CC BY
64
!) Бурова А. Б.
ИВ РАН
УЧАСТИЕ ЯПОНСКИХ КОРПОРАЦИЙ в МЕЖДУНАРОДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТАХ РЕСПУБЛИКИ ИНДОНЕЗИЯ
(продолжение)
Международные проекты по добыче нефти и газа в Индонезии с участием японских компаний
Крупнейшей компанией по уровню добычи нефти в Индонезии является Chevron (США) - в 2011 г. ее доля в общем объеме добытой нефти составила 47%, далее идет государственная нефтегазовая компания Индонезии РТ Pertamina (Persero) - 17%, Total (Франция) - 10%, ConocoPhillips (США) -7% и замыкает пятерку китайская корпорация CNOOC с долей в 4%. По добыче газа лидирует французская Total - 34%, далее идут ConocoPhillips - 15%, BP (Великобритания) - 17% и РТ Pertamina (Persero) - 13%12.
Из рассматриваемых проектов с участием японских компаний, самыми крупными являются следующие:
• проект по строительству завода по производству СИГ Abadi - корпорация INPEX имеет 60% участия и является оператором проекта;
• проект по строительству завода по производству СИГ Donggi-Senoro - японская Mitsubishi Corporation владеет долей участия 44.925%, являясь его оператором;
• блок Kangean - здесь Mitsubishi Corporation и JAPEX каждая имеет по 50% участия;
• блок Buton - оператором проекта является японская корпорация JAPEX (40% участия).
Проекты, в которых японские компании владеют разными долями участия, при этом, не являясь их операторами:
• проект по строительству завода по производству СПГ Tangguh, оператором является английская корпорация BP;
• завод по производству СПГ Arun - оператор американская корпорация ExxonMobil;
• морской блок Mahakam - оператор французская корпорация Total (50%, еще 50% принадлежит японской INPEX) и участок Attaka - оператор американская Chevron (50%, другие 50% так же принадлежат корпорации INPEX);
• блок South Natuna Sea Block В - оператор американская ConocoPhillips (40%), INPEX владеет 35%;
• блок North Sumatra Block A - оператор индонезийская компания РТ Medco Energi Internasional Tbk (41.67%), японская JAPEX владеет 16.67%.
Далее, о перспективных проектах и участии в них японских корпораций.
1) Завод по производству СПГ Abadi, Блок Masela
В ноябре 1998 г. корпорация INPEX (оператор проекта) приобрела 100% долю участия в газоносном блоке Masela в Арафурском море (см. Схема №16), на востоке Индонезии. Продакшн-шеринг контракт (ПШК) был подписан между корпорацией INPEX и Правительством Республики Индонезия сроком на 30 лет. В июле 2011 г., корпорация INPEX передала 30% своих прав компании ShellUpstreamOverseasServices, дочерней компании корпорации Shell. Еще 10% были переданы индонезийской компании РТ Energi Mega Persada Tbk (см. Схема № la).
Схема №1
а) б)
INPEX
(оператор)
DE ГЦ".
■ Gas f eld
Источник: INPEX.Annual Report 2012.P. 61 -www.inpex.co.jp ir library pdf annual report трех anmial2() 12 single.pdf
В 2000 г., в результате бурения разведочной скважины Abadi-1 было открыто газовое месторождение Abadi - это стало первым подтверждением наличия запасов природного газа в Арафурском море. Далее, в период с 2002 по 2008 гг. было
Tanlnibar Island
INDONESIA
AbädiG« fiéW^^
J*. . •
диетили*
Fl Energy Mega Persada Tbk
10%
пробурено еще шесть разведочных скважин, все из них подтвердили наличие в этом районе значительных залежей углево-дородов .По результатам разведочного бурения, запасы на месторождении оцениваются приблизительно в 10 трлн. куб. фут.природного газа4. В настоящее время корпорация INPEX проводит подготовительные, предпроектные изыскательные работы (ППД) по проекту строительства плавучего завода по производству сжиженного природного газа (СПГ). Контракт на проведение ППД общей стоимостью в 8.6 млн. долл. был заключен с корпорацией WoodGroupKenny (Великобритания). Ожидается, что подготовительные работы будут закончены в течение следующего года. Заключение контрактов на проведение инжиниринговых и конструкторских работ ожидается в период с 2014 по 2018 гг5. В планах корпорации INPEX - пробурить еще две или три оценочные скважины в 2013 г. и одну разведочную. Разработку месторождения планируется проводить поэтапно. Первый этап будет проходить в северной части месторождения, где, по оценкам, сконцентрирована большая часть запасов газа6.
