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A ANP passou a disponibilizar em seu site, os relatórios de Análise de Impacto Regulatório (AIR) realizados pela Agência, ressalvadas as informações com restrição de acesso nos termos da Lei de Acesso à Informação (12.527/2011). A medida atende ao disposto no Decreto nº 10.411, de 2020, que estabelece o conteúdo, a metodologia, os quesitos mínimos a serem objeto de exame, as hipóteses em que será obrigatória sua realização e as hipóteses em que poderá ser dispensada.

Os relatórios podem ser consultados, por tema e data de publicação, na página: https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/analise-de-impacto-regulatorio-air.

A Análise de Impacto Regulatório consiste em um processo sistemático que visa orientar, com base em evidências, a tomada de decisão regulatória. Partindo de um problema e dos objetivos a serem alcançados, a AIR identifica e avalia as alternativas decisórias normativas e não-normativas, bem como analisa sua efetividade para solucionar o problema e, de maneira ampla, as potenciais consequências positivas e negativas.

A Nova Lei das Agências Reguladoras (13.848/2019) e a Lei da Liberdade Econômica (13.874/2019) preveem que as propostas de edição e de alteração de atos normativos de interesse geral de agentes econômicos, consumidores ou usuários de serviços prestados devem ser precedidas da realização de AIR.

A Petrobras informa que seu Conselho de Administração, em reunião realizada, aprovou a revisão da Política de Remuneração aos Acionistas (Política).

O aprimoramento da Política tornou-se importante em razão da antecipação do alcance da meta de endividamento bruto abaixo de US$ 60 bilhões no 3º trimestre de 2021, originalmente prevista para 2022.

A Companhia estabelece o nível de endividamento bruto ótimo de US$ 60 bilhões, incluindo os compromissos relacionados a arrendamentos mercantis, por isso, para fins da Política, adotará parâmetro que comporte flexibilidade em torno desse endividamento alvo, passando a aplicar o endividamento bruto de US$ 65 bilhões como critério para definição da forma de apuração da remuneração a ser distribuída.

Adicionalmente, foi definido que a distribuição de remuneração deverá ser feita trimestralmente. O CAPEX da fórmula original do fluxo de caixa livre também foi ajustado, para contemplar o bônus de assinatura dos leilões.

A revisão também teve o objetivo de simplificar a Política e estabelecer uma remuneração mínima anual, promovendo maior previsibilidade ao fluxo de pagamentos aos acionistas.

Em todos os parâmetros de distribuição, a remuneração aos acionistas deve seguir as regras previstas na Lei 6.404/76, no Estatuto Social da Companhia e não deve comprometer a sustentabilidade financeira de curto, médio e longo prazos da Companhia.

A Política traz os seguintes parâmetros de distribuição de proventos, que deverão ser seguidos nas decisões do Conselho de Administração e nas propostas da Administração à Assembleia Geral de Acionistas:

1. A Companhia estabelece uma remuneração mínima anual de US$ 4 bilhões para exercícios em que o preço médio do Brent for superior a US$ 40/bbl, a qual poderá ser distribuída independente do seu nível de endividamento, desde que observados os princípios previstos na Política.

1.1. A remuneração mínima anual será equivalente para as ações ordinárias e as ações preferenciais, desde que supere o valor mínimo para as ações preferenciais previsto no Estatuto Social da Companhia.

2. Em caso de dívida bruta igual ou inferior a US$ 65 bilhões e de resultado positivo acumulado, a serem verificados no último resultado trimestral apurado e aprovado pelo Conselho de Administração, a Companhia deverá distribuir aos seus acionistas 60% da diferença entre o fluxo de caixa operacional e os investimentos, conforme equação abaixo, desde que o resultado desta fórmula seja superior ao valor previsto no item 1 e não comprometa a sustentabilidade financeira da Companhia:

Remuneração aos acionistas = 60% x (Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais – Aquisições de ativos imobilizados e intangíveis)

3. Independentemente do seu nível de endividamento, a Companhia poderá, em casos excepcionais, realizar o pagamento de dividendos extraordinários, superando o dividendo mínimo legal obrigatório e/ou os valores estabelecidos nos itens 1 e 2, desde que a sustentabilidade financeira da Companhia seja preservada.

