Resolução CONAMA 398/2008: o conteúdo mínimo do Plano de Emergência Individual (PEI)

Para quem elabora Planos de Emergência Individual, a Resolução CONAMA nº 398/2008 é o documento que define o que o plano precisa conter e como demonstrar, tecnicamente, a capacidade de responder a um vazamento de óleo. Este artigo percorre a norma na ordem em que ela é aplicada, de quem está sujeito a ela ao papel da modelagem na análise de vulnerabilidade, sempre com base no texto oficial publicado pelo CONAMA.

O que estabelece a Resolução CONAMA 398/2008

A Resolução CONAMA nº 398, de 11 de junho de 2008, define o conteúdo mínimo do Plano de Emergência Individual (PEI) para incidentes de poluição por óleo em águas sob jurisdição nacional e orienta a sua elaboração. Foi publicada no Diário Oficial da União em 12 de junho de 2008 e permanece vigente.

A norma foi editada pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente no exercício das competências da Lei nº 6.938/1981, a Política Nacional do Meio Ambiente. Seu objeto é dar forma prática a uma exigência anterior: o PEI está previsto na Lei nº 9.966, de 28 de abril de 2000, a Lei do Óleo, e a 398 estabelece as diretrizes para elaborá-lo. A resolução também amplia esse alcance, ao abranger instalações que oferecem risco de poluição por óleo mesmo sem constar daquela lei. E considera o compromisso assumido pelo Brasil na Convenção Internacional sobre Preparo, Resposta e Cooperação em Caso de Poluição por Óleo (OPRC/90), internalizada pelo Decreto nº 2.870/1998.

Ao entrar em vigor, a 398 revogou a Resolução CONAMA nº 293/2001 (art. 9º) e se tornou o texto de referência para o conteúdo do PEI apresentado no licenciamento ambiental.

Para as instalações já em operação em 2008, a resolução fixou prazos de adequação: um ano para terminais aquaviários, dutos marítimos, plataformas, portos organizados, instalações portuárias e respectivas instalações de apoio; dois anos para terminais, sondas e dutos terrestres, estaleiros, refinarias, marinas, clubes náuticos e instalações similares (art. 3º, § 1º). São prazos de transição há muito vencidos. Hoje, o PEI no padrão da 398 é a regra corrente em qualquer licenciamento.

Quem é obrigado a ter PEI

O art. 1º define o universo de instalações sujeitas ao PEI: portos organizados, instalações portuárias, terminais, dutos, plataformas e suas respectivas instalações de apoio, além de sondas terrestres, refinarias, estaleiros, marinas, clubes náuticos e instalações similares. O que reúne um conjunto tão diverso é a exposição ao risco de poluição por óleo em águas sob jurisdição nacional.

A obrigação alcança também instalações que não operam óleo como carga. Portos organizados, instalações portuárias, terminais e estaleiros, ainda que não movimentem óleo, devem considerar cenários acidentais de poluição por navios sempre que a embarcação se origine ou se destine às suas instalações e esteja atracada, docada ou em manobra de atracação, desatracação ou docagem na bacia de evolução (art. 1º, § 1º). Na prática, o próprio tráfego de navios já aciona a obrigação.

Há também um limite territorial relevante. Os incidentes originados de navios nas áreas de fundeio, no canal de acesso e no canal de aproximação ao porto, todos previstos em cartas náuticas, são tratados no plano de área correspondente, não no PEI da instalação (art. 1º, § 2º).

Nem toda instalação elabora o PEI completo. Marinas, clubes náuticos, pequenos atracadouros, instalações portuárias públicas de pequeno porte e instalações similares que armazenem óleo ou abasteçam embarcações em seus cais, além das sondas terrestres, apresentam um PEI simplificado, conforme o Anexo IV (art. 5º, § 1º). O conteúdo é reduzido, mas preserva o essencial: identificação do responsável e do empreendimento, hipóteses acidentais, comunicação da ocorrência, ações de resposta, articulação institucional com os órgãos competentes e treinamento de pessoal.

