Репортаж от Wedoany，Сверхглубоководное открытие Bumerangue в бассейне Сантос в Бразилии, принадлежащее BP, обладает потенциальными извлекаемыми запасами около 2,5 млрд баррелей, пиковая добыча может достигать 600 тыс. баррелей в сутки. Масштаб проекта достаточен, чтобы компенсировать падение добычи на существующих активах BP, и его запуск совпадает с периодом, когда гигантские месторождения на подсолевых залежах Бразилии постепенно покидают плато стабильной добычи. Затраты на разработку могут достигать 32 млрд долларов, а высокая концентрация углекислого газа в попутном газе пласта может потребовать дорогостоящего подводного разделения и обратной закачки. Условия соглашения о разделе продукции (СРП) по данному блоку достаточно льготны, что создаёт предпосылки для контроля рисков, однако успех по-прежнему зависит от контроля затрат BP, выбора партнёров по разработке и способности превратить это открытие в коммерчески конкурентоспособный проект.
BP планирует поддерживать общий объём добычи на верхнем уровне в диапазоне 2,3–2,5 млн баррелей в сутки к 2030 году, что требует компенсации естественного падения на существующих активах за счёт новых проектов, и именно здесь проявляется роль Bumerangue в этой цепочке. Это открытие стало крупнейшим для BP с момента Shah Deniz (газовое месторождение Шах-Дениз) в 1999 году и шестым по величине глубоководным нефтяным открытием за всю историю. Окончательное инвестиционное решение по проекту ожидается около 2028 года, первая нефть — примерно в 2032 году, что позволит отодвинуть момент существенного спада в производственном портфеле BP с примерно 2032 года до 2038 года, то есть на 4–6 лет.
Наибольшая неопределённость проекта связана с содержанием углекислого газа в попутном газе. По оценкам экспертов, если концентрация превысит 45%, BP потребуется применять передовые установки подводного разделения и обратной закачки, стоимость которых составит около 3 млрд долларов, и это сопряжено с большим количеством ещё не до конца отработанных технологических решений. В настоящее время BP владеет 100% долей в Bumerangue. Учитывая вышеуказанную сложность, компания может продать часть доли до окончательного инвестиционного решения, сохранив при этом значительную операционную долю. Капитальные затраты в 32 млрд долларов в несколько раз превышают показатели проектов BP в Мексиканском заливе — Kaskida (около 4,7 млрд долларов) и Tiber (около 3,7 млрд долларов). Привлечение партнёров позволит не только распределить финансовую нагрузку, но и управлять технологическими рисками, связанными с составом попутного газа.
Бразильская нефтяная компания Petrobras (Петробраз) рассматривается как потенциальный партнёр: она имеет опыт работы в бассейне Сантос и владеет технологиями разработки залежей с высоким содержанием углекислого газа. На эксплуатируемом ею сверхглубоководном месторождении Mero концентрация CO₂ также составляет около 45%; Petrobras использует подводную технологию HiSep для отделения и обратной закачки богатого углеродом газа, снижая нагрузку на FPSO (плавучие добычные, нефтехранилищные и отгрузочные установки). Опыт разработки Mero может быть напрямую применён к Bumerangue, что усиливает обоснованность участия Petrobras в этом проекте.
Данный блок был предоставлен BP в 2022 году по соглашению о разделе продукции, которое позволяет возмещать до 80% добычи в качестве нефти для компенсации затрат на утверждённые расходы, а оставшаяся прибыльная нефть делится с правительством Бразилии, при этом доля государства в прибыли составляет всего 5,9% — значительно ниже, чем 41,6% на Mero (где предел возмещения затрат составляет от 30% до 50%). Эти условия благоприятствуют возврату первоначальных инвестиций BP.
