Bức tranh dầu khí Indonesia (Kỳ 1)

Nguồn: PwC

PricewaterhouseCoopers, hay còn gọi là PwC (Vương quốc Anh) là một trong bốn công ty kiểm toán hàng đầu thế giới hiện nay cùng với Deloitte, Ernst & Young và KPMG. Hiện các đơn vị thuộc mạng lưới toàn cầu của PwC cung cấp các dịch vụ đảm bảo, thuế, pháp lý, tư vấn và tư vấn tập trung vào lĩnh vực cho các công ty đại chúng và tư nhân cho hơn 364.000 người ở 151 quốc gia kết nối tư duy, kinh nghiệm và giải pháp của họ để xây dựng niềm tin và nâng cao giá trị cho khách hàng và các bên liên quan của họ.

Trong phạm vi bài viết lần nay, xin trân trọng tập trung giới thiệu với quý độc giả tóm tắt những nội dung chính chỉ liên quan đến lĩnh vực dầu khí của Indonesia thông qua ấn phẩm lần thứ 13 phát hành tháng 5 vừa qua của PwC dưới tiêu đề “Lĩnh vực dầu khí tại Indonesia: Hướng dẫn đầu tư, thuế và quy định hiện hành” để tìm hiểu, tham khảo.

Ấn phẩm này được biên soạn như một hướng dẫn chung về đầu tư và thuế cho tất cả các bên liên quan quan tâm đến lĩnh vực dầu khí ở Indonesia thông qua những nỗ lực tạo ra một ấn phẩm có thể hữu ích cho các nhà đầu tư hiện tại, nhà đầu tư tiềm năng và những người khác có thể quan tâm chung đến tình trạng của khu vực quan trọng này của nền kinh tế Indonesia. Ấn phẩm này được tổ chức thành các chương bao gồm các chủ đề tổng quát sau: (1) Tổng quan về lĩnh vực dầu khí. (2) Chuyển đổi năng lượng. (3) Khung pháp lý. (4) Lĩnh vực thượng nguồn. (5) Hợp đồng phân chia tổng sản lượng. (6) Lĩnh vực hạ nguồn; và (7) Nhà cung cấp dịch vụ.

*****

Lịch sử phong phú về dầu khí của Indonesia có niên đại hơn 130 năm, bao gồm một di sản quan trọng kể từ khi phát hiện lần đầu tiên ở Bắc Sumatra (1885). Năm 1912, hoạt động thăm dò dầu khí đầu tiên được tiến hành ở Nam Sumatra, dẫn đến việc phát hiện ra mỏ Talang Akar, nơi từng là mỏ lớn nhất trước Thế chiến thứ hai (1921). Chính phủ Í đã ký kết hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) đầu tiên tại Aceh. Năm 1961, và Indonesia đã trở thành thành viên của OPEC. Tuy nhiên, thời gian sản xuất suy giảm kéo dài đã khiến Indonesia bị đình chỉ tư cách thành viên OPEC (2009), sau đó, tái gia nhập (1/2016) và lại tái đình chỉ tư cách thành viên một lần nữa (11/2016). Tháng 7/2020, Chính phủ Indonesia đã thực hiện một thay đổi chính sách quan trọng, cho phép các nhà đầu tư lựa chọn giữa chương trình PSC thu hồi chi phí cũ và hệ thống PSC chia gộp (gross split-GS) theo Quy định của Bộ Năng lượng và tài nguyên khoáng sản (MoEMR) số 12/2020, điều này làm dấy lên nhiều sự quan tâm hơn đến các lô dầu khí của Indonesia. Tính đến năm 2021, đã có 17 nhà thầu đang hoạt động tích cực trong hệ thống PSC GS, đánh dấu bước phát triển đáng chú ý trong bối cảnh dầu khí của đất nước thông qua các vòng đấu thầu các khu vực hoạt động dầu khí được nối lại sau khi tạm dừng do đại dịch COVID-19 (2021). Các khu vực dầu khí được đấu thầu đáng chú ý bao gồm mỏ giếng Đồng bằng ven biển phía Nam và Pekanbaru (CPP), Sumbagsel (Nam Sumatera), Rangkas, Liman, Merangin III và Bắc Kangean , bao gồm cả cơ chế đấu thầu trực tiếp và đấu thầu thường xuyên. Hơn nữa, Rokan PSC, do PT Chevron Pacific Indonesia quản lý, đã chuyển đổi sang PT Pertamina Hulu Rokan (PHR) (8/2021).

