INSTITUTO BRASILEIRO DO MEIO AMBIENTE E DOS RECURSOS NATURAIS RENOVÁVEIS

COORDENAÇÃO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS OFFSHORE

Praça XV Novembro, 42, 11º andar - Rio de Janeiro - CEP 20.010-010

Parecer Técnico nº 31/2023-Coexp/CGMac/Dilic

Número do Processo: 02022.000336/2014-53

Empreendimento: Atividade de Perfuração Marítima Bloco FZA-59, Bacia do Foz do Amazonas.

Interessado: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A PETROBRAS

Assunto/Resumo: Análise dos documentos "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022” e “Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022 - Complementação: Modelagem de Derrame de Óleo no Mar”.

Ementa:  Este Parecer Técnico analisa documentos "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022” e “Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022 - Complementação: Modelagem de Derrame de Óleo no Mar” e traz considerações acerca das Reuniões Informativas Ampliadas, concluindo que são necessárias informações complementares e providências adicionais para o prosseguimento do processo de licenciamento ambiental.

I – INTRODUÇÃO

Este Parecer Técnico tem como objetivo  analisar os documentos "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022” e “Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022 - Complementação: Modelagem de Derrame de Óleo no Mar”, encaminhados pelas Cartas SMS/LCA/LIE&P-FC 0236/2022 (SEI 13843326) e SMS/LCA/LIE&P-FC/LI-DESC 0061/2022 (SEI 14132876), respectivamente. Traz, ainda, considerações acerca das Reuniões Informativas Ampliadas, realizadas em Oiapoque (AP) e Belém (PA) em novembro de 2022.

II - HISTÓRICO

O histórico do processo será apresentado a partir da emissão do Parecer Técnico nº 222/2022-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13506755), encaminhado pelo Ofício nº 421/2022/COEXP/CGMAC/DILIC, em 12/09/2022 (13589293).

Em 12/09/2022, a DILIC, através do Despacho nº 13595013/2022-DILIC, encaminhou a CGMAC a Recomendação Conjunta Nº 17/2022 (SEI 13589155) dos Ministérios Público Federal no Estados do Amapá e do Pará.

Em 16/09/2022, a Memória de Reunião nº 2/2022-CGMAC/DILIC (SEI 13642921) registrou reunião entre representantes da CGMAC e Petrobras para tratar de questões relacionadas ao Parecer Técnico nº 222/2022-COEXP/CGMAC/DILIC.

Em 16/09/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0213/2022 (SEI 13653557), encaminhou o documento "Plano de Trabalho Mobilização e execução de reuniões informativas iniciais nos estados do Amapá e Pará" conforme solicitações do Parecer Técnico nº 222/2022-COEXP/CGMAC/DILIC.

Em 16/09/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0214/2022 (SEI 13658133), apresentou informações atualizadas sobre o andamento dos processos de contratação necessários à preparação para a Avaliação Pré-Operacional (APO).

Em 20/09/2022, o Ibama, através do Ofício nº 130/2022/CGMAC/DILIC (SEI 13666207), encaminhou a Informação Técnica 4/2022/CGMAC/DILIC (13639658) como resposta a Recomendação Conjunta Nº 17/2022 (SEI 13589155) dos Ministérios Público Federal no Estados do Amapá e do Pará.

Em 22/09/2022, o Ibama, através do Ofício nº 433/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13694981), encaminhou o Parecer Técnico nº 234/2022-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13694215), referente a análise do documento "Plano de Trabalho Mobilização e execução de reuniões informativas iniciais nos estados do Amapá e Pará".

Em 23/09/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0219/2022 (SEI 13713107), encaminhou a revisão do documento "Plano de Trabalho Mobilização e execução de reuniões informativas iniciais nos estados do Amapá e Pará" conforme solicitações do Parecer Técnico nº 234/2022-COEXP/CGMAC/DILIC.

Em 29/09/2022, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 441/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13759369), o Parecer Técnico nº 242/2022-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13753863), referente a análise do da revisão do documento "Plano de Trabalho Mobilização e execução de reuniões informativas iniciais nos estados do Amapá e Pará".

Em 29/09/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0225/2022 (SEI 13766100), prestou esclarecimentos e procedeu adequações em função das informações constantes no Parecer Técnico nº 242/2022-COEXP/CGMAC/DILIC referente às reuniões informativas.

Em 07/10/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0231/2022 (SEI 13838049), apresentou a lista das espécies identificadas no Estudo Ambiental de Caráter Regional da Bacia da Foz do
Amazonas (EACR) que tiveram seu status de conservação alterado por meio da Portaria nº 148 do Ministério do Meio Ambiente.

Em 07/10/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0236/2022 (SEI 13843326), encaminhou o documento "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022”, objeto de análise deste parecer.

Em 13/10/2022, o Ibama, através do Ofício nº 476/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13855492), solicitou que a empresa indicasse a previsão de disponibilidade da sonda de perfuração e embarcações de emergência a serem empregadas na atividade para vistoria presencial e exercício de resposta a emergência.

Em 14/10/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0245/2022 (SEI 13898137), apresentou a previsão de disponibilidade da sonda de perfuração e embarcações de emergência a serem empregadas na atividade para vistoria presencial e exercício de resposta a emergência.

Em 19/10/2022, a COEXP, através do Depacho nº 13938445/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 13938445), solicitou apoio ao Núcleo de Licenciamento do Amapá (NLA-AP) e à Unidade Técnica em Oiapoque (UT-AP) para a realização de reuniões informativas no município de Oiapoque (AP).

Em 20/10/2022, a CGMAC, através do Depacho nº 13944887/2022/CGMAC/DILIC (SEI 13944887), solicitou apoio ao Núcleo de Licenciamento do Amapá (NLA-AP) e à Unidade Técnica em Oiapoque (UT-AP) para a realização de reuniões informativas no município de Oiapoque (AP).

Em 21/10/2022, a DITEC-AP, através do Depacho nº 13953835/2022/Ditec-AP/Supes-AP (SEI 13953835), encaminhou o Depacho nº 13944887/2022/CGMAC/DILIC à Unidade Técnica em Oiapoque (UT-AP) para conhecimento e manifestação quanto a participação em reunião a ser realizada no município de Oiapoque (AP).

Em 21/10/2022, a UT-OIAPOQUE-AP, através do Depacho nº 13955737/2022/UT-OIAPOQUE-AP/Supes-AP (SEI 13955737), respondeu aos Depachos nº 13953835/2022/Ditec-AP/Supes-AP e nº 13944887/2022/CGMAC/DILIC confirmando a participação em reunião a ser realizada no município de Oiapoque (AP).

Em 26/10/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0258/2022 (SEI 14007988), apresentou ajustes de data das reuniões informativas que se fizeram necessários em função da disponibilidade das partes interessadas.

Em 03/11/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0265/2022 (SEI 14063949), informou o andamento das atividades de campo de projetos ambientais relativos à atividade.

Em 03/11/2022, o Ministério Público Federal - Procuradoria da República - Pará/Castanhal, através do Ofício PR/PA GAB10 N. 4945/2022 (SEI 14129531), solicitou informações sobre a situação atual do presente processo de licenciamento.

Em 04/11/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0266/2022 (SEI 14073078), atualizou a previsão de disponibilidade da sonda de perfuração, do Centro de Reabilitação e Despetrolização da Fauna (CRD) e de embarcações de emergência a serem empregadas na atividade para vistoria presencial e exercício de resposta a emergência.

Em 07/11/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC/LI-DESC 0061/2022 (SEI 14132876), encaminhou o documento "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022 - Complementação: Modelagem de Derrame de Óleo no Mar”, objeto de análise deste parecer.

Em 08/11/2022, a Ata de Reunião Coexp nº 14130270 (SEI 14130270) registrou a realização da Reunião Informativa Ampliada no município de Oiapoque (AP).

Em 09/11/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC/LI-DESC 0065/2022 (SEI 14118809), solicitou a inclusão da embarcação de contingência Mr. Sidney na estrutura de resposta do Plano de Emergência Individual (PEI) da atividade.

Em 10/11/2022, a Ata de Reunião Coexp nº 14130500 (SEI 14130500) registrou a realização da Reunião Informativa Ampliada no município de Belém (PA).

Em 11/11/2022, o professor Gustavo Moura, através de e-mail não numerado (SEI 14186636), encaminhou a denúncia assinada por 14 instituições apresentada ao 10º Ofício da Procuradoria da República no Estado do Pará (SEI 14185449) e informou que diferentemente do por ele proferido na reunião informativa de Belém (PA), a referida denúncia data de 2021 em vez de 2022, e a atualização do dimensionamento dos corais data de 2018 em vez de 2021.

Em 17/11/2022, o Ibama, através do Ofício nº 539/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14184124), solicitou que a empresa apresente informações atualizadas sobre as obras do Centro de Reabilitação e Despetrolização da Fauna (CRD) de Belém/PA e a Licença de Operação da referida instalação.

Em 17/11/2022, o Ibama, através do Ofício nº 538/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14183846), encaminhou as Atas de Reunião Coexp nº 14130270 e nº 14130500 referentes a realização das Reuniões Informativas Ampliadas nos municípios de Oiapoque (AP) e Belém (PA), respectivamente.

Em 18/11/2022, o Ibama, através do Ofício nº 541/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14185942), respondeu ao Ofício PR/PA GAB10 N. 4945/2022 do Ministério Público Federal - Procuradoria da República - Pará/Castanhal, informando a situação atual do presente processo de licenciamento.

Em 25/11/2022, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 552/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14252883), o Parecer Técnico nº 293/2022-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14250233) e anexos, que trata da vistoria técnica e exercícios de resposta a emergências realizados na embarcação Mister Sidney, prevista pela Petrobras para integrar o Plano de Emergência Individual da atividade.