В декабре 2010г., правительство Индонезии одобрило план строительства первой линии плавучего завода по произ-
п
водству СПГ, мощностью 120 млрд. куб. фут.в год . Плавучий завод по производству СПГ будет располагаться в 170 км к юго-западу от города Саумлаки (Молуккские о-ва), что позволит существенно уменьшить экологическую нагрузку при постройке завода, т.к. концепция строительства плавучего завода, по сравнению со стационарным заводом по производству СПГ, не предполагает сооружения наземных терминалов и портовой инфраструктуры. Ожидается, что общий объем инвестиций в проект по сооружению плавучего завода AbadicocTaBHT 19.6 млрд. долл.8
2) Завод по производству СПГ Donggi-Senoro Это первый в своем роде проект, участниками которого являются корпорации исключительно из стран Азии (Япония, Южная Корея, Индонезия). Со стороны Индонезии в проекте участвует государственная нефтегазовая компания ПТ Перта-мина (Персеро) с долей 29% и частная нефтяная компания PTMedcoEnergylnternationalTbk. - 11.10% (см. Схема №2а).
Южную Корею представляет КогеаОаБСогрогайоп с долей участия 14.975%. Оператором проекта является МкБиЫзЫСогрога-Йоп (44.925%), таким образом, этот проект - первый, оператором которого является японская корпорация9. Схема №2
Источники: Mitsubishi Corporation -www.mitsubishicorp.com jp ja pr archive 20 JI html ()()()()() 136H4.html Donggi-Senoro LNG- http: innr.donggisenorolng.со. id dslng ?ver=ind
Месторождение Senoro-Toili (см. Схема №3) - основной источник поставок газа для завода Donggi-Senoro. Ожидается, что газ с этого месторождения составит приблизительно 75% загружаемого объема (около 250 млн. куб. фут.в сутки, примерно 72 млрд. куб. фут. СПГ в год)10.
Схема №3
Источник: Mitsubishi Corporation -www.mitsubishicorp.com jp ja pr archive 20 JI html 0000013684.html
Строительство завода по производству СПГ Donggi-Senoro позволит значительно увеличить объемы поставок СПГ в Японию и другие страны Восточной Азии, а также и на внутренний рынок Индонезии. Завод будет располагаться вблизи города Лувук, провинции Центральный Сулавеси. Проектная производительность завода - 95 млрд. куб. фут. СПГ в год (приблизительно 50 тыс. барр. н. э. в сутки). В планах начать производство СПГ на заводе уже в 2014 году11.
По оценкам, стоимость работ по сооружению завода со-
12
ставит 2.8 млрд. долл. Финансирование проекта частично возьмет на себя Банк Японии для Международного Сотрудничества (JBIC)13.
3) Блок Kangean
Японские корпорации Mitsubishi и JAPEX совместно владеют 50% долей участия в Блоке, еще 50% принадлежит индонезийской компании РТ Energy Mega Persada Tbk (см. Схема №4).
Схема №4
Источник: JAPEX.AnnualReport 2012.Р.16 -www.japex.co.jp ïr JcipexAR2012 J.pdf
В Блок Kangean входят следующие месторождения:
• газовые - Pagerungan и TSB (в него входят месторождения Terang, Sirasun, Batur);
• нефтяные - Sepanjang и Pagerungan Utara Offshore (PUO).
В 2011 г. общая добыча нефти и газа с блока составила 7.33 тыс. барр. н. э. в сутки14. Добыча ведется на месторождениях Pagerungan (газ), Terang (газ) и Pagerungan Utara Offshore (нефть). Разведочные работы идут на газовых месторождениях Sirasun и Batur. Планируется провести разведочные работы на участке South Saubi, где, предположительно, могут содержаться значительные запасы нефти. К недавно открытым можно отнести газовое месторождение West Kangean, оно находится в море, вблизи о-ва Ява15. Газовое месторождение Terang, расположенное в 90 км к северу от о-ва Бали, - основное месторождение блока Kangean. Работы на месторождении начались в 2010 году, а коммерческая добыча газа ведется с мая 2012 года. За два с половиной года работ по проекту было пробурено 5 эксплуатационных скважин, установлена плавучая добывающая платформа (FloatingProductionUnit, FPU) и комплекс подводной эксплуатации скважин. Добываемый на месторождении газ транспортируется по газопроводу в Восточную Яву. В первые восемь месяцев эксплуатации месторождения, объем добычи составил 240 млн. куб. фут.в сутки. Ожидается, что максимальный уровень добычи составит 300 млн. куб. фут.в сутки16.
