BP's Bumerangue-Fund ist weit mehr als ein weiterer großer brasilianischer Ölfund. Mit geschätzten 2,5 Milliarden Barrel potenziell förderbarer Reserven und einer Spitzenproduktion von bis zu 600.000 Barrel pro Tag (b/d) hat die ultratiefe Offshore-Entwicklung das Potenzial, sowohl BP's Upstream-Portfolio als auch Brasiliens breiteren Produktionsboom bis weit in die 2030er Jahre zu stützen. Das Projekt ist groß genug, um den rückläufigen Output aus BP's bestehenden Vermögenswerten auszugleichen, und dürfte genau dann in Betrieb gehen, wenn Brasiliens aktuelle Pre-Salt-Giganten beginnen, ihre Produktionsplateaus zu verlassen.

Allerdings hat dieses Potenzial einen hohen Preis. Die Entwicklungskosten könnten 32 Milliarden US-Dollar erreichen, und potenziell hohe CO₂-Konzentrationen im Reservoirgas könnten eine teure Unterwasser-Trenn- und Re-Injektions-Technologie erforderlich machen. Die günstigen fiskalischen Bedingungen von Bumerangue könnten dazu beitragen, diese Risiken beherrschbar zu machen, doch der Erfolg des Projekts hängt davon ab, ob BP die Kosten kontrollieren, den richtigen Entwicklungspartner finden und zeigen kann, dass sich seine größte Entdeckung seit Jahrzehnten in ein kommerziell wettbewerbsfähiges Projekt verwandeln lässt.

Strategische Bedeutung für BP

BP strebt bis 2030 eine gesamte Upstream-Produktion im Bereich von 2,3–2,5 Millionen b/d an. Dieses Ziel erhielt neuen Nachdruck, nachdem das Unternehmen unter CEO Murray Auchincloss im Jahr 2024 die zuvor zu Beginn des Jahrzehnts skizzierten tieferen Kürzungen bei Öl- und Gasförderung abgeschwächt hatte. Um dieses Produktionsniveau zu halten, werden neue Projekte benötigt, die den natürlichen Rückgang früherer Entwicklungen ausgleichen können – genau hier wird Bumerangue entscheidend. Das Feld ist BP's größte Entdeckung seit Shah Deniz im Jahr 1999 und gilt als die sechstgrößte jemals gemachte Tiefwasser-Ölentdeckung.

Die endgültige Investitionsentscheidung für Bumerangue wird um 2028 erwartet, erstes Öl ist für etwa 2032 vorgesehen. Sollte die Entwicklung erfolgreich verlaufen, könnte das Projekt einen spürbaren Rückgang im Produktionsportfolio von BP um vier bis sechs Jahre verschieben – von etwa 2032 auf ungefähr 2038.

CO₂-Herausforderungen und Aussichten für eine Partnerschaft

Die zentrale Unsicherheit bei Bumerangue betrifft den Kohlendioxidgehalt im assoziierten Gas des Projekts. Sollte die Konzentration wie von einigen Experten vermutet 45% übersteigen, müsste BP möglicherweise fortschrittliche Unterwasser-Trenn- und Re-Injektions-Technologie einsetzen. Das könnte die Kosten um rund 3 Milliarden US-Dollar erhöhen und erhebliche technologische Expertise erfordern, die bislang noch nicht in vollem Umfang im großen Maßstab nachgewiesen wurde.

BP hält derzeit 100% an Bumerangue, doch angesichts dieser technischen Komplikationen wird weithin erwartet, dass das Unternehmen vor der endgültigen Investitionsentscheidung einen Teil seiner Beteiligung veräußert und zugleich eine bedeutende Betriebsbeteiligung behält. Das Projekt dürfte rund 32 Milliarden US-Dollar an Entwicklungskapital benötigen und wäre damit bislang das kapitalintensivste Offshore-Projekt im Santos-Becken. Diese Summe übersteigt BP's Projekte im Golf von Mexiko – Kaskida mit etwa 4,7 Milliarden US-Dollar und Tiber mit etwa 3,7 Milliarden US-Dollar – um ein Mehrfaches. Ein Partner würde die finanzielle Last verringern und zugleich helfen, die technischen Risiken im Zusammenhang mit der Zusammensetzung des Begleitgases zu steuern.