Em 06/12/2022, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 566/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14311433), o Relatório de Vistoria nº 17/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14310384) e anexos, que registrou a realização de vistoria e exercício de emergência na embarcação Mister Sidney, prevista pela Petrobras para integrar o Plano de Emergência Individual do atividade.

Em 08/12/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC/LI-DESC 0303/2022 (SEI 14367942), solicitou a inclusão das embarcações de contingência C-Warrior, C-Viking, MS Virgie e Corcovado na estrutura de resposta do Plano de Emergência Individual (PEI) da atividade.

Em 15/12/2022, a Petrobras, através da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0312/2022 (SEI 14428719), informou que é prevista a finalização do  Centro de Reabilitação e Despetrolização da Fauna (CRD) até a 1ª quinzena de janeiro de 2023.

Em 20/12/2022, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 579/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 1446886), a Memória de Reunião nº 39/2022-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14444977) que registrou a reunião realizada em 19/12/2022 entre representantes da COEXP e Petrobras para avaliar as vistorias e exercícios de emergência realizados nas embarcações e Centro de Defesa Ambiental previstos no Plano de Emergência Individual (PEI) da atividade.

Em 19/01/2023, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 32/2023/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14694094), os Relatórios de Vistoria COEXP/CGMAC/DILIC nº 20/2022 (SEI 14476319), nº 21/2022 (SEI 14476474), nº 22/2022 (SEI 14534123)  e  nº 1/2023 (SEI  14612805) e anexos, que registraram a realização de vistoria e exercício de emergência nas embarcações  MS Virgie, C-Warrior, C-Viking e Corcovado, bem como o Relatório nº 14476575/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14476575) que registrou a vistoria ao Centro de Defesa Ambiental/Base Avançada de Belém/PA, previstos pela Petrobras para integrar o Plano de Emergência Individual da atividade.

Em 24/01/2023, o Ibama encaminhou, através do Ofício nº 48/2023/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14740344), o Parecer Técnico nº 25/2023-COEXP/CGMAC/DILIC (SEI 14725742), que avalia as vistorias técnicas às embarcações, bem como ao Centro de Defesa Ambiental, integrantes do Plano de Emergência Individual do atividade.

III – ANÁLISE

II.3. DESCRIÇÃO DA ATIVIDADE

As informações apresentadas foram consideradas satisfatórias no Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC.

II.8. ATUALIZAÇÃO DA MODELAGEM NÚMERICA

De acordo com a justificativa apresentada, para a atualização do estudo se configurou o modelo para representar a hidrodinâmica do ano de 2013 com o intuito de compará-lo com o estudo anterior, apresentado em 2015. Para o presente momento, em decorrência do curto prazo disponível, a justificativa é compreensível e apreciada. Porém, para os novos estudos esperados para a região de interesse, sugere-se a adoção de anos representativos mais recentes.

No item que trata do intemperismo do óleo, vale ressaltar o intemperismo causado pela sedimentação, que, de acordo com o descrito, adotou conduta mais conservativa utilizando valor nulo de concentração de sedimento suspenso em sua modelagem de dispersão de óleo para evitar a retirada de óleo da superfície e da coluna d’água. Adiciona-se que a sedimentação apresentada no resultado do modelo Oscar para o estudo é referente ao óleo na coluna d’água que, diretamente, toca o fundo marinho, como o mencionado no estudo. Para fins de resultado, a probabilidade de presença de óleo no fundo oceânico é obtida cruzando-se a batimetria com a probabilidade de presença de óleo na coluna d’água, o que limita o resultado à presença ou não de óleo nos diversos pontos, sem levar em consideração o seu acúmulo ao longo da simulação. Essa limitação não acarreta danos à análise de risco ou à avaliação de impacto ambiental, uma vez que, para tais análises, a probabilidade de presença já se mostra suficiente. Bem como não traz perdas para o dimensionamento das estruturas de resposta em caso de vazamento de óleo. Neste caso, ao desconsiderar a quantidade de sedimentos oriundos das descargas dos principais rio amazônicos se mostrou positiva num primeiro momento, considerando o risco potencial. Todavia, vale ressaltar que, numa situação real onde haja vazamento de fundo, blowout, é importante que se leve em consideração a concentração de sedimento na região de interesse para fins de monitoramento e previsão do comportamento do óleo vazado, dada a importância que tal parâmetro tem na região em decorrência das altas descargas fluviais.

A sazonalidade definida no primeiro estudo se manteve, com base na direção e intensidade dos ventos, e direção da principal corrente que atua na região, Corrente Norte do Brasil. Muito embora a sazonalidade adotada esteja adequada, sugere-se para momentos futuros a adoção de quatro períodos, considerando a transição entre o período chuvoso e o seco, considerando a dinâmica da Zona de Convergência Intertropical. Tal adoção acarretaria ganhos aos resultados, bem como traria mais segurança na definição de janelas de oportunidade para a perfuração que considerem a dinâmica climática, prezando pela segurança da operação.

No estudo é apresentada uma imagem com o campo médio de salinidade obtido do ROMS para o mês de maio, mês contido no período de intensificação das chuvas e maior descarga fluvial. No entanto, não é possível observar um alcance expressivo da água doce oriunda desta descarga, como é possível verificar em bibliografias e até mesmo no estudo apresentado anteriormente. Tal observação levanta a hipótese de haver alguma limitação dos resultados do modelo do Mercator para as descargas fluviais.

Dentre os dados utilizados para avaliar o modelo, usou-se as marés. Os dados de marés obtidos de estações maregráficas mais próximas aos pontos de grade do modelo foram comparadas aos dados reconstituídos a partir das constantes harmônicas obtidas de série de elevação do nível do mar retirada do modelo ROMS. No demonstrativo são apresentados gráficos para cada estação, de todo período e de 30 dias, para aumentar a acuidade na observação. O mês adotado foi o de janeiro de 2013, sem qualquer justificativa aparente. Questiona-se o motivo pelo qual se escolheu esse e não aquele. Indaga-se se haveria ganho na comparação utilizar também o mês de fevereiro, já que este apresentou ventos mais intensos, de acordo com os dados do ERA apresentados. Destaca-se que a sugestão não exclui o mês de janeiro, já que este apresentou maior incidência de ventos de nordeste, como informado.

Nas estações da FEMAR de Paracurú-CE, Luiz Correia-PI, Plataforma Penrod- Oceânica e Ponta dos Índios- AP foi possível notar que para a primeira semana do mês as duas estações apresentaram amplitudes discretamente maiores do que as do modelo ROMS, mas, na última semana, apresentaram amplitudes menores que as do modelo. Acredita-se que esta pequena diferença seja em razão das mudanças de fase da lua ao longo das semanas, que o modelo, ao estabelecer um padrão, não é capaz de alcançar. Como calculado, tais estações apresentaram valores de correlação de Pearson abaixo da média de 95%. Outra estação que apresentou correlação abaixo da média foi a Cabo Maguari-PA.

Com relação à avaliação do modelo através da Temperatura da Superfície do Mar, como textualmente descrito, o modelo parece representar bem a frente da Corrente Norte do Brasil e da Contra Corrente Norte Equatorial, bem como a intensificação da retroflexão da CNB e a formação de vórtices da CNB. É possível observar, em todos os meses do ano, com maiores e menores intensidades, uma superestimação da CNB por parte do ROMS. No ponto mais próximo ao bloco, os dados de TSM do MUR apresentaram valores mais alto para quase todo o período de um ano, chegando a 1° C em julho de 2013.

Ainda no tópico de avaliação do modelo, agora pelas correntes superficiais, foram apresentados seis derivadores, que apresentaram trajetória dentro da área de interesse da modelagem. No período de deriva apresentado pelos seus derivadores, nenhum tem trajetória no intervalo de tempo considerado como período 2, na definição da sazonalidade, ou seja, para o segundo semestre.

Ainda no item acerca das correntes, utilizou-se os dados dos derivadores do tipo SVP para comparação com os campos apresentados pelo modelos ROMS. Questiona-se a não adoção na comparação obtidas pelos dados dos derivadores do tipo NOMAD, que no Projeto Costa Norte foram lançados a partir de seus pontos distintos, diferente dos do tipo SVP, que foram lançados de três diferentes pontos.

As rosas de correntes apresentadas por dados do fundeio FZA3000 e do modelo ROMS mostram que os dados do fundeio apresentam espalhamento direcional já para os primeiros metros de coluna d’água, chegando a apresentar 10% de ocorrências para oeste nos primeiros 28 metros de profundidade. Com relação à intensidade, o ROMS tendeu a subestimar as intensidades das correntes apresentadas, quando comparadas aos dados obtidos pelo fundeio. Sugere-se desmembrar os dados dos fundeios de acordo com a sazonalidade adotada para melhorar a comparação entre os dados, mesmo levando em consideração que os períodos modelados e coletados pelo fundeio são diferentes, mantendo a lógica apresentada de avaliar a representatividade estatística da intensidade e direção das correntes do modelo ao longo da coluna d’água.

Com relação aos modelos hidrodinâmicos apresentados no primeiro estudo em 2015 e no atual em 2022, o segundo ganhou um aumento da grade para leste.

Em relação à batimetria, o novo estudo concluiu que houve uma melhora, que foram utilizados dados da base global ETOPO 1 em composição com dados de cartas náuticas digitalizadas da Diretoria de Hidrografia e Navegação (DHN) da Marinha do Brasil. No entanto, a descrição da condição de contorno de fundo nos dois estudos foi a mesma “interpolação cúbica dos dados do ETOPO1 e das cartas náutica”. Questiona-se se a diferença está baseada no incremento de mais cartas náuticas na interpolação.

