NBC - NORMAS BRASILEIRAS DE CONTABILIDADE

NBC-TDS - NORMAS TÉCNICAS DE DIVULGAÇÃO DE SUSTENTABILIDADE

NBC-TDS-02 - REQUISITOS GERAIS PARA DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS RELACIONADAS À SUSTENTABILIDADE

APÊNDICE D - ORIENTAÇÃO SOBRE DIVULGAÇÕES RELACIONADAS AO CLIMA

GUIA DE IMPLEMENTAÇÃO DA NBC TDS 02 POR SETOR ECONÔMICO

Volume 11 - Petróleo e Gás – Exploração e Produção - DEFINIÇÕES

DESCRIÇÃO DO SETOR

As entidades de Petróleo e Gás - Exploração e Produção (E&P) exploram, extraem ou fabricam produtos de energia, como petróleo bruto e gás natural, que compreendem as operações upstream da cadeia de valor de petróleo e gás. As entidades do setor desenvolvem reservas convencionais e não convencionais de petróleo e gás; estas incluem reservas de óleo ou gás de xisto, areias betuminosas e hidratos de gás. As atividades abrangidas por esta norma incluem o desenvolvimento de reservas on-shore e off-shore. O setor de E&P celebra contratos com o setor de Serviços de Petróleo e Gás para a realização de diversas atividades de E&P e para a obtenção de equipamentos e serviços em campos petrolíferos. Nota: Esses tópicos de divulgação são para atividades de E&P “pure-play” ou entidades independentes de E&P. As entidades integradas de petróleo e gás realizam operações upstream, mas também podem distribuir, refinar ou comercializar petróleo bruto, gás natural ou produtos refinados. Existem normas separadas para os setores de Petróleo e Gás Midstream (EM-MD) e de Refino e Comercialização (EMRM). Dessa forma, as entidades integradas também devem considerar os tópicos e métricas de divulgação dessas Normas. Também existe uma norma separada para o setor de Serviços de Petróleo e Gás (EM-SV).

TÓPICOS E MÉTRICAS DE DIVULGAÇÃO DE SUSTENTABILIDADE

TÓPICO 1. TÓPICOS E MÉTRICAS DE DIVULGAÇÃO DE SUSTENTABILIDADE

TÓPICOS => MÉTRICA => CATEGORIA => UNIDADE DE MEDIDA => CÓDIGO

1. Emissões de Gases de Efeito Estufa
   1. Emissões globais brutas de Escopo 1, porcentagem de metano, porcentagem coberta pelos regulamentos de limitação de emissões => Quantitativo => Toneladas métricas de CO₂-e (t), Porcentagem (%) =>EM-EP-110a.1
   2. Quantidade de emissões globais brutas de Escopo 1 provenientes de: (1) hidrocarbonetos queimados, (2) outras combustões, (3) emissões de processo, (4) outras emissões ventiladas e (5) emissões fugitivas => Quantitativo => Toneladas métricas de CO₂-e => EM-EP-110a.2
   3. Discussão da estratégia ou plano de longo e curto prazo para gerenciar as emissões de Escopo 1, metas de redução de emissões e uma análise do desempenho em relação a essas metas => Discussão e Análise => n/a => EM-EP-110a.3
2. Gestão Hídrica
   1. (1) Total de água captada, (2) total de água consumida; porcentagem de cada um em regiões com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto => Quantitativo => Mil metros cúbicos (m³), Porcentagem (%) => EM-EP-140a.1
   2. Volume de água produzida e refluxo gerado; porcentagem (1) descartada, (2) injetada, (3) reciclada; teor de hidrocarbonetos na água descartada => Quantitativo => Mil metros cúbicos (m³), Porcentagem (%), Toneladas métricas (t) => EM-EP-140a.2
   3. Porcentagem de poços fraturados hidraulicamente para os quais há divulgação pública de todos os produtos químicos fluidos de fraturamento utilizados => Quantitativo => Porcentagem (%) => EM-EP-140a.3
   4. Porcentagem de locais de fraturamento hidráulico onde a qualidade das águas subterrâneas ou superficiais se deteriorou em comparação a uma base (12) => Quantitativo => Porcentagem (%) =>EM-EP-140a.4
3. Avaliação de Reservas e Despesas de Capital
   1. Sensibilidade dos níveis de reserva de hidrocarbonetos aos cenários de projeção de preços futuros que representam um preço sobre as emissões de carbono => Quantitativo => Milhões de barris (MMbbls), Milhões de pés cúbicos padrão (MMscf) => EM-EP-420a.1
   2. Emissões estimadas de dióxido de carbono incorporadas em reservas provadas de hidrocarbonetos => Quantitativo => Toneladas métricas (t) de CO₂-e => EM-EP-420a.2
   3. Valor investido em energia renovável, receita gerada pela venda de energia renovável => Quantitativo => Moeda de apresentação => EM-EP-420a.3
   4. Discussão sobre como o preço e a demanda por hidrocarbonetos ou a regulação do clima influenciam a estratégia de despesas de capital para exploração, aquisição e desenvolvimento de ativos => Discussão e Análise => n/a => EM-EP-420a.4

(12) Nota ao EM-EP-140a.4 – A entidade deverá divulgar suas políticas e práticas relacionadas com a gestão da qualidade das águas subterrâneas e superficiais.

