Аналитический обзор рынка нефти Индонезии за 5 - 12 сентября 2010 г.

На рабочем совещании Комиссии 7 Парламента Индонезии (Commission VII of the Parliament) и правительства, обсуждавшем макроэкономические показатели  нефтегазового сектора на 2011 год, определили ориентир цены индонезийской нефти на 2011 год в размере 80 долларов США за баррель. Прогноз цены базируется на формуле и статистике цены нефти на мировых рынках.

“Цена индонезийской сырой нефти (ИСН) состоит из 49 компонентов, из которых только несколько относятся к международной торговле. Таким образом, ИСН используется в формуле, которая опирается на котировки, публикуемые в международной экономической прессе, среди которых  RIM и Platts, заявила Генеральный директор по нефти и газу Эвита Легово (Director General of Oil and Gas, Evita H. Legowo) на совещании с Комиссией 7 (Commission VII) парламента Индонезии.

Кроме того, при оценке перспективных показателей на следующий год использовались прогнозные цены из нескольких международных аналитических сборников, таких как Short Term Energy Outlook International Energy Administration (US-DOE), и прогноз Reuters, опубликованный 23 августа 2010 г.

Short Term Energy Outlook International Energy Administration (US-DOE) прогнозирует цену на нефть сорта WTI на 2011 год в размере $83.50 за баррель. Прогноз Reuter для 24 участников рынка и банков, работающих в нефтяном секторе по WTI в 2011 определяет границы $60 - 102.6 долларов за баррель, а по нефти марки Brent в районе $60 - $100 за баррель. Кроме того, прогноз Центра Глобальных энергетических исследований  (Centre for Global Energy Studies) опубликованный в августе этого года прогнозирует цену  Brent в 2011 г. - $64.3-96 долларов за баррель.
При этом на протяжении нескольких последних лет цена ИСН была на $2 за баррель ниже средних значений WTI.

С учетом всех названных прогнозов на 2011 год цена ИСН на следующий год прогнозируется в пределах $75 – 90 за баррель.

Впервые в 2010 году торговый баланс Индонезии в июле оказался дефицитным. По заявлению Министра Финансов Агуса Мартовардоджо (Agus Martowardojo), слабые показатели нефтегазового сектора в июле 2010 г. привели к дефициту торгового баланса страны.

Нефтегазовый сектор продолжает оставаться основным бюджетообразующим элементом экономики страны. Однако, вот уже 6 лет Индонезия является нетто импортером нефтепродуктов.

По данным Центрального статистического агентства дефицит торгового баланса в июле составил $128.7 миллионов долларов США, при этом экспорт составил $12.49 миллиардов, а импорт $12.62 миллиардов.

Банк Мандири (Bank Mandiri) назначен в качестве платежного агента по обслуживанию газовой сделки между компаниями Сантос (Santos (Madura Offshore) Pty Ltd.), Петронас (Petronas Carigali) и ПТ Петрогаз Пантай Мадура (PT Petrogas Pantai Madura).

Среднемесячный оборот по сделке составит около 8 миллионов долларов США. Данные операции являются частью реализации правительственного плана по расширению участия национальных банков в обслуживании предприятий нефтегазового сектора.

Индонезийская государственная нефтяная компания Пертамина заявила о том, что пересматривает планы по строительству НПЗ Bojanegara, в Banten, заявив, что $3 миллиардный проект может оказаться экономически невыгодным.

"В результате проведенного исследования проект признан экономически не выгодным. Но это не значит, что Пертамина отказывается от его реализации, просто компания начинает новый раунд переговоров с партнерами по проекту.

Pertamina создала совместное предприятие с иранской компанией Oil Refining Industries Development Company (ORIDC) и Малазийским Петрофилд (Petrofield) для строительства НПЗ мощностью 150 000 баррелей в сутки.

Pertamina  и  ORIDC имеют в проекте по 40 процентов каждая, 20 процентов принадлежит малазийскому партнеру.