Bất chấp vị thế là nước nhập khẩu dầu mỏ ròng, Indonesia vẫn là nước đóng vai trò nổi bật trên toàn cầu về sản xuất khí đốt tự nhiên và LNG với sản lượng khí đốt đạt được 6.688 MMSCFD (2023) và đứng thứ 14 về sản lượng khí đốt toàn cầu, với tổng khối lượng là 59,9 Bcm (tương đương 2,11 Tcf). Hơn thế nữa, các dự án quan trọng như dự án Abadi LNG đang trong quá trình phát triển, với nhà điều hành phát triển dầu khí Inpex Corp. (Nhật Bản) gần đây đã đệ trình kế hoạch phát triển cập nhật tích hợp công nghệ CCS và cho đến cuối tháng 12/2023, Inpex đã nhận được phê duyệt từ MoEMR cho kế hoạch phát triển (PoD) sửa đổi cho Lô Masela thuộc mỏ khí ngoài khơi Abadi.

Trong suốt năm 2023, đã có thêm 13 hợp đồng thăm dò dầu khí đã được ký kết. Lĩnh vực công nghiệp dầu khí thượng nguồn ở Indonesia cũng đã làm nên lịch sử với những phát hiện quan trọng về tiềm năng khí đốt tự nhiên, bao gồm Layaran-1 ở Lô Nam Andaman (6 Tcf) và Geng North-1 ở Lô Bắc Ganal (5 Tcf). Hãng dầu khí PT Pertamina (Indonesia) cũng đã phát hiện hai mỏ khí mới (20230: East Akasia Cinta (EAC-001) ở khu vực mỏ PEP Jatibarang, Indramayu Regency và East Pondok Aren-1 (EPN-001) với bẫy địa tầng là một cấu trúc địa chất ảnh hưởng đến đá chứa và nắp của hệ thống dầu khí cho phép tích tụ hydrocacbon trong vỉa, ở mỏ dầu Tambun. Ngày 2/1/2023, Premier Oil Tuna BV, nhà thầu mỏ Tuna Field ở Tuna Working Area (WK) ngoài khơi, đã được bật đèn xanh. Ngay sau đó, hãng Petronas Carigali North Madura II Ltd. đã được PoD (plan of development) phê duyệt mỏ Hidayah ở North Madura II Working Area (10/1/2023). Quý 1/2023 cũng đã chứng kiến ​​các phê duyệt bổ sung của PoD đối với các mỏ Asap, Kido và Merah (AKM) tại Lô Kasuri, Tây Papua, dưới sự điều hành của Genting Oil Kasuri Pte Ltd. Việc phê duyệt dự án AKM đã được thực hiện trong lễ khánh thành dự án chiến lược quốc gia (PSN) Jambaran Tiung Biru (JBT) và dự án mỏ khí MDA và MBH ở Đông Java.

Đến giữa năm 2023, Lực lượng đặc nhiệm về kinh doanh dầu khí thượng nguồn (special task force for upstream oil and gas business-SKK Migas) là một tổ chức được Chính phủ Indonesia thành lập theo sắc lệnh của Tổng thống về quản lý các hoạt động kinh doanh dầu khí thượng nguồn và được giao quản lý các hoạt động kinh doanh dầu khí thượng nguồn theo Hợp đồng hợp tác (cooperation contract) nhằm mục đích khai thác tài nguyên dầu khí sẽ có thể đem lại lợi ích và doanh thu tối đa cho đất nước, đã giải quyết vấn đề dư cung khí đốt ở Đông Java. Gần đây, SKK Migas cũng đã đồng ý giảm sản lượng khí đốt cao điểm ở khu vực Đông Java để dự báo tình trạng dư cung dự kiến, ước tính lên tới 200 MMSCFD từ năm 2024 đến năm 202625. Tháng 11/2023, dự án khí Tangguh Train 3 được khánh thành, thúc đẩy đường ống sản xuất LNG được điều hành bởi BP Berau Ltd., với chi phí đầu tư được báo cáo là 4,83 tỷ USD.

