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5 Questões detalhadas para uma resposta clara

A ZERO – Associação Sistema Terrestre Sustentável desenvolveu a mais detalhada avaliação até agora efetuada sobre a prospeção e produção de hidrocarbonetos em Portugal para, de uma forma transparente e qualificada, justificar a incompatibilidade da atividade com o desenvolvimento sustentável do país no quadro da União Europeia, considerando argumentos éticos, políticos e legais de natureza ambiental, social e económica. 

  1. A prospeção e exploração de hidrocarbonetos em Portugal é compatível com a política Europeia de Energia e Clima e o Acordo de Paris em que o país se enquadra?

A União Europeia (UE28) adotou a economia de baixo carbono como visão de futuro e prática corrente em todos os sectores da economia. Nesta visão existem dois objetivos a médio e longo prazo: um de carácter vinculativo para 2030, e que traduz a contribuição da UE28 para o Acordo de Paris, e outro de carácter indicativo para 2050. O primeiro refere uma redução de pelo menos 40% das emissões de gases com efeito de estufa (GEE) em 2030 face às emissões registadas em 1990. O segundo pretende atingir uma redução em 80% de GEE. Estes objetivos, sujeitos a revisão, podem ser bem mais ambiciosos. Países relevantes como a Suécia já traçaram trajetórias para um balanço neutro de carbono em 2045.

Esta posição assume que a economia europeia deve transitar para uma economia baseada em elevados níveis de eficiência energética e fontes renováveis, ou seja, substituir e deixar de consumir combustíveis fósseis. Este é um pilar fundamental do combate às alterações climáticas que a União Europeia reconhece, assumindo implicitamente que os combustíveis fósseis devem deixar de ser usados e, por isso, explorados.

No atual quadro europeu não existe espaço para um futuro suportado por novos projetos de exploração e produção de hidrocarbonetos, sobretudo petróleo. O gás natural tem sido considerado como um combustível de transição até à expansão e uso generalizado de renováveis. Espera-se que este período de transição ocorra nos próximos 20 anos, pelo que não faz qualquer sentido (inclusivamente económico) iniciar projetos no presente com potencial de início de produção a 15-20 anos.

  1. A prospeção e exploração de hidrocarbonetos está alinhada com as políticas de desenvolvimento defendidas para Portugal? É compatível com a atividade turística e pesqueira de costa?

As concessões dos vários projetos para a exploração, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo e gás têm vindo a ser dadas, no passado recente, desde 2007:

  • Peniche e Alentejo offshore (imersa) em 2007;
  • Alentejo offshore em 2007;
  • Algarve offshore em 2011 e 2015,
  • Bacia lusitânica onshore (emersa) em 2015
  • Algarve onshore em 2015.

Estes prazos são incompatíveis com o alinhamento político de Portugal com os objetivos europeus – também nacionais – já mencionados, de (1) reconhecimento do problema global das alterações climáticas e dos seus impactos negativos em todos os domínios da atividade económica nacional e bem-estar dos portugueses e, (2) reconhecimento da necessidade de transitar para uma economia de baixo carbono, assente em sistemas energéticos eficientes e de fonte renovável.

A nível nacional, as políticas de energia e clima estão alinhadas com os objetivos europeus de redução das emissões de GEE, de aumento do uso de energias renováveis e de promoção da eficiência energética, pelo que é incoerente a prática interna ao país e a promoção do uso de hidrocarbonetos por via da sua exploração e produção, e respetiva disponibilização no mercado nacional e internacional. Note-se que, muito embora os hidrocarbonetos explorados em Portugal possam ser consumidos noutras regiões do Planeta, não aumentando assim a pegada de emissões de gases com efeito de estufa nacional, o impacto da sua queima far-se-á sentir na atmosfera com os respetivos impactos globais.

Acresce a (in)compatibilidade entre a exploração e produção de hidrocarbonetos com potencial impacto negativo nos sistemas naturais envolventes e as atividades que se suportam na excelente qualidade ambiental desses sistemas envolventes, como o turismo e a pesca artesanal, como acontece em território nacional.

De forma mais detalhada podem ser enumeradas as seguintes razões:

  • imagem de excelência ambiental associada aos produtos “turismo” e “pesca artesanal”, incompatível com a imagem associada à exploração de hidrocarbonetos;
  • risco potencial efetivo de acidente associado à exploração de hidrocarbonetos com impacto negativo, incluindo perda de receita, nas atividades de turismo e pesca artesanal;
  • interação inevitável entre o transporte do hidrocarbonetos do local de exploração e regiões ambientalmente sensíveis (por exemplo, Ria Formosa) e muito populosas, residentes e turistas que, inevitavelmente, irá depreciar o valor destas regiões.
  1. A prospeção e exploração de hidrocarbonetos é potencialmente injuriosa para os ecossistemas ambientais, marinhos e terrestres?