Pertamina заявила, что ORIDC взяла на себя обязательства по поставке 150 000 баррелей сырой нефти на планируемый НПЗ.
В настоящее время Пертамина (Pertamina) изучает возможные варианты изменения проекта, среди которых есть вариант замены строительства нового НПЗ реконструкцией одного из имеющихся заводов.

Директор департамента переработки ПТ Пертамина (Pertamina), управляющего всеми НПЗ  Эдди Сетьянто (Edi Setianto) заявил, что проект не будет экономически выгодным, если не будет интегрирован с нефтехимическим комплексом.

Даже налоговые льготы от правительства Индонезии не смогут сделать существующий проект экономически оправданным.
В марте 2010 г. японская корпорация Митсуй (Mitsui & Co. Ltd.) вышла из совместного предприятия с ПТ Пертаминой по реконструкции НПЗ Чилачап (Cilacap).

ПТ Пертамина уже давно планирует строительство новых НПЗ с целью уменьшения зависимости страны от импорта нефтепродуктов.

НПЗ Чилачап (Сilacap Refinery) возобновил работу после профилактического обслуживания. Производительность завода составляет 348 000 баррелей в сутки. Он является крупнейшим НПЗ из 6, имеющихся у ПТ Пертамина. Он обеспечивает 34% потребностей страны или 60% потребностей населения острова Ява (Java).

Кроме того, это единственный в стране завод, производящий битум и базовые масла, продукты столь необходимые для развития страны.

НПЗ Чилачап – это фактически включает в себя три завода НПЗ I (FOC I), НПЗ II (FOC II) и Параксилиновый НПЗ (Refinery Paraxylene). FOC I был построен в 1974 с первоначальной мощностью 100 000 баррелей в сутки. В последствии он был модернизирован и его мощность в настоящее время составляет 118 000 баррелей в сутки. 

FOC I строился специально для переработки сырой нефти с Ближнего Востока, с выходом в том числе битума и базовых масел.

FOC II был введен в строй в 1983, его производительность 200 000 баррелей в сутки. В 1999 году в результате модернизации его мощность была увеличена до 230 000 баррелей в сутки. Этот НПЗ перерабатывает смесь нефти местного производства и импортной нефти.

Шеврон Пассифик Индонезия (Chevron Pacific Indonesia), ПТ Пертамина (Pertamina), Тоталь И-П Индонезия (Total E & P Indonesiа), КонокоФиллипс Индонезия (Indonesia ConocoPhillips) и CNOOC SES (Китай), должны обеспечить рост добычи нефти и газового конденсата в 2011 году.

Предполагается, что Шеврон (Chevron) увеличит добычу нефти до 370 000 баррелей в сутки при фонде скважин - 7762, Пертамина – 132 000 баррелей из 2054 скважин, Тоталь (Total E & P Indonesia) - 94 000 из 680 скважин, КонокоФилипс Индонезия (ConocoPhillips Indonesia) - 61 000 баррелей из 404 скважин и CNOOC SES – 40 000 баррелей в сутки из 479 скважин.

Лундин Петролеум (Lundin Petroleum) объявила о подписании соглашения с компанией RH Petrogas (RHP) о продаже своей доли (не операционной) в активах, расположенных в  Salawati Basin (Восточная Индонезия).

RHP – котируется на Сингапурской бирже ("SGX"). Сделка оценивается в $37.1 миллионов долларов, с выплатой дополнительных $3.9 миллионов на развитие месторождения. Сделка требует утверждения акционеров RHP, в соответствии с требованиями Сингапурской биржи.

Эшли Хаппенсталь (Ashley Heppenstall), Президент директор Лундин Петролеум так комментирует сделку: «Мы удовлетворены сделкой по продаже наших активов Salawati Island и Basin в Индонезии с извлекаемыми запасами 8 миллионов баррелей в нефтяном эквиваленте с суточной добычей 2 100 баррелей в нефтяном эквиваленте сингапурской компании RHP. Но мы остаемся привержены своей стратегии расширения присутствия в Юго-Восточной Азии, где на других проектах мы начинаем программу 2011 года с бурением 5 новых скважин.