TABELA 2. MÉTRICAS DE ATIVIDADE

MÉTRICA DE ATIVIDADE => CATEGORIA => UNIDADE DE MEDIDA => CÓDIGO

1. Produção de: (1) petróleo, (2) gás natural, (3) óleo sintético e (4) gás sintético => Quantitativo => Mil barris por dia (Mbbl/dia); Milhões de pés cúbicos padrão por dia (MMscf/dia) EM-EP-000.A
2. Número de locais offshore => Quantitativo => Número EM-EP-000.B
3. Número de locais terrestres => Quantitativo => Número EM-EP-000.C

EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA

RESUMO DO TÓPICO

As atividades de Exploração e Produção (E&P) geram emissões diretas significativas de gases de efeito estufa (GEE) provenientes de diversas fontes. As emissões podem ser queimadas, incluindo aquelas provenientes de equipamentos de queima ou geração de energia, ou não queimadas, incluindo aquelas provenientes de equipamentos de processamento de gás, ventilação, queima e metano fugitivo. Os esforços regulatórios para reduzir as emissões de GEE em resposta aos riscos relacionados às mudanças climáticas podem resultar em custos e riscos adicionais de conformidade regulatória para as entidades de E&P. Com a expansão da produção de gás natural a partir de recursos de xisto, a gestão da emissão de metano, um GEE altamente potente, dos sistemas de E&P de petróleo e gás emergiu como um grande risco operacional, de reputação e regulatório para as entidades. Além disso, o desenvolvimento de recursos de hidrocarbonetos não convencionais pode ser mais ou menos intensivo em GEE do que o petróleo e o gás convencionais, com efeitos associados no risco regulatório. A eficiência energética, a utilização de combustíveis menos intensivos em carbono ou melhorias nos processos para reduzir as emissões fugitivas, a ventilação e a queima, podem proporcionar benefícios diretos às entidades de E&P sob a forma de redução de custos ou aumento de receitas.

MÉTRICAS

EM-EP-110a.1. Emissões globais brutas de Escopo 1, porcentagem de metano, porcentagem coberta pelos regulamentos de limitação de emissões

1 A entidade deverá divulgar suas emissões globais brutas de Escopo 1 de gases de efeito de estufa (GEE) para a atmosfera dos sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto – dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarbonetos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoreto de enxofre (SF6) e trifluoreto de nitrogênio (NF3).

1.1 As emissões de todos os GEE deverão ser consolidadas e divulgadas em toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente (CO2-e) e calculadas de acordo com os valores publicados do potencial de aquecimento global (GWP) para um horizonte de tempo de 100 anos. Até o momento, a fonte preferida para os valores do GWP é o Quinto Relatório de Avaliação (2014) do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC).

1.2 Emissões brutas são GEE emitidos para a atmosfera antes de serem contabilizadas as compensações, créditos ou outros mecanismos semelhantes que tenham reduzido ou compensado as emissões.

2 As emissões de Escopo 1 são definidas e deverão ser calculadas de acordo com a metodologia contida em The Greenhouse Gas Protocol: A Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol), Edição Revisada, março de 2004, publicado pelo World Resources Institute e pelo World Business Council on Sustainable Development (WRI/WBCSD).

2.1 Essas emissões incluem emissões diretas de GEE provenientes de fontes fixas ou móveis; essas fontes podem incluir: equipamentos em locais de poços, instalações de produção, refinarias, fábricas de produtos químicos, terminais, plataformas de perfuração em locais fixos, edifícios de escritórios, embarcações marítimas que transportam produtos, frotas de camiões-tanque, plataformas de perfuração móveis e equipamentos móveis em instalações de perfuração e produção.

2.2 Metodologias de cálculo aceitáveis incluem aquelas que estão em conformidade com o GHG Protocol como referência básica, mas fornecem orientações adicionais, como orientações específicas do setor ou da região. Exemplos incluem:

2.2.1 Orientação sobre Relatórios de GEE para o Setor Aeroespacial publicada pelo Grupo Ambiental Aeroespacial Internacional (IAEG)

2.2.2 Orientação sobre Inventário de Gases de Efeito Estufa: Emissões Diretas de Fontes de Combustão Estacionária publicada pela Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA)

2.2.3 Programa de Inventário de GEE da Índia

2.2.4 ISO 14064-1

2.2.5 Diretrizes do Setor Petrolífero para relatório de emissões de GEE, 2ª edição, 2011, publicado pela IPIECA

2.2.6 Protocolo para a quantificação das emissões de gases de efeito de estufa provenientes de atividades de gestão de resíduos publicado por Entreprises pour l'Environnement (EpE) 2.3 Os dados de emissões de GEE deverão ser consolidados de acordo com a abordagem com a qual a entidade consolida seus dados de relatório financeiro, que geralmente está alinhada com a abordagem de ‘controle financeiro’ definida pelo GHG Protocol, bem como:

2.3.1 A abordagem financeira detalhada no Capítulo 3 da IPIECA/API/OGP Diretrizes do Setor Petrolífero para Relatórios de Emissões de Gases de Efeito Estufa, 2ª Edição, 2011 (doravante, as ‘Diretrizes sobre GEE da IPIECA’)

2.3.2 A abordagem fornecida pelo Climate Disclosure Standards Board (CDSB) descrita no REQ-07, ‘Limite organizacional’, da Estrutura do CDSB para relatório de informações ambientais e sociais

3 A entidade deverá divulgar a porcentagem de emissões globais brutas de Escopo 1 provenientes de emissões de metano.

3.1 A porcentagem das emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 provenientes de emissões de metano deverá ser calculada como as emissões de metano em toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente (CO2-e) dividido pelas emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 em toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente (CO2-e).

