Hati-hati
Sebelumnya Kementerian ESDM membeberkan terdapat sejumlah blok migas kontrak gross split yang tengah dievaluasi untuk pindah kontrak ke skema cost recovery. Jumlah itu kemungkinan akan bertambah seiring dengan terkereknya biaya pengadaan hulu migas saat ini.
Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan kementeriannya masih mengkaji ihwal kemungkinan migrasi skema kontrak empat blok gross split tersebut.
Tutuka mengatakan kementeriannya mesti berhati-hati untuk memberi izin peralihan kontrak bagi hasil tersebut lantaran akan bersampak langsung pada peluang penerimaan negara.
“Kontraktor gross split yang dihabiskan itu kan tanpa ada persetujuan dari pemerintah, kalau dia masuk ke cost recovery kan harus hati hatinya di sana,” kata Tutuka saat ditemui di Kementerian ESDM, Senin (25/9/2023).
Kementerian ESDM mencatat sebagian lapangan migas yang mengalami kesulitan itu berasal dari portofolio milik PT Pertamina Hulu Energi, termasuk di dalamnya PT Pertamina Hulu Rokan.
Adapun, rezim gross split lama yang mayoritas dipegang PHE saat ini hasil dari beberapa lapangan migas terminasi yang diambil alih PHE. Beberapa lapangan yang menggunakan gross split lama ini, di antaranya Offshore North West Java, Sanga Sanga, East Kalimantan, dan Attaka. Selain itu, PT Medco Energi Internasional Tbk. yang memiliki Blok Corridor juga diketahui tengah mengajukan perubahan kontrak dari gross split menjadi cost recovery kepada Arifin.
Tutuka menuturkan belakangan beberapa blok sudah diajukan untuk dievaluasi. Hanya saja, dia belum dapat menyampaikan detail ihwal nama blok-blok yang tengah dipertimbangkan untuk migrasi tersebut. “Saya kira yang antre ada tiga, yang satu lebih pasti ingin berubah,” kata dia.
Jangan Ujug-ujug
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) meminta PT Pertamina Hulu Energi (PHE) untuk memperbaiki proposal migrasi kontrak gross split menuju cost recovery dari 4 wilayah kerja (WK) mereka awal tahun ini.
Deputi Eksplorasi, Pengembangan dan Manajemen Wilayah Kerja, SKK Migas Benny Lubiantara mengatakan PHE perlu menambah justifikasi yang lebih komprehensif ihwal usulan perpindahan skema kontrak menjadi cost recovery saat ini.
Alasannya, kata Benny, migrasi kontrak itu merupakan perubahan yang prinsipil untuk rencana pengembangan lapangan.
“Kami melihat perlu diperbaiki proposalnya, tidak ujug-ujug mengajukan proposal migrasi dari gross split ke cost recovery semata-mata karena proyek ke depan tidak ekonomis, atau migrasi tersebut dalam rangka men-unlock potensi sumber daya di wilayah kerja tersebut,” kata Benny, Minggu (17/3/2024).
Benny menambahkan, proposal yang diajukan PHE perlu dielaborasi lebih jauh ihwal alasan mengapa pengajuan pindah skema kontrak baru disampaikan saat ini.
“Padahal ada WK eksisting yang minta pindah tersebut dari awal saat alih kelola dengan skema gross split 5 tahun lalu bagian bersih kontraktor (net contractor share) sudah negatif,” kata dia.
Di sisi lain, dia menuturkan, terms and condition (T&C) gross split saat ini tidak menarik setelah 7 tahun masa implementasi skema kontrak tersebut. Konsekuensinya, sebagian proyek menjadi tidak ekonomis untuk dikembangkan.
“Jadi bukan gross split-nya yang salah karena skema tersebut juga dikenal di beberapa negara, yang jadi masalah itu T&C skema gross split kita saat ini yang disainnya jelek atau tidak menarik,” kata dia.
Ramai-ramai Pindah
Sementara itu, Industri hulu minyak dan gas bumi kembali bergairah. Ada dua penemuan gas jumbo yang telah membuat investor kakap sumringah. Namun demikian skema bagi hasil gross split dianggap tidak ekonomis untuk melanjutkan proyek. Maka awal tahun depan akan banyak perusahaan migas meminta kembali ke skema bagi hasil cost recovery.
Seperti diketahui sebelumnya, ENI, perusahaan migas asal Italia telah menemukan cadangan gas in place dari sumur eksplorasi Geng North-1 di WK North Ganal sebesar 5 TCF dengan kandungan kondensat diperkirakan mencapai 400 Mbbls. Wilayah Kerja migas ini berlokasi sekitar 85 kilometer dari lepas pantai Kalimantan Timur.
