Индонезии мешают стать лидером нефтяного экспорта

Четыре индонезийских стратегических проекта по добыче газа сталкиваются с противодействием из-за связанных с пандемией ограничений и появлением новых операторов, что создает проблемы для амбиций страны стать крупным экспортером газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе к 2030 году. Индонезийские проекты по добыче нефти и газа, включая разработку газа Eni Merakes и расширение BP Tangguh LNG Train 3, как ожидается, столкнутся с задержками из-за продолжающейся второй волны коронавируса. Ожидания индонезийского нефтегаза Предполагалось, что четыре национальных стратегических проекта будут производить 65 тыс. баррелей нефти в сутки и 3,484 млн стандартных кубических футов газа в сутки, согласно данным Специальной регулирующей целевой группы по добыче нефти и газа. Проекты включают месторождение Абади в богатом газом блоке Масела близ Малуку; индонезийскую глубоководную разработку в Макассарском проливе близ Сулавеси (IDD); Танггу-3 в Западном Папуа; и Джамбаран-Тиунг-Биру на Восточной Яве. Общая стоимость четырех проектов оценивается в $37,21 млрд. Ожидается, что проекты, добыча газа в которых в 9,5 раза превышает добычу нефти, приведут Индонезию к переходу от нефтяной экономики к газовой, который продолжается с 2002 года. Реальность Два крупнейших проекта, IDD и месторождение Абади, находятся на грани потери ключевого участника, что создает неопределенность для будущего проектов. Самым крупным проектом является газовый проект Абади в блоке Масела, миноритарный оператор которого, Shell, как выяснилось в июне, планирует выйти из проекта. Shell и японская InpexCorp, которые контролируют 35% и 65% акций соответственно, должны были разработать многомиллиардный завод по производству сжиженного природного газа на месторождении Абади, которое содержит, по оценкам, 10,7 трлн кубических футов доказанных запасов газа. Затем Shell получила правительственное разрешение начать распродажу своих активов в Маселе, причем первым шагом было открытие геологических данных блока потенциальным покупателям. В августе глава SKK Migas Дви Соетджипто заявил, что компания избавится от своих активов в течение примерно 18 месяцев, добавив, что Shell продолжит разработку месторождения Абади, несмотря на отчуждение. «Цель состоит в том, чтобы Абади было включено в поток к 2027 году, и мы договорились с операторами попытаться придерживаться этого графика», — заявил законодателям глава SKK Migas Дви Соетджипто. Заместитель по операциям SKK Migas Джулиус Виратно ранее сообщил газете Jakarta Post, что уход Shell был вызван плохими макроэкономическими условиями на фоне разворачивающегося кризиса здравоохранения. «Проекты были готовы к запуску, но теперь, с COVID-19 и низкими ценами на нефть, это подождет и, возможно, с некоторыми пересчетами», — сказал он. Shell Indonesia отказалась от комментариев, в то время как Inpex Corp заявила, что продолжит фокусироваться на разработке месторождения Абади. «Как оператор проекта и при поддержке правительства Индонезии мы уверены, что этот проект будет продолжать развиваться», — сказал и.о. менеджера по корпоративным коммуникациям Inpex Мохаммад Курниаван. Проект стоимостью $19,8 млрд, расположенный в юго-восточной части Арафурского моря, направлен на производство 1600 млн куб. м сжиженного природного газа (СПГ), 150 млн куб. м трубопроводного газа и 35 тыс. баррелей в сутки газового конденсата. Он будет введен в эксплуатацию к 2027 году. Абади — самый крупный проект среди четырех по объему производства и инвестиционной стоимости. Проект имеет долгую историю задержек из-за разногласий между правительством и операторами по поводу планов развития Indonesia Deepwater Development (IDD). IDD является вторым по величине проектом, оператор которого — базирующаяся в США компания Chevron — сообщил о