한국자원공학회지 J. Korean Soc. Miner. Energy Resour. Eng. Vol. 55, No. 6 (2018) pp. 624-634, https://doi.org/10.32390/ksmer.2018.55.6.624 ISSN 2288-0291(print) ISSN 2288-2790(online) 기술보고 인도네시아소규모 KSO 광구의경제성평가연구 문서윤 1) 최영일 1) 임종세 1) * 허승균 2) 정광석 2) A Study on Economic Evaluation of Small KSO Field in Indonesia Seo-Yoon Moon, Youngil Choi, Jong-Se Lim*, Seung-Kyun Huh and Kwang-Seok Jeong (Received 13 November 2018; Final version Received 28 December 2018; Accepted 28 December 2018) Abstract : Indonesia has become a net crude oil importer because of the reduction of a new oil field discovery, and Indonesia is attempting to raise investment funds through the Kerja Sama Operasi (KSO) contract to develop a small-scale field. However, the KSO has a high-risk and low-return contract system for investors, necessitating an economic evaluation to examine the feasibility of the project. This study performed economic evaluation on the development of an Indonesian small-scale field by applying the KSO contract conditions, and identified the major economic parameters through a sensitivity analysis. As a result, the oil price, CAPEX and OPEX were identified as influential factors for economic evaluation. The results also indicate that commercial production in small-scale fields is difficult. In the future, this study can be used as a reference resource for investment in oil and gas development projects in Indonesia. Key words : Indonesia, KSO contract, Small-scale field, Economic evaluation 요약 : 인도네시아는신규유전발견이줄어들고원유순수입국으로전환됨에따라석유생산을늘리고자공동개발계약 (Kerja Sama Operasi, KSO) 을통해소규모광구개발을위한국내투자유치활성화에노력하고있다. 하지만 KSO는계약자고위험저수익의계약형태이며, 계약자가석유개발에대한모든비용을지불하기에사업타당성판단을위한경제성평가가필수적이다. 이연구에서는 KSO 계약조건을적용하여인도네시아소규모광구개발에대한경제성평가를수행하였으며, 민감도분석을통해경제성평가시주요변수를파악하였다. 그결과유가, CAPEX, OPEX가경제성평가에영향을미치는것으로나타났으며, 소규모광구에서상업적인생산은다소어려운것으로판단되었다. 향후이연구는국내기업이인도네시아자원개발투자시참고자료로활용할수있을것이다. 주요어 : 인도네시아, KSO 계약, 소규모광구, 경제성평가 서 인도네시아는 37 억 bbl 의원유를보유한국가이지만생산량보다소비량이많아상당한양의원유를수입하고있다 (Fig. 1). 또한 1990 년이후지속된경제성장및인구증가, 장기간지속된유가보조금지급정책으로인해인도네시아내석유소비량이크게증가하였다. 이와더불어유전노후화, 신규유전발견의어려움및개발 생산가격상승으로인도네시아는 2004 년원유순수입국으로전환되었다 (KEMCO, 2018). 