Pemerintah SBY Berakhir Saat Produksi Minyak Indonesia Capai Titik Nadir, Blok Cepu Tunda

Banyu Urip, Blok Cepu

Upaya pemerintah untuk mendongkrak produksi minyak dengan mulai berproduksinya Blok Cepu (peak production) rupanya harus menunggu enam hingga setahun lagi. Produksi puncak Blok Cepu kemungkinan baru akan dimulai awal tahun 2015, dari rencana semula awal 2014. Beberapa pejabat pemerintah memang masih berharap peak production Blok Cepu dapat dimulai sebelum akhir tahun ini.

Dengan demikian, hampir pasti, Presiden Susilo Bambang Yudhoyono akan mengakhiri masa jabatannya sebagai Presiden Republik Indonesia selama dua periode (2004-2014) saat produksi minyak Indonesia mencapai titik nadir, yakni sekitar 800.000 barel per hari atau lebih rendah. Ini merupakan catatan yang buruk dan tidak menguntungkan bagi partai yang berkuasa (Partai Demokrat), dan dapat menjadi senjata ampuh bagi lawan-lawan politik untuk menyerang kebijakan energi pemerintah yang berkuasa (incumbent) yang gagal.

Pengembangan proyek blok Cepu barangkali salah satu proyek pengembangan blok minyak dan gas bumi (migas) yang paling lama di Indonesia. Penemuan cadangan minyak dalam cadangan besar diumumkan tahun 2001 dan baru tahun 2005, Pertamina dan ExxonMobil menandatangani production sharing contract (PSC).  Masing-masing memegang 45% saham (participating interest), dan sisanya 10% dimiliki oleh tiga pemerintah daerah.

Lapangan yang dikembangkan saat ini adalah Banyu Urip yang terletak di dalam Blok Cepu dengan perkiraan cadangan minyak sebesar 250 juta barel minyak. Pada April 2011, ExxonMobil menemukan cadangan kedua, yaitu di lapangan Kedung Keris. Produksi awal dalam jumlah kecil telah dimulai pada bulan Desember 2008, dengan jumlah produksi minyak sebesar 20,000 barel per hari.

Awalnya, produksi puncak Blok Cepu dapat dicapai pada bulan Maret 2009, namun, keterlambatan pembebasan lahan akibat penolakan dari warga lokal serta lambannya proses kontrak EPC membuat proyek tersebut tertunda hingga 5 tahun. SKK Migas dan pemerintah serta Mobil Cepu Limited, anak usaha ExxonMobil yang menjadi operator Blok Cepu, memperkirakan peak production Block Cepu akan dimulai awal 2014.

Pengembangan blok CEPU dilakukan oleh 5 EPC kontraktor dengan total nilai proyek US$1,25 miliar. EPC-1 (engineering, procurement and construction) bertanggungjawab untuk membangun fasilitas produksi; EPC-2 bertanggungjawab untuk melakukan desain dan instalasi pipa sepanjang 72 km; EPC-III mencakup konstruksi pipa lepas pantai dan fasilitas mooring; EPC-IV mencakup konstruksi floating storage and offloading (FSO) di lepas pantai dan EPC-V mencakup pengembangan reservoir untuk mendukung produksi melalui teknik injeksi air untuk mendorong minyak dan gas dari perut bumi serta fasilitas lain.

Blok Cepu sendiri diperkirakan memiliki cadangan minyak 600 juta barel dan gas 1,7 triliun cubic feet. Pengembangan gas bumi baru akan dimulai tahun 2015-2016 dan diperkirakan mulai berproduksi sebelum tahun 2019.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Jero Wacik hari Rabu (12/3/2014) mengakui keterlambatan produksi pada Blok Cepu. Padahal bila produksi puncak Blok Cepu dimulai awal tahun 2014 ini, maka akan menjadi catatan positif bagi pemerintahan SBY. Jero Wacik mengatakan di Bali, “Cepu terlambat. Kalau kemarin bisa jalan bulan Juni atau Juli, kita dapat tambahan 165,000 barel per hari. Setelah kita hitung-hitung, Cepu baru bisa produksi sekitar bulan September,” kata Jero Wacik.

