Autor: redacao

A estatal Pré-Sal Petróleo SA prevê concluir no segundo semestre cálculos sobre compensações financeiras que serão devidas à Petrobras  pelos eventuais vencedores do leilão de excedentes das áreas de Sépia e Atapu, no pré-sal, disse à Reuters o presidente da companhia, José Eduardo Gerk.

Os blocos, no pré-sal da Bacia de Santos, chegaram a ser oferecidos a investidores em leilão de excedentes da cessão onerosa em novembro passado, mas não receberam propostas. O governo programa agora uma nova licitação, prevista para o terceiro trimestre de 2021.

Na época do certame, analistas apontaram incertezas sobre os pagamentos à Petrobras como um dos fatores que ajudaram a afastar grandes companhias internacionais dos ativos. A compensação prevista deve-se a aportes já realizados pela petroleira estatal no desenvolvimento da produção nos blocos.

Não havia regras para a definição desses pagamentos à Petrobras, que deveriam ser negociados entre as partes.

Em janeiro, no entanto, o Ministério de Minas e Energia decidiu que a PPSA deveria representar a União e negociar junto à Petrobras para definir os valores de compensação. A PPSA também ficou com atribuição de chegar a um acordo sobre a participação da União nessas áreas.

“O que posso adiantar é que está havendo uma convergência com as expectativas da Petrobras, e o trabalho está em um andamento muito bom, muito acelerado. Nossa expectativa é que esses valores saiam até setembro. Se escorregar um pouquinho, outubro. Diria que em meados do segundo semestre é nossa expectativa”, disse Gerk.

Graduado em engenharia no Instituto Militar de Engenharia (IME), com mestrado e doutorado em engenharia mecânica pela COPPE/UFRJ, ele assumiu a chefia da estatal em março de 2019.

A consultoria Wood Mackenzie estimou em relatório no ano passado que o pagamento dessas compensações à Petrobras, a chamada co-participação, poderia somar 2,7 bilhões de dólares em Sépia e 2,88 bilhões de dólares em Atapu.

Isso representaria cerca de 14 bilhões e 15 bilhões de reais, respectivamente, pelo câmbio atual.

Gerk, ex-funcionário da Petrobras, não quis comentar os valores em discussão.

“As incertezas no leilão de novembro passado eram exatamente sobre o valor das participações (da União)… e o valor da co-participação da Petrobras. Com a eliminação dessas incertezas, a gente acredita, sim, que o leilão vai atrair as maiores empresas do mundo”, defendeu Gerk.

No leilão dos excedentes da cessão onerosa, em 6 de novembro, o governo ofereceu quatro áreas que poderiam levantar cerca de 106,6 bilhões de reais em bônus de assinatura. Mas só houve propostas para duas delas, com arrecadação de 70 bilhões de reais.

Apesar de expectativas de autoridades de que o certame atraísse as maiores companhias de petróleo do mundo, incluindo a norte-americana Exxon, participaram apenas estatais chinesas e a Petrobras, em consórcio.

O ministro da Economia, Paulo Guedes, classificou na ocasião o resultado como “ruim” e disse que o modelo de Partilha de produção adotado para o certame, ao invés do regime de concessão, também ajudou a afastar investidores.

No regime de Partilha, utilizado no pré-sal, além de royalties, o governo recebe uma fatia do “óleo-lucro” dos campos, que é então comercializado pela PPSA. No regime de concessão, as petroleiras pagam royalties e participações especiais, mas ficam com toda produção.

Guedes e o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, têm afirmado desde então que o governo buscará trabalhar por mudanças legislativas que permitam licitações do pré-sal em regime de concessão.

A PPSA também começou recentemente a estudar internamente a contratação de mecanismos de proteção contra a variação cambial (hedge).

“Estamos avaliando esta contratação como forma de melhor proteger o caixa das variações do câmbio sobre as receitas futuras com a venda de petróleo da União e sobre as despesas dos contratos de prestação de serviços em moeda estrangeira, dado que nossas receitas são em reais. Mas não há uma decisão tomada”, disse Gerk.

Ele acrescentou que a PPSA espera ter uma decisão até o final do ano sobre a eventual necessidade de contratação de hedge.

