Die Projekte Masela und Indonesia Deepwater Development (IDD), deren Kosten zusammen auf 27 Milliarden Dollar geschätzt werden, sind ein Testfall für Indonesien, um sein Engagement zu zeigen, Öl- und Gasinvestitionen anzuziehen und einen jahrzehntelangen Produktionsrückgang umzukehren, bevor der Klimawandel die Nachfrage nach seinen fossilen Brennstoffen zum Erliegen bringt.

"Unser Zeitfenster ist kurz, wir konkurrieren mit der Energiewende", sagte Benny Lubiantara, ein leitender Beamter der Aufsichtsbehörde SKK Migas.

Zu den wichtigsten Hürden für die beiden Projekte gehören die Obergrenzen für die inländischen Gaspreise, die Beschränkungen für Gasexporte und die hohen Kosten für die Kohlenstoffabscheidung und -speicherung, die für neue Gasprojekte erforderlich sind, um die globale Erwärmung zu bekämpfen.

Letzten Monat gab Shell bekannt, dass es seine Beteiligung am Masela-Projekt an die indonesische Pertamina und die malaysische Petronas verkaufen wird, während Chevron zustimmte, seinen Anteil am IDD-Projekt an die italienische Eni zu verkaufen.

Die Abschlüsse - drei Jahre nachdem die beiden Großkonzerne ihre Absicht erklärt hatten, auszusteigen - machen den Weg für die Regierung frei, um nach Jahren der Verzögerung neue Bedingungen für Indonesiens größte Gasprojekte auszuhandeln.

Neue Investitionen sind unerlässlich, damit das Land seine Gasproduktion bis 2030 auf 12 Milliarden Kubikfuß pro Tag (bcfd) mehr als verdoppeln kann, um die wachsende lokale Nachfrage zu decken.

Prognosen des Think Tank Institute for Essential Services Reform zeigen, dass die lokale Gasnachfrage von 2023 bis 2030 um 19% auf 7,6 Mrd. Kubikfuß pro Tag steigen wird.

Ohne drastische Änderungen, um Investitionen anzuziehen, wird Indonesien bis 2040 zum Nettoimporteur von Gas werden, sagte Andrew Harwood, Forschungsdirektor bei der Beratungsfirma Wood Mackenzie.

"Wenn das Land Projekte wie IDD und Masela vorantreiben kann, besteht die Möglichkeit, dass es ein Nettoexporteur bleibt", sagte er.

NEUE BEDINGUNGEN ERFORDERLICH

Einst gehörte Indonesien zu den fünf größten Exporteuren von verflüssigtem Erdgas (LNG) der Welt, doch die LNG-Exporte des Landes haben sich in den letzten zehn Jahren halbiert, wie Daten von Kpler zeigen.

Seit 2016 hat das Land kein größeres Öl- oder Gasprojekt mehr genehmigt - die Erweiterung der Tangguh LNG-Anlage von BP.

Die Komplexität der indonesischen Steuerbedingungen hat Investitionen lange Zeit behindert. So legt die Regierung beispielsweise die Aufteilung der Einnahmen erst nach Vorlage eines Entwicklungsplans fest, was es für Investoren schwierig macht, potenzielle Risiken und Renditen abzuschätzen, so die Indonesia Petroleum Association und Wood Mackenzie in einem gemeinsamen Bericht.

Benny von SKK Migas räumte ein, dass die Renditen unter den derzeitigen Bedingungen für die meisten Projekte unattraktiv sind, insbesondere wenn sie die Installation von Kohlenstoffabscheidung und -speicherung berücksichtigen müssen, die Hunderte von Millionen Dollar kostet.

Jakarta erwägt eine Überarbeitung der Bruttoaufteilung, sagte er, ohne näher darauf einzugehen. Die derzeitige Formel für die Aufteilung der Einnahmen zwischen der Regierung und den Investoren bei Gasprojekten legt den Basissatz für Unternehmen auf 48% fest.

Für das IDD-Projekt wird es jetzt vorrangig darum gehen, die Production-Sharing-Verträge für die drei Blöcke, die in den Jahren 2027 und 2028 auslaufen, zu verlängern, sagte Prateek Pandey, ein Analyst bei der Beratungsfirma Rystad Energy.

Eni wird nach dem Abschluss der Chevron-Transaktion mit der Umsetzung der IDD-Pläne beginnen, sagte ein Sprecher, äußerte sich aber nicht zu Fragen über die Gespräche zur Produktionsbeteiligung.

Bei Masela, das das Abadi LNG-Projekt speisen wird, sagte der CEO des Betreibers Inpex, Takayuki Ueda, dass es "sehr bedeutsam ist, Pertamina an Bord zu haben, da wir natürlich die Unterstützung der indonesischen Regierung erwarten können" und einen Markt für Masela-Gas.

EXPORT, PREISOBERGRENZEN

Die IDD- und Masela-Projekte würden zusammen mit dem Tangguh Train-3-Projekt von BP und dem Jambaran Tiung Biru-Projekt von Pertamina eine zusätzliche Gasproduktion von 3,5 Mrd. m³ pro Tag zu den derzeitigen 5,3 Mrd. m³ liefern, wie Daten von SKK Migas zeigen.

Indonesien verlangt von den Öl- und Gasproduzenten, dass sie 25% ihrer Produktion im Inland verkaufen, aber die wachsende lokale Nachfrage hat zu Forderungen einiger Regierungsvertreter geführt, die Exporte ganz zu stoppen, was die Entwickler abschrecken könnte.

"Dies muss überdacht werden, damit ausländische Investoren von ihren Investitionen profitieren können", sagte San Naing, Analyst bei BMI Research, einem Unternehmen der Fitch Group.

Jede Maßnahme zur Einschränkung der Exporte "könnte möglicherweise erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit unseres Projekts haben", sagte Ueda von Inpex am Mittwoch vor Reportern in Tokio.

Ein weiterer Nachteil ist die Preisobergrenze des Landes für Gas, das an sieben Wirtschaftszweige verkauft wird. Sie wurde 2020 auf 6 $ pro Million British Thermal Unit (mmbtu) festgesetzt, um die Auswirkungen der Pandemie abzumildern und bleibt als Inflationskontrolle bestehen, sagte der Beamte des Industrieministeriums Triyani. Zuvor lag die Obergrenze bei $7-$10 pro mmbtu.

Neben IDD und Masela ist Indonesien daran interessiert, weitere Ressourcen auf dem Archipel zu erschließen. Das Land versteigert in diesem Jahr eine Reihe von Gasblöcken, darunter den Natuna D-Alpha Block, der mit geschätzten 230 Tcf zu den größten Gasvorkommen der Welt gehört.

"Wir müssen sofort handeln, bevor die Projektfinanzierung für die Erschließung fossiler Energiequellen schwieriger wird", sagte Benny von SKK Migas.

"Es ist sehr wichtig, jetzt zu investieren, oder nie.