Pada Triwulan I Tahun 2023, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) melaporkan lifting minyak dan gas (migas)— Lifting adalah sejumlah minyak mentah dan/atau gas bumi yang dijual atau dibagi di titik penyerahan (custody transfer point)—masih di bawah target. Meski demikian, torehan lifting tersebut masih lebih tinggi jika dibandingkan pada periode yang sama tahun lalu. Lalu bagaimana torehan-torehan berikutnya di tengah perolehan investasi seperti sekarang ini. Apalagi bila dikaitkan dengan target 1 juta barel pada 2030
OLEH: ERFANDI PUTRA
Bila dilihat data-data sebelumnya, capaian lifting tersebut dibanding masa-masa covid-19 memang cukup menarik kita simak. Ada peningkatan lifting, seiring melandainya covid-19. Hanya saja, bila kita kaitkan dengan target lifting 1 juta barel pada 2030, torehan hingga saat ini masih menjadi tanda tanya. Bisakah lifting 1 juta barel tercapai.
“Ini pertanyaan menarik. Lifting migas itu erat kaitannya dengan investasi. Kalau saya lihat capaian investasi pada triwulan pertama Tahun 2023 masih kurang gregetnya ya. Padahal, perolehan investasi tersebut berkorelasi dengan linfing,” kata Ketua Komite Investasi Aspermigas (Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas), Moshe Rizal kepada Global Energi, Selasa (2/5/2023).
Dia mengatakan, ini perlu mendapat perhatian para stakeholder agar apa saja yang berkaitan dengan lifting memang harus seirama dalam pelaksanaannya. Mengapa? Karena, tugas SKK-Migas memang cukup berat, terutama bila dikaitkan dengan target lifting 1 juta barel pada 2030.
“Pertanyaannya, bisakah target lifting 1 juta barel pada 2030 bisa tercapai. Ini yang menjadi pertanyaan berbagai kalangan,” kata Moshe Rizal.
Sebelumnya, Wakil Kepala SKK Migas Nanang Abdung Manaf mengatakan secara keseluruhan torehan lifting migas pada triwulan pertama 2023 lebih tinggi dari capaian pada periode yang sama tahun lalu. Capaian itu diperoleh lantaran kegiatan pengeboran intensif yang dilakukan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) pada awal tahun ini.
“Lifting minyak dari target 660 MBOPD pencapaiannya baru 613,7 MBOPD atau baru 92,8 persen, tapi dibandingkan tahun lalu masih lebih baik di kuartal yang sama tahun lalu yang hanya 611,7 MBOPD,” kata Nanang saat konferensi pers di Jakarta, Senin (17/4/2023).
Sementara itu, SKK Migas mencatat, realisasi salur gas hingga triwulan pertama 2023 berada di angka 5.399 MMSCFD atau 87,6 persen dari target tahun ini yang dipatok sebesar 6.160 MMSCFD. Torehan itu lebih tinggi 101,5 persen dari capaian pada periode yang sama tahun lalu yang berada di angka 5.321 MMSCFD.
“Pencapaiannya triwulan pertama ini baru 87,6 persen, tapi apabila dibandingkan dengan tahun lalu lebih baik, 1,5 persen di atas pencapaian tahun lalu,” katanya.
Investasi
Pada acara yang sama disebutkan, realisasi investasi sepanjang triwulan pertama 2023 sudah mencapai 2,63 miliar dollar AS atau setara dengan Rp 38,85 triliun (asumsi kurs Rp14.773 per dollar AS). Realisasi investasi itu sudah mencapai 16,9 persen dari target tahun ini yang dipatok sebesar 15,54 miliar dollar AS setara dengan Rp229,57 triliun.
Adapun penerimaan negara dari kegaitan hulu migas hingga triwulan pertama 2023 sudah mencapai 3,57 miliar dollar AS setara dengan Rp 52,73 triliun atau 22,5 persen persen dari target tahun ini yang dipatok mencapai 15,88 miliar dollar AS setara dengan Rp 234,59 triliun.
“Saat ini potensi krisis yang masih tinggi disebabkan situasi geopolitik yang masih memanas dengan perang Rusia-Ukraina yang belum jelas kapan berakhir serta potensi konflik lainnya. Kisis keuangan akibat bangkrutnya lembaga keuangan seperti SVB, Credit Suisse dan lainnya turut memberikan ketidakpastian situasi perekonomian global. Hal ini menyebabkan harga energi dunia masih relatif tinggi,” tambah Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto pada kegiatan konferensi pers Capaian Kinerja Kuartal Pertama 2023 di Jakarta (17/4/2023) tersebut.