Considerando as diversas fases do processo – prospeção (com realização de sondagens de pesquisa), perfuração, produção e desmantelamento – existem também diferentes impactos e riscos associados. A magnitude dos impactos depende da fase em causa bem como dos níveis de risco, havendo impactos contínuos a considerar e impactos associados a acidentes que podem ocorrer. Dependendo da fase em causa e de se tratar de uma instalação onshore ou offshore, entre os domínios afetados estão: recursos ecológicos, saúde e segurança, atividades económicas, recursos hídricos, paisagem, ruído, qualidade do ar, emissão de substâncias perigosas e resíduos. O reconhecimento de efeitos negativos consideráveis obriga à necessidade de avaliação de impacto ambiental (AIA) na fase de exploração. Em muitos casos, a necessidade de AIA abrange a fase de pesquisa. Mais ainda: legislação europeia recente (Diretiva n.º 2013/30/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 12 de junho de 2013), relacionada com a segurança das instalações, impõe regras de decisão, participação pública e acompanhamento extremamente exigentes.

Uma extensa história de acidentes, independentemente das tecnologias utilizadas, tem demonstrado um impacto potencial muito significativo e um risco permanente não despiciente associado à exploração de hidrocarbonetos.

  1. Está a ser respeitado o enquadramento legal nacional e europeu na prospeção e exploração de hidrocarbonetos?

Portugal atrasou-se na transposição de Diretiva relacionada com a segurança de operações de petróleo e gás.

Está em vigor o Decreto-Lei n.º 13/2016, de 9 de março, que transpôs a Diretiva n.º 2013/30/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 12 de junho de 2013, relativa à segurança das operações offshore de petróleo e gás e que altera a Diretiva n.º 2004/35/CE transposta para a ordem jurídica pelo Decreto -Lei n.º 147/2008, de 29 de julho.

Esta legislação surge da necessidade de garantir um elevado nível de proteção e determina a adoção de um conjunto de medidas preventivas destinadas a reduzir o mais possível a ocorrência de acidentes graves relativos a operações offshore de petróleo e gás e limitar as suas consequências. A legislação implica a entrega de enorme conjunto de documentação detalhada (Artigo 17º), e mais ainda, enquanto não entrar em vigor do regime jurídico da segurança das operações petrolíferas onshore, que as mesmas sejam sujeitas, tal como para o offshore, quer a mecanismos de participação pública (Artigo 16º), quer à obrigação de entrega detalhada de documentos. Enquanto no caso de operações offshore as autoridades competentes são a Direção -Geral de Recursos Naturais, Segurança e Serviços Marítimos (DGRM) e a Entidade Nacional para o Mercado de Combustíveis, E. P. E. (ENMC, E. P. E.), no caso das operações onshore é apenas esta última.

A Diretiva n.º 2013/30/EU deveria ter sido transposta para legislação nacional até 19 de julho de 2015 e apenas o foi a 16 de março de 2016. Os contratos de concessão Onshore – Bacia Lusitânica das áreas denominadas “Batalha” e “Pombal” foram assinados em 2015/09/30, com a empresa Australis Oil & Gas Portugal.Onshore. Os contratos de concessão da Bacia do Algarve: 2 Áreas, foram assinados, em 2015/09/25, com a empresa Portfuel, Petróleos e Gás de Portugal Lda.. Os contratos de concessão Deep-Offshore – Bacia do Algarve: Áreas “Sapateira” e “Caranguejo” foram assinados, em 2015/09/04, com o consórcio Repsol / Partex, datas posteriores à data prevista de transposição.

Estando a Diretiva em vigor, Portugal tem de cumprir com o Artigo 5º sobre a “Participação do público no que se refere aos efeitos sobre o ambiente das operações de pesquisa offshore de petróleo e gás planeadas”, onde se afirma que “A perfuração de uma sondagem de pesquisa a partir de uma instalação de não-produção só pode ser iniciada se as autoridades relevantes do Estado-Membro tiverem previamente assegurado que foi efetuado um processo de participação efetiva do público sobre os potenciais efeitos das planeadas operações offshore de petróleo e gás sobre o ambiente”, princípio que a legislação nacional viria igualmente a estabelecer para o caso da exploração onshore.