Синдицированный кредит на разработку месторождений в размере 300 млн. долл. был предоставлен Банком Японии для Международного Сотрудничества (JBIC) - 180 млн. долл. и Банком Tokyo-MitsubishiUFJ (BTMU) - 120 млн. долл17. 4) Завод по производству СПГ Tangguh, Блок Вегаи Проект строительства завода по производству СПГ Tangguh - отличный шанс для японских компаний укрепить связи с Индонезией в сфере энергетики, что является очень важным для обеспечения стабильных поставок энергоресурсов в Японию. Японские корпорации, в общей сложности, владеют долей участия в 45.9% в проекте по строительству завода Tangguh (см. Схема №5). Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (совместное предприятие японских JXNipponOil&GasExploration - 51% и JOGMEC - 49%) была первой компанией, вступившей в этот
проект еще на стадии проведения разведочных работ на место-
18
рождениях блока Схема №5
BP Indonesia
(til ГфН'Шр) __
MI Веши B.V
1630%
KG Berau KG Wiriagar 10%
Nippon Oil Exploration (Reran) Ltd.
_12.23%_
CITOÖC 13-90°o Talisman 3.06%_
INFEX
44%
Mitsubishi Corp orati on
_Жо_
JX Nipp on Oil& Gas Exploration
14.20%_
JOGMEC 49.20%
Others
30.60%
JX Nippon Oil&GasExploration
51%
JOGMEC 49%
T/1VG Japan Corporation (дочерняя компания Sumitomo Corporation iiSojitz Corporation)
_7.3:;%_
Источник: INPEX.Annual Report 2012.P.60 -
www.inpex.co.jp ir library pdf annual report трех anmial2() 12 single.pdf
Проект Tangguh был создан компаниями, разрабатывающие смежные блоки - Berau, Wiriagar и Muturi в округе Бинту -ни провинции Западное Папуа. Общие запасы газа оцениваются здесь в 14.4 трлн. куб. фут.19 Оператором проекта с 2003 г.
является английская корпорация BP, после того как государственная нефтегазовая компания Индонезии ИТ Пертамина (Пер-серо) изменила свой статус с регулятора нефтегазовой отрасли на рядового его участника20.
Завод Tangguh - третий по величине в Индонезии после заводов Bontang и Arun. Располагаясь на стыке нескольких блоков, проект охватывает шесть газовых месторождений, включая два гигантских - Wiriagar Deep и Vorwata и четыре более мелких - Roabiba, Ofaweri, Wos и Ubadariin (см. Схема №6)21.
Схема №6
www. bp. comsectiongenericarticle.do ?categoryld=9004779&contentld= 7008 759
В активах проекта значится 14 эксплуатационных скважин, две буровые морские платформы, два газопровода и завод по производству СИГ с двумя производственными линиями суммарной мощностью 184 млрд. куб. фут. СИГ в год каждая (3.8 млн. тонн)22. В декабре 2012 г. правительство Индонезии одобрило план строительства третьей производственной линии завода мощностью 184 млрд.куб.фут. СИГ в год, которую планируется ввести в эксплуатацию в конце 2018 г.23
Поставки СПГ с завода Tangguh начались в июле 2009 г. с поставок в Южную Корею. Газ, производимый на заводе распределяется по контрактам следующим образом24:
• контракт на поставку до 179 млрд.куб.фут. (3.7 млн. тонн) СПГ в год на терминал Sempra в Калифорнии - продажа СПГ по этому контракту - первый пример того, как СПГ, произведенный в Азии, поставляется по долгосрочному контракту на западное побережье Северной Америки;
• контракт на поставку 126 млрд.куб.фут. (2.6 млн. тонн) СПГ в год на строящийся компанией CNOOC терминал в провинции Фуцзянь, на востоке Китая;
• контракт с K-PowerandPOSCO в Южной Корее на поставку 72 млрд.куб.фут. (1.5 млн. тонн) СПГ в год .