Além disso, a Companhia poderá excepcionalmente promover a distribuição de dividendos extraordinários mesmo na hipótese de não verificação de lucro líquido, uma vez atendidas as regras previstas na Lei 6.404/76 e observados os critérios definidos na Política.

A Política na íntegra está disponível no website de Relações com Investidores (www.petrobras.com.br/ri) ou no site da CVM (www.cvm.gov.br).

Unidade irá operar no módulo 6 de Búzios, maior ativo em águas profundas do mundo

A Petrobras informa o início da fabricação no Brasil dos módulos de produção da plataforma P-78, no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). Os módulos são unidades responsáveis pelo processamento de óleo, gás e água e compõem, junto com o casco, as utilidades e o flare, toda a estrutura de uma plataforma flutuante desse tipo. Essa etapa da obra prevê a fabricação simultânea de dez módulos, dos 21 previstos para a P-78, e deve ser concluída em cerca de 20 meses. A construção dos demais módulos, do casco e a integração serão realizados na China, Coreia do Sul e Cingapura. A obra será concluída atendendo ao índice de conteúdo local previsto para o campo de Búzios, na Bacia de Santos, onde a plataforma será instalada. A expectativa é que a plataforma seja entregue em 2024, com início da produção em 2025.

“A P-78 é a primeira da nova geração de FPSOs da Petrobras, fruto de mais de dez anos de aprendizado nos ciclos de projeto, construção, partida e operação de plataformas de produção no pré-sal. A unidade incorpora as melhores soluções técnicas e de gestão de engenharia identificadas por meio do programa corporativo Projeto Referência, que culminou com a definição de um modelo de unidade de produção a ser utilizada no pré-sal. Para o FPSO de referência, focamos em maximizar o valor econômico dos projetos de desenvolvimento de produção, enquanto incorporamos novas tecnologias de baixo carbono, maior eficiência e compatibilizamos os sistemas à magnitude e complexidade dos poços do campo Búzios”, afirmou o Diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras, João Henrique Rittershaussen.

Com capacidade de processamento diário de 180 mil barris de óleo e de 7,2 milhões de m³ de gás, a P-78 incorpora soluções que abrangem a ampliação da eficiência energética, novas tecnologias de separação e reinjeção de CO2, redução da queima de rotina, entre outras. O projeto prevê, ainda, a interligação de 13 poços ao FPSO, sendo 6 produtores e 7 injetores, por meio de uma infraestrutura submarina composta por dutos rígidos de produção e de injeção e dutos flexíveis de serviço.

Campo de Búzios

O campo de Búzios é um ativo de classe mundial, com reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração. Deve chegar ao final da década com a produção diária acima de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia, tornando-se o ativo da Petrobras com maior produção.

Atualmente, há quatro unidades em operação em Búzios, que respondem por mais de 30% da produção total da Petrobras. A quinta e sexta plataformas previstas para o campo (FPSOs Almirante Barroso e Almirante Tamandaré) estão em construção. Os módulos da oitava unidade (FPSO P-79) começarão a ser fabricados ainda em 2021, enquanto a nona unidade (FPSO P-80) se encontra em processo de contratação.

Companhia terá 15 novas plataformas para entrar em produção nos próximos cinco anos

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou, na quarta-feira (24/11), o Plano Estratégico para o quinquênio 2022-2026 (PE 2022-26). Nos próximos cinco anos, a companhia prevê investimentos de US$ 68 bilhões, valor 24% superior ao mesmo período do plano anterior.