Como informado, a modelagem nova foi realizada para 2013, para que fosse possível fazer a comparação. Questiona-se se a comparação dos dados de vento do NCEP-R1 do modelo de 2015 com os dados do ERA5 do modelo de 2022 foram feitas para o mesmo intervalo de tempo. Tal informação não é apresentada de forma clara.

De acordo com a comparação estatística apresentada para a elevação de maré, a atualização do modelo hidrodinâmico parece representar melhor a maré quando comparado com o modelo de 2015.

Como já destacado, as séries temporais de temperatura da superfície do mar de dados oriundos de satélite apresentam valores um pouco mais elevados em média que os dados dos dois modelos no período de junho a dezembro, e, em média, menores de janeiro a maio. Mesmo com a diferença, o modelo apresentado em 2022 tem dados mais próximos aos apresentados pelo modelo de 2015.

Com relação às correntes de profundidade, ambos os modelos, 2015 e 2022, tiveram dificuldades em representar as correntes mais profundas, superestimando a intensidade das correntes para sudeste. E em camadas mais centrais, os modelos apresentaram um espalhamento na direção maior do que os dados do fundeio. Nesta descrição não houve uma explicação que justificasse a observação de que o modelo de 2015, para as correntes de profundidade, fosse mais representativo que o modelo de 2022, comparando-os com os dados do fundeio FZA3000.

Atualização da modelagem de dispersão de óleo

Para o volume de pior caso, no trabalho de 2015, foram utilizadas 25 camadas na vertical e no atual trabalho foram usadas 41 camadas, representando um ganho na observação do comportamento do óleo nos casos de blowout.

Salienta-se que, conforme orientações desta coordenação, com intuito de obter resultados mais conservadores, este estudo destacou nas suas estratégias de modelagem não ter utilizado a ferramenta de biodegradação, disponível no modelo de óleo.

As características do óleo adotado e o volume foram os mesmos, óleo pesado com grau API 27, 46.742 m³.

O ponto de vazamento também não foi alterado, se encontrando a 159 km da costa e a 62 Km da fronteira do mar territorial brasileiro.

No estudo de 2015 adotou-se 300 simulações para cada período sazonal, já para o modelo atual, adotou-se 500 simulações para cada período.

Como informado, e de acordo com as novas orientações para os estudos, acerca dos processos de intemperismo, a biodegradação foi desligada, ou seja, nenhum volume de óleo foi removido por isso processo intempérico na nova modelagem.

Nos resultados apresentados é possível notar que houve uma diferença significativa entre os períodos sazonais 1 e 2, chuvoso e seco respectivamente, com relação à porcentagem de óleo disperso na coluna d’água. Nas simulações para os vazamentos de superfície de 8 m³ e 200 m³, as medianas de óleo disperso na coluna d’água foram de 42,8% e 13,2% (períodos 1 e 2) e 40,4% e 1,2% (períodos 1 e 2). Para os vazamentos de superfície simulados para o período chuvoso, o percentual de óleo disperso na coluna d’água foi bem maior do que para o período seco, enquanto para o período 2 a evaporação foi mais significativa, apesar de não ter apresentado diferenças tão distintas do período 1.

Como mostrado para as simulações de vazamento de 200 m³, no período 1, das 500 trajetórias apresentadas pelo modelo, uma seguiu em direção à costa da Guiana Francesa, com valores abaixo do limiar, e se acumulou ao longo do período simulado, chegando a valores acima do limiar. Neste período, ao fim das simulações, a porcentagem máxima de óleo aderido a costa foi de 12%.

O valor máximo de 43% de óleo no fundo marinho, no período 1 no vazamento de 200 m³, é explicado pela associação de regiões rasas e presença de vento forte na região, o que está de acordo com a caracterização dos ventos apresentada.

O toque de óleo ocorrido no período de dezembro a junho, caracterizado como chuvoso, para o volume de 200m³ ocorre na costa da Guiana Francesa, com probabilidade inferior a 5 %, entre 20 e 25 dias de deriva, com uma massa máxima de menos de 5 toneladas por quilometro.

Para o período 2, em ambos os cenários de vazamento de superfície, é possível notar um maior espalhamento do óleo na superfície e na coluna d’água, atingindo maiores extensões, principalmente na superfície, e acompanhando a trajetória de Contra Corrente Norte Equatorial, mais intensa nesse período seco. Neste período a evaporação é bastante expressiva.

Pior Caso

Para as simulações de pior caso, realizadas a partir de vazamentos de fundo, observou-se cenários probabilísticos discretamente maiores de toque para o período 2, quando comparado ao período 1. Em termos de massa máxima, o período 2 apresentou valores bem maiores que para o período 1, 42,9t/km e 4 t/km, respectivamente, ambos na costa da Venezuela. Em termos de tempo de chegada, o período 1 apresentou 12,6 dias de toque no Suriname e no período 2 35,6 dias em Barbados.

Para o período 2, a porcentagem máxima de óleo no fundo marinho ou fora do domínio de grade foram de 23%. Os valores máximos de óleo remanescente na superfície, após 60 dias de simulação, foram de 2,2% no período 1 e 15 % no período 2.

Observa-se que, no período 1, o óleo sai das águas jurisdicionais brasileiras em menos de 1 dia.

Como é possível observar nas figuras apresentadas, o vazamento de fundo no período chuvoso, aqui chamado de período 1, apresenta probabilidades de presença de óleo na superfície bem inferiores as probabilidades para o período 2.

Figura 1: Probabilidade de presença de óleo na superfície no período chuvoso.

Figura 2: Probabilidade de presença de óleo na superfície no período seco.

Oportunamente, recorda-se que o estudo de modelagem apresentado em 2015 não apresentava nenhuma probabilidade de toque superior a 1%. Para a Martinica, o estudo atual apresentou probabilidade de 14,2% de toque no período 1, no estudo anterior, nem sequer era citada na tabela resumida dos toques ocorridos. Os períodos sazonais adotados em ambos os estudo são os mesmos.

Comparando os resultados, em ambos os períodos sazonais, é possível notar uma maior probabilidade de presença de óleo derivando para noroeste em direção à Venezuela e às Ilhas Caribenhas.

Para os cenários determinísticos se adotou o menor tempo de chegada de óleo na costa, ocorrido no período 1, na Guiana, em 16 dias, com massa final de óleo na costa de 241 toneladas. O menor tempo de toque ocorrido no Suriname, 12,6 dias, não foi considerado, já que a quantidade de óleo não superou valor acima do limiar monitorado. Já a maior massa acumulada na costa ocorreu no período 2, na Venezuela, 499 toneladas de óleo.

De acordo com o resultado apresentado pela modelagem determinística para o período 1, iniciado vazamento em 30 de marco das 2012 às 11 horas, é possível notar que o óleo começa a se acumular na superfície com mais ou menos 12 horas de vazamento. Após tocar na Guiana, o óleo seguiu derivando para norte e oeste, chegando nas costas da Venezuela, Trindade e Tobago, Granada, São Vicente, Granadinas e Santa Lúcia, tendo chegado na costa ao final da simulação 0,6% do óleo vazado, 241 toneladas. A porcentagem máxima de óleo na superfície ocorre com 388 horas de simulação, 16 dias. Na tabela de balanço de massa é possível notar que 615,5 toneladas de óleo vão para fora da grade, 1,5% do total vazado.

Para a maior massa de óleo acumulado, a modelagem determinística começou a ser rodada em 30 de setembro das 2016 às 15 horas. Como relatado, a deriva seguiu rumo a noroeste do ponto de vazamento nos primeiros dias, para então, influenciada pela retroflexão da Corrente Norte do Brasil, seguiu para norte e leste com a Contra Corrente Norte Equatorial. Para esta situação, 1,2% do óleo vazado, cerca de 499 toneladas, ficaram aderidos à costa ao final da simulação. Cerca de 1,3% do óleo saiu da grade do modelo e 4% ficaram em superfície, equivalente a 1650 toneladas, no final da rodada de simulação.

Na simulação determinística de tempo mínimo, encontrada no período 1, as espessuras de óleo máximas ficam inferiores a 10 µm ao longo da simulação, já para a simulação de maior massa, iniciada no período 2, a espessura de óleo ao final da simulação é de 18 µm.

Abaixo segue a tabela resumida dos cenários apresentados pelo modelo de óleo Oscar.

Tabela 1: Resumo dos cenários de toque para os dois períodos.

A Corrente Norte do Brasil é sabidamente muito intensa e com baixa variabilidade ao longo do ano e, como é enfatizado ao longo dos estudos apresentados e sempre que oportuno, forma “uma barreira dinâmica natural, não só à deriva de óleo como a qualquer fluxo transversal a ela”, contudo, tal barreira não é absolutamente intransponível.

Em 2014, diversos veículos de comunicação reportaram notícias, a partir de informações de moradores e analistas do ICMBio, lotados no Parque Nacional do Cabo Orange, de destroços de fuselagens do que parecia pertencer a um foguete. Mais tarde foi confirmado se tratarem de destroços de um foguete lançado do Centro Espacial de Kourou na Guiana Francesa. Após investigações e contatos da equipe do ICMbio com parceiros na Guiana Francesa, definiu-se uma possível área no Oceano Atlântico onde os destroços do foguete poderiam ter caído e derivado até chegarem na região do Rio Cassiporé no Parque Nacional do Cabo Orange, no município de Oiapoque.

A área definida fica a cerca de 350 Km a leste do bloco FZA-M-59, 69 km fora da Zona Econômica Exclusiva do Brasil.

Figura 3: Mapa com a localização do ponto de vazamento escolhido e polígono com a área de possível queda dos

destroços do foguete lançado da Base de Kourou, na Guiana Francesa; identificação da área onde os destroços

foram encontrados no Rio Cassiporé, no Parque Nacional do Cabo Orange.