Стоимость работ по строительству завода составила 5 млрд. долл., из которых 3.5 млрд. долл. профинансировали международные банки. Первый транш 2.6 млрд. долл. (Международный Транш) был предоставлен в 2006 г., суммы распределились следующим образом25:
• Банк Японии для Международного Сотрудничества (JBIC) - 1,200 млн. долл.;
• Азиатский Банк Развития (ADB) - 350 млн. долл.;
• Консорциум международных коммерческих банков (BNPParibas, BankofTokyo-MitsubishiUFJ, MizuhoCorporateBank (отделение в Гонконге), SumitomoMitsuiBankingCorporation, StandardCharteredBank, INGBank, FortisBank (Сингапурское отделение) - 1,066 млн. долл.
Второй транш на сумму 884 млн. долл. (Фуцзянь Транш) был предоставлен в 2007 г. с участием шести банков - Intesa Sanpaolo, Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Dn BNOR Bank, Bank of China, The Royal Bank of Scotland и Mizuho Corporate Bank. Особенностью финансовой стороны проекта является тот факт, что обязательства взяли на себя исключительно контракторы, не привлекая гарантий правительства26.
5) Завод по производству СПГ Агип
Завод по производству СПГ Arun - один из крупнейших в Индонезии (см. Схема №7). Он располагается в провинции Ачех, на севере о-ва Суматра. Именно благодаря заводу Arun,
вместе с заводом Bontang, Индонезии удавалось оставаться лидером по экспорту СИГ на протяжение более двух десятков лет. В 1981 r.TohokuElectricPowerCo., Inc., и TokyoElectricPo-werCo., Inc. подписали договор с государственной нефтегазовой компанией Индонезии ИТ Пертамина (Персеро) на закупку газа, добываемого на месторождении Arun. Доли в проекте распределены следующим образом: ИТ Пертамина - 55%, ExxonMobil - 30%, Японская ассоциация покупателей газа (Japa-nlndonesiaLNGCompany, JILCO) - 15%. Японская корпорация Mitsubishi курирует импортные поставки производимого на за-
27
воде Arun СПГ . Пик производства на заводе Arun пришелся на 1994 г. и составил 792 млрд. куб. фут. СПГ в год, к 2011 г. этот показатель значительно снизился и составил 106 млрд. куб. фут. СПГ в год. Основными потребителями продукции завода были японские и южнокорейские контракторы28.
Схема №7
U4G PLANT
i
#f
Источник: Атп/Л'Сг - www.arxmlng.co.id/Profile Р1агШИе.а$рх
Газовый потенциал месторождения Агип был открыт в 1971 г. В то время существовало три альтернативных проекта коммерческой разработки месторождения:
• первый вариант предполагал осуществление поставок добытого газа в Калифорнию;
• второй вариант проекта предполагал сооружение магистрального трубопровода, ориентированного на удовлетворение спроса на газ в Сингапуре;
• третий вариант предусматривал поставки сжиженного природного газа с завода Агип по морю в Японию.
В итоге был выбран третий вариант. Стоимость первого этапа строительства составила 1 млрд. долл. Поставки СПГ с
завода Агип стали осуществляться в Японию в октябре 1978 г., за поставками в Японию последовали поставки в Южную Корею и на Тайвань. Строительство завода проходило в несколько
29
этапов :
• первый этап 1974-1978 гг. - сооружение первых трех производственных линий компанией ВесМеПпс.;
• второй этап 1982-1983 гг. - построены четвертая и пятая линии, подрядчик - компания СЫуос1а;
• третий этап 1984-1986 гг. - строительство шестой производственной линии компанией 1арапОа8Согрога1:юп (ГСС).
На заводе Агип установлено шесть производственных линий, но работают в настоящее время только две ввиду падения добычи на месторождениях. В ситуации растущего внутреннего спроса на энергоресурсы, строительство терминала по приему СПГ на месте действующего завода Агип могло бы способствовать решению проблемы снабжения страны энергоресурсами, так как это позволило бы принимать СПГ с других заводов, (Tangguh, Donggi-Senoro, Bontang). В планах правительства так же значится:
• переустройство завода в терминал по приемке и ре-газификации СПГ общей мощностью 400 млн. куб. фут.в сутки - в этом случае произведенный газ будет поставляться предприятиям по производству бумаги, удобрений, а также энергетическим компаниям в провинциях Ачех и Северная Суматра;
• сооружение плавучего нефтеналивного хранилища и регазификационной установки на заводе компании РТРОМ (государственная газовая компания Индонезии) в порту Белаван, Северная Суматра мощностью 140 млн. куб. фут.в сутки30.