“A Petrobras mantém sua estratégia consistente de focar em projetos com pleno potencial de gerar recursos e contribuições para a sociedade brasileira. Priorizamos transformar recursos em riquezas para o país ao mesmo tempo em que trilhamos o caminho sustentável para a transição energética. Ampliamos nossa previsão de investimentos para os próximos anos e fazemos isso com extrema responsabilidade e diligência na alocação dos recursos”, destaca o presidente da Petrobras, Joaquim Silva e Luna.

No segmento de E&P, serão investidos US$ 57 bilhões entre 2022 e 2026. Para o período está prevista a entrada em operação de 15 novas plataformas em seis campos, com mudança na estratégia de contratação de unidades afretadas por próprias em alguns dos projetos.

Foi mantida a premissa destacada no plano passado de resiliência da carteira de investimentos do E&P, de maneira que todos os projetos considerados apresentam viabilidade econômica em cenário de preço do petróleo de US$ 35 por barril no médio e longo prazo. Esta premissa reforça o foco da Petrobras em ativos competitivos em cenários acelerados de transição.

A produção de óleo e gás estimada para 2022 e 2026, respectivamente, são de 2,7 e 3,2 milhões de barris de óleo equivalente por dia.

Na área de Refino, a Petrobras investirá US$ 6,1 bilhões nos próximos cinco anos, sendo US$ 1,5 bilhão na integração entre a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e o GasLub Itaboraí, para a produção de derivados de alta qualidade e óleos básicos, a fim de aproveitar a crescente demanda do mercado de lubrificantes.

Outro projeto relevante previsto no plano é a conclusão da segunda unidade da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), com investimentos de US$ 1 bilhão, possibilitando a ampliação de sua produção de 115 mil para 260 mil barris por dia (bpd) em 2027.

Para a Comercialização e Logística, o investimento de US$ 1,8 bilhão se destina principalmente à continuidade operacional, focada em um ambiente cada vez mais competitivo, com destaque para os investimentos obrigatórios a serem alocados no Terminal de Santos, em função do leilão da área realizado recentemente.

O investimento de US$ 1 bilhão previsto para a área de Gás e Energia contempla, principalmente, conclusão da Unidade de Tratamento de Gás (UTG) Itaboraí, com previsão de entrada em operação em 2022, além de manutenções e paradas programadas dos ativos.

A visão da Petrobras, no plano aprovado, é a de “ser a melhor empresa de energia na geração de valor, com foco em óleo e gás, sustentabilidade, segurança, respeito às pessoas e ao meio ambiente”.

A inclusão da sustentabilidade na visão é refletida no investimento de US$ 2,8 bilhões para redução e mitigação de emissões, incluindo investimentos em eficiência operacional incorporados nos projetos para mitigação das emissões (escopos 1 e 2), bioprodutos (diesel renovável e bioquerosene de aviação) e pesquisa e desenvolvimento.

Todos estes projetos contribuirão para a ambição divulgada em setembro pela Petrobras de atingir a neutralidade das emissões de gases de efeito estufa das operações sob seu controle, em prazo compatível com o estabelecido pelo Acordo de Paris.

A Petrobras também tem como estratégia utilizar o seu potencial inovador para gerar soluções em descarbonização e novas linhas de negócio. Nesse sentido, estão previstos investimentos na área de Transformação Digital e Inovação da ordem de US$ 1,6 bilhão no horizonte do PE 2022-26, com foco na eficiência, na conformidade ambiental, na segurança das operações e nos compromissos com a sustentabilidade.

Todos os projetos previstos no Plano serão executados seguindo as melhores práticas de governança e conformidade. A companhia reafirma seu compromisso de adotar um modelo de governança que permita o equilíbrio entre eficiência e controle; e promover um ambiente de referência em ética e transparência, consolidando a cultura de integridade entre os colaboradores e com tolerância zero à fraude e corrupção.

Hoje, a companhia atua de forma íntegra e suas decisões consolidam sua saúde financeira assim como asseguram a sustentabilidade da empresa.