Dikatakan Dwi, harga minyak yang masih tinggi harus dimanfaatkan untuk mendorong investasi hulu migas di Indonesia yang lebih masif dan agresif. Hal ini agar potensi hulu migas bisa dimanfaatkan secara optimal untuk mendukung ketahanan energi nasional dan pembangunan yang berkelanjutan.
“Jangan sampai potensi minyak dan gas tertinggal di perut bumi, karena tidak bisa dimanfaatkan saat nanti energi baru dan terbarukan (EBT) sudah menggantikan peran energi fosil. Oleh karenanya rencana investasi hulu migas 2023 sebesar US$ 15,5 miliar hendaknya bisa direalisasikan seluruhnya,” katanya.
Kegiatan pengeboran sumur eksplorasi menjadi kunci untuk penemuan cadangan migas guna mendukung produksi migas nasional secara berkelanjutan. Pengeboran sumur eksplorasi hingga kuartal 1 tahun 2023 memberikan hasil yang menggembirakan dengan mencatatkan 100% penemuan.
“Dari 10 sumur eksplorasi, 4 sumur telah selesai. Kesemuanya menghasilkan temuan sumber daya migas. dengan total sumber daya 183 MMBOE, sehingga mencatatkan success ratio sebesar 100%. Sementara, 6 sumur lainnya masih dalam proses pengeboran. Kami berharap success ratio 2023 bisa lebih tinggi dibandingkan tahun 2022 yang tercatat sebesar 81%,” kata Deputi Eksplorasi Pengembangan dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas Benny Lubiantara.
Benny menerangkan bahwa atas setiap penemuan yang ada SKK Migas mendorong segera bisa dilakukan plan of development (POD). Capaian RRR hingga kuartal 1 2023 sebesar 21% dari target 100% RRR. Capaian RRR sejak 2018 mencapai diatas 100% dan SKK Migas memperkirakan tahun 2023 RRR bisa mencapai 152%.
Cadangan Baru
SKK Migas bersama KKKS terus melakukan upaya-upaya untuk menemukan cadangan migas yang baru. Kegiatan eksplorasi di area terbuka terus ditingkatkan. Di awal tahun 2023 salah satu tonggak penting bahwa Indonesia masih memiliki daya tarik bagi investor adalah kerjasama eksplorasi open area yang dipimpin oleh ExxonMobil Indonesia dengan nilai Rp 630 miliar yang mencakup area eksplorasi onshore di Papua, Jawa Timur, offshore Sumatera dan lainnya.
Deputi Eksploitasi Wahyu Wibowo menyampaikan langkah SKK Migas untuk menjaga operasional industri hulu migas berjalan dengan baik dan mampu meminimalkan kecelakaan kerja, salah satu langkah yang dilakukan adalah dengan akan dilakukannya audit K3LL KKKS oleh pihak independen, mengadakan health, safety & environment (HSE) meeting tiap bulan serta pengawasan yang lebih intensif melalui integrated operation center (IOC).
“Hingga Maret 2023, incident rate (IR) sebagai tolok ukur pengelolaan HSE yang dicatatkan industri hulu migas nasional mencapai 0,31 sedikit meningkat dibandingkan capaian 2022 yang sebesar 0,23 tetapi masih lebih rendah dibandingkan rata-rata dunia yang sekitar 0,7. Meskipun lebih baik dibandingkan global, namun seiring dengan makin agresifnya aktivitas hulu migas maka potensi IR ada indikasi meningkat. Ini yang sedang kami antisipasi,” tegas Wahyu.
Lebih lanjut Wahyu menyampaikan, tahun 2023, SKK Migas telah menyetujui berbagai program HSE dari setiap KKKS, termasuk pelatihan untuk meningkatkan awareness dan skill dari pekerja.
“Kami minta KKKS untuk dapat menyerap 100% biaya yang terkait HSE, tidak ada efisiensi untuk HSE, 100% program harus bisa dilaksanakan secara penuh,” kata Wahyu.
