Открытие BP Bumerangue — это гораздо больше, чем еще одно крупное нефтяное открытие в Бразилии. При оценке в 2,5 млрд баррелей потенциально извлекаемых запасов и пиковом объеме добычи, который может достичь 600 000 баррелей в сутки (b/d), этот сверхглубоководный проект способен поддерживать как upstream-портфель BP, так и более широкий нефтяной бум Бразилии вплоть до 2030-х годов. Проект достаточно масштабен, чтобы компенсировать снижение добычи на существующих активах BP, и, как ожидается, выйдет на рынок как раз в тот момент, когда нынешние гиганты предсолевого слоя Бразилии начнут сходить с своих производственных плато.

Однако это обещание сопровождается внушительной ценой. Затраты на разработку могут достичь $32 млрд, а потенциально высокие концентрации CO₂ в пластовом газе могут потребовать дорогостоящих подводных технологий разделения и закачки обратно. Благоприятные фискальные условия по Bumerangue могут помочь сделать эти риски управляемыми, но успех проекта будет зависеть от способности BP контролировать затраты, привлечь подходящего партнера по разработке и доказать, что ее крупнейшее открытие за десятилетия можно превратить в коммерчески конкурентоспособный проект.

Стратегическое значение для BP

BP ставит цель довести совокупную добычу upstream до диапазона 2,3–2,5 млн b/d к 2030 году — цель, на которой снова сделан акцент после того, как компания под руководством CEO Murray Auchincloss в 2024 году смягчила более глубокие сокращения добычи нефти и газа, обозначенные ранее в декаде. Сохранение этого уровня потребует новых проектов, способных компенсировать естественное снижение добычи на более ранних месторождениях, и именно здесь Bumerangue становится критически важным. Это крупнейшее открытие BP со времен Shah Deniz в 1999 году и шестое по величине глубоководное нефтяное открытие в истории.

Окончательное инвестиционное решение по Bumerangue ожидается примерно в 2028 году, а первая нефть — около 2032 года. Если разработка будет успешной, проект может отсрочить заметное снижение добычи в портфеле BP на 4–6 лет, сдвинув его примерно с 2032 года к 2038 году.

Вызовы, связанные с CO₂, и перспективы партнерства

Основная неопределенность вокруг Bumerangue связана с содержанием углекислого газа в попутном газе проекта. Если концентрация превысит 45%, как предполагают некоторые эксперты, BP может потребоваться внедрить передовые подводные технологии разделения и закачки обратно. Это может добавить около $3 млрд затрат и потребует значительной технологической экспертизы, которая пока не была в полной мере доказана в промышленном масштабе.

В настоящее время BP владеет 100% долей в Bumerangue, однако с учетом этих технических осложнений компания, как ожидается, продаст часть своей доли до окончательного инвестиционного решения, сохранив при этом значительную операционную долю. Проект, как ожидается, потребует около $32 млрд капитала на разработку, что делает его самым капиталоемким офшорным проектом в бассейне Сантус на сегодняшний день. Эта сумма многократно превышает стоимость проектов BP в Мексиканском заливе — Kaskida примерно за $4,7 млрд и Tiber примерно за $3,7 млрд. Привлечение партнера снизило бы финансовую нагрузку и помогло бы управлять техническими рисками, связанными с составом попутного газа.

Petrobras выглядит вероятным кандидатом благодаря большому опыту работы в бассейне Сантус и экспертизе в управлении резервуарами с высоким содержанием углекислого газа. На сверхглубоководном месторождении Mero, открытом и разрабатываемом Petrobras с 2010 года, концентрация CO₂ также составляет около 45%. Petrobras использует собственную подводную технологию HiSep для отделения и повторной закачки газов, богатых углеродом, снижая нагрузку на переработку на борту плавучей установки добычи, хранения и отгрузки (FPSO). Опыт Mero может напрямую применяться к Bumerangue, что усиливает аргументы в пользу участия Petrobras в проекте.

Благоприятные фискальные условия

Фискальная структура Bumerangue существенно облегчает финансовую нагрузку. Блок был передан BP в 2022 году по соглашению о разделе продукции (PSA), которое позволяет направлять до 80% добычи в качестве cost oil для возмещения одобренных затрат до разделения оставшейся profit oil с правительством Бразилии. Доля правительства в прибыли составляет всего 5,9% — значительно ниже, чем у сопоставимых проектов. Для сравнения, у месторождения Mero доля прибыли государства составляет 41,6%, а ограничения на возмещение затрат находятся в диапазоне 30–50%. Эти условия заметно повышают шансы BP на возврат значительных первоначальных инвестиций в Bumerangue.

