De acordo com pt.wedoany.com-A descoberta de águas ultraprofundas de Bumerangue, da BP, na Bacia de Santos, no Brasil, possui cerca de 2,5 bilhões de barris de reservas potencialmente recuperáveis, com pico de produção de até 600 mil barris/dia. A escala do projeto é suficiente para compensar o declínio da produção dos ativos existentes da BP, e o início da operação coincide com o momento em que os gigantescos campos do pré-sal brasileiro começam a sair do período de produção estável. Os custos de desenvolvimento podem chegar a US$ 32 bilhões, e a alta concentração de dióxido de carbono no gás associado do reservatório pode exigir dispendiosos sistemas submarinos de separação e reinjeção. Os termos do contrato de partilha de produção (PSA) do bloco são relativamente favoráveis, oferecendo condições para o controle de riscos, mas o sucesso ainda depende do controle de custos da BP, da escolha de parceiros de desenvolvimento e da capacidade de transformar a descoberta em um projeto comercialmente competitivo.
A BP planeja manter a produção total upstream entre 2,3 milhões e 2,5 milhões de barris/dia até 2030, o que exige que novos projetos compensem o declínio natural dos ativos existentes — daí a importância de Bumerangue nessa cadeia. A descoberta é a maior da BP desde Shah Deniz (campo de gás Shah Deniz) em 1999 e a sexta maior descoberta de petróleo em águas profundas da história. A decisão final de investimento está prevista para cerca de 2028, com o primeiro óleo por volta de 2032, o que pode adiar o ponto de declínio substancial do portfólio de produção da BP de aproximadamente 2032 para 2038, ou seja, um atraso de 4 a 6 anos.
A maior incerteza do projeto vem do teor de dióxido de carbono no gás associado. Especialistas apontam que, se a concentração ultrapassar 45%, a BP precisará utilizar instalações avançadas de separação e reinjeção submarina, com custos em torno de US$ 3 bilhões, envolvendo diversas tecnologias ainda não maduras. A BP detém atualmente 100% dos direitos sobre Bumerangue. Diante dessa complexidade, a empresa pode vender parte de sua participação antes da decisão final de investimento, mantendo ao mesmo tempo uma participação operacional significativa. O capital de desenvolvimento de US$ 32 bilhões é várias vezes superior ao dos projetos Kaskida (cerca de US$ 4,7 bilhões) e Tiber (cerca de US$ 3,7 bilhões) da BP no Golfo do México. A entrada de parceiros ajuda tanto a dividir a pressão financeira quanto a gerenciar os riscos técnicos relacionados à composição do gás associado.
A Petrobras é vista como uma potencial parceira, pois possui experiência operacional na Bacia de Santos e domina tecnologias de desenvolvimento de reservatórios ricos em dióxido de carbono. O campo de águas ultraprofundas de Mero, operado pela empresa, também apresenta concentração de CO₂ em torno de 45%. A Petrobras utiliza a tecnologia submarina HiSep para separar e reinjetar o gás rico em carbono, reduzindo a carga de processamento do FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência). A experiência de desenvolvimento de Mero pode ser diretamente aplicada a Bumerangue, o que reforça a lógica da participação da Petrobras no projeto.
O bloco foi concedido à BP em 2022 sob um contrato de partilha de produção que permite que até 80% da produção seja recuperada como óleo-custo para cobrir despesas aprovadas, com o óleo-lucro restante dividido com o governo brasileiro, cuja parcela de lucro é de apenas 5,9% — muito inferior aos 41,6% de Mero (cujo teto de recuperação de custos é de 30% a 50%). Esses termos favorecem a recuperação do investimento inicial pela BP.