인도네시아정부는 2008 년에 OPEC(Organization of the Petroleum Exporting Countries) 을탈퇴하 론 1) 한국해양대학교에너지자원공학과 2) 한국남방개발 *Corresponding Author( 임종세 ) E-mail; jslim@kmou.ac.kr Address; Dept. of Energy and Resource Engineering, Korea Maritime and Ocean University, Busan, Korea 면서국가적인차원에서원유및가스생산을늘리고자생산물분배계약 (Production Sharing Contract, PSC) 방식에서파생된공동개발계약 (Kerja Sama Operasi, KSO) 이라는형태의메커니즘을통해소규모광구들의개발및추가생산을위한국내외투자금유치를활성화시키기위해노력하고있다. 석유가스개발은계약조건에따라필요한작업이수행되고비용부담및이익배당이결정되므로, 석유가스개발의전체과정중가장중요한것이계약이라고할수있다 (Sung et al., 2014). 인도네시아는기존에외국계개발회사들과양허계약형태의석유가스개발계약구조를가졌으나, 재원과기술이부족하여부정적인결과를가져왔다 (Ryu, 2014). 이에북수마트라석유가스개발을수행한인도네시아국영석유회사 P.N. Permina( 현 PERTAMINA EP) 에서새로운개발형식인 PSC 를창안하였으며, 독립계인도네시아 - 미국석유회사 (Independent Indonesia-America Petroleum 624
인도네시아소규모 KSO 광구의경제성평가연구 625 Fig. 1. Oil production and consumption in Indonesia (BP, 2018). Company) 가 1966 년에최초로 PSC 를체결하였다. PSC 는석유의소유권과개발의주도권을자원보유국이확보하고자하는경향이강한석유가스개발계약구조로탐사 개발 생산에필요한투자는개발회사가담당하지만생산이시작된후의유 가스와광구내모든자산에대한소유권은정부나국영석유회사가가진다 (Cheon, 2003; Yoon, 2010). PSC 와같은형태를갖는 KSO 는기존의기술지원계약 (technical assistance contract) 을대체하기위한협력계약 (cooperation agreement) 으로현재인도네시아국영석유회사인 PERTAMINA EP 와계약자간의상류부문 (upstream) 에관련한계약형태를말한다 (Cipto and Mair, 2014). 이때, 계약자는상류부문에해당하는탐사 개발 생산에대한모든비용을투자하며, 생산된원유및가스판매를통한매출이익으로부터비용회수를한다 (Abidin, 2015). 하지만 KSO 는현금흐름구조 (cash flow mechanism) 상대부분의생산량을 PERTAMINA EP 가가져가므로계약자가투자비용을회수 (cost recovery) 하고수익을창출하기매우어려운계약자고위험저수익구조이다. 또한소규모광구개발의경우일반적인광구에비해상대적으로생산량이적기때문에유가및투자비용에민감하며 (Dušan et al., 2016), 분배가능한생산물을얻지못할경우투자비용회수조차하지못하는구조로계약자의위험도가매우크다고할수있다. 석유가스개발사업은불확실성이높고많은투자금이소요되므로프로젝트의사업타당성을판단하기위한경제성평가가필수적이며, 일반적으로순현재가치 (Net Present Value, NPV) 가 0 이되기위한생산량인최소추가매장량 (Minimum Commercial Field Size, MCFS) 평가를통해사업타당성여부를파악한다 (Singh et al., 2016). 이와더불어경제성평가에있어신뢰성있는분석 결과를얻기위해서는민감도분석을통해주요변수들의영향을파악하는것이중요하다 (Lee, 2016). 따라서이연구에서는 KSO 구조상계약자수익창출의위험이있는인도네시아소규모광구개발에대하여사업타당성을판단하고자하였으며, MCFS 분석을통해해당프로젝트의경제성을평가하고자하였다. 또한 KSO 계약상의이익분배조건을적용한민감도분석을수행하여경제성평가시주요변수를확인하고자하였다. 인도네시아소규모광구개발현황 인도네시아내소규모광구들은주로수십년전네덜란드식민지시기에개발생산되어 Dutch Well 이라는표현을사용하는천부유 가스정또는최소 20~30 년이상개발생산되었던광구들을재분양한것이다. 소규모가스광구의경우파이프라인을통해상업적인가스판매가매우어려운실정이며, 대부분태우거나다시저류층안으로재주입하는경우가많다. 즉, 인도네시아원유및가스판매를관리하고있는 MIGAS Lifting Monitoring System 에등록된소규모가스생산광구들은기존에설치되어있는파이프라인을활용하여이미고갈된가스정에서생산되는소량의가스를공급하거나, 원유와함께생산되는용해가스 (solution gas) 를공급하는경우가대부분이다. 인도네시아의 MIGAS Lifting Monitoring System 에 2017 년도기준으로등록된생산광구중 500BOPD 미만의소규모원유광구의경우전체의 37%, 5MMBTUD 미만의소규모가스광구의경우전체의 33% 정도를차지하고있다 (Fig. 2). 현재인도네시아내산재되어있는소규모개발생산광구들중정상적으로운영되는 KSO 광구는 15 개이며 (Table 1), 제 55 권제 6 호
