Indonesia y Japón: Indonesia introduce el Reglamento CCS/CCUS

Dec 13, 2023

En línea con las tendencias de descarbonización, Indonesia se ha fijado el objetivo de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 31,89 % para 2030 (43,2 % con apoyo internacional). También ha declarado que logrará la neutralidad de carbono para 2060 sin dejar de depender en gran medida de los recursos naturales, especialmente los combustibles fósiles, como el petróleo y el gas natural. En estas circunstancias, Indonesia ha lanzado recientemente y está intentando introducir varias políticas para descarbonizar su economía. Además, el país ha estado trabajando y promoviendo CCUS, una tecnología que puede utilizarse tanto para aumentar la producción de petróleo y gas como para reducir las emisiones de CO2.

El 3 de marzo de este año, el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Indonesia (MEMR) promulgó el Reglamento sobre la implementación de CCS (captura y almacenamiento de carbono) y CCUS (captura, utilización y almacenamiento de carbono) en actividades comerciales upstream de petróleo y gas (MEMR2 /2023) ("Regulación").

El Reglamento cubre una amplia gama de asuntos, incluida la planificación de proyectos CCS y CCUS, implementación, monitoreo, medición de CO2, informes y verificación ("MRV"), financiación y monetización y cierre de proyectos CCS y CCUS".Contratista" se define en el Reglamento como una entidad comercial o establecimiento permanente que ha celebrado un contrato de cooperación (es decir, un contrato de producción compartida o "PSC") con la Unidad Especial de Trabajo para Actividades Empresariales Upstream de Petróleo y Gas ("SKK Migas") o la Agencia de Gestión de Petróleo y Gas de Aceh ("BPMA") con el propósito de exploración o desarrollo en ciertas áreas upstream de petróleo y gas dentro de Indonesia ("Área de trabajo").

El Reglamento requiere que las emisiones de carbono sean capturadas de las actividades comerciales upstream de petróleo y gas a través de CCS o CCUS. Además, el CO2 de la atmósfera se puede utilizar para actividades CCS o CCUS y el carbono derivado de otras actividades industriales se puede utilizar para actividades CCUS.

Durante las etapas de planificación de un proyecto, el Reglamento requiere que un contratista presente un plan de implementación que evalúe la viabilidad de un proyecto CCS o CCUS propuesto al Ministro a través de SKK Migas o BPMA. Este plan debe incluir información sobre geología, geofísica, reservorios, transporte, almacenamiento, inyección y operación de los proyectos de CCUS, además de información sobre eficiencia económica, ingeniería, seguridad y medio ambiente, evaluación de proyectos y mitigación de riesgos, monitoreo, medición, reporte y verificación (MRV). El Reglamento también regula los costos, financiamiento, monetización, incentivos y seguros, etc. relacionados con la implementación de CCS o CCUS.

El Reglamento permite a los contratistas presentar planes para inyectar y almacenar emisiones de CO2 en las áreas de trabajo de otros contratistas e inyectar y almacenar emisiones de CO2 generadas por terceros, lo que se espera que allane el camino para centros CCS multiusuario. Sin embargo, los derechos y obligaciones de terceros aún no se han establecido bajo reglas y pautas detalladas (Pedoman Tata Kerja o PTK). Un Contratista puede llevar a cabo CCS o CCUS en un Área de Trabajo solo después de que se haya aprobado un plan de implementación.

El Contratista es responsable de monitorear los proyectos de CCS y CCUS de acuerdo con un plan de monitoreo aprobado para garantizar la seguridad de los trabajadores, la seguridad de las instalaciones y equipos y la seguridad ambiental y/o pública. El plan de monitoreo debe identificar los riesgos de fuga de CO2 y contaminación de aguas subterráneas, riesgos en las capas de la zona de amortiguamiento, capas de la zona impermeable, embalses y otros riesgos causados ​​por las emisiones de CO2. Los resultados del monitoreo serán presentados a la Dirección General de Petróleo y Gas (DGOG) semestralmente en un informe de resultados del monitoreo.

Además, se requiere que el Contratista realice ciertas actividades de MRV al menos una vez al año, incluida la evaluación de la cantidad de CO2 almacenado, y presente un informe sobre los resultados de sus actividades de MRV antes de marzo de cada año. El Reglamento establece que el Contratista también puede utilizar el valor económico del carbono (comúnmente conocido como precio del carbono) derivado de la actividad de CCS o CCUS. No está claro si "utilizar" significa que el Contratista tendrá los derechos a los créditos de carbono, pero presumiblemente esa es la intención.