Berbeda dengan Jero, Menteri Koordinator Perekenomian bahkan memperkirakan produksi puncak Blok Cepu baru dimulai akhir tahun 2014 atau awal tahun 2015.

Keterlambatan proyek Blok Cepu dengan segala permasalahannya menunjukkan betapa ribet dan rumitnya pengembangan sebuah blok Migas di Tanah Air. Untuk kasus Blok Cepu, dibutuhkan sekitar 14-15 tahun sebelum produksi puncak dimulai. Waktu yang terlalu panjang. Ada kesempatan untuk meningkatkan produksi minyak yang terbuang selama bertahun-tahun. Operator Blok Migas Cepu, Mobil Cepu Limited, anak usaha ExxonMobil, menghadapi berbagai masalah, mulai dari pembebasan lahan yang bertahun-tahun, perolehan izin membangun (IMB) yang sangat lama, sehingga memperlambat penentuan pemenang tender untuk membangun fasilitas produksi, dan masalah-masalah lainnya.

Pemerintah seharusnya bisa bercermin dan mengambil pelajaran dari kasus terlambatnya pengembangan Blok Cepu. Dalam beberapa tahun kedepan, ada beberapa blok migas besar yang akan dikembangkan, seperti Blok Masela (lapangan Abadi), pengembangan lanjutan proyek LNG Tangguh oleh BP (train-3), pengembangan lanjutan Blok Mahakam, Indonesia Deepwater Development (IDD) dan lainnya. Pemerintah perlu memberi sinyal yang jelas kepada pelaku usaha dan investor migas bahwa Indonesia menyambut baik dan mendukung pengembangan industri migas di Tanah Air, dengan tanpa mempertentangan antara pemain nasional dan global. Kedua-duanya dapat saling berkolaborasi, saling mendukung demi kemajuan industri migas nasional.

Kekurangan modal dan teknologi yang dimiliki perusahaan migas nasional, baik yang bergerak di sektor hulu (upstream) maupun yang bergerak di industri pendukung migas (supporting industries) dapat saling mendukung dan mengisi untuk tujuan yang sama, memajukan industri minyak dan gas bumi di tanah air. Tak bisa dipungkiri, ada beberapa blok migas yang membutuhkan kehadiran dan partisipasi investor asing migas, seperti dalam hal pengembangan Blok Masela oleh Inpex, East Natuna yang dikomandoi oleh Pertamina, IDD oleh Chevron, BP Tangguh train-3 oleh BP serta pengembangan lanjutan Blok Mahakam oleh Total E&P Indonesie (bersama mitranya Inpex).

Hanya saja, pengembangan lanjutan Blok Mahakam kini sedang digantung alias belum jelas karena kontrak Total E&P akan berakhir semester I 2017. Operator telah mengajukan keinginannya untuk memperpanjang hak pengelolaan blok tersebut. Belum jelas apakah hak pengelolaan Blok Mahakam (operatorship) akan diperpanjang, tidak diperpanjang atau pemerintah memutuskan opsi/skema baru yang melibatkan operator lama dengan skema baru. Idealnya, keputusan dilakukan antara 5-10 tahun sebelum kontrak berakhir. 

Namun, tampaknya keputusan terkait kontrak pengembangan Blok Mahakam bakal ditunda hingga setelah pemilu. Ataukah pemerintah SBY dapat membuat keputusan hak pengelolaan Blok Mahakam sebelum pemerintahannya berakhir? Kita tunggu saja. Yang jelas, semakin lama pemerintah menunda keputusan, semakin lama ketidakpastian yang dihadapi operator Blok Mahakam. Situasi ini juga berlaku bagi blok-blok migas lainnya yang kontraknya bakal berakhir dalam 5 tahun mendatang. (*)

Indonesia dan Peta Cadangan Minyak Dunia

Sebuah anjungan minyak lepas pantai

Sebuah berita menarik muncul di beberapa media online Indonesia pekan lalu: Amerika akan segera menjadi salah satu negara produsen minyak terbesar di dunia. Itu berita benar, bukan berita bohong. Berita tersebut datang dari International Energy Agency (IEA) sebuah lembaga yang menjadi rujukan industri minyak dan gas dunia. Menurut perkiraan IEA, Amerika akan menjadi salah satu produsen minyak terbesar tahun 2015, melewati Arab Saudi dan Russia. Di berita-berita lain kita melihat bahwa Brasil tidak lama lagi akan menjadi negara produsen minyak terbesar keenam di dunia.
 

