Solilokui

Lonceng Kematian Migas Indonesia

Produksi minyak telah turun dari 1,6 juta menjadi 700.000 barel per hari sejak 1995, kontribusi minyak dan gas terhadap PDB merosot dari 9 persen menjadi 3,3 persen,  dan investasi asing berada pada titik terendah yang pernah ada. “Keinginan untuk menasionalisasi sumber daya negara, bersama dengan kebijakan fiskal dan birokrasi yang menyedihkan, telah mengurangi investasi asing,” kata pakar migas dari Amerika.

Oleh   : John McBeth

JERNIH– Dengan Chevron dan mungkin ExxonMobil tengah menuju pintu keluar, eksplorasi aktif di saat kemacetan virtual dan produksi yang semakin menurun, pemerintah Indonesia perlu melakukan operasi regulasi radikal sebelum industri minyak dan gasnya dikutuk oleh era energi terbarukan yang terus bergulir.

Para pengamat mengatakan, gelombang nasionalisme yang telah melanda industri dalam enam tahun terakhir, telah membuat Indonesia berada di urutan terbawah dari incaran investasi asing. Sementara Indonesia boleh dibilang tanpa sarana finansial dan teknis untuk mengeksplorasi dan mengembangkan bidang baru secara mandiri.

John McBeth

“Pemerintah Indonesia perlu mempertimbangkan perubahan besar paradigma untuk memacu investasi, jika negara ingin menyadari potensi geologisnya sebelum terlambat,  dan banyak sumber daya tersisa dibiarkan di dalam tanah selamanya,” kata seorang ahli perminyakan Amerika yang memiliki pengalaman panjang di Indonesia. .

Hal yang sama juga disarankan banyak perusahaan minyak besar yang memiliki sejarah panjang di Indonesia, termasuk BP, Royal Dutch Shell, dan Total. Mereka mengisyaratkan peralihan ke energi terbarukan saat mereka mulai mengurangi investasi di proyek minyak dan gas tradisional.

“Secara global, energi terbarukan bergerak sangat cepat, dalam teknologi, infrastruktur, dan biaya,” kata seorang mantan pejabat senior energi Indonesia kepada Asia Times. “Energi terbarukan sekarang berhadapan langsung dengan minyak dan gas. Seperti biasa, kami (Indonesia) berada di belakang.”

Dengan sebagian besar sumber daya berisiko rendah di Indonesia telah dieksploitasi, produksi minyak dan gas akan terus menurun. Pertamina yang dimiliki negara, berjuang untuk menghasilkan prodyksi di ladang-ladang yang sudah tua.

Eksplorasi telah turun rata-rata 23 persen selama dekade terakhir. Menurut data pemerintah, jumlah sumur eksplorasi anjlok dari 64 pada 2014 menjadi 26 pada 2019.

Turunnya sumur eksplorasi itu sebagian karena dampak pandemi Covid-19 dan sebagian lagi akibat turunnya harga minyak dan gas dunia.

Chevron mundur setelah kegagalannya memperbarui kontrak blok minyak Rokan yang telah lama berproduksi di Sumatera, yang menyebabkan perusahaan itu melepaskan 62 persen sahamnya dalam proyek Indonesian Deepwater Development (IDD) senilai  9 miliar dolar AS di Kutai, Kalimantan.

Perusahaan minyak Italia, ENI, yang mengoperasikan salah satu dari empat ladang yang akan digabungkan di bawah usaha IDD, diharapkan menggantikan Chevron, meskipun para pejabat mengatakan pekan lalu mereka masih dalam negosiasi dengan ENI mengenai aspek komersial dari pengembangan lima tahun tersebut.

ExxonMobil juga dilaporkan hampir melepaskan blok minyak Cepu, Jawa Timur, karena berusaha membuang proyek-proyek dengan margin keuntungan terendah untuk difokuskan di Papua Nugini dan proyek gas alam cair (LNG) Gorgan di Northwest Shelf Australia.

Raksasa minyak ini merumahkan 14.000 karyawan, atau sekitar 15 persen dari angkatan kerja globalnya, setelah dampak pandemi membuatnya kehilangan posisinya sebagai perusahaan energi teratas Amerika menjadi NextEra Energy Inc, yang berspesialisasi dalam tenaga surya dan angin.