Mesmo relativamente aos contratos de concessão anteriores à publicação da referida Diretiva e que explicitamente são excluídos da necessidade de participação pública, no que respeita às operações de sondagem pelo Decreto-Lei n.º 13/2016 por serem anteriores a 18 de julho de 2013 (contratos de concessão Deep-Offshore – Bacia do Algarve: Áreas “Lagosta” e “Lagostim”, Deep-Offshore – Bacia de Peniche: Áreas “Camarão”, “Amêijoa”, “Mexilhão” e “Ostra”, Deep-Offshore – Bacia do Alentejo: Áreas  “Lavagante”, “Santola” e “Gamba”), a Diretiva implica que sejam desenvolvidos todos os procedimentos necessários, no limite até 19 de julho de 2016.

De acordo com o Ponto 4. do artigo 2º do Contrato entre o Estado Português e a Portfuel, Petróleos e Gás de Portugal Lda., para a concessão de direitos de prospeção, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo nas área designadas por Aljezur e Tavira, é clara a necessidade de avaliação de impacto ambiental, mesmo aquando da sondagem, para o caso da utilização de técnicas de exploração não convencionais como fracturação hidráulica (ver ponto seguinte).

A passagem da fase de prospeção/pesquisa a produção estará sempre sujeita, em qualquer dos contratos de concessão, e de acordo com a legislação nacional e europeia em vigor, à Avaliação de Impacto Ambiental.

Vários contratos de concessão abrangendo a totalidade ou quase totalidade de Áreas Protegidas, são inviáveis pela legislação em vigor e não se percebe a atuação do anterior Governo neste domínio.

Tendo como exemplo as áreas dos contratos de concessão Aljezur e Tavira à empresa Portfuel, petróleos e gás de Portugal Lda., as mesmas abrangem no primeiro caso praticamente a totalidade do Plano de Ordenamento do Parque Natural do Sudoeste Alentejano e Costa Vicentina (POPNSACV), e no segundo uma área significativa do Parque Natural da Ria Formosa e a totalidade da Reserva Natural do Sapal de Castro Marim e de Vila Real de Santo António.

A exploração de gás ou petróleo é considerada uma atividade industrial do tipo 1. Ora, o Regulamento do Plano de Ordenamento do Parque Natural do Sudoeste Alentejano e Costa Vicentina, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 11-B/2011, de 4 de fevereiro, através da alínea c) do seu Artigo 8.º sobre Actos e actividades interditos, considera que tais atividades não são possíveis: “A instalação de estabelecimentos industriais do tipo 1, bem como de estabelecimentos industriais do tipo 2 que utilizem um factor de mão-de-obra superior a 50 trabalhadores ou que requeiram potência eléctrica superior a 250 kVA”. No mesmo sentido, o Regulamento do Plano de Ordenamento do Parque Natural da Ria Formosa, aprovado pela resolução de Conselho de Ministros nº 78/2009, de 2 de setembro, através da alínea a) do seu artigo 7.º sobre Actos e actividades interditos, considera neste âmbito “A instalação de estabelecimentos industriais dos tipos 1 e 2, com excepção dos estaleiros navais.”. Também o Regulamento do Plano de Ordenamento da Reserva Natural do Sapal de Castro Marim e de Vila Real de Santo António, através da alínea b) do seu artigo 8.º sobre Actos e actividades interditos, proíbe “A instalação de estabelecimentos industriais dos tipos 1 e 2, excepto na zona industrial de expansão de Vila Real de Santo António”.

Por outro lado, as explorações offshore deverão implicar a passagem de um gasoduto entre o local imerso e a zona terrestre que, dada a localização das concessões na Bacia do Algarve, dificilmente conseguirão contornar as Áreas Protegidas existentes.

Em síntese:

  • as duas sondagens autorizadas na Bacia do Alentejo a realizar pelo consórcio ENI / Galp e na Bacia do Algarve pelo consórcio Repsol / Partex, exigem extensa documentação de segurança que é necessário confirmar se já foi entregue às autoridades competentes;
  • qualquer sondagem em áreas de contratos de concessão recentes (Algarve offshore de 2015, Bacia lusitânica onshore em 2015 e Algarve onshore em 2015) requer participação pública prévia;
  • sondagens onshore que utilizem técnicas de exploração não convencionais, como fracturação hidráulica, têm de ter avaliação de impacto ambiental;
  • a concessão à Portfuel, petróleos e gás de Portugal Lda. em Aljezur e Tavira é praticamente inviável por corresponderem quase na totalidade a Áreas Protegidas.
  1. A prospeção e exploração de hidrocarbonetos tem vantagens para o Estado no que se refere à geração de receita?

A geração de receita para o Estado inclui duas componentes.

1 – Rendas de superfície, que aumenta da fase de pesquisa para a da produção.

