, a sequência das atividades de exploração, relatórios sobre o meio biótico, a consistência da gestão da zona costeira, o relatório ambiental, emissões atmosféricas e outras informações contidas na NTL nº2010 N06 (pior cenário de descarga e blowout) Avaliação Ambiental conduzida Análise da Gerência de Zonas Costeiras junto ao Estado pertinente completada Solicitação de licença para perfuração (APD) é enviada ao BSEE BSEE e analisa APD, checando a conformidade da unidade de perfuração, mud program, casing cement program, plano de contingência H2S e informações contidas na Regra Final Provisória (IFR) APD é aprovada Perfuração inicia EP aprovado pelo BOEM, com condições, (ainda falta a anuência das agências federais e a análise do Estado pertinente a respeito da consistência da gestão das águas costeiras) 134 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.18 – Fluxograma do processo de desenvolvimento/produção Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Adaptado de BOEM112. 112. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/uploadedFiles/DevelopmentPhaseFlowChart.pdf>. Acesso em: 29 de jan. de 2019. Documento de Coordenação das Operações de Desenvolvimento (DOCD) enviado (ou complementação ao existente) ao BOEM Outorgado envia o Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo ao BSEE BOEM analisa o conteúdo do DOCD, caso esteja incompleto, outorgado é requisitado a apresentar as informações necessárias. Se completo: Avaliação Ambiental conduzida DOCD aprovado pelo BOEM, com condições, (ainda falta a anuência das agências federais e análise do Estado pertinente a respeito da consistência da gestão das águas costeiras) Análise da Gerência de Zonas Costeiras junto ao Estado pertinente completada Solicitação de Licença para Perfuração (APD) é enviada ao BSEE BSEE analisa APD, checando a conformidade da unidade de perfuração, mud program, cosing cement program, plano de contingência H2S e informações contidadas na Regra Final Provisória (IFR) APD é aprovada Produção de Petróleo e Gás está autorizada a começar BOEM, outras agências federais e Estados conduzem análises do DOCD, examinando: a descrição da atividade a ser realizada; descrição da embarcação de perfuração; plataforma, dutos, etc; a localização de cada poço, os elementos ambientais de proteção e segurança; taxa de desenvolvimento (rate of development); relatórios do meio biótico, a consistência da gestão das águas costeiras; relatórios sobre o meio físico, informações sobre poluentes atmosféricos; e informações contidas na NTL nº 2010 N05 (pior cenário de descarga e blowout) 135 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.4.1 - Triagem Para as atividades offshore, cabe ao governo federal autorizar a exploração de atividades de P&G, pois as águas na OCS situam-se em jurisdição federal. Logo, a avaliação de impacto ambiental deverá ser aplicada a todas as atividades offshore, seguindo o rito do processo NEPA que segue a seguinte lógica: i) Não há impactos esperados para uma ação, ou ela se enquadra em uma Categoria de Exclusão (Categorical Exclusion - CE) que a exime de estudos ambientais em circunstâncias normais113: Uma Análise da Categoria de Exclusão (Categorical Exclusion Review – CER) irá checar se o empreendimento se enquadra como uma CE114. Caso se enquadre, o rito é finalizado, sem necessidade de estudo ambiental. Do contrário, uma Avaliação Ambiental (Environmental Assessment - EA)115 torna-se necessária. Mesmo que se confirme a Categoria de Exclusão, o órgão federal pode requerer monitoramento das atividades; ii) Há dúvidas a respeito da existência de impactos significativos associados à ação/ empreendimento: Exige-se uma Avaliação Ambiental (Environmental Assessment - EA), estudo simples que poderá indicar a necessidade de um estudo mais completo (Estudo de ImpactoAmbiental - Environmental Impacto Statement - EIS) em caso de confirmação da possibilidade de impactos significativos, ou gerará uma Constatação de Ausência de Impacto Significativo (Findings of No Significant Impact – FONSI) em caso contrário. iii) Impactos significativos podem, ou, com certeza, irão ocorrer: Exige-se um Estudo de Impacto Ambiental (Environmental Impact Statement - EIS116), que terá sua minuta sujeita à análise pública (draft version), para que, em etapa posterior, seja elaborada a versão final (final version) do estudo. A minuta do EIS é aprovada pelo Diretor Associado do BOEM (Associate Director) ou por uma autoridade superior, garantindo a acurácia técnica do estudo, ficando disponível para o processo de consulta pública. A versão final consolida as informações obtidas nesse processo que são destacadas no documento junto com as respostas do BOEM. Usualmente, a versão final do EIS é publicada após 6 meses de término do período de comentários da versão minuta. 113. As Categorias de Exclusão (CE) abrangem as ações/empreendimentos que, por entendimento do órgão federal, não possuem impacto significativo ao meio ambiente, seja individualmente, ou cumulativamente com outros empreendimentos. Desta forma, o órgão ambiental garante um processo de conformidade com a NEPA (AIA) reduzido. Fonte: DOE. Disponível em: <https://www.energy.gov/nepa/nepa-documents>. Acesso em 16 de jan. de 2019. 114. A lista de exceções à CE está disponível em:<https://www.boem.gov/Environmental-Stewardship/Environmental-Assessment/NEPA/policy/ ce/Actions-Requiring-Categorical-Exclusion-Reviews.aspx>. Acesso em 01 de fev. de 2019. 115. Uma Avaliação Ambiental é equivalente a um estudo ambiental de caráter simplificado requerido no âmbito dos diferentes processos de licenciamento no Brasil. 116. O EIS equivale ao Estudo de Impacto Ambiental (EIA) que pode ser requerido no processo de licenciamento ambiental do setor de P&G brasileiro. 136 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.4.2 - Determinação do Escopo A definição do escopo de cada estudo ambiental ocorre de maneira específica, conforme cada grau de complexidade. Em relação à Avaliação Ambiental (EA), estudo simplificado que faz parte do rito de AIA, seu escopo é principalmente construído a partir da regulamentação da NEPA (40 CFR 1508.9) e do Manual Departamental do BOEM (516 DM 3.4), preferencialmente incorporando informações provenientes de outros documentos de AIA gerados na mesma região, assim como estudos técnicos e dados apresentados pelo proponente, entre outros. Segundo o BOEM117, as seguintes informações são obrigatórias para um EA: I) Alternativas: considerar as alternativas propostas pelo outorgado/operador; alternativas que consideram outros usos daqueles recursos associados a conflitos não resolvidos (42 U.S.C. 4332(2)(E)); outras alternativas ou propostas de mitigação que visam minimizar os impactos sobre o meio ambiente; II) Impactos Ambientais da Proposta e das Alternativas: descrição dos efeitos diretos, indiretos e cumulativos que são esperados no meio ambiente onshore e offshore como resultado da implementação da proposta e de suas alternativas, focando nos impactos que podem ser significativos, ressaltando a importância de tais impactos. Informações relevantes fruto de revisões e consultas por partes interessadas devem ser inclusas nesta seção do estudo; III) Consulta e Coordenação: elencar as agências e pessoas consultadas a respeito dos impactos esperados para a proposta. Esta seção é útil para identificar tópicos controversos e qualquer conflito/oposição significativa por parte de órgãos públicos ou do público a respeito do nível do impacto ambiental da proposta. IV) Referências De forma complementar, o EA pode também apresentar: índice; lista de tabelas e figuras; introdução; autores; apêndices - relatórios setoriais (arqueologia, biologia marinha etc.); correspondência relevante (revisões do BOEM, comentários de outras agências); e análise de risco de vazamento de óleo. 117. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Contents-of-an-EA/>. Acesso em: 30 de jan. de 2019. 137 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De maneira distinta do que ocorre no processo de licenciamento ambiental brasileiro, no qual o órgão ambiental exige que informações operacionais sejam inseridas dentro dos estudos ambientais, no caso dos EUA esse tipo de informação faz parte dos Pedidos de Licenças (Applicaton for a Permit)118. O conteúdo de um Pedido de Licença para Atividades Geofísicas (Permit Application for Geophysical activities), conforme o BOEM119, contempla: dados sobre as embarcações, descrição do tipo de energia e sinal recebido (receiving array), total de energia gerada, número de impulsos por milhas lineares, profundidade de reboque (towing depth), sistema de navegação a ser utilizado, estimativa da área de pesquisa, descrição do processo final, estimativa da data de término e mapa, lâmina /gráfico com informações de latitude, longitude, número dos blocos e traçado linear ou blocos propostos. No caso do Estudo de Impacto Ambiental (EIS), estudo mais complexo de AIA, seu conteúdo é continuamente ampliado, levando em consideração as diversas etapas de construção do documento. Embora cada EIS contemple as particularidades de cada projeto e região da OCS, inclusive com a participação pública da população no estágio inicial de definição do escopo120, o BOEM121 aponta o seguinte conteúdo como essencial, independentemente de seu contexto: a) Resumo Visão geral do conteúdo do EIS e uma comparação dos impactos esperados para a proposta e suas alternativas. b) Propósito e Necessidade Propósito e necessidade do empreendimento, ressaltando a autoridade do BOEM para agir sobre o mesmo. Esta seção pode ainda conter, se pertinente, a autoridade de outros órgãos públicos sobre as atividades propostas, e a relação destes com o BOEM. 118. Embora com conteúdo diverso, as Licenças emitidas pelo BOEM e BSEE seguem a lógica da Licença de Operação brasileira, ou seja, uma autorização prévia que o empreendedor necessita para iniciar suas atividades. Tanto nos EUA como no Brasil, as licenças podem exigir condicionantes para sua validade. 119. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Oil-and-Gas-Energy-Program/Resource-Evaluation/Regulation-of-Pre-lease-Exploration/ Index.aspx>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 120. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Environmental-Stewardship/Environmental-Assessment/NEPA/policy/eis/process. aspx>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 121. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/EIS-Format-and-Content-Process/>. Acesso em: 03 de abr. de 2019. 138 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) É nesta sessão também que os pontos de atenção, as alternativas e as medidas de mitigação são resumidas, antes do detalhamento das mesmas nas próximas sessões do EIS. c) Ação Proposta e suas Alternativas Cenários que descrevem as atividades relacionadas à proposta, e cada uma de suas alternativas, detalhando todas as medidas de mitigação associadas. É também nesta seção que os impactos esperados para o empreendimento são destacados no cenário de cada alternativa, incluindo a não realização do mesmo. d) Meio Ambiente Afetado Descrições dos elementos naturais, sociais e econômicos que podem ser afetados pela proposta ou suas alternativas. O EIS dá ênfase na condição atual de cada elemento, assim como suas eventuais tendências. Tal abordagem visa criar um parâmetro (baseline) que sirva como referência para a análise de eventuais mudanças que ocorram no meio ambiente em razão dos impactos do empreendimento. e) Impactos Esperados Análise dos impactos esperados caso as atividades apresentadas nos cenários descritos anteriormente ocorram. Uma análise é feita para cada alternativa, inclusive a alternativa proposta, levando em consideração impactos diretos, indiretos e cumulativos, descrevendo a natureza,severidade e duração dos impactos estimados. Se houver chance de vazamento de óleo no empreendimento proposto, o EIS também deve descrever o risco de vazamentos e a chance de interação com certos recursos naturais. Por último, a sessão deve apresentar uma conclusão a respeito dos impactos esperados para cada ponto de atenção antes levantado. f) Consulta e Coordenação Documentação das consultas realizadas com o governo, o público, e também com interesses particulares, durante a preparação do EIS. A ênfase de tal sessão se dá nos comentários públicos recebidos após a publicação da minuta do EIS, e a resposta do BOEM para tais comentários. Além disso, esta sessão também apresenta: - Eventuais informações reunidas pelo BOEM em contato com outras agências federais a respeito de potenciais impactos da proposta em espécies de plantas ou animais consideradas como ameaçadas ou em risco; 139 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) - Descrições do processo de participação pública, incluindo detalhes de reuniões no estágio de definição de escopo e audiências públicas; - Lista de pessoas e grupos que receberam cópias do EIS. Como a Agência de Proteção Ambiental (EPA) é responsável pela regulamentação das emissões atmosféricas e aquáticas nas operações offshore, há uma parceria entre o BOEM e a EPA visando a assistência da última no preparo das análises de qualidade de água e ar. Além disso, o BOEM ressalta que eles podem ser uma agência parceira quando outra agência federal, como o Corpo de Engenheiros do Exército (Army Corps of Engineers), realiza um EIS relacionado a atividades de P&G (neste caso, em águas costeiras, onde a jurisprudência não é federal, ou seja, não é de competência do BOEM). Por último, o BOEM ressalta que, durante a elaboração do EIS, o órgão consulta o Serviço Nacional de Pescado Marinho (NMFS) e o Serviço de Pescado e Vida Selvagem (Fish and Wildlife Service - FWS) a respeito dos efeitos potenciais das atividades de P&G em espécies protegidas pela Lei das Espécies Ameaçadas (ESA). g) Apêndices Variedade de relatórios técnicos que auxiliam a análise dos impactos esperados. Normalmente incluem: avaliações da quantidade estimada de petróleo e gás a ser encontrado e produzido (no caso dos EIS programáticos [PEIS] e dos EIS pré-outorga); avaliações das probabilidades de vazamentos de óleo e da movimentação de manchas de óleo; descrição dos equipamentos e procedimentos que serão utilizados em eventuais vazamentos de óleo. 3.3.4.3 - Orientações para Elaboração dos Estudos Ambientais De acordo com o instituído pela NEPA, cabe ao Conselho de Qualidade Ambiental (CEQ) orientar as agências federais no que concerne os requerimentos processuais. Sendo assim, o CEQ disponibiliza dezenas de documentos em seu sítio122 que visam auxiliar os órgãos federais a respeitar a legislação ambiental do país, incluindo memorandos para chefes de departamento, guias sobre temas específicos, perguntas e respostas, entre outros. 