El descubrimiento Bumerangue de BP representa mucho más que otro gran hallazgo petrolero en Brasil. Con una estimación de 2.500 millones de barriles de reservas potencialmente recuperables y una producción máxima que podría alcanzar 600.000 barriles por día (b/d), este desarrollo en aguas ultraprofundas tiene el potencial de sostener tanto la cartera upstream de BP como el auge de producción más amplio de Brasil hasta bien entrada la década de 2030. El proyecto es lo suficientemente grande como para compensar la caída de la producción de los activos existentes de BP y se espera que entre en operación justo cuando los actuales gigantes presalinos de Brasil comiencen a salir de sus mesetas de producción.

Sin embargo, esa promesa conlleva un precio formidable. Los costos de desarrollo podrían llegar a 32.000 millones de dólares, y las concentraciones potencialmente altas de CO₂ en el gas del yacimiento podrían exigir una costosa tecnología de separación e reinyectado submarina. Las condiciones fiscales favorables de Bumerangue podrían ayudar a que esos riesgos sean manejables, pero el éxito del proyecto dependerá de que BP controle los costos, asegure el socio de desarrollo adecuado y demuestre que su mayor descubrimiento en décadas puede convertirse en una operación comercialmente competitiva.

Importancia estratégica para BP

BP apunta a que su producción upstream total se ubique en el rango de 2,3 a 2,5 millones de b/d para 2030, una meta que volvió a adquirir énfasis después de que la empresa, bajo el director ejecutivo Murray Auchincloss en 2024, moderara los recortes más profundos de producción de petróleo y gas que había delineado a comienzos de la década. Sostener ese nivel de producción exigirá nuevos proyectos capaces de compensar el declive natural de desarrollos anteriores, y ahí es donde Bumerangue se vuelve crucial. El campo es el mayor descubrimiento de BP desde Shah Deniz en 1999 y figura como el sexto mayor descubrimiento de petróleo en aguas profundas jamás realizado.

La aprobación final de inversión para Bumerangue se espera alrededor de 2028, con el primer petróleo previsto para aproximadamente 2032. Si el desarrollo avanza con éxito, el proyecto podría posponer entre cuatro y seis años un descenso material en la cartera de producción de BP, desplazándolo de alrededor de 2032 hacia 2038.

Desafíos del CO₂ y perspectivas de asociación

La principal incertidumbre en torno a Bumerangue se relaciona con el contenido de dióxido de carbono en la producción de gas asociado del proyecto. Si las concentraciones superan el 45%, como sugieren algunos expertos, BP podría necesitar desplegar tecnología avanzada de separación e reinyectado submarina. Ese requisito podría añadir aproximadamente 3.000 millones de dólares en costos y demandar una experiencia tecnológica significativa que aún no ha sido plenamente demostrada a escala.

BP posee actualmente una participación del 100% en Bumerangue, pero, dadas estas complicaciones técnicas, se espera ampliamente que venda una parte de su interés antes de la aprobación final de inversión, aunque mantendrá una participación operativa significativa. Además, el proyecto requerirá aproximadamente 32.000 millones de dólares en capital de desarrollo, lo que lo convierte en el proyecto offshore más intensivo en capital de la cuenca de Santos hasta la fecha. Esa cifra supera con creces los proyectos de BP en el Golfo de México: Kaskida, con alrededor de 4.700 millones de dólares, y Tiber, con unos 3.700 millones de dólares. Incorporar un socio aliviaría la carga financiera y también ayudaría a gestionar el riesgo técnico vinculado a la composición del gas asociado.

Petrobras destaca como un candidato probable por su amplia experiencia en la cuenca de Santos y su pericia en yacimientos con alto contenido de dióxido de carbono. En el campo petrolero ultra profundo de Mero, descubierto y operado por Petrobras desde 2010, la concentración de CO₂ también ronda el 45%. Petrobras utiliza su tecnología submarina propia HiSep para separar e reinyectar gas rico en carbono, reduciendo así la carga de procesamiento a bordo de la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). La experiencia operativa de Mero podría ser directamente aplicable a Bumerangue, reforzando el caso para que Petrobras se una al proyecto.

Condiciones fiscales favorables

El marco fiscal que rige Bumerangue aligera de forma significativa la carga financiera. El bloque fue adjudicado a BP en 2022 bajo un Contrato de Producción Compartida (PSA, por sus siglas en inglés) que permite destinar hasta el 80% de la producción como cost oil para recuperar gastos aprobados antes de que el resto del profit oil se divida con el gobierno brasileño. La participación del gobierno en las ganancias es de solo 5,9%, muy por debajo de proyectos comparables. A modo de referencia, el campo Mero tiene una participación en las ganancias de 41,6% y límites de recuperación de costos de entre 30% y 50%. Estas condiciones mejoran sustancialmente las probabilidades de BP de recuperar la importante inversión inicial de Bumerangue.

