I progetti Masela e Indonesia Deepwater Development (IDD), il cui costo complessivo è stimato in 27 miliardi di dollari, sono dei test per l'Indonesia per dimostrare il suo impegno ad attrarre investimenti nel settore del petrolio e del gas e ad invertire un declino decennale della produzione, prima che il cambiamento climatico uccida la domanda di combustibili fossili.

"La nostra finestra è breve, siamo in competizione con la transizione energetica", ha dichiarato Benny Lubiantara, funzionario senior dell'ente regolatore dell'upstream SKK Migas.

Gli ostacoli principali per i due progetti includono i tetti del Paese ai prezzi del gas nazionale, i limiti alle esportazioni di gas e i costi elevati per la cattura e lo stoccaggio del carbonio, necessari per i nuovi progetti di gas per aiutare a combattere il riscaldamento globale.

Il mese scorso, Shell ha dichiarato che avrebbe venduto la sua partecipazione nel progetto Masela all'indonesiana Pertamina e alla malese Petronas, mentre Chevron ha accettato di vendere la sua partecipazione nel progetto IDD all'italiana Eni.

Gli accordi - tre anni dopo che le due major avevano dichiarato la loro intenzione di uscire - aprono la strada al Governo per negoziare nuove condizioni per i più grandi progetti di gas dell'Indonesia, dopo anni di ritardi.

I nuovi investimenti sono essenziali affinché il Paese possa più che raddoppiare la produzione di gas a 12 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd) entro il 2030, per soddisfare la crescente domanda locale.

La domanda locale di gas dovrebbe aumentare del 19% dal 2023 a 7,6 bcfd nel 2030, secondo le previsioni del think tank Institute for Essential Services Reform.

Senza cambiamenti drastici per attirare gli investimenti, l'Indonesia diventerà un importatore netto di gas entro il 2040, ha dichiarato Andrew Harwood, direttore di ricerca presso la società di consulenza Wood Mackenzie.

"Se riuscirà a portare avanti progetti come IDD e come Masela, è possibile che rimanga un esportatore netto", ha detto.

SONO NECESSARI NUOVI TERMINI

Un tempo uno dei primi cinque esportatori di gas naturale liquefatto (LNG) al mondo, le esportazioni di LNG dell'Indonesia si sono dimezzate nell'ultimo decennio, secondo i dati Kpler.

Il Paese non ha approvato un grande progetto petrolifero o di gas dal 2016 - l'espansione dell'impianto di Tangguh LNG di BP.

La complessità dei termini fiscali dell'Indonesia ha a lungo ostacolato gli investimenti. Ad esempio, il Governo determina la ripartizione delle entrate solo dopo la presentazione di un piano di sviluppo, il che rende difficile per gli investitori valutare i potenziali rischi e rendimenti, hanno affermato l'Indonesia Petroleum Association e Wood Mackenzie in un rapporto congiunto.

Benny di SKK Migas ha riconosciuto che alle condizioni attuali i rendimenti non sono attraenti per la maggior parte dei progetti, soprattutto quando devono considerare l'installazione della cattura e dello stoccaggio del carbonio, che costa centinaia di milioni di dollari.

Jakarta sta valutando la possibilità di rivedere il suo schema di suddivisione lorda, ha detto, senza approfondire. La formula attuale per la suddivisione dei ricavi tra il Governo e gli investitori nei progetti sul gas fissa l'aliquota di base al 48% per le aziende.

Per il progetto IDD, la priorità ora sarà quella di estendere i contratti di condivisione della produzione per i tre blocchi che scadono nel 2027 e nel 2028, ha detto Prateek Pandey, analista della società di consulenza Rystad Energy.

Eni inizierà a realizzare i piani IDD dopo il completamento della transazione Chevron, ha detto un portavoce, ma non ha commentato le domande sulle trattative di condivisione della produzione.

A Masela, che alimenterà il progetto Abadi LNG, l'amministratore delegato dell'operatore Inpex, Takayuki Ueda, ha detto che l'ingresso di Pertamina a bordo è "molto significativo, nel senso che possiamo naturalmente aspettarci il sostegno del Governo indonesiano" e un mercato per il gas di Masela.

ESPORTAZIONE, LIMITI DI PREZZO

I progetti IDD e Masela, combinati con il progetto Tangguh Train-3 di BP e Jambaran Tiung Biru di Pertamina, fornirebbero una produzione di gas aggiuntiva di 3,5 miliardi di bcfd rispetto all'attuale produzione di 5,3 miliardi di bcfd, secondo i dati di SKK Migas.

L'Indonesia richiede ai produttori di petrolio e gas di vendere il 25% della loro produzione all'interno, ma la crescente domanda locale ha portato alcuni funzionari governativi a chiedere di bloccare completamente le esportazioni, il che potrebbe scoraggiare gli sviluppatori.

"Questo deve essere riconsiderato, permettendo agli investitori stranieri di trarre profitto dai loro investimenti", ha detto San Naing, analista di BMI Research, parte di Fitch Group.

Qualsiasi mossa per limitare le esportazioni "potrebbe potenzialmente avere un impatto considerevole sull'economia del nostro progetto", ha detto Ueda di Inpex ai giornalisti a Tokyo mercoledì.

Un altro inconveniente è il limite di prezzo del Paese sul gas venduto a sette settori commerciali. È stato fissato a 6 dollari per milione di unità termica britannica (mmbtu) nel 2020 per alleviare l'impatto della pandemia e rimane come controllo dell'inflazione, ha detto il funzionario del Ministero dell'Industria Triyani. In precedenza, il tetto era di 7-10 dollari per mmbtu.

Oltre a IDD e Masela, l'Indonesia è interessata a sfruttare altre risorse nell'arcipelago. Quest'anno metterà all'asta una serie di blocchi di gas, tra cui il blocco Natuna D-Alpha, una delle più grandi risorse di gas al mondo, con una stima di 230 Tcf.

"Abbiamo bisogno di un'azione immediata prima che il finanziamento dei progetti di sviluppo delle energie fossili diventi più difficile", ha detto Benny di SKK Migas.

"È molto importante fare investimenti ora, o mai più".