Produksi minyak negara Paman Sam tersebut melonjak, menyusul lonjakan produksi di Texas dan North Dakota. Perusahaan-perusahaan minyak di kedua kawasan tersebut menggunakan teknik hydraulic fracturing dan horizontal drilling untuk menyedot minyak dan shale gas. Namun, mahkota tersebut hanya akan berlangsung selama 1 dekade, karena periode tersebut merupakan peak produksi di kedua kawasan tersebut.
 

Nah, bagaimana posisi Indonesia? Jawabannya, memprihatinkan. Cadangan minyak terbukti Indonesia menurut data SKK Migas hanya sebesar 3,7 miliar barel, artinya tinggal beberapa tahun lagi bakal habis bila tidak dilakukan eksplorasi. 

Menurut laporan BP, perusahaan minyak dan gas raksasa Inggris, memperkirakan Indonesia bisa jadi tidak memproduksi minyak lagi dekade mendatang. Cadangan minyak yang ada saat ini akan terus berkurang dalam 10 tahun. Menurut Statistical Review of World Energy 2013, Indonesia bahkan akan kehabisan minyak tahun 2024, dengan catatan tidak ada tambahan cadangan minyak terbukti.
 

Gambaran ini merupakan lampu kuning bagi pemerintah dan harus menjadi PR besar bagi pemerintah baik yang sekarang maupun pemerintah baru hasil Pemilihan Umum 2014 untuk menggenjot aktivitas eksplorasi, untuk menambah cadangan minyak dan gas bumi.
 

Tugas pemerintah adalah mendorong perusahaan-perusahaan migas baik nasional maupun internasional atau oil majors seperti Chevron, ExxonMobil, Total E&P, BP, Inpex. Sebagian besar cekungan minyak yang belum dieksplorasi berada di kawasan Timur Indonesia dan berada di daerah-daerah yang terpencil, sehingga risikonya tinggi. Sebagian besar potensi cadangan berada di lepas pantai dan laut dalam sehingga risikonya tinggi. Indonesia membutuhkan oil majors untuk mengambil risiko melakukan eksplorasi di kawasan-kawasan frontier ini.
 

Untuk itu, penting untuk menjaga iklim investasi dan menghilangkan berbagai ketidakpastian, termasuk birokrasi perizinan yang rumit, peraturan yang tumpang tindih serta kepastian perpanjangan blok-blok yang akan segera berakhir, termasuk Blok Mahakam.
 

Cadangan Minyak Terbesar 

Lalu bagaimana peta cadangan minyak dunia saat ini? Berikut negara-negara dengan cadangan migas terbesar di dunia. Bila kita memetakan Indonesia, maka cadangan minyak Indonesia tak ada artinya bila dibanding Venezuela yang memiliki cadangan minyak terbukti sebesar 297,57 miliar. Berikut profil negara-negara dengan cadangan minyak terbesar:
 

VenezuelaVenezuela merupakan negara dengan cadangan minyak terbesar. Per Januari 2013, cadangan minyak negara tersebut mencapai 297,57 miliar barel minyak, atau seperlima dari cadangan minyak terbukti dunia. Negara tersebut memproduksi 2,8 juta barel minyak per hari tahun 2012 dengan total 148 rig yang aktif bekerja. Cadangan minyak terbukti Venezuela terkonsentrasi di daerah Maracaibo Basin, yang memiliki cadangan minyak sebesar 40 miliar barel minyak dan di Orinoco Belt di tengah Venezuela, dengan cadangan terbukti 235 miliar barel minyak.
 

Perusahaan migas milik pemerintahVenezuela Petroleos de Venzuela (PDVSA) bertanggungjawab atas eksplorasi dan produksi minyak di negara tersebut. Dewasa ini kawasan Maracaibo Basin memberi kontribusi 45% produksi minyak negara tersebut, sementara BolivarVoastal Field, merupakan lapangan minyak terbesar.
 

