fr.wedoany.com Rapport : La découverte ultra-profonde de Bumerangue, dans le bassin de Santos au Brésil, détenue par BP, recèle environ 2,5 milliards de barils de réserves récupérables potentielles, avec un pic de production pouvant atteindre 600 000 barils/jour. L’ampleur du projet suffit à compenser le déclin de la production des actifs existants de BP, et son démarrage coïncide avec la sortie progressive des géants champs pré-salifères brésiliens de leur phase de plateau. Les coûts de développement pourraient atteindre 32 milliards de dollars, et la forte concentration de dioxyde de carbone dans le gaz associé du réservoir pourrait nécessiter de coûteux traitements de séparation et de réinjection sous-marins. Les clauses de l’accord de partage de production (PSA) du bloc sont relativement avantageuses, offrant des conditions propices à la maîtrise des risques, mais le succès dépendra toujours du contrôle des coûts de BP, du choix de ses partenaires de développement, et de sa capacité à transformer cette découverte en un projet commercialement compétitif.
BP prévoit de maintenir sa production totale en amont entre 2,3 et 2,5 millions de barils/jour d’ici 2030, ce qui nécessite de compenser le déclin naturel de ses actifs existants par de nouveaux projets — d’où l’importance de Bumerangue dans cette chaîne. Cette découverte est la plus importante de BP depuis Shah Deniz (champ gazier de Shah Deniz) en 1999, et constitue la sixième plus grande découverte pétrolière en eaux profondes de l’histoire. La décision finale d’investissement est attendue vers 2028, avec un premier pétrole vers 2032, ce qui pourrait repousser le point de déclin substantiel du portefeuille de production de BP d’environ 2032 à 2038, soit un décalage de 4 à 6 ans.
La plus grande incertitude du projet réside dans la teneur en dioxyde de carbone du gaz associé. Certains experts soulignent que si la concentration dépasse 45 %, BP devra recourir à des installations avancées de séparation et de réinjection sous-marines, dont le coût est estimé à environ 3 milliards de dollars, impliquant de nombreuses technologies encore non matures. BP détient actuellement la totalité des droits sur Bumerangue ; compte tenu de ces complexités, la société pourrait céder une partie de ses intérêts avant la décision finale d’investissement, tout en conservant une participation opérationnelle significative. Le capital de développement de 32 milliards de dollars représente plusieurs fois celui des projets Kaskida (environ 4,7 milliards de dollars) et Tiber (environ 3,7 milliards de dollars) de BP dans le golfe du Mexique ; l’introduction de partenaires permettrait à la fois de partager la pression financière et de gérer les risques techniques liés à la composition du gaz associé.
Petrobras (la compagnie pétrolière nationale brésilienne) est considérée comme un partenaire potentiel, forte de son expérience opérationnelle dans le bassin de Santos et de sa maîtrise des technologies de développement des réservoirs riches en dioxyde de carbone. Le champ ultra-profond de Mero, qu’elle opère, présente également une concentration de CO₂ d’environ 45 % ; Petrobras y utilise la technologie sous-marine HiSep pour séparer et réinjecter le gaz riche en carbone, afin d’alléger la charge de traitement des FPSO (unités flottantes de production, de stockage et de déchargement). L’expérience de Mero peut être directement transposée à Bumerangue, renforçant ainsi la pertinence d’une participation de Petrobras au projet.
Le bloc a été attribué à BP en 2022 dans le cadre d’un accord de partage de production, qui permet de récupérer jusqu’à 80 % de la production comme pétrole de coûts pour couvrir les dépenses approuvées, le pétrole-profit restant étant partagé avec le gouvernement brésilien, dont la part ne s’élève qu’à 5,9 %, bien loin des 41,6 % de Mero (dont le plafond de récupération des coûts est de 30 % à 50 %). Ces clauses sont favorables au recouvrement des investissements initiaux de BP.