122. Disponíveis em: <https://ceq.doe.gov/guidance/guidance.html>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 140 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) No que concerne às atividades de P&G, o Departamento do Interior (Department of Interior - DoI), no qual o BOEM faz parte, possui em seu manual a parte 516, dedicada totalmente à NEPA123. Além deste, o DoI também possui a “Série sobre Memorandos Ambientais” (Environmental Memoranda Series)124, na qual dezenas de memorandos com conteúdo ligado à NEPA e ao meio ambiente são disponibilizados. Ainda no intuito de guiar a elaboração dos estudos ambientais, há o manual intitulado “Considerando efeitos cumulativos dentro da NEPA” (Considering Cumulative Effects Under the National Environmental Policy Act), e o Decreto 12114 (Executive Order 12114) que demanda que impactos além das fronteiras dos EUA sejam incluídos nas análises NEPA quando pertinente. Além destes guias, cabe ressaltar que o BOEM mantém um esforço contínuo de: g Reduzir complexidade dos documentos; g Elaborar EIS e outros documentos decisórios em uma escrita simples; g Contextualizar as discussões de vazamentos de óleo e outros impactos; g Implementar o controle e a garantia de qualidade dos EISs; g Prover um resumo dos efeitos de vazamento de óleo em escrita simples; g Incluir informações reais de vazamentos de óleo e outros impactos nos EIS125. Dentro deste esforço, destaca-se a utilização da análise sobre impactos cumulativos realizada pelo BOEM, que visa identificar efeitos sinérgicos e aditivos. Tal abordagem foca nos impactos que isoladamente não são significantes, porém possuem um efeito maior ou diverso quando analisado em conjunto com outros impactos existentes. É o caso, por exemplo, de mamíferos marinhos na região do Ártico que estão sujeitos aos impactos de atividades distintas, como a caça, o vazamento de óleo, a perda de habitat e a pesca comercial126. Além da análise de impactos/efeitos cumulativos, também chama a atenção a utilização de modelagens de dispersão de óleo por parte do BOEM. O órgão as utiliza para identificar a possibilidade da ocorrência de vazamento, assim como o deslocamento da mancha e a destinação do óleo, considerando os impactos ambientais que podem ocorrer no evento. De acordo com o BOEM127, a modelagem de Análise de Risco de 123. Fonte: Departmental Manual Part 516. Disponível em: <https://www.doi.gov/elips/browse>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 124. Disponíveis em: <https://www.doi.gov/oepc/resources/environmental-memoranda-series>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 125. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Streamlining-and-Plain-English/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 126. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Environmental-Stewardship/Environmental-Assessment/NEPA/procedure/analysis/ index.aspx>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 127. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Oil-Spill-Modeling-Program/>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 141 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Vazamento de Óleo (Oil-Spill Risk Analysis - OSRA) associa a probabilidade da ocorrência do vazamento com uma descrição estatística do movimento hipotético da mancha de óleo na superfície do oceano. Este movimento é baseado no histórico dos ventos, nas correntes oceânicas, e, no caso do Ártico, do gelo em águas oceânicas. O resultado produzido pelo BOEM inclui tabelas de contato provável e representações georreferenciadas dessas probabilidades na ocasião de um ou mais vazamentos de óleo. Tal produto é utilizado pela equipe do BOEM na preparação de documentos de Avaliação de Impacto Ambiental (de acordo com a NEPA); nos Planos de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (OSRP)128; conforme demanda de análises de EIS de outras agências federais e estaduais; em consultas a respeito de espécies ameaçadas, e como conteúdo dos Planos de Intervenção Emergencial a Vazamentos de Óleo (OSRPs) preparados por especialistas de P&G. 3.3.4.4 - Análise Técnica Como exposto anteriormente, cabe à Agência de Proteção Ambiental (EPA) analisar os estudos ambientais elaborados por outros órgãos federais, o que inclui o BOEM, responsável pela elaboração de documentos de AIA para as atividades offshore. No entanto, apenas os EISs são analisados pela EPA, que pode adicionar novas informações que possam ter surgido após a publicação da minuta do EIS, além de incluírem, ocasionalmente, até novas alternativas para o empreendimento ou novas medidas de mitigação. Além da EPA, outras agências federais também são envolvidas no processo de análise do EIS quando pertinente (CEQ, 2007), formando a etapa de análise interagencial (interagency review), no qual informações específicas do EIS são analisadas, como, por exemplo, temas de espécies ameaçadas, vida selvagem e povos autóctones. Assim como são os escritórios regionais do BOEM responsáveis pela elaboração dos estudos ambientais em sua jurisdição, cabe também aos escritórios regionais da EPA analisaros EISs de sua área. Para realizar sua análise, a EPA segue um sistema de classificação próprio que avalia tanto a adequabilidade do EIS, quanto os impactos que o estudo apresenta, de acordo com o demonstrado pelo Quadro 2.8. 128. Tal documento é elaborado por operadores de instalações offshore e dutos associados, sendo obrigatório seu envio ao BSEE. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/oil-spill-preparedness/preparedness-activities/oil-spill-response-plans>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 142 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Na situação de um empreendimento ou uma minuta de EIS serem enquadrados como insatisfatórios, o Conselho de Qualidade Ambiental (CEQ) deve ser acionado para que tome uma decisão a respeito da situação (ARCADIS LOGOS, 2015). No que concerne as EAs, é o próprio BOEM o órgão responsável pela sua análise, destacando, ou não, a necessidade de um estudo mais complexo. Quadro 2.8 - Classificação utilizada na análise técnica do EIS pela EPA CLASSIFICAÇÃO DO IMPACTO AMBIENTAL DO PROJETO CLASSIFICAÇÃO DESCRIÇÃO Ausência de objeções (Lack of Objections – LO) Não foram identificados impactos ambientais potenciais significativos para a alternativa escolhida. Na análise podem ter sido identificadas oportunidades para aplicação de medidas de mitigação que podem ser realizadas com pequenas alterações na ação proposta Preocupações Ambientais (Environmental Concerns – EC) Foram identificados impactos ambientais que devem ser evitados, de forma a proteger o meio ambiente. Medidas corretivas podem exigir alterações na alternativa escolhida ou a aplicação de medidas de mitigação para reduzir o impacto ambiental Objeções Ambientais (Environmental Objections – EO) Foram identificados impactos ambientais significativos que devem ser evitados, de forma a proteger o meio ambiente. Medidas corretivas podem exigir mudanças significativas na alternativa escolhida ou deve-se considerar outra alternativa (incluindo nenhuma alternativa ou uma nova alternativa). As objeções podem incluir situações: a) Em que uma ação pode violar ou ser incompatível com o padrão nacional de meio ambiente ou sua manutenção; b) Se a entidade Federal violar suas próprias exigências ambientais que se relacionam com as competências ou conhecimentos da EPA; c) Em caso de violação de uma declaração política EPA; d) Quando não existem normas aplicáveis ou se as normas aplicáveis não são violadas, mas há potencial para degradação ambiental significativa que poderia ser corrigida com a modificação do projeto ou outras alternativas viáveis; ou e) Se prosseguir