“Este plano reforça a importância de uma Petrobras forte, saudável e geradora de recursos. Em 2021 são estimados mais de R$ 220 bilhões entre tributos e impostos recolhidos e dividendos pagos à União e demais entes federativos. Vamos gerar cada vez mais recursos que não ficam retidos no caixa da companhia, mas retornam à sociedade sob a forma de tributos, dividendos e investimentos, com efeito multiplicador na geração de empregos e no crescimento da economia brasileira. No horizonte do plano, estão previstos pagamentos de participações governamentais, tributos e dividendos à União que representam cerca de 58% da nossa geração de caixa operacional. Isso significa que grande parte da geração de caixa das nossas operações retorna ao nosso maior acionista, que é o Estado Brasileiro”, conclui o presidente Silva e Luna.

Clique aqui para a apresentação do PE 2022-26.

Estudo divulgado estima a produção de 8,2 bilhões de barris de petróleo em regime de Partilha de Produção em 10 anos; Deste total, 1,5 bilhão de barris de petróleo é destinado à União

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) estima arrecadar cerca de US$ 116 bilhões, entre 2022 e 2031, com a comercialização de 1,5 bilhão de barris de petróleo que a União terá direito nos contratos de Partilha de Produção. A projeção foi divulgada pelo diretor-presidente da empresa, Eduardo Gerk, na manhã da última quarta-feira (24), na abertura do 4º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo e faz parte da nova edição do estudo “Estimativas de Resultados nos Contratos de Partilha de Produção”, produzido anualmente pela empresa. O trabalho considera os contratos em vigor e os Campos de Atapu e Sépia, que serão licitados no dia 17 de dezembro na Segunda Rodada de Volumes Excedentes da Cessão Onerosa.

De acordo com o estudo, nos próximos dez anos, deverão ser produzidos 8,2 bilhões de barris de petróleo em regime de Partilha de Produção. Em 2031, a média diária de produção de todos os contratos será de aproximadamente 3,5 milhões de barris por dia (bpd), o equivalente a dois terços da produção nacional estimada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para aquele ano. Em 2022, primeiro ano do período analisado nesta edição do estudo, a parcela de óleo da União será de 24 mil bpd. Já em 2031, estima-se a produção de cerca de um milhão de barris por dia.

“Hoje, estão em produção quatro contratos e, em setembro, nosso último dado, a parcela da União foi de 11 mil barris de óleo por dia. Estamos falando em ter um milhão de barris por dia em dez anos. E o mais importante: o estudo prevê que 70% da produção acumulada até 2031 virá de áreas que já possuem declaração de comercialidade. O cenário é muito promissor”, diz Gerk.

O estudo projeta ainda que até 2031 os contratos de Partilha de Produção irão gerar uma arrecadação de US$ 92 bilhões de dólares em royalties e de US$ 77 bilhões em Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ) e Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL). Somando a perspectiva de arrecadação de US$ 116 bilhões com a comercialização da parcela de óleo da União, a receita total estimada para os cofres públicos é de US$ 285 bilhões em 10 anos.

Investimentos

Para o desenvolvimento das atividades no Polígono do Pré-Sal, estão previstos investimentos de US$ 99 bilhões até 2031. Deste total, US$ 33 bilhões deverão ser aplicados em plataformas de produção; US$ 37 bilhões em poços; e US$ 29 bilhões em sistemas submarinos.

Ao todo, estima-se a contratação de 27 FPSOs (navios plataformas) e 416 poços.

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) e o 3º Leilão de Petróleo da União

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) é uma empresa pública vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A estatal é responsável pela gestão dos contratos de Partilha de Produção, pela representação da União nos Acordos de Individualização da Produção (AIPs) e pela comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União. Como parte de suas atividades de comercialização, a empresa vai realizar nesta sexta-feira (26), às 14h, na B3, o 3º Leilão de Petróleo da União, que comercializará mais de 55 milhões de barris de petróleo de propriedade da União dos campos de Búzios, Sapinhoá, Tupi e da Área de Desenvolvimento de Mero.