Cepu, sebuah blok darat yang mulai beroperasi di Jawa Timur pada tahun 2008, menghasilkan rata-rata 215.000 barel minyak per hari tahun lalu. Jumlah itu melampaui 176.000 barel di Rokan, ladang produksi terbesar di Indonesia selama lebih dari lima dekade.

Perusahaan minyak negara Pertamina memperkirakan bahwa ladang Duri, Minas, dan Bekasap di Rokan membutuhkan investasi  70 miliar dolar AS selama 20 tahun ke depan, untuk mempertahankan produksi pada tingkat yang dapat diterima dan menghemat  4 miliar dolar AS impor minyak tahunan.

Sejak tahun 1980-an, Chevron telah menggunakan teknik yang menantang secara teknologi dan padat modal untuk pemulihan minyak yang ditingkatkan (EOR) yang digerakkan oleh uap, yang memungkinkannya mencapai tingkat pemulihan 60 persen untuk memperpanjang umur blok.

Namun mengingat rumitnya operasi tersebut, ada kekhawatiran Rokan akan mengikuti pola yang sama dengan blok gas Mahakam di Kalimantan Timur, di mana produksi menurun sejak Total terpaksa menyerahkan kendali kepada Pertamina pada awal 2018.

Regulator hulu SSK Migas mengungkapkan pekan lalu, produksi turun 20 persen pada tahun 2020 – dari 605,5 juta menjadi 485 juta standar kaki kubik sehari (MMSCFD) –karena jumlah sumur yang dibor kurang dari target. Ia memprediksi penurunan serupa tahun ini.

Kepergian ExxonMobil akan meninggalkan ENI, BP, dan ConocoPhillips sebagai satu-satunya perusahaan perminyakan yang aktif di Indonesia. BP menambahkan train produksi ketiga ke kompleks Tangguh LNG di Papua bagian barat; tertunda karena infeksi Covid, sekarang diharapkan selesai pada awal 2022.

Sumber yang mengetahui proyek tersebut mengatakan, hasil yang menjanjikan dari pengeboran eksplorasi di lapangan Ubadari lepas pantai baru milik BP, 70 kilometer tenggara Tangguh, akan memperpanjang umur fasilitas jauh melampaui tahun 2035 ketika kontrak perusahaan berakhir.

Inpex Jepang akan kesulitan menemukan mitra berkantong tebal dan keahlian teknis untuk menggantikan Royal Dutch Shell, yang setelah setahun spekulasi mengumumkan akan menarik diri dari usaha gas Marsela senilai  19 miliar dolar AS di Laut Arafura yang terpencil.

Inpex menolak tawaran dari China National Overseas Oil Corp (CNOOC) untuk masalah politik, teknis, dan apa yang digambarkan oleh satu sumber sebagai “masalah kimia bisnis yang buruk”. Itu membuat perusahaan tersebut harus merenungkan penundaan setidaknya satu dekade dalam mengembangkan ladang Abadi Marsela.

Bulan lalu, Inpex menandatangani MoU dengan Perusahaan Gas Negara (PGN) milik negara untuk kontrak pasokan jangka panjang dalam upaya menarik minat dari mitra baru. Mereka sebelumnya telah menandatangani MoU dengan Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan perusahaan pupuk negara.

Beberapa ahli mempertanyakan apakah lapangan Abadi, 2.800 kilometer timur Jakarta di perbatasan maritim Indonesia dengan Australia, akan pernah dikembangkan, mengingat posisinya yang tinggi pada kurva biaya LNG dalam pasar komoditas.

Namun, itu adalah salah satu dari empat yang disebut Proyek Strategis Nasional, termasuk Tangguh, IDD dan ladang gas Jambaran-Tiung Pertamina yang terkait dengan Cepu, yang diharapkan Kementerian Pertambangan dan Energi akan mencapai target 2030 sebesar satu juta barel minyak dan 12 miliar standar kaki kubik gas sehari.

Sumber-sumber industri berkeras bahwa hal itu hanya dapat dicapai dengan modal EOR material dan eksplorasi ekstensif. Dan itu berarti menyediakan serangkaian insentif yang belum pernah terjadi sebelumnya, serta langkah-langkah lain yang akan membantu menempatkan Indonesia kembali pada peta target investasi yang diinginkan.

Indonesia memiliki 128 cekungan geologi, hanya separuhnya yang sudah dieksplorasi. Produksi minyak telah turun dari 1,6 juta menjadi 700.000 barel per hari sejak 1995, kontribusi minyak dan gas terhadap PDB merosot dari 9 petsen menjadi 3,3 persen,  dan investasi asing berada pada titik terendah yang pernah ada.