Dada la complejidad técnica del proyecto, compensada por la estructura favorable del PSA, un precio de equilibrio estimado de alrededor de 50 dólares por barril haría que el proyecto fuera comercialmente viable, aunque no se ubicaría entre los desarrollos en aguas profundas más baratos de Brasil. Bacalhau Phase 1 de Equinor fue aprobado con un precio de equilibrio inferior a 35 dólares por barril, mientras que Shell ha situado el precio de equilibrio promedio de sus proyectos más recientes de crecimiento upstream, incluido Gato do Mato, en alrededor de 35 dólares por barril. Aunque las estimaciones previas a la perforación pueden ser aproximadas, es probable que los costos de Bumerangue se mantengan por debajo del umbral de 60 dólares por barril asociado con desarrollos frontera más marginales. Las condiciones fiscales favorables, el enorme potencial de recursos y la posibilidad de alta productividad de los pozos podrían compensar los mayores costos técnicos.

La economía del proyecto seguirá siendo sensible a los volúmenes recuperables, los requisitos de FPSO y el costo de gestionar el dióxido de carbono. Como comparación, el campo vecino de Shell, Gato do Mato, previsto para entrar en producción en 2029, sufrió repetidos retrasos tras su descubrimiento a fines de la década de 2010. La inflación offshore posterior a la pandemia hizo que el concepto original de FPSO de Shell resultara prohibitivamente caro. Bumerangue es considerablemente más grande y complejo que Gato do Mato, lo que hace que el control de costos sea especialmente crítico en el contexto de la volatilidad actual de los mercados.

Transformación de la posición de BP en Brasil

El proyecto también marcaría una transformación de la presencia históricamente limitada de BP en Brasil. La compañía operó brevemente el campo Polvo, mientras que sus otros intereses brasileños han consistido principalmente en participaciones minoritarias. Bumerangue representa, por tanto, el primer intento de BP de liderar un gran proyecto presalino brasileño desde el descubrimiento hasta la construcción y la producción. El éxito podría establecer a Brasil como una nueva región operativa central para la compañía y crear la base local necesaria para una mayor exploración en la cuenca de Santos.

Momento crítico para la perspectiva de producción de Brasil

El momento del proyecto es igualmente importante para Brasil. La provincia presalina de la cuenca de Santos, cuyo potencial comercial quedó desbloqueado por el descubrimiento de Tupi en 2006–2007, ha convertido desde entonces a Brasil en uno de los mayores productores y exportadores de petróleo del mundo. Se espera que la producción petrolera nacional alcance su pico alrededor de 2029 o 2030, a medida que los mayores desarrollos presalinos del país maduren. El campo Tupi alcanzó su pico en 2020 con aproximadamente 1,1 millones de b/d y ya entró en declive, produciendo 840.000 b/d en julio. Mero produce actualmente alrededor de 760.000 b/d y se aproxima pronto a su pico, mientras que se espera que Búzios alcance una producción máxima de aproximadamente 1,8 millones de b/d en 2030.

Una vez que estos gigantes superen su meseta, Brasil necesitará otro gran proyecto para amortiguar el descenso. Bumerangue podría cumplir ese papel. El primer petróleo alrededor de 2032 llegaría justo cuando Tupi, Mero y, eventualmente, Búzios comiencen a declinar. Una producción máxima de aproximadamente 600.000 b/d no sustituiría por completo la caída de esos campos, pero podría ralentizar el descenso, prolongar el periodo de producción elevada de Brasil y preservar la capacidad exportadora.

Eso importa porque el crudo brasileño es cada vez más valioso para compradores que buscan un suministro políticamente estable y rutas de transporte que eviten cuellos de botella vulnerables. Los grados de crudo presalino brasileño —predominantemente mezclas medianas dulces y con bajo contenido de azufre— son adecuados para refinerías complejas en Asia y Europa, lo que refuerza aún más su atractivo comercial. Brasil exportó alrededor de 2,7 millones de b/d en julio, incluidos 1,5 millones de b/d a Asia —de los cuales aproximadamente 1 millón de b/d fue a China—, así como 690.000 b/d a Europa y 360.000 b/d a las Américas. Aunque Brasil está geográficamente distante de las principales regiones consumidoras, sus exportaciones no dependen del Estrecho de Ormuz, el estrecho de Bab el-Mandeb ni de otros corredores marítimos de alto riesgo.

Para BP y Brasil, Bumerangue se trata menos de generar un aumento breve de producción que de extender una meseta ya existente. Para BP, el proyecto podría sostener la producción y la generación de efectivo durante la década de 2030, validar la estrategia upstream de la compañía y establecer a Brasil como una nueva región operativa central. Para Brasil, Bumerangue podría llegar precisamente cuando la actual generación de gigantes presalinos empiece a declinar. Los costos y riesgos técnicos son considerables, pero la escala del proyecto, sus condiciones fiscales y su cronograma le dan el potencial de ayudar tanto a la empresa como al país a sostener la producción durante bastante más tiempo.

Por Natalia Katona para Oilprice.com

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