Ao longo dos diversos estudos de modelagem de dispersão de óleo apresentados, é descrito que, se a pluma ou mancha de contaminante tiver dimensões inferiores às dimensões da grade, estas estarão sujeitas a uma “diluição numérica”. No caso em voga, a grade tem espaçamentos meridional e zonal de 3 km cada, e para o caso de blowout, tamanhos verticais que variam entre 2 m e 60 m, conforme o descrito, são os menores tamanhos possíveis para o modelo Oscar. Se considerarmos tão somente a superfície, a menor mancha/ pluma detectável pelo modelo teria que ter mais de 9 km² para não ser “diluída”. Tudo isso deve levar em consideração o tamanho da partícula calculada pelo modelo em determinado instante e, a partir daí, é possível aproximar o volume de óleo contido nesta suposta pluma com 9 km², para se definir se está ou não dentro de um limiar aceitável. Com isso, questiona-se a possibilidade de se conhecer o intervalo médio do tamanho das partículas calculadas pelo modelo ao longo das simulações, e se o seu intervalo de tamanho irá variar de acordo com o volume total vazado.

Ainda conforme descrito, os processos de intemperismo podem ser divididos em duas categoriais que atuam de forma conjunta no óleo: os que influenciam na posição da mancha como advecção, espalhamento e interação com a costa; e os que causam perdas de massa e mudanças na composição como evaporação, dispersão, emulsificação, degradação, dissolução e floculação; e a sedimentação que atua em conjunto.

No entanto, as curvas de balanço de massa só mostram o óleo que ficou na superfície, na coluna d’água, evaporado e no fundo marinho. Já é informado que a ferramenta de degradação foi desabilitada. Questiona-se se as frações que passaram pelos outros processos de intemperismo estão sendo contempladas por algum dos processos que são representados nos gráficos de balanço de massa. Tal preocupação surge dada a impossibilidade de saber qual percentual do óleo na coluna d’água está dissolvido, ou ainda pode continuar derivando para outras localidades com o passar do tempo.

Tais observações surgem das altas porcentagens de óleo que ficam na coluna d´água associada à limitação no tempo de rodagem do modelo, impossibilitando que se conheçam as trajetórias futuras possíveis da mancha de poluente.

Mesmo levando em consideração a orientação do Termo de Referência, baseado nas diretrizes da CONAMA 398/08, que diz que o modelo de óleo seja rodado por 30 dias, sem contenção do vazamento, e posteriormente por mais 30 dias, com o vazamento interrompido, totalizando 60 dias, esta Coordenação estuda aumentar o tempo de modelagem praticado atualmente, levando em consideração as altas porcentagens de óleo preso na coluna d´água.

Salienta-se que as considerações feitas ao longo deste item têm a intenção de deixar registradas as dúvidas acerca da confiabilidade dos modelos de dispersão de óleo do modo em que são executados. Cabe lembrar que a nova Base Hidrodinâmica para a Margem Equatorial Brasileira, mesmo tendo alguns de seus relatórios já analisados, ainda não foi aprovada por esta Coordenação, mas já aparenta apresentar muitos avanços, permitindo abrir caminho para mais melhorias.

Por fim, solicita-se que as dúvidas aqui levantadas sejam esclarecidas, não sendo neste momento impeditivo para a aprovação do novo estudo.

Ressalta-se que esta Coordenação estuda aumentar o número de dias que o modelo é rodado, principalmente para os casos em que o modelo chega ao 60° dia de simulações e apresenta alta porcentagem de óleo na coluna d’água.

Devido à similaridade dos processos e às considerações feitas no início desta análise, que abordaram o ano escolhido para a modelagem e a sazonalidade adotada, o estudo que será analisado para o bloco FZA-M-57, e para os projetos que estarão por vir, deverão aguardar as atualizações que serão sugeridas pela equipe, visando a melhoria dos estudos e maior confiabilidade nos resultados do modelo, principalmente por se tratar de uma área extremamente sensível, pouco conhecida e com grandes desafios de logística, tanto para situações de emergência como para as atividades rotineiras.

Segundo o documento, não haveria ocorrência de óleo em Unidades de Conservação brasileiras, assim como não haveria probabilidade de toque na costa brasileira

II.10 MEDIDAS MITIGADORAS E COMPENSATÓRIAS E PROJETOS / PLANOS DE CONTROLE E MONITORAMENTO

II.10.2. PROJETO DE MONITORAMENTO DE IMPACTOS DE PLATAFORMAS E EMBARCAÇÕES SOBRE A AVIFAUNA (PMAVE)

A Petrobras encaminhou como Anexo H do documento "Atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022" o documento intitulado “Atendimento Veterinário à Fauna Marinha em Caso de Vazamentos de Óleo e Manejo de Fauna Proveniente da Unidade Marítima de Perfuração e Embarcações de Apoio Durante a Perfuração no Bloco FZA-M-59".

Nele, a empresa Mineral Engenharia e Meio Ambiente apresenta o projeto de um Centro de Reabilitação e Despetrolização de Fauna (CRD) na cidade de Belém/PA, para atender o Projeto de Monitoramento de Impactos de Embarcações sobre a Avifauna (PMAVE) e o Plano de Proteção à Fauna (PPAF) da Petrobras. Segundo o documento em questão, a instalação terá capacidade para recebimento de 25 aves, 5 tartarugas marinhas, 2 sirênios e 3 mamíferos marinhos de até 3m. Gostaríamos de esclarecer se o CRD tem capacidade de atender todos esses animais ao mesmo tempo. Segundo informado, o Centro possui ainda capacidade de expansão de resposta de fauna em caso de vazamento de óleo, caso seja necessário, sendo capaz de atender eventos Tier 3 e compor uma das instalações da Estrutura Organizacional de Resposta (EOR) durante um acidente com hidrocarbonetos envolvendo fauna local afetada. 

O documento descreveu a organização dos recintos e as formas de registro e controle dos dados. Apresentou imagem do projeto e descrição dos setores. 

Foi apresentado cronograma das atividades pertinentes à adequação da instalação existente para o Centro de Reabilitação e Despetrolização de fauna de Belém/PA, com previsão de término até a terceira semana do mês de novembro. 

Foram apresentadas cartas de parceiros para realização de exames e procedimentos veterinários, além de participação em treinamentos, simulados e emergências envolvendo resposta à fauna em vazamentos de óleo e outras substâncias químicas. 

Foi atualizada a lista de técnicos envolvidos no projeto e apresentada a carta de aceite da Empresa Mineral Engenharia, que é responsável por sua execução. 

O documento informa que a Petrobras manterá, durante todo período da atividade, contato com a Equipe Técnica da Mineral, que manterá dois veterinários de plantão nas instalações do Centro de Reabilitação de Fauna de Belém, para atender a incidentes envolvendo a ocorrência de aves na unidade marítima. 

As instalações deverão ser vistoriadas pela equipe do Ibama quando finalizada sua estruturação, para que seja verificada a adequação do projeto.  

II.10.9. PROJETO DE COMUNICAÇÃO SOCIAL (PCS)

Entre os dias 31/10/2022 e 18/11/2022, segundo o documento “Plano de Trabalho - Mobilização e execução de reuniões informativas iniciais nos estados do Amapá e Pará”, encaminhado pela Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0219/2022 (SEI 13713107) e confirmados pela Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0258/2022 (SEI 14007988), foram realizadas reuniões informativas nos 18 municípios que compõe a Área de Influência da atividade. Conforme solicitado no Parecer Técnico 222/2022, em Oiapoque (AP) e Belém (PA) as reuniões foram realizadas com um caráter ampliado, visando uma maior participação social e acesso à informação nos locais onde se espera que o impacto “geração de expectativa” seja mais significativo. As reuniões foram realizadas nos dias 8 e 10 de novembro de 2022, respectivamente, e contaram com a participação de quatro analistas ambientais do Ibama que trabalham diretamente neste processo de licenciamento, além do coordenador da COEXP. Em Oiapoque, estiveram presentes ainda duas servidoras lotadas na Unidade Técnica do Ibama em Oiapoque.

Como até o momento não fora protocolado um documento elaborado pela empresa referente às citadas reuniões, o sucinto relato aqui exposto está baseado nas percepções dos analistas que estiveram em campo e nas Atas das Reuniões, elaboradas pelo Ibama com a ciência da empresa, as quais estão registradas no processo como Ata de Reunião Coexp 14130270 (Oiapoque) e Ata de Reunião Coexp 1413500 (Belém). As demais reuniões, bem como outras informações pertinentes referentes às reuniões ampliadas que integrarem o relatório da empresa, serão analisadas em um futuro parecer quando o referido documento for protocolado.

As reuniões ampliadas foram estruturadas em moldes bastante similares a audiências públicas, sendo realizadas em espaços amplos com estrutura adequada para acomodar um grande número de participantes. Houve duas etapas, sendo a primeira com apresentações do Ibama e da empresa acerca do processo de licenciamento e do empreendimento em questão, e a segunda em que os participantes da sociedade apresentavam suas manifestações e questionamentos através de perguntas escritas ou orais. A íntegra dos questionamentos e as respostas proferidas pela empresa, consultoras e Ibama estão dispostos nas citadas Atas das Reuniões.
 