A PPSA levantou 1,1 bilhão de reais com operações de comercialização da parcela de petróleo e gás da União em regime de Partilha entre novembro de 2017 e maio de 2020.

A estatal ainda arrecadou 1,3 bilhão de reais com as equalizações de gastos e volumes realizadas nos campos de Entorno de Sapinhoá, Sudoeste de Tartaruga Verde e Lula.

Na quarta-feira, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, elogiou o quadro técnico da estatal e seu papel na preparação dos leilões de Sépia e Atapu e negou que haja conversas sobre a privatização da empresa.

“Não se fala no governo em privatização da PPSA”, disse ele, acrescentando ainda que eventual movimento nesse sentido dependeria da aprovação de um projeto de lei no Congresso.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 03/07/2020, informa que sua subsidiária integral Petrobras Biocombustível S.A. (PBIO) assinou contrato para a venda da sua participação de 8,40% na empresa Bambuí Bioenergia S.A. (Bambuí) para a Turdus Participações S.A., que detém os outros 91,60% de participação na empresa.

A operação foi concluída com o pagamento do valor simbólico de R$ 1,00 à PBIO, devido ao patrimônio líquido negativo da Bambuí. O fechamento da operação foi simultâneo à assinatura do contrato de compra e venda de ações, o que possibilitou a saída imediata do capital da Bambuí.

Essa transação seguiu as diretrizes estabelecidas na Sistemática de Desinvestimento da PBIO e está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhoria de alocação do capital da Petrobras, visando à maximização de valor para os seus acionistas.

Sobre a Bambuí

A Bambuí está situada no município de Bambuí, no estado de Minas Gerais (MG), e atua na produção de etanol hidratado (álcool etílico) e na cogeração de energia elétrica.

O diretor de Governança e Conformidade da Petrobras, Marcelo Zenkner, foi eleito o segundo executivo de Compliance Mais Admirado do país, em uma pesquisa inédita feita pelo anuário Análise Executivos Jurídicos e Financeiros. Os profissionais foram escolhidos por executivos de grandes empresas. Ao todo, foram indicados 830 nomes.

“O resultado da pesquisa é um reflexo do trabalho que vem sendo realizado pela equipe da Diretoria de Governança e Conformidade ao longo dos últimos anos. Todos os avanços alcançados são consequência de muita dedicação, comprometimento e superação de cada um dos profissionais da Petrobras, que não mediram esforços para chegar a um elevado nível de excelência em nosso sistema de integridade. Fico feliz ao perceber que, juntos e unidos, conseguimos virar uma página triste da história da empresa e hoje somos referência em diversas políticas, estratégias e ferramentas de compliance. Divido essa conquista, por isso, com o fantástico time da Diretoria de Governança e Conformidade e da Petrobras”, destacou Marcelo Zenkner.

Em novembro do ano passado, o diretor também foi eleito um dos 20 profissionais do segmento empresarial mais admirados na área de compliance do Brasil, de acordo com pesquisa publicada pelo anuário Compliance On Top 2019. “Estamos contribuindo para aprimorar o ambiente negocial brasileiro com a inserção do que há de mais moderno em termos de integridade e transparência empresarial”, complementou Marcelo Zenkner.

O primeiro lugar do ranking é da executiva da Latam Airlines, Rogéria Gieremek, seguida por Zenkner na segunda posição e Reynaldo Goto, da BRF, em terceiro lugar. Veja aqui a lista completa: https://analise.com/noticias/pesquisa-inedita-conheca-os-executivos-de-compliance-mais-admirados

A partir desta segunda, 27/07, quem embarca para as plataformas do ativo de Búzios passará por uma nova rotina de pré-embarque. O procedimento será implantado gradualmente nas demais unidades offshore, depois de avaliação para aumento do efetivo presencial.

Neste mês de julho, a Petrobras iniciou a avaliação de riscos para planejar o retorno gradual e seguro ao trabalho presencial em algumas unidades. Nessa fase, está prevista a implantação de novas barreiras preventivas, de acordo com a natureza de cada unidade, para reforçar a segurança. Nesse cenário, estamos iniciando um novo procedimento no pré-embarque inicialmente para o ativo de Búzios (P-74, P-75, P-76 e P-77). Após a fase de avaliação, o procedimento será expandido para as outras plataformas próprias, depois de análise para aumento do efetivo presencial.