Program pengeboran yang masif secara nyata telah menunjukkan efektivitasnya dalam meningkatkan produksi migas nasional. SKK Migas optimis tahun 2023 dengan target pengeboran sumur pengembangan 991 sumur atau lebih tinggi 30% dibandingkan realisasi tahun 2022 dapat meningkatkan produksi migas yang tidak hanya untuk mencapai target APBN, tetapi tahun 2023 menjadi langkah baru dengan produksi migas nasional berada pada posisi incline.
“Agresifitas pengeboran telah berhasil menghentikan penurunan produksi. Saat ini tren produksi 15 KKKS yang memiliki program pengeboran kondisinya adalah flattening dengan trend inclining,” katanya.
Entry point minyak di awal tahun 2023 lebih baik dibandingkan tahun 2022. Entry point Januari 2022 adalah 615,9 ribu BOPD dari target work, program & budget (WPnB) sebesar 642,8 ribu BOPD atau ada GAP yang sangat jauh. Sedangkan entry point 2023 sebesar 618 ribu BOPD atau mendekati target WPnB sebesar 620 ribu BOPD. Hingga Maret 2023 produksi minyak telah meningkatkan menjadi 621,2 ribu BOPD.
Meskipun ada insiden di awal tahun 2023 yang menyebabkan adanya penyesuaian dalam outlook pengeboran sumur pengembangan 2023 menjadi lebih rendah dari target karena adanya safety stand-down (SSD), SKK Migas akan melakukan berbagai upaya recovery agar target pengeboran sumur pengembangan dapat tercapai.
Wahyu mengatakan, tingkat lifting migas dipengaruhi oleh unplanned shutdown yang terjadi pada beberapa lapangan migas besar sejak awal tahun. Sebagai informasi, unplanned shutdown adalah penghentian sebagian atau seluruh fasilitas produksi secara tidak terencana atau tidak terduga karena kegagalan peralatan dan kondisi operasi yang tidak normal.
Sepanjang tiga bulan pertama 2023, terjadi unplanned shutdown di tiga lokasi seperti kebocoran pipa minyak di PHE OSES yang terjadi pada Januari dan Maret yang mengurangi produksi minyak hingga 10.000 bph.
Sementara itu, terjadi tanah loncor (land slide) di lapangan minyak EMCL yang melonggarkan produksi minyak hingga 10.000 bhp. Unplanned shutdown juga terjadi di lapangan gas yang dikelola oleh BP, HCML, dan Pema Global Energi. “Bulan Maret itu uplanned-nya sangat besar,” kata Wahyu.
Untuk meningkatkan capaian lifting migas sampai akhir tahun, SKK Migas berencana untuk melakukan rencana pengeboran kepada 991 sumur pengeboran sampai akhir tahun. Kendati demikian, target tersebut belakangan direvisi menjadi 911 sumur karena keterlambatan terjadi sejumlah penundaan pengeboran. Satu diantaranya terjadi di wilayah kerja Pertamina di Rokan. Adapun hingga akhir kuartal I, realisasi pengeboran berada di angka 167 sumur.
Wahyu menjelaskan, penghentian kegiatan pengeboran di Rokan berdampak pada terhentinya operasional menara bor atau rig. “Pertamina melakukan pengecekan imbas kejadian fatality di PHR, kurang lebih ada 100 rig di sana,” ujar Wahyu.
Penerimaan Negara
Deputi Keuangan dan Komersialisasi SKK Migas Kurnia Chairi menyampaikan penerimaan negara hingga kuartal 1 tahun 2023 sebesar 3,57 miliar dollar AS dari target hingga akhir tahun sebesar 15,88 miliar dollarAS. Belum mencapainya target penerimaan negara disebabkan harga minyak yang cukup tertekan. Sedangkan dari aspek cost recovery,
Kurnia menyampaikan SKK Migas berhasil mendorong efisiensi di industri hulu migas seperti sharing fasilitas operasi, kontrak bersama untuk pengadaan barang dan lainnya. Hasilnya hingga kuartal 1 2023 realisasi cost recovery dapat ditahan di angka rendah yaitu sebesar 18,5%.
“SKK Migas terus menjaga komitmen pemanfaatan gas bumi bagi kebutuhan domestik. Saat ini rata-rata sekitar 67% produksi gas bumi dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan domestik dalam rangka mendukung ketahanan energi dan pembangunan nasional dengan gas sebagai bahan baku industry,” kata Kurnia.