Первый вариант (переустройство завода в терминал по приемке и регазификации СПГ) потребует меньших финансовых вложений, так как в этом случае потребуется только построить регазификационные мощности. В случае же постройки плавучего хранилища, стоимость работ существенно возрастет, так как потребуется сооружение дополнительных объектов портовой инфраструктуры. По оценкам специалистов, стоимость работ по сооружению терминала по приемке и регазифи-
кации СПГ может составить около 80 млн. долл. Основной проблемой в данном вопросе является тот факт, что государственная нефтегазовая компания ПТ Пертамина (Персеро) не добывает достаточно газа для загрузки завода Arun. Пертамина обратилась в Министерство энергетики Индонезии с предложением перенаправить на Arun часть газа, поставляемого на завод Tangguh, расположенный в провинции Западное Папуа. Реализацию проекта планировалось провести в 2013 г., однако окончательного соглашения по этому вопросу пока не достигнуто, так как Правительство Индонезии находится на этапе со-
31
гласования цен на поставляемый с завода Tangguh газ .
6) Морской блок Mahakam, участок Attaka
Этот проект - один из крупнейших, в котором участвует японская корпорация INPEX, обладая равными долями с французской корпорацией Total, оператором проекта. На сегодняшний день остается открытым вопрос о продлении срока действия ПШК по Блоку, который истекает в 2017 г. Контракт был подписан между корпорацией INPEX и Правительством Индонезии в октябре 1966 г. В то время INPEX принадлежало 100% доля участия в проекте. В июле 1970 r.INPEX уступила 50% участия в блоке французской корпорации Total (см. Схема №8а)32.
Схема №8
а) б) в)
Bontang LNG Plant —«
Attaka Unit
Santan Termiftal —Л Щ-—Attaka Field Badak Field -
/
МПдап Fiekl —
Tambor® field - _
__ „ - Sis] Field Handil Fiald f Ш 7
Balikpapan *
- Bekapai Fletó
- Peciko Field
Offshore Mahakam Block
- South Mahakam Field
■ Gas field ■ Oil field Oil and gas field
Источник: INPEX. Annual Report 2012.P. 59 -www.inpex.co.jp ir library pdf annual report трех anmial2() 12 single.pdf
В апреле 1970 г. корпорациями INPEX и Chevron, разрабатывающими соседние блоки, был выделен для совместной раз-
INPEX
50'Л
Total (оператор)
50%
INPEX
50%
работки участок Attaka. Каждая сторона получила в проекте 50% (см. Схема №86).
Добыча нефти и природного газа на блоке Mahakam началась в 1972 г. Были открыты следующие нефтяные и газовые
33
месторождения (см. Схема №8в) :
• нефтяные месторождения: Bekapai, Handil и Tambora (нефть и газ);
• газовые месторождения: Tunu, Peciko и Sisi-Nubi.
В октябре 2012 г. добыча нефти на месторождениях блока достигла показателя в 67,478 барр. в сутки, что оказалось выше запланированного показателя в 66,000 барр. в сутки. Добыча газа достигла 1,915 млн куб. фут. в сутки - этот показатель оказался ниже запланированного (2,020 млн. куб. фут.) из за сни-
34
жающегося дебета скважин . Нефть, добываемая с месторождений, поставляется, в основном, на нефтеперерабатывающие заводы в Японии танкерами с терминалов Santan и Senipah. Природный газ - на завод Bontang в Восточном Калимантане и далее, уже в виде СПГ, экспортируется преимущественно в Японию и другие страны АТР.
Добыча углеводородов на южных месторождениях блока Mahakam (SouthMahakamfields) началось в октябре 2012 г., двумя месяцами раньше запланированного срока, с двух скважин месторождения Stupa. Объем добычи составил 100 млн. куб. фут.в сутки. В проекте - разработка двух газовых месторождений (Jempang, Metulang) и трех газоконденсатных (Stupa, East Mandu и Jumelai). Ожидается, что к концу 2013 г., добыча газа с месторождений достигнет уровня в 370 млн. куб. фут.в
35
сутки, включая 96 млн. куб. фут. - добычу конденсата . Совместные инвестиции в проект японской корпорации 1NPEX и французской Total, до 2017 г., составят приблизительно 2-2.5 млрд. долл. в год36.