com a ação proposta abriria um precedente para futuras ações que coletivamente podem resultar em impactos ambientais significativos Ambientalmente Insatisfatório (Environmentally Unsatisfactory - EU) Foram identificados impactos ambientais adversos que são de magnitude suficiente para a EPA acreditar que a proposta não deve prosseguir. A base para a determinação de insatisfação consiste na identificação de impactos ambientalmente questionáveis como definido para o caso de objeções ambientais e uma ou mais das seguintes condições: a) A possível violação ou incompatibilidade com a norma ambiental nacional é significativa e/ou irá ocorrer em longo prazo; b) Não existem normas aplicáveis, mas a severidade, duração, ou espacialidade dos impactos associados à ação requerem atenção especial; ou c) Os potenciais impactos ambientais resultantes da ação proposta são de importância nacional por causa da ameaça aos recursos ambientais nacionais ou políticas ambientais Adequado (Adequate) A minuta do EIS apresenta adequadamente os impactos ambientais da alternativa escolhida e das demais alternativas. Nenhuma análise de dados ou coleta de dados a mais será necessária, mas o revisor pode sugerir a adição de esclarecimentos ou informações Informações Insuficientes (Insufficient Information) A minuta do EIS não contém informações suficientes para avaliar plenamente os impactos ambientais que devem ser evitados, ou o revisor identificou novas alternativas razoavelmente disponíveis que estão dentro do espectro de alternativas analisadas no EIS, as quais poderiam reduzir os impactos ambientais. A identificação de informações adicionais, dados, análises, ou a discussão deve ser incluída no EIS final Inadequado (Inadequate) A minuta do EIS não avalia adequadamente os impactos ambientais potencialmente significativos, ou o revisor identificou novas alternativas razoavelmente disponíveis que estão fora do espectro de alternativas analisadas, e que devem ser avaliadas para reduzir os impactos ambientais potencialmente significativos. A identificação de falta de informações adicionais, dados, análises, discussões são de tal magnitude que devam ter análise pública completa na fase preliminar. Esta classificação indica que a EPA não entende que a minuta do EIS atenda à NEPA e/ou à análise da Seção 309 da Lei do Ar Limpo (CAA), e, portanto, deve ser formalmente analisado e disponibilizado para consulta pública tendo em vista a complementação ou a revisão da minuta do EIS Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Arcadis Logos (2015). Adaptado levando em consideração as informações do sítio da EPA129. 129. Disponível em: <https://www.epa.gov/nepa/environmental-impact-statement-rating-system-criteria>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 143 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.4.5 - Participação Pública De acordo com a NEPA, a participação pública é componente obrigatório do processo de AIA de empreendimentos. No entanto, conforme destacado pelo CEQ (2007), cada agência federal possui seu próprio formato de participação. O NEPA possui um guia voltado ao público em geral, intitulado “O guia do cidadão para a NEPA – tenha sua voz ouvida” (A Citizen’s Guide to the NEPA – Having Your Voice Heard), no qual as etapas de AIA são explicadas de forma acessível à população, visando aumentar a compreensão e participação das pessoas no processo. No caso das atividades de P&G offshore, o BOEM afirma que utiliza seu sítio para anunciar oportunidades de participação pública, além de usualmente publicar no Registro Federal (Federal Register)130 – espécie de Diário Oficial dos EUA – e/ou em jornais atuantes nas áreas afetadas131. No caso do EIS, a participação pública é etapa primária do processo de AIA, ajudando a definir o próprio escopo do estudo. De acordo com o BOEM, os tópicos que usualmente surgem nestas etapas de participação popular incluem: g Preocupações ecológicas a respeito dos impactos das atividades de P&G sobre mamíferos marinhos, aves, peixes e moluscos, assim como os habitats desses seres; g Fatores sociológicos como mudanças relacionadas às atividades de P&G na população, incluindo também demandas de serviços de transporte público, educação e saúde; g Fatores socioculturais como mudanças na cultura, religião ou tradições de recreação das comunidades afetadas; g Fatores econômicos usualmente relacionados a atividades econômicas já existentes que interagem com o mar, como a pesca comercial e o turismo. g Maneiras de mitigar potenciais impactos. 130. Disponível em: <https://www.federalregister.gov/>. Acesso em: 07 de fevereiro de 2019. 131. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/nepaprocess/>. Acesso em: 22 de jan. de 2019. 144 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Posteriormente, o público pode contribuir no processo nas seguintes ocasiões (ARCADIS LOGOS, 2015): g Durante reuniões de plano de estudos; g Após a notificação das agências federais principais que o projeto está pronto para a análise ambiental; g Após a publicação da minuta do EIS; em que o público possui um período de 45 dias para comentários a respeito da minuta do EIS, a contar da Notificação de Disponibilidade (Notice of Availability), documento publicado pela EPA no Registro Federal (Federal Register) - equivalente ao Diário Oficial dos EUA132. g Após a publicaçãoda versão final do EIS. Além disso, caso haja a exigência de implementação de medidas de mitigação e monitoramento após a aprovação do estudo ambiental, o público pode solicitar o acesso a estes dados, sendo que grupos comunitários podem até mesmo estar envolvidos no monitoramento dos impactos ambientais (CEQ, 2007, p.24-25). Na situação de conflito acentuado entre o público e o(s) órgão(s) federal(is) envolvido(s) na elaboração de um estudo ambiental, a EPA possui o Centro para Prevenção e Resolução de Conflitos (Conflict Prevention and Resolution Center – CPRC) para auxiliar na construção de um consenso de forma colaborativa, primando pela resolução de conflito133. De maneira ilustrativa da importância do processo de participação pública e da extensão da mesma no processo de AIA das atividades de P&G offshore nos EUA, o BOEM destaca que no processo de construção do PEIS para a região do Atlântico em 2014, o órgão realizou 15 audiências públicas sobre o estudo ao longo da costa leste dos EUA. Além disso, mais de 55.000 comentários foram feitos no período de 90 dias após a publicação da minuta do estudo, e 67.500 comentários foram realizados no período (61 dias, neste caso) pós-publicação da versão final do PEIS134. 132. Fonte: EPA. Disponível em: <https://cdxnodengn.epa.gov/cdx-enepa-II/public/action/eis/search>. Acesso em: 07 de fev. de 2019. 133. Fonte: EPA. Disponível em: <https://www.epa.gov/adr>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 134. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/press07182014/.> Acesso em: 22 de jan de 2019. 