Relato Sucinto das Manifestações na Reunião Ampliada de Oiapoque

Em Oiapoque foram registradas perguntas que versaram sobre possíveis impactos do empreendimento sobre os recursos ecológicos da região, especialmente sobre os manguezais, recifes de corais de água profunda e recursos pesqueiros. Neste sentido, foram realizados questionamentos a respeito dos estudos de modelagem e dispersão de óleo e possibilidades de compensações e indenizações. No entanto, houve um predomínio expressivo de questionamentos relacionados a um possível dinamismo econômico propiciado pela instalação da empresa na região, com destaque para a possibilidade de geração de empregos, destinação de royalties e investimentos em educação e cultura como contrapartida social da empresa. Também foram registradas manifestações que destacaram os impactos negativos relacionados ao dinamismo e especialmente sobre a geração de expectativa, enfatizando a especulação imobiliária, aumento populacional decorrente de migrações, aumento da violência e uso de drogas e ofertas enganosas de cursos de capacitação para trabalhar no setor. Nota-se, nos discursos proferidos por diversos presentes, que há uma percepção de que a produção de petróleo é uma realidade a ser atingida em questão de tempo, a despeito do projeto em questão ser restrito a uma perfuração exploratória.

Um fato que marcou a reunião de Oiapoque foi a ausência de representantes de comunidades indígenas do município, que demandaram uma reunião exclusiva. Esta demanda fora identificada pela empresa no processo de mobilização e chegou ao conhecimento desta Coordenação quando a logística de viagem já havia sido organizada, havendo a empresa proposto de atender a demanda no dia 7/11 a tarde ou 8/11 de manhã, o que foi aceito pela equipe do Ibama. No entanto, os representantes indígenas informaram à empresa que as datas não seriam viáveis para as comunidades devido às dificuldades logísticas que envolvem os deslocamentos nas Terras Indígenas, propondo que fosse dia 12/11 quando os deslocamentos dos indígenas já estariam previstos para outra agenda interna, mas tal data era inviável para os representantes da empresa e do Ibama. Sabendo desta impossibilidade, a equipe da COEXP presente em campo decidiu buscar um diálogo com lideranças indígenas que possivelmente estivessem presentes na sede do município, buscando contato na sede da organização não governamental IEPÉ (Instituto de Pesquisa e Formação Indígena). Fora realizada uma pequena reunião para esclarecimentos, em que participaram a equipe da COEXP, servidores da Unidade Técnica do Ibama em Oiapoque, o chefe do PARNA Cabo Orange e representantes do IEPÉ e do CCPIO (Conselho de Caciques dos Povos Indígenas do Oiapoque). Como encaminhamento, o Ibama se comprometeu a solicitar a empresa uma data possível para realização de uma reunião em data viável para as comunidades indígenas e com a possível participação da chefe da Unidade Técnica do Ibama em Oiapoque. Registra-se que as lideranças indígenas reclamam a ausência de consulta prévia e informada nos moldes previstos pela Convenção nº 169 da OIT, ratificada pelo Decreto Legislativo nº 143, de 20/6/2002.

Relato Sucinto das Manifestações na Reunião Ampliada de Belém

Em Belém foram registrados questionamentos a respeito dos impactos sobre os recursos ecológicos e especialmente sobre os recursos pesqueiros e as área de pesca das comunidades da área de estudo. Foram apontadas fragilidades no diagnóstico socioeconômico, especialmente a respeito das metodologias empregadas, das definições dos territórios pesqueiros e recursos identificados. Também foram questionadas as metodologias empregadas para elaboração do estudo de modelagem hidrodinâmica e de dispersão de óleo. Outro ponto de destaque foi a crítica pela ausência de consulta a respeito do empreendimento em questão aos povos e comunidades tradicionais nos moldes preconizados pela Convenção nº169 da OIT, além de outras formas de consulta pública. Fora alegado ainda que o dimensionamento a respeito dos recifes de corais de água profunda estava defasado nos estudos ambientais. Questionou-se ainda a metodologia a respeito do uso de dispersantes químicos. A ausência de estudos de impactos cumulativos e sinérgicos também fora apontada. Dialogando com esta crítica, foram levantadas preocupações com relação às transformações socioambientais em um possível cenário de produção e instalação da indústria do petróleo na região. Por outro lado, houve um presente que afirmou que os estados do Pará e Amapá deixaram de ganhar seis bilhões de reais em royalties e participação especial caso o empreendimento tivesse ocorrido em 2018, conforme previsto anteriormente, quando o mesmo ainda era de responsabilidade de outra operadora.

II.10.1. PROGRAMA DE MONITORAMENTO AMBIENTAL (PMA)  

II.10.1.1. Projeto de Observação e Monitoramento a partir da Unidade Marítima de Perfuração (PMUMP)

5. Metodologia e Descrição do Programa 

5.1. Atividades de avistagem 

Considerando a solicitação presente no PT 222/2022 e que a bacia de Foz do Amazonas ainda não é intensamente monitorada, a empresa realizou a alteração do Projeto de Observação e Monitoramento a partir da Unidade Marítima de Perfuração (PM-UMP), incluindo mais um observador, totalizando dois observadores realizando avistagens no mesmo turno.

II.10.1.3. Projeto de Monitoramento Integrado Dedicado (PMID) 

Os objetivos gerais deste projeto são observar e registrar a fauna marinha a partir de um monitoramento dedicado, de forma a preencher lacunas de conhecimento acerca dessa fauna; promover uma análise integrada da diversidade de aves, mamíferos e tartarugas marinhas e suas relações ecológicas na Bacia da Foz do Amazonas e, ainda, funcionar como amostragem controle espaço-temporal, para fins de comparações com os dados gerados pelos projetos realizados nas áreas de influência direta das atividades (PM-UMP e POMBA), de forma a identificar possíveis impactos.

O esquema desenhado para o presente monitoramento dedicado foi feito de modo a possibilitar uma comparação temporal e espacial dos dados da macrofauna (peixes, tartarugas marinhas, aves e mamíferos) entre os cenários adotados por este PMID e entre os setores percorridos (considerando a setorização definida no PMA), gerando dados que irão subsidiar a avaliação de impactos das atividades exploratórias no âmbito do Programa de Monitoramento Ambiental (PMA).

O cruzeiro dedicado irá percorrer a mesma rota utilizada pelas embarcações de apoio à operação. Em seguida, seguirá para a área da atividade onde irá cobrir uma malha espacial de 2.500 km² (respeitando-se a área de segurança (exclusão) de 500 m no entorno da unidade de perfuração), com transecções paralelas de espaçamento de 5 km de distância entre si (durante a atividade, equivalente ao cenário 1), seguirá em um transecto perpendicular à costa na altura de Oiapoque e retornará pelo contorno do litoral acompanhando a isóbata de 10m.

Nas quatro campanhas a serem realizadas fora do período de realização da atividade (cenário 2), a malha irá abranger toda a área do bloco FZA-M-59. Esse monitoramento visa, também, inventariar as diversas feições ecológicas que a área adjacente à perfuração possui: Estuário, Pluma, Ambiente Recifal / Quebra da Plataforma, e Oceânico.

Questiona-se o curto período (60 min) para cada estação amostral. É importante que a empresa apresente o que pretende fazer nas análises comparativas, quando o mesmo ponto for monitorado durante o dia em uma campanha e durante a noite na outra, ou vice-versa. Tal fato relaciona-se a dados obtidos em projetos semelhantes, observando-se que a maioria dos delfinídeos é muito mais ativa acusticamente no período noturno. Nos resultados obtidos em Projetos de Monitoramento Acústico Passivo (PMAP), geralmente, tem-se uma relação de 70% das detecções à noite e 30%, de dia. A empresa pode prever um maior número possível de perfilagens no período noturno, já que o projeto também tem objetivos relacionados à caracterização ambiental.

Solicita-se, ainda, que a empresa considere uma malha amostral mais abrangente, tendo em vista que é o primeiro projeto deste porte na região, prevendo transectos na bacia inteira, e não somente na área da atividade, de forma a prever uma continuidade, replicação ou até implementação por outras empresas futuramente.

Desta forma, solicita-se que a empresa considere os apontamentos contidos na elaboração e execução do PMID, de forma a tornar o projeto mais abrangente e robusto.

II.10.13. PLANO DE GERENCIAMENTO DE RESÍDUOS DA ATIVIDADE DE PERFURAÇÃO (PGRAP)

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC a empresa apresentou a Revisão 03 do PGRAP datada de setembro de 2022. A análise seguirá os subitens apontados no referido parecer técnico e somente serão apresentados aqueles que necessitam de esclarecimentos e/ou observações.

1.2. Aplicação

Este item foi readequado, o PGRAP será aplicado às atividades de perfuração de poços, podendo expandir para as atividades de completação e intervenção/abandono (workover) executadas pelas Unidades Marítimas de Perfuração que operam para a PETROBRAS no Bloco FZA-M-59.

4.2. Classificação

No Parecer Técnico nº 222/2022- Coexp/CGMac/Dilic foi apontado que a empresa reapresentou a tabela 3 prevista nos outros processos de licenciamento da empresa, sem indicar, como exemplo, os resíduos provenientes das “fáceis ou zona produtoras”. Deve ser esclarecido que o Ibama não solicitou a inclusão de nova tipologia de resíduos, ao contrário, foi reafirmada a classificação já prevista.

4.3. Quantificação

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022- Coexp/CGMac/Dilic foram apresentadas estimativas de fluidos e cascalhos que serão transportados por poço e o número de viagens previstas. De uma forma bastante conservadora e que, de acordo com a própria empresa, reflete um cenário de baixa probabilidade de ocorrer, um único poço pode requerer até 12 caminhões simultâneos ou 12 viagens de um único caminhão para o transporte dos resíduos potencialmente gerados.

Em resumo, foram estimados 47,7 m³ de fluido de perfuração base não aquosa inservível (fluido com razão óleo água invertida, rabicho), 37,63 m³ de cascalho (objetivo primário com sua margem de segurança mais uma estimativa de trechos não previstos e contingências) comportados em 12 cutting boxes e em 03 viagens em um caminhão, 12,72 m³ de resíduos da cimentação comportados em 04 cement box e em 01 viagem com um único caminhão, e 114,48 toneladas de FPBNA transferidos em 8 caminhões de capacidade de 15 toneladas.

