19 декабря эмиратская Mubadala Energy объявила об открытии в ходе разведочного бурения глубоководного месторождения газа на континентальном шельфе Индонезии – в пределах Южно-Андаманского блока (South Andaman Block), примерно в 100 км от побережья провинции Северная Суматра.
Первоначальные извлекаемые ресурсы нового месторождения оцениваются в 3,3 трлн куб. футов природного газа. Как утверждают представители эмиратской компании, потенциальные ресурсы выявленной залежи метана составляют свыше 6 трлн куб. футов (почти 170 млрд куб. м).
Это стало крайне важным событием для Индонезии, как и для Юго-Восточной Азии в целом.
«Событие очень значимое для индонезийцев, но уже не первое в 2023 году. Напомню, что в начале октября итальянская Eni также объявила об открытии крупного морского месторождения углеводородов у побережья провинции Восточный Калимантан», – рассказал специалист по АТР Роман Погорелов.
По его словам, 2 октября итальянцы получили коммерческие притоки метана и газового конденсата в ходе разведочного бурения в пределах блока «Северный Ганал» (North Ganal Block) на континентальном шельфе Индонезии – в северной части бассейна Кутай (Kutei Basin), примерно в 85 км от побережья.
Ресурсы выявленных залежей блока «Северный Ганал» предварительно оцениваются в 5 трлн куб. футов природного газа (более 140 млрд куб. м) и порядка 400 млн баррелей конденсата.
«Важно понимать, что в последние десятилетия одной из главных проблем индонезийского нефтегазового сектора, да и всего топливно-энергетического комплекса Индонезии, стало истощение разведанных запасов углеводородов и, как результат, сокращение объёмов производства нефти и газа.
Всё это, в свою очередь, было связано с энергетической политикой, проводимой индонезийскими властями, и её последствиями – прежде всего, с недостатком иностранных инвестиций. Поскольку ни собственными технологиями, ни оборудованием, ни финансовыми средствами Индонезия не располагает. Однако в последнее время индонезийские власти усиленно стараются улучшить инвестиционный климат в стране.
Открытия же новых месторождений углеводородов у берегов провинций Восточный Калимантан и Северная Суматра произошли как раз после того, как в сентябре индонезийские власти разрешили частным подрядчикам владеть в нефтегазовых проектах долей более чем в 50%», – добавил Роман Погорелов.
Он отметил, что разрешение касается лишь некоторых новых, перспективных на нефть и газ участков. При этом 68 из 128 выбранных для изучения блоков по-прежнему остаются неразведанными. Впрочем, теперь ситуация, возможно, начнёт меняться в лучшую сторону, на что очень надеются власти Индонезии.
Представители индонезийского регулятора SKK Migas считают, что последние открытия станут важным шагом для достижения страной цели по наращиванию добычи природного газа до 12 млрд куб. футов в сутки к 2030 году.
«Предпосылки для этого действительно есть. Очевидно, что Eni и Mubadala Energy решили как следует вложиться в нефтегазовый сектор Индонезии. Однако нужно учитывать и то, что традиционные для этой страны энергетические компании, такие как британская Shell и американская Chevron, напротив своё участие в индонезийских проектах сокращают», – сообщил Роман Погорелов.
Так, стратегия развития Eni предполагает постепенное изменение структуры своего портфеля «активов» в пользу природного газа и сжиженного природного газа (СПГ), суммарная доля которых должна составить не менее 60% уже к 2030 году. Индонезийские проекты итальянцев как нельзя лучше способствуют реализации поставленных целей и задач.
Итальянцы управляют блоком «Северный Ганал» через Eni North Ganal Limited, доля которой в проекте ещё совсем недавно составляла 50,22%. Их партнёрами в проекте были Neptune Energy North Ganal BV (38,04%) и Agra Energi I Pte Ltd (11,74%). Однако 23 июня 2023 года стало известно, что Eni договорилась о приобретении практически всех активов Neptune Energy.
Neptune, принадлежавшая China Investment Group (CIC), Carlyle Group и CVC Capital Partners, позиционировала себя как независимая компания по разведке и добыче природного газа с низким уровнем выбросов, ориентированная на реализацию соответствующих проектов в Западной Европе, Северной Африке, Индонезии и Австралии.
