成本高准证审批复杂 印尼空有油田产量却减半

印尼设有287个陆上钻井平台,但仅20%投入运作,远低于2012年的60%;六个海上钻井平台有两个闲置着。政府2015年拍卖的油气勘探区块,也因为利润空间低,不够吸引力而无商家问津。

(雅加达彭博电)印度尼西亚曾经是亚洲重要的石油生产国,不过自1990年代以来,其石油产量锐减超过50%,主要原因出在当地石油勘探和开采成本上涨、审批过程繁琐,以及国际油价持续下滑。

印尼油气以及地热钻探承包商公会会长瓦戈诺受访时说,国内外石油开采商在印尼设有287个陆上钻井平台,但仅20%投入运作,远低于2012年的60%;六个海上钻井平台有两个闲置着。

瓦戈诺指出,石油开采业监管政策不明朗、准证审批程序复杂以及开采成本高昂,令投资商裹足不前。他说,这些问题必须解决,印尼才能成功整顿国家能源政策,重新吸引石油开采商注资,从而提高石油产量以应付国内持续增加的石油需求量。

印尼政府2015年拍卖的油气勘探区块无商家问津,归根结底都是因为利润空间低,不够吸引力。

瓦戈诺说:“我们的合同可以突然更改,而且钻探区需要申请的准证繁多。随着油价下跌,石油勘探前景不佳,投资商兴趣锐减。印尼不再是油气投资地点。”

印尼目前每天出产大约80万桶原油,同时进口50万桶原油。印尼政府希望油产能在2019年增至每天100万桶,但能源咨询公司伍德麦肯齐认为,印尼原油产量只会继续走下坡,到了2021年将进一步滑落至每日50万桶。该公司还指出,印尼一方面产油减少了,另一方面消耗的原油却越来越多,预计2021年每日耗油量将达178万桶,目前为173万桶。

瓦戈诺指出,在印尼一般石油开采商从勘探至产油需要耗时约15年,在其他国家则只需四至六年。印尼一桶石油的平均生产成本为40美元(约合56新元),在油价低迷的现状下,投资者可谓无利可图。西德州中级原油在纽约市场的交易价接近每桶48美元,而布伦特原油则将近每桶51美元,两者价位都比2014年巅峰时期低了至少50%。

伍德麦肯齐公司亚太研究总监哈伍德估计,按照印尼政府所提出的收益分配比例,在印尼深海开采原油的投资回报率低于15%,相比之下国际平均收益标准为25%。

一些开采商已减少对印尼的注资,例如美国康菲石油公司(ConocoPhillips)和日本石油开发公司帝石(INPEX)已售出它们在南纳土纳海B勘探区块的拥有权给印尼油企PT Medco Energi。

合同已签30年 帝汶海气田仍未开发

另外,帝石位于帝汶海的阿巴迪气田自1988年签署合同以来,迟迟无法开发,印尼政府2016年3月拒绝帝石原本提出的建造浮动式液化天然气厂计划,要对方改在陆上建厂,这项总值140亿美元的计划能否继续推动成了未知数。

哈伍德表示,随着预算缩水,全球石油开采商的投资战略必须更为精准。“他们致力于寻求回报最高和最快、风险最低的投资机会。很不幸的,印尼不是一个能提供这些条件的国家。”

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