626 문서윤 최영일 임종세 허승균 정광석 (a) Oil (b) Gas Fig. 2. Classification of daily average target production in 2017 (MIGAS, 2017). Table 1. Indonesia KSO in 2017 (MIGAS, 2017) KSO Field Location 1 KSO Techwin Benakat Timur Penukal Abab Lematang Ilir 2 KSO Prisma Kampung Minyak Muara Enim 3 KSO Benakat Barat Petroleum Penukal Abab Lematang Ilir 4 KSO Formasi Sum En Ogan Ilir 5 KSO CESL Ogan Ilir 6 KSO Energi Tanjung Tiga Muara Enim 7 KSO Foster Trembes Petroluem Blora 8 KSO Geo Minergy Sei Lilin Musi Banyuasin 9 KSO Gunung Kampung Minyak Muara Enim 10 KSO IEV Pabuaran Subang 11 KSO Patina Group Tana Tidung 12 KSO Petro Papua Mogoi Teluk Bintuni 13 KSO Petroenim Betun Selo Penukal Abab Lematang Ilir 14 KSO Santika Pendopo Energi Penukal Abab Lematang Ilir 15 KSO Tawon Gegunung Tuban 한국자원공학회지
인도네시아 소규모 KSO 광구의 경제성 평가 연구 627 Fig. 3. Indonesia KSO location map. (a) South Sumatra (b) Pulau Jawa (Western) (c) Pulau Jawa (Eastern) (d) New Guinea Fig. 4. Indonesia KSO location map by region. 제55권 제6호
628 문서윤 최영일 임종세 허승균 정광석 Table 2. Oil sales for KSO from January to June in 2017 (MIGAS, 2017) 1 2 3 KSO Field KSO Techwin Benakat Timur KSO Prisma Kampung Minyak KSO Benakat Barat Petroleum Location Penukal Abab Lematang Ilir Annual Oil Target Sales (Mbbl) Avg. Target Production (Mbbl/d) Oil Sales from 1~6 in 2017 (Mbbl) Actual Oil Sales (%) 264.36 0.72 26.57 10.05 Muara Enim 22.92 0.06 2.84 12.38 Penukal Abab Lematang Ilir 172.07 0.47 46.08 26.78 4 KSO Formasi Sum En Ogan Ilir 66.46 0.18 0.00 0.00 5 KSO CESL Ogan Ilir 187.79 0.51 50.08 26.67 6 7 8 KSO Energi Tanjung Tiga KSO Foster Trembes Petroluem KSO Geo Minergy Sei Lilin Muara Enim 36.17 0.10 4.01 11.09 Blora 0.60 0.00 0.00 0.00 Musi Banyuasin 86.58 0.24 9.31 10.75 9 KSO Gunung Kampung Minyak Muara Enim 34.97 0.10 12.25 35.03 10 KSO IEV Pabuaran Subang 0.00 0.00 0.03-11 KSO Patina Group Tana Tidung 0.00 0.00 1.56-12 KSO Petro Papua Mogoi Teluk Bintuni 64.84 0.18 14.20 21.90 13 14 KSO Petroenim Betun Selo KSO Santika Pendopo Energi Penukal Abab Lematang Ilir Penukal Abab Lematang Ilir 57.28 0.16 18.05 31.52 127.01 0.35 41.71 32.84 15 KSO Tawon Gegunung Tuban 4.96 0.01 0.00 0.00 Total 1126.01 3.08 226.69 20.13 광구의위치는 Fig. 3 과같이크게 4 개의지역으로구분되고세부위치는 Fig. 4 와같다. 15 개의 KSO 광구들은현재인도네시아국영석유회사인 PERTAMINA EP 에서개발및운영을관장하고있으며, KSO 광구계약후의모든작업계획 (work programs) 및예산 (budgets) 은 PERTAMINA EP 의승인후에수행할수있다. 