4 A entidade deverá divulgar a porcentagem de suas emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 cobertas por um regulamento ou programa de limitação de emissões destinado a limitar ou reduzir diretamente as emissões, tais como esquemas “cap-and-trade”, sistemas de impostos/taxas de carbono e outros controles de emissões (por exemplo, abordagem de comando e controle) e mecanismos baseados em licenças.

4.1 Exemplos de regulamentos de limitação de emissões incluem:

4.1.1 Cap-and-Trade da Califórnia (Lei de Soluções para o Aquecimento Global da Califórnia)

4.1.2 Regime Comunitário de Licenças de Emissão da União Europeia (EU ETS)

4.1.3 Cap-and-Trade de Quebec (Lei de Qualidade Ambiental de Quebec)

4.2 A porcentagem deverá ser calculada como a quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO2-e) cobertos por regulamentos de limitação de emissões dividido pela quantidade total de emissões globais brutas de GEE de Escopo 1 (CO2-e).

4.2.1 Para emissões sujeitas a mais de um regulamento de limitação de emissões, a entidade não deverá contabilizar essas emissões mais de uma vez.

4.3 O escopo dos regulamentos de limitação de emissões exclui as emissões cobertas por regulamentos voluntários de limitação de emissões (por exemplo, sistemas de comércio voluntário), bem como regulamentos baseados em relatórios.

5 A entidade poderá discutir qualquer alteração em suas emissões com relação ao período de relatório anterior, incluindo se a alteração se deveu a reduções de emissões, desinvestimento, aquisição, fusões, alterações na produção ou alterações na metodologia de cálculo.

6 Caso o relatório atual de emissões de GEE ao CDP ou a outra entidade (por exemplo, um programa nacional de divulgação regulatória) esteja diferente em termos do escopo e da abordagem de consolidação utilizada, a entidade poderá divulgar essas emissões. No entanto, a divulgação principal deverá estar de acordo com as diretrizes descritas acima.

7 A entidade poderá discutir a metodologia de cálculo para sua divulgação de emissões, tal como se os dados fossem provenientes de sistemas contínuos de monitoramento de emissões (CEMS), cálculos de engenharia ou cálculos de balanço de massa.

EM-EP-110a.2. Quantidade de emissões globais brutas de Escopo 1 provenientes de: (1) hidrocarbonetos queimados, (2) outras combustões, (3) emissões de processo, (4) outras emissões ventiladas e (5) emissões fugitivas

1 A entidade deverá divulgar a quantidade de emissões diretas de gases de efeito estufa (GEE) em CO2-e das seguintes fontes (1) hidrocarbonetos queimados, (2) outras combustões, (3) emissões de processo, (4) outras emissões ventiladas e (5) emissões fugitivas das operações.

1.1 Os hidrocarbonetos queimados deverão incluir todas as emissões provenientes da queima e que estão associadas à gestão e eliminação de gás natural não recuperável através da combustão de produtos de hidrocarbonetos provenientes de operações rotineiras, transtornos ou emergências.

1.2 Outras emissões de combustão deverão incluir:

1.2.1 Emissões de dispositivos fixos, que podem incluir caldeiras, aquecedores, fornos, motores alternativos de combustão interna e turbinas, incineradores e oxidantes térmicos/catalíticos

1.2.2 Emissões provenientes de fontes móveis, que podem incluir barcaças, navios, vagões e caminhões para transporte de materiais; aviões/helicópteros e outros veículos da entidade para transporte de pessoal; empilhadeiras, veículos todo-oterreno (all-terrain vehicles), equipamentos de construção e outros equipamentos móveis off-road

1.3 Outras emissões de combustão deverão excluir as emissões divulgadas como hidrocarbonetos queimados.

1.4 As emissões do processo deverão incluir emissões que não são de combustão e são intencionais ou projetadas no processo ou tecnologia para ocorrer durante as operações normais e são resultado de alguma forma de transformação química ou etapa de processamento. Essas emissões podem incluir emissões de usinas de hidrogênio, unidades de amina, desidratadores de glicol, unidades de craqueamento catalítico fluido e geração de reformadores, e queima de coque flexi-coker.

1.5 As emissões ventiladas deverão incluir emissões que não são de combustão e são intencionais ou projetadas no processo ou tecnologia para ocorrer durante as operações normais, e que incluem:

1.5.1 Ventilação de tanques de armazenamento de produtos de petróleo bruto, gás natural ou condensado, dispositivos pneumáticos acionados por gás, amostradores de gás, bombas de injeção de produtos químicos, perfuração exploratória, carregamento/lastramento/trânsito e plataformas de carregamento

1.5.2 Ventilação resultante de manutenção/paradas, que pode incluir descoqueamento de tubos de forno, descarga de poço, despressurização de compressores de gás e navios, partidas de compressores, amostragem de gás e purgas de tubulações

1.5.3 Ventilação de atividades não rotineiras, que podem incluir válvulas de alívio de pressão, válvulas de controle de pressão, válvulas de descarga de abastecimento de combustível e dispositivos de desligamento emergencial

1.6 As emissões ventiladas deverão excluir as emissões divulgadas como emissões de processo.

1.7 As emissões fugitivas deverão incluir as emissões que podem ser encontradas e fixadas individualmente para reduzir as taxas de emissões para perto de zero e que podem incluir emissões de válvulas, flanges, conectores, bombas, vazamentos na vedação do compressor, aquecedores Cata-Dyne® e tratamento de águas residuais e represamentos superficiais.