A partir desta 27/07, além do monitoramento domiciliar pré-embarque, os colaboradores que atuam nessas plataformas passarão por teste RT-PCR, que identifica a presença de material genético do vírus, antes do embarque. No caso de colaboradores que não moram na localidade do embarque, o último período do isolamento (até 3 dias) será em hotel, para realizar a coleta do exame e aguardar o resultado. Colaboradores com teste positivo serão encaminhados para isolamento com monitoramento médico.

Agência Petrobras

A diretoria executiva da Petrobras aprovou, o início dos processos de contratação de três novas plataformas do tipo FPSO para o campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. FPSO é a sigla em inglês para a unidade que produz, armazena e transfere petróleo e gás.

As três novas unidades serão as primeiras contratadas após a aquisição dos volumes excedentes da cessão onerosa do campo de Búzios, em novembro de 2019, em parceria com as companhias chinesas CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC) e a CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC). A aquisição desses volumes adicionais, para os quais a Petrobras pagou R$ 61,4 bilhões como bônus de assinatura, é resultado da gestão ativa de portfólio realizada pela companhia. A venda de ativos que trazem menor retorno financeiro e que não fazem parte do negócio principal da empresa disponibiliza recursos para investimentos em projetos mais promissores e de maior retorno, como é o caso do campo de Búzios.

As novas plataformas fazem parte do Plano de Desenvolvimento do ativo, que prevê um total de 12 unidades instaladas até o final da década. Ao término da fase de desenvolvimento, é esperado que o campo de Búzios produza mais de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), tornando-se o maior ativo da Petrobras, com maior produção.

Atualmente, há quatro unidades em operação em Búzios, que respondem por mais de 20% da produção total da Petrobras e mais de 30% da produção dos campos do pré-sal. Em 13 de julho, essas plataformas atingiram os recordes de produção do campo, de 674 mil barris de óleo por dia (bpd) e 844 mil barris de óleo equivalente por dia (boed).

Uma quinta plataforma, com capacidade de produção de 150 mil bpd de petróleo, está em construção. Nomeado FPSO Almirante Barroso, tem início de produção previsto para o segundo semestre de 2022.

Novas unidades

A primeira das três novas unidades a iniciar operação será o FPSO Almirante Tamandaré, o sexto sistema de produção do campo, com entrada em produção prevista para o segundo semestre de 2024. O FPSO será afretado e terá capacidade de processamento diário de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás. Será a maior unidade de produção de petróleo a operar no litoral brasileiro e uma das maiores do mundo.

As outras duas unidades serão contratadas na modalidade EPC (sigla em inglês para a contratação de engenharia, suprimento e construção) e terão capacidade para processar diariamente 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m3 de gás, cada uma. A previsão é de que essas plataformas entrem em operação em 2025. Nomeadas P-78 e P-79, essas unidades são resultado da estratégia da Petrobras de desenvolver novos projetos de plataformas próprias, incorporando as lições aprendidas nos FPSOs já instalados no pré-sal, incluindo aspectos de contratação e construção.

Chamado de Projeto Referência, os estudos realizados pela companhia consolidaram esse aprendizado em um projeto de FPSO para contratações futuras, que incorpora  padronização adicional de especificações e  aprimoramentos no modelo de abordagem ao mercado, como a redução de interfaces, com a contratação de um único fornecedor  na modalidade EPC, responsável por todas as etapas do projeto; pré-qualificação de fornecedores; alinhamento de interesses no contrato e melhor detalhamento do projeto básico.

Há, ainda, incorporações tecnológicas em áreas como reservatórios, poços e sistema submarino, com foco em aumento do fator de recuperação, maiores vazões, redução de custo, segurança e eficiência.

Além das plataformas, a Petrobras também irá ao mercado para contratar árvores de natal molhadas (ANMs) – que são equipamentos submarinos necessários para controle do fluxo dos fluidos produzidos ou injetados nos poços -, sondas, serviços de poços e sistema submarino de coleta e exportação.