Tháng 12/2023, MoEMR cũng đã phê duyệt các sửa đổi hợp đồng cho Corridor Block của Tbk PT Medco Energi Internasional, chuyển từ mô hình PSC GS sang mô hình thu hồi chi phí (cost recovery) nghĩa là việc điều chỉnh tỷ giá để ghi nhận giá thành khí mua vào và là việc điều chỉnh tỷ lệ được phê duyệt để ghi nhận những thay đổi trong chi phí khí mua từ mức cơ bản. MoEMR cũng đã cấp phép phân bổ và giá khí đốt mới từ lô Corridor Block cho một số người mua bao gồm PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN), với các thỏa thuận bán khí đốt sẽ sớm được ký kết. Lượng khí cung cấp hàng ngày hiện tại từ lô Corridor Block lên tới 700 MMBTU/ngày, với phần lớn (83%) được bán trong nước và 17% xuất khẩu tới Singapore. Việc yêu cầu chuyển sang PSC thu hồi chi phí đã được tiến hành kể từ khi hãng ConocoPhillips là nhà điều hành của dự án này. Các lĩnh vực khác, bao gồm cả những lĩnh vực do PT Pertamina Hulu Energi điều hành, đang xin quyết định của Bộ trưởng MoEMR về việc chuyển đổi hợp đồng.

Indonesia hiện đặt mục tiêu trở thành trung tâm khu vực cho công nghệ CCS bằng cách triển khai Quy định MoEMR 2/2023, bao gồm hợp tác trong các hoạt động dầu khí thượng nguồn, giới thiệu mô hình kinh doanh “CCS như một dịch vụ” và các trung tâm CCS tiềm năng cho nhiều người dùng, trong khi chờ các quy định tiếp theo được triển khai. Khuôn khổ hợp tác này phác thảo các thủ tục ứng dụng công nghệ thu hồi, sử dụng và lưu trữ lượng khí thải carbon (CCUS), bao gồm các yêu cầu cụ thể đối với nhà thầu, giám sát và kết thúc các hoạt động công nghệ CCS. Về mặt kinh tế, nó giải quyết việc xử lý chi phí CCS như chi phí hoạt động, khám phá khả năng tìm kiếm lợi nhuận thông qua giao dịch hoặc đền bù carbon là các khoản tín dụng hoặc chứng chỉ thể hiện việc giảm hoặc loại bỏ một tấn khí thải carbon dioxide tương đương (CO₂e), đồng thời nhấn mạnh tầm quan trọng của các đơn vị kinh doanh hạ nguồn có giấy phép cụ thể để thu lợi nhuận từ các dịch vụ bơm lấp đầy và dự trữ khí đốt.

Trong số 128 lưu vực dầu khí trên khắp Indonesia, 20 lưu vực đã bước vào giai đoạn khai thác, 8 lưu vực đã được khoan song chưa đưa vào khai thác, 19 lưu vực có chứa hydrocarbon và 13 lưu vực là lỗ khoan khô, trong khi còn 68 lưu vực chưa được thăm dò. Ước tính có khoảng 75% hoạt động thăm dò và sản xuất dầu khí diễn ra ở Tây Indonesia. Tóm lại, hiện có 4 khu vực sản xuất dầu chính là Sumatra, Biển Java, Đông Kalimantan và Natuna, và 6 khu vực sản xuất khí đốt chính là Đông Kalimantan, Nam Sumatra, Aceh, Bắc Sumatra, Biển Nam Natuna và Tây Papua. Năm 2023, các hoạt động thượng nguồn đáng chú ý ở Indonesia bao gồm khoan 38 giếng thăm dò, thực hiện 14 phát hiện, trong đó 12 giếng vẫn đang tiếp tục hoạt động. Indonesia cũng chứng kiến ​​sự bổ sung một số nguồn tài nguyên vào năm 2023, bao gồm 4 tài nguyên được chuyển qua hệ thống dịch vụ sản xuất (production services network-PSN) từ năm 2022, bao gồm các dự án Abadi Masela ở Biển Arafura, Maluku, dự án Tangguh Train-3 ở Bintuni, Tây Papua, dự án Jambaran Tiung Biru ở Bojonegoro, Đông Java và Cơ quan phát triển dự án nước sâu Indonesia (Indonesia deepwater development-IDD) ở eo biển Makassar, Đông Kalimantan.