EM-EP-110a.3. Discussão da estratégia ou plano de longo e curto prazo para gerenciar as emissões de Escopo 1, metas de redução de emissões e uma análise do desempenho em relação a essas metas

1 A entidade deverá discutir sua estratégia ou plano de longo e curto prazo para gerenciar suas emissões de gases de efeito de estufa (GEE) de Escopo 1.

1.1 As emissões de Escopo 1 são definidas e deverão ser calculadas de acordo com a metodologia contida em The Greenhouse Gas Protocol: A Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol), Edição Revisada, março de 2004, publicado pelo World Resources Institute e pelo World Business Council on Sustainable Development (WRI/WBCSD).

1.2 O escopo das emissões de GEE inclui os sete GEE abrangidos pelo Protocolo de Quioto – dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarbonetos (HFCs), perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoreto de enxofre (SF6) e trifluoreto de nitrogênio (NF3).

2 A entidade deverá discutir sua(s) meta(s) de redução de emissões e analisar seu desempenho em relação à(s) meta(s), incluindo, se relevante:

2.1 O escopo da meta de redução de emissões (por exemplo, a porcentagem do total de emissões à qual a meta é aplicável);

2.2 Se a meta é absoluta ou baseada na intensidade, e o denominador da métrica se for uma meta baseada na intensidade;

2.3 A porcentagem de redução em relação ao ano base, com o ano base representando o primeiro ano em relação ao qual as emissões são avaliadas no sentido do cumprimento da meta.

2.4 Os cronogramas da atividade de redução, incluindo o ano de início, o ano alvo e o ano base;

2.5 O(s) mecanismo(s) para atingir a meta; e

2.6 Quaisquer circunstâncias em que as emissões da meta ou do ano base tenham sido, ou possam ser, recalculadas retrospectivamente, ou a meta ou o ano base tenham sido redefinidos, o que pode incluir esforços de eficiência energética, diversificação de fontes de energia, captura e armazenamento de carbono, ou a implementação dos processos de detecção e reparo de vazamentos.

3 A entidade deverá discutir as atividades e investimentos necessários para atingir os planos ou metas, e quaisquer riscos ou fatores limitantes que possam afetar o cumprimento dos planos ou metas.

4 A entidade deverá discutir o escopo de suas estratégias, planos ou metas de redução, tais como se pertencem de forma diferente a diferentes unidades de negócios, geografias ou fontes de emissões.

4.1 As categorias de fontes de emissões incluem:

4.1.1 Os hidrocarbonetos queimados, incluindo todas as emissões provenientes da queima e que estão associadas à gestão e eliminação de gás natural não recuperável através da combustão de produtos de hidrocarbonetos provenientes de operações rotineiras, transtornos ou emergências

4.1.2 Outras emissões de combustão, que podem incluir: (1) emissões de dispositivos fixos, que podem incluir caldeiras, aquecedores, fornos, motores alternativos de combustão interna e turbinas, incineradores e oxidantes térmicos/catalíticos, (2) emissões provenientes de fontes móveis, que podem incluir barcaças, navios, vagões e caminhões para transporte de materiais; aviões/helicópteros e outros veículos da entidade para transporte de pessoal; empilhadeiras, veículos todo-oterreno (all-terrain vehicles), equipamentos de construção e outros equipamentos móveis off-road, e (3) outras emissões de combustão deverão excluir as emissões divulgadas como hidrocarbonetos queimados

4.1.3 As emissões do processo que incluem emissões que não são de combustão e são intencionais ou projetadas no processo ou tecnologia para ocorrer durante as operações normais e são resultado de alguma forma de transformação química ou etapa de processamento. Essas emissões podem incluir emissões de usinas de hidrogênio, unidades de amina, desidratadores de glicol, unidades de craqueamento catalítico fluido e geração de reformadores, e queima de coque flexi-coker

4.1.4 As emissões ventiladas, incluindo emissões que não são de combustão e são intencionais ou projetadas no processo ou tecnologia para ocorrer durante as operações normais, e que podem incluir: (1) ventilação de tanques de armazenamento de produtos de petróleo bruto, gás natural ou condensado, dispositivos pneumáticos acionados por gás, amostradores de gás, bombas de injeção de produtos químicos, perfuração exploratória, carregamento/lastramento/trânsito e plataformas de carregamento, (2) ventilação resultante de manutenção/paradas, que pode incluir descoqueamento de tubos de forno, descarga de poço, despressurização de compressores de gás e navios, partidas de compressores, amostragem de gás e purgas de tubulações, e (3) ventilação de atividades não rotineiras, que podem incluir válvulas de alívio de pressão, válvulas de controle de pressão, válvulas de descarga de abastecimento de combustível e dispositivos de desligamento emergencial

4.1.5 As emissões fugitivas, que podem incluir as emissões que podem ser encontradas e “fixadas” individualmente para fazer emissões ‘perto de zero’ e que podem incluir emissões de válvulas, flanges, conectores, bombas, vazamentos na vedação do compressor, aquecedores catadyne e tratamento de águas residuais e represamentos superficiais

5 A entidade deverá discutir se suas estratégias, planos ou metas de redução estão relacionados ou associados a programas ou regulamentos de limitação de emissões ou baseados em relatórios de emissões (por exemplo, o Regime Comunitário de Licenças de Emissão da UE, o Sistema Cap-and-Trade de Quebec, o Programa Cap-and-Trade da Califórnia), incluindo programas regionais, nacionais, internacionais ou setoriais.