A empresa alterou também a tabela 5 e estima, para os quatros poços, a geração de 406.404 kg de cascalho, 457.920 kg de FPBNA e 50.000 kg de água de lavagem.

5. Gerenciamento

5.1. Procedimentos operacionais

Transporte

Foi encaminhada a cópia da licença LO Nº.: 12933/2021 - TRANSCABRAL LTDA - TRANSCABRAL AMBIENTAL, válida até 16/09/2026. A Petrobras declara que qualquer alteração será enviada no relatório do PGRAP.

Destinação

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022- Coexp/CGMac/Dilic, a Petrobras alterou a tabela 6 e incluiu, além do coprocessamento e formulação de blend para coprocessamento, o tratamento de separador água/óleo – ETE (Fração líquida) para os resíduos fluidos de perfuração e complementares, pasta de cimento, água de mistura e água de lavagem.

Neste sentido, o item foi revisado e descrito brevemente o fluxograma do processo de tratamento de resíduos. Após a separação/decantação, a fração aquosa será tratada em caixa separadora água óleo - CSAO ou Estação de Tratamento de Efluentes Oleosos – ETEI, enquanto os resíduos sólidos passarão por processo de blindagem.

Na Tabela 6 também foram indicadas as localizações das empresas destinadoras, conforme licença descrita abaixo, e a distância do porto ao destino final.

LO Nº.: 13206/2021 - TRANSCABRAL LTDA - TRANSCABRAL AMBIENTAL, válida até 21/12/2026, "Blendagem de produtos/resíduos perigosos e não perigosos” (Classe II A, II B e Classe I).

LO Nº.: 13241/2022 - VOTORANTIM CIMENTOS N-NE S.A, válida até 27/12/2026, Fabricação de Cimento nos termos do Parecer Técnico n°54468/GEIND/CIND/DLA/SAGRA/2022.

AU Nº.: 4945/2022 - CIMENTOS DO BRASIL S.A – CIBRASA, válida até 16/03/2023, o uso de até 20 ton./mês dos Resíduos de Blend como combustível e até 20 ton./mês de Cinzas e Escória como matéria-prima, para uso nos fornos de clínquer, conforme os termos da Nota Técnica n°31479/GEIND/CIND/DLA/SAGRA/2022.

Não foi identificada a licença da empresa responsável pelo tratamento de separador água/óleo – ETE. Reiteramos que as licenças das empresas destinadoras, que não foram apresentadas na revisão 03 do PGRAP, deverão ser apresentadas nos relatórios finais das atividades.

5.2. Recursos

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022- Coexp/CGMac/Dilic, a Petrobras alterou a Figura 3 - Recursos para o gerenciamento de resíduos de fluidos e cascalhos – indicando a disposição final dos fluidos e cascalhos, coprocessamento e ETEI.

5.4. Treinamentos

Redução do Teor de Base Orgânica associada ao cascalho

Neste item foram revisados os teores aplicados, tendo em vista os valores determinados nas diretrizes adotadas pela Presidência deste Instituto e estabelecidas no despacho 5540547/2019-GABIN.

7. Indicadores e metas

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 222/2022- Coexp/CGMac/Dilic, a Petrobras revisou o texto e alterou a “Tabela 8 – Indicadores”. Em relação aos indicadores de disposição, considerando somente a previsão de coprocessamento e ETEI, não foram estabelecidas metas. Contudo, tendo em vista os volumes elevados de resíduos gerados, deve ser estimulado que, durante a atividade, a empresa mantenha a busca de alternativas ambientalmente eficientes igual ou melhores que o coprocessamento.

9.1. Relatórios de implementação do PGRAP

Apesar de não descrito neste item, a empresa confirmou ciência na apresentação do relatório parcial de implementação do PGRAP após a finalização do primeiro poço perfurado e do relatório final ao fim de todas as atividades.

Conclusão: De acordo com as informações apresentadas, entende-se que a revisão 03 do PGRAP está em consonância com as diretrizes adotadas pela Presidência deste Instituto e estabelecidas no despacho 5540547/2019-GABIN e com a nova proposta de monitoramento de resíduos no âmbito do PMFC. A empresa confirma apresentação de relatório parcial, após término da perfuração do primeiro poço.

II.10.14 - PROJETO DE MONITORAMENTO DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO E CASCALHOS 

As informações apresentadas foram consideradas satisfatórias no Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC. A empresa confirma apresentação de relatório parcial, após término da perfuração do primeiro poço, e que encaminhará oportunamente proposta de acompanhamento da perfuração da fase reservatório.  

Em relação ao Plano de amostragem de baritina e base não-aquosa, a Petrobras deverá observar as considerações acerca da resposta ao Parecer Técnico nº 378/2021-COEXP/CGMAC/DILIC, protocolada por meio da  Carta SMS/LCA/MPL-DP-TDI 0154/2022 (SEI 13088721), no âmbito do Processo Administrativo nº 02022.002330/2008-72, em análise nesta coordenação.

II.12 - ANÁLISE E GERENCIAMENTO DE RISCOS AMBIENTAIS 

Em 04/11/2022 foi realizada vistoria presencial à sonda ODN II (NS-42) na Baía de Guanabara, no Estado do Rio de Janeiro/RJ. A vistoria foi acompanhada pelos analistas ambientais desta coordenação, com a elaboração do Relatório de Vistoria nº 16/2022-Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 14164901)

Item atendido.

II.13 - PLANO DE EMERGÊNCIA INDIVIDUAL (PEI) 

Comunicação com outros países  

A Petrobras esclareceu que a modelagem indica tempo mínimo de chegada do óleo na Guiana Francesa na ordem de 10h para pequenos e médios volumes e 15h para o volume de pior caso, devido ao tempo adicional de ascensão do óleo até a superfície do mar.   

A Petrobras apresentou várias reuniões que ocorreram a partir de setembro de 2022 com representantes da Guiana Francesa, Suriname e Guiana intermediados pela OSRL e ARPEL. No entanto, não relatou o que foi acordado.

Item atendido.     

Equipamentos e materiais de resposta (1) - Aeróstato  

A empresa compromete-se a manter 3 embarcações com o aeróstato instalado das 5 embarcações que poderão atuar na resposta de contenção e recolhimento.  Contudo, não esclarece quem irá operar o aparelho - se a empresa dona do equipamento ou a tripulação. Caso seja a tripulação, como se dará o treinamento e suporte para em campo. Na hipótese de ser a empresa detentora do aeróstato, como esta se organizará para acompanhar a atividade. 

Item não atendido. 

Equipamentos e materiais de resposta (2) - Organização das Embarcações  

A Petrobras listou os recursos e equipamentos atualizados existentes em cada embarcação, conforme abaixo:  

• 2 barreiras current buster 6 e sistema integrado de recolhimento;  

•  Capacidade de armazenamento temporário de óleo de 1050 m³;  

•  Radar e câmera para monitoramento de óleo derramado;  

•  Sistemas aspersores de dispersantes químicos;  

•  8 m³ de dispersantes químicos (ao invés dos 6 m³ previstos inicialmente);  

•  5 Boias de deriva;  

•  Balão cativo (em 3 embarcações).  

Equipamentos das embarcações 

Conforme constatado nas vistorias técnicas realizadas nas 5 embarcações deste PEI, todas possuem equipamento de contenção de óleo adicional. No entanto, ao realizar os exercícios de contenção e recolhimento, das cinco embarcações que atuarão no PEI do FZA-M-59, incluindo a Mister Sidney, três embarcações apresentaram um ou mais problemas com equipamentos.   

Diante desse quadro, solicita-se que a Petrobras, junto aos seus fornecedores/contratados, avaliem quais são os pontos mais sensíveis que mereçam ter redundância de equipamento para que estes possam ser disponibilizados, ou na Sonda NS-42 (ODNI), ou nas próprias embarcações. Solicita-se que a empresa avalie também a capacidade/risco de transbordo dos mesmos entre embarcações e/ou entre a sonda e as embarcações. Essas avaliações se fazem necessárias, independentemente da presença de uma embarcação extra no plano de emergência individual, uma vez que esta estará, no mínimo, a 43 horas de navegação da locação do poço Morpho. Observa-se que a região da margem equatorial apresenta grandes distâncias a serem percorridas, com condições meteorológicas e oceanográficas peculiares, com correntes e ventos muitas vezes intensos, e com grande variação de maré. 

Item não atendido. 

Organização das Embarcações - carrossel  

A Petrobras apresentou como irá organizar o carrossel de embarcações para prestar atendimento em até 2h com 2 duas embarcações OSRV, de acordo com o carrossel apresentado na Figura 2: Ilustração conceitual da operação das embarcações de apoio em carrossel.   

Segundo a empresa, serão duas embarcações para atendimento de 2h até 36h, no raio de 36h haverá uma embarcação que ficará em trânsito para ir para a locação ou voltar para o Porto de Belém. Esta embarcação só poderá sair do raio de 36h quando outra embarcação entrar no raio de 36h, mantendo uma embarcação no Porto de Belém para atuar no raio de 60h e uma embarcação reserva que permanecerá no Porto, só entrando em ação caso necessário, totalizando 4 embarcações de apoio com função de resposta à emergência e uma embarcação OSRV reserva.   

No detalhamento do carrossel é possível entender que não haverá alteração do número de embarcações de 2h até 36h, sendo as 2 embarcações equipadas com CB 6. Apenas em 36h após o incidente, entrará uma terceira embarcação na resposta à emergência.  