그러나원유및가스가격의하락으로인해 KSO 광구의개발투자는사실상거의이루어지지않고있으며, 15 개 KSO 광구들의 2017 년원유판매목표대비실적은평균 20% 수준으로매우저조하다 (Table 2). KSO 광구메커니즘 KSO 광구에서생산되는원유및가스는 KSO 계약이전의개발로이루어진분배불가능원유 (Non-Sharable Oil, NSO) 와투자자의비용으로생산정또는지상시설관리등을통해추가로생산되는분배가능원유 (Shareable Oil, SO) 로구분되며, KSO 광구계약을통한원유및가스생산물분배구조에대한통상적인현금흐름구조는 Fig. 5 와같다. NSO 는생산량전부가 PERTAMINA EP 의매출수익이되며, SO 는 KSO 계약에따라정해진분배비율대로계약자와 PERTAMINA EP 에게분배되는구조이다 (Pertamina, 2018). 계약자는일반적으로계약자분배 (contractor share) 를원유의경우 15~20% 비율로가지며, 가스의경우엔 25~35% 를가져간다 (Cooper Energy, 2018). 이후계약자는계약자분배의 25% 를국내공급의무 (Domestic Market Obligation, DMO) 로인도네시아정부에제공해야한다. 따라서계약자는 KSO 광구계약이시작되고부터 Fig. 6 의 B 와 C 에해당하는추가적인생산으로부터비용을먼저 한국자원공학회지
인도네시아소규모 KSO 광구의경제성평가연구 629 회수하며, 생산물분배를통해 PERTAMINA EP 와정해진비율에따라추가적인수익을창출한다. 만약, 계약자가 NSO 을넘지못한경우, 모든생산물은 PERTAMINA EP 가가져가고계약자는비용회수및수익창출을할수없게된다 (Abidin, 2015). 이에계약자는투자를통해 SO 를얻어수익을창출하기위해서생산감퇴율 (decline rate) 을줄이거나 (Fig. 7), 여러기법들로부터생산을증진시키는방 법을적용한다 (Fig. 8). 또한두경우를복합적으로사용하여 SO 를확보하는경우도있다. 이처럼 KSO 광구메커니즘은계약자가신규투자를통해유 가스정의회수율 (recovery factor) 증가에따른추가생산량을통해투자비용을먼저회수하고수익을창출해야하는구조이다. Fig. 5. Cash flow mechanism of KSO, entitlement scheme (Abidin, 2015). Fig. 6. Concept of NSO production (Abidin, 2015). 제 55 권제 6 호
630 문서윤 최영일 임종세 허승균 정광석 Fig. 7. Increasing production by reducing the decline rate. Fig. 8. Increasing production by well works. SO 증산기법에대한경제성평가 KSO 계약자는광구특성에따라인공채유 (artificial lift), 수공법 (water flooding), 석유회수증진 (enhanced oil recovery), 유정자극법 (stimulation), 재수압파쇄 (re-fracturing), 정두압 (well head pressure) 감소, 추가시추 (infill drilling) 와같이여러가지복합적인방법으로 SO 를증산할수있다. 이연구에서는 SO 증산기법적용을통해추가생산이가능한경우에대한사업타당성을판단하고자경제성평가를수행하였다. 생산정개보수 (workover), 재수압파쇄, 열주입법등의방법은운영비용 (Operating Expenditure, OPEX) 인반면, 추가시추나기생산정의심도증대를위한시추 (well deepening), 생산시설의증설 (surface facility upgrade) 등의투자는자본비용 (Capital Expenditure, CAPEX) 이다. 불확실성으로인해투자의위험이높은석유가스개발에있어서는최소 10% 할인율 (discount rate) 을적용하여사업시작전 NPV 를평가해야하며 (Park et al., 2009; Eshkalak and Aybar, 2014), KSO 계약의경우에는인도네시아정부에제공해야하는 DMO 를고려하여 NPV 를산출한다. 현재원유가격과같은수준에서계약자의투자금에따라 NPV 가 0 이되는 MCFS 또는생산기간동안 MCFS 를생산하기위한추가원유생산량 (initial incremental production) 에대한분석이필요하다 (Stigliano et al., 2016). 또한사업초기에투자를결정하기위해서는투자안의할인율이미리설정되어야하기에 NPV 값을 0 으로만드는할인율로현금 한국자원공학회지