O PEI no licenciamento ambiental

O PEI integra o licenciamento ambiental da instalação. A resolução determina que sua apresentação se dê por ocasião do licenciamento e que sua aprovação ocorra na concessão da Licença de Operação (LO), da Licença Prévia de Perfuração (LPper) e da Licença Prévia de Produção para Pesquisa (LPpro), quando couber (art. 3º). Quem aprova é o órgão ambiental competente, federal, estadual ou municipal, conforme a instalação.

Ao ser submetido para análise, o plano segue acompanhado de um documento com as informações referenciais do Anexo II e os critérios de dimensionamento do Anexo III (art. 3º, § 5º). É nesse conjunto que entram a identificação dos riscos, as hipóteses acidentais e a análise de vulnerabilidade que fundamentam o PEI.

A norma estabelece um patamar de exigência no momento da aprovação: o PEI deve garantir a capacidade da instalação de executar, de imediato, as ações de resposta previstas, com recursos próprios, humanos e materiais, que podem ser complementados por recursos de terceiros mediante acordos previamente firmados (art. 4º). O plano aprovado é uma demonstração de prontidão, não uma declaração de intenções.

Aprovado, o PEI segue sujeito a reavaliação. O art. 6º prevê quatro situações: quando a atualização da análise de risco da instalação recomendar; quando a instalação sofrer modificações físicas, operacionais ou organizacionais capazes de afetar seus procedimentos ou sua capacidade de resposta; quando a avaliação do desempenho do plano, após acionamento por incidente ou exercício simulado, recomendar; e em outras situações, a critério do órgão ambiental competente, desde que justificado tecnicamente. As avaliações ficam documentadas por pelo menos três anos. Se apontarem necessidade de alteração nos procedimentos e na capacidade de resposta, o plano é revisto e as mudanças voltam à aprovação do órgão (art. 6º, §§ 1º e 2º).

O PEI e suas alterações são obrigatoriamente arquivados nos autos do licenciamento (art. 7º). E, encerradas as ações de resposta a um incidente, o empreendedor tem até 30 dias para apresentar ao órgão ambiental um relatório com a análise crítica do desempenho do plano (art. 7º, parágrafo único).

A estrutura da norma: os quatro anexos

O corpo da resolução, com seus nove artigos, define quem, quando e sob que condições. O detalhamento técnico está nos anexos, e o art. 5º amarra as duas partes ao fixar a lógica de elaboração do PEI: conforme o conteúdo mínimo do Anexo I, com base nas informações referenciais do Anexo II e nos resultados da análise de risco da instalação, segundo os critérios de dimensionamento do Anexo III, e de forma integrada com o plano de área correspondente.

São quatro anexos, com funções distintas:

Essa divisão organiza a leitura. O Anexo I é o plano operacional, o que se faz diante de um vazamento. Os Anexos II e III formam o dossiê técnico que sustenta esse plano e o acompanham na análise do órgão ambiental (art. 3º, § 5º). É no Anexo II que mora a análise de vulnerabilidade, com a modelagem prevista pela própria resolução como um de seus instrumentos.

Hipóteses acidentais e a descarga de pior caso

Antes de qualquer resposta, é preciso saber o que pode vazar, de onde e quanto. O Anexo II organiza esse raciocínio em três etapas encadeadas.

A primeira é a identificação dos riscos por fonte: relacionam-se todos os tanques, dutos, equipamentos de processo, operações de carga e descarga, navios-tipo e demais fontes potenciais de derramamento associadas à instalação, cada um com suas características operacionais e o histórico de incidentes anteriores (Anexo II, seção 2.1).

A partir daí, formulam-se as hipóteses acidentais, os cenários específicos de vazamento. A norma determina que sua discussão considere o tipo de óleo derramado, o regime do derramamento (instantâneo ou contínuo), o volume, a possibilidade de o óleo atingir a área externa da instalação e as condições meteorológicas e hidrodinâmicas (Anexo II, seção 2.2). Os dois últimos fatores, alcance externo e ambiente físico, são o que liga a definição dos cenários à modelagem e à análise de vulnerabilidade.