Terkait penyerapan gas bumi di domestik, Kurnia menyampaikan sektor pupuk dan kelistrikan masih perlu dioptimalkan karena serapannya masih rendah dari daily contract quantity (DCQ) yang telah disepakati.
Optimalisasi Blok Cepu
Sebelumnya, Pemerintah menargetkan peningkatan produksi minyak dan gas bumi (migas) nasional dapat ditopang dari dua wilayah kerja utama di tanah air.Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifinn Tasrif mengungkapkan, dua blok migas yang jadi andalan untuk mendongkrak kinerja produksi di tahun ini yakni Blok Rokan dan Blok Cepu.
Arifin menjelaskan, aktivitas pengeboran yang masif di Blok Rokan serta rampungnya Lapangan Kedung Keris berpotensi mendorong produksi migas ke depannya.
“Jadi ada upaya untuk mengoptimalkan dua sumber utama yaitu Rokan dan Cepu. Ini yang menjadi backbone kita,” kata Arifin dalam Konferensi Pers Kinerja Sektor ESDM 2022 dan Target 2023, beberapa waktu lalu.
Selain dua blok migas tersebut, produksi dari blok migas lainnya pun diakui turut menjadi perhatian pemerintah.
Arifin menjelaskan, kinerja lifting minyak pada tahun 2022 tercatat lebih rendah dari target yang ditetapkan. Menurut data Kementerian ESDM, lifting minyak pada tahun 2022 sekitar 612 ribu barel oil per day (BOPD). Realisasi ini lebih rendah dari target yang ditetapkan sebesar 703 ribu BOPD.
Tidak tercapainya target lifting pada tahun 2022 lalu, menurut Arifin, dikarenakan terjadinya unplanned shutdown pada sejumlah lapangan migas hingga kendala sumur tua.
“Kinerja sumur-sumur kita ini menunjukkan tren yang menurun karena sudah mature banget dan sudah sangat tua,” jelas Arifin.
Selain upaya optimalisasi produksi dari Blok Rokan dan Blok Cepu, Arifin memastikan pihaknya telah melakukan pertemuan dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) untuk menyiapkan langkah antisipasi.Pada tahun ini, Kementerian ESDM menetapkan lifting minyak sebesar 660.000 BOPD.
“Kami akan perhatikan dan monitor satu per satu dengan intensif,” pungkas Arifin.
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menargetkan optimasi pengembangan lapangan (OPL) Bayu Urip dapat dilaksanakan awal 2024. Program ini memiliki potensi penambahan cadangan minyak lebih dari 60 juta barel. Program OPL itu bakal dilakukan dengan melakukan pengeboran pada 5 sumur infill carbonate dan 2 sumur clastic yang ditarget first oil pada 2028.
Kementerian ESDM memperkirakan tambahan cadangan minyak dari kegiatan OPL itu dapat mencapai 125 MMBO (unrisked recoverable). “Rencanannya awal tahun depan akan mulai drilling kalau semua proses pengadaan serta ketersediaan rig berjalan lancar sesuai rencana,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Tutuka Ariadji kepada Bisnis.com, Senin (17/4/2023).
Saat ini, kata Tutuka, operator Blok Cepu ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) masih dalam tahapan penyiapan lahan atau site preparation untuk melaksanakan kegiatan pengembangan lapangan tersebut. Tutuka mengatakan optimasi pengembangan lapangan itu akan ikut mengerek potensi produksi minyak dari salah satu ladang minyak tertua di Indonesia saat ini.
“Perhitungan awal potensi penambahan cadangan dari program Banyu Urip Infill dan Clastic ini lebih dari 60 juta barel minyak,” kata dia. Sebelumnya, EMCL disebutkan sudah mengadakan diskusi awal (prelimenary discussion) terkait dengan potensi perpanjangan kontrak pengelolaan Blok Cepu bersama dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).
Direktur Eksplorasi SKK Migas Benny Lubiantara mengatakan lembaganya sudah bertemu dengan EMCL ihwal potensi perpanjangan kontrak EMCL yang bakal berakhir pada 2035. Minat EMCL itu disebutkan datang menyusul kepastian perpanjangan kontrak yang lebih dahulu diberikan pemerintah kepada bp untuk WK Tanggung selama 20 tahun ke depan hingga 2055, dari kontrak awal yang ditenggat 2035.