Para ahli mengatakan, hanya eksplorasi perairan dalam di daerah-daerah prospektif, seperti lepas pantai utara Sumatera, utara Papua dan Selat Makassar, yang memisahkan Kalimantan dan Sulawesi, memiliki potensi untuk menggerakkan jarum ke tingkat yang signifikan.

Saat ini, harapan terbesar Indonesia terletak di Laut Andaman, barat laut Aceh, di mana Mubadala Petroleum yang berbasis di Abu Dhabi, Repsol Spanyol, BP dan perusahaan minyak negara Malaysia Petronas, memiliki saham di empat blok yang berdekatan, semuanya dalam eksplorasi aktif di kedalaman 1.000 -1.500 meter.

Sumber industri mengatakan, seismik 3D berkualitas tinggi menunjukkan keberadaan beberapa ladang gas alam dalam kisaran 3-4 triliun kaki kubik, semuanya terletak di dekat kilang LNG Arun dan infrastruktur pipanya.

Di tempat lain, Pertamina menjelajahi sekitar Tarakan, sebuah pulau di lepas pantai timur laut Kalimantan yang dekat dengan perbatasan Malaysia, dan perusahaan lain sedang mengebor sumur kucing liar di beberapa blok yang berjauhan, termasuk di dekat Seram, pulau utama di selatan Maluku.

“Peluangnya sangat besar, tetapi tidak dapat dipenuhi hanya oleh perusahaan domestik dan negara yang menghindari risiko, yang juga tidak memiliki neraca dan teknologi yang diperlukan,” kata pakar Amerika itu. “Keinginan untuk menasionalisasi sumber daya negara, bersama dengan kebijakan fiskal dan birokrasi yang menyedihkan, telah mengurangi investasi asing.”

Direktur Jenderal Migas Kementerian Pertambangan dan Energi Tutuka Ariadji mengatakan dalam penilaian akhir tahun, pemerintah sedang mempertimbangkan berbagai insentif baru, di antaranya kredit investasi, depresiasi yang dipercepat, pembebasan pajak pertambahan nilai dan perampingan proses perizinan.

“Pemerintah sangat menginginkan iklim investasi minyak dan gas yang lebih baik,” kata Tutuka, seraya menambahkan bahwa pemerintah terbuka untuk diskusi “menang-menang” dengan para pemangku kepentingan tentang perubahan peraturan. Tapi seperti tahun-tahun sebelumnya, para pejabat mungkin tidak siap untuk “kalah”.

Eksekutif minyak asing mengatakan mereka ingin melihat diakhirinya pengelolaan mikro anggaran eksplorasi SSK Migas. Pengawasan, kata mereka, seharusnya hanya dibatasi untuk memastikan rencana kerja kontraktor bagi hasil (PSC) sesuai dengan komitmen kontrak dan undang-undang lainnya.

Kritikus mengatakan selain pengawasan ketat pemerintah terhadap anggaran, yang seringkali tidak sesuai dengan prosedur akuntansi yang ketat dari sebagian besar perusahaan internasional besar, sekarang juga saatnya untuk mengakhiri tender blok eksplorasi yang “kuno”.

Secara khusus, mereka ingin melihat perubahan signifikan pada skema pengembalian biaya, di mana pemerintah mengganti biaya yang terkait dengan hulu kepada perusahaan dengan imbalan bagian yang lebih tinggi–hingga 85 persen–untuk pendapatan setiap perusahaan dari blok minyak dan gas.

Selama bertahun-tahun, pendapatan pemerintah, setidaknya dalam bagian pendapatan, telah menyusut karena biaya yang lebih tinggi terkait dengan pemeliharaan ladang yang sudah tua. Itu mengarah pada pengenalan skema pembagian bruto alternatif, di mana perusahaan menanggung semua biaya hulu, tetapi negara menerima potongan yang lebih kecil hingga 57 persen dari pendapatan.

Setelah dipandang sebagai obat mujarab untuk iklim investasi yang memburuk, percobaan tiga tahun tersebut kini telah ditinggalkan oleh Menteri Pertambangan dan Energi Arifin Tasrif. Investor melihat skema tersebut sebagai korban kegagalan pemerintahan Joko Widodo untuk berkonsultasi dengan pemangku kepentingan.

