Analisis – Ambisi gas Indonesia sedang diuji investor setelah keluarnya Shell dan Chevron

Proyek Masela dan Indonesia Deepwater Development (IDD), yang diperkirakan menelan biaya gabungan sebesar $27 miliar, merupakan ujian bagi Indonesia untuk menunjukkan komitmennya dalam menarik investasi di bidang minyak dan gas dan membalikkan penurunan produksi yang telah berlangsung puluhan tahun sebelum perubahan iklim mencapai permintaan untuk bahan bakar fosil di kepalanya.

Jendela kita pendek, kita bersaing dengan transisi energi, kata Benny Lupiantara, pejabat senior di regulator SKK Migas.

Rintangan utama untuk kedua proyek tersebut termasuk pembatasan harga gas domestik di negara tersebut, pembatasan ekspor gas, dan tingginya biaya penangkapan dan penyimpanan karbon — yang diperlukan untuk proyek gas baru guna membantu memerangi pemanasan global.

Bulan lalu, Shell mengatakan akan menjual sahamnya di proyek Masela ke Pertamina Indonesia dan Petronas Malaysia, sementara Chevron setuju menjual sahamnya di proyek IDD ke Eni Italia.

Kesepakatan tersebut – tiga tahun setelah dua perusahaan besar mengumumkan niat mereka untuk mundur dari proyek – membuka jalan bagi pemerintah untuk merundingkan persyaratan baru untuk proyek gas terbesar di Indonesia setelah bertahun-tahun tertunda.

Investasi baru dibutuhkan negara untuk melipatgandakan produksi gas menjadi 12 miliar kaki kubik per hari pada tahun 2030 untuk memenuhi permintaan domestik yang terus meningkat.

Permintaan gas domestik diperkirakan akan meningkat 19% dari tahun 2023 menjadi 7,6 bcfd pada tahun 2030, menurut perkiraan dari Institut Reformasi Layanan Dasar.

Tanpa perubahan drastis untuk menarik investasi, Indonesia akan menjadi net importir gas pada tahun 2040, kata Andrew Harwood, direktur riset di perusahaan konsultan Wood Mackenzie.

“Kalau bisa memajukan proyek-proyek seperti IDD dan Masela, berpotensi tetap menjadi net eksportir,” ujarnya.

Diperlukan kondisi baru

Data dari Kpler menunjukkan bahwa Indonesia pernah menjadi salah satu dari lima besar eksportir LNG di dunia, namun ekspor LNG telah berkurang setengahnya dalam satu dekade terakhir.

Negara tersebut belum menyetujui proyek minyak atau gas besar sejak 2016 – perluasan kilang LNG Tangguh milik BP.

Kompleksitas kondisi keuangan di Indonesia selalu menghambat investasi. Misalnya, pemerintah tidak menentukan distribusi pendapatan sampai setelah rencana pembangunan diajukan, sehingga menyulitkan investor untuk menilai risiko dan potensi pengembalian, demikian laporan Asosiasi Perminyakan Indonesia dan Wood Mackenzie dalam laporan bersama.

Benny dari SKK Migas mengakui bahwa dalam kondisi saat ini, pengembalian tidak menarik untuk sebagian besar proyek, terutama ketika mereka harus mempertimbangkan untuk memasang penangkap dan penyimpanan karbon, yang menelan biaya ratusan juta dolar.

Dia mengatakan Jakarta sedang mempertimbangkan untuk merevisi skema distribusi secara keseluruhan, tanpa menjelaskan lebih lanjut. Formula pembagian pendapatan saat ini antara pemerintah dan investor dalam proyek gas menetapkan tarif dasar sebesar 48% untuk perusahaan.

Untuk proyek IDD, prioritasnya sekarang adalah memperbarui kontrak bagi hasil untuk tiga blok yang berakhir pada 2027 dan 2028, kata Prateik Pandey, seorang analis di perusahaan konsultan Rystad Energy.

Seorang juru bicara Eni mengatakan Eni akan mulai mengimplementasikan rencana IDC setelah kesepakatan Chevron ditutup, tetapi dia tidak akan mengomentari pertanyaan tentang pembicaraan bagi hasil.

Di Masila, yang akan menggerakkan proyek LNG Abadi, Takayuki Ueda, CEO operator Inpex, mengatakan Pertamina di atas kapal “sangat penting, dalam artian kita tentu saja dapat mengharapkan dukungan dari pemerintah Indonesia” dan pasar untuk gas Masila .

Ekspor dan plafon harga

Data SKK Migas menunjukkan proyek IDD dan Masela, bersama proyek Tangguh Train-3 BP dan proyek Jambaran Tiung Biru Pertamina, akan menambah produksi gas 3,5 miliar kaki kubik per hari dari produksi saat ini sebesar 5,3 miliar kaki kubik per hari. Hari ini.

Indonesia mewajibkan produsen minyak dan gas untuk menjual 25% dari produksi mereka di dalam negeri, tetapi meningkatnya permintaan domestik telah menyebabkan seruan dari beberapa pejabat pemerintah untuk menghentikan ekspor sama sekali, yang dapat menghalangi pengembang.

“Hal ini perlu dipikirkan kembali agar investor asing dapat memperoleh keuntungan dari investasi mereka,” kata San Ning, analis BMI Research, bagian dari Fitch Group.

Setiap langkah untuk membatasi ekspor “dapat berdampak signifikan pada ekonomi proyek kami,” kata Ueda dari Inpex kepada wartawan di Tokyo pada hari Rabu.

Kelemahan lainnya adalah pembatasan harga jual gas ke tujuh sektor industri. Ini ditetapkan pada $6 per juta unit termal Inggris (mmbtu) pada tahun 2020 untuk mengurangi dampak pandemi dan tetap menjadi penghambat inflasi, kata Triani, seorang pejabat di Kementerian Perindustrian. Sebelumnya, batasnya adalah US$7 per juta British thermal unit.

Selain IDD dan Masela, Indonesia juga ingin memanfaatkan sumber daya lain yang ada di nusantara. Negara ini melelang sejumlah blok gas tahun ini, termasuk blok Natuna D-Alpha, salah satu cadangan gas terbesar di dunia dengan perkiraan 230 triliun kaki kubik.

“Kita perlu mengambil tindakan segera sebelum pembiayaan proyek untuk pengembangan energi fosil menjadi lebih sulit,” kata Penny dari SKK Migas.

“Sangat penting untuk berinvestasi sekarang atau tidak berinvestasi sama sekali.”