CONGRESSO
Novos modelos de contrato
de construção e operação. Esse modelo tende a viabilizar decisões mais rápidas e soluções integradas. Apesar das diferenças, Freitas reforçou que não existe um modelo universal- mente melhor. A escolha depende do contexto do projeto, considerando fatores como capacidade financeira do operador, complexidade técnica, ambiente regulatório, estratégia de longo prazo e necessidades de financiamento. Outro ponto crítico é a governança contratual. Segundo o executivo, muitos problemas não decorrem da tecnologia, mas de falhas na definição de responsa- bilidades, interfaces e incentivos entre as partes. Em modelos mais complexos e híbridos, a clareza sobre quem decide o quê e quando se torna tão relevante quanto o próprio projeto de engenharia. Freitas também destacou que cláusulas comerciais — como estrutura de tarifas, disponibilidade operacional, regimes de bônus e penalidades, e condições de término — podem alterar significa- tivamente os resultados econômicos, mesmo entre contratos aparentemente semelhantes. Por fim, enfatizou que a escolha do modelo contratual deve priorizar a geração de valor ao longo do ciclo de vida do projeto. A antecipação do início da produção e elevados níveis de disponibi- lidade operacional podem gerar ganhos expressivos, reforçando que contratos bem estruturados são determinantes para o sucesso dos projetos de FPSO.
Esse contexto tem incentivado a revisão da alocação de riscos e o avanço de solu- ções híbridas, em substituição a modelos padronizados.
hiago Freitas, vice-presidente de desenvolvimento de negó- cios da Yinson, destacou du-
Principais modelos
Freitas observou que a indústria conta hoje com cerca de 210 FPSOs instalados ou contratados, sendo o Brasil o princi- pal mercado global, impulsionado pelo pré-sal. Os modelos mais comuns são o EPC/EPCI com propriedade do cliente (cerca de 62%) e o Lease & Opera- te (aproximadamente 36%), com presença relevante também de estruturas híbridas como BOT. • EPC / EPCI com propriedade do clien- te: nesse formato, a companhia de petró- leo detém o ativo e assume a operação, enquanto o contratado executa a enge- nharia, suprimentos e construção. É um modelo associado a maior controle do operador, comum em campos de longa vida e com forte capacidade interna. • BOT (Build-Own-Transfer): estrutura híbrida na qual o contratado desenvolve e opera o FPSO inicialmente, transferindo a propriedade e a operação ao cliente ao longo do ciclo do projeto. Permite equilibrar restrições de capital e acelerar a execução, mantendo opção de controle futuro. • Lease & Operate (BOO – Build, Own, Operate): o contratado financia, constrói e opera a unidade, permane- cendo com o ativo em seu balanço. O operador paga uma tarifa diária, preservando capital e transferindo riscos
rante a FPSO Expo que os modelos de contratação de plataformas flutuantes de produção, armazenamento e transfe- rência (FPSO) assumem hoje um papel central na viabilização e no desempenho econômico dos projetos offshore. Representando uma multinacional de infraestrutura energética com atuação global em produção, renováveis e tecno- logias verdes, o executivo ressaltou que a evolução desses contratos acompanha a crescente complexidade do setor. Segundo Freitas, os contratos vão além de estruturas jurídicas e representam decisões fundamentais sobre alocação de risco, financiamento e governança operacional. Essas escolhas impactam diretamente custo, cronograma, flexibilidade e volatilidade dos proje- tos. Em essência, definir quem assume o risco, quem aporta o capital e quão rapidamente se atinge o “first oil” tornou- -se central para a geração de valor. O executivo destacou três perguntas-cha- ve que orientam os modelos contratuais: quem é o dono do ativo, quem financia o projeto e quem opera o FPSO. A combinação dessas variáveis define o modelo adotado e sua distribuição de riscos e retornos.
Foto: Divulgação
No atual cenário global, esses arranjos vêm se tornando mais sofisticados. Entre os principais vetores estão o aumento da escala e da complexidade das unida- des, a elevação do CAPEX e das taxas de juros, além de restrições na cadeia de suprimentos e maior pressão por reduzir o tempo até o início da produção.
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REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL
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