“Pola pikir investor asing yang ‘mengeluarkan uang terlalu banyak’ untuk memanfaatkan sistem pengembalian biaya, tidak masuk akal,” kata seorang konsultan, menggemakan keluhan luas tentang kebijakan manajemen mikro yang juga memaksa perusahaan untuk membeli barang dan jasa Indonesia yang mahal dan lebih mengutamakan biaya daripada kualitas.

Selain menghapus batasan karyawan ekspatriat selama fase eksplorasi, perusahaan mengatakan pengawasan SSK Migas atas rencana pengembangan (POD) harus bersifat konseptual, alih-alih berfokus pada uang yang dikeluarkan PSC dari sumber dayanya sendiri untuk mengembangkan penemuan yang menjanjikan.

“Masalah utama dengan evaluasi POD adalah bahwa orang yang melakukan evaluasi tidak kompeten,” kata konsultan. “Mereka mungkin memiliki keahlian untuk mengevaluasi pengembangan di darat, misalnya, tetapi bukan proyek laut dalam.”

Perubahan lain yang disarankan itu termasuk:

-Hapus pagar cincin untuk memproduksi PSC dan juga memungkinkan pemulihan biaya bagi mereka yang terlibat dalam eksplorasi aktif.

-Izinkan PSC eksplorasi yang gagal menjual persediaan berlebih untuk memulihkan biaya, alih-alih secara otomatis menjadi milik pemerintah Indonesia.

-Peningkatan besar-besaran pada proses anggaran / otorisasi untuk pengeluaran (AFE), terutama persyaratan untuk lapisan persetujuan birokrasi yang memakan waktu.

-Mengapa, industri bertanya, apakah butuh waktu bertahun-tahun untuk melepaskan PSC, atau berbulan-bulan untuk mendapatkan persetujuan transfer PSC?

-Waktu merupakan salah satu faktor yang tidak pernah diakui oleh regulator Indonesia, meskipun berdampak pada pengembalian dan daya tarik investasi.

Saat ini dibutuhkan waktu hingga dua tahun bagi perusahaan eksplorasi untuk membuka kantor, mendapatkan persetujuan finansial dan teknis, tender barang dan jasa, dan akhirnya mengebor sumur.

Jika sumurnya kering atau bloknya dilepas, masih dibutuhkan dua setengah tahun lagi untuk menutup AFE, sebuah anomali yang membingungkan ketika cost recovery hanya berlaku untuk tahap produksi, bukan saat eksplorasi yang semua risikonya ditanggung perusahaan.

Risiko adalah sesuatu yang tidak pernah siap diambil oleh Pertamina dan perusahaan domestik yang kekurangan uang, mengingat fakta bahwa hanya satu dari sembilan wildcat, atau sumur eksplorasi, yang memberikan hasil – dan tidak harus dalam jumlah komersial.

Contoh yang paling mahal adalah  1 miliar dolar AS yang dihabiskan oleh ExxonMobil, Marathon, ConocoPhillips, Statoil Norwegia dan tiga perusahaan asing kecil dalam pencarian minyak dan gas yang gagal di perairan sedalam 2.000 meter di sisi timur Selat Makassar antara tahun 2006 dan 2011.

Sebagian besar bidang matang yang diwarisi Pertamina sebagai bagian dari model nasionalis yang sama yang diadopsi Arab Saudi pada tahun 1970-an, membutuhkan jenis teknik pemulihan yang ditingkatkan dan teknologi yang tidak dimiliki Indonesia.

“Jadi dilemanya adalah apakah Indonesia menunggu sampai keadaan menjadi lebih buruk, atau mereka mengambil langkah yang berani dan drastis sekarang,” kata seorang eksekutif asing. “Ini serupa dengan pasien yang menunggu apakah akan menjalani pengobatan sekarang atau menunggu sampai dokter memutuskan resepnya.”

“Dengan kata lain, Indonesia dapat memilih untuk menerapkan insentif dan langkah-langkah yang diyakini akan membuatnya lebih menarik (seperti yang dilakukan negara-negara seperti Mesir dan Kolumbia dalam beberapa tahun terakhir), atau menunggu untuk bernegosiasi dengan investor asing dari posisi tawar yang semakin lemah.” [Asia Times]

Tags

Leave a Reply

Your email address will not be published. Required fields are marked *

Back to top button
Close
Close