Dispensa período dissídio coletivo - MULTA   Dispõe a Lei n.º 7.238, de 29 de outubro de 1984 o seguinte: “O empregado dispensado, sem justa causa, no peri?odo de 30 dias que antecede a data de sua correc?a?o salarial, tera? direito a? indenizac?a?o adicional equivalente a um sala?rio mensal, seja ele optante ou na?o pelo FGTS.”             Conforme consta nas Convenções Coletivas de Trabalho firmadas pelo SINDIPOSTO com os sindicatos laborais de nosso Estado, a data-base da categoria é o dia 01º de maio.           Ou seja, com base no que dispõe a Lei de n.º 7.238/84, durante os trinta dias que antecedem a data-base da categoria, ou seja, entre o período de 01º de abril a 30 de abril, as empresas não poderão dispensar seus funcionários, sem justa causa, sob pena de incidência de multa equivalente a um salário mensal do trabalhador dispensado.           Importante ainda registrar que, conforme disposto no Enunciado n.º 182, do Tribunal Superior do Trabalho, TST, o aviso prévio, mesmo que indenizado, integra o tempo de serviço para este efeito. Ou seja, o dia do despedimento corresponderá, sempre, àquele em que se finda o período de projeção do aviso prévio.           Desta forma, todo empregado dispensado com aviso prévio encerrando em abril, aqui já considerando o fim da projeção no caso de aviso indenizado, fará jus à multa adicional. Em contrapartida, se o funcionário for dispensado no mês de abril, mas a finalização do aviso prévio se der a partir do dia 1º de maio, não haverá incidência de multa.           E mais, importante deixar registrado que, a depender do tempo de serviço do empregado, o período de aviso prévio poderá ser de até 90 (noventa) dias.           No tocante a modalidade de contrato de trabalho por prazo determinado, referida modalidade não se encaixa nesta regra, ou seja, o encerramento deste tipo de contrato poderá ocorrer, independentemente da data-base da categoria.           Em caso de dúvidas, contate nosso departamento jurídico pelos telefones (62) 3218-1100 e (62) 9 9698-7005, via WhatsApp.  

Indústrias de etanol do Centro-Sul representadas pela Unica (União da Indústria de Cana-de-açúcar e Bioenergia) chegaram a um acordo com parte dos produtores de cana de açúcar para divisão da receita líquida gerada pelos Créditos de Descarbonização (CBIOs) do RenovaBio. Em nota (.pdf) divulgada na terça (14/5), a associação afirma que o acordo setorial será apresentado ao Congresso Nacional para discussão no projeto de lei 3149/20. Pela proposta, o produtor rural incluído na certificação da unidade produtora com dado padrão receberá pelo menos 60% da receita líquida da venda de CBIOs pela indústria. Já para os produtores de cana que se certificarem com dados primários, o patamar mínimo é de 85%. A nota é assinada por fornecedores de cana-de-açúcar representados pela Federação dos Plantadores de Cana do Brasil (Feplana), Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA), União Nordestina dos Produtores de Cana (Unida), Associação dos Plantadores de Cana da Paraíba (Asplan PB) e Associação dos Fornecedores de Cana de Pernambuco (AFCP). E recebeu apoio do deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), vice-presidente da Frente Parlamentar Agropecuária (FPA) na Câmara. Orplana não assina Conforme antecipado pelo político epbr, serviço de assinatura exclusivo para empresas (teste grátis por 7 dias), a Orplana (Organização das Associações de Produtores de Cana do Brasil) não assina o documento. Para o grupo que representa aproximadamente 11 mil fornecedores de cana da região, e é um dos articuladores da discussão no Congresso, ainda não está claro como será a divisão. eldquo;Para nós, não ficou claro o que as usinas estão propondo em termos de valores, e precisamos de mais clareza para assinar. Esse cálculo, em relação à participação dos CBIOs pode ser bom ou ruim, mas mostra em primeiro momento um valor menor do que vários produtores têm conseguido com as usinaserdquo;, comenta o CEO da Orplana, José Guilherme Nogueira. Hoje, os produtores independentes fornecem cerca de 120 milhões de toneladas de matéria prima para o etanol de cana. Desse total, 70 milhões de toneladas são de associações vinculadas à Orplana, que defende um repasse de, no mínimo, 80% da remuneração obtida com a venda de CBIOs do etanol, inclusive para os plantadores com dado padrão. Guilherme, pontua, no entanto, que a associação não se furta de negociar o percentual para dado padrão, mas a negociação