es.wedoany.com Noticia: El descubrimiento ultraprofundo Bumerangue de BP en la cuenca de Santos, Brasil, cuenta con unos 2.500 millones de barriles de reservas potencialmente recuperables y podría alcanzar una producción máxima de 600.000 barriles diarios. La magnitud del proyecto es suficiente para compensar la caída de producción de los activos existentes de BP, y su puesta en marcha coincide con el momento en que los megacampo del presal brasileño comienzan a salir de su meseta de producción. El costo de desarrollo podría ascender a 32.000 millones de dólares, y la alta concentración de dióxido de carbono en el gas asociado del yacimiento podría requerir costosos sistemas submarinos de separación y reinyección. Los términos del contrato de producción compartida (PSA) del bloque son relativamente favorables, lo que brinda condiciones para el control de riesgos, pero el éxito aún depende del control de costos de BP, la selección de socios de desarrollo y la capacidad de convertir este descubrimiento en un proyecto comercialmente competitivo.

BP planea mantener su producción upstream total en el rango de 2,3 a 2,5 millones de barriles diarios para 2030, lo que requiere nuevos proyectos para compensar el declive natural de sus activos existentes, lo que resalta la posición de Bumerangue en esta cadena. Este descubrimiento es el mayor de BP desde Shah Deniz en 1999 y el sexto mayor descubrimiento de petróleo en aguas profundas de la historia. Se espera que la decisión final de inversión se tome alrededor de 2028, con el primer petróleo aproximadamente en 2032, lo que podría retrasar la caída sustancial de la cartera de producción de BP de aproximadamente 2032 a 2038, es decir, de 4 a 6 años.

La mayor incertidumbre del proyecto proviene del contenido de dióxido de carbono en el gas asociado. Algunos expertos señalan que si la concentración supera el 45%, BP necesitaría utilizar instalaciones avanzadas de separación y reinyección submarina, con un costo de aproximadamente 3.000 millones de dólares, que involucran numerosos eslabones tecnológicos aún no maduros. BP actualmente posee el 100% de los derechos de Bumerangue. Dada la complejidad mencionada, la compañía podría vender parte de su participación antes de la decisión final de inversión, conservando al mismo tiempo una participación operativa significativa. El capital de desarrollo de 32.000 millones de dólares es varias veces superior al de los proyectos Kaskida (aproximadamente 4.700 millones de dólares) y Tiber (aproximadamente 3.700 millones de dólares) de BP en el Golfo de México. La incorporación de socios ayudaría tanto a compartir la presión financiera como a gestionar los riesgos técnicos asociados con la composición del gas asociado.

Petrobras es considerada un socio potencial, ya que cuenta con experiencia operativa en la cuenca de Santos y domina tecnologías para el desarrollo de yacimientos con alto contenido de dióxido de carbono. El campo ultraprofundo Mero, operado por Petrobras, tiene una concentración de CO₂ de aproximadamente el 45%, y Petrobras utiliza la tecnología submarina HiSep para separar y reinyectar el gas rico en carbono, reduciendo así la carga de procesamiento del FPSO. La experiencia de desarrollo de Mero puede aplicarse directamente a Bumerangue, lo que refuerza la justificación de la participación de Petrobras en el proyecto.

El bloque fue adjudicado a BP en 2022 bajo un contrato de producción compartida que permite recuperar hasta el 80% de la producción como petróleo de costo para cubrir gastos aprobados, y el petróleo excedente se divide con el gobierno brasileño, cuya participación en las ganancias es de solo el 5,9%, muy por debajo del 41,6% de Mero (cuyo límite de recuperación de costos es del 30% al 50%). Estos términos favorecen la recuperación de la inversión inicial de BP.

Equilibrando los términos fiscales favorables con la complejidad del proyecto, un punto de equilibrio de aproximadamente 50 dólares por barril podría hacer que el proyecto sea comercialmente viable, aunque no lo convertiría en el desarrollo de aguas profundas más barato de Brasil. Como referencia, la Fase 1 de Bacalhau de Equinor fue aprobada con un punto de equilibrio inferior a 35 dólares por barril, mientras que Shell sitúa el punto de equilibrio promedio de sus últimos proyectos de crecimiento upstream, como Gato do Mato, en aproximadamente 35 dólares por barril. Las estimaciones de equilibrio antes del inicio de la perforación de desarrollo siguen siendo aproximadas, pero el costo de equilibrio del proyecto podría mantenerse por debajo del umbral de 60 dólares por barril, ya que los términos fiscales favorables, la escala de recursos y la alta productividad de los pozos pueden compensar los mayores costos técnicos.

La economía del proyecto sigue siendo sensible a las reservas recuperables, los requisitos de FPSO y los costos de gestión del CO₂. El campo vecino Gato do Mato de Shell (con producción prevista para 2029) sufrió múltiples retrasos tras su descubrimiento a finales de la década de 2010, y la inflación offshore posterior a la pandemia encareció demasiado su concepto inicial de FPSO. La escala y complejidad de Bumerangue son muy superiores a las de Gato do Mato, por lo que el control de costos es especialmente crítico.

El proyecto también transformará la limitada presencia de BP en Brasil. BP operó brevemente el campo Polvo, y sus demás participaciones en Brasil son en su mayoría minoritarias. Bumerangue es el primer gran proyecto del presal en Brasil donde BP lidera de principio a fin las fases de descubrimiento, construcción y producción. Si tiene éxito, Brasil se convertirá en una nueva región operativa central para la compañía y establecerá una base local para futuras exploraciones en la cuenca de Santos.

El momento también es importante para Brasil. A medida que los mayores desarrollos del presal maduran, se espera que la producción petrolera nacional de Brasil alcance su punto máximo alrededor de 2029 o 2030. El campo Tupi alcanzó su pico de aproximadamente 1,1 millones de barriles diarios en 2020, y su producción ya ha descendido a 840.000 barriles diarios en julio; Mero produce actualmente unos 760.000 barriles diarios y se acerca a su pico; Buzios alcanzará un máximo de aproximadamente 1,8 millones de barriles diarios en 2030.

A medida que estos megacampo abandonan sucesivamente su meseta de producción, Brasil necesita otro gran proyecto para suavizar el declive. Bumerangue podría proporcionar ese puente: su primer petróleo alrededor de 2032 coincidiría con la entrada de Tupi, Mero y posteriormente Buzios en su fase de declive. Aunque la producción máxima de 600.000 barriles diarios no compensaría completamente el declive, sí reduciría la tasa de caída, prolongaría el período de alta producción de Brasil y mantendría su capacidad exportadora.

El crudo brasileño está ganando atractivo para los compradores que buscan suministros políticamente estables y desean evitar rutas de alto riesgo. En julio, las exportaciones de Brasil alcanzaron aproximadamente 2,7 millones de barriles diarios, de los cuales 1,5 millones se destinaron a Asia (alrededor de 1 millón a China), 690.000 a Europa y 360.000 a América, con rutas de exportación que no dependen de corredores de alto riesgo como el estrecho de Ormuz o el de Bab el-Mandeb.

Para BP y Brasil, la importancia de Bumerangue radica en prolongar la meseta de producción existente, no en generar un aumento efímero de producción. BP podría sostener su producción y generación de caja en la década de 2030, validar su estrategia upstream y consolidar Brasil como nueva región central; Brasil, por su parte, obtendría un relevo productivo cuando los megacampo del presal entren en declive. Los costos y riesgos técnicos son reales, pero la escala de recursos, los términos fiscales y el factor temporal hacen que este proyecto pueda ayudar tanto a la empresa como al país a mantener los niveles de producción durante más tiempo.