145 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.4.6 - Tomada de Decisão A etapa de tomada de decisão é formalizada no Registro de Decisão (Record of Decision - ROD), documento que aponta a decisão final a respeito da ação proposta, ressaltando as alternativas e destacando, dentre elas, a escolhida como preferida pelo órgão federal (BOEM, no caso das atividades de petróleo e gás na OCS). Neste documento, a agência discute todos os fatores que foram contemplados para a tomada de decisão, incluindo considerações a respeito da legislação nacional. Além disso, o ROD disserta se todos os meios de minimizar ou evitar impactos ambientais negativos foram tomados, e, caso não tenham sido, a razão da escolha de decisão. Por último, o documento também discorre a respeito dos planos de mitigação, incluindo compromissos de monitoramento e aplicação da lei (CEQ, 2007). Após a publicação do ROD, o empreendedor deverá obter todas as licenças necessárias à execução de sua atividade. Sendo assim, o ROD pode ser parcialmente comparado à Licença Prévia no caso do processo de AIA brasileiro. O ROD é obrigatoriamente disponibilizado ao público mediante solicitação e, no caso das ações relacionadas às atividades P&G offshore, publicado no sítio do BOEM. A decisão do ROD poderá ser contestada por um recurso administrativo ou judicial, com a possibilidade de um tribunal interromper um projeto caso o judiciário entenda que uma decisão federal foi inadequada. Sendo assim, nestas situações excepcionais, o processo de AIA pode ser reaberto (ARCADIS LOGOS, 2015). 3.3.4.7 - Acompanhamento e Monitoramento Conforme mencionado anteriormente, é responsabilidade do Gabinete de Segurança e Cumprimento da Legislação Ambiental (BSEE) acompanhar e monitorar as atividades de petróleo e gás offshore dos EUA. Para isso, o BSEE tem como ferramentas, verificações, auditorias e inspeções de campo, assim como avaliação dos relatórios Enviados Pós-Atividade (Post-Activity Submittal – PAS), documentos que descrevem detalhadamente a atividade do empreendedor, incluindo provas (como questionários e vídeos) que demonstrem que as medidas de mitigação estão sendo cumpridas (PHILPOTT, 2016). Na ocasião de uma não-conformidade, o BSEE possui autonomia para emitir um documento chamado “Incidente de não conformidade” (Incident of Noncompliance – INC) ao operador, associado a um aviso (nos 146 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) casos mais leves), ou até uma paralisação de atividades (nos casos mais graves). Caso o operador não corrija a situação dentro do prazo estipulado, ou a não conformidade encontrada coloque o meio ambiente em sério perigo, o BSEE pode considerar uma multa civil de aproximadamente 42.000 dólares/dia135. No entanto, como o BSEE não é uma agência de cumprimento da lei (law enforcement), na necessidade de uma investigação criminal, o órgão entrará em contato com as autoridades competentes, cooperando com a investigação136. Para realizar sua função, os cientistas da BSEE formam uma equipe multidisciplinar com formação em ciências biológicas, conformidade ambiental e arqueologia marinha, com conhecimento em operações de sensoriamento remoto, coleta de dados, análise e interpretação. Esta equipe compõe a chamada Avaliação da Conformidade do Leito Marinho e Programas de Monitoramento (Seafloor Compliance Assessment and Monitoring Programs - SCAMP), componente central da Divisão de Conformidade Ambiental (Environmental Compliance Division - ECD) do BSEE137. Tal arranjo e função institucional é importante, pois, de maneira semelhante ao que ocorre a respeito da elaboração de estudos ambientais de AIA, cuja responsabilidade, no caso das atividades offshore, cabe ao BOEM, a execução de programas de monitoramento das atividades na Plataforma Continental Externa (OCS) é também responsabilidade de um órgão federal, no caso, o BSEE. Tal característica se distingue do contexto brasileiro, onde é o empreendedor o responsável pela elaboração dos estudos ambientais e a execução dos programas de monitoramento dos impactos. Desta forma, cabe à Divisão de Conformidade Ambiental (ECD) do BSEE a coordenação dos seguintes programas ambientais: a) Qualidade do Ar (Air Quality) A ECD verifica a conformidade e o cumprimento da legislação e regulamentação ambiental referente à qualidade do ar, garantindo que as instalações offshore estejam em conformidade com os planos 135. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/safety-enforcement/enforcement-tools/incidents-of-non-compliance>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 136. Fonte: BSEE. Disponível em:< https://www.bsee.gov/what-we-do/safety-enforcement>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 137. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focus/programs/scamp>. Acesso em 01 de fev. de 2019. 147 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) aprovados pelo BOEM. A ECD conduz inspeções em campo, incluindo a avaliação de atividades temporárias e permanentes, operações de perfuração, equipamento de produção, controles de redução de emissões, testes de equipamentos stack (equipment stack tests) e todas outras fontes associadas de poluição atmosférica138. b) Recursos Arqueológicos/Culturais (Archaelogical/Cultural Resources) A execução de tal programa visa garantir que sítios arqueológicos significativos (como naufrágios e vestígios pré-históricos anteriores a presença do oceano) não sejam prejudicados ou mesmo destruídos pelas atividades realizadas na OCS. De maneira a avaliar o potencial de dano a tais sítios, o escritório regional do BOEM no Golfo do México (onde há maior concentração de atividades de P&G) tem financiado estudos arqueológicos que mapearam onde os sítios arqueológicos são mais propensos de existir. Desta forma, as atividades P&G demandam que o leito do oceano seja inspecionado por instrumentos de sensoriamento remoto antes de qualquer atividade que possa afetar estas áreas. Os dados coletados por esses instrumentos são revisados por arqueólogos, que reportam tanto ao BOEM quanto ao BSEE. Atualmente a NTL No. 2005-G07139 instrui os outorgados a respeito do programa, apoiado por um guia de orientação140. Relacionado a este programa, cabe ao BSEE estipular medidas de mitigação associadas aos requisitos das outorgas, planos e licenças, antes destes serem aprovados. Usualmente tais medidas incluem inspeções e vídeosdo leito do oceano que demonstrem a ausência de impactos negativos a eventuais recursos arqueológicos e culturais141. 138. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/air-quality-program>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 139. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/notices-to-lessees-ntl/notices-to-lessees/05-g07.pdf>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 140. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/research-guidance-manuals-or-best-practices/regulations-and-guidance/ conditional-archaeological-mitigation.pdf>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 141. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/archaeological-cultural-resources-program>. Acesso em: 04 de abr. de 2019. 148 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) c) Ecologia Bentônica/Corais/Recursos Pesqueiros (Benthic Ecology/Corals/Fisheries) Este programa visa à gestão ecossistêmica, incluindo tanto a biota nas suas relações com todos os aspectos do meio ambiente de seu entorno, como sedimentos, qualidade de água, correntes marítimas, luz solar, entre outros. Para isso, o BSEE trabalha junto com o BOEM, com a indústria, os Estados costeiros e outras partes interessadas na proteção do meio ambiente. É responsabilidade do ECD monitorar, melhorar, e garantir o cumprimento da legislação por parte da indústria de P&G, levando a cabo o programa de monitoramento do leito oceânico (Seafloor Compliance and Monitoring Program - SCAMP), que conduz investigações nas instalações da indústria (por meio de mergulho e veículos operados remotamente) de forma a examinar os efeitos nas comunidades e habitats marinhos142. d) Fiscalização de Resíduos e Detritos Marinhos (Marine Trash and Debris - MT&D Oversight) O programa de prevenção aos resíduos marinhos está delimitado pela NTL 2015-G03143, que requer que a indústria de P&G siga boas práticas para prevenir a geração de resíduos, mantendo um programa anual de treinamento para todos os trabalhos, elaborando relatórios anuais dos registros de treinamento. Para auxiliar este processo, o BSEE disponibiliza diversos materiais ilustrativos (como o apresentado na Figura 2.19), recomendando que as mensagens de prevenção sejam espalhadas em todas as plataformas digitais disponibilizadas aos trabalhadores em áreas offshore, lembrando-os da importância do tema144. 142. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/marine-ecology-program>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 143. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/notices-to-lessees-ntl/alerts/ntl-2015-g03.pdf>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 144. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/debris>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 149 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Figura 2.19 – Material ilustrativo do Programa de Fiscalização de Resíduos e Detritos Marinhos Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: BSEE145. e) Espécies Protegidas (Protected Species) O BSEE utiliza informações de pesquisa exigidas pela Lei das Espécies Ameaçadas e pela Lei de Proteção dos Mamíferos Marinhos para instituir medidas de mitigação que visam proteger as espécies ameaçadas, instituindo essas medidas no processo de AIA por meio das exigências associadas às outorgas, planos e licenças das atividades de P&G offshore. O programa protege diversas espécies, incluindo tartarugas marinhas, cetáceos, ursos polares, pinípedes e peixes-boi, que se beneficiam das medidas de mitigação e monitoramento relacionadas às atividades de pesquisa sísmica, perfuração e remoção de estruturas offshore por meio de explosivos. Cabe aos operadores informarem o BSEE caso seja avistado um animal ferido ou morto, acionando os canais de comunicação disponíveis no sítio eletrônico (telefones e e-mails)146. 145. Disponível em: <https://www.bsee.gov/debris>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 146. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/protected-species-program>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 150 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) f) Plataformas-Recife, Programa Artificial de Recifes (Rigs-to-Reefs - R2R, Artificial Reef Program) De acordo com os objetivos estipulados no Plano Nacional de Recifes Artificiais147, que reconhece a importância social e econômica dos recifes artificias, o BSEE tem encorajado a indústria de P&G em transformar estruturas obsoletas em recifes artificiais. Tal procedimento, no entanto, necessita que a estrutura torne-se parte do programa de recifes do estado pertinente; que a agência estadual adquira uma licença do Corpo de Engenheiros do Exército; que o operador atenda eventuais requerimentos associados à navegação por parte da Guarda Costeira; e que a proposta de transformação em recife esteja de acordo com os padrões ambientais e de engenharia do BSEE148. g) Qualidade da Água (Water Quality) Este Programa visa monitorar, garantir o cumprimento da regulamentação ambiental e melhorar a conformidade da indústria com os padrões de qualidade da água, prevenção de poluição e padrões de controle. Para alcançar este objetivo, a ECD articula-se com diversas organizações governamentais, incluindo a EPA, a Guarda Costeira, o BOEM e com os escritórios regionais do BSEE que emitem as licenças necessárias às atividades de P&G. Além disso, a ECD realiza inspeções de campo, verificando as conformidades e as mitigações realizadas, garantindo o cumprimento da regulamentação e, se necessário, tomando medidas corretivas149. Além da ECD, o BSEE também possui a Divisão de Preparo a Vazamento de Óleo (Oil Spill Preparadness Division - OSPD), que é responsável pela supervisão do planejamento referente a eventos de vazamento de óleo tanto nas águas costeiras (jurisdição estadual) quanto offshore ( jurisdição federal). A OSPD possui as seguintes funções principais: g Revisar e aprovar Plano de Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (Oil Spill Response Plans); g Executar exercícios simulados de emergência (unannounced exercises) iniciados pelo governo (Figura 2.3 9); 147. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/research-other/narpwcover3.pdf>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 148. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/rigs-to-reefs>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 149. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/environmental-focuses/water-quality-program>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 151 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) g Inspecionar os recursos e equipamentos responsáveis pela intervenção emergencial a vazamentos de óleo; g Auditar os treinamentos e exercícios de equipes de gestão e intervenção emergencial; g Prover conhecimentos específicos durante intervenções emergenciais a vazamentos de óleo offshore; g Conduzir, financiar e disseminar pesquisa relativa à intervenção emergencial a vazamentos de óleo; g Gerir a Unidade Nacional de Pesquisa em Intervenção Emergencial a Vazamento de Óleo (National Oil Spill Response Research Test Facility - Ohmsett); g Apoiar a Equipe Nacional e Regional de Intervenção Emergencial (National and Regional Response Teams); Comitês de Área (Area Committees) e o Comitê Interagencial de Coordenação de Pesquisa sobre Poluições de Óleo (Interagency Coordinating Committee on Oil Pollution Research)150. 150. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/oil-spill-preparedness>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 151. Disponível em: < https://www.marinelink.com/news/advancing-response416999>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. Figura 2.20 – Teste de contenção de óleo sendo realizado nas instalações Ohmsett Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: Marinelink151. 152 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) De forma a auxiliar empreendedores e órgãos federais na preparação de documentos e ações relacionadas a eventos de vazamento de óleo, a OSPD disponibilizaem seu sítio três ferramentas importantes: 1) Calculadoras para Planejamento de Sistemas de Intervenção Emergencial (Response System Planning Calculators) Essas calculadoras foram desenvolvidas como ferramentas para auxiliar as estimativas do potencial de diferentes sistemas de resposta a vazamentos de óleo na mitigação (por meio de recuperação, queima ou dispersão) dos impactos causados. O BSEE ressalta que estas calculadoras não devem ser usadas como modelos para calcular o desempenho do sistema durante um evento real, pois elas não abrangem todos os fatores atuantes152. 2) Diretrizes do Programa Preparatório para o Exercício de Intervenção Emergencial (Preparedness for Response Exercise Program - PREP - Guidelines) Diretrizes estabelecidas pela Guarda Costeira, Agência de Proteção Ambiental (EPA), Departamento de Transporte e BSEE para um programa de exercícios coordenado e efetivo, visando à proteção da saúde pública, bem-estar e o meio ambiente. Tais diretrizes são voluntárias, dando espaço para os operadores utilizarem alternativas de atuação que também cumpram a regulamentação do setor153. 