La découverte de Bumerangue par BP représente bien plus qu'une autre découverte pétrolière majeure au Brésil. Avec une estimation de 2,5 milliards de barils de réserves potentiellement récupérables et une production de pointe pouvant atteindre 600 000 barils par jour (b/j), ce développement en ultra-eaux profondes détient le potentiel de maintenir à la fois le portefeuille amont de BP et l'essor plus large de la production brésilienne bien au-delà des années 2030. Le projet est suffisamment important pour compenser le déclin de production des actifs existants de BP et devrait entrer en production au moment précis où les géants actuels du pré-sel brésilien commenceront à quitter leurs plateaux de production.

Cependant, cette promesse s'accompagne d'un coût redoutable. Les coûts de développement pourraient atteindre 32 milliards de dollars, et des concentrations potentiellement élevées de CO₂ dans le gaz du réservoir pourraient nécessiter une coûteuse technologie de séparation et de réinjection sous-marine. Les conditions fiscales favorables de Bumerangue pourraient aider à rendre ces risques gérables, mais le succès du projet dépendra de la capacité de BP à maîtriser les coûts, à sécuriser le bon partenaire de développement et à démontrer que sa plus grande découverte depuis des décennies peut être transformée en une opération commercialement compétitive.

Importance stratégique pour BP

BP vise une production amont totale comprise entre 2,3 et 2,5 millions de b/j d'ici 2030, un objectif qui a acquis une importance renouvelée après que l'entreprise, sous la direction du PDG Murray Auchincloss en 2024, a modéré les réductions plus profondes de production pétrolière et gazière qu'elle avait esquissées plus tôt dans la décennie. Le maintien de ce niveau de production nécessitera de nouveaux projets capables de compenser le déclin naturel des développements antérieurs, et c'est là que Bumerangue devient crucial. Le champ est la plus grande découverte de BP depuis Shah Deniz en 1999 et se classe au sixième rang des plus grandes découvertes pétrolières en eau profonde jamais réalisées.

L'approbation finale de l'investissement pour Bumerangue est attendue vers 2028, avec une première production ciblée pour environ 2032. Si le développement se déroule avec succès, le projet pourrait repousser de quatre à six ans un déclin significatif du portefeuille de production de BP, le déplaçant de roughly 2032 vers environ 2038.

Défis liés au CO₂ et perspectives de partenariat

L'incertitude principale entourant Bumerangue concerne la teneur en dioxyde de carbone de la production de gaz associé du projet. Si les concentrations dépassent 45 %, comme le suggèrent certains experts, BP pourrait avoir besoin de déployer une technologie avancée de séparation et de réinjection sous-marine. Cette exigence pourrait ajouter environ 3 milliards de dollars en coûts et exiger une expertise technologique importante qui n'a pas encore été pleinement démontrée à grande échelle.

BP détient actuellement 100 % des intérêts dans Bumerangue mais, compte tenu de ces complications techniques, il est largement attendu que l'entreprise cédera une partie de sa participation avant l'approbation finale de l'investissement tout en conservant une participation opérationnelle significative. Le projet devrait nécessiter environ 32 milliards de dollars de capital de développement, ce qui en fait le projet offshore le plus intensif en capital du bassin de Santos à ce jour. Ce montant dépasse de loin les projets de BP dans le golfe du Mexique — Kaskida à environ 4,7 milliards de dollars et Tiber à environ 3,7 milliards de dollars. L'arrivée d'un partenaire allégerait le fardeau financier et aiderait à gérer les risques techniques liés à la composition du gaz associé.

Petrobras se démarque comme un candidat probable en raison de son expérience étendue dans le bassin de Santos et de son expertise dans la gestion de réservoirs à forte teneur en dioxyde de carbone. Sur le champ pétrolier en ultra-eaux profondes de Mero, découvert et exploité par Petrobras depuis 2010, les concentrations de CO₂ sont également d'environ 45 %. Petrobras utilise sa technologie sous-marine propriétaire HiSep pour séparer et réinjecter le gaz riche en carbone, réduisant ainsi la charge de traitement à bord du navire de production, de stockage et de déchargement (FPSO). L'expérience opérationnelle de Mero pourrait être directement applicable à Bumerangue, renforçant la justification de la participation de Petrobras au projet.

Conditions fiscales favorables

Le cadre fiscal régissant Bumerangue allège considérablement le fardeau financier. Le bloc a été attribué à BP en 2022 dans le cadre d'un accord de partage de production (PSA) qui permet de désigner jusqu'à 80 % de la production comme pétile de coût pour récupérer les dépenses approuvées avant que le reste du pétile à profit ne soit partagé avec le gouvernement brésilien. La part bénéficiaire du gouvernement n'est que de 5,9 % — bien inférieure à celle de projets comparables. À titre de comparaison, le champ de Mero porte une part bénéficiaire de 41,6 % avec des limites de récupération des coûts de 30 % à 50 %. Ces conditions améliorent considérablement les perspectives de BP pour récupérer l'investissement initial substantiel de Bumerangue.