A expectativa é de que as contratações dos FPSOs e das ANMs sejam concluídas e os contratos assinados em 2021. As demais contratações serão realizadas nos próximos18 meses.

Todas as contratações atenderão aos níveis de conteúdo local exigidos para o campo de Búzios.

Campo gigante

Búzios, o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo, é um ativo de classe mundial, com petróleo de ótima qualidade, reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração. Situa-se a 180 km da costa brasileira e a mais de 5.000 metros de profundidade. Possui área de 850 km², com espessuras de reservatórios de até 480 metros e excelente qualidade da rocha reservatório. Os mais de 45 poços perfurados até o momento confirmam a excelente qualidade do reservatório.

As características de permeabilidade e porosidade do reservatório, associadas a grandes espessuras de coluna de óleo, permitem que cada poço de Búzios produza, em média, mais de 50 mil barris de óleo por dia. Atualmente, o campo possui os seis poços com maior produção de petróleo do país. A alta produtividade do campo justifica a instalação de FPSOs de maior porte.

O desenvolvimento de Búzios está alinhado ao posicionamento estratégico da Petrobras, que foca em ativos de E&P de classe mundial, especialmente no pré-sal, nos quais a companhia tem vantagem competitiva, com conhecimento técnico e experiência, e obtém mais retorno para os investimentos. Búzios é o melhor e mais promissor ativo da Petrobras.

O conjunto de inovações desenvolvidas pela Petrobras para viabilizar a produção de Búzios levou a companhia a vencer pela quarta vez o principal prêmio da indústria de óleo e gás, o Distinguished Achievement Award for Companies, concedido pela Offshore Technology Conference (OTC), em fevereiro de 2020.

Em março de 2020, a Petrobras assinou o contrato de partilha de produção, tendo a CNOOC e a CNODC como parceiras, e a Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) como gestora. As partes vêm discutindo a estratégia global de desenvolvimento do campo e as demais questões relacionadas ao acordo de coparticipação, cuja vigência está prevista para iniciar em 2021 e que regulará a coexistência dos contratos de cessão onerosa e de partilha de produção.

A Petrobras foi a companhia de petróleo e gás natural do Ocidente que mais investiu em 2019, tendo aplicado US$ 27 bilhões em seus projetos. Mais da metade desse valor foi destinado à aquisição dos direitos de exploração e produção do campo de Búzios.

Agência Petrobras

A elétrica Eneva informou que fará nova proposta em torno de 7,5 bilhões de reais para incorporar a AES Tietê, em uma operação envolvendo ações e dinheiro, desde que tenha apoio do BNDESPar, maior acionista da geradora que também tem como sócio o grupo norte-americano AES.

A oferta ocorre após o braço de participações do BNDES, dono de 28,4% da AES Tietê, ter contratado assessor financeiro para buscar interessados na aquisição de sua fatia na geradora. Mas a Eneva quer levar a empresa toda.

“Acreditamos que a nossa proposta seja a melhor. Sendo a melhor proposta que o BNDES recebe, aí colocaremos para a administração da AES”, disse o diretor financeiro da Eneva, Marcelo Habibe, à Reuters.

Segundo ele, o banco ficaria com 8,3% da nova companhia. “Ele vai botar um pedaço de dinheiro no bolso, e uma quantidade de ações da Eneva.”

A Eneva prevê pagar a transação com 130.498.292 novas ações ordinárias e uma parcela em dinheiro, no valor de 727,89 milhões de reais.

A nova oferta da Eneva, que tem como maiores acionistas o BTG Pactual e a Cambuhy Investimentos, representa um aumento de quase 1 bilhão de reais na comparação com a proposta anterior, rejeitada pela AES Tietê em abril. Mas a oferta prévia tinha uma parcela maior em dinheiro, de 2,75 bilhões de reais.

Procurada na noite de quinta-feira, a AES Tietê disse que no momento não vai se manifestar sobre o tema.

Se for aceita a proposta, os acionistas atuais da Eneva passariam a ter 70% da nova empresa, enquanto os acionistas da companhia hoje controlada pela AES passariam a ter 30%, comentou Habibe.