7) Блок Sanga Sanga и Блок Sanga Sanga СВМ (метан угольных пластов)
Индонезия обладает значительными геологическими запасами метана угольных пластов - запасы оцениваются в 453
37
трлн.куб.фут. (3-е место в мире после США и Китая). Географически запасы сконцентрированы в следующих районах Ин-
донезии: Южная Суматра - 183 трлн.куб.фут., Барито - 101.6 трлн.куб.фут., Кутай - 89.4 трлн.куб.фут., Центральная Суматра - 52.5 трлн.куб.фут., Таракан - 17.5 трлн.куб.фут., Бюроу -
38
8.4 трлн.куб.фут .
Добыча газа на Блоке SangaSanga осуществляется с газовых месторождений Badak, Nilam, Mutiara, Semberah, Pamaguan и Lampak. Добытый газ затем доставляется на завод по производству СПГ Badak, расположенный в городе Bontang, провинции Восточный Калимантан, и далее, в сжиженном виде, по-
39
ставляется по морю в Японию, Южную Корею и Тайвань . Завод по производству СПГ Badak - один из крупнейших в мире, на нем установлено 8 производственных линий общей мощностью производства 1.080 трлн. куб. фут.сжиженного природного газа в год40.
Японские компании (OSAKAGAS, METI, JX Nippon Oil & Gas Exploration, JAPEX, LNGJAPAN) участвуют в разработке Блока через совместное предприятие Universe Gas & Oil Company Inc., с общей долей участия - 4.375% (см. Схема №9). В 2011 г. объем добычи на месторождениях Блока составил 81,368 барр. н.э. в день. В настоящее время проект, разрабатывающийся на протяжение уже почти 40 лет, находится на стадии снижения добычи из-за падения дебетов скважин. В течение 2011 г. компания Universe Gas & Oil Company Inc. пробурила 42 эксплуатационные скважины с целью увеличения нефтеотдачи пластов и поддержания уровня добычи углеводоро-
ДОВ41.
ПШК по Блоку Sanga Sanga СВМ (добыча метана из угольных пластов) был подписан в 2009 г. Блок Sanga Sanga СВМ охватывает площадь в 1700 кв.км. в богатом газоносном бассейне Kutai провинции Восточный Калимантан и пересекается с Блоком Sanga Sanga. Ожидается, что существующая в этом районе добычи инфраструктура позволит эффективно реализовать проект по добыче метана из угольных пластов.
Схема №9
Блок Sanga Sanga СВМ
[Virginia Indonesia Co. СВМ Ltd. (operator) 7.50%_
Japan СВМ Ltd.
4.37%
BP East Kalimantan Ltd,
ENI СВМ Ltd.
26.25%
Virginia International Co. CBM Ltd.
_15.63%_
Opicoil Energy I — 20.004 o
OSAKA GAS 40.10%
JX Nipp on Oil&Gás Exploration
_Ж_
JAPEX 40.10%
LNG Japan (дочерняя компания Sumitomo Corp. и SojitzCorp.)
4.80%
Источник: J APEX. Annual Report 2012.P. 18 -www.japex.co.jp ir JapexAR2012 J.pdf
Начиная с 2012 г. проводятся работы по оценке запасов. Предварительные исследования показали, что Блок может содержать около 4 трлн.куб. фут. газа. Ожидается, что стоимость работ по Блоку составит 38 млн. долл. Газ планируется поставлять на газовую электростанцию в городе Сангатта, Восточный Калимантан, сооружение которой было закончено в 2012 г. За-
42
пуск в производство запланирован на 2013 г.
Заключение
Индонезия могла бы создать благоприятный климат для развития нефтегазового сектора не только на межгосударственном, но и на межрегиональном уровнях. Для этого существуют все необходимые предпосылки - прежде всего, страна является пионером в заключении контрактов типа продакшн-шеринг, то есть опыт и навыки работы по этой схеме в стране проработаны давно. На данном этапе, проблемой является излишняя политизация отрасли, когда политические решения превалируют над стратегическими. Стоит принять во внимание еще и тот факт, что в 2014 г. состоятся выборы президента Республики Индонезия. Это, возможно, до некоторой степени объясняет происходящие изменения в отрасли, направленные, по мнению аналитиков, на обеспечение национальных интересов страны. К сожалению, такие популистские действия ведут к серьезным
экономическим последствиям. В нефтегазовом секторе Индонезии есть проблемы, решить которые только лишь силами национальных нефтяных компаний не представляется возможным. Ресурсная база Индонезии истощается. На графиках №6-№7 видно, что за 10 лет величина доказанных запасов нефти снизилась на 21%. Доказанные запасы газа, напротив, увеличились на 10.5%, однако настораживает динамика вероятных запасов газа - здесь мы видим снижение на 36%. Такая динамика свидетельствует о том, что для поддержания ресурсной базы, Индонезии остро необходимы инвестиции в геологоразведку.