Marca de 104 operações em novembro superou 2014, ano de maior demanda. Até dezembro, expectativa é chegar a 120 transbordos

A Petrobras atingiu em 4 de novembro de 2021 o recorde de 104 operações de transbordo de cargas de gás natural liquefeito (GNL) entre embarcações (STS ou Ship-to-Ship) através de seus terminais de regaseificação de GNL. A marca superou os 103 procedimentos registrados em 2014, anteriormente o ano de maior demanda. Até o final de 2021, a expectativa é chegar a 120 transbordos. O aumento do número de operações reflete o crescimento das importações de GNL pela Petrobras este ano. Desde 2009, data de inauguração do primeiro terminal de GNL do Brasil, foram realizadas 716 operações no total.

O recorde é resultado de um conjunto de iniciativas adotadas pela Petrobras para ampliar a oferta de gás natural, garantindo o atendimento aos seus compromissos no atual cenário de crise hídrica nacional. E somente foi possível devido ao esforço da equipe de gestão dos terminais para manutenção da integridade e da disponibilidade dos ativos da companhia, bem como das equipes de programação e comercial para aquisição das cargas de GNL no mercado, garantindo a disponibilidade de estoque.

A ANP realizou audiência pública sobre proposta de resolução relativa às especificações dos combustíveis de referência para a homologação de veículos automotores novos em cumprimento às Fases P-8 (veículos pesados), L-8 (veículos leves) e MAR-I (máquinas agrícolas ou rodoviárias) do Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve) e M-5 do Programa de Controle da Poluição do Ar por Motociclos, Ciclomotores e Similares (Promot). A nova resolução irá revogar as Resoluções ANP nº 764/2018, nº 71/2011 e nº 40/2008.

O Proconve e o Promot, criados pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), instituem metas progressivas de melhoria da qualidade do ar, negociadas entre órgãos ambientais, produtores de combustíveis e indústria automobilística e de máquinas. Em cada etapa desses programas, são estabelecidos limites máximos de emissões veiculares a serem cumpridos na homologação dos veículos automotores novos.

A proposta de resolução debatida na audiência prevê alterações de especificações, principalmente, dos limites aplicados aos combustíveis de referência (gasolina E22 e óleo diesel B7), destacando-se a redução do teor de enxofre da gasolina E22 dos atuais 50 mg/kg para 10 mg/kg. As demais alterações não trazem mudanças significativas nas especificações em vigor desses combustíveis. Em sua maioria, referem-se a ampliações em limites de parâmetros, de modo a facilitar o seu atendimento pelos agentes econômicos envolvidos, além de flexibilizar algumas regras vigentes, sem, contudo, comprometer a qualidade dos produtos para a finalidade a que se propõem.

Umas das flexibilizações é possibilidade de utilização do óleo diesel europeu B7 (com teor de 7% de biodiesel) em face da escassez de oferta desse produto no mercado brasileiro. Em relação à fase MAR-I, a proposta de resolução adota o óleo diesel B7 de referência já utilizado na fase P8. Essa mudança permitirá o uso do óleo diesel S10 (10 mg de enxofre por kg de óleo diesel) que incorpora biodiesel, no teor nele contido, na homologação de máquinas agrícolas ou rodoviárias.

Em atendimento ao Decreto nº 10.139/2019, o novo regulamento vai incorporar as especificações do óleo diesel de referência B0, ou seja, sem biodiesel, estabelecidas na Resolução ANP nº 40/2008, e também do óleo diesel de referência para a Fase MAR-I, dispostas na Resolução ANP nº 71/2011.

A minuta de resolução também passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 59 contribuições. As sugestões recebidas na consulta e na audiência serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da diretoria colegiada da Agência, antes de sua publicação.

Veja a gravação da audiência pública

Os resultados das análises físico-químicas das amostras coletadas no âmbito do Novo PMQC, em realização, como piloto, em Goiás e no Distrito Federal, podem ser consultados em Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis. A publicação dos resultados é feita no dia 15 do mês subsequente às coletas.