Petrobras gilt daher als naheliegender Kandidat, da das Unternehmen über umfassende Erfahrung im Santos-Becken und Expertise im Umgang mit Lagerstätten mit hohem Kohlendioxidgehalt verfügt. Im ultra-tiefen Mero-Ölfeld, das Petrobras seit 2010 entdeckt und betreibt, liegt die CO₂-Konzentration ebenfalls bei etwa 45%. Petrobras setzt seine proprietäre Unterwasser-HiSep-Technologie ein, um kohlenstoffreiches Gas zu trennen und erneut einzuspeisen, wodurch die Verarbeitungsbelastung an Bord der Floating Production, Storage and Offloading (FPSO)-Anlage sinkt. Meros Betriebserfahrung könnte daher direkt für Bumerangue relevant sein und spricht zusätzlich dafür, dass Petrobras dem Projekt beitritt.

Günstige fiskalische Bedingungen

Der fiskalische Rahmen von Bumerangue erleichtert die finanzielle Belastung erheblich. Der Block wurde BP 2022 im Rahmen eines Production Sharing Agreement (PSA) zugesprochen, das vorsieht, dass bis zu 80% der Produktion als Cost Oil zur Erstattung genehmigter Ausgaben verwendet werden können, bevor das verbleibende Profit Oil mit der brasilianischen Regierung geteilt wird. Der staatliche Gewinnanteil beträgt nur 5,9% und liegt damit deutlich unter vergleichbaren Projekten. Zum Vergleich: Das Feld Mero weist einen Gewinnanteil von 41,6% sowie Kostenrückgewinnungsgrenzen von 30% bis 50% auf. Diese Bedingungen verbessern BP's Aussichten erheblich, die hohen Vorabinvestitionen von Bumerangue zurückzuverdienen.

Angesichts der technischen Komplexität des Projekts und der günstigen Struktur des PSA würde ein geschätzter Break-even-Preis von rund 50 US-Dollar pro Barrel das Projekt kommerziell tragfähig machen, auch wenn es nicht zu Brasiliens günstigsten Tiefwasserentwicklungen zählen würde. Equinor's Bacalhau Phase 1 wurde mit einem Break-even unter 35 US-Dollar/bbl genehmigt, während Shell den durchschnittlichen Break-even seiner jüngsten Upstream-Wachstumsprojekte, einschließlich Gato do Mato, bei etwa 35 US-Dollar/bbl angesetzt hat. Auch wenn Break-even-Schätzungen vor Beginn der Entwicklungsbohrungen grob sein können, dürften die Kosten von Bumerangue wahrscheinlich unter der Schwelle von 60 US-Dollar/bbl bleiben, die mit margenschwächeren Frontier-Projekten verbunden ist. Die günstigen fiskalischen Bedingungen, das enorme Ressourcenpotenzial und die Aussicht auf hohe Bohrlochproduktivität könnten die höheren technischen Kosten ausgleichen.

Die Projektökonomie bleibt sensibel gegenüber förderbaren Volumina, FPSO-Anforderungen und den Kosten für das Management von Kohlendioxid. Zum Vergleich: Shells benachbartes Feld Gato do Mato, das 2029 in Produktion gehen soll, litt nach seiner Entdeckung in den späten 2010er Jahren unter wiederholten Verzögerungen. Die nach der Pandemie gestiegene Offshore-Inflation machte Shells ursprüngliches FPSO-Konzept zu teuer. Bumerangue ist deutlich größer und komplexer als Gato do Mato, weshalb Kostenkontrolle angesichts der aktuellen Marktvolatilität besonders wichtig ist.