3) Manual da OSPD: Procedimentos Padrões de Operação para as Atividades Regulamentares - 30 CFR 254 (Oil Spill Preparedness Division Manual - Standard Operating Procedures for 30 CFR 254 Regulatory Activities) O manual estabelece Procedimentos Padrões de Operação (SOP) a serem aplicados de forma uniforme pelas autoridades de regulamentação nos seus escritórios no Golfo do México, Califórnia e Alaska, assim como o centro de operações localizado em Sterling, no Estado da Virginia. O objetivo do manual é estabelecer diretrizes para os processos existentes, introduzindo também novos processos cabíveis sob a autoridade da OSPD154. 152. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/oil-spill-preparedness/response-system-planning-calculators>. Acesso em: 07 de fevereiro de 2019. 153. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/prep-guidelines-2016-12oct18.pdf> . Acesso em: 05 de fev. de 2019. 154. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/bsee-sop-approved-2017-edition.pdf>. Acesso em: 05 de abr. de 2019. 153 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Cabe aos operadores reportar incidentes ao escritório regional do BSEE, respeitando a Regra Final 19640155 (Final Rule 19640), que disserta sobre quais incidentes devem ser reportados e em qual padrão. Além disso, na ocasião de vazamentos de óleo, o operador deverá contatar o Centro de Intervenção Emergencial Nacional (National Response Center) por via telefônica156. Além do BSEE, a EPA também define instrumentos de regulamentação (Quadro 2.9) pertinentes ao Setor de Mineração e Extração de Petróleo e Gás (Mining, Quarrying, Oil and Gas Extraction Sector – NAICS 211), no qual as atividades de P&G offshore fazem parte. 155. Disponível em: <https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/incident-summaries/safety/ac57-4-17-06-pdf.pdf>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 156. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/resources-tools/incident-reporting>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 154 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) Quadro 2.9 - Instrumentos de regulamentação para o Setor de Mineração e Extração de Petróleo e Gás TEMA INSTRUMENTO ASSUNTO DETALHAMENTO Ar Programa de Acompanhamento de Gases Estufa (Greenhouse Gas Reporting Program - GHGRP) Gases Estufa Emissões de produção de petróleo e gás natural offshore devem ser reportadas à Agência de Proteção Ambiental (Environmental Protection Agency – EPA) para cada plataforma, assim como as emissões provenientes da combustão de combustíveis fósseis Padrões Nacionais de Emissões para Poluentes Atmosféricos Nocivos (National Emissions Standards for Hazardous Air Pollutants – NESHAP) Instalações de Produção de Óleo e Gás Natural (Oil & Natural Gas Production Facilities) Este instrumento implementa a seção 112 da Lei do Ar Limpo (Clean Air Act - CAA), formalizando regras para reduzir as emissões de poluentes atmosféricos nocivos das instalações de produção de petróleo e gás natural, incluindo instalações de transmissão e armazenamento Motores de Combustão Estacionária, com informações sobre Motores de Combustão Interna Alternativa (Stationary Internal Combustion Engines, includes information about Reciprocating Internal Combustion Engines - RICE) A EPA regulamenta as principais substâncias poluentes utilizadas em motores estacionários, de acordo com o Código de Regulamentação Federal (Code of Federal Regulations), 40 CFR 63 Subparte Turbinas de Combustão Estacionária (Stationary Combustion Turbines) Considerando que as turbinas estacionárias de combustão foram identificadas como principais fontes de poluição atmosférica nociva, a EPA implementou a seção 112 (d) da Lei do Ar Limpo (Clean Air Act - CAA), de forma a instituir a aplicação do controle tecnológico de máxima possibilidade (maximum achievable control technology - MACT) para a combustão Resíduos Resíduos Industriais: Resíduos de Petróleo Bruto e Gás Natural (Industrial Waste: Crude Oil and Natural Gas Waste) Resíduos de Petróleo Bruto e Gás Natural Resíduos que foram trazidos à superfície durante as operações de exploração e produção de P&G, assim como os resíduos que entraram em contato com fluídos de produção de P&G, estão isentos da regulamentação da Lei de Conservação e Recuperação de Recursos, Subtítulo C (Resource Conservation and Recovery Act - RCRA). No entanto, conforme detalhado por Bowman (2015), estes resíduos ainda podem estar sujeitos a outras regulamentações federais; a própria RCRA, Subtítulo D (menos exigente); e também regulamentações estaduais Água Diretrizes para Efluentes: Extração de Petróleo e Gás - Fluídos de Perfuração com base sintética (Effluent Guidelines: Oil and Gas Extraction - Synthetic-Based Drilling Fluids) Fluídos de Perfuração com base sintética As diretrizes para efluentes de P&G foram promulgados em 1979, sendo retificados em 1993, 1996, 2001 e 2016. Sua versão final aborda efluentes provenientes das atividades de exploração, perfuração, produção, tratamento (treatment) e completação dos poços. Estas atividades são executadas tanto em terra como em áreas costeiras e offshore Regulamentos para o Controle de Injeção Subterrânea (Underground Injection Control – UIC - Regulations) Controle de Injeção Subterrânea A regulamentação federal para UIC está relacionada à Lei da Água Limpa (The Safe Drinking Water Act - SDWA), que basicamente demandou que a EPA desenvolvesse requerimentos mínimos e outras medidas de segurança para proteger a saúde pública, prevenindo que a Injeção Subterrânea contaminasse fontes subterrâneas de água potável Elaboração: Arcadis, 2019. Fonte: EPA157. 157. Disponível em: <https://www.epa.gov/regulatory-information-sector/oil-and-gas-extraction-sector-naics-211>. Acesso em: 15 de jan. de 2019. 155 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) 3.3.5 - Aspectos Institucionais 3.3.5.1 - Gestão da informação e gestão do conhecimento O BOEM conduz um programa específico para a gestão de conhecimento, com o intuito de subsidiar as decisões relacionadas ao desenvolvimento de recursos mineiras e energéticos na Plataforma Continental Externa (OCS)158. O Programa de Estudos Ambientais (Environmental Studies Program - ESP) possui a função de desenvolver, financiar e gerir pesquisas científicas, estabelecendo uma estrutura estratégica para o BOEM, destacando o intuito do órgão em aprimorar seus conhecimentos sobre as atividades que realiza. Cada região da OCS que o BOEM atua possui suas próprias linhas de pesquisa, de acordo com o contexto e as necessidades regionais159. O BOEM ainda mantém parcerias com outros órgãos federais, tendo destaque destes trabalhos em conjunto160. Como exemplo, o BOEM possui uma parceria com as Academias Nacionais de Ciências, Engenharia e Medicina (National Academies of Sciences, Engineeringand Medicine), que estabeleceram um comitê sobre ciências ambientais e avaliações sobre recursos energéticos offshore. Este comitê serve para prover o BOEM com informações objetivas, cientificamente embasadas e independentes a respeito de tópicos relevantes. O comitê é exclusivamente consultivo, e não emite recomendações acerca das ações a serem tomadas pelo órgão161. Outro exemplo de parceria se dá com o Escritório NOAA para Gestão Costeira (NOAA Office for Coastal Management) na manutenção do Sistema de Informação sobre o Programa de Estudos Ambientais (Environmental Studies Program Information System - ESPIS), que reúne estudos gerados em mais de 40 anos de atividades dos dois órgãos em um sítio eletrônico162, com a opção de busca por tópico e área. Individualmente, o BOEM também busca adquirir dados de pesquisa sísmica (geológicos e geofísicos) para subsidiar seus planos de outorga, fornecendo estes dados ao público, por região163, de acordo com a regulamentação CFR 250, 251, 282, 580, 581 e 582, que respeita normas de propriedade. 158. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Studies/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 159. Fonte: BOEM. Disponível em:<https://www.boem.gov/Ongoing-Environmental-Studies-by-Region/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 160. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Environmental-Studies-Partnerships/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 161. Fonte: BOEM. Disponível em: <https://www.boem.gov/Advisory-Committees/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 162. Disponível em: <https://marinecadastre.gov/espis/#/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 163. Disponível em: <https://www.boem.gov/Oil-and-Gas-Energy-Program/Resource-Evaluation/Geological-and-Geophysical-Data-Acquisition/ GGData-Geophysical-Surveys.aspx>. Acesso: em 01 de fev. de 2019. 156 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) O BOEM também mantém em seu sítio eletrônico uma sessão de Mapas e dados de Sistema de Informação Geográfica (SIG) disponíveis para acesso do público164, com mapas interativos, download de dados espaciais, diagramas, galerias de mapas, documentações sobre limites espaciais, entre outros. Especificamente sobre os documentos relacionados ao processo de AIA, o BOEM disponibiliza um repositório eletrônico165 para fácil acesso do público, reunindo EISs, EAs, RODs, entre outros. De forma semelhante, o Gabinete de Segurança e Cumprimento da Legislação Ambiental (BSEE) mantém um centro de dados com acesso público166, reunindo informações a respeito de outorgas, dutos, poços, planos, plataformas e dados sobre produção de P&G. Especificamente sobre o tema de vazamentos de óleo, o BSEE disponibiliza uma plataforma de busca167 a respeito de pesquisas científicas relacionadas a intervenções emergenciais a vazamentos de óleo, com opções de busca por data, número de projeto, título/atividade ou categoria. Cabe mencionar também que, assim como o BOEM, o BSEE faz parte de diversas parcerias e termos de cooperação, aprimorando práticas e políticas internacionais, com destaque para o papel ativo do BSEE no Fórum Internacional de Reguladores (International Regulators Forum), o Fórum de Reguladores Offshore no Ártico (Arctic Offshore Regulators Forum) e o Grupo de Reguladores Ambientais de Petróleo Offshore (International Offshore Petroleum Environment Regulators group)168. 3.3.6 - Discussões sobre a prática atual do processo equivalente ao Licenciamento Ambiental e Avaliação de Impacto Ambiental O Escritório de Responsabilidade do Governo dos Estados Unidos (United States Government Accountability Office - GAO) publicou, em 2010, um relatório apontando as dificuldades do então Serviço de Gestão Mineral (Minerals Management Service – MMS) - antigo órgão federal que deu origem ao BOEM e o BSEE – em cumprir as exigências NEPA na região do Alaska, dentro da divisão da Plataforma Continental Externa (OCS). Segundo o GAO, a agência, na época, não possuía capacidade para conduzir o processo de avaliação ambiental 164. Disponível em: <https://www.boem.gov/maps-and-gis-data/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 165. Disponível em: <https://www.boem.gov/Environmental-Stewardship/Environmental-Assessment/NEPA/nepaprocess.aspx>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 166. Disponível em: <https://www.data.bsee.gov/>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 167. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/research/oil-spill-preparedness/oil-spill-response-research>. Acesso em: 01 de fev. de 2019. 168. Fonte: BSEE. Disponível em: <https://www.bsee.gov/what-we-do/international-engagement/forums> . Acesso em: 25 de set. de 2019. 157 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) na região, considerando a alta rotatividade de pessoal e a ausência de diretrizes internas consolidadas em um documento. Essas razões, somadas às complexidades características da região (como os fatores de sensibilidade cultural e ambiental), resultavam em um diagnóstico do GAO que apontava que o cumprimento do rito NEPA para o Alaska poderia levar mais de 10 anos (GAO, 2010). Guimarães (2007) afirma que os procedimentos de AIA para a pesquisa sísmica evoluíram ao longo dos anos, respeitando a legislação e as informações mais atualizadas que surgiram nos estudos ambientais. O autor afirma que, antes comumente enquadrada como Exclusão Categórica (Categorical Exclusion), as atividades de pesquisa G&G passaram a requerer Avaliações Ambientais (EAs), devido a interferência com mamíferos marinhos. Hasson (2013) discute as dificuldades de regulamentação da exploração de petróleo offshore em águas profundas, utilizando o acidente da Deepwater Horizon em 2010 como ponto de partida. Segundo a autora, o governo tem dificuldade de avaliar os impactos ambientais das atividades, seja pela complexidade ou pelos custos envolvidos. A autora então discorre a respeito da falta de eficiência da auto regulação de operadores offshore sem supervisão efetiva por parte do poder público, concluindo a respeito da importância da governança baseada na cooperação entre operadores e órgãos governamentais, ressaltando a importância de uma regulamentação global para a atividade, baseada em uma declaração internacional endossada por empresas do setor. Alexander (2010) também toma o incidente Deepwater Horizon como ponto de partida para avaliar os processos NEPA de P&G offshore, questionando o porquê de o empreendimento ter sido enquadrado como uma Categoria de Exclusão (CE). A conclusão da autora é que a localização do empreendimento favoreceu a aprovação da CE, já que à época o MMS aprovava planos de exploração (EP) em áreas centrais e ocidentais do Golfo do México utilizando este mecanismo para acelerar o processo. No entanto, a autora ressalta que o CE não fora avaliado por uma corte, que poderia questionar a escolha do órgão federal. Assim como Hasson (2013) e Alexander (2010), Windsor e McNicholas (2012) também abordam o incidente do Deepwater Horizon. Os autores constroem uma análise crítica da estrutura administrativa do MMS, órgão regulatório à época. Segundo eles, a MMS era uma agência governamental associada ao mercado, marcada por um conflito de interesses na medida em que possuía o papel de autorizar empreendimentos e, ao mesmo tempo, receber impostos por eles. Tal conflito comprometia a própria integridade da agência, que “protegia o setor privado da sociedade, e não o contrário” (p.37). 158 Estudo Comparativo Internacional (Benchmarking) E, Hartsig et al. (2016) dissertam a respeito da necessidade de modernização dos processos de autorização de atividades offshore realizadas pelo BOEM. Os autores apontam diversos tópicos que precisam ser reformados, incluindo: diretrizes para conformidade da NEPA; a transparência do órgão; a incorporação de conhecimento tradicional, local e indígena; a sistematização dos esforços de melhoria de coordenação interagências; entre outros. 3.4 - Austrália A Comunidade da Austrália (Commonwealth of Australia), ou simplesmente Austrália é um
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