precisa ser eldquo;clara e justaerdquo;. eldquo;Buscamos defender o produtor de forma clara e justa, e não está claro para nós esse acordoerdquo;, diz. A discussão ganhou novo fôlego em abril, com uma tentativa de inclusão extrapauta do 3149/20 na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados. Na época, o deputado Arnaldo Jardim disse à agência epbr que estava em busca de um acordo entre usineiros e plantadores de cana para repasse dos créditos. E antecipou que a negociação poderia passar pela divisão entre quem consegue fornecer dados mais completos e quem fornece o básico. A seguir, entenda: O que é CBIO Quanto vale um CBIO Por que os fornecedores de cana querem uma parte A diferença entre dado padrão e dado primário O que é CBIO? Os CBIOs são a parte material da Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio), criada por lei em 2017 e regulamentada em 2019. O RenovaBio define metas de descarbonização para distribuidores de combustíveis líquidos derivados de petróleo, e busca incentivar a produção de renováveis, como etanol, biodiesel e biometano. Para cumprir suas metas, distribuidoras de combustíveis precisam adquirir CBIOs que, por sua vez, são gerados pelas usinas certificadas para emissão. Quanto vale um CBIO? Cada CBIO equivale a uma tonelada de carbono que deixou de ser emitida no ciclo de vida de produção desses biocombustíveis. Só no último semestre de 2023, o mercado de CBIOs movimentou R$ 4,6 bilhões na B3, onde são negociados. No início desta semana, o título era negociado a um preço médio de R$ 95. Por que os fornecedores querem uma parte? Para emitir CBIOs, os usineiros precisam fornecer dados sobre a produção de etanol ao preencher a Renovacalc, uma ferramenta adotada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP), que calcula a intensidade de carbono para os biocombustíveis. Como a pegada de carbono é calculada desde o campo, os plantadores de cana que fornecem matéria-prima para o etanol entendem que sua contribuição para a receita extra da usina deve ser remunerada. Qual a diferença entre dado padrão e dado primário? Quando um produtor não consegue comprovar os custos e usos de todos os insumos da produção, eles adotam o dado padrão, que traz algumas penalidades e acaba reduzindo a quantidade de CBIOs que pode ser emitida. Já aqueles que conseguem fornecer informações mais precisas sobre os insumos usados na produção, como por exemplo, quantidade de diesel nas máquinas, quantidade de potássio nos fertilizantes, entram na tabela de dados primários, ou perfil específico, que acarreta uma nota maior para emissão dos títulos verdes. Segundo estimativas da Orplana, atualmente, apenas 12% dos plantadores independentes conseguem fornecer os dados primários da produção de cana, enquanto a maioria (88%) se enquadra nos dados padrão.

Magda Chambriard assume Petrobras com desafios e pressões políticas a administrar no gás. Redução da reinjeção tende a voltar à pauta. Mas a nova CEO da estatal também terá de dar respostas sobre fertilizantes, Sergipe, gás da Argentina e novas fronteiras. ANP sinaliza modelo mais brando de desverticalização nas infraestruturas essenciais. 3R e Enauta encaminham fusão. Edge estreia no mercado livre. New Fortress prepara IPO para impulsionar negócios no Brasil e mais. Confira: NO COLO DA MAGDA Ter a Petrobras como aliada na redução da reinjeção de gás natural é uma das expectativas de alas do governo que miram a troca do comando da estatal como uma oportunidade de destravar pautas que não encontraram respaldo em Jean Paul Prates. Magda Chambriard assumirá a presidência da petroleira com o desafio de administrar pressões políticas por um protagonismo maior da Petrobras na busca por soluções (nenhuma delas simples) para aumentar a oferta de gás a preços competitivos para a indústria. São assuntos pendentes da gestão Prates que tendem a cair, agora, no colo da ex-diretora-geral da ANP: reduzir a reinjeção; voltar a investir em fertilizantes; viabilizar a produção de Sergipe; buscar gás na Argentina; desbravar novas fronteiras; rever compromissos com o Cade para abertura do mercadoehellip; Conforme antecipado pelo político epbr, serviço de assinatura exclusivo para empresas (teste grátis por 7 dias), Magda se reuniu esta semana com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, e se mostrou aberta a buscar soluções (e investir em infraestrutura) para elevar a oferta de gás. Vem aí uma mudança de postura da estatal sobre a reinjeção? A