Entre todas as hipóteses, uma comanda o dimensionamento do plano: a descarga de pior caso (Vpc), o maior volume de derramamento entre os cenários definidos. A resolução fixa o critério de cálculo para cada tipo de fonte, sempre em unidades do Sistema Internacional (Anexo II, seção 2.2.1). Entre os principais:

• Para tanques, equipamentos de processo e reservatórios: a capacidade máxima do maior deles; tanques que operam equalizados entram pela soma das capacidades.
• Para dutos: o volume escoado à vazão máxima durante os tempos de detecção do derramamento e de interrupção da transferência, somado ao volume remanescente na seção do duto.
• Para operações de carga e descarga: o volume liberado à vazão máxima durante os tempos de detecção e de interrupção do derramamento.
• Para plataformas de perfuração: o volume diário estimado pela perda de controle do poço, multiplicado por 30 dias. Nas plataformas de produção, o cálculo usa o poço de maior vazão e soma a capacidade de todos os tanques de estocagem e tubulações; se a perda de controle não comprometer a estocagem, vale o maior dos dois valores.

A seção fixa ainda critérios próprios para instalações terrestres de produção e para plataformas de armazenamento associadas a plataformas de produção. Em qualquer caso, é esse volume que alimenta o modelo de transporte e dispersão de óleo e, com ele, a extensão das áreas passíveis de serem atingidas.

Análise de vulnerabilidade: as áreas passíveis de serem atingidas

Definidos os cenários e a descarga de pior caso, a norma exige responder a uma pergunta objetiva: até onde o óleo pode chegar e o que existe no caminho. Essa é a análise de vulnerabilidade, o ponto da resolução em que a modelagem é expressamente prevista.

O Anexo II (seção 3) estabelece que a análise avalie os efeitos dos incidentes de poluição por óleo sobre a segurança da vida humana e o meio ambiente nas áreas passíveis de serem atingidas por esses incidentes. Dois fatores devem ser considerados: a probabilidade de o óleo atingir determinadas áreas e a sensibilidade dessas áreas ao óleo. A determinação parte das hipóteses acidentais, em particular do volume da descarga de pior caso.

Para determinar essas áreas, a resolução nomeia dois caminhos: a comparação com incidentes anteriores de poluição por óleo, se aplicável, e a utilização de modelos de transporte e dispersão de óleo. Raramente existe um incidente pretérito comparável para um cenário e uma instalação específicos. Na prática, portanto, a determinação apoia-se na modelagem, que simula, a partir do volume derramado e das condições hidrodinâmicas e meteorológicas locais, para onde a mancha se desloca e com que probabilidade alcança cada trecho do entorno.

A avaliação desce ao detalhe. Dentro das áreas passíveis de serem atingidas, a norma manda avaliar a vulnerabilidade de pontos de captação de água; áreas residenciais, de recreação e outras concentrações humanas; áreas ecologicamente sensíveis, como manguezais, bancos de corais, áreas inundáveis, estuários e locais de desova, nidificação, reprodução e alimentação de espécies silvestres; fauna e flora locais; áreas de importância socioeconômica; rotas de transporte; e unidades de conservação, terras indígenas, sítios arqueológicos, áreas tombadas e comunidades tradicionais.

Essa avaliação deve, sempre que possível, tomar como base as cartas de sensibilidade ambiental para derrames de óleo (Cartas SAO), elaboradas segundo especificações e normas técnicas aplicáveis. O produto da análise são os mapas de vulnerabilidade, a saída cartográfica que orienta os procedimentos de proteção das áreas identificadas (Anexo I, seções 5 e 3.5.3). É a modelagem, cruzada com as Cartas de Sensibilidade Ambiental ao Óleo, que sustenta tecnicamente esses mapas.

Dimensionamento da capacidade de resposta (Anexo III)

Se a análise de vulnerabilidade define o alcance do problema, o Anexo III define o tamanho da resposta. Ele estabelece os critérios de cálculo da capacidade mínima de recursos que a instalação precisa ter disponível (barreiras, recolhedores, dispersantes químicos, dispersão mecânica, armazenamento temporário e absorventes), dimensionada segundo as estratégias de resposta para os cenários acidentais do Anexo I.