“Kalau perpanjangan memang diskusi awal sudah ada ya tapi kita masih menunggu dari mereka ini detailnya, memang kemarin sudah ada diskusi awal terkait potensi perpanjangan untuk WK Cepu,” kata Benny saat konferensi pers di Jakarta, Senin (17/4/2023).
Benny mengatakan rencana perpanjangan WK Cepu yang saat ini dioperatori EMCL cukup beralasan berdasar pada potensi cadangan migas yang relatif besar dari blok tersebut. Apalagi, Benny menambahkan, saat ini sedang dikerjakan optimasi pengembangan lapangan (OPL) Banyu Urip lewat pengeboran 5 sumur infill carbonate dan 2 sumur clastic yang ditargetkan firt oil pada 2028. Lewat kegiatan OPL itu, SKK Migas bersama dengan Kementerian ESDM, memperkirakan tambahan cadangan dari lapangan itu dapat menyentuh di angka 125 MMBO (unrisked recoverable).
“Kalau nanti 2024 itu dibor sumur clasticnya itu hasilnya bagus mungkin akan lanjut dengan itu, kan potensinya besar mau tidak mau ya harus perpanjangan, untuk memproduksi itu kan sampai lama,” kata dia.
Kementerian ESDM bersama dengan SKK Migas telah mendiskusikan sejumlah inisiatif untuk mengelola penurunan produksi yang terjadi di Blok Cepu, termasuk menjajaki pelaung-peluang baru di WK tersebut.
Berdasarkan penilaian teknis, cadangan minyak Lapangan Banyu Urip di Blok Cepu telah meningkat lebih dari dua kali lipat menjadi 940 juta barel minyak dari 450 juta barel minyak saat final investment decision (FID). Meski demikian, tingkat produksi minyak dari Lapangan Banyu Urip itu kini sudah mulai menurun secara alamiah. Kontrak Kerja Sama (KKS) Cepu ditandatangani pada 17 September 2005, mencakup wilayah kontrak Cepu di Jawa Tengah dan Jawa Timur.
ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), Ampolex Cepu Pte Ltd., PT Pertamina EP Cepu dan empat Badan Usaha Milik Daerah: PT Sarana Patra Hulu Cepu (Jawa Tengah), PT Asri Dharma Sejahtera (Bojonegoro), PT Blora Patragas Hulu (Blora) dan PT Petrogas Jatim Utama Cendana (Jawa Timur) yang tergabung menjadi kontraktor di bawah KKS Cepu.
ExxonMobil memegang 45 persen dari total saham partisipasi Blok Cepu sisanya PEPC 45 persen dan BUMD 10 persen. KKS Cepu ini akan berlanjut hingga 2035. Sebuah Perjanjian Operasi Bersama atau Joint Operating Agreement (JOA) telah ditandatangani oleh pihak-pihak kontraktor, di mana ExxonMobil berperan sebagai operator.
Sementara PT Pertamina Hulu Rokan (PHR) telah melakukan pemboran sebanyak 662 sumur baru di Blok Rokan sejak alih kelola dari PT Chevron Pacific Indonesia pada Agustus 2021. Pengeboran ratusan sumur baru tersebut berhasil mengerek produksi Blok Rokan hingga 33.000 barel minyak per hari (BOPD).
Corporate Secretary PHR Rudi Ariffianto mengatakan, sejak alih kelola Wilayah Kerja (WK) Rokan pada 9 Agustus 2021 lalu, PHR berhasil mempertahankan laju produksi dan bahkan cenderung meningkat pada saat PHR mulai beroperasi. Hal ini sebagai bagian dari komitmen dalam menjaga dan meningkatkan jumlah produksi minyak untuk menopang energi nasional. Tambahan produksi rata-rata sejak alih kelola hingga kini mencapai 33.000 BOPD, sehingga untuk total rata-rata produksi mencapai 159 ribu hingga 161,9 ribu BOPD.
“Hingga kini, total ada 662 sumur pengembangan yang sudah kita lakukan, di mana pada 2021 yakni awal alih kelola tercatat 133 sumur, kemudian di tahun 2022 PHR berhasil melakukan pengeboran 413 sumur, dan di tahun 2023 yang baru berjalan hingga April ini PHR telah melakukan pemboran sebanyak 116 sumur,” ujar Rudi, Senin (17/4/2023).