Arab SaudiArab Saudi merupakan negara yang memiliki cadangan minyak terbukti terbesar kedua, dengan jumlah cadangan minyak 265,4 miliar barel. Hingga 2009, Arab Saudi merupakan negara dengan cadangan minyak terbukti terbesar di dunia, tapi posisinya kemudian diambil alih Venezuela. Arab Saudi memproduksi minyak 9,763 juta barel per hari tahun 2012. 

Lebih dari separuh cadangan minyak negara tersebut berada di delapan lapangan minyak raksasa, termasuk Ghawar, Khurais, Shaybah, Qatif dan Khursaniyah dan beberapa lapangan minyak lepas pantai di Safaniya, Manifa dan Zuluf. Lapangan minyak Ghawar, dengan kapasitas produksi 5 juta barel per hari, diperkirakan masih memiliki cadangan minyak terbukti 70 miliar barel. Lapangan Ghawar ini dianggap sebagai lapangan minyak terbesar di dunia.
 

Lapangan minyak Safaniya memproduksi minyak 1,5 juta barel per hari, atau dua kali total produksi minyak Indonesia, dengan sisa cadangan sebesar 36 miliar barel (lapangan minyak offshore terbesar di dunia). Lapangan minyak Manifa memiliki cadangan minyak terbukti 13 miliar, merupakan lapangan minyak lepas pantai terbesar ketiga didunia.

Produksi minyak Arab Saudi pertama kali dilakukan di lapangan minyak Dammam tahun 1938. Pendapatan sektor minyak memberi kontribusi 90% pendapatan impor negara tersebut, menunjukkan betapa vitalnya sumber daya minyak di negara petrodolar tersebut.
 

KanadaTidak banyak yang tahu Kanada memiliki cadangan minyak besar di dunia. Per Oktober 2013, cadangan minyak terbukti Kanada mencapai 173,1 miliar barel (dibanding 3,7 miliar barel cadangan terbukti Indonesia), atau negara terbesar ketiga di dunia dalam hal cadangan minyak terbukti. Kanada tahun 2012 hanya memproduksi 1,308 juta barel minyak per hari.
Cadangan minyak Kanada yang terdiri dari oil sands berada di Alberta, Western Canada Sedimentary Basin (WCSB) dan lapangan lepas pantai di Atlantik. Oil sands menyumbang 90% cadangan minyak terbukti di negara tersebut.

Produksi minyak lepas pantai berada di Jeanne d’Arc Basin, di pantai timur Newfoundland dan Labrador. Sementara, cadangan minyak di lepas pantai berada di Hibernia, Terra Nova, White Rose dan Hebron.
 

Iran
Iran berada di posisi keempat sebagai negara dengan cadangan minyak terbesar, dan kedua terbesar di Timur Tengah. Cadangan minyak terbukti Iran per Desember 2012 mencapai 157 miliar barel. Iran memproduksi 3,74 juta barel minyak per hari tahun 2012.

Dari 34 lapangan minyak yang berproduksi, 22 berada di daratan dan menyumbang 70% produksi minyak Iran. Lebih dari separuh cadangan minyak terbukti berada di lima lapangan di daratan, termasuk lapangan Marun dengan cadangan minyak sebesar 22 miliar barel, Ahwaza dengan cadangan 18 miliar barel dan lapangan Aghajari dengan cadangan 17 miliar barel.

Beberapa lapangan minyak terbesar di Iran adalah Bahregansar, Balal, Alvand, Hengam dan Reshadat. Iran pertama kali memproduksi minyak tahun 1908 dari lapangan Masjid-i-Solaiman di provinsi Khozestan dan juga sumur minyak pertama di Timur Tengah. National Iranian Oil Company (NIOC) merupakan Pertamina-nya Iran.

Iraq
Iraq, negara tengga Iran, berada di posisi kelima sebagai negara terbesar cadangan minyak, dan ketiga di Timur Tengah. Iraq memproduksi 2,29 juta barel minyak per hari tahun 2012. Cadangan minyak Irak terkonsentrasi di Shiite serta kawasan Kurdish di Utara. Lima lapangan minyak raksasa Irak berada di Selatan Irak, yang menyumbang 60% cadangan minyak negara tersebut, sementara di utara menyumbang 17% cadangan minyak terbukti.