Kemudian juga, Mubadala Energy, perusahaan asal Uni Emirat Arab mengumumkan penemuan besar cadangan gas bumi in place di Wilayah Kerja (WK) South Andaman dengan potensi lebih dari 6 TCF (trillion cubic feet).
Hanya saja, tantangan kedepan adalah soal keekonomian proyek. Mubadala Energy masih memakai skema gross split. Sejauh ini Mubadala belum meminta untuk mengganti skema bagi hasil menjadi cost recovery.
Deputi Eksplorasi, Pengembangan, dan Manajemen Wilayah Kerja Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Benny Lubiantara mengungkapkan, jangan heran untuk proyek-proyek selanjutnya di wilayah kerja yang sama perusahaan migas akan meminta kembali ke skema bagi hasil cost recovery.
“PHE paling banyak, mereka minta tujuh WK kembali ke cost recovery, bahkan Blok Rokan juga meminta untuk diskusi soal keekonimian proyek,” imbuh dia, dalam pertemuan dengan editor media massa, beberapa waktu lalu.
Ia mengungkapkan, SKK Migas sebagai regulator sebenarnya tidak peduli investor migas memakai skema apa, tetapi yang menjadi fokus SKK Migas adalah dari dua skema bagi hasil itu, bagian negara harus lebih banyak jika nantinya diterapkan. “Sekarang sudah ada perangkat hukumnya, boleh memakai gross split atau cost recovery,” ungkap dia.
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 12 Tahun 2020 tentang Perubahan Ketiga Atas Permen ESDM Nomor 08 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Peraturan ini memberikan penegasan pemberlakuan bentuk kontrak kerja sama dan fleksibilitas terkait kontrak bagi hasil yaitu cost recovery atau gross split.
Benny menjelaskan, jika perusahaan migas memakai gross split maka biasanya mereka meminta tambahan split kepada Menteri ESDM, dan Menteri ESDM akan mengeluarkan diskresi angka tambahan.
“Biasanya mereka mintanya besar, tidak mau single digit, bisa double digit, ini kan bagaimana?” ungkap dia.
Padahal, yang terpenting itu, dari skema yang diterapkan tentu saja negara harus mendapat lebih banyak dari bagi hasil minyak dan gas bumi. Jika negara tidak mendapat banyak, maka SKK Migas tidak akan menyetujui.
“Saya tidak mau dikemudian hari salah karena menerapkan skema yang tidak menguntungkan negara,” kata Benny.
Ia juga menjelaskan filosofi dari duit negara, dari dua skema itu semua memakai uang investor dalam melakukan kegiatan eksplorasi maupun produksi. sehingga, anggapan orang jika memakai cost recovery sama saja dengan memakai uang negara itu tidak betul.
“Skema gross split dan cost recovery itu hanya mekanisme. tetap saja semua pakai uang investor awalnya. Kalau gross split itu keluar 100 dia minta 100 dan tidak di challange lagi, kalau cost recovery dia ajukan 100 belum tentu kami setujui 100,” kata dia.
Direktur Utama Medco E&P Ronald Gunawan mengungkapkan, skema cost recovery yang akan diadopsi memiliki persyaratan yang lebih baik untuk memastikan keekonomian pengembangan dari beberapa rencana pengembangan baru dan mempertahankan eksplorasi lebih lanjut di blok tersebut.
“Perjanjian ini merupakan langkah maju yang signifikan dalam menjamin masa depan Blok Corridor yang stabil dan berkelanjutan, sehingga memberikan manfaat besar bagi bangsa, MedcoEnergi, mitra dan seluruh pemangku kepentingan,” ujar Ronald dalam siaran persnya beberapa waktu lalu.
Ronald menambahkan, alokasi dan harga gas untuk tiga pembeli gas juga telah disetujui, termasuk untuk PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN).
Selanjutnya, Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) akan ditandatangani kedua belah pihak dalam waktu dekat.Adapun, total penyerahan harian gas berdasarkan kontrak dari blok tersebut saat ini mencapai ~700 bbtud, dengan 83% dijual ke pembeli domestik dan 17% diekspor ke Singapura.
Lifting Migas
Seperti diketahui, SKK Migas membidik lifting minyak pada 2024 mendekati 600 ribu barrel oil per day (BOPD). Kepala SKK Migas, Dwi Soetjipto mengatakan, pada tahun ini target lifting minyak dalam APBN sebanyak 635 BOPD, sementara target lifting minyak dalam Work Program and Budget (WP&B) yang disetujui oleh para kontraktor yaitu Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) sebesar 596 BOPD.