С учетом технической сложности проекта и благоприятной структуры PSA, расчетная точка безубыточности около $50 за баррель сделала бы проект коммерчески жизнеспособным, хотя он и не вошел бы в число самых дешевых глубоководных разработок в Бразилии. Проект Equinor Bacalhau Phase 1 был одобрен при точке безубыточности ниже $35/bbl, а Shell оценивает среднюю точку безубыточности своих последних проектов роста upstream, включая Gato do Mato, примерно в $35/bbl. Хотя предварительные оценки до начала бурения могут быть приблизительными, затраты Bumerangue, вероятно, останутся ниже порога $60/bbl, характерного для более маржинальных frontier-проектов. Благоприятные фискальные условия, огромный ресурсный потенциал и возможность высокой продуктивности скважин могут компенсировать более высокие технические затраты.

Экономика проекта по-прежнему будет чувствительна к извлекаемым объемам, потребностям в FPSO и стоимости управления CO₂. Для сравнения, соседнее месторождение Shell Gato do Mato, которое ожидается к запуску в 2029 году, столкнулось с неоднократными задержками после открытия в конце 2010-х годов. Постпандемийная офшорная инфляция сделала первоначальную концепцию FPSO Shell слишком дорогой. Bumerangue значительно больше и сложнее, чем Gato do Mato, поэтому контроль затрат имеет критическое значение, особенно с учетом текущей волатильности рынков.

Изменение позиции BP в Бразилии

Проект также изменит исторически ограниченное присутствие BP в Бразилии. Компания недолго управляла месторождением Polvo, а ее другие интересы в Бразилии в основном сводились к миноритарным долям. Таким образом, Bumerangue — это первая попытка BP возглавить крупный бразильский проект предсолевого слоя от открытия до строительства и добычи. Успех может закрепить за Бразилией статус нового ключевого региона для компании и создать локальную базу, необходимую для дальнейшей разведки в бассейне Сантус.

Критическое значение сроков для добычи Бразилии

Сроки проекта столь же важны и для Бразилии. Провинция предсолевого слоя бассейна Сантус, коммерческий потенциал которой был раскрыт благодаря знаковому открытию Tupi в 2006–2007 годах, сделала Бразилию одним из крупнейших производителей и экспортеров нефти в мире. Ожидается, что национальная добыча нефти достигнет пика примерно в 2029 или 2030 году по мере зрелости крупнейших предсолевых проектов страны. Месторождение Tupi достигло пика в 2020 году на уровне примерно 1,1 млн b/d и уже находится в фазе снижения, производя 840 000 b/d по состоянию на июль. Mero сейчас добывает около 760 000 b/d и очень скоро приблизится к пику, тогда как Búzios, как ожидается, достигнет пикового объема добычи примерно 1,8 млн b/d уже в 2030 году.

Когда эти гигантские месторождения пройдут свои плато, Бразилии понадобится еще один крупный проект, чтобы смягчить спад. Bumerangue может стать таким мостом. Первая нефть около 2032 года придет как раз тогда, когда Tupi, Mero и, в конечном счете, Búzios начнут снижать добычу. Пиковая добыча около 600 000 b/d не полностью компенсирует падение этих месторождений, но она может замедлить снижение, продлить период повышенной добычи в Бразилии и сохранить экспортные мощности.

Это важно, потому что бразильская нефть становится все более ценной для покупателей, которые ищут политически стабильные поставки и маршруты, обходящие уязвимые узкие места. Бразильские сорта нефти предсолевого слоя — преимущественно среднесладкие, с низким содержанием серы — хорошо подходят для сложных НПЗ в Азии и Европе, что дополнительно повышает их коммерческую привлекательность. В июле Бразилия экспортировала около 2,7 млн b/d, включая 1,5 млн b/d в Азию — из которых примерно 1 млн b/d пришлось на Китай — а также 690 000 b/d в Европу и 360 000 b/d в Америку. Хотя Бразилия географически удалена от основных регионов потребления, ее экспорт не зависит от Ормузского пролива, пролива Баб-эль-Мандеб или других высокорисковых морских коридоров.

Для BP и Бразилии Bumerangue — это не столько краткосрочный скачок добычи, сколько продление существующего плато. Для BP проект может поддерживать добычу и денежный поток в течение 2030-х годов, подтвердить upstream-стратегию компании и закрепить Бразилию как новый ключевой регион. Для Бразилии Bumerangue может прийти как раз в тот момент, когда нынешнее поколение гигантов предсолевого слоя начнет снижать добычу. Затраты и технические риски значительны, но масштаб проекта, фискальные условия и сроки дают ему потенциал помочь и компании, и стране поддерживать добычу значительно дольше.

By Natalia Katona for OilPrice.com