seguir, a gas week navega por algumas das principais pautas que a nova CEO da Petrobras terá pela frente na indústria do gás. REINJEÇÃO DE VOLTA À PAUTA? O tema não é novo na trajetória política de Magda. Num passado não tão remoto, a ex-diretora-geral da ANP, vestindo o chapéu de diretora da Assessoria Fiscal da Alerj, ajudou a CPI dos Royalties (2021) a fazer oposição ao excesso de reinjeção no pré-sal endash; que, no limite, afeta a capacidade de arrecadação do Rio de Janeiro. Saiu em defesa, inclusive, da construção de um projeto estruturante de gás para o Rio: o hub de gás da Baixada Fluminense (leia na íntegra o estudo) Uma tentativa de atrair investimentos para o Rota 4B (gasoduto de escoamento até Itaguaí), associado ao desenvolvimento de mercado consumidor local baseado em condomínios industriais, plantas de fertilizantes e beneficiamento de minérios, gás-químicaehellip; Em parte, é a bandeira do gás como matéria-prima. Tema caro à Coalizão pela Competitividade Gás Natural endash; grupos empresariais liderados pela Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) que tentam emplacar junto ao governo uma política de gás a preços competitivos, em especial para fertilizantes e química. O combate aos elevados índices de reinjeção conta com a simpatia de Silveira e foi uma rotas de colisão públicas entre o ministro e Jean Paul Prates endash; que resistiu às pressões para rever os projetos do pré-sal que injetam 100% do gás. Relembrandoehellip; nos últimos anos, houve uma mudança no perfil de reinjeção do gás nos campos do pré-sal. Os FPSOs mais recentes passaram a ser planejados com capacidades cada vez maiores de produção de petróleo. Ao menos quatro das plataformas mais recentes, contratadas pela Petrobras, preveem a reinjeção total do gás e uma produção de 225 mil barris/dia endash; ante os patamares usuais, até então, de 180 mil barris/dia. CAMINHOS PARA REDUZIR A REINJEÇÃO Rever projetos já contratados é uma solução que conta com a oposição das petroleiras endash; a Petrobras, inclusive, nas gestões passadas endash; porque significa mudar os planos de desenvolvimento já aprovados que sustentaram decisões de investimentos. Os produtores argumentam que otimizar a produção de óleo resulta em mais participações governamentais para os cofres públicos. E que, por isso, não se deve falar em eldquo;desperdício de gáserdquo; com a reinjeção. Nas discussões do Gás para Empregar, a Coalizão, por exemplo, tentou pressionar para que os projetos contratados e ainda não entregues fossem revistos, para inclusão de plantas de separação de CO2. Mas há o que fazer mirando-se projetos futuros. Dentro da alçada da Petrobras, isso passa por mudanças no escopo das plataformas e mais investimentos em infraestrutura emdash; o governo espera encontrar eco em Magda. Do ponto de vista regulatório, há espaço para aprimoramentos. Como dar mais transparência nas definições das estratégias de injeção do gás, nas discussões sobre os planos de desenvolvimento dos campos endash; etapa em que são traçadas as perspectivas de oferta de gás. Há também espaço para se negociar com os agentes do mercado formas de se reduzir a reinjeção de campos já em produção, a partir da otimização da infraestrutura existente, se houver os incentivos corretos, defende a diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Heloísa Borges. A MISSÃO NOS FERTILIZANTES Outra pauta que Magda herdará de Prates é a retomada dos investimentos em fertilizantes. Historicamente, um desafio do ponto de vista econômico, no Brasil, por exigir preços bastante competitivos para o gás natural. Destravar as fafens é uma encomenda do governo Lula 3. Pouco antes de ser demitido, Prates havia estimado ser possível estabelecer uma holding para a companhia atuar no setor de fertilizantes somente em 2025. Magda terá de acelerar o passo. E o cenário é desafiador: o projeto de Três Lagoas (MS) é uma obra abandonada; e falta chegar a uma solução para retomada das operações das unidades de Sergipe e Bahia, arrendadas à Unigel. Sob a gestão de Prates, a Petrobras avançou num acordo temporário de tolling com a empresa do setor químico, para retomar as operações, mas esbarrou em questionamentos do Tribunal de Contas da União (TCU). Magda terá de desatar esse nó endash; politicamente sensível, caro ao ministro da Casa Civil, Rui Costa (PT/BA), por envolver a geração de emprego e renda em seu estado. MAIS OFERTA, COM SERGIPE Tirar do papel o projeto de Sergipe Águas