La scoperta di Bumerangue di BP rappresenta molto più di un altro importante ritrovamento petrolifero brasiliano. Con una stima di 2,5 miliardi di barili di riserve potenzialmente recuperabili e una produzione di picco che potrebbe raggiungere i 600.000 barili al giorno (b/g), lo sviluppo ultraprofondo ha il potenziale per sostenere sia il portafoglio upstream di BP sia il più ampio boom produttivo del Brasile fino agli anni '30. Il progetto è sufficientemente grande da compensare il calo di produzione dagli asset esistenti di BP e si prevede entri in produzione proprio quando gli attuali giganti del pre-salina brasiliano inizieranno a uscire dai propri plateau produttivi.

Tuttavia, questa promessa comporta un prezzo considerevole. I costi di sviluppo potrebbero raggiungere i 32 miliardi di dollari e le potenziali alte concentrazioni di CO₂ nel gas del giacimento potrebbero richiedere costosa tecnologia di separazione e reiniezione subacquea. Le condizioni fiscali favorevoli di Bumerangue potrebbero contribuire a rendere gestibili questi rischi, ma il successo del progetto dipenderà dalla capacità di BP di controllare i costi, assicurarsi il giusto partner di sviluppo e dimostrare che la sua più grande scoperta da decenni possa trasformarsi in un'operazione commercialmente competitiva.

Importanza Strategica per BP

BP punta a una produzione upstream totale compresa tra 2,3 e 2,5 milioni di b/g entro il 2030, un obiettivo che ha acquisito nuova centralità dopo che l'azienda, sotto la guida dell'amministratore delegato Murray Auchincloss nel 2024, ha attenuato i tagli più profondi alla produzione di petrolio e gas che aveva delineato all'inizio del decennio. Sostenere questo livello produttivo richiederà nuovi progetti in grado di compensare il declino naturale degli sviluppi precedenti, ed è qui che Bumerangue diventa cruciale. Il campo è la più grande scoperta di BP da Shah Deniz nel 1999 e si colloca al sesto posto tra le più grandi scoperte di petrolio in acque profonde di sempre.

L'approvazione finale degli investimenti per Bumerangue è prevista intorno al 2028, con il primo petrolio atteso per il 2032 circa. Se lo sviluppo procede con successo, il progetto potrebbe posticipare di quattro-sei anni un declino materiale nel portafoglio produttivo di BP, spostandolo da circa il 2032 al 2038.

Sfide CO₂ e Prospettive di Partnership

L'principale incertezza che circonda Bumerangue riguarda il contenuto di anidride carbonica nel gas associato del progetto. Se le concentrazioni superano il 45%, come suggeriscono alcuni esperti, BP potrebbe dover dispiegare tecnologia avanzata di separazione e reiniezione subacquea. Questo requisito potrebbe aggiungere circa 3 miliardi di dollari ai costi e richiedere competenze tecnologiche significative non ancora pienamente dimostrate su larga scala.

BP detiene attualmente il 100% delle partecipazioni in Bumerangue ma, viste queste complicazioni tecniche, è ampiamente atteso che ceda una parte della propria quota prima dell'approvazione finale degli investimenti, mantenendo tuttavia una partecipazione operativa significativa. Si prevede che il progetto richieda circa 32 miliardi di dollari di capitale di sviluppo, rendendolo il progetto offshore più intensivo in capitale del bacino di Santos fino ad oggi. Questa cifra supera di gran lunga i progetti di BP nel Golfo del Messico — Kaskida a circa 4,7 miliardi di dollari e Tiber a circa 3,7 miliardi di dollari. L'ingresso di un partner alleggerirebbe l'onere finanziario e aiuterebbe a gestire i rischi tecnici legati alla composizione del gas associato.

Petrobras emerge come candidato probabile grazie alla sua vasta esperienza nel bacino di Santos e alla competenza nella gestione di giacimenti con alto contenuto di anidride carbonica. Nel campo petrolifero ultraprofondo di Mero, scoperto e gestito da Petrobras dal 2010, le concentrazioni di CO₂ si aggirano anch'esse intorno al 45%. Petrobras utilizza la sua tecnologia proprietaria subacquea HiSep per separare e reiniettare il gas ricco di carbonio, riducendo così il carico di elaborazione a bordo della nave FPSO (Floating Production, Storage, and Offloading). L'esperienza operativa di Mero potrebbe essere direttamente applicabile a Bumerangue, rafforzando le ragioni per un ingresso di Petrobras nel progetto.

Condizioni Fiscali Favorevoli

Il quadro fiscale che disciplina Bumerangue allevia significativamente l'onere finanziario. Il blocco è stato assegnato a BP nel 2022 nell'ambito di un accordo di condivisione della produzione (PSA) che consente di designare fino all'80% della produzione come petrolio di costo per recuperare le spese approvate prima che il petrolio di profitto residuo sia diviso con il governo brasiliano. La quota di profitto del governo è solo del 5,9% — ben al di sotto dei progetti comparabili. Per confronto, il campo di Mero ha una quota di profitto del 41,6% con limiti di recupero costi dal 30% al 50%. Queste condizioni migliorano sostanzialmente le prospettive di BP di recuperare il cospicuo investimento iniziale di Bumerangue.