Exemplo típico (caso do campo Lagosta, no Algarve offshore):

3 primeiros anos: 15€/km2 48109 €/ano
restantes anos: 30€/km2 96217 €/ano
Total período de concessão de pesquisa 625 413

Exemplo (caso do campo Aljezur, no Algarve onshore):

3 primeiros anos: 20€/km2 21759 €/ano
restantes anos: 40€/km2 43518 €/ano
Total período de concessão de pesquisa 282 867

 

2 –  Contrapartidas para o Estado:

2.1. Durante a fase de pesquisa: está previsto um valor anual que varia entre  50.000€/100.000€ associado a programas de transferência de tecnologia e formação, aquisição e/ou equipamento e meios técnicos especializados, e preservação e tratamento de dados e informação técnica.

2.2. Durante a fase de produção, está prevista uma percentagem sobre a produção efetivamente comercializada, após descontar os custos de pesquisa e desenvolvimento e os custos operacionais de produção.

Exemplo típico (campo Lagosta, no Algarve offshore):

  • 5% (cinco por cento) do valor dos primeiros 5 (cinco) milhões de barris de óleo equivalente 1 (boe) produzidos e efetivamente comercializados;
  • 7% (sete por cento) do valor da produção e efetiva comercialização de óleo equivalente1 (boe) superior a 5 (cinco) e inferior ou igual a 10 (dez) milhões de barris;
  • 9 % (nove por cento) do valor dos restantes barris de óleo equivalente1 (boe).

 

Exemplo (campo Aljezur, no Algarve onshore):

  • 3% (três por cento) do valor dos primeiros 5 (cinco) milhões de barris de óleo equivalente 1 (boe) produzidos e efetivamente comercializados;
  • 6% (seis por cento) do valor da produção e efetiva comercialização de óleo equivalente1 (boe) superior a 5 (cinco) e inferior ou igual a 10 (dez) milhões de barris;
  • 8 % (oito por cento) do valor dos restantes barris de óleo equivalente1 (boe).

Acresce ainda o imposto IRC (21%) a arrecadar pelo Estado a aplicar sobre o resultado líquido da empresa, após as rendas para o Estado (Royalties), amortizações e provisões e Opex. A contribuição para o Estado em velocidade de cruzeiro incluirá assim 9% da produção efetivamente comercializada mais 21% de IRC. Sublinhe-se que o valor do imposto será aplicado ao resultado líquido da empresa que será, expectavelmente muitíssimo inferior ao valor da produção de hidrocarbonetos e efetivamente comercializado.

Desta forma, os ganhos para os Estado em rendas e contrapartidas em percentagem são diminutos, apesar de ser impossível prevê-los em termos absolutos, dado não se conhecer o recurso (petróleo ou gás) disponível. Aliás, nunca deverão ser significativamente elevados no quadro nacional, principalmente por comparação com os danos potenciais para os sistemas ambientais, para a depreciação expectável do valor económico de bens comuns e bem-estar das populações.

Em síntese, qual a posição da ZERO sobre a prospeção e exploração de hidrocarbonetos em Portugal?

  • A ZERO considera que o futuro de longo prazo no contexto de uma sociedade e de um país de baixo carbono com um objetivo de balanço neutro de emissões a atingir no início da segunda metade do século XXI é incompatível com a prospeção e exploração de hidrocarbonetos no país. A aposta deve ser feita nas energias renováveis e na redução de consumos energéticos, em particular através do aumento da eficiência energética que, para o caso português, apresenta um potencial muito significativo que deve ser explorado.
  • A ZERO considera que o Estado deve clarificar as condições indemnizatórias e desencadear os mecanismos para inviabilizar os trabalhos de prospeção em qualquer área onshore ou offhore do território português, com prioridade imediata para as que ocupam e impactam áreas protegidas.
  • A ZERO considera que os ganhos para os Estado em rendas e contrapartidas em percentagem são diminutos, apesar de ser impossível prevê-los em termos absolutos, dado não se conhecer o recurso (petróleo ou gás) disponível. Aliás, nunca deverão ser significativamente elevados no quadro nacional, principalmente por comparação com os danos potenciais para os sistemas ambientais, para a depreciação expectável do valor económico de bens comuns e bem-estar das populações.
  • A ZERO considera que há uma clara incompatibilidade jurídica nos contratos de concessão à Portfuel, petróleos e gás de Portugal Lda. em Aljezur e Tavira, dado ser praticamente inviável uma exploração futura por corresponderem quase na totalidade a Áreas Protegidas.

Independentemente da avaliação política, técnico-científica, ética e legal efetuada e do posicionamento claro da ZERO, vai ser solicitada informação detalhada sobre estas questões à Entidade Nacional para o Mercado dos Combustíveis (ENMC), Direção -Geral de Recursos Naturais, Segurança e Serviços Marítimos (DGRNSSM) e Instituto de Conservação da Natureza e Florestas (ICNF).

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