Помимо проекта «Северный Ганал», Neptune вместе с Eni участвовала в Индонезии в добыче углеводородов на месторождениях «Джангкрик» (Jangkrik) и «Меракес» (Merakes) – производимый здесь газ поставляется на индонезийский внутренний рынок и завод по сжижению природного газа Bontang LNG, расположенный всё в той же провинции Восточный Калимантан.
Объём добычи Eni в Индонезии составлял в 2022 году порядка 62 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) в сутки, Neptune Energy – более 20 тыс. бнэ/сутки. Сжиженный природный газ (СПГ) завода Bontang LNG экспортируется на рынки Китая, Индии, Вьетнама и Южной Кореи.
Представители Eni заявили, что месторождение «Северный Генг» (Geng North), выявленное в пределах блока «Северный Ганал», также может использоваться в качестве ресурсной базы Bontang LNG.
По оценкам итальянской компании, общие потенциальные ресурсы метана Eni в северной части бассейна Кутай составляют (вместе с Geng North) около 10 трлн куб. футов (свыше 280 млрд куб. м).
«Северный Генг» и «Джангкрик» примыкают к месторождениям газового проекта Indonesia Deepwater Development (IDD), долю участия и права оператора в котором в июле 2023 года Eni выкупила у американской Chevron Corp.
IDD охватывает газовые месторождения в бассейне Кутай, расположенные в Макассарском проливе: «Бангка» (Bangka – открыто в 1999 году, запасы оцениваются в 1 трлн куб. футов газа), «Гендало» (Gendalo, февраль 2000-го, 884 млрд куб. футов) и «Гехем» (Gehem, июль 2023-го, 697 млрд куб. футов).
Первая фаза IDD предполагала освоение газовых запасов месторождения «Бангка». После проведения соответствующих работ в 2014-2016 годах там началась добыча газа. В рамках второй фазы к 2025 году в промышленную эксплуатацию планировалось ввести месторождения «Гендало» и «Гехем», добываемое на которых сырьё должно было поставляться и на Bontang LNG.
Chevron владела 62-процентной долей участия в проекте разработки Bangka и 63-процентной в Gendalo – Gehem. Общие затраты тогда оценивались в 12,8 млрд долларов. Однако в 2020-м американцы заявили, что намерены выйти из проекта IDD по причине его недостаточной конкурентоспособности в глобальном портфеле активов в секторе upstream.
Сегодня в планах Eni ускорить реализацию второй фазы IDD с помощью подключения к проекту ресурсов Geng North.
Что касается Mubadala Energy, эмиратская компания присутствует в Индонезии с 2004 года, участвует в четырёх СРП-проектах (Соглашение о разделе продукции). Однако открытие в пределах South Andaman Block пока единственный серьёзный успех в Индонезии.
Mubadala является оператором проекта South Andaman Gross Split PSC с долей участия 80%, Harbour Energy владеет оставшимися 20%.
Harbour Energy plc – нефтегазовая компания, базирующаяся в Шотландии, Эдинбурге. Была основана сырьевым трейдером Noble Group и частной инвестиционной фирмой EIG Global Energy Partners в июле 2014 года.
После приобретения активов Royal Dutch Shell для британской Chrysaor Holdings, Harbour стала её крупнейшим акционером. В 2020-м Harbour предоставила поддержку Chrysaor для получения контроля над британской Premier Oil. А в марте 2021-го года Harbour Energy официально оформила поглощение Chrysaor Holdings и Premier Oil, что сделало её крупнейшей «независимой» нефтегазовой компанией Великобритании.
В 2023 году индонезийский нефтегазовый регулятор SKK Migas утвердил первый план разработки морского газового месторождения «Туна» (Tuna), эксплуатируемого Harbour Energy. Доля шотландской компании в этом проекте (через Premier Oil) составила 50%. Остальные 50% принадлежат российской «Зарубежнефти».
«Зарубежнефть» участвовала в этом геологоразведочном проекте, рассчитывая на то, что уже в 2025 году здесь начнётся добыча природного газа и газового конденсата. Сегодня перспективы индонезийских нефтегазовых проектов с участием Harbour Energy не очевидны. По крайней мере, пока.
Между тем, открытие нового крупного месторождения газа на Южно-Андаманском блоке, подконтрольном Mubadala Energy, скорее всего, обеспечит в ближайшем будущем повышенную активность компании из ОАЭ в Индонезии, и приведёт к росту разведочного бурения в зоне её ответственности уже в 2024 году.