Inpex Masela Ltd., nhà điều hành dự án Abadi, đặt mục tiêu đưa sản phẩm vào hoạt động vào năm 2030 với chi phí đầu tư ước tính cho dự án LNG Abadi tại Lô Masela là 20,946 tỷ USD (không bao gồm chi phí chìm sunk costs là những khoản chi tiêu đã thực hiện và không thể thu hồi được), bao gồm lập kế hoạch tiền dự án, phân tích tính khả thi, lập kế hoạch khái niệm, lập trình/thiết kế sơ đồ và lập kế hoạch dự án sớm (2024), chuẩn bị địa điểm (2025) và chuẩn bị khoan (2026). Hợp đồng thăm dò khai thác LôMasela với thời hạn 30 năm và gần đây được gia hạn thêm 20 năm, sẽ kết thúc vào ngày 15/11/2055 với những người nắm giữ quyền lợi tham gia (participating interest-PI) hiện tại bao gồm Inpex Masela Ltd (65%), PT Pertamina Hulu Energi Masela (20%) và Petronas Masela Sdn. Bhd (15%). Dự án Abadi Masela dự kiến ​​sẽ đi vào hoạt động vào năm 2030 do Cơ quan điều hành dự án IDD đặt mục tiêu hoàn tất việc chuyển giao PI và quyền vận hành trước Quý 1/2023. Ngày 25/7/2023, tập đoàn Eni (CH Ý) đã chính thức mua lại 62% cổ phần của hãng Chevron, trở thành nhà điều hành mới dự án IDD Giai đoạn II. Dự án IDD có công suất sản xuất là 844 triệu feet khối tiêu chuẩn mỗi ngày (million standard cubic feet per day-MMSCFD) đối với khí tự nhiên và 27.000 thùng dầu mỗi ngày (barrels of oil per day-BOPD) đối với dầu thô. Dự án này được coi là rất quan trọng đối với mục tiêu của Indonesia là tăng sản lượng khí đốt lên 12.000 MMSCFD (2030).

Dự án khí Tangguh Train-3 đi vào hoạt động vào năm 2023, giúp nâng công suất sản xuất hàng năm của Tangguh LNG lên 11,4 triệu tấn (Mt), đóng góp đáng kể vào mục tiêu sản xuất khí đốt năm 20303. Dự án Tangguh Train-3 là phần mở rộng của dự án Train-1 và Train-2, được thiết kế để phân bổ khoảng 75% khối lượng LNG nhằm đáp ứng yêu cầu của lĩnh vực điện trong nước. Tất cả cam kết lâu dài của SKK Migas và hãng BP (Berau) Ltd. được thể hiện thông qua hợp đồng dài hạn với PT PLN (Persero) dành cho khối lượng vận chuyển hàng năm là 60 chuyến hàng LNG, nhấn mạnh cam kết của họ trong việc ưu tiên nhu cầu năng lượng trong nước. Ngoài ra, chính phủ trung ương cũng đang xúc tiến một số dự án dầu khí thượng nguồn ở Papua, bao gồm việc hoàn thành dự án Tangguh Train-3, cùng với ba dự án bổ sung đang được triển khai là dự án CCUS Ubadari, dự án hạ nguồn Blue Ammonia và mỏ khí đốt Asap Kido Merah.