Observa-se que as embarcações, por muitas vezes, não lançam os equipamentos de contenção e recolhimento, por questões metoceanográficas que expõem a tripulação do barco a risco ou expõem ao risco o equipamento e, por conseguinte, ocorre a não eficiência na resposta à emergência. Nessas situações, a técnica de contenção e recolhimento não é aplicada, mesmo se tratando do Current Buster 6 que, segundo seu manual, apresenta atuação em condições mais adversas no mar, sendo recorrida à técnica de dispersão mecânica.

Considerando a informação da deriva do óleo, são necessárias 10h para o óleo entrar nas águas da Guiana Francesa nas faixas de volume pequeno e médio e 15h na situação de pior caso, conforme apresentado pela Petrobras no documento em análise.  

Se a proposta da empresa é combater o óleo da melhor forma possível ainda em águas jurisdicionais brasileiras, solicita-se que a embarcação em trânsito, que ficaria no raio de 36h passe para o raio de 12h. Desta forma, a resposta inicial será mais robusta e se concentrará nos tempos de deriva do óleo antes de sair da jurisdição nacional aqui apresentados pela Petrobras,  otimizando assim a resposta operacional.  

Item não atendido. 

Equipamentos e materiais de resposta (3) - Apresentação das embarcações  

A empresa apresentou as embarcações definidas para atuar no PEI:   

1. Mr. Sidney;  

2. Ms. Virgie;  

3. Corcovado;   

4. C-Viking;  

5. C- Warrior.  

Dessas 5 embarcações,  Ms. Virgie, Corcovado, C-Viking, C- Warrior atuarão no formato carrossel, assegurando que duas embarcações fiquem sempre no raio de 2h de atuação. A Mr. Sidney será a embarcação reserva.  

Item atendido. 

Equipamentos e materiais de resposta (4) - Current Buster 6 – Fator de Eficiência  

O fator de 70% de eficiência do Current Buster 6 é aceito no quesito tecnologia inovadora com melhor eficiência. No entanto, quando a empresa usa esse argumento para reduzir o número de embarcações, o mesmo não é considerado satisfatório por esta coordenação.   

Por mais que o Current Buster 6 apresente funcionamento em condições mais severas de mar, observa-se, na prática, que as limitações do equipamento são um pouco melhores que as barreiras convencionais.   

Em situações mais adversas, os equipamentos de contenção e recolhimento não são lançados no mar e a resposta à emergência é realizada por meio de dispersão mecânica. Assim, o número de embarcações é importante para que se possa realizar resposta à emergência nos mais diferentes cenários, ressaltando que cada embarcação atinge uma área média, considerando-se a necessidade de repassar pelo mesmo local várias vezes para obter êxito na quebra da mancha de óleo para dispersá-lo.   

Item atendido. 

Equipamentos e materiais de resposta (5) - Embarcações de outras Bacias sedimentares e Mercado Spot  

A empresa afirma que há possibilidade de acionamento de embarcações OSRV de origem na Bacia RNCE apesar da hibernação dos poços, bacia sedimentar mais próxima da bacia do FZA. Quanto à contratação de embarcações de mercado spot, a empresa afirma que poderá utilizar barcos que operam nas Guianas, Suriname, Caribe e Golfo do México. Solicita-se a apresentação de uma relação dos armadores/empresas parceiras e quantidade de embarcações disponíveis para o mercado spot, além da previsão do tempo estimado de deslocamento desses locais até o bloco do FZA-59.   

Item não atendido. 

Equipamentos e materiais de resposta (6) - Neatsweep  

O equipamento neatsweep é uma nova tecnologia, até então desconhecida desta Coordenação. Diante da possibilidade de uso, solicita-se uma demonstração do equipamento para a equipe do Ibama.

Item atendido.

Queima controlada  

A CONAMA 482/2017 dispõe sobre a utilização da técnica de queima controlada emergencial como ação de resposta a incidentes de poluição por óleo no mar. Na CONAMA, questiona-se sobre a sensibilidade ambiental do local para realização da queima e da região da possível deriva da pluma. O poço Morpho do FZA-M-59, apesar de não ser próximo da costa, encontra-se em região de alta sensibilidade ambiental.   

Considerando-se que a aplicação da técnica de queima controlada será, em última análise, utilizada em situações extremas, esta Coordenação mantém o posicionamento de não aprovar a utilização da técnica em águas jurisdicionais brasileiras.   

Contudo, como existe a possibilidade de utilização desta técnica em águas internacionais e no PEI devem constar todos os procedimentos técnicos possíveis na resposta à emergência, esta Coordenação permite que este item permaneça no documento.  

Item atendido. 

Procedimentos de decantação e alijamento de água decantada (OGP/IPIECA, 2013)  

Reitera-se o posicionamento de não aprovar o procedimento de decantação e alijamento de água decantada nas águas jurisdicionais brasileiras, uma vez que não há previsão legal para sua utilização no Brasil, em função da Resolução CONAMA Nº 430/11, corroborando com a avaliação do Parecer Técnico 19/2019 COEXP/ CGMAC/ DILIC (SEI 4149195).  

Contudo, como existe a possibilidade de utilização desta técnica em águas internacionais e no PEI deve constar todos os procedimentos técnicos possíveis na resposta à emergência, esta coordenação permite que este item permaneça no documento.  

Item atendido. 

PEI - Comentários Finais  

A empresa questiona a não aprovação do PEI teórico apresentado e afirma “... o processo de licenciamento ambiental para a atividade de perfuração no bloco FZA-M-59 encontra-se em fase de operacionalização do PEI de forma a possibilitar a execução da APO em novembro de 2022”.   

Contudo, cabe ressaltar que a aprovação final do PEI ocorre após a execução da Avaliação Pré Operacional (APO), não realizada no processo de licenciamento da BP assumido pela Petrobras. O processo de licenciamento da BP foi interrompido em 2019 e, no Parecer Técnico 19/2019 COEXP/ CGMAC/ DILIC (SEI 4149195), não havia aprovação do PEI. A Petrobras, ao assumir o processo de licenciamento, fez alterações no plano que carecem de análise detalhada.    

Considerando que o processo passou por alteração de titularidade e alterações na composição do PEI, observa-se que o PEI teórico não está aprovado, havendo necessidade de esclarecimentos e informações adicionais.    

Anexo II.3.5.3-1 – Plano de Proteção à Fauna (PPAF) 

Foi apresentada a carta de aceite da empresa Ambipar Response Fauna e Flora Ltda para atendimento de emergência à fauna em caso de Tier 2. 

Na versão anterior do Plano de Proteção à Fauna, haveria a presença de dois profissionais de prontidão com tempo de mobilização de até seis horas da unidade marítima, em caso de emergência. A versão em análise apresenta um profissional de prontidão com o dobro do tempo de mobilização (12 horas). Solicita-se esclarecimentos sobre esta mudança. 

Segundo o PPAF, caso alguma das embarcações de resposta realize a captura ou seja designada a fazer o transporte de algum animal oleado, esse deslocamento por via marítima se dará até a base de apoio logístico em Belém/PA, para posterior transferência para o Centro de Reabilitação e Despetrolização de Fauna de Belém. Contudo, o documento cita que foram identificadas instalações fixas mais próximas do Bloco, que poderiam ser adaptadas como instalações de oportunidade durante uma resposta a derramamento de óleo de grande magnitude. Não foi esclarecida a logística para o transporte de animais oleados em um caso de ampliação da resposta para essas instalações de oportunidade. Solicita-se esclarecimentos. 

IV - CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROCESSO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL, CONSULTA PÚBLICA E AUSÊNCIA DE AVALIAÇÃO AMBIENTAL DE ÁREA SEDIMENTAR

 
A atividade que está sendo avaliada no âmbito deste processo de licenciamento ambiental é referente a uma perfuração exploratória. Portanto, não há, até o momento, a confirmação da existência de hidrocarbonetos no bloco em que a empresa pleiteia realizar a atividade. No entanto, caso se concretize a atividade e haja uma descoberta significativa e economicamente viável, o cenário de produção e escoamento dos hidrocarbonetos pode vir a se tornar uma realidade e é, de algum modo, o fim último do projeto em questão.

A produção de petróleo offshore envolve uma série de infraestruturas no local da extração, entre a locação e o continente e na própria costa para o escoamento, logística e suporte das operações. Além disso, como pode ser observado nas bacias maduras, há, em maior ou menor grau, o desenvolvimento de uma série de outros empreendimentos ligados à indústria do petróleo, com ramificações de tal ordem que mapeá-las representa um desafio à parte.

Trata-se, portanto, de um setor que propicia a formação de uma extensa cadeia de empreendimentos, provocando transformações significativas em diferentes meios e escalas, inclusive distantes do local de onde ocorre a extração.

Justamente por serem causadores de impactos ambientais específicos nos ambientes em que estão inseridos, os empreendimentos mais expressivos deverão ser submetidos a processos de licenciamento ambiental. A depender da tipologia da atividade e da competência que a mesma recai, estes processos serão conduzidos por diferentes coordenações dentro de diferentes órgãos ambientais, sejam eles estaduais, eventualmente municipais, ou pelo próprio Ibama.