Sebagian besar produksi minyak Iraq datang dari lapangan Kirkuk di Utara Iraq dan Rumaila Utara serta lapangan South Rumaila di bagian selatan. Iraq juga memiliki beberapa lapangan lepas pantai termasuk West Qurna, Az Zubair, Halfaya, Garraf, Badra dan lapangan Manjoon, yang diperkirakan memiliki cadangan minyak terbukti 14 miliar barel.

West Qurna-2 dengan cadangan minyak 12,8 miliar barel merupakan salah satu lapangan minyak terbesar di dunia yang belum dikembangkan. Iraq memiliki 4 perusahaan minyak negara, yakni North Oil Company (NOC), Midland Oil Company (MDOC), South Oil Company (SOC) dan Missan Oil Company (MOC). Produksi minyak pertama Irak dimulai tahun 1927 di lapangan minyak Kirkuk.

Negara keenam hingga ke-sepuluh dengan cadangan minyak terbukti terebsar adalah Kuwait (keenam) dengan total cadangan terbukti sebesar 101,5 miliar barel per Desember 2012. Disusul United Arab Emirates di posisi ketujuh (97,8 miliar barel cadangan minyak terbukti), Russia dengan cadangan terbukti 80 miliar barel, Libya kesembilan dengan cadangant terbukti mencapai  48,47 miliar barel dan kesepuluh Nigeria dengan total cadangan minyak terbukti sebesar 37,14 miliar barel. (*)

Kontroversi Cost Recovery di Industri Minyak dan Gas Bumi di Indonesia

Kontroversi soal cost recovery di industri minyak dan gas bumi di Indonesia tampaknya selalu menjadi perhatian. Isu ini kembali mencuat setelah Ketua Kadin Kamar Dagang dna Industri (Kadin) Suryo Bambang Sulistio menyampaikan kekecewaannya bahwa cost recovery selama ini justru lebih banyak dinikmai investor asing.

Kontroversi cost recovery pernah ramai menjadi headlines beberapa tahun silam. Banyak pihak yang mempertanyakan elemen biaya dalam cost recovery, yang disusul dengan perbaikan peraturan. Kini implementasi cost recovery sudah dilakukan dengan ketat. Tidak mudah bagi SKK Migas atau pemerintah untuk mengeluarkan biaya cost recovery karena biaya yang dibayarkan kembali harus melalui audit terlebih dahulu dan harus sesuai dengan Work Program.

Yang menarik perhatian dari pernyataan Ketua Kadin tersebut bukan soal elemen dari cost recovery yang dikembalikan oleh pemerintah kepada perusahaan migas. Tetapi pernyataan dia yang menyebutkan “cost recovery selama ini justru lebih banyak dinikmati investor asing”.

Kenyataannya memang biaya pengembalian investasi atau cost recovery memang mayoritas dikembalikan ke perusahaan asing. Fakta ini menunjukkan bahwa memang investor asing selama ini banyak melakukan investasi untuk eksplorasi untuk mendapatkan lapangan minyak dan gas baru.

Fakta ini juga menunjukkan bahwa investor migas besar, yang kebetulan kebanyakan perusahaan asing, berani mengambil risiko untuk berinvestasi mencari minyak dan gas baru. Dan eksplorasi migas tidak selalu berhasil. Sebagian besar investasi untuk mencari migas tidak berhasil. Kita saksikan dan telah cukup banyak diberitakan sebagian besar eksplorasi yang dilakukan gagal menemukan cadangan minyk dan gas yang layak untuk dikembangkan lebih lanjut untuk dieksplorasi atau dryhole.

Menurut data SKK Migas, tahun 2011 saja, sekitar US$800 juta investasi perusahaan migas yang terbakar alias terbuang begitu saja karena gagal menemukan cadangan minyak dan gas. Dan bila gagal, maka perusahaan migas atau investor, baik lokal maupun asing, tidak bisa mengklaim biaya yang telah mereka keluarkan.

Sesuai dengan peraturan yang ada, biaya pengembalian investasi, hanya bisa dikembalikan bila eksplorasi migas berhasil. Pengembalian biaya tersebut dialokasikan oleh pemerintah dari hasil produksi minyak dan gas.

