BP的Bumerangue发现远不止是又一个巴西大型油气田。据估计，该超深水项目拥有25亿桶潜在可采储量，峰值产量可达每日60万桶（b/d），有望将BP的上游资产组合和巴西整体产量繁荣延续至2030年代。该项目规模足以抵消BP现有资产产量的递减，并预计将在巴西当前盐下层巨型油田开始走出产量平台期之际投入运营。

然而，这一前景伴随着高昂的代价。开发成本可能高达320亿美元，储层气体中可能较高的二氧化碳浓度还可能需要昂贵的海底分离和回注技术。Bumerangue优越的财政条款有助于管控这些风险，但项目的成功将取决于BP能否控制成本、找到合适的开发合作伙伴，并证明其数十年来最大的发现能够转化为具有商业竞争力的运营项目。

对BP的战略重要性

BP的目标是到2030年将总上游产量维持在230万至250万桶/日之间。2024年，在首席执行官Murray Auchincloss的领导下，公司放缓了此前在本十年初提出的更大幅度的油气产量削减计划，使这一目标获得了新的重视。维持该产量水平需要能够抵消早期开发项目自然递减的新项目，而这正是Bumerangue的关键所在。该油田是BP自1999年Shah Deniz以来最大的发现，也是有史以来第六大深水石油发现。

Bumerangue的最终投资批准预计在2028年前后，首油目标约为2032年。如果开发顺利推进，该项目可能将BP产量组合的实质性递减推迟四至六年，即从大约2032年推迟至2038年前后。

二氧化碳挑战与合作前景

Bumerangue面临的主要不确定性在于项目伴生气中的二氧化碳含量。如果浓度超过45%（正如一些专家所预测的），BP可能需要部署先进的海底分离和回注技术。这一需求可能增加约30亿美元的成本，并需要大量尚未在规模化层面得到充分验证的技术专长。

BP目前持有Bumerangue 100%的权益，但鉴于上述技术复杂性，市场普遍预计BP将在最终投资批准前出售部分股权，同时保留重要的运营权益。该项目预计需要约320亿美元的开发资本，使其成为迄今为止桑托斯盆地资本密集度最高的海上项目。这一数字远超BP在墨西哥湾的项目——Kaskida约47亿美元和Tiber约37亿美元。引入合作伙伴将减轻财务负担，并有助于管理与伴生气成分相关的技术风险。

Petrobras因其丰富的桑托斯盆地经验以及管理高二氧化碳含量储层的专长而成为理想的合作伙伴候选。在由Petrobras自2010年发现并运营的超深水Mero油田中，二氧化碳浓度同样约为45%。Petrobras采用其专有的海底HiSep技术来分离并回注富碳气体，从而减轻浮式生产储卸装置（FPSO）上的处理负荷。Mero的运营经验可直接应用于Bumerangue，进一步增强了Petrobras加入该项目的理由。

优惠的财政条款

Bumerangue的财政框架大幅减轻了财务负担。该区块于2022年根据生产共享协议（PSA）授予BP，允许将高达80%的产量指定为成本油，用于回收经批准的费用，然后再将剩余利润油与巴西政府分配。政府的利润份额仅为5.9%——远低于同类项目。作为参照，Mero油田的利润份额为41.6%，成本回收上限为30%至50%。这些条款大大改善了BP回收Bumerangue巨额前期投资的前景。

考虑到项目的技术复杂性，但结合PSA的有利结构，估计约50美元/桶的盈亏平衡价格将使该项目具备商业可行性，尽管它不会位列巴西成本最低的深水开发项目之列。Equinor的Bacalhau一期获批时的盈亏平衡价低于35美元/桶，而Shell将其最新上游增长项目（包括Gato do Mato）的平均盈亏平衡价定在约35美元/桶。虽然开发钻井全面展开之前的盈亏平衡估算可能较为粗略，但Bumerangue的成本可能仍低于与更边缘前沿开发相关的60美元/桶门槛。该项目优越的财政条款、巨大的资源潜力和高产井产能有望抵消较高的技术成本。

项目经济效益仍将对可采储量、FPSO需求以及二氧化碳处理成本保持敏感。Shell邻近的Gato do Mato油田预计于2029年投产，但在2010年代末发现后经历了多次延迟。疫情后的海上通胀使Shell原有的FPSO概念方案成本过高。Bumerangue的规模和复杂程度远超Gato do Mato，使得在当前市场波动背景下成本控制尤为关键。

改变BP在巴西的地位

该项目还将标志着BP在巴西历来有限布局的转变。公司曾短暂运营过Polvo油田，其在巴西的其他权益主要涉及少数股权。因此，Bumerangue是BP首次尝试从发现到建设和生产全程主导一个巴西重大盐下层项目。成功将使巴西成为公司新的核心运营区域，并为进一步的桑托斯盆地勘探提供所需的本地基地。

对巴西产量前景的关键时机

该项目的时机对巴西同样至关重要。桑托斯盆地盐下层区——其商业潜力由2006至2007年的标志性Tupi发现所开启——此后已使巴西成为全球最大的石油生产国和出口国之一。全国石油产量预计将在2029或2030年前后达峰，届时该国最大的盐下层开发项目将趋于成熟。Tupi油田于2020年达到约110万桶/日的峰值，目前已进入递减期，7月产量为84万桶/日。Mero目前产量约为76万桶/日，即将接近峰值，而Búzios预计将在2030年达到约180万桶/日的峰值产量。

一旦这些巨型油田走出平台期，巴西将需要另一个大型项目来缓解递减。Bumerangue可以充当这一桥梁。约2032年的首油时间恰好赶上Tupi、Mero以及最终的Búzios开始衰减之际。约60万桶/日的峰值产量虽无法完全替代这些油田的减产量，但可以减缓下降速度，延长巴西高产期，并保持出口能力。

这一点至关重要，因为巴西原油对寻求政治稳定供应和避开脆弱海上要道的买家来说日益珍贵。巴西盐下层原油品种——主要为中质低硫甜油——非常适合亚洲和欧洲的复杂炼厂，进一步增强了其商业吸引力。巴西7月出口约270万桶/日，其中包括对亚洲的150万桶/日（其中约100万桶/日出口至中国），对欧洲的69万桶/日，以及对美洲的36万桶/日。虽然巴西在地理上距离主要消费区较远，但其出口不依赖霍尔木兹海峡、曼德海峡或其他高风险海上通道。

对BP和巴西而言，Bumerangue与其说是创造短期产量激增，不如说是延长现有平台期。对BP而言，该项目可以在整个2030年代支撑产量和现金生成，验证公司的上游战略，并确立巴西为新的核心运营区域。对巴西而言，Bumerangue恰好在当前一代盐下层巨头开始衰减之际到来。成本和技术风险固然巨大，但项目的规模、财政条款和时机赋予了它帮助公司和该国更长久地维持产量的潜力。

作者：Natalia Katona，OilPrice.com