6 A divulgação de estratégias, planos ou metas de redução será limitada às atividades que estavam em andamento (ativas) ou que foram concluídas durante o período de relatório.

GESTÃO HÍDRICA

RESUMO DO TÓPICO

Dependendo da técnica de extração, as operações de exploração e produção podem consumir quantidades significativas de água, o que pode expor as entidades ao risco de redução da disponibilidade de água, regulamentos que limitam a utilização ou aumentos de custos relacionados, especialmente em regiões com escassez de água. A contaminação dos recursos hídricos locais pode resultar de incidentes envolvendo água produzida, água de refluxo, fluidos de fraturamento hidráulico e outros fluidos de poços. Historicamente, os possíveis impactos das operações de fraturamento hidráulico e o risco de contaminação do abastecimento de água subterrânea levantaram preocupações. A redução do uso e da contaminação da água por meio da reciclagem, de outras estratégias de gestão hídrica e do uso de fluidos de fraturamento não tóxicos pode criar eficiência operacional para as entidades e reduzir seus custos operacionais. Tais estratégias também podem minimizar os efeitos que os regulamentos, a escassez de abastecimento de água e as interrupções relacionadas com a comunidade têm nas operações.

MÉTRICAS

EM-EP-140a.1. (1) Total de água captada, (2) total de água consumida; porcentagem de cada um em regiões com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto

1 A entidade deverá divulgar a quantidade de água, em milhares de metros cúbicos, captada de todas as fontes.

1.1 As fontes de água incluem águas superficiais (incluindo águas de zonas úmidas, rios, lagos e oceanos), águas subterrâneas, águas pluviais coletadas diretamente e armazenadas pela entidade, e águas e águas residuais obtidas de abastecimento municipal, serviços públicos ou outras entidades.

2 A entidade poderá divulgar partes de seu fornecimento por fonte se, por exemplo, partes significativas das captações forem provenientes de fontes que não sejam de água doce.

2.1 Água doce pode ser definida de acordo com as leis e regulamentos locais onde a entidade opera. Se não existir uma definição legal, será considerada água doce aquela que contém menos de 1.000 partes por milhão de sólidos dissolvidos.

2.2 Pode-se presumir que a água obtida de um serviço público em conformidade com os regulamentos jurisdicionais de água potável atende à definição de água doce.

3 A entidade deverá divulgar a quantidade de água, em milhares de metros cúbicos, consumida em suas operações.

3.1 O consumo de água é definido como:

3.1.1 Água que evapora durante a captação, uso e descarte

3.1.2 Água que seja direta ou indiretamente incorporada ao produto ou serviço da entidade

3.1.3 Água que não retorna de outra forma para a mesma área de captação de onde foi captada, como a água devolvida para outra área de captação ou para o mar.

4 A entidade deverá analisar todas as suas operações quanto a riscos hídricos e identificar atividades que captam e consomem água em locais com Estresse Hídrico de Base Alto (40–80%) ou Extremamente Alto (>80%), conforme classificado pela ferramenta Aqueduct, um Atlas de Risco Hídrico do World Resources Institute (WRI).

5 A entidade deverá divulgar a água captada em locais com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto como uma porcentagem do total de água captada.

6 A entidade deverá divulgar a água consumida em locais com Estresse Hídrico de Base Alto ou Extremamente Alto como uma porcentagem do total de água consumida.

EM-EP-140a.2. Volume de água produzida e refluxo gerado; porcentagem (1) descartada, (2) injetada, (3) reciclada; teor de hidrocarbonetos na água descartada

1 A entidade deverá divulgar o volume, em milhares de metros cúbicos, de água produzida e fluido de retorno (flowback) gerado durante suas atividades.

2 Água produzida é definida como água (salobra) obtida dos estratos de formação contendo hidrocarbonetos durante a extração de petróleo e gás. A água produzida pode incluir água de formação, água de injeção e quaisquer produtos químicos adicionados no fundo do poço ou durante o processo de separação de óleo/água.

3 Flowback é definido como o fluido de fraturamento hidráulico recuperado que retorna à superfície durante uma operação de fraturamento hidráulico e que muitas vezes pode ser misturado com a água produzida.

4 A entidade deverá calcular a porcentagem de água produzida e fluido de retorno que foi:

4.1 Descartado diretamente no meio ambiente ou indiretamente por meio de terceiros, como uma estação de tratamento de águas residuais local

4.2 Injetado

4.3 Reciclado para uso em outros poços, em fluidos de fraturamento ou em outros processos de perfuração e produção

5 A entidade deverá divulgar a quantidade, em toneladas métricas, de água de hidrocarbonetos descartadas no meio ambiente.

5.1 O escopo da divulgação inclui águas produzidas, flowback, águas de processo, águas pluviais ou outras águas descartadas no meio ambiente.

5.2 As medições do teor de hidrocarbonetos devem ser feitas usando métodos de teste exigidos ou aprovados pelas autoridades legais ou regulatórias competentes (ou normas aplicáveis equivalentes).

EM-EP-140a.3. Porcentagem de poços fraturados hidraulicamente para os quais há divulgação pública de todos os produtos químicos fluidos de fraturamento utilizados

1 A entidade deverá divulgar a porcentagem de poços fraturados hidraulicamente para os quais há divulgação pública de todos os produtos químicos fluidos de fraturamento utilizados.