A iniciativa da ANP visa dar publicidade a esses resultados, já que o novo formato do Programa estabelece que cabe aos revendedores de combustíveis custear as análises de qualidade dos combustíveis comercializados, que deverão ser feitas em laboratórios contratados pela ANP. A estrutura do Novo PMQC está prevista na Resolução ANP nº 790/2019.

Saiba mais sobre o Novo PMQC.

A Nova Transportadora do Sudeste (NTS) participa do lançamento do Mapeamento de Demanda de Gás Natural no Rio, no próximo dia 30, às 16 horas, na sede da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan). Maurício Lopes, gerente comercial e de novos negócios da NTS, falará sobre a importância do projeto de mapeamento e sobre a parceria da empresa com a Firjan, além de abordar as perspectivas para o segmento de transporte nos próximos anos. 

O Mapeamento de Demanda de Gás Natural no Rio foi realizado pela Firjan em 2021 com patrocínio da NTS e oferece informações para apoiar a tomada de decisão dos empresários do mercado. As inscrições para o evento de lançamento podem ser feitas gratuitamente pelo site da Firjan.

SERVIÇO 

Lançamento do Mapeamento de Demanda de Gás Natural no Rio 

Data: 30 de novembro, das 16h às 17h30 

Local: sede da Firjan 

Inscrições: site da Firjan 

Por Darren W. Woods – CEO

Na ExxonMobil, desenvolvemos e implantamos soluções que atendem às necessidades da sociedade. Hoje, isso significa assumir um papel de liderança no fornecimento de produtos que possibilitem a vida moderna, reduzindo as emissões de carbono e desenvolvendo as tecnologias necessárias para avançar um futuro com menos emissões de carbono.

Benefícios do aumento do investimento

Nos próximos seis anos, a ExxonMobil planeja investir mais de US $ 15 bilhões em iniciativas de redução da emissão de gases de efeito estufa. Este aumento significativo nos gastos irá acelerar ainda mais os esforços para reduzir as emissões de gases de efeito estufa de nossas instalações operadas. Até esse ponto, estamos no caminho certo para cumprir nossas metas de redução da intensidade de emissão para 2025 até o final deste ano – quatro anos antes do previsto. Como resultado de nosso progresso, estamos trabalhando em planos de redução ainda mais agressivos que são consistentes com nosso apoio às metas do Acordo de Paris, o Compromisso Global de Metano dos EUA e da União Europeia, bem como o Plano de Ação de Redução de Emissões de Metano dos EUA anunciado na semana passada.

Uma parte significativa dos gastos será direcionada para nosso negócio de Soluções de Baixo Carbono, que se concentra na redução das emissões de gases de efeito estufa de setores difíceis de descarbonizar, como indústria pesada, transporte comercial e geração de energia, que juntos respondem por mais de 80% das emissões mundiais relacionadas com a energia.

Vemos enormes oportunidades de usar nossa tecnologia e experiência em captura e armazenamento de carbono, hidrogênio e biocombustíveis para apoiar reduções significativas nas emissões globais. Esperamos que essas oportunidades cresçam à medida que aumenta o apoio às políticas para soluções de baixo carbono.

Captura e armazenamento de carbono

A chave entre essas tecnologias é a captura e armazenamento de carbono, uma forma comprovada de coletar emissões _de CO ₂ e armazená-las com segurança no subsolo. A captura e o armazenamento de carbono são essenciais para chegar a zero líquido até 2050, de acordo com especialistas independentes como a Agência Internacional de Energia e o Painel Intergovernamental da ONU sobre Mudanças Climáticas.

A ExxonMobil é líder mundial em captura de carbono e capturou mais CO ₂ de origem humana do que qualquer outra empresa.

Nos últimos meses, anunciamos vários conceitos de “hub” de captura e armazenamento de carbono onde as indústrias de alta emissão podem compartilhar infraestrutura, possibilitando benefícios de economias de escala. O uso expandido de captura e armazenamento de carbono pode melhorar ainda mais as reduções de emissões associadas ao hidrogênio e aos biocombustíveis.