планах выйти из проекта в начале августа. Пресс-секретарь Chevron заявила, что проект недостаточно привлекателен для обеспечения глобального портфельного капитала, но также отметила, что компания еще не приняла окончательного решения о выходе из него. «Мы считаем, что этот проект будет иметь ценность для другого оператора», — заявила пресс-секретарь PT Chevron Pacific Indonesia Сонита Поерномо. Правительство предложило проект итальянской Eni. Ожидается, что проект стоимостью $6,98 млрд будет производить 844 млн кубометров газа в год и 27 тыс. баррелей в сутки после ввода в эксплуатацию в 2025 году. «IDD является одним из крупнейших ресурсов предварительной разработки в Юго-Восточной Азии, но из-за проблем разработки дорогостоящего и низкомаржинального проекта в нестабильной ценовой среде разработка застопорилась на несколько лет», — сказал аналитик Upstreamoilandgas Эндрю Харвуд из энергетического консалтинга Wood Mackenzie. Третий по величине проект — Tangguh Train 3 в заливе Бинтуни, Западное Папуа, возглавляемый британской энергетической фирмой BP. Ожидается, что проект стоимостью $8,9 млрд будет производить 700 млн кубометров газа в год и 3000 баррелей в сутки после ввода в эксплуатацию в 2021 году. Последние данные SKK показывают, что разработка проекта на суше достигла 83,27% завершения, в то время как его разработка на шельфе достигла 98,15% завершения по состоянию на июнь этого года. Показатели несколько ниже целевых показателей 84,35% и 99,39% завершения работ соответственно из-за задержек с людскими ресурсами и материальными ресурсами после международных блокировок. «SKK Migas настоятельно призывает BP Tangguh придерживаться своего плана на 2021 год», — заявил представитель компании на пресс-конференции, посвященной итогам первого полугодия. Совсем недавно представитель СКК Migas сказал, что рабочая сила возвращается на место. В марте в проекте работало до 13 тыс. человек, но после того как Индонезия ввела частичную блокировку для сдерживания вспышки COVID-19, численность сократилась до 6 тыс. человек. «Начиная с начала июля 2020 года, она постепенно растет, и сейчас здесь работают около 7500 человек», — сказал он. Дочерняя компания Pertamina Pertamina EP Cepu (PEPC) ожидает, что проект стоимостью $1,53 млрд позволит производить 190 млн кубических футов газа, в основном предназначенного для производства электроэнергии, но также для промышленности Центральной и Восточной Явы. Последние данные SKK Migas показывают, что по состоянию на июнь проект был завершен на 66,62%, что ниже целевого показателя в 77,01%, также из-за задержек с людскими ресурсами и материальными ресурсами на фоне пандемии. В последней разработке менеджер по бурению PEPC Бамбанг Пурванто заявил 16 июня, что компания закончила бурение четырех из шести газовых скважин для проекта JBT. Его команда приступит к бурению пятой и шестой скважин. «Мы надеемся, что эти бурения пройдут гладко, так что мы сможем на 100% завершить бурение к ноябрю этого года», — сказал он в своем заявлении. В SKK Migas 14 августа заявили, что буровая деятельность Pertamina все еще идет по графику, хотя строительство было отложено: «Прогресс JTB замедлился из-за нехватки рабочей силы, но бурение идет нормально. Все идет по графику». Кроме того, покупатели индонезийского СПГ также попросили перенести или отложить поставки из-за текущей волатильности рынка, в то время как страна, скорее всего, пропустит ежегодные цели по добыче нефти и газа в 2020 году из-за сбоев. Непосредственная причина — отмена грузов, приостановки операций. Перспективы Проект нефтяной компании BP Tangguh LNG, который добавляет к разработке месторождений BP Tangguh LNG Train 3 мощностью 3,8 млн тонн в год, скорее всего, пропустит крайний срок начала работ в третьем квартале 2021 года из-за пандемии коронавируса, поскольку некоторых работников