1.1 A porcentagem deverá ser calculada como o número de poços fraturados hidraulicamente para os quais fornece divulgação pública de todo o conteúdo de produtos químicos do fluido de fraturamento, dividido pelo número total de poços fraturados hidraulicamente.

1.2 A entidade deverá incluir na porcentagem apenas os poços para os quais todos os produtos químicos fluidos sejam divulgados publicamente, incluindo os produtos químicos que atendam à definição de segredo comercial.

2 A divulgação pública pode incluir a publicação em um site corporativo acessível ao público.

EM-EP-140a.4. Porcentagem de locais de fraturamento hidráulico onde a qualidade das águas subterrâneas ou superficiais se deteriorou em comparação a uma base

1 A entidade deverá calcular a porcentagem como: o número total de locais de poços de fraturamento hidráulico para os quais detectou uma deterioração nas águas subterrâneas ou superficiais ao redor do local do poço, em comparação com uma medição de base, dividido pelo número total de locais de poços de fraturamento hidráulico.

2 A deterioração da qualidade da água é, no mínimo, definida como ocorrendo quando os testes indicam:

2.1 Presença de gás termogênico ou mistura de gás termogênico e biogênico não presente nos testes de base.

2.2 Um aumento na concentração de metano em mais de 5,0 mg/l entre os períodos de amostragem.

2.3 Benzeno, tolueno, etilbenzeno, xilenos (compostos BTEX) ou hidrocarbonetos totais de petróleo (TPH) estão presentes em concentrações mais elevadas em comparação com a base.

3 A entidade deverá determinar se a qualidade da água se deteriorou em relação a uma base por meio do monitoramento das águas subterrâneas e superficiais ao redor dos locais dos poços fraturados hidraulicamente.

3.1 As determinações deverão ser consistentes com o Capítulo 3 das Regras e Regulamentos da Wyoming Oil and Gas Conservation Commission (WOGCC), com a Regra 609 – Amostragem e Monitoramento de Base de Águas Subterrâneas em todo o Estado, da Colorado Oil and Gas Conservation Commission (COGCC), ou um equivalente jurisdicional.

3.2 A entidade deverá divulgar a norma, diretriz ou regulamento jurisdicional utilizado para seu cálculo. 4 A amostragem inicial da base deverá ocorrer:

4.1 Antes da perfuração ou antes da instalação de uma instalação de petróleo e gás de superfície em um local

4.2 Antes da reestimulação de um poço, se tiverem passados mais de 12 meses desde o evento inicial de amostragem de pré-perfuração ou o evento de amostragem de reestimulação mais recente

5 O monitoramento contínuo deverá ocorrer com pelo menos a seguinte frequência:

5.1 Uma amostragem subsequente entre 12 e 18 meses após a conclusão do poço ou instalação das dependências

5.2 Uma segunda amostragem subsequente entre 60 e 78 meses após o evento de amostragem anterior. Furos secos estão isentos desse requisito

6 A entidade deverá coletar amostras de base iniciais e amostras de monitoramento subsequentes de todas as fontes de água disponíveis dentro de um raio de meia milha de um poço proposto, local de múltiplos poços ou poço de injeção dedicado.

6.1 A entidade deverá seguir as orientações de amostragem da WOGCC e da COGCC ou equivalente jurisdicional para a coleta de amostras, inclusive nos casos em que poucos ou nenhum local de amostragem exista ou seja acessível.

7 Se a entidade não realizar avaliações de base da qualidade da água e monitoramento contínuo de qualquer um de seus locais de poços, deverá divulgar a porcentagem de poços para os quais não existe uma base ou monitoramento contínuo. 8 A entidade poderá divulgar se os resultados dos testes de base da qualidade das águas subterrâneas e do monitoramento contínuo são comunicados às autoridades legais ou regulatórias jurisdicionais competentes (quando não exigido pela lei local) ou aos residentes e proprietários de empresas nas proximidades de locais de fraturamento hidráulico.

Nota ao EM-EP-140a.4

1 A entidade deverá descrever suas políticas e práticas relacionadas com a gestão da qualidade das águas subterrâneas e superficiais.

2 As políticas e práticas aplicáveis poderão incluir:

2.1 Projeto de poços e gerenciamento de integridade de poços

2.2 Procedimentos de fraturamento hidráulico

2.3 Projeto de instalações de superfície, incluindo o uso de dispositivos de prevenção de refluxo, projeto de tanque de armazenamento e projeto de represamento

2.4 Qualidade e testes de águas superficiais e subterrâneas

2.5 Gestão de produtos químicos

2.6 Reutilização, processamento e descarte de água

Avaliação de Reservas e Despesas de Capital

RESUMO DO TÓPICO

As entidades de Exploração e produção (E&P) poderão não conseguir extrair uma proporção significativa de suas reservas provadas e prováveis de petróleo e gás se as emissões de gases de efeito de estufa (GEE) forem controladas para limitar o aumento da temperatura global. As entidades com reservas e produção mais intensivas em carbono e com custos de capital mais elevados podem enfrentar riscos maiores. Os limites regulatórios às emissões de GEE, juntamente com a maior competitividade das tecnologias de energia alternativa, poderiam reduzir o crescimento da demanda global e, portanto, reduzir os preços dos produtos de petróleo e gás. Os custos de extração podem aumentar com regulamentos que imponham um preço às emissões de GEE. Esses fatores podem afetar a viabilidade econômica das reservas de petróleo e gás. As ações regulatórias que forem mais abruptas do que o previsto, ou aquelas que se concentrem em setores com elevadas emissões, poderão prejudicar os valores dos ativos durante um curto período. A gestão dos recursos de capital e as decisões de produção que consideram as tendências de curto e longo prazo relacionadas com as mudanças climáticas podem mitigar o potencial impairment dos ativos e manter a rentabilidade e a solvabilidade.