인도네시아소규모 KSO 광구의경제성평가연구 631 유입의현재가치와현금유출의현재가치를동일하게만드는내부수익률 (Internal Rate of Return, IRR) 도경제성평가시사용된다 (Kim et al., 2002). CAPEX 투자의경우엔일정기간 ( 보통 5 년 ) 감가상각을통해계약자가비용회수를하게되고, OPEX 투자의경우엔 SO 가충분할경우당해연도매출의최대 80% 까지비용을회수한다. 따라서이연구에서는 OPEX 또는 CAPEX 투자에따라계약자의비용회수방식이달라지므로이를고려하여 MCFS 분석을수행하고자한다. 경제성평가변수에대한민감도분석인도네시아소규모광구투자를통한계약자의수익창출은앞서설명한바와같이많은어려움이있다. 따라서계약자는소규모광구투자를위해경제성평가변수에대한민감도분석으로해당광구의사업성여부파악이필요하다. 일반적으로민감도분석은경제성에가장많은영향을미치는생산량, 원유및가스가격, CAPEX, OPEX, 이익 분배 (profit sharing) 등의 KSO 계약상의중요경제조건들을중심으로이루어지며, 민감도분석결과가장민감도가큰경제요인 (economic factor) 순으로그값을심도있게예측하는데의미를두고있다. 이연구에서는인도네시아소규모광구에대한경제성평가를위해 KSO 계약상의중요경제조건들인생산량, 유가, CAPEX, OPEX, 할인율, 이익분배에따른 NPV 와 IRR 을파악하여민감도분석을수행하였다. CAPEX 는시추비용으로설정하였으며, OPEX 의경우에는생산량에비례하는직접비용과임금 세금등에해당하는간접비용을고려하여설정하였다. 경제성평가를위해가정한입력값은실제운영되었던인도네시아 Sumatra 광구의현장자료를활용하였으며 (Table 3), 해당광구들의생산감퇴율은약 4~8% 로나타나평균값인 6%/month 로적용하였다. 각경제성평가변수에대한범위는 ±50% 를적용하여분석을수행하였다. 경제성평가변수민감도에따른계약자의 NPV 분석결 Table 3. Assumed input parameters Economic Parameters Value Oil price 65 USD/bbl Discount rate 10% Annum Equity to be split Pertamina EP: 80%, Contractor: 20% Escalation rate 3% Downtime loss 8%/year Decline rate 6%/month Fig. 9. NPV results of sensitivity analysis on economic parameters. 제 55 권제 6 호
632 문서윤 최영일 임종세 허승균 정광석 Fig. 10. IRR results of sensitivity analysis on economic parameters. Fig. 11. Results of MCFS and initial incremental production from OPEX investment. Fig. 12. Results of MCFS and initial incremental production from CAPEX investment. 한국자원공학회지
인도네시아소규모 KSO 광구의경제성평가연구 633 과유가, CAPEX, OPEX 순으로영향을미치는것을파악하였다 (Fig. 9). 경제변수민감도에따른 NPV 변화량을통해유가와 CAPEX 는 OPEX 에비해각각 2.08 배, 1.22 배의 NPV 에대한민감도를나타내는것을확인하였다. 또한 IRR 의경우, CAPEX 의영향이가장크게나타났지만실제현장에서높은비용의 CAPEX 절감은쉽지않으며, CAPEX 이외에도유가및 OPEX 가 IRR 에대한민감도가큰것으로나타났다 (Fig. 10). CAPEX 와유가는 OPEX 에비해각각 2.72 배, 1.77 배의 IRR 에대한민감도를나타내는것을확인하였다. 또한유가의민감도가 0.8 이하인경우와 OPEX 의민감도가 1.4 이상인경우에는오차 10% 범위내에서수렴되는값이산출되지않았다. 이와같이 NPV 와 IRR 분석에있어유가, CAPEX, OPEX 와같은경제성평가변수가가장큰영향을미치는것으로파악되었다. OPEX 및 CAPEX 투자에따른경제성평가결과분석 MCFS 분석결과, 3MMUSD 가량의 OPEX 투자를진행할경우가능한 MCFS 확보가 175Mbbl 은되어야하고, 추가생산량은최소 316BOPD 가되어야한다 (Fig. 11). 이는 175Mbbl 의 MCFS 를얻기위해선월별생산감퇴율을 6% 로가정시, 생산기간동안 MCFS 를확보하기위하여추가생산량이최소 316BOPD 가되어야한다는것이다. 