Rudi mengatakan, kegiatan ini merupakan upaya PHR dalam meningkatkan jumlah produksi sebagai bagian dari penopang energi nasional dan kiat untuk menggerakkan perekonomian Provinsi Riau. Terlebih, 100% lifting yang dilakukan PHR untuk konsumsi kilang di dalam negeri (domestik).
“Apa yang kami lakukan ini sebagai ikhtiar untuk terus menyediakan energi bagi negeri dan menggerakkan roda ekonomi masyarakat, khususnya di Riau,” katanya.
Sementara itu, sejak alih kelola PHR juga telah melakukan lebih kurang 27.000 kegiatan optimisasi dan pemeliharaan sumur yang telah ada (eksisting). “Di mana PHR juga melakukan peningkatan aktivitas 26 rig pemboran dan 52 rig untuk Work Over (WO) dan Well Services (WS),” ujarnya.
Sedangkan PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) melaporkan capaian produksi minyak sebanyak 60,2 ribu barel per hari (bph) dan gas sebesar 764,7 juta kaki kubik per hari (MMscfd) sepanjang triwulan I 2023. Torehan produksi tersebut naik 4% untuk minyak dan 14% untuk produksi gas dari tahun sebelumnya dengan produksi minyak sebanyak rata-rata 57,8 ribu bph dan produksi gas 668,3 MMscfd.
Direktur Utama PHI, Chalid Said Salim, mengatakan peningkatan produksi gas yang signifikan berperan penting untuk menjaga pasokan gas di Kalimantan Timur kepada PLN, jaringan gas, petrokimia, pupuk dan LNG.
Chalid menjelaskan, perusahaan menerapkan strategi kegiatan ekplorasi yang agresif untuk mencari sumber daya baru serta optimasi baseline dan development untuk meningkatkan produksi dalam rangka menghadapi kendala lapangan migas tua. “Target pengeboran sebanyak 198 sumur pengembangan, 5 sumur eksplorasi serta 337 workover,” kata Chalid dalam siaran pers yang dikutip pada Jumat (14/4/2023).
Perusahaan juga telah melakukan pengeboran 44 sumur eskploitasi dan pengembangan. Melalui PT Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS), Perusahaan telah melakukan tajak pengeboran sumur eksplorasi Polaris D-1X pada tanggal 20 Maret 2023. Sumur Polaris D-1X merupakan pintu masuk untuk area di wilayah kerja PHSS dan memiliki target reservoir yang lebih dalam dibandingkan reservoir-reservoir di lapangan yang telah berproduksi di sekitar wilayah tersebut.
Lebih lanjut, perusahaan melakukan Survei Seismik Laut 3D Pertama di Perairan Kalimantan Utara hingga Mei 2023 melalui PT Pertamina Hulu Energi Lepas Pantai Bunyu (PHE LPB). “Kegiatan seismik ini diharapakan dapat digunakan untuk verifikasi dan pencarian cadangan sumber daya migas baru sehingga mampu berkontribusi dalam pencpaian target produksi minyak 1 juta barrel di 2030,” ujar Chalid.
Tiga Prioritas
SKK Migas mencatat ada tiga proyek stategis hulu migas yang menjadi prioritas dalam rencana kerja 2030. Tiga proyek tersebut terdiri dari dua proyek gas bumi dan satu lapangan minyak. Perkiraan total sumber daya dua proyek gas bumi mencapai 450 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd), sedangkan satu proyek lapangan minyak diestimasikan memiliki sumber daya 25.276 barel minyak per hari (BOPD).
Deputi Eksploitasi SKK Migas, Wahju Wibowo, mengatakan pihaknya menargetkan lelang desain rinci atau Front end engineering design (FEED) pada 2023 untuk tiga proyek migas Mako, Hidayah dan Asap Kido Merah.
Lapangan Gas Mako terletak di Blok Duyung, Cekungan West Natuna, lepas pantai Indonesia. Berdasarkan hasil studi bawah permukaan (subsurface) dan hasil audit sumber daya indenpenden. Lapangan Gas Mako merupakan salah satu yang terbesar di Cekungan West Natuna.
Lapangan gas yang terletak di Wilayah Kerja (WK) Eksplorasi dengan kontraktor West Natuna Exploration Ltd itu ditargetkan onstream pada kuartal IV 2025. Hingga 31 Maret 2023, SKK Migas melaporkan proses pengadaan telah selesai dan diproyeksikan bisa menyelesaikan seluruh FEED onshore dan offshore lapangan gas berkapasitas 120 MMscfd tersebut.