Entre clauses fiscales avantageuses et complexité du projet, un seuil de rentabilité d’environ 50 dollars/baril pourrait rendre le projet commercialement viable, sans toutefois en faire le développement en eaux profondes le moins coûteux du Brésil. À titre de référence, la phase 1 de Bacalhau d’Equinor (la compagnie pétrolière nationale norvégienne) a été approuvée avec un seuil de rentabilité inférieur à 35 dollars/baril, tandis que Shell a fixé le seuil de rentabilité moyen de ses derniers projets de croissance en amont, comme Gato do Mato, à environ 35 dollars/baril. Les estimations du seuil de rentabilité avant le début du forage de développement restent approximatives, mais le coût d’équilibre de ce projet devrait rester sous la barre des 60 dollars/baril ; les clauses fiscales avantageuses, l’ampleur des ressources et la forte productivité des puits peuvent compenser des coûts techniques plus élevés.
L’économie du projet reste sensible aux réserves récupérables, aux besoins en FPSO et aux coûts de gestion du dioxyde de carbone. Le champ voisin de Shell, Gato do Mato (dont la production est attendue en 2029), a subi de multiples retards après sa découverte à la fin des années 2010, et l’inflation offshore post-pandémique a rendu son concept initial de FPSO trop coûteux. L’ampleur et la complexité de Bumerangue dépassent de loin celles de Gato do Mato, ce qui rend le contrôle des coûts particulièrement crucial.
Ce projet transformera également la présence limitée de BP au Brésil. BP a brièvement opéré le champ de Polvo, et ses autres intérêts au Brésil sont pour la plupart des participations minoritaires. Bumerangue est le premier grand projet pré-salifère que BP mènera de bout en bout au Brésil, de la découverte à la construction et à la production. En cas de succès, le Brésil deviendra une nouvelle région opérationnelle clé pour l’entreprise, et servira de base locale pour l’exploration ultérieure dans le bassin de Santos.
Le calendrier est également crucial pour le Brésil. À mesure que les plus grands développements pré-salifères arrivent à maturité, la production pétrolière nationale brésilienne devrait atteindre son pic vers 2029 ou 2030. Le champ de Tupi a atteint son pic d’environ 1,1 million de barils/jour en 2020, et sa production est depuis retombée à 840 000 barils/jour en juillet ; Mero produit actuellement environ 760 000 barils/jour et approche de son pic ; Buzios devrait atteindre un pic de production d’environ 1,8 million de barils/jour en 2030.
À mesure que ces champs géants quittent successivement leur phase de plateau, le Brésil aura besoin d’un autre grand projet pour amortir le déclin de sa production. Bumerangue pourrait assurer cette transition : son premier pétrole vers 2032 coïncide avec l’entrée de Tupi, Mero et, plus tard, Buzios dans leur phase de déclin. Un pic de production de 600 000 barils/jour ne compensera pas entièrement le déclin, mais il en ralentira le rythme, prolongeant la période de forte production du Brésil et préservant sa capacité d’exportation.
Le pétrole brut brésilien gagne en attractivité auprès des acheteurs en quête d’approvisionnements politiquement stables et souhaitant éviter les corridors à haut risque. En juillet, les exportations brésiliennes s’élevaient à environ 2,7 millions de barils/jour, dont 1,5 million vers l’Asie (environ 1 million vers la Chine), 690 000 vers l’Europe et 360 000 vers les Amériques, avec des routes d’exportation ne dépendant pas de corridors à haut risque comme le détroit d’Ormuz ou le détroit de Bab-el-Mandeb.
Pour BP comme pour le Brésil, l’importance de Bumerangue réside dans la prolongation des plateaux de production existants, plutôt que dans la création d’un pic de production éphémère. BP pourra ainsi soutenir sa production et sa génération de trésorerie dans les années 2030, valider sa stratégie amont et faire du Brésil une nouvelle région clé ; le Brésil, quant à lui, pourra assurer la continuité de sa production alors que ses géants champs pré-salifères entrent en déclin. Les risques de coûts et techniques sont réels, mais l’ampleur des ressources, les clauses fiscales et le calendrier font de ce projet un atout susceptible d’aider l’entreprise et le pays à maintenir leurs niveaux de production sur une plus longue durée.