MÉTRICAS

EM-EP-420a.1. Sensibilidade dos níveis de reserva de hidrocarbonetos aos cenários de projeção de preços futuros que representam um preço sobre as emissões de carbono

1 A entidade deverá realizar uma análise de sensibilidade de suas reservas para determinar como vários cenários futuros podem afetar a determinação se as reservas forem provadas ou prováveis.

2 A entidade deverá analisar a sensibilidade de suas atuais reservas provadas e prováveis utilizando as trajetórias de preços publicadas pela Agência Internacional de Energia (AIE) em sua publicação World Energy Outlook (WEO), incluindo:

2.1 Cenário de Políticas Atuais, que não pressupõe mudanças nas políticas a partir da metade do ano de publicação do WEO

2.2 Cenário de Novas Políticas, que pressupõe que amplos compromissos e planos de políticas anunciados pelos países (incluindo compromissos nacionais de reduzir as emissões de gases de efeito de estufa e planos para eliminar gradualmente os subsídios às energias fósseis) ocorram, mesmo que as medidas para implementar esses compromissos ainda tenham de ser identificadas ou anunciadas. Isso serve amplamente como cenário de base da AIE.

2.3 Cenário de Desenvolvimento Sustentável, que pressupõe a ocorrência de um caminho de energia que seja consistente com o objetivo de limitar o aumento global da temperatura a 1,5°C, limitando a concentração de gases de efeito de estufa na atmosfera.

2.4 A entidade deverá considerar os cenários do WEO como referência normativa; portanto quaisquer atualizações do WEO feitas a cada ano serão consideradas atualizações desta orientação.

3 A entidade deverá seguir as orientações jurisdicionais aplicáveis para o seguinte:

3.1 Classificação das reservas em provadas e prováveis

3.2 Realização de uma análise de sensibilidade das reservas e divulgação, no geral, de uma estimativa das reservas estimadas para cada tipo de produto com base em vários critérios de preços e custos, tais como uma gama de preços e custos que possam ser razoavelmente alcançados, incluindo preços futuros padronizados ou previsões da própria administração.

3.2.1 A entidade deverá divulgar os cronogramas e premissas de preços e custos em que se baseiam os valores divulgados

3.3 Determinação do caso (ou base) atual dos níveis das reservas

4 A entidade poderá usar o seguinte formato de tabela para resumir suas constatações:

Tabela 3. Sensibilidade das reservas aos preços por tipo de produto principal e cenário de preços

CASE DE PREÇO	RESERVAS PROVADAS			RESERVAS PROVÁVEIS
(Cenário)	Petróleo (MMbbls)	Gás (MSm3 )	Produto: A (medida)	Petróleo (MMbbls)	Gás (MSm3)	Produto: A (medida)
Cenário de Políticas Atuais (base)
Cenário de Novas Políticas
Cenário de Desenvolvimento Sustentável

5 A entidade poderá divulgar a sensibilidade de seus níveis de reservas em outros cenários de preços e demanda além dos descritos acima, especialmente se esses cenários variarem dependendo do tipo de reservas de hidrocarboneto, do ambiente regulatório nos países ou regiões onde ocorre a exploração, do uso final dos produtos da entidade ou outros fatores.

6 Para outras análises de sensibilidade, a entidade deverá considerar a divulgação do seguinte, de acordo com a Figura 8 do Relatório de Recomendações da Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD), bem como a Implementação das Recomendações do Relatório da TCFD, Seção E:

6.1 Os cenários alternativos utilizados, incluindo outros cenários de 2ºC ou menos

6.2 Parâmetros de dados críticos, premissas e escolhas analíticas para os cenários relacionados ao clima utilizados, particularmente no que se referem a áreas principais como premissas de políticas, caminhos de implantação de energia, caminhos de tecnologia e premissas de prazos relacionados

6.3 Prazos usados para cenários, incluindo marcos de curto, médio e longo prazo (por exemplo, como as organizações consideram o prazo de possíveis implicações futuras nos cenários usados)

EM-EP-420a.2. Emissões estimadas de dióxido de carbono incorporadas em reservas provadas de hidrocarbonetos

1 A entidade deverá calcular e divulgar uma estimativa das emissões de dióxido de carbono incorporadas em suas reservas provadas de hidrocarboneto.

1.1 Nota bene – essa estimativa aplica um fator para CO2 potencial apenas e não inclui uma estimativa de todas as emissões potenciais de gases de efeito de estufa, pois elas dependem da utilização a jusante (por exemplo, geração de eletricidade por serviço público, aquecimento industrial e geração de eletricidade, aquecimento e resfriamento residencial, transporte ou uso em produtos petroquímicos, agroquímicos, asfalto e lubrificantes).

