BPのブメランシュ発見は、単なるブラジルの大型油田発見以上の意味を持つ。可採埋蔵量25億バレル、ピーク生産量日産60万バレル（b/d）に達する可能性があるこの超深海開発プロジェクトは、BPの上流ポートフォリオとブラジル全体の生産ブームを2030年代まで支える潜在力を備えている。プロジェクトはBPの既存資産の産出量減少を相殺する十分な規模を持ち、ブラジルの現在のプレソルト巨大油田群が生産プラトーから離れ始めるまさにその時期に稼働開始する見通しである。

しかし、この有望さには莫大なコストが伴う。開発費用は320億ドルに達する可能性があり、貯留層ガス中の潜在的に高いCO₂濃度は高価な海底分離・再注入技術を必要とする可能性がある。ブメランシュの有利な財政条件はこれらのリスクを管理可能にする可能性があるが、プロジェクトの成功はBPのコスト管理能力、適切な開発パートナーの確保、そして数十年で最大の発見を商業的に競争力のあるプロジェクトに転換できることの証明にかかっている。

BPにとっての戦略的重要性

BPは2030年までに上流総生産量を日産230万〜250万バレルの範囲にすることを目標としている。この目標は、2024年にCEOマレー・オースチンクロスの下で、同年の初めに示していたより深い石油・ガス産出量削減を緩和した後、改めて重要視されるようになった。この生産水準を維持するには、以前の開発プロジェクトの自然減衰を相殺できる新規プロジェクトが必要であり、ここでブメランシュが極めて重要となる。同ガス田は1999年のシャーデニズ以来のBP最大の発見であり、これまでで6番目に大きい深海石油発見として位置づけられる。

ブメランシュの最終投資決定は2028年頃、初油は2032年頃を想定している。開発が成功裏に進めば、ブメランシュはBPの生産ポートフォリオにおける実質的な減衰を4〜6年遅らせ、約2032年から2038年頃へと移行させる可能性がある。

CO₂の課題とパートナーシップの見通し

ブメランシュに関する主たる不確実性は、プロジェクトの随伴ガス産出物中の二酸化炭素含有量に関連する。一部の専門家が指摘するように濃度が45%を超える場合、BPは高度な海底分離・再注入技術を導入する必要がある。この要件は約30億ドルのコストを追加し、大規模ではまだ十分に実証されていない多大な技術的専門知識を要する可能性がある。

BPは現在ブメランシュの権益100%を保有しているが、これらの技術的複雑さを考慮すると、最終投資決定前に持ち分の一部を売却し、同時に重要な運営権益を保持すると広く予想されている。プロジェクトは約320億ドルの開発資本を必要とすると見込まれており、サントス盆地でこれまで最も資本集約的な沖合プロジェクトとなる。この金額はBPのメキシコ湾プロジェクト、カスキダ（約47億ドル）およびタイバー（約37億ドル）を大幅に上回る。パートナーを迎えることは財政負担を軽減し、随伴ガス組成に関連する技術リスクの管理に役立つ。

ペトロブラスは、サントス盆地での豊富な経験と高二酸化炭素含有量の貯留層を管理する専門知識を持つため、有力な候補として浮上している。2010年にペトロブラスが発見・運営する超深海メロ油田では、CO₂濃度も約45%である。ペトロブラスは独自の海底HiSep技術を用いて炭素リッチガスを分離・再注入し、浮上式生産貯蔵積出（FPSO）船上の処理負荷を軽減している。メロ油田の運用経験はブメランシュに直接応用可能であり、ペトロブラスがプロジェクトに参加する理由を強化している。

有利な財政条件

ブメランシュを規定する財政枠組みは財政負担を大幅に軽減する。同ブロックは2022年に生産分与契約（PSA）の下でBPに付与され、承認された費用を回収するためのコストオイルとして生産量の最大80%を使用できる。残りのプロフィットオイルがブラジル政府と分配される前に、政府の利益配分はわずか5.9%であり、同等のプロジェクトを大きく下回る。比較として、メロ油田は41.6%の利益配分と30%〜50%のコスト回収上限を有する。これらの条件はBPがブメランシュの巨額の初期投資を回収する見通しを大幅に改善する。