Источник: Handbook of Energy and Economic Statistics of Indonesia 2012.Ministry of Energy and Mineral Resources.P .66, p. 76 - prokum.esdm.go.id' PiiblikasiHandbook% 20of%20Energy%20& %20Economic%20Statistics%20of%2(¡Indonesia%20 Handhook%2 0of%2 OEnergy %20& %2 OEconomic %2 0 Statistics %20ind%202012.pdf
Кроме геологоразведки остро стоит проблема увеличения нефтеотдачи пластов уже разрабатываемых месторождений. Это также требует значительных инвестиций, более того, следует принять во внимание временной фактор - задержка финансирования может отрицательно сказаться на геологических возможностях разрабатываемых скважин.
Японо-индонезийские отношения имеют большой потенциал для дальнейшего развития. Присутствие японских корпораций в нефтегазовом секторе Индонезии - яркое тому подтверждение. Стратегически важным для страны являются рассмотренные выше проекты строительства заводов по производству СПГ Abadi и Donggi-Senoro, разработка блока Kangean, и блока Sanga Sanga СВМ (метан угольных пластов). Важной составляющей их успешной реализации является грамотное и эффективное сотрудничество корпораций-партнеров. Конечно, как японская, так и индонезийская сторона преследуют свои интересы в деле реализации совместных проектов. Грамотный
менеджмент и продуманные политические решения со стороны индонезийских властей могут улучшить привлекательность отрасли для иностранных инвесторов и существенно повысить эффективность использования ее ресурсной базы.
1Oil and Gas in Indonesia. Investment and Taxation Guide. May 2012 - 5thed. P.10-11 - www.pwc.com/id/en/publications/assets/oil-and-gas-guide_2012.pdf 2Ibid.
л
Abadi Gas Field, Indonesia - www.offshore-technology.com/projects/abadi-field/
4 В Индонезии планируется разработка газового месторождения Абади. Информационно-аналитический центр "Минерал", 14 января 2011 -www.mineral .ru/News/43 383 .html
5 Inpex Masela Awards Abadi LNG Contract to Wood Group Kenny, Indonesia. LNG Worlds News, January 31, 2013 - www.lngworldnews. com/inpex-masela-awards-abadi-lng-contract-to-wood-group-kenny-indonesia/ 6Abadi Gas Field...
Ь (INPEX. Годовой отчет 2012) P.54 -
www.inpex .со .jp/ir/library/pdf/annual_report/inpex_annual2012_single .pdf
Q
Abadi Gas Field...
~7° U^ШМШ (Корейской газовой корпорации предложено участвовать в проекте разработки газового месторождения Senoro-Toili в Индонезии). December 22, 2011 -
www.mitsubishicoф.com/jp/ja/pr/archive/2011/html/0000013684.html п Ibld"
Газовая промышленность Индонезии. Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса -www.cdu.ru/articles/detail.php?ID=312920 12К>-=¥ • РLNG7°р v^x^ И11ШШ. —ШШШ- (О принятии окончательного инвестиционного решения по проекту строительства завода по производству СИГ Donggi-Senoro). January 24, 2011 -
www.mitsubishicorp.eom/jp/ja/pr/archive/2011/html/0000011632.html 13 Comment: Mitsubishi's role in the Donggi-Senoro project underlines the evolution of Japan's trading houses in the LNG industry. ICIS, January 28, 2011 - www.icis.com/heren/articles/2011/01/28/9430579/comment-
mitsubishis-role-in-the-donggi-senoro-project-underlines-the-evolution-of-japans-trading.html
Ь(JAPEX. Годовой отчет 2012). Р. 16 - www.japex.co.jp/ir/JapexAR2012_J.pdf
ЖШ^г^ШЛ, lT^ WHÉJît = (Добычага-
за на месторождении Terang блока Kangean в Индонезии достигла 10 млн. барр.н.э.) March 19, 2013 -
www.mitsubishicoф.com/jp/ja/pr/archive/2013/html/0000018693 .html 16 Ibid.
