Ngày Đầu tư dầu khí do Bộ Năng lượng và Mỏ và Migas Indonesia tổ chức. Ảnh tư liệu.

BP đã nhận được các lô thăm dò dầu khí ở khu vực nước sâu Agung l và Agung ll.

BP đã hiện diện ở Indonesia 55 năm, hiện đang vận hành mỏ khí đốt lớn nhất của Indonesia Tangguh LNG, Papua Barat, đóng góp khoảng 20% sản lượng khí đốt cho nước này và sẽ tăng lên hơn 30%.

Theo BP, các lô mới đều chưa được thăm dò, có tiềm năng đáng kể về tài nguyên khí đốt, giúp đáp ứng nhu cầu khí đốt ngày càng tăng.

Petronas của Malaysia sẽ thăm dò Lô Bắc Ketapang ngoài khơi Đông Java. Sau khi đấu thầu thành công, Petronas sẽ vận hành và nắm giữ 100% cổ phần của lô có độ sâu mực nước lên đến 100 mét.

Petronas cũng là nhà điều hành cho Hợp đồng PSC Ketapang và North Madura II PSC ngoài khơi Đông Java và là đối tác liên doanh trong sáu PSC ở cả trên bờ và ngoài khơi Sumatra, Biển Natuna, Đông Java, Indonesia.

Ngày 18 tháng 3 năm 2022, Chính phủ Indonesia đã công bố công ty thắng thầu 4 trong số 8 được chào bán. Đấu giá cho 4 khu vực còn lại -Karaeng, Maratua II, Pope và Tây Palmerah - dự kiến đóng cửa vào ngày 24 tháng 3 năm 2022.

Chính phủ Indonesia ước tính rằng cần phải đầu tư 187 tỷ USD vào lĩnh vực thượng nguồn để đáp ứng mục tiêu sản xuất dầu và khí đốt năm 2030 là 1 triệu thùng/ngày dầu và 12 tỷ feet khối khí/ngày. Tuy nhiên, mục tiêu này có vẻ đầy tham vọng với các nhà đầu tư lớn đang tìm cách thoát khỏi lĩnh vực dầu khí của Indonesia.

Điều này có nghĩa là yêu cầu đầu tư hàng năm khoảng 18 tỷ đô la mỗi năm trong thời gian 10 năm, trong khi hiện tại đầu tư thực hiện đã đạt trung bình từ 10 tỷ đến 11 tỷ đô la mỗi năm.

Vào năm 2020, sản lượng dầu của Indonesia trung bình đạt 743.000 thùng/ngày, giảm 7,2% so với cùng kỳ năm ngoái và sản lượng khí đốt là 63,2 tỷ mét khối, giảm 6,8% so với cùng kỳ năm ngoái, theo dữ liệu của BP.

Trong hai thập kỷ qua, sản lượng dầu ở Indonesia đã giảm hơn 40% trong khi sản lượng khí đốt tự nhiên từ các lưu vực hiện có cũng giảm. Mặc dù đã có một số dự án mở rộng trong thập kỷ qua - chẳng hạn như những dự án ở Banyu Urip, Donggi-Senoro, Jangkrik và Tangguh - chúng vẫn chưa đủ để chống lại sự sụt giảm sản lượng.

Hơn nữa, đầu tư hàng năm gần đây cho hoạt động thăm dò chỉ bằng khoảng một nửa so với năm 2010. Rất ít phát hiện quan trọng được báo cáo ở Indonesia và các quyết định đầu tư cuối cùng cho một số dự án đầu tư đã bị trì hoãn trong 4-5 năm qua do tính khả thi về kinh tế của các dự án này. Từ năm 2015 đến 2019, chi phí đầu tư hàng năm cho hoạt động thăm dò ở Indonesia trung bình khoảng 320 triệu USD, chưa đến 5% chi tiêu vốn hàng năm cho các dự án thượng nguồn. Tình trạng thiếu đầu tư kéo dài đã góp phần khiến sản lượng sụt giảm trong những năm gần đây.

Để phục hồi các khoản đầu tư vào thăm dò và phát triển dầu khí tự nhiên, Chính phủ Indonesia triển khai thực hiện một số biện pháp quan trọng:

• Thiết kế các chương trình khuyến khích nhằm tăng cường đầu tư thăm dò.

• Tiến hành đánh giá toàn diện, dựa trên thời gian về các dự án phát triển đã và đang được tiến hành để tìm ra các giải pháp đẩy nhanh tiến độ và đáp ứng nhu cầu của nhà đầu tư và chính phủ.

• Đơn giản hóa các quy trình phê duyệt của Chính phủ và địa phương để đẩy nhanh việc thực hiện các dự án tiềm năng.

• Thu hút các nhà điều hành có kinh nghiệm về các bể dầu khí để tăng cường thu hồi dầu và các phương pháp hiện đại khác để đầu tư và phát triển các tài sản trưởng thành.