2 As emissões potenciais estimadas de dióxido de carbono provenientes de reservas provadas de hidrocarbonetos serão calculadas de acordo com a seguinte fórmula, derivada de Meinshausen et al:

2.1 E = R × V × C, onde:

2.1.1 E são as emissões potenciais em quilogramas de dióxido de carbono (kg CO2)

2.1.2 R são as reservas provadas em gigagramas (Gg)

2.1.3 V é o poder calorífico líquido em terajoules por gigagrama (TJ/Gg);

2.1.4 C é o fator efetivo de emissão de dióxido de carbono em quilogramas de CO2 por terajoule (kg/TJ).

3 Na ausência de dados específicos sobre as reservas de hidrocarboneto da entidade, o teor de carbono deverá ser calculado utilizando dados padrão para cada recurso principal de hidrocarboneto publicados pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC) em suas Diretrizes de 2006 do IPCC para Inventários Nacionais de Gases de Efeito Estufa.

3.1 A entidade deverá usar valores padrão de conteúdo de carbono por unidade de energia listados na Tabela 1.3 Valores Padrão de Teor de Carbono, Volume 2: Energia, Capítulo 1, do IPCC.

3.2 A entidade deverá usar poderes caloríficos por peso de hidrocarboneto contidos na Tabela 1.2 Poderes Caloríficos Líquidos (PCLs) Padrão e Limite Inferior e Superior dos Intervalos de Confiança de 95%, Volume 2: Energia, Capítulo 1, do IPCC.

4 A entidade deverá utilizar estimativas de engenharia para determinar o peso de suas reservas de hidrocarboneto em gigagramas.

5 Para outras premissas necessárias para estimar o teor de carbono das reservas de hidrocarboneto, a entidade deverá se basear nas orientações do IPCC, do Protocolo de Gases de Efeito de Estufa ou da Agência Internacional de Energia (AIE).

EM-EP-420a.3. Valor investido em energia renovável, receita gerada pela venda de energia renovável

1 A entidade deverá divulgar o valor total gasto, incluindo despesas de capital e de pesquisa e desenvolvimento, em fontes de energia renováveis ou alternativas.

1.1 Essa divulgação geralmente corresponde às áreas de tecnologia de energia renovável de acordo com o C-OG 9.6 do Questionário de Mudanças Climáticas do CDP.

2 A entidade deverá divulgar as vendas geradas a partir de fontes de energia renováveis.

2.1 Essa divulgação geralmente corresponde às áreas de desenvolvimento estratégico de energia renovável, Seção C4.5a do Questionário de Mudanças Climáticas do CDP

3 Energia renovável é definida como a energia proveniente de fontes capazes de serem reabastecidas rapidamente por meio de ciclos ecológicos, tais como geotérmica, eólica, solar, hídrica e biomassa.

3.1 Para os fins desta divulgação, o escopo da energia renovável proveniente de fontes de biomassa é limitado a materiais certificados de acordo com uma norma de terceiros (por exemplo, Forest Stewardship Council, Sustainable Forest Initiative, Program for the Endorsement of Forest Certification ou American Tree Farm System), materiais considerados ‘renováveis elegíveis’ de acordo com a Norma Nacional de Energia Greene.

3.1.1 A entidade deverá considerar a Norma Nacional de Energia Green-e como referência normativa; portanto quaisquer atualizações da Norma feitas a cada ano serão consideradas atualizações desta orientação.

4 A entidade deverá considerar o Questionário de Mudanças Climáticas do CDP como referência normativa; portanto quaisquer atualizações feitas a cada ano serão consideradas atualizações da orientação.

EM-EP-420a.4. Discussão sobre como o preço e a demanda por hidrocarbonetos ou a regulação do clima influenciam a estratégia de despesas de capital para exploração, aquisição e desenvolvimento de ativos

1 A entidade deverá discutir como as projeções de preço e demanda por produtos de hidrocarboneto e a trajetória da regulação do clima influenciam a estratégia de investimentos em despesas de capital (CAPEX) da entidade.

1.1 Essa discussão deverá incluir as projeções e premissas da entidade sobre os preços futuros do hidrocarboneto e a probabilidade de ocorrência de vários cenários de preços e demanda.

2 A entidade deverá discutir as implicações de como o planejamento de cenários de preços e demanda (EM-EP-420a.1) pode afetar as decisões de exploração, aquisição e desenvolvimento de novas reservas.

3 A entidade poderá discutir fatores que influenciam materialmente a sua tomada de decisão de CAPEX, que podem incluir:

3.1 Como o escopo do regulamento das mudanças climáticas – tais como quais países, regiões ou setores provavelmente serão afetados – pode influenciar o tipo de hidrocarboneto no qual a entidade concentra sua exploração e desenvolvimento

3.2 Sua visão do alinhamento entre o horizonte de tempo durante o qual o preço e a demanda por hidrocarboneto podem ser afetados pela regulação do clima e os horizontes de tempo para os retornos das despesas de capital em reservas

3.3 Como a estrutura da regulação do clima – um imposto sobre carbono versus cap-andtrade – pode afetar de forma diferente o preço e a demanda e, portanto, a tomada de decisão de despesas de capital da entidade

4 A entidade poderá discutir como essas tendências afetam a tomada de decisão no contexto de vários tipos de despesas de reserva, incluindo desenvolvimento de ativos, aquisição de propriedades com reservas provadas, aquisição de propriedades com reservas não provadas e atividades de exploração.

4.1 A entidade deverá discutir as despesas de capital, independentemente do método contábil que utilize (custo total ou esforços bem-sucedidos).