Pernyataan ketua Kadin tersebut harus dilihat dari dua sisi, bahwa sebagian besar biaya cost recovery diterima perusahaan asing. Tapi juga dilihat dari sisi lain, bahwa sebagian besar investasi di hulu migas untuk kegiatan eksplorasi lebih banyak dilakukan oleh perusahaan asing, dibanding perusahaan migas lokal. Hal ini bisa dipahami mengingat kegiatan eksplorasi berisiko tinggi. Tingkat kesuksesan mendapatkan cadangan minyak dan gas hanya berkisar antara 10-20 persen. 

Karena itu bisa dipahami pula kenapa perbankan nasional belum berani mengeluarkan pinjaman untuk kegiatan eksplorasi. Tingkat risikonya terlalu tinggi. Hanya perusahaan-perusahaan migas besar seperti Niko Resources, BP, Total EP Indonesia, ExxonMobile, Chevron, yang berani mengambil risiko. 

Pengembalian biaya cost recovery dilakukan melalui mekanisme pre-audit -- plan of development (POD), work plan & budget (WP &B), pengadaan barang dan jasa – current audit dan post audit bersama BPKP, Ditjen Migas dan BPK.

Wajar bila terkadang terjadi perbedaan persepsi mengenai elemen cost karena kemungkinan perbedaan interpretasi terhadap peraturan yang terjadi. Karena itu, yang perlu dilakukan kedepan adalah membuat aturan yang pasti dan jelas terkait cost recovery sehingga tidak isu kontroversial, yang justru menjadi bumerang.

Isu lain yang sering dipersoalkan adalah menginkatnya angka cost-recovery, padahal produksi minyak menurun. Namun, sebetulnya, bila kita melihat lebih lanjut, produksi gas masih menggemberikan. Lalu mengapa cost recovery naik? Berdasarkan observerasi dan perbincangan dengan berbagai pelaku bisnis migas, meningkatnya biaya atau cost recovery karena biaya eksplorasi juga meningkat dalam beberapa tahun terakhir.

Kini, sebagian eksplorasi dilakukan di lepas pantai (offshore) dan bahkan sebagian lagi dilakukan di laut dalam (deepwater). Belum lagi biaya-biaya lain-lain terkait aktivitas eksplorasi meningkat.

Meningkatnya biaya cost recovery dan bahwa sebagian besar cost recovery dibayarkan ke perusahaan multiniasional, sebetulnya tidak menjadi persoalan karena hal itu mencerminkan tingkat investasi minyak dan gas yang dilakukan oleh perusahaan-perusahaan migas atau investor migas.

Yang perlu dilakukan adalah membuat peraturan yang jelas dan pasti dan memonitor implementasi peraturan tersebut. Kedua, cost recovery harus dipandang sebagai pengembalian biaya investasi, bukan sebagai cost semata. Dengan adanya peraturan yang jelas dan pasti, investor akan lebih mudah membuat kalkulasi pengembalian investasi yang mereka lakukan serta risiko yang akan terjadi.

Yang menjadi isu penting di industri migas saat ini adalah investasi. Produksi minyak kita terus menurun, gas masih cenderung meningkat tapi bisa menurun dalam beberapa tahun kedepan bila tidak diimbangi dengan investasi mencari ladang migas baru. Indonesia membutuhkan investasi besar untuk eksplorasi minyak dan gas agar cadangan migas naik. Bila cadangan migas naik, otomatis kita boleh berharap produksi dapat kembali meningkat.

Pemerintah perlu mendorong perusahaan-perusahaan besar seperti BP, ExxonMobil, Total E&P Indonesia dan perusahaan-perusahaan migas lainnya untuk meningkatkan investasi mereka baik untuk kegiatan eksplorasi maupun untuk meningkatkan produksi migas dari lapangan yang ada. 

Pada konteks ini, kita menyambut baik rencana investasi perusahaan-perusahaan migas international untuk meningkatkan investasi mereka di Indonesia, termasuk rencana Total E&P untuk berinvestasi US$7,3 miliar investasi di blok tua, Blok Mahakam, dalam 5 tahun dengan catatan perusahaan tersebut masih dilibatkan dalam pengelolaan blok tersebut. Blok ini sudah dieksplorasi sekitar 70%. Masih ada 30% cadangan yang masih bisa diproduksi. Namun itu tidak mudah karena membutuhkan investasi besar dan teknologi tinggi untuk mengangkat migas dari perut bumi.  (*)