Lundin Petroleum владеет 25.936 % в проекте Salawati Basin asset (СРП Kepala Burung Production Sharing Contract) и 14.5122% в Salawati Island (СРП Kepala Burung Production Sharing contract), оператором в обоих проектах является китайская компания PetroChina.

Американская компания ExxonMobil рассматривает возможность выхода из нефтегазового проекта Гунтинг в Восточной Яве (East Java) из-за неразрешимых конфликтов с местным населением.

Вопрос находится на стадии консультаций с ВР МИГАС (главным нефтегазовым регулятором правительства Индонезии).
Блок Гунтинг (Gunting block) достался дочернему предприятию Exxon компании Esso Exploration Int. Ltd в результате победы на аукционе в ноябре 2008 года.

Компания объявила инвестиционный бюджет на первые три года ГРР в размере $17 миллионов долларов.
Вряд ли эти планы будут реализованы, если компания выйдет из проекта.

Блок Гунтинг (Gunting block) имеет площадь 1 645 квадратных километров и захватывает части территорий нескольких регентств, включая Jombang, Mojokerto, Kediri and Nganjuk.

Согласно данным из местной прессы, местное население и ряд неправительственных организаций выступают против проведения сейсморазведки, опасаясь, что проведение таких работ может нанести ущерб жилищному фонду и сельскому хозяйству.

Давление на Эксон усилилось, когда протестующие начали ссылаться на прецедент с возникновением грязевого вулкана в регентстве Sidoardjo, расположенном в той же провинции, где и блок Гунтинг (Gunting block).
Грязевой вулкан привел к непоправимым последствиям и вынудил тысячи человек местного населения покинуть свои дома. Это случилось в мае 2006 года в результате неудачного бурения разведочной скважины компанией PT Lapindo Brantas.

Председатель BPMigas Прийоно (Priyono) попросил Эксон не торопиться с решением и дождаться окончания переговоров с местным населением. 

Эксон (Exxon) многие годы работает в Индонезии. Компания является оператором завода по сжижению природного газа PT Arun LNG, который является первым подобным предприятием в Индонезии. Завод перерабатывает природный газ, добываемый на месторождении Exxon - Arun в Северном Ачек (North Aceh).

По данным BPMigas по состоянию на 26 августа 2010, добыча газа Exxon составила  571.09 миллионов кубических футов в день, что существенно выше запланированных на  2010 год — 199.73 миллионов кубических футов.
В настоящее время основная активность Эксон в Индонезии сосредоточена на блоке Чепу (Cepu block), расположенном на границе Восточной и Центральной Явы.

Индонезия очень надеется на Блок Чепу (Cepu block) как на самый реальный шанс остановить падение добычи нефти.
Среднесуточная добыча нефти в Индонезии в первом полугодии 2010 г. составила 935 292 баррелей, что существенно ниже 965 000 баррелей по плану на этот год. Это связано с закрытием добычи на ряде месторождений.

Согласно данным BPMigas, Чепу блок (Cepu block) в настоящее время имеет возможность давать 25 000 баррелей в сутки, но из-за ограниченных возможностей инфтрастуктуры задача на этот год стоит лишь в размере 20 000.

Нефть этого месторождения поставляется на 2 НПЗ, управляемые PT Tri Wahana Universal (TWU) и государственной компанией ПТ Пертамина (PT Pertamina). По информации BPMigas, TWU может перерабатывать от 3 000 до 6 000 баррелей нефти в сутки, а ПТ Пертамина (Pertamina) может принимать только от 10 000 до 12 000 баррелей нефти в сутки.

Генеральный директор по нефти и газу Evita Herawati Legowo заявила, что из-за частых проблем, возникающих на TWU он не всегда может принимать и перерабатывать 6 000 баррелей в сутки.
По утверждению представителей TWU, поставляемая с Чепу нефть отличается по качеству от той, которая требуется по технологии завода. Правительство сформировало специальную группу для технологического аудита TWU.
BPMigas объявил о том, что Pertamina планирует развернуть новые приемные резервуары, но эта программа займет не менее 18 месяцев.