プロジェクトの技術的複雑さとPSAの有利な構造のバランスを考慮すると、推定盈虧均衡価格は約50ドル/バレルであり、プロジェクトを商業的に実現可能にするが、ブラジルで最も安価な深海開発には含まれない。エクイノールのバカリャウ第1フェーズは35ドル/バレル未満の盈虧均衡で承認され、シェルは最新の上流成長プロジェクト（ガト・ド・マトを含む）の平均盈虧均衡を約35ドル/バレルとしている。掘削前の盈虧均衡推定は概算に過ぎないが、ブメランシュのコストはより限界的なフロンティア開発に関連する60ドル/バレルの閾値を下回ると予想される。プロジェクトの有利な財政条件、莫大な資源ポテンシャル、高い井戸生産性の可能性は、より高い技術コストを相殺する可能性がある。

プロジェクトの経済性は、可採埋蔵量、FPSO要件、二酸化炭素管理コストに引き続き左右される。シェルの隣接ガス田ガト・ド・マト（2029年稼働予定）は、2010年代後半の発見後、繰り返し遅延を経験した。パンデミック後の沖合インフレにより、シェルの当初のFPSOコンセプトは法外なコストとなった。ブメランシュはガト・ド・マトより大幅に規模が大きく複雑であり、現在の市場のボラティリティを背景にコスト管理が特に重要となる。

ブラジルにおけるBPの地位の変革

このプロジェクトはまた、ブラジルにおけるBPのかつて限定的であった足場の変革を意味する。同社は一時的にポルボ油田を操業したが、その他のブラジルにおける権益は主に少数持ち分であった。したがって、ブメランシュはBPが発見から建設・生産までブラジルの主要なプレソルトプロジェクトを主導する初の試みとなる。成功すれば、ブラジルを同社の新たな中核操業地域として確立し、さらなるサントス盆地探査に必要な現地拠点を提供できる。

ブラジルの生産見通しにとっての極めて重要なタイミング

プロジェクトのタイミングはブラジルにとっても同様に重要である。2006〜2007年の画期的なトゥピ発見によって商業的潜在力が解き放たれたサントス盆地プレソルト州は、その後ブラジルを世界最大級の産油国・輸出国の一つとした。ブラジルの原油産出量は、最大のプレソルト開発プロジェクトが成熟する2029年または2030年頃にピークに達すると予想されている。トゥピ油田は2020年に約110万b/dでピークに達し、すでに減衰に入っており、7月時点で84万b/dを生産している。メロは現在約76万b/dを生産しピークに近づいており、ブジオスは2030年までに約180万b/dのピーク生産に達すると予想されている。

これらの巨大油田がプラトーを過ぎると、ブラジルは減衰を緩和するための新たな大規模プロジェクトを必要とする。ブメランシュはその橋渡しとなり得る。2032年頃の初油生産開始は、トゥピ、メロ、そして最終的にはブジオスが減衰し始めるまさにその時期に投入される。約60万b/dのピーク生産量はこれらの油田からの減少を完全に補填するものではないが、減衰を緩やかにし、ブラジルの高水準生産期間を延長し、輸出能力を維持することができる。

これは重要である。なぜなら、ブラジル産原油は政治的に安定した供給と脆弱なチョークポイントを回避する輸送ルートを求める買い手にとってますます価値があるからである。ブラジルのプレソルト原油銘柄、主に中質甘質・低硫黄のブレンドは、アジアやヨーロッパの複雑な精製所に適しており、商業的な魅力をさらに高めている。ブラジルは7月に約270万b/dを輸出した。そのうちアジアへ150万b/d（うち約100万b/dが中国向け）、ヨーロッパへ69万b/d、米州へ36万b/dであった。ブラジルは主要消費地域から地理的に遠いが、その輸出はホルムズ海峡、バブ・エル・マンデブ海峡、その他の高リスク海上回廊に依存していない。

BPにとってもブラジルにとっても、ブメランシュは短期的な生産急増をもたらすことよりも、既存のプラトーを延長することに関わる。BPにとって、このプロジェクトは2030年代を通じて産出量とキャッシュ・ジェネレーションを支え、同社の上流戦略を裏付け、ブラジルを新たな中核地域として確立できる。ブラジルにとって、ブメランシュは現在の世代のプレソルト巨大油田が減衰し始めるまさにその時期に投入される。コストと技術リスクは大きいが、プロジェクトの規模、財政条件、タイミングは、企業と国家の双方がより長期間にわたり生産を維持するのを支援する可能性を与えている。

Natalia Katona 記、OilPrice.com 掲載