O dimensionamento parte de três faixas de descarga: pequena (8 m³), média (até 200 m³) e a descarga de pior caso calculada no Anexo II (Anexo III, seção 2). Para cada faixa, o plano pode assumir estruturas e estratégias específicas.

O parâmetro central dos recolhedores é a Capacidade Efetiva Diária de Recolhimento de Óleo (CEDRO). Para as descargas pequena e média, os recursos devem estar disponíveis no local em menos de 2 e de 6 horas, respectivamente. Para a descarga de pior caso, a resposta é planejada de forma escalonada, em três tempos máximos de disponibilidade: TN1 = 12 horas, TN2 = 36 horas e TN3 = 60 horas (Anexo III, seção 2.2). A cada tempo corresponde uma capacidade de recolhimento maior, com valores distintos para a zona costeira e outros ambientes lênticos, para as águas marítimas além da zona costeira e para rios e ambientes lóticos. A lógica é uma só: a capacidade disponível cresce à medida que o incidente se prolonga.

As barreiras de contenção têm critérios próprios, definidos pela estratégia em que serão empregadas: cerco da fonte, contenção da mancha ou proteção de rios, canais e outros corpos hídricos (Anexo III, seção 2.1). E a capacidade de armazenamento temporário do óleo recolhido deve equivaler a três horas de operação do recolhedor (seção 2.5).

Quanto aos dispersantes químicos, cabe uma atualização que o texto da 398 não reflete. O Anexo III remete à Resolução CONAMA nº 269/2000, revogada pela Resolução CONAMA nº 472/2015, hoje vigente, que condiciona o uso de dispersantes ao registro do produto no IBAMA e estabelece critérios e áreas de restrição próprios. A remissão da 398 deve ser lida, portanto, à luz da 472/2015. É um bom exemplo de como o PEI se apoia em um conjunto normativo que evolui no tempo.

PEI, Plano de Área e o encadeamento da resposta

O PEI é a primeira peça de um encadeamento de instrumentos que responde a incidentes de poluição por óleo em escalas crescentes, da instalação individual à mobilização nacional. Entender essa hierarquia ajuda a situar o que cabe ao plano e o que a norma remete a outros instrumentos.

No nível da instalação está o PEI, que descreve os procedimentos de resposta da própria instalação a um incidente decorrente de suas atividades (art. 2º, XXII). Acima dele vem o plano de área, definido pela resolução como o documento que integra os diversos PEIs de uma região de concentração de portos, instalações ou plataformas, para ampliar a capacidade de resposta e orientar as ações em incidentes de origem desconhecida (art. 2º, XXI). Os planos de área foram instituídos pelo Decreto nº 4.871/2003.

A articulação entre os dois é obrigatória: o art. 5º determina que o PEI seja elaborado de forma integrada com o plano de área correspondente (inciso V). É por isso, também, que os incidentes originados de navios nas áreas de fundeio e nos canais de acesso e aproximação, fora do domínio direto da instalação, são tratados no plano de área (art. 1º, § 2º).

No topo do encadeamento está o Plano Nacional de Contingência (PNC), instituído pelo Decreto nº 8.127/2013 e hoje regido pelo Decreto nº 10.950/2022, que fixa responsabilidades e estrutura organizacional para a atuação coordenada de órgãos públicos e privados nos incidentes de significância nacional, aqueles que superam a capacidade de resposta do poluidor e dos planos locais. A base legal de todo o conjunto é a mesma: a Lei nº 9.966/2000.

Para quem elabora o PEI, isso significa manter consistência técnica com o plano de área da região, partindo das mesmas referências ambientais, como as Cartas SAO e os cenários de derramamento. Uma modelagem que sustenta o PEI e dialoga com o plano de área correspondente dá coerência ao conjunto.

O papel da modelagem no PEI

A própria resolução nomeia a modelagem entre os instrumentos do plano, em dois pontos distintos do texto.

