Indonesia emitió una regulación destinada a apoyar la integración de los esquemas de captura y almacenamiento de carbono (CCS) y captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) dentro de las actividades de exploración y producción en el país, con el objetivo de ayudar a descarbonizar la industria upstream.
El Ministro de Energía y Recursos Minerales, Arifin Tasrif, emitió el MEMR 2/2023 sobre la implementación de CCS en las operaciones de exploración y producción. Esta regulación es un paso inaugural para que Indonesia alcance su objetivo de cero emisiones netas para 2060, dijo el ministerio.
Actualmente hay 15 proyectos CCS/CCUS en Indonesia que se encuentran en las etapas de estudio y preparación, la mayoría de los cuales se espera que comiencen en 2030.
Los 15 proyectos son:
Arun (CCS)
Gemah (CCUS/recuperación mejorada de petróleo (EOR)
Ramba (CCUS/EOR)
Jatibarang (CCUS, EOR)
Cuenca de Sumatra Central (centro CCS/CCUS)
Sakakemang (CCS)
Gandih (CCUS/EOR)
RU V Balikpapan (captura y utilización de carbono/metanol)
Cuenca de Kutai (centro CCS o CCUS)
Cuenca Sunda Asri (CCS/CCUS Hub)
Sukowati (CCUS EOR)
Kalimantan Oriental (potencial CCS o CCUS)
Azul (amoníaco, CCS)
Abadi (CCS/CCUS)
Tangguh (CCUS/EOR).
“Aunque la regulación brinda una claridad muy necesaria sobre el alcance y los requisitos de las actividades de CCS/CCUS, hay una serie de problemas que aún deben abordarse, incluido el riesgo de fuga, la asignación de títulos y el riesgo en el contexto del carbono mezclado y garantizar especificaciones de calidad”, declararon Paul Greening y Jooyoung Song de los abogados y asesores Akin Gump en su blog Akin Insights.
“Tampoco está claro en qué medida Indonesia buscará ofrecer incentivos financieros para atraer inversiones en toda la cadena de valor de CCS/CCUS, y será interesante ver si el gobierno de Indonesia seguirá a jurisdicciones como Estados Unidos, Reino Unido y Europa mediante la introducción de exenciones fiscales y créditos para las tecnologías CCUS”.
El director de petróleo y gas del ministerio, Tutuka Ariadji, indicó que el proceso de redacción del MEMR 2/2023 fue bastante largo y se llevó a cabo en colaboración con operadores activos en Indonesia y académicos.
“Al compilar esta regulación, estamos trabajando con un excelente centro que tiene una oficina en el Instituto de Tecnología de Bandung. Durante el proceso [nosotros] invitamos a muchas instituciones, tanto nacionales como internacionales, con la esperanza de que los estándares también sean internacionales e implementables en su implementación porque también trabajan con contratistas de PSC”, informó Tutuka.
Agregó que los jugadores ahora pueden incluir en los Planes de Desarrollo presentados para su aprobación al regulador upstream SKK Migas, sus esquemas para las emisiones de CO2 relacionadas que se capturarán y almacenarán durante las operaciones de los campos de petróleo y gas.
La recuperación de costos también podría ser aplicable dentro del contrato de producción compartida si CCUS se utiliza para impulsar la producción a través de iniciativas mejoradas de recuperación de petróleo o gas, señaló el ministerio.
Tutuka adelantó que espera que MEMR 2/2023, que se redactó en agosto de 2021, pueda motivar a la industria upstream a reducir las emisiones. La regulación recibió la aprobación presidencial a principios de este año.