140 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 Continuação Osmani Pontes Diante da escassez de crédito na ponta, uma alternativa que vem ganhando consistência é a contratação pelo modelo BOT (build, operate e transfer). Nesse regime, há compartilhamento de riscos entre a petroleira e a afretadora. A empresa contratada constrói a FPSO e a opera por um determinado período de tempo de até 5 anos, quando repassa os ativos envolvidos na integralidade para a petroleira que assume então todos os custos operacionais. O gasto para a afretadora diminui com menos custos variáveis e o custo total médio para a petroleira também já que não incorre em custos fixos nem em tarifas diárias elevadas, uma melhora para ambas as partes em relação às alternativas. O pagamento da petroleira à afretadora também afeta menos o fluxo de caixa da petroleira que vai pagando conforme a estrutura vai sendo montada. Na prática, é como se cada uma das empresas acessasse crédito bancário a taxas de juros médias mais baixas que as de mercado, sendo, portanto uma correção do mercado às taxas altas praticadas pelos bancos. Esse modelo está sendo pensado para o projeto de águas profundas de Sergipe, mas o setor ainda carece de marcos regulatórios. Em 2021, o TCU barrou uma licitação para construção na bacia de Campos porque a Petrobras acabaria assumindo quase que 90% dos recursos necessários para o projeto, não havendo compartilhamento de custos, como o BOT, um modelo híbrido entre EPC e BOO, sugere. No caso, a escolha da Ocyan para o projeto tecnicamente só se justificaria porque a afretadora em questão não tinha acesso a crédito para o projeto, não sendo um caso de restrição também da Petrobras. Essa experiência tem sido bastante utilizada nos debates a respeito e marcos bem definidos são necessários para a liberação de projetos que possam compatibilizar as necessidades e riscos de ambos os lados do negócio. Em 2021, o TCU barrou uma licitação porque a Petrobras acabaria assumindo quase 90% dos recursos do projeto
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