Compte tenu de la complexité technique du projet équilibrée contre la structure favorable du PSA, le prix de seuil de rentabilité estimé à environ 50 dollars le baril rendrait le projet commercialement viable, bien qu'il ne se classe pas parmi les développements en eau profonde les moins coûteux du Brésil. La phase 1 de Bacalhau d'Equinor a été approuvée avec un seuil de rentabilité inférieur à 35 $/baril, et Shell a fixé le seuil de rentabilité moyen de ses derniers projets de croissance amont, y compris Gato do Mato, à environ 35 $/baril. Bien que les estimations de seuil de rentabilité avant le début du forage de développement puissent être approximatives, les coûts de Bumerangue resteraient probablement en dessous du seuil de 60 $/baril associé aux développements frontières plus marginaux. Les conditions fiscales favorables du projet, son énorme potentiel de ressources et ses perspectives de productivité élevée des puits pourraient compenser des coûts techniques plus élevés.

L'économie du projet restera sensible aux volumes récupérables, aux exigences de FPSO et au coût de la gestion du dioxyde de carbone. Le champ voisin de Gato do Mato de Shell, dont la production devrait débuter en 2029, a connu des retards répétés après sa découverte à la fin des années 2010. L'inflation offshore post-pandémie a rendu le concept de FPSO original de Shell prohibitif. Bumerangue est considérablement plus grand et plus complexe que Gato do Mato, ce qui rend le contrôle des coûts d'autant plus critique dans le contexte de la volatilité actuelle des marchés.

Transformer la position de BP au Brésil

Le projet marquerait également une transformation de la présence historiquement limitée de BP au Brésil. L'entreprise a brièvement exploité le champ de Polvo, tandis que ses autres intérêts brésiliens ont principalement consisté en des participations minoritaires. Bumerangue représente donc la première tentative de BP de diriger un projet majeur de pré-sel brésilien, de la découverte à la construction et à la production. Le succès pourrait établir le Brésil comme une nouvelle région opérationnelle centrale pour l'entreprise et fournir la base locale nécessaire à une exploration plus poussée du bassin de Santos.

Calendrier critique pour les perspectives de production du Brésil

Le calendrier du projet est tout aussi crucial pour le Brésil. La province de pré-sel du bassin de Santos, dont le potentiel commercial a été débloqué par la découverte historique de Tupi en 2006–2007, a depuis fait du Brésil l'un des plus grands producteurs et exportateurs de pétrole au monde. La production pétrolière nationale devrait atteindre un pic vers 2029 ou 2030, alors que les plus grands développements de pré-sel du pays arrivent à maturité. Le champ de Tupi a atteint un pic en 2020 à environ 1,1 million de b/j et a déjà entamé son déclin, produisant 840 000 b/j en juillet. Mero produit actuellement environ 760 000 b/j et approche de son pic, tandis que Búzios devrait atteindre une production de pointe d'environ 1,8 million de b/j d'ici 2030.

Une fois que ces champs géants dépasseront leurs plateaux, le Brésil aura besoin d'un autre projet à grande échelle pour amortir le déclin. Bumerangue pourrait servir de pont. Une première production vers 2032 arriverait précisément au moment où Tupi, Mero et éventuellement Búzios commenceront à décliner. Une production de pointe d'environ 600 000 b/j ne remplacerait pas pleinement la baisse de ces champs, mais elle pourrait ralentir le déclin, prolonger la période de production élevée du Brésil et préserver la capacité d'exportation.

Cela a son importance car le pétrole brut brésilien est de plus en plus précieux pour les acheteurs qui recherchent un approvisionnement politiquement stable et des routes maritimes qui évitent les points d'étranglement vulnérables. Les qualités de brut de pré-sel brésilien — principalement des mélanges mi-doux à faible teneur en soufre — sont bien adaptées aux raffineries complexes d'Asie et d'Europe, renforçant encore leur attrait commercial. Le Brésil a exporté environ 2,7 millions de b/j en juillet, dont 1,5 million de b/j vers l'Asie — dont environ 1 million de b/j vers la Chine — ainsi que 690 000 b/j vers l'Europe et 360 000 b/j vers les Amériques. Bien que le Brésil soit géographiquement éloigné des principales régions consommatrices, ses exportations ne dépendent pas du détroit d'Ormuz, du détroit de Bab el-Mandeb ou d'autres corridors maritimes à haut risque.

Pour BP comme pour le Brésil, Bumerangue ne vise pas tant à générer une augmentation de production à court terme qu'à prolonger un plateau de production existant. Pour BP, le projet pourrait soutenir la production et la génération de trésorerie tout au long des années 2030, valider la stratégie amont de l'entreprise et établir le Brésil comme une nouvelle région opérationnelle centrale. Pour le Brésil, Bumerangue pourrait arriver au moment précis où la génération actuelle de géants du pré-sel commence à décliner. Les coûts et les risques techniques sont substantiels, mais l'envergure du projet, ses conditions fiscales et son calendrier lui donnent le potentiel d'aider à la fois l'entreprise et le pays à maintenir leur production considérablement plus longtemps.

Par Natalia Katona pour OilPrice.com