Considerando la complessità tecnica del progetto bilanciata dalla struttura favorevole del PSA, il prezzo di pareggio stimato di circa 50 dollari al barile renderebbe il progetto commercialmente viable, sebbene non si collocherebbe tra gli sviluppi in acque profonde più economici del Brasile. La Fase 1 di Bacalhau di Equinor è stata approvata con un pareggio inferiore a 35 dollari/bbl, e Shell ha collocato il pareggio medio dei suoi ultimi progetti di crescita upstream, inclusi Gato do Mato, a circa 35 dollari/bbl. Sebbene le stime di pareggio precedenti alla trivellazione possano essere approssimative, i costi di Bumerangue rimarrebbero probabilmente al di sotto della soglia di 60 dollari/bbl associata agli sviluppi di frontiera più marginali. Le condizioni fiscali favorevoli del progetto, l'enorme potenziale delle risorse e la prospettiva di un'elevata produttività dei pozzi potrebbero compensare i costi tecnici più elevati.

L'economia del progetto rimarrà sensibile ai volumi recuperabili, ai requisiti delle FPSO e ai costi di gestione dell'anidride carbonica. Il campo vicino di Gato do Mato di Shell, la cui produzione è prevista iniziare nel 2029, ha subito ripetuti ritardi dopo la sua scoperta alla fine degli anni 2010. L'inflazione offshore post-pandemia ha reso il concetto FPSO originario di Shell proibitivamente costoso. Bumerangue è considerevolmente più grande e complesso di Gato do Mato, rendendo il controllo dei costi particolarmente critico nel contesto dell'attuale volatilità del mercato.

Trasformare la Posizione di BP in Brasile

Il progetto segnerebbe anche una trasformazione della storica presenza limitata di BP in Brasile. L'azienda ha gestito brevemente il campo di Polvo, mentre le sue altre partecipazioni brasiliane hanno riguardato principalmente quote di minoranza. Bumerangue rappresenta quindi il primo tentativo di BP di guidare un importante progetto pre-salina brasiliano dalla scoperta attraverso la costruzione e la produzione. Il successo potrebbe stabilire il Brasile come nuova regione operativa centrale per l'azienda e fornire la base locale necessaria per ulteriori esplorazioni nel bacino di Santos.

Tempistica Critica per le Prospettive Produttive del Brasile

La tempistica del progetto è altrettanto cruciale per il Brasile. La provincia pre-salina del bacino di Santos, il cui potenziale commerciale è stato sbloccato dalla scoperta storica di Tupi nel 2006–2007, ha da allora reso il Brasile uno dei più grandi produttori ed esportatori di petrolio al mondo. La produzione nazionale di petrolio dovrebbe raggiungere il picco intorno al 2029 o 2030 con la maturazione dei più grandi sviluppi pre-salina del paese. Il campo di Tupi ha raggiunto il picco nel 2020 a circa 1,1 milioni di b/g ed è già entrato in declino, producendo 840.000 b/g a luglio. Mero produce attualmente circa 760.000 b/g e si sta avvicinando al picco, mentre Búzios dovrebbe raggiungere il picco produttivo di circa 1,8 milioni di b/g entro il 2030.

Una volta che questi campi giganti supereranno i propri plateau, il Brasile avrà bisogno di un altro progetto su larga scala per attenuare il declino. Bumerangue potrebbe fungere da ponte. Il primo petrolio intorno al 2032 arriverebbe proprio quando Tupi, Mero ed eventualmente Búzios inizieranno a declinare. La produzione di picco di circa 600.000 b/g non sostituirebbe completamente il calo di quei campi, ma potrebbe rallentare il declino, prolungare il periodo di produzione elevata del Brasile e preservare la capacità di esportazione.

Ciò è importante perché il greggio brasiliano è sempre più prezioso per gli acquirenti che cercano approvvigionamenti politicamente stabili e rotte di spedizione che evitino punti di strozzatura vulnerabili. I greggi pre-salina brasiliani — prevalententemente miscele medie-dolci a basso contenuto di zolfo — sono particolarmente adatti alle raffinerie complesse in Asia ed Europa, accentuandone ulteriormente l'attrattiva commerciale. Il Brasile ha esportato circa 2,7 milioni di b/g a luglio, inclusi 1,5 milioni di b/g verso l'Asia — di cui circa 1 milione di b/g verso la Cina — oltre a 690.000 b/g verso l'Europa e 360.000 b/g verso le Americhe. Sebbene il Brasile sia geograficamente lontano dalle principali regioni di consumo, le sue esportazioni non dipendono dallo Stretto di Hormuz, dallo Stretto di Bab el-Mandeb o da altri corridoi marittimi ad alto rischio.

Sia per BP che per il Brasile, Bumerangue non riguarda tanto la generazione di un breve picco produttivo, quanto piuttosto l'estensione di un plateau esistente. Per BP, il progetto potrebbe sostenere la produzione e la generazione di cassa negli anni '30, convalidare la strategia upstream dell'azienda e stabilire il Brasile come nuova regione operativa centrale. Per il Brasile, Bumerangue potrebbe arrivare proprio nel momento in cui l'attuale generazione di giganti del pre-salina inizierà a declinare. I costi e i rischi tecnici sono sostanziali, ma la scala del progetto, le condizioni fiscali e la tempistica gli conferiscono il potenziale per aiutare sia l'azienda che il paese a sostenere la produzione considerevolmente più a lungo.

A cura di Natalia Katona per OilPrice.com