“Kami di minyak terjadi penurunan 1% nanti, kami juga laporkan ini penurunan terendah di satu tahun dibandingkan tahun sebelumnya, target 2024 635 ribu di APBN dan 596 ribu di WPNB,” kata Dwi dalam Rapat Dengar Pendapat (RDP) bersama Komisi VII DPR, Rabu (13/3/2024).
Dwi menuturkan, SKK Migas akan berupaya mencapai produksi lifting minyak pada 2024 supaya tidak kurang dari 600 ribu BOPD di tengah tantangan pada awal tahun mengadapi bencana alam banjir.
“Meski di awal tahun kita dihadapkan bencana alam banjir yang menimpa begitu banyak sumur-sumur KKKS, khususnya di Rokan dan Sumatera Selatan,” ujar Dwi.
Pada 2023, SKK Migas mencatat realisasi lifting minyak sebesar 605,5 ribu BOPD. Jumlah tersebut turun dari realisasi 2022 sebesar 612,3 ribu BOPD dan juga masih di bawah target APBN 2023 sebesar 660 ribu BOPD dan work program and budget (WP&B) 621 ribu BOPD.
Dwi membeberkan sejumlah kendala yang dihadapi oleh SKK Migas, antara lain kondisi cuaca yang ekstrem, safety stand down yang terjadi di seluruh wilayah Pertamina selama empat bulan yang mengakibatkan berkurangnya produksi sekitar 3.000 BOPD, pengeboran yang tidak mencapai target, ketersediaan rig, finansial, minimnya integasi infrastruktur gas,hingga tumpang tindih dengan kawasan hutan konservasi.
“Kita menghadapi problementry rate yang berkurang 5.400 barel per hari, ada proyek-proyek yang delay menyebabkan berkurangnya 6.100 barel, dan beberapa peralatan yang stop planned maupun unplanned berkurang 7,4 ribu,” tutup Dwi.
Dihubungi secara terpisah, Direktur Eksekutif Reforminer Institute, Komaidi Notonegoro mengatakan, masalah utama target produksi minyak yang tidak tercapai lantaran lapangan eksisting sudah berumur tua secara pola atau tren berada pada kondisi yang terus turun.”Fosil kan memang sudah menjadi hukum alam pasti kemampuan produksinya akan turun,” kata Komaidi.
Biasanya, kata Komaidi, untuk mengkompensasi hal itu harus dilakukan penemuan baru atau mengganti lapangan atau sumur-sumur yang baru yang sudah turun produksinya, seperti yang dilakukan negara-negara lain.
Ia menuturkan, untuk menemukan cadangan baru harus dilakukan kegiatan eksplorasi, tanpa adanya kegiatan eksplorasi kemungkinan kecil sekali untuk bisa menemukan cadangan.
“Ibarat di pertanian, eksplorasi ini seumpamanya menanam, kalau tidak menanam ya tidak akan pernah panen,” tutur Komaidi.
Menurut Komaidi, masalah utamanya saat ini adalah sistem pengusaha migas di Indonesia memakai sistem kontrak, di mana ketika pada tahap eksplorasi ketika belum menemukan cadangan migas, 100% risikonya melekat pada KKKS.
Selain itu, di tambah dengan kondisi geologi yang berbeda dengan masa lalu yang cadangannya lebih banyak di darat, saat ini cadangannya lebih banyak di laut dalam sehingga risiko masalahnya makin tinggi.
“Ini kombinasi masalah kenapa kegiatan eksplorasi tidak masif dan cadangan yang ditemukan juga tidak signifikan. Lebih besar penurunan produksinya daripada cadangan-cadangan baru,” ujar Komaidi.
Ia menambahkan, pelaku migas sebetulnya sudah memberikan masukan dan mengeluhkan ke pemerintah, namun belum dijalankan dengan baik. Menurutnya, pengusaha migas ini perlu kolaborasi.”Modalnya gede, teknologinya canggih. Harus berklobarasi baik di modal, teknologi, dan tenaga ahlinya,” pungkas Komaidi.
SKK Migas menargetkan 33 proyek migas onstream (mulai berproduksi) di Indonesia dimulai tahun ini hingga 2027. 33 proyek onstream ini akan berkontribusi dalam pencapaian target produksi 1 juta barel minyak per hari dan 12 BSCFD gas pada 2030.