Veränderung von BP's Position in Brasilien

Das Projekt würde auch BP's bislang begrenzte Präsenz in Brasilien grundlegend verändern. Das Unternehmen betrieb kurzfristig das Feld Polvo, während seine anderen Brasilien-Engagements überwiegend Minderheitsbeteiligungen waren. Bumerangue ist daher BP's erster Versuch, ein großes brasilianisches Pre-Salt-Projekt von der Entdeckung über den Bau bis zur Produktion zu führen. Ein Erfolg könnte Brasilien als neue Kernregion für BP etablieren und die lokale Basis für weitere Exploration im Santos-Becken schaffen.

Entscheidend für Brasiliens Produktionsausblick

Auch für Brasilien ist der Zeitpunkt des Projekts von großer Bedeutung. Die Pre-Salt-Provinz im Santos-Becken, deren kommerzielles Potenzial durch die wegweisende Tupi-Entdeckung in den Jahren 2006–2007 erschlossen wurde, hat Brasilien inzwischen zu einem der weltweit größten Ölproduzenten und -exporteure gemacht. Die nationale Ölproduktion dürfte um 2029 oder 2030 ihren Höhepunkt erreichen, wenn die größten Pre-Salt-Entwicklungen des Landes reifen. Das Feld Tupi erreichte 2020 mit rund 1,1 Millionen b/d seinen Höhepunkt und befindet sich bereits im Rückgang; im Juli lag die Produktion bei 840.000 b/d. Mero fördert derzeit etwa 760.000 b/d und nähert sich seinem Peak sehr bald, während Buzios voraussichtlich schon 2030 eine Spitzenproduktion von rund 1,8 Millionen b/d erreichen wird.

Sobald diese Giganten ihre Plateaus hinter sich lassen, benötigt Brasilien ein weiteres Großprojekt, um den Rückgang abzufedern. Bumerangue könnte diese Brücke schlagen. Erstes Öl um 2032 würde genau dann ankommen, wenn Tupi, Mero und schließlich Buzios zu sinken beginnen. Eine Spitzenproduktion von rund 600.000 b/d würde den Rückgang dieser Felder nicht vollständig ausgleichen, könnte ihn aber verlangsamen, Brasiliens Phase hoher Fördermengen verlängern und die Exportkapazität erhalten.

Das ist wichtig, weil brasilianisches Rohöl für Käufer zunehmend wertvoll ist, die politisch stabile Versorgung und Transportwege ohne anfällige Engpässe suchen. Brasiliens Pre-Salt-Rohölsorten – überwiegend mittel-süße, schwefelarme Mischungen – eignen sich gut für komplexe Raffinerien in Asien und Europa und steigern damit ihre kommerzielle Attraktivität weiter. Brasilien exportierte im Juli rund 2,7 Millionen b/d, darunter 1,5 Millionen b/d nach Asien – davon etwa 1 Million b/d nach China – sowie 690.000 b/d nach Europa und 360.000 b/d nach Amerika. Zwar liegt Brasilien geografisch weit von den wichtigsten Verbrauchsregionen entfernt, seine Exporte hängen jedoch nicht von der Straße von Hormus, der Bab-el-Mandeb-Straße oder anderen Hochrisikoseewegen ab.

Für BP und Brasilien geht es bei Bumerangue daher weniger um einen kurzfristigen Produktionsschub als um die Verlängerung eines bestehenden Plateaus. Für BP könnte das Projekt Produktion und Cashflow bis in die 2030er Jahre stützen, die Upstream-Strategie des Unternehmens bestätigen und Brasilien als neue Kernregion etablieren. Für Brasilien könnte Bumerangue genau in dem Moment kommen, in dem die aktuelle Generation der Pre-Salt-Giganten zu sinken beginnt. Die Kosten und technischen Risiken sind erheblich, doch die Größenordnung, die fiskalischen Bedingungen und das Timing geben dem Projekt das Potenzial, sowohl dem Unternehmen als auch dem Land zu helfen, die Produktion deutlich länger aufrechtzuerhalten.

Von Natalia Katona für OilPrice.com