El Reglamento establece que una instalación CCS o CCUS se cerrará cuando:

En caso de tal cierre, el Contratista debe presentar un plan de cierre al MEMR y obtener la aprobación antes de realizar las actividades de cierre de CCS o CCUS. El plan de cierre debe incluir información sobre el reservorio, el equipo, la instalación, las instalaciones, los pozos cerrados, las reducciones totales de la inyección de CO2, las estimaciones de costos, el cronograma para el cierre y los planes de mitigación de los impactos ambientales y de otro tipo que resulten del cierre. Se requiere que la DGOG (o un tercero verificador) verifique la finalización de las actividades de cierre de CCS o CCUS.

El Reglamento también requiere que un Contratista lleve a cabo un monitoreo continuo durante un período de 10 años después de la finalización de las actividades de cierre de CCS o CCUS. Los fondos adecuados para este monitoreo y cualquier medida correctiva necesaria tomada durante el período de monitoreo se mantendrán en una cuenta conjunta a nombre del Contratista y SKK Migas o BPMA (según corresponda).

Sigue habiendo una serie de cuestiones que necesitan mayor aclaración, incluidas las siguientes:

1. ¿Puede un tercero fuera del régimen de PSC realizar actividad CCS/CCUS?

El Reglamento solo sugiere que la actividad de CCS/CCUS debe ser realizada por un contratista y no dice si se puede subcontratar a un tercero.

2. ¿Puede un Contratista de PSC contratar con otro Contratista de PSC para almacenar carbono? De ser así, ¿esto estará sujeto a los requisitos de adquisición bajo PTK 007?

El Reglamento establece que el Contratista que produce las emisiones de carbono puede proponer actividades CCS/CCUS en el Área de Trabajo de otro Contratista. El proyecto CCS/CCUS se incluirá como parte del plan de desarrollo del campo del Contratista que produjo las emisiones de carbono. Tanto el Reglamento como el PTK 007 guardan silencio sobre si esta cooperación estará sujeta a los requisitos de contratación del PSC.

3. ¿Quién obtiene los créditos de carbono?

La propiedad de los créditos de carbono derivados de los proyectos CCS/CCUS sigue sin estar clara. Como se mencionó anteriormente, el Reglamento no establece expresamente que el Contratista tenga derecho a los créditos de carbono derivados del proyecto ni establece una parte de los créditos de carbono a los que tiene derecho. Suponemos que se emitirán otras regulaciones de comercio de carbono específicas del sector para regular el comercio de carbono en el sector del petróleo y el gas.

4. ¿Puede el Contratista importar las emisiones de carbono?

El Reglamento establece que un Contratista puede celebrar contratos con terceros que produzcan emisiones de carbono para permitir que esos terceros inyecten y almacenen su carbono en el Área de trabajo del Contratista utilizando la instalación CCS/CCUS operada por el Contratista. Sin embargo, no está claro si "terceros" incluye partes ubicadas fuera de Indonesia.

5. ¿Cuál será el régimen de responsabilidad para las actividades de CCS/CCUS?

La actividad de CCS/CCUS genera potencialmente pasivos a largo plazo. Los derechos, obligaciones y responsabilidad del Contratista en relación con la actividad CCS/CCUS expirarán:

Sin embargo, no está claro bajo el actual régimen regulatorio de Indonesia qué responsabilidad asumiría un contratista por fugas/contaminación subsiguientes a largo plazo.

Además, antes del vencimiento del PSC, el Contratista puede solicitar la cesión de parte del Área de Trabajo por un Reservorio Agotado que se haya utilizado para la actividad de CCS/CCUS. Una vez más, no está claro, según el Reglamento, qué responsabilidades a más largo plazo se vincularán a estas áreas cedidas y quién las asumirá.

Indonesia es el primer país de Asia en promulgar un marco legal para CCS. También se dice que Malasia está considerando el desarrollo de una ley CCUS, y Singapur y Tailandia también están interesados ​​en CCS. Las empresas japonesas han participado en estudios CCS, EOR y EGR y estudios de viabilidad para campos de petróleo y gas en Indonesia. El Reglamento puede proporcionar un viento de cola para las empresas japonesas que deseen participar en CCS o CCUS en Indonesia. Será interesante ver si las instalaciones CCS o CCUS se operarán no solo en Indonesia sino también a través de las fronteras bajo el Reglamento.

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