“Untuk ke depan potensi apa saja yang kita perkirakan bisa mengangkat produksi migas di Indonesia baik dari sisi minyak maupun gas,” kata Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto dalam Rapat Dengar Pendapat bersama Komisi VIII DPR, Rabu (13/3/2024).
Ia menuturkan, SKK Migas akan terus menjaga produksi migas dengan mengandalkan sisa-sisa cadangan dari lapangan yang masih aktif sekarang.
Sebelumnya, menurut catatan KONTAN, SKK Migas menargetkan 15 proyek migas onstream tuntas pada tahun ini. Kehadiran 15 proyek migas ini bakal meningkatkan produksi migas nasional dengan tambahan produksi 41.922 barel per hari (BOPD) dan gas 324 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) dengan capex sebesar US$ 560,1 juta.
Sebagai gambaran, 15 proyek migas tersebut yakni tiga proyek milik Pertamina Hulu Mahakam (PHM) yakni Peciko 8B (16 MMSCFD), Bekapal Artficial Lift (12 MMSCFD) dan SWPG Debottlenecking (8 MMSCFD). Ketiga proyek ini ditargetkan onstream pada Maret 2024.
Selanjutnya, Pembangunan CO2 dan DHU Lapangan Karang Baru (5 MMSCFD) milik Pertamina EP yang akan onstream pada April 2024, Flowline ASDJ-116X (94 BOPD) milik PHE Ogan Kemering yang ditargetkan onstream pada April 2024. Kemudian, Akatara Gas Plant (25 MMSCFD) mlik Jadestone Energy yang akan onstream pada April 2024.
Kemudian, proyek Fasilitas Kompresor South Sembakung (22,5 MMSCFD) milik JOB PMEP Simenggaris dengan target onstream pada Mei 2024, Proyek OPL E-Main (128 BOPD) milik PHE ONWJ yang bakal onstream pada Juni 2024, Proyek Duyung Facility Optimization (40 MMSCFD) dengan operator Medco Grissik dengan target onstream pada Juli 2024.
Disusul, proyek West Belut (50 MMSCFD) milik Medco Natuna dengan target onstream pada Agustus 2024, Proyek SP Puspa Asri (600 BOPD) milik Pertamina EP yang bakal onstream pada Oktober 2024 serta Proyek Kompresor Merbau (8 MMSCFD) dengan target onstream pada November 2024.
SKK Migas mencatat sebanyak 6 proyek migas tuntas pada tahun 2023 lalu. Kehadiran proyek ini sukses menambah kapasitas produksi hulu migas nasional sebesar 4.900 BOPD dan 306 MMSCFD dengan capex sebesar 329,4 juta dollar AS.
Keenam proyek hulu migas tersebut terdiri dari Proyek GBFCP milik Premier Oil yang onstream pada 6 Juli 2023 dengan kapasitas 117 MMSCFD, Proyek LTRO 1B milik Medco Grissik dengan kapasitas 52 MMSCFD yang onstream pada 28 Juli 2023.
Selanjutnya, proyek YY (Lanjutan/carried over 2022) milik PHE ONWJ dengan kapasitas 2000 BOPD dan 1 MMSCFD yang onstream pada 9 Agustus 2023 dan Proyek MAC yang merupakan carried over tahun 2022 milik HCML dengan kapasitas 55 MMSCFD yang onstream di 5 September 2023.
Kemudian, dua proyek lain yakni SP Jatiasri milik Pertamina EP dengan kapasitas 2.900 BOPD dan 16 MMSCFD yang onstream pada 13 September 2023 dan Proyek OPL Bronang Gas oleh Medco Natuna dengan produksi 65 MMSCFD yang onstream pada 13 September 2023, serta AFCP Premier Ol dengan potensi gas (117 MMSCFD).
Sementara itu, pada 2025, berdasarkan data per 6 Februari 2024 ada rencana onstream enam proyek, yakni Terubuk (minyak), Wilele (migas), Merakes East (migas), XO-OX (minyak), LTRO-18 (gas), Suban Revamping (gas).
Selanjutnya pada 2026, ada tujuh proyek antara lain komersialisasi onstream POD-proyek gas Banyu Urip (minyak), Ande-ande Lumut (minyak), Tambakboyo (minyak), Ubadari (migas), Mako (gas), Wasambo (gas), Manpatu (gas).
Pada 2027, ada onstream POD Geng North-Gehem (migas), Hidayah (minyak), Anambas (migas), Langsa (migas), Gendalogandang (migas).
“Untuk gas sudah lebih kelihatan karena cadangannya besar terus juga ada potensi lainnya,” kata Dwi.*