O primeiro é a análise de vulnerabilidade. As áreas passíveis de serem atingidas devem ser determinadas pela comparação com incidentes anteriores, se aplicável, e pela utilização de modelos de transporte e dispersão de óleo (Anexo II, seção 3) — na prática, como visto, o caminho da modelagem. É ela que traduz a descarga de pior caso, um volume, em uma extensão geográfica: para onde a mancha se desloca sob as condições hidrodinâmicas e meteorológicas locais e com que probabilidade alcança cada trecho do entorno. Sem essa etapa, não há como delimitar as áreas vulneráveis nem fundamentar os mapas que orientam a proteção.

O segundo está na fase de resposta. Entre os procedimentos de monitoramento da mancha de óleo derramado, a norma lista o acompanhamento visual (inclusive por imagens de satélite), a coleta de amostras e a modelagem matemática (Anexo I, seção 3.5.4), que projeta o deslocamento e a degradação da mancha durante o próprio incidente.

Por trás de tudo isso está a hidrodinâmica. A modelagem hidrodinâmica caracteriza as correntes e o regime de circulação local, e é um estudo com valor próprio: subsidia, por exemplo, análises de dragagem, dispersão de sedimentos e qualidade de água. A modelagem de óleo, porém, depende dela. É o campo hidrodinâmico que fornece o transporte sobre o qual a dispersão do óleo é calculada — duas peças distintas, com dependência de sentido único.

Para quem elabora o PEI, esse conjunto entrega um subsídio técnico definido: a determinação das áreas passíveis de serem atingidas, os mapas de vulnerabilidade correspondentes e a base hidrodinâmica que os sustenta, no padrão que o órgão ambiental exige na análise do plano. É a etapa que abre o conteúdo do Anexo II e conversa diretamente com as Cartas SAO e com o plano de área da região.

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Perguntas frequentes

A Resolução CONAMA 398/2008 está em vigor?

Sim. Publicada em 12 de junho de 2008, permanece vigente e é a norma de referência para o conteúdo mínimo do PEI. Ao entrar em vigor, revogou a Resolução CONAMA nº 293/2001 (art. 9º). A remissão que faz à CONAMA nº 269/2000, sobre dispersantes químicos, deve hoje ser lida à luz da CONAMA nº 472/2015, que a substituiu.

Qual a diferença entre PEI e plano de área?

O PEI descreve os procedimentos de resposta de uma instalação a um incidente decorrente de suas próprias atividades (art. 2º, XXII). O plano de área integra os diversos PEIs de uma região de concentração de portos, instalações ou plataformas, ampliando a capacidade de resposta e cobrindo incidentes de origem desconhecida (art. 2º, XXI). O PEI deve ser elaborado de forma integrada com o plano de área correspondente (art. 5º, V).

O que é a descarga de pior caso?

É o maior volume de derramamento entre as hipóteses acidentais definidas para a instalação (Anexo II, seção 2.2.1). A resolução fixa o critério de cálculo para cada tipo de fonte, de tanques e dutos a plataformas, onde entra a perda de controle do poço. Esse volume dimensiona a capacidade de resposta e alimenta a modelagem que determina as áreas passíveis de serem atingidas.

Quem pode apresentar PEI simplificado?

Marinas, clubes náuticos, pequenos atracadouros, instalações portuárias públicas de pequeno porte e instalações similares que armazenem óleo ou abasteçam embarcações em seus cais, além das sondas terrestres (art. 5º, § 1º). O conteúdo reduzido está no Anexo IV e preserva a identificação do responsável e do empreendimento, as hipóteses acidentais, a comunicação da ocorrência, as ações de resposta, a articulação institucional com os órgãos competentes e o treinamento de pessoal.

A modelagem é obrigatória no PEI?

A análise de vulnerabilidade é exigida, e a norma nomeia dois caminhos para determinar as áreas passíveis de serem atingidas: a comparação com incidentes anteriores, se aplicável, e a utilização de modelos de transporte e dispersão de óleo (Anexo II, seção 3). Como raramente existe incidente pretérito comparável para um cenário específico, a modelagem é, na prática, o método aplicável. Ela reaparece entre os procedimentos de monitoramento da mancha (Anexo I, seção 3.5.4).