Analisis—Ambisi gas Indonesia sedang diuji oleh investor setelah Shell, Chevron keluar

Proyek pengembangan laut dalam Masela dan Indonesia, yang diperkirakan menelan biaya $27 miliar, merupakan ujian bagi Indonesia untuk menunjukkan komitmennya dalam menarik investasi minyak dan gas dengan bahan bakar fosil sebagai kepalanya.

“Jendela kami pendek dan kami bersaing dengan transisi energi,” kata Benny Lupiandara, pejabat senior regulator SKK Migas.

Hambatan utama kedua proyek tersebut adalah tingginya biaya penangkapan dan penyimpanan karbon, pembatasan ekspor gas, dan tingginya biaya proyek gas baru untuk membantu memerangi pemanasan global.

Bulan lalu, Shell mengatakan akan menjual saham di proyek Mazela ke Pertamina Indonesia dan Petronas Malaysia, sementara Chevron setuju untuk menjual saham di proyek ITT ke Eni Italia.

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

Investasi baru diperlukan untuk menggandakan produksi gas menjadi 12 miliar kaki kubik per hari (bcfd) pada tahun 2030 untuk memenuhi permintaan lokal yang terus meningkat.

Permintaan gas domestik diperkirakan akan tumbuh 19% dari tahun 2023 menjadi 7,6 bcft pada tahun 2030, menurut proyeksi lembaga pemikir reformasi Institute for Essential Services.

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

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

Dibutuhkan regulasi baru

Indonesia pernah menjadi salah satu dari lima besar pengekspor gas alam cair (LNG) dunia, tetapi ekspor LNG telah berkurang setengahnya selama dekade terakhir, menurut data dari Kpler.

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

Kompleksitas kondisi keuangan Indonesia telah lama menghambat investasi. Misalnya, pemerintah menentukan distribusi pendapatan hanya setelah rencana pembangunan diajukan, sehingga mempersulit investor untuk menilai potensi risiko dan pengembalian, kata Asosiasi Perminyakan Indonesia dan Wood Mackenzie dalam laporan bersama.

Penny dari SKK Migas mengakui bahwa dalam kondisi saat ini, pengembalian tidak menarik untuk sebagian besar proyek, terutama jika memperhitungkan pemasangan penangkap dan penyimpanan karbon, yang dapat menelan biaya ratusan juta dolar.

Jakarta sedang mempertimbangkan merevisi rencana distribusi grosir, katanya, tanpa menjelaskan lebih lanjut. Formula pembagian pendapatan saat ini antara pemerintah dan investor dalam proyek gas menetapkan tarif dasar untuk bisnis sebesar 48%.

Untuk proyek IDD, prioritasnya sekarang adalah memperbarui perjanjian bagi hasil untuk tiga blok yang berakhir pada 2027 dan 2028, kata Prateek Pandey, seorang analis di konsultan Rystat Energy.

Eni akan mulai mengimplementasikan proyek ITT setelah transaksi Chevron ditutup, kata seorang juru bicara, tetapi tidak mengomentari pertanyaan tentang negosiasi bagi hasil.

Di Masela, yang mengoperasikan proyek LNG Abadi, Takayuki Ude, CEO operator Inpex, mengatakan Pertamina sangat penting dalam hal “mengharapkan dukungan dari pemerintah Indonesia” dan pasar untuk Masela. gas

Ekspor, batas atas harga

Proyek IDD dan Masela, bersama dengan proyek Tangguh Train-3 milik BP dan Jambran Tiung Biru milik Pertamina, akan menambah produksi gas sebesar 3,5 bcfd ke produksi saat ini sebesar 5,3 bcfd, menurut data dari SKK Migas.

Indonesia mensyaratkan produsen minyak dan gas untuk menjual 25% produksinya di dalam negeri, tetapi permintaan lokal yang meningkat menyebabkan seruan dari beberapa pejabat pemerintah untuk menghentikan ekspor sama sekali, yang dapat menghalangi pengembang.

“Itu perlu dipertimbangkan kembali,” kata Chan Naing, seorang analis di BMI Research, bagian dari Fitch Group.

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

Kelemahan lain adalah batas atas harga gas negara yang dijual ke tujuh sektor industri. Itu telah dipatok pada $6 per juta British Thermal Units (MMBTU) pada tahun 2020 untuk mengurangi dampak pandemi dan sebagai pemeriksaan inflasi, kata pejabat Kementerian Perindustrian Tiryani. Sebelumnya, plafonnya $7-$10 per mmbtu.

Selain ITT dan Masela, Indonesia juga ingin memanfaatkan sumber daya lain yang ada di nusantara. Negara ini melelang beberapa blok gas tahun ini, termasuk blok Natuna D-Alpha, salah satu cadangan gas terbesar dunia yang diperkirakan mencapai 230 Tcf.

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

“Sekarang atau tidak sama sekali untuk berinvestasi.”