При балансировании между льготными фискальными условиями и сложностью проекта точка безубыточности на уровне около 50 долларов за баррель может обеспечить коммерческую жизнеспособность проекта, хотя это и не сделает его самым дешёвым глубоководным проектом в Бразилии. Для сравнения: первая фаза проекта Bacalhau компании Equinor (норвежская государственная нефтяная компания) была одобрена с точкой безубыточности ниже 35 долларов за баррель, а Shell (Шелл) установила среднюю точку безубыточности для новейших проектов роста в верхнем сегменте, таких как Gato do Mato, на уровне около 35 долларов за баррель. Оценки точки безубыточности до начала разведочного бурения остаются довольно приблизительными, однако безубыточная стоимость проекта, как ожидается, удержится в пределах порога в 60 долларов за баррель: льготные фискальные условия, масштаб ресурсов и высокая продуктивность скважин могут компенсировать более высокие технологические затраты.
Экономика проекта по-прежнему чувствительна к извлекаемым запасам, потребностям в FPSO и затратам на управление CO₂. Соседнее месторождение Shell Gato do Mato (ожидается запуск в 2029 году) неоднократно откладывалось после открытия в конце 2010-х годов, а морская инфляция после пандемии сделала первоначальную схему с FPSO слишком затратной. Масштаб и сложность Bumerangue значительно выше, чем у Gato do Mato, поэтому контроль затрат приобретает особое значение.
Проект также изменит ограниченное присутствие BP в Бразилии. BP ранее непродолжительное время эксплуатировала месторождение Polvo, а остальные активы в Бразилии в основном представляли собой миноритарные доли. Bumerangue — первый крупный подсолевой проект BP в Бразилии, где компания полностью ведёт процесс от открытия, обустройства до добычи. В случае успеха Бразилия станет новым ключевым операционным регионом компании и создаст местную базу для последующей разведки в бассейне Сантос.
Временные рамки также важны для Бразилии. По мере созревания крупнейших подсолевых проектов национальная нефтедобыча Бразилии, как ожидается, достигнет пика примерно в 2029 или 2030 году. Месторождение Tupi достигло пика около 1,1 млн баррелей в сутки в 2020 году, а к июлю его добыча снизилась до 840 тыс. баррелей в сутки; Mero в настоящее время добывает около 760 тыс. баррелей в сутки и приближается к пику; Buzios, как ожидается, достигнет пиковой добычи около 1,8 млн баррелей в сутки к 2030 году.
После того как эти гигантские месторождения поочерёдно покинут плато стабильной добычи, Бразилии потребуется ещё один крупный проект для смягчения падения добычи. Bumerangue может обеспечить эту связку: первая нефть примерно в 2032 году как раз совпадёт с вступлением Tupi, Mero и последующего Buzios в фазу падения. Пиковая добыча в 600 тыс. баррелей в сутки не сможет полностью компенсировать снижение, но замедлит темпы падения, продлит период высокой добычи в Бразилии и сохранит экспортный потенциал.
Привлекательность бразильской нефти для покупателей, ищущих политически стабильные поставки и стремящихся избежать высокорисковых маршрутов, растёт. В июле экспорт Бразилии составил около 2,7 млн баррелей в сутки, из которых 1,5 млн баррелей в сутки — в Азию (около 1 млн баррелей в сутки — в Китай), 690 тыс. баррелей в сутки — в Европу, 360 тыс. баррелей в сутки — в Америку; экспортные маршруты не зависят от таких высокорисковых коридоров, как Ормузский пролив или Баб-эль-Мандебский пролив.
Для BP и Бразилии значение Bumerangue заключается в продлении существующего плато стабильной добычи, а не в создании кратковременного всплеска добычи. BP сможет за счёт этого поддержать объёмы добычи и генерацию денежного потока в 2030-х годах, подтвердить свою стратегию в верхнем сегменте и утвердить Бразилию в качестве нового ключевого региона; Бразилия же получит связку добычи в период, когда гигантские подсолевые месторождения вступают в фазу падения. Затратные и технологические риски объективно существуют, однако масштаб ресурсов, фискальные условия и временной фактор делают этот проект способным помочь и компании, и стране поддерживать уровень добычи на протяжении более длительного периода.