Profundas também será uma tarefa para a nova CEO da Petrobras. A estatal vem tendo dificuldades nas primeiras licitações para o afretamento das plataformas, devido em parte à inflação de custos da cadeia fornecedora. A empresa, inclusive, iniciou a análise sobre a possibilidade de optar pela construção de unidades próprias, no lugar do afretamento. O atraso do projeto, previsto para o fim da década, tem gerado queixas por parte de autoridades sergipanas endash; o senador Laércio Oliveira (PP/SE) tem sido vocal endash; e consumidores de gás que enxergam no aumento da oferta uma perspectiva de redução de preços. O projeto deve trazer até 18 milhões de m3/dia a mais para o mercado. É a principal fonte de gás novo da estatal no planejamento estratégico emdash; junto com o projeto Raia, operado pela Equinor. E A ABERTURA DO MERCADO? As sinalizações mais recentes do governo, após conclusão dos estudos do Gás para Empregar, têm sido na direção de tirar os obstáculos que o domínio da Petrobras representa, em especial no acesso às infraestruturas de escoamento e processamento. Mas qual será, afinal, o papel que a petroleira, sob nova administração, desempenhará nos planos do governo de aumentar a competitividade do gás para a indústria? Inicialmente, a proposta do governo era usar a PPSA (e não a Petrobras) como indutora da política de gás mais barato para a indústria endash; sobretudo a partir do mecanismo de swap do óleo da União nos contratos de partilha por mais gás. O plano travou, o que tende a aumentar a pressão sobre a Petrobras de Magda, para que a petroleira dê as respostas. Em seus suspiros finais, a gestão Prates anunciou uma redução nos preços do gás. Uma nova política de preços, na tentativa de frear a concorrência, sobretudo no mercado livre. Os novos agentes do mercado acompanham com atenção emdash; e receio emdash; os movimentos da Petrobras. A estatal já vinha dando sinalizações de retomada de market share: baixou preços, freou as vendas de ativos, começa a se aproximar da Argentina, para não ficar de fora das oportunidades de importação de gás de Vaca Muertaehellip; E pediu ao Cade a revisão do TCC assinado em 2019, com compromissos para abertura do mercado. O que será, por exemplo, da regra que veta a estatal de comprar gás de seus sócios na cabeça do poço? NOVAS FRONTEIRAS Chambriard também assume a Petrobras num momento em que o tema da abertura de novas fronteiras exploratórias divide o governo. A ex-diretora-geral da ANP tem partilhado da visão da indústria, que enxerga a transição energética como um processo longo e durante o qual ainda haverá consumo de combustíveis fósseis por muito tempo. Ela é uma defensora histórica da exploração e produção de óleo e gás na Margem Equatorial e foi a responsável por viabilizar a concessão de blocos na região quando foi diretora-geral da ANP. A EPE acredita que a Bacia da Foz do Amazonas tem potencial para se tornar um polo importante de produção de gás natural no futuro. Barreirinhas também tem histórico de descobertas de indícios de gás. A nova presidente da Petrobras terá a missão de executar um plano de recuperação de reservas num ambiente hostil endash; de oposição do Ministério do Meio Ambiente. E que exigirá a busca de alternativas para além da Margem Equatorial. O MME vem defendendo, por exemplo, a ampliação da exploração de gás onshore endash; tanto nas bacias mais maduras do Nordeste quanto em novas fronteiras no interior do país. Magda pode esbarrar aí em mais uma disputa com ambientalistas endash; que resistem ao desenvolvimento de áreas com potencial para gás não convencional. Também não é um tema novo na trajetória de Magda. Foi na administração dela à frente da ANP que a 12ª Rodada de Concessões, em 2013, ofertou ao mercado uma série de blocos com potencial para gás não convencional. Na ocasião, Magda dizia que o leilão seria uma espécie de eldquo;pilotoerdquo; para que o Brasil entrasse no gás não convencional. As petroleiras sofreram com moratórias e obstáculos judiciais que travaram a exploração dessas concessões. Áreas como a Bacia do São Francisco, em Minas Gerais e no Centro-Oeste, têm potencial para produção de gás natural não convencional, com reservas de tight gas. O Poço Transparente, projeto piloto para monitoramento e estudos sobre a segurança do fraturamento hidráulico no Brasil, incluído no Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) no fim de 2021, ainda no governo de Jair Bolsonaro (PL), MAS nunca saiu do papel.