“A proposta da Eneva foi o evento de maior criação de valor para a AES Tietê. Se a nossa proposta sai ou não é aceita, esse valor todo deveria sumir, seria o evento de maior destruição de valor da AES Tietê”, disse o executivo.

Ele argumentou que, se for bem sucedida, a Eneva continuará forte na exploração de gás nas bacias do Parnaíba, Amazonas, na geração de energia térmica, mas terá também um grande apetite em renováveis, ponto forte da AES Tietê.

A empresa disse ainda em fato relevante que relação de troca a ser proposta contemplaria a atribuição de um prêmio de 10% sobre o valor de mercado das duas companhias na data de 23 de julho, segundo a Eneva.

O papel da Eneva fechou esta quinta-feira com alta de 1,3%, a 52,17 reais, enquanto a ação da AES Tietê terminou praticamente estável, a 17,11 reais.

A união das duas companhias criaria uma plataforma “com grande diferencial competitivo, viabilizaria a ampliação da geração de receita e menor volatilidade do fluxo de caixa, além de oferecer um salto de governança corporativa para os acionistas da AES Tietê”, disse a Eneva em fato relevante.

“A gente passaria a ser uma companhia super diversificada, passaria a ser uma companhia com térmicas a gás, energia eólica solar, hídrica, com balanço super forte, geração de caixa super forte, com projetos e expertise em todas as fontes de geração de energia do Brasil”, ressaltou o executivo.

Pelos termos, a oferta deverá ter relação de troca implícita correspondente a 0,06539522 nova ação ordinária de emissão da Eneva para cada ação ordinária ou preferencial de emissão da AES Tietê ou de 0,32697609 por unit.

Agência Reuters

A Weg espera entregar neste ano uma rentabilidade sobre capital investido “saudável”, apoiada em encomendas de setores pouco afetados pelos impactos da crise devido às medidas de isolamento social, como mineração e celulose, após um segundo trimestre em que o lucro da empresa cresceu 32%.

A companhia avalia que sua carteira de pedidos de produtos de ciclo longo está em um pico positivo e que é sustentável em 2021, apesar da desaceleração da economia gerada pela quarentena no Brasil e no exterior, disseram executivos da fabricante de motores elétricos, tintas industriais e equipamentos para automação, em teleconferência com analistas.

Embora não tenha detalhado o tamanho da carteira, o diretor financeiro, Paulo Polezi, afirmou que “nosssa carteira de ciclo longo é bastante positiva, está no melhor nível dos últimos anos no Brasil e no exterior”. Segundo ele, “projetos de longo prazo não costumam ser afetados por volatilidade de curto prazo como a que estamos vivendo agora e isso nos dá conforto de termos carteira sustentável para o próximo ano”, acrescentou.

As ações da companhia subiam 0,45% por volta das 13h30, enquanto o índice Ibovespa mostrava baixa de 0,5%. No ano, o papel acumula valorização de cerca de 90%.

Enquanto isso, nas operações de ciclo curto, voltadas a equipamentos “de prateleira”, como motores de menor porte e mais padronizados, a Weg deve encerrar a partir de agosto a redução de jornada introduzida com a chegada da pandemia ao país.

Neste segmento, a visibilidade é mais curta, de três a quatro meses, por isso vai avaliar o cenário para determinar mais tarde se o fim do corte na jornada será mantido, disseram executivos da companhia.

“Estamos vendo uma melhora gradual na dinâmica dos negócios de ciclo curto, mas ainda não dá para dizer que já esta recuperando”, disse Polezi, apostando que a área de ciclo longo deverá “continuar trazendo estabilidade e resiliência” para a Weg pelo menos até o final deste ano.

Questionados sobre os efeitos da aprovação do marco do saneamento neste mês, o diretor superintendente administrativo da Weg, André Rodrigues, estimou que os negócios da companhia na áerea, uma das principais para a empresa, tendem a mostrar evolução diante das expectativas de aumento dos investimentos no setor de água e esgoto.

“Sem dúvida é positivo para a companhia…Com base na visibilidade do marco que temos do governo hoje, o que é endereçável pelos produtos da Weg neste segmento, é de 4% deste orçamento”, disse Rodrigues.