V Y^yTtsl/tfTV^m • ^fWnv^x^ Ь УтЛг^ъ
У° UУ Л. ^ШМШ. (О заключении соглашения по финансированию проекта по разработке нефтегазовых месторождений блока Kangean в Индонезии). July 29, 2009 -
www.mitsubishicorp.com/jp/ja/pr/archive/2009/html/0000008208.html
(Подписание кредитного соглашения по проекту строительства завода по сжижению газа Tangguh в Индонезии). No./2006-36, August 2, 2006 -www.jbic.go.jp/ja/about/press/2006/0802-01/index.html 19Tangguh TNG. BP Indonesia -
www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryld=9004779&contentld=7008
75
20
Tangguh TNG Project, Bintuni Bay, West Papua, Indonesia. Hydrocarbons Technology - www.hydrocarbons-technology.com/projects/tangguh/
21 Ibid.
22 Indonesia News: BP Posts 5.26% Growth from Papua Last Year. The Indonesia Today - m.theindonesiatoday.com/news/indonesia-news-bp-posts-526-gro wth-papua-y ear/# .U YKxvqLDC S о
23 BP: Indonesia Approved $12 Billion Tangguh LNG Expansion. The Wall Street Journal, November 2, 2012 - on-
line.wsj.com/article/SB 10001424052970204712904578094051528788578.ht ml
24 Energy: Special Team Establishment for Tangguh Contract Stalled. The Indonesia Today - m.theindonesiatoday.com/news/energy-special-team-establisment-tangguh-contract-stalled/#.UYKxN6LDCSo
25
Tangguh LNG financing agreement. Release date: 01 August 2006. BP Indonesia -
www.bp.com/genericarticle.do?categoryld=9004787&contentld=7031656 26Tangguh LNG Financing Agreement 2007. Release date: 29 October 2007. BP Indonesia -
www.bp.com/genericarticle.do?categoryld=9004787&contentld =7038147
27
Mitsubishi Corporation. Indonesia Project Unit -
www.mitsubishicoф.com/jp/en/bg/energy/dngb/uindonesia.html
28
PT Arun Natural Gas Liquefaction - its Development throughout the history of Indonesian LNG Production - aulleaul.wordpress.com/2011/05/26/pt-arun-natural-gas-liquefaction-%E2%80%93-its-development-throughout-the-history-of-indonesian-lng-production/
29
PT. Arun NGL. About Plantsite - www.arunlng.со.id/Profile/Plantsite.aspx 30Rangga D. Fadillah.BPMigas says Arun LNG plant conversion project in limbo. The Jakarta Post, January 11, 2012 -
www.thejakartapost.com/news/2012/01/ll/bpmigas-says-arun-lng-plant-
conversion-project-limbo.html
31 Ibid.
Ь 2012 .
(ШРЕХ.Годовой отчет 2012.). Р.59 -
www.inpex .со .jp / ir/library/pdf/annual_report/inpex_annual2012_single .pdf 33Ibid.
34Amahl S. Azwar. Total keeps plan in Mahakam block. The Jakarta Post, November 3, 2012 - www.thejakartapost.eom/news/2012/ll/03/total-keeps-plan-mahakam-block.html 35 Ibid.
36Amahl S. Azwar. Total requests incentives for Mahakam block. The Jakarta Post, March 23, 2013- www.thejakartapost.eom/news/2013/03/23/total-requests-incentives-mahakam-block.html
37
Indonesian Petroleum Association. CBM -www.ipa.or.id/home.php?page_id=10&page_category_id=3&event
38
Indonesia Expects Seven CBM Blocks to Come Online This Year. Natural Gas Asia, September 5, 2012 - www.naturalgasasia.com/indonesia-expects-seven-cbm-blocks-to-come-online-this-year-6784
39
VICO Indonesia.Our Business - www.vico.co.id/our-business 40Indonesian Energy Report. August 2010. Norton Rose, edition N0.NR8I8O 08/10. P.29 - www.nortonrose.com/files/indonesian-energy-report-pdf-468-kb-30287.pdf
"ЪШШШШЯШ^ЩЗАРЕХ). Ь2012.
(7АРЕХ.Годовой отчет 2012.). P. 17 -www.japex.co.jp/ir/JapexAR2012_J.pdf
42
Coal bed methane production: success depends on location. Oil and Gas Engineer Live - www.engineerlive.com/content/22359