попросили вернуться домой до дальнейшего уведомления. Проект Tangguh Train 3 уже был задержан на год от своего первоначального крайнего срока, и теперь первая отгрузка может начаться в конце четвертого квартала 2021 года. «Проект может затянуться, но мы не знаем насколько. Мы будем проводить восстановительные работы, поскольку никто не будет рад, если возникнет задержка, — сказал заместитель по операциям индонезийского регулятора по добыче SKK Migas Джулиус Виратнон. — Мы сделаем все возможное, чтобы завершить проект». Расширение Tangguh LNG Train 3 приведет к увеличению общей мощности до 11,4 млн тонн в год. Около 75% производства Train 3 будет отдано государственной энергетической компании Индонезии Perusahaan Listrik Negara, а остальную часть направят на экспорт. BP обязалась поставлять 1 млн тонн СПГ в год с месторождения Tangguh Train 3 японской компании Kansai Electric. Нефтяной гигант рассчитывает продать около 120 грузов из «Танггу СПГ» в 2020 году, сообщало ранее S&P Global Platts. BP является оператором Tangguh LNG с долей участия 37,16%. Еще один проект, который, вероятно, будет отложен на неопределенный срок, — разработка итальянской компанией Eni Merakes газового месторождения Merakes на шельфе Восточного Калимантана. То было открыто в октябре 2014 года; индонезийское правительство утвердило план развития в 2018 году, а добыча газа ожидается примерно в 2021 году. Eni заявила, что газ из разработки Merakes планируется поставлять на завод Bontang LNG. В декабре Eni продала 20% акций в районе Восточного Сепинггана, где расположен Merakes, компании Neptune Energy. Eni заявила, что изучает сообщения о задержках индонезийского проекта, когда ее попросили подтвердить это. Между тем Inpex заверила, что завершение инженерного проектирования для ее знакового проекта Masela все же ожидается, сказал ее пресс-секретарь Масела Мохамад Курниаван. Inpex планирует провести первую добычу в этом году и начать производство во второй половине 2020-х годов. Inpex будет производить газ на общую сумму 10,5 млн т/год, в том числе 9,5 млн т/год СПГ, а также местные поставки газа в объеме 150 млн кубометров в сутки и 35 тыс. б/с конденсата. Рекордно низкие цены на СПГ и волатильность цен на нефть вынудили индонезийских и международных покупателей СПГ перенести или задержать поставки. «Пока никаких требований по сокращению объемов СПГ нет. Это скорее перепланировка, например, из PLN (государственная энергетическая компания Индонезии) и Китая. Некоторые японские покупатели, которые, как известно, покупают западный СПГ, попросили ускорить поставки, в то время как другие попросили отложить поставки», — сказал один из чиновников. Индонезийский завод СПГ Bontang рассчитывает произвести значительно меньше СПГ в этом году по сравнению 2019 годом из-за низких цен на СПГ, сказал чиновник. Индонезия, скорее всего, не достигнет своей цели по добыче нефти и газа на 2020 год, заявили официальные лица. Первоначально в государственном бюджете на 2020 год был установлен целевой показатель добычи в размере 775 тыс. баррелей сырой нефти и 1,195 млрд баррелей природного газа при предполагаемой цене индонезийской нефти в $63 за баррель. Однако правительство объявило о новом сценарии цен на нефть, затронутом COVID-19, с базовой отметкой в $38 за баррель и наихудшим сценарием в $31 за баррель. Цена на индонезийскую нефть в апреле, когда был пик первой волны коронавируса, составила $34,23 за баррель. Индонезийские нефтяные и газовые компании также приняли меры социального дистанцирования, которые влияют на нормальную работу, поскольку некоторые сотрудники были инфицированы. «Существует процедура ограничения передвижения сотрудников в нефтегазовых блоках, особенно экспатриантов», — сказал Виратнон из SKK Migas. Он добавил, что регулятор работает над планами смягчения последствий. Автор: Роман Мамчиц