O interesse que recebemos pelos conceitos de hub tem sido extremamente positivo.

Onze empresas, incluindo a ExxonMobil, manifestaram interesse em apoiar um centro de captura e armazenamento de carbono em grande escala na área industrial de Houston. Acreditamos que até 2040, será possível capturar anualmente cerca de 100 milhões de toneladas métricas de CO ₂ de refinarias, fábricas de produtos químicos e instalações de geração de energia na área. Isso é igual às emissões de gases de efeito estufa hoje de mais de 20 milhões de veículos de passageiros movidos a gasolina. ¹

Em Wyoming, estamos planejando expandir a capacidade de captura e armazenamento de carbono em nossa unidade de produção de gás natural e hélio, que já capturou mais CO _{2 do} que qualquer outra instalação no mundo.

Na Europa, a ExxonMobil está trabalhando com outras empresas e governos para desenvolver centros potenciais de captura e armazenamento de carbono na Escócia, França, Bélgica e Holanda.

No sudeste da Ásia, recentemente delineamos nossa visão de um centro de captura e armazenamento de carbono para atender as áreas da indústria pesada em torno de Cingapura. Assinamos um MOU com a Pertamina, a empresa de energia estatal da Indonésia, para avaliar o potencial de implantação de tecnologias de baixo carbono lá, e outro com a PETRONAS, a empresa de energia estatal da Malásia, para colaborar e explorar conjuntamente o potencial de captura de carbono e projetos de armazenamento na Malásia.

Biocombustíveis e hidrogênio

Os biocombustíveis também desempenharão um papel importante em um futuro com baixo teor de carbono, especialmente na redução das emissões de gases de efeito estufa do transporte comercial.

Nossa afiliada canadense, Imperial Oil, está desenvolvendo planos para produzir diesel renovável em sua refinaria Strathcona em Edmonton usando uma tecnologia de catalisador proprietária que permite uma produção vantajosa. O diesel renovável é um combustível drop-in para uso nos motores atuais que gera 70% menos emissões de carbono do que o diesel convencional.

Aqui nos EUA, expandimos nosso acordo com a Global Clean Energy para comprar até 5 milhões de barris por ano de diesel renovável de sua biorrefinaria em Bakersfield, Califórnia, a partir do próximo ano.

A ExxonMobil também produz cerca de 1,3 milhão de toneladas métricas de hidrogênio anualmente e está trabalhando para desenvolver novas tecnologias que reduzem significativamente os custos de produção.

E, finalmente, continuamos a avançar na pesquisa com parceiros universitários e outras partes interessadas para explorar e comercializar novas tecnologias de biocombustíveis.

Política de Apoio

A assistência dos governos é crítica no desenvolvimento de políticas duráveis, previsíveis e voltadas para o mercado, a fim de ajudar a impulsionar as maiores reduções de emissões de gases de efeito estufa com o menor custo para a sociedade. Por exemplo, o apoio inicial de políticas para captura e armazenamento de carbono poderia facilitar o desenvolvimento de um mercado eficaz que reduza custos e incentive investimentos adicionais.

Para implantar a tecnologia no ritmo e escala necessários para apoiar a ambição da sociedade de um futuro líquido zero, as políticas governamentais precisarão fornecer investimento direto e incentivos semelhantes aos disponíveis para outras tecnologias de baixo carbono. Há muito apoiamos um preço explícito do carbono para estabelecer incentivos de mercado e fornecer a clareza e estabilidade necessárias para os investimentos.

Nenhuma tecnologia pode permitir que a sociedade atinja suas ambições de baixo carbono. Políticas previsíveis, estáveis ​​e econômicas são necessárias para incentivar o desenvolvimento e a escalabilidade de uma ampla gama de tecnologias de baixo teor de carbono em toda a economia.