O licenciamento ambiental é um instrumento previsto na Política Nacional de Meio Ambiente para avaliar a viabilidade ambiental de empreendimentos e atividades poluidoras e ainda estabelecer medidas para evitar, monitorar, mitigar e compensar seus impactos negativos. Ou seja, no âmbito da gestão, está circunscrito à dimensão dos projetos, não sendo, assim, o instrumento adequado para se avaliar planos estratégicos, programas, zoneamentos e demais instrumentos da gestão territorial. Portanto, o licenciamento ambiental não é capaz de realizar uma avaliação integrada de todos estes empreendimentos ligados à cadeia de petróleo, de avaliar a cumulatividade e a sinergia de seus impactos, associados ainda aos empreendimentos já instalados na região. Não é capaz de avaliar as transformações socioambientais provocadas pelo desenvolvimento do conjunto de empreendimentos. Não é capaz de prever se o petróleo é uma adequada vocação econômica para a região, compatível com as demais vocações. Não é capaz, portanto, de responder a uma pergunta fundamental: determinada região tem aptidão para o desenvolvimento da exploração e produção de petróleo, considerando toda a cadeia envolvida? Em quais condições?

Estas questões, apesar de não serem possíveis de serem respondidas no âmbito do licenciamento, são essenciais e precisam ser solucionadas se realmente temos, enquanto Estado e sociedade, o compromisso de propiciar o desenvolvimento sustentável para o país e garantir um meio ambiente ecologicamente equilibrado para as presentes e futuras gerações.

A elaboração e a execução das políticas energéticas, de desenvolvimento econômico regional ou mesmo ambientais não dispõem de instrumentos legais consolidados de consulta pública e/ou de discussão ampla com a sociedade civil. Salvo exceções, apenas no nível de projeto específico, ou seja, para implementação de um empreendimento submetido ao licenciamento ambiental, é que a legislação assegura a realização de audiências públicas e outros mecanismos de consulta. Por ser um dos poucos espaços em que é prevista a participação social, elas acabam por absorver grande parte dos anseios e questionamentos da sociedade em relação a esferas de decisão que extrapolam os limites dos processos de licenciamento em que estão inseridos.

Uma etapa crucial da execução do desenvolvimento da exploração de petróleo e gás se dá na oferta e compra de blocos exploratórios, um processo que, apesar de usualmente contar com manifestações por parte de órgãos ambientais (que podem vir a ser acatadas ou não pela ANP, responsável pela oferta), não há previsão de participação social na tomada de decisão.

Via de regra, a etapa de exploração em uma nova fronteira se inicia com a pesquisa sísmica, a qual é submetida a um processo de licenciamento específico, podendo, inclusive, dispor de consulta pública. Talvez pelo fato desta atividade não ser capaz de determinar a existência ou não de hidrocarbonetos, a discussão sobre potenciais transformações regionais acerca da instalação da indústria petrolífera é presente, mas não domina as discussões nos processos de consulta pública, mesmo em áreas de nova fronteira, estando mais vinculada ao debate do projeto em si, seus impactos, medidas mitigadoras etc, como é, de fato, o objetivo da ocasião.

Por outro lado, os licenciamentos relacionados à produção de óleo e gás se dão quando a descoberta já é uma realidade, sendo muitas vezes tratados como "fato consumado", no que tange à percepção da sociedade civil sobre a possibilidade de instalação da indústria do petróleo.

Nos casos de nova fronteira é, portanto, na perfuração exploratória que o debate acerca da viabilidade ou da manifestação de aprovação/desaprovação sobre a presença da indústria petrolífera na região é dominante, o que é evidenciado nas atas e demais registros dos instrumentos de consulta, como inclusive se pode constatar nas recentes reuniões informativas ampliadas. Nota-se um predomínio de perguntas relacionadas à realidade de produção ou mesmo da cadeia instalada, tanto na perspectiva favorável à atividade (geração de emprego, royalties, impostos e tributos, contrapartidas sociais, ações de responsabilidade social etc) quanto desfavorável (impactos sinérgicos dos empreendimentos com rotas de embarcações, crescimento urbano desordenado, especulação imobiliária, interferência permanente sobre a pesca etc). Desta forma, prevalecem questões que não estão no âmbito do licenciamento em questão, o qual tem a limitação de englobar apenas os impactos relacionados à perfuração, em sua maioria de caráter temporário. Ou seja, são questões que não foram consideradas nos estudos ambientais e que, a rigor, não podem ser avaliados pelos técnicos na instrumentação da tomada de decisão. Desta forma, há uma enorme expectativa da sociedade, inclusive legítima e pertinente, a respeito de uma avaliação abrangente sobre a perspectiva de instalação da indústria de petróleo, em contraposição à limitação do instrumento de licenciamento de uma tipologia que abarca os impactos e riscos de uma fração deste processo.

Neste processo específico de licenciamento, um exemplo que evidencia esta incongruência se manifestou nos questionamentos acerca da ausência da consulta a povos e comunidades tradicionais prevista pela Convenção n°169 da OIT, ratificada pelo Decreto Legislativo nº 143, de 20/6/2002, presente, inclusive, na Recomendação Conjunta dos Ministérios Públicos Federais no Pará e Amapá N°17/2022 (SEI 13589155). O argumento do Ibama, na resposta aos MPFs, expresso na Informação Técnica 4 (SEI 13639658), encaminhada pelo Ofício 130 (SEI 13666207), é que não cabe, ao órgão, realizar tal consulta, apesar de não questionar a pertinência da sua realização. Um entendimento possível é que a mesma deveria ter sido realizada anteriormente, previamente à oferta dos blocos, por exemplo.

Como apontado anteriormente, outros instrumentos da gestão ambiental seriam adequados para estas análises, como o Zoneamento Ecológico-Econômico (ZEE) e a avaliação ambiental estratégica. Se possibilitarem ainda a realização de consultas públicas, tem ainda o potencial de abarcar fóruns mais apropriados para discutir, com a sociedade, questões relacionadas a aspectos regionais da cadeia. Em uma perspectiva mais ampla, seria fundamental que a própria política energética fosse discutida com a sociedade, considerando que as questões climáticas afetam a todos em escala nacional e global, em especial aqueles em maior vulnerabilidade socioambiental.

No âmbito do petróleo e em escala regional, destaca-se a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar – AAAS, instituída pela Portaria Interministerial nº198/2012. Se realizada previamente, a avaliação tem o potencial de resolver, com maior propriedade, determinadas questões que dariam maior segurança, efetividade e celeridade aos processos de licenciamento ambiental. Desde a publicação da portaria, foram realizadas duas AAAS, uma que envolveu as Bacias Sedimentares Marítimas de Sergipe-Alagoas e de Jacuípe e uma na Bacia Sedimentar Terrestre do Solimões. Após um longo processo de contratações, elaboração de estudos, consulta pública e aprovação dos estudos, a etapa final, de efetiva execução das recomendações, não fora implementada até a presente data. Cabe registrar que, no momento, não há previsão de serem realizadas novas AAAS.

O Bloco FZA-M-59, no qual pleiteia-se realizar a atividade, foi adquirido na 11° Rodada de Licitações da ANP, realizada em 2013. Passados mais de nove anos, não se compreende por que não fora realizada uma AAAS na Bacia da Foz do Amazonas e em outras Bacias Sedimentares Marítimas da Margem Equatorial Brasileira, a despeito das complexas questões socioambientais apontadas previamente no Parecer Técnico GTPEG n°1/2013, emitido previamente à oferta dos blocos, e nos diversos pareceres emitidos neste e em outros processos de licenciamento ambiental que envolvem a região.

Esta Coordenação entende que, em áreas de notória sensibilidade socioambiental e de nova fronteira para a indústria do petróleo, a aplicação da AAAS e outros instrumentos de gestão ambiental previamente ao licenciamento da atividade de perfuração exploratória são prioritários e essenciais para a compreensão da adequabilidade da cadeia produtiva da indústria petrolífera em determinada região. Deste modo, se por um lado não temos instrumentos jurídicos para justificar a recomendação de não emissão de licenças ambientais de perfuração exploratória até que seja realizada uma avaliação ambiental estratégica - como a AAAS, por outro, a manifestação favorável quanto à viabilidade ambiental de projetos de perfuração exploratória é fragilizada e não garante que os projetos das etapas subsequentes da cadeia, no caso de uma descoberta de hidrocarbonetos explotável comercialmente, tenham sua viabilidade ambiental garantida. 

V - CONCLUSÃO

Conforme exposto no item "III-ANÁLISE", ainda são necessárias informações complementares e providências adicionais para o prosseguimento do processo de licenciamento ambiental. Registra-se ainda,  conforme exposto no item "IV - CONSIDERAÇÕES SOBRE O PROCESSO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL, CONSULTA PÚBLICA E AUSÊNCIA DE AVALIAÇÃO AMBIENTAL DE ÁREA SEDIMENTAR",  que a ausência de avaliação ambiental estratégica, como a AAAS, e outros instrumentos de gestão ambiental, dificultam expressivamente a tomada de decisão a respeito da viabilidade ambiental da atividade, inserida em uma área de notória sensibilidade socioambiental e de nova fronteira para a indústria do petróleo.

Respeitosamente,

Documento assinado eletronicamente por GABRIEL DE ALBUQUERQUE CARVALHO, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:45, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por THAMIRIS DA SILVA SOARES, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:45, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por CLARISSA CUNHA MENEZES CONDE, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:38, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por CINTIA LEVITA LINS DO BONFIM, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:48, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por EMERSON AUSTIN NEPOMUCENO MARCONDES, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:48, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por ANNA PAOLA ALVES DOS ANJOS, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 19:58, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por LUISA PACHE D ALMEIDA, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 20:06, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por ERICA DA SILVA COSTA, Analista Ambiental, em 31/01/2023, às 20:24, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

Documento assinado eletronicamente por ALEXANDRE LOUIS DE ALMEIDA D' AVIGNON, Analista Ambiental, em 01/02/2023, às 15:00, conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6º, § 1º, do Decreto nº 8.539, de 8 de outubro de 2015.

A autenticidade deste documento pode ser conferida no site https://sei.ibama.gov.br/autenticidade, informando o código verificador 14749626 e o código CRC 16D2AC66.