동일금액의 CAPEX 투자경우에는 MCFS 가 498Mbbl 이되어야하며, 같은생산감퇴율적용시이를위한추가생산량은 885BOPD 가확보되어야하는것으로나타났다 (Fig. 12). CAPEX 투자의경우에는 KSO 계약에정해진감가상각률에따라보통 60 개월에걸쳐비용회수가되므로손익분기점이되는추가생산량이동일금액의 OPEX 투자시보다높게나타났다. 이에투자자들은확실하지않은추가매장량확보또는잠재생산가능성이없을경우에는소규모광구의투자를회피하게된다. 또한일일생산량이 500bbl 미만인소규모 KSO 광구에서 60% 이상의추가생산을통해 SO 를확보하는것은쉽지않으며, 석유생산증진을위한기법들의투자비용이높기때문에추가생산을해도수익창출에는어려움이있을것으로사료된다. 결 이연구에서는인도네시아소규모광구개발시 KSO 계약상의생산물분배조건을적용한민감도분석을통해경제성평가시영향변수를파악하고자하였으며, MCFS 평가를통해해당프로젝트의경제성을확보할수있는 MCFS 를추정하여사업타당성을판단하고자하였다. 인도네시아소규모 KSO 광구개발에대한경제성평가시영향변수들에대한민감도분석결과경제성평가에는 론 유가, CAPEX, OPEX 가큰영향을미치는것으로나타났다. 또한계약자의 CAPEX 및 OPEX 의투자방식에따른 MCFS 를도출한결과 3MMUSD 가량의 OPEX 투자를진행할경우 MCFS 는 175Mbbl 이며, 추가생산량은 316BOPD 가확보되어야한다. 또한 CAPEX 투자의경우에는 MCFS 가 498Mbbl 이며, 추가생산량은 885BOPD 가확보되어야한다. 그러나일일생산량이 500bbl 미만인소규모광구에서추가생산을통해 SO 를확보하는것이쉽지않으므로소규모 KSO 광구에서의상업적인생산은다소어려운것으로판단되었다. 이연구에서수행한인도네시아소규모 KSO 광구개발을위한경제성평가는향후국내기업이인도네시아자원개발투자시참고자료로활용할수있을것으로사료된다. 사 이연구는산업통상자원부자원개발특성화대학사업과에너지국제공동연구사업의지원을받아수행되었으며, 이에감사드립니다. References Abidin, F.A.Z., 2015. At an Investment Crossroads: Malaysia Versus Indonesia. SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, SPE, Nusa Dua, Bali, Indonesia, 21p. BP, 2018. BP Statistical Review of World Energy June 2018 (67th Ed.), London, UK, 54p. Cheon, Y.H, 2003. Economic analysis, fiscal systems and contracts in overseas oil and gas development projects. J. Korean Society for Geosystem Engineering, 40(1), 58-68. Cipto, R. and Mari, D., 2014. Kerja Sama Operasi Contract (KSO Contract)-Saving the Best Bits for Last. Proc. of the 38th IPA Convention & Exhibition, IPA, Jakarta, Indonesia, 16p. Cooper Energy, 2018.08.28., https://www.cooperenergy.com.au. Dušan, D., Vesna, K.M., and Branko, L., 2016. Small oilfield integrated production management model. Underground Mining Engineering, 28, 19-27. Eshkalak, M.O. and Aybar, U., 2014. An Economic Evaluation on the Re-fracturing Treatment of the U.S Shale Gas Resource. SPE Eastern Regional Meeting, SPE, Charleston, WV, USA, 8p. KEMCO, 2018. Energy Market Trends and Policy Report, 2018 KEMCO Developing country issue report, Yongin, Korea, 41p. Kim J.W., Lee, H.J., and Cha, D.S., 2002. Understanding of a rate of return analysis using an IRR. J. Society of Korea 사 제 55 권제 6 호
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