Los proyectos Masela e Indonesia Deepwater Development (IDD), cuyo coste conjunto se estima en 27.000 millones de dólares, son casos de prueba para que Indonesia demuestre su compromiso de atraer inversiones en petróleo y gas e invertir un declive de la producción que dura ya una década, antes de que el cambio climático acabe con la demanda de sus combustibles fósiles.

"Nuestra ventana es corta, estamos compitiendo con la transición energética", dijo Benny Lubiantara, un alto funcionario del regulador del upstream SKK Migas.

Los obstáculos clave para los dos proyectos incluyen los topes del país a los precios internos del gas, los límites a las exportaciones de gas y los altos costes de la captura y almacenamiento de carbono, necesarios para que los nuevos proyectos de gas ayuden a combatir el calentamiento global.

El mes pasado, Shell dijo que vendería su participación en el proyecto Masela a la indonesia Pertamina y a la malasia Petronas, mientras que Chevron acordó vender su participación en el proyecto IDD a la italiana Eni.

Los acuerdos -tres años después de que las dos grandes compañías declararan su intención de retirarse- despejan el camino para que el gobierno negocie nuevas condiciones para los mayores proyectos de gas de Indonesia tras años de retraso.

Las nuevas inversiones son esenciales para que el país pueda duplicar con creces su producción de gas hasta alcanzar los 12.000 millones de pies cúbicos diarios (bcfd) en 2030 para satisfacer la creciente demanda local.

Se prevé que la demanda local de gas aumente un 19% desde 2023 hasta alcanzar los 7,6 bcfd en 2030, según las previsiones del grupo de reflexión Instituto para la Reforma de los Servicios Esenciales.

Sin cambios drásticos para atraer inversiones, Indonesia se convertirá en un importador neto de gas en 2040, afirmó Andrew Harwood, director de investigación de la consultora Wood Mackenzie.

"Si puede sacar adelante proyectos como IDD y como Masela, existe la posibilidad de que siga siendo un exportador neto", afirmó.

SE NECESITAN NUEVAS CONDICIONES

Antaño uno de los cinco principales exportadores de gas natural licuado (GNL) del mundo, las exportaciones de GNL de Indonesia se han reducido a la mitad en la última década, según datos de Kpler.

El país no ha aprobado un gran proyecto de petróleo o gas desde 2016: la ampliación de la planta de GNL de BP en Tangguh.

La complejidad de las condiciones fiscales de Indonesia ha obstaculizado durante mucho tiempo la inversión. Por ejemplo, el gobierno determina la división de los ingresos sólo después de que se presenta un plan de desarrollo, lo que hace que sea un reto para los inversores evaluar los riesgos potenciales y los rendimientos, dijeron la Asociación de Petróleo de Indonesia y Wood Mackenzie en un informe conjunto.

Benny, de SKK Migas, reconoció que en las condiciones actuales los rendimientos son poco atractivos para la mayoría de los proyectos, sobre todo cuando tienen que considerar la instalación de captura y almacenamiento de carbono, que cuesta cientos de millones de dólares.

Yakarta está considerando revisar su esquema de reparto bruto, dijo, sin dar más detalles. La fórmula actual para repartir los ingresos entre el gobierno y los inversores en los proyectos de gas fija la tasa base en un 48% para las empresas.

Para el proyecto IDD, la prioridad ahora será ampliar los contratos de reparto de la producción de los tres bloques que vencen en 2027 y 2028, dijo Prateek Pandey, analista de la consultora Rystad Energy.

Eni empezará a llevar a cabo los planes de IDD una vez completada la transacción con Chevron, dijo un portavoz, pero no comentó las preguntas sobre las conversaciones para compartir la producción.

En Masela, que alimentará el proyecto de GNL de Abadi, el consejero delegado de la operadora Inpex, Takayuki Ueda, afirmó que contar con Pertamina a bordo era "muy significativo, en el sentido de que podemos esperar naturalmente el apoyo del gobierno indonesio" y un mercado para el gas de Masela.

EXPORTACIÓN, PRECIOS MÁXIMOS

Los proyectos IDD y Masela, combinados con el proyecto Tangguh Train-3 de BP y el Jambaran Tiung Biru de Pertamina, proporcionarían una producción de gas adicional de 3,5 bcfd a la producción actual de 5,3 bcfd, según mostraron los datos de SKK Migas.

Indonesia exige a los productores de petróleo y gas que vendan el 25% de su producción en el país, pero la creciente demanda local ha llevado a algunos funcionarios del gobierno a pedir que se detengan por completo las exportaciones, lo que podría disuadir a los promotores.

"Esto debe reconsiderarse, permitiendo a los inversores extranjeros sacar provecho de sus inversiones", afirmó San Naing, analista de BMI Research, parte de Fitch Group.

Cualquier medida para restringir las exportaciones "podría tener un impacto considerable en la economía de nuestro proyecto", declaró Ueda, de Inpex, a la prensa en Tokio el miércoles.

Otro inconveniente es el tope de precios que aplica el país al gas vendido a siete sectores empresariales. Se fijó en 6 dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmbtu) en 2020 para aliviar el impacto de la pandemia y se mantiene como control de la inflación, dijo Triyani, funcionario del Ministerio de Industria. Anteriormente, el tope estaba entre 7 y 10 dólares por mmbtu.

Además de IDD y Masela, Indonesia está dispuesta a explotar otros recursos en todo el archipiélago. Este año va a subastar varios bloques de gas, entre ellos el bloque Natuna D-Alpha, uno de los mayores recursos de gas del mundo, con una capacidad estimada de 230 Tcf.

"Necesitamos una acción inmediata antes de que la financiación de proyectos de desarrollo de energías fósiles se haga más difícil", declaró Benny, de SKK Migas.

"Es muy importante invertir ahora o nunca".