”Nanti akan ada pengembangan Mako, dimana tahun 2023 di mana kita bisa menyelesaikan FEED,” kata Wahyu dalam konferensi pers Kinerja Hulu Migas Kuartal I tahun 2023, Senin (17/4). Selanjutnya ada pengembangan Lapangan Minyak Hidayah yang terletak di WK North Madura II. Lapangan yang dioperasikan oleh Petronas Carigali North Madura II akan mulai berproduksi pada awal tahun 2027 dengan tingkat produksi saat itu pada kisaran 8.973 barel per hari (bph).
Lapangan ini akan mencapai puncak produksi pada tahun 2033 dengan kisaran produksi 25.276 bph. SKK Migas menargetkan FEED 50% setelah pada 2023. Sejauh ini, proses pengembangan lapangan tersebut telah sampai pada penyampaian AFE dan G&G kepada pihak SKK Migas. Kegiatan ini diperlukan sebegai input FEED.
“Juga ada Hidayah yang dua tahun lalu kita temukan dan sekarang rencana pengembangan lapangan sudah disetujui,” ujar Wahju. Proyek strategis nomor tiga adalah Lapangan Gas Asap Merah Kido yang terletak di WK Kasuri, Papua. Blok yang dioperatori Genting Oil Kasuari Pte Limited ini memiliki estimasi sumber daya gas mencapai 330 MMscfd. Genting Oil baru telah menandatangani Head of Agreement (HOA) jual beli gas dengan PT Pupuk Kalimantan Timur (Kaltim) untuk suplai gas ke pabrik pupuk.
“Asap Kido Merah, yaitu genting Oil yang ada di Papua semoga saja tahun ini kita punya target menyelesaikan FEED 100% di tahun ini,” kata Wahju.
Terapkan CCS Dapat Insentif
SKK Migas mencatat ada tiga sampai empat perusahaan yang berpotensi mendapatkan insentif berupa penambahan bagian split jika bersedia memasang teknologi penangkap karbon untuk operasional lapangan migas. Hal tersebut diatur dalam Peraturan Menteri (Permen) ESDM Nomor 2 Tahun 2023 tentang Penyelenggaraan Penangkapan dan Penyimpanan Karbon, serta Penangkapan, Pemanfaatan dan Penyimpanan Karbon pada Kegiatan Usaha Hulu Migas.
Direktur Eksplorasi SKK Migas, Benny Lubiantara, mengatakan bahwa permen tersebut tak serta-merta membuat pemerintah memberikan insentif kepada seluruh KKKS yang berencana menambahkan teknologi Carbon Capture Storage (CCS) dan Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) pada rencana pengembangan (PoD) lapangan migas.
“Adanya CSS akan menambah biaya, kalau tidak ekonomis kami akan rekomendasikan insentif. Kontrak ada Cost Recovery dan Gross Split, insentif bisa berupa bisa tambahan split untuk kontaktor agar lebih ekonomis,” kata Benny dalam konferensi pers Kinerja Hulu Migas Kuartal I tahun 2023, Senin (17/4/2023).
Beleid yang diteken tanggal 2 Maret ini merupakan salah satu upaya Pemerintah untuk mewujudkan sektor migas rendah emisi dan mendorong peningkatan produksi migas. Pasal 43 Permen tersebut menjelaskan ketetapan insentif dalam mendukung implementasi teknologi CCS dan CCUS bagi para kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS.
Melalui regulasi tersebut, pemerintah dapat memberikan insentif kepada KKKS yang mengaplikasikan CCS/CCUS pada operasional lapangan migas sesuai dengan ketentuan perundang-undangan mengenai perlakuan perpajakan pada kegiatan usaha hulu migas.
Benny menambahkan, dari rencana 45 proyek pengembangan lapangan migas yang bakal disetujui sepanjang tahun ini, ada tiga lapangan yang berpotensi memeroleh insentif untuk implementasi CCS maupun CCUS.
“Sebagian PoD ini memang akan mulai menggunakan CCS dan CCUS, ini awalnya mahal. Namun dengan semakin banyak kegiatan yang masuk lingkup CSS kami harap akan ada skala ekonomis dimana akan akan penurunan biaya,” ujar Benny.