Ponderando entre os termos fiscais favoráveis e a complexidade do projeto, um ponto de equilíbrio em torno de US$ 50 por barril tornaria o projeto comercialmente viável, embora não o torne o desenvolvimento de águas profundas mais barato do Brasil. Como referência, a Fase 1 de Bacalhau, da Equinor (petrolífera estatal norueguesa), foi aprovada com ponto de equilíbrio inferior a US$ 35 por barril, enquanto a Shell estabeleceu o ponto de equilíbrio médio de seus mais recentes projetos de crescimento upstream, como Gato do Mato, em cerca de US$ 35 por barril. As estimativas de ponto de equilíbrio antes do início da perfuração de desenvolvimento ainda são aproximadas, mas o custo de equilíbrio do projeto deve permanecer abaixo do limite de US$ 60 por barril — os termos fiscais favoráveis, a escala dos recursos e a alta produtividade dos poços podem compensar os custos técnicos mais elevados.
A economia do projeto permanece sensível às reservas recuperáveis, à demanda por FPSOs e aos custos de gestão do dióxido de carbono. O campo vizinho Gato do Mato, da Shell (com produção prevista para 2029), sofreu múltiplos adiamentos desde sua descoberta no final dos anos 2010; a inflação offshore pós-pandemia tornou o conceito original de FPSO caro demais. Bumerangue tem escala e complexidade muito superiores às de Gato do Mato, o que torna o controle de custos particularmente crítico.
O projeto também transformará a presença limitada da BP no Brasil. A BP operou brevemente o campo de Polvo, e seus demais interesses no Brasil são majoritariamente participações minoritárias. Bumerangue é o primeiro grande projeto do pré-sal em que a BP lidera integralmente, no Brasil, as etapas de descoberta, construção e produção. Se for bem-sucedido, o Brasil se tornará uma nova região operacional central para a empresa, estabelecendo uma base local para futuras explorações na Bacia de Santos.
O momento também é importante para o Brasil. Com o amadurecimento dos maiores projetos do pré-sal, a produção nacional de petróleo deve atingir seu pico por volta de 2029 ou 2030. O campo de Tupi atingiu seu pico de cerca de 1,1 milhão de barris/dia em 2020, mas a produção já caiu para 840 mil barris/dia em julho; Mero produz atualmente cerca de 760 mil barris/dia e está próximo de seu pico; Búzios deve atingir produção máxima de cerca de 1,8 milhão de barris/dia em 2030.
À medida que esses campos gigantes saem sucessivamente do período de produção estável, o Brasil precisa de outro grande projeto para suavizar o declínio da produção. Bumerangue pode preencher essa lacuna: o primeiro óleo em cerca de 2032 coincide com a entrada de Tupi, Mero e, posteriormente, Búzios em fase de declínio. Embora o pico de produção de 600 mil barris/dia não compense integralmente o declínio, pode reduzir a taxa de queda, prolongar o período de alta produção do Brasil e manter sua capacidade de exportação.
O petróleo brasileiro está se tornando cada vez mais atraente para compradores que buscam fornecimento com estabilidade política e desejam evitar rotas de alto risco. Em julho, as exportações brasileiras foram de cerca de 2,7 milhões de barris/dia, sendo 1,5 milhão para a Ásia (cerca de 1 milhão para a China), 690 mil para a Europa e 360 mil para as Américas — rotas de exportação que não dependem de corredores de alto risco como o Estreito de Ormuz ou o Estreito de Bab el-Mandeb.
Para a BP e o Brasil, o significado de Bumerangue está em prolongar o período de produção estável existente, e não em criar um pico de produção passageiro. A BP pode sustentar sua produção e geração de caixa na década de 2030, validar sua estratégia upstream e estabelecer o Brasil como nova região central; o Brasil, por sua vez, obtém uma ponte de produção no momento em que os gigantes do pré-sal entram em declínio. Os custos e riscos técnicos são reais, mas a escala dos recursos, os termos fiscais e o fator de oportunidade fazem deste projeto uma aposta capaz de ajudar empresa e país a manterem seus níveis de produção por mais tempo.