Ele se referiu às projeções do governo federal que serão necessários investimentos de cerca de 700 bilhões de reais para universalizar acesso a água tratada no país e ampliar a cobertura de tratamento de esgoto até 2033. No setor, a Weg produz motores para bombas de água e tintas para tubulações.

Já sobre a proposta de reforma tributária encaminhada pelo governo ao Congresso nesta semana, a avaliação preliminar da Weg é que o texto não deve gerar aumento de carga de impostos para a empresa, disse Polezi.

A estatal Pré-Sal Petróleo SA prevê concluir no segundo semestre cálculos sobre compensações financeiras que serão devidas à Petrobras pelos eventuais vencedores do leilão de excedentes das áreas de Sépia e Atapu, no pré-sal, disse à Reuters o presidente da companhia, José Eduardo Gerk.

Os blocos, no pré-sal da Bacia de Santos, chegaram a ser oferecidos a investidores em leilão de excedentes da cessão onerosa em novembro passado, mas não receberam propostas. O governo programa agora uma nova licitação, prevista para o terceiro trimestre de 2021.

Na época do certame, analistas apontaram incertezas sobre os pagamentos à Petrobras como um dos fatores que ajudaram a afastar grandes companhias internacionais dos ativos. A compensação prevista deve-se a aportes já realizados pela petroleira estatal no desenvolvimento da produção nos blocos.

Não havia regras para a definição desses pagamentos à Petrobras, que deveriam ser negociados entre as partes.

Em janeiro, no entanto, o Ministério de Minas e Energia decidiu que a PPSA deveria representar a União e negociar junto à Petrobras para definir os valores de compensação. A PPSA também ficou com atribuição de chegar a um acordo sobre a participação da União nessas áreas.

“O que posso adiantar é que está havendo uma convergência com as expectativas da Petrobras, e o trabalho está em um andamento muito bom, muito acelerado. Nossa expectativa é que esses valores saiam até setembro. Se escorregar um pouquinho, outubro. Diria que em meados do segundo semestre é nossa expectativa”, disse Gerk.

Graduado em engenharia no Instituto Militar de Engenharia (IME), com mestrado e doutorado em engenharia mecânica pela COPPE/UFRJ, ele assumiu a chefia da estatal em março de 2019.

A consultoria Wood Mackenzie estimou em relatório no ano passado que o pagamento dessas compensações à Petrobras, a chamada co-participação, poderia somar 2,7 bilhões de dólares em Sépia e 2,88 bilhões de dólares em Atapu.

Isso representaria cerca de 14 bilhões e 15 bilhões de reais, respectivamente, pelo câmbio atual.

Gerk, ex-funcionário da Petrobras, não quis comentar os valores em discussão.

“As incertezas no leilão de novembro passado eram exatamente sobre o valor das participações (da União)… e o valor da co-participação da Petrobras. Com a eliminação dessas incertezas, a gente acredita, sim, que o leilão vai atrair as maiores empresas do mundo”, defendeu Gerk.

No leilão dos excedentes da cessão onerosa, em 6 de novembro, o governo ofereceu quatro áreas que poderiam levantar cerca de 106,6 bilhões de reais em bônus de assinatura. Mas só houve propostas para duas delas, com arrecadação de 70 bilhões de reais.

Apesar de expectativas de autoridades de que o certame atraísse as maiores companhias de petróleo do mundo, incluindo a norte-americana Exxon, participaram apenas estatais chinesas e a Petrobras, em consórcio.

O ministro da Economia, Paulo Guedes, classificou na ocasião o resultado como “ruim” e disse que o modelo de Partilha de produção adotado para o certame, ao invés do regime de concessão, também ajudou a afastar investidores.

No regime de Partilha, utilizado no pré-sal, além de royalties, o governo recebe uma fatia do “óleo-lucro” dos campos, que é então comercializado pela PPSA. No regime de concessão, as petroleiras pagam royalties e participações especiais, mas ficam com toda produção.

Guedes e o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, têm afirmado desde então que o governo buscará trabalhar por mudanças legislativas que permitam licitações do pré-sal em regime de concessão.

AVALIA HEDGE

A PPSA também começou recentemente a estudar internamente a contratação de mecanismos de proteção contra a variação cambial (hedge).