Benny menjelaskan, pemberian insentif pada pemasangan teknologi penangkap karbon hanya akan diberikan kepada perusahaan yang mengelola blok migas dengan kadar karbon dioksida (CO2) tinggi seperti Blok Sakakemang. Blok di Kabupaten Musi Banyuasin, Sumatera Selatan itu merupakan lapangan gas yang dikelola oleh Repsol.
SKK Migas juga melihat potensi penyaluran insentif kepada pengelolaan Blok South Jambi B yang dioperatori oleh KKKS Jindi Petroleum South Jambi Ltd. “Ada beberapa proyek seperti di Repsol dan Jindi. Proyek di Sumatera itu PoD-nya sedang kami studi untuk menggunakan CCS,” ujar Benny.
Benny juga menyampaikan ada satu perusahaan tambahan yang berpotensi menerapkan teknologi penangkapan karbon dalam operasional pengkutan migas di Blok Palmerah, Banyuasin, Sumatera Selatan oleh kontraktor Tately NV. Tately NV merupakan operator lapangan migas Blok Palmerah. Dari blok tersebut, Tately mengembangkan satu lapangan migas bernama Lapangan Budi. Jumlah sumur yang dikelola Tately mencapai 15 sumur. Dengan rincian empat sumur produksi dan 11 sumur non produksi dengan luas wilayah kerja 312.96 Km2.
“Insentif itu hanya untuk lapangan yang konten CO2-nya tinggi. Ada tiga sampai empat yang butuh CCS, nah itu mungkin butuh insentif. Hanya saja, saya belum hitung detil karena biayanya belum tahu dan pendapatannya juga belum tahu. Kemungkinan butuh insentif tapi seberapa banyak ya nanti tunggu PoD,” ujarnya.
Tidak Mudah
Sasaran akhir yang terus menjadi harapan kita dari semuanya ini, bagaimana capaian-capaian tersebut bisa berdampak signifikan kepada target Lifting 1 juta barel. Karena gol yang kita harapkan dari semuanya ini target 1 juta barel menjadi taruhannya.
“Sejatinya, tidak mudah menaikkan produksi hingga 1 juta barel. Investasi hulu migas ditingkatkan dan ahrus dilakukan di lading-ladang migas yang baru,” kata Fabby Tumiwa Direktur Eksekutif Institute for Essential Services Reform (IESR), kepada Global Energi, Rabu (3/5/2023).
Dia mengatakan, kalau saat ini ivestasi lebih banyak di lapangan yang sudah berproduksi untuk mempertahankan tingkat produksi dan menahan laju penurunan produksi migas.
Terkait dengan investasi migas ini, Moshe Rizal lebih lanjut mengatakan, realisasi investasi migas pada Triwulan I tahun 2023 yang realisasinya mencapai 16.9 persen, semoga pada Triwulan II tahun 2023 terjadi kenaikan.
“Hanya saja, kalau kita menghitung kasar, setahun itu ditutup dengan Triwulan keempat. Hitungan kasar saja, seharusnya setiap triwulan capaain investasi 25 persen, sehingga akhir tahun bisa mencapai 100 persen. Semoga di triwulan berikutnya terjadi kenaikan investasi,” kata Moshe.
Lalu dia mengatakan, investasi dunia di sektor Migas makin lama susah. Ini kan energi fosil, sehingga makin lama makin ketat. Karena itu, iklim investasi haruys benar-benar mendukung untuk masukkan investor.
“Alokasi dana global untuk investasi migas, terutana di Asia semakin mengecil. Untuk Asia, yang menjadi central asia seperti Khazaztan, Ubekhistan dan lainnya dimana mempunyai potensi yang cukup potensial hingga tahun 2035 hanya kebagian sekitar investasi migas dunia sekitar 5 persen.,” katanya.
Pertanyaannya bagaimana dengan Indonesia, Laos, Malaysia hingga Vietnam? Sudah barang tentu lebih kecil. Saat ini, investor dunia lebih banyak bergerak di Amerika Latin hingga sebagian negara Afrika.
Memang kedatangan investor migas di suatu negara, pertama akan melihat potensinya, kemudahannya hingga margin yang didapat. Karena itulah, perlunya kita menyiapkan diri kesemuanya itu. Menyiapkan diri untuk menerima partner untuk membangun sinergitas dan lainnya.*