Dự án Ubadari CCUS (UCC) là một thành phần quan trọng trong quá trình mở rộng của dự án Tangguh nhằm mục đích thành lập Trung tâm CCS đầu tiên của Indonesia, với khối lượng bơm khoảng 30 Mt CO₂ (2035). UCC là một phần của PSN (2023), với công suất sản xuất cao nhất dự kiến ​​là 476 MMSCFD và công suất CCS là 1,8 gigaton (Gt). Dự án tích hợp này dự kiến ​​sẽ cần vốn khoản vốn đầu tư tài chính khoảng 3,84 tỷ USD dự kiến để xử lý khí ammonia có hàm lượng carbon thấp ở hạ nguồn với kế hoạch sản xuất 875 nghìn tấn (tt) blue ammonia mỗi năm sẽ được ứng dụng trong việc đốt đồng thời tại các nhà máy điện và nhà máy sản xuất sắt thép.

Năm 2023, Indonesia đã có hai phát hiện mỏ khí đốt có trữ lượng lớn quan trọng là Geng North và Layaran. Ngày 2/10/2023, hãng Eni đã công bố phát hiện mỏ khí Geng North, đánh dấu một phát hiện đáng chú ý ở vùng nước sâu ngoài khơi. Mỏ giếng Geng North-1 được khoan tới độ sâu 5.025 mét, làm lộ ra cột khí cao 50 mét trong sa thạch Miocen. Ước tính trữ lượng khí đốt sơ bộ của mỏ khí Geng North là 5 Tcf với sản lượng lên tới 400 triệu thùng (million barrels-Mb) khí ngưng tụ. Phát hiện này nằm liền kề với khu vực IDD, bao gồm một số phát hiện chưa được khai thác ở các Lô Rapak và Ganal PSC. Hãng Eni gần đây cũng đã mua lại quyền lợi tham gia của hãng Chevron trong các lô này, tăng quyền sở hữu và đảm nhận quyền điều hành dự án. Việc kết hợp các khu vực mỏ giếng khí đốt này dự kiến ​​sẽ đem lại lợi ích đáng kể cho các cơ hội phát triển khí đốt tại Indonesia.

Bên cạnh đó, SKK Migas và Mubadala Energy cùng công bố phát hiện mỏ khí đốt quan trọng tại giếng thăm dò Layaran-1 ở Lô South Andaman nằm cách bờ biển phía bắc Sumatra khoảng 100 km. Giếng này được khoan tới độ sâu 4.208 mét ở độ sâu 1.207 mét dưới mực nước biển, đã phát hiện một cột khí cao hơn 230 mét trong bể chứa sa thạch Oligocene. Việc thu thập dữ liệu toàn diện, bao gồm hệ thống đường dây, lấy lõi khoan, lấy mẫu và kiểm tra thân khoan lỗ sâu (drill stem test-DST), đã được hoàn thành thành công, điều này thể hiện dòng khí chất lượng cao với tốc độ 30 MMSCFD. Một dự án quan trọng khác là mỏ khí AKM, một thành phần của dự án chiến lược quốc gia (national strategic projects-PSN 2023) và do Genting Oil Kasuri Pte Ltd vận hành. AKM được dự báo sẽ có lượng khí đốt hàng ngày thay thế cho 2.673,7 BSCFD, trong khi trữ lượng tiềm năng ước tính là 2.244,45 tỷ feet khối tiêu chuẩn (billion standard cubic feet) với sản lượng ước tính là 330 MMSCFD, với vốn đầu tư 3,37 tỷ USD và dự kiến ​​dự án sẽ đi vào hoạt động vào Quý 4/2025. SKK Migas cũng đã đề xuất hai dự án dầu khí, đó là dự án Bắc Ganal (Geng North) ở Đông Kalimantan và dự án AKM ở Teluk Bintuni, Tây Papua, được chỉ định cũng là một dự án chiến lược quốc gia (PSN).

Tuấn Hùng

PwC