“Estamos avaliando esta contratação como forma de melhor proteger o caixa das variações do câmbio sobre as receitas futuras com a venda de petróleo da União e sobre as despesas dos contratos de prestação de serviços em moeda estrangeira, dado que nossas receitas são em reais. Mas não há uma decisão tomada”, disse Gerk.

Ele acrescentou que a PPSA espera ter uma decisão até o final do ano sobre a eventual necessidade de contratação de hedge.

A PPSA levantou 1,1 bilhão de reais com operações de comercialização da parcela de petróleo e gás da União em regime de Partilha entre novembro de 2017 e maio de 2020.

A estatal ainda arrecadou 1,3 bilhão de reais com as equalizações de gastos e volumes realizadas nos campos de Entorno de Sapinhoá, Sudoeste de Tartaruga Verde e Lula.

Na quarta-feira, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, elogiou o quadro técnico da estatal e seu papel na preparação dos leilões de Sépia e Atapu e negou que haja conversas sobre a privatização da empresa.

“Não se fala no governo em privatização da PPSA”, disse ele, acrescentando ainda que eventual movimento nesse sentido dependeria da aprovação de um projeto de lei no Congresso.

Edital de fomento às soluções inovadoras em eficiência energética para setores residencial, industrial, comercial e de serviços será lançado em 31 de julho

A Eletrobras, em parceria com a Firjan SENAI, por meio do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel), lança a segunda chamada pública do Programa Lab Procel. O edital estará disponível a partir do dia 31 de julho.

Com aporte de mais de R$ 3 milhões, a segunda chamada do programa é dedicada à captação de projetos e aceleração de soluções inovadoras em eficiência energética com aplicação nos setores residencial, comercial, industrial, de serviços e setor público. Podem participar da seleção para as vagas, startups, micro e pequenas empresas inovadoras de base tecnológica.

Para apresentar o edital, esclarecer dúvidas e auxiliar no preenchimento da documentação, serão realizados dois webinares, em 3 e 10 de agosto.  As transmissões serão ao vivo no canal da Firjan no Youtube. As inscrições serão abertas na data de lançamento do edital e devem ser realizadas até às 19h (horário de Brasília) de 23 de agosto.

Na primeira fase, os inscritos passarão por uma seleção online. Devido às restrições impostas pelo isolamento social, por conta da pandemia do novo coronavírus, os escolhidos para a segunda etapa apresentarão virtualmente seus projetos para uma banca de especialistas. Ao fim do processo da segunda chamada, no mínimo quatro propostas serão aceleradas pelo Programa Lab Procel, instalado nos laboratórios da Firjan SENAI, no Rio de Janeiro.

O edital, inscrições e os links para os webinares estarão disponíveis, a partir do dia 31, na página do Programa Lab Procel: http://eletrobras.com/pt/Paginas/LabProcel.aspx

 Lab Procel

A partir de uma série de quatro chamadas públicas, o Programa Lab Procel foi lançado em abril de 2020 e objetiva fomentar oportunidades para o desenvolvimento de projetos de inovação tecnológica junto a startups, micro e pequenas empresas inovadoras. Por meio de experimentos inovadores estruturados, com ênfase na eficiência energética, o Lab Procel disponibiliza soluções e produtos para a sociedade.

O Procel, Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica, criado em 1985 pelo governo federal, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e executado pela Eletrobras, tem seus recursos assegurados pela Lei 13.280/2016. O Plano Anual de Aplicação de Recursos do Procel para o ano de 2018 inclui o projeto “Concurso de Inovação para Soluções em Eficiência Energética”, projeto viabilizador do Programa Lab Procel e com recursos da ordem de R$ 16,67 milhões, dos quais cerca de 90% são de responsabilidade do Procel.

As ações do Procel são voltadas para o aumento da eficiência energética dos bens e serviços, para a disseminação de conhecimento sobre o uso eficiente da energia e para a adoção de hábitos de consumo mais conscientes. Dessa forma, o programa contribui para postergar investimentos no setor elétrico, reduzir emissões de gases de efeito estufa e mitigar impactos ambientais, colaborando para um mundo mais sustentável.