Meraba Nasib Industri Migas Indonesia di 2021

Seperti diketahui, kenaikan produksi umumnya dapat diperoleh dari beberapa cara, seperti: optimasi produksi dengan peralatan dan metoda serta teknologi yang baru, termasuk teknologi digital; menerapkan teknologi enhanced oil recovery (EOR) untuk menguras sisa cadangan yang masih tersisa di sela batuan; percepatan pengembangan temuan eksplorasi menjadi lapangan produksi; dan/atau akuisisi lapangan (M&A – merger and aquisition).

Tahun 2021, dengan adanya ketidakpastian harga migas karena rendahnya kebutuhan energi, akibat efek pandemi Covid-19, akan sangat menyulitkan Indonesia yang memiliki modal dan cadangan yang terbatas, untuk melakukan usaha-usaha tersebut.

Tantangan dari lapangan eksisting yang memang sudah tua (mature), yang telah mengalami penurunan produksi alamiah sangat tajam, harus diupayakan dengan cara-cara baru. Bahkan dari Blok Cepu yang tegolong baru pun sudah mencapai puncak produksi. Tinggal menyaksikan terjadinya penurunan produksi meski perlahan. Demikian juga dengan teknologi EOR yang digadang-gadang dapat menaikkan produksi, masih sulit dieksekusi secara teknis, ekonomis, maupun komersial.

Temuan eksplorasi yang butuh waktu untuk membangun fasilitas produksi setelah pemboran pengembangan dan disusun Plan of Development (POD), memerlukan modal yang tidak sedikit. Apalagi jika temuannya berupa gas bumi, perlu dicari dulu pembelinya. Harganya juga harus kompetitif. Secara komersial belum tentu dapat cepat disetujui Final Investment Decision (FID)-nya dan lekas diproduksikan.

Yang paling mungkin dilakukan segera adalah aksi korporasi melalui M&A untuk lapangan migas yang sudah berproduksi. Namun ini perlu evaluasi dengan matang dan transparan. Apalagi jika aset tersebut berada di luar negeri dengan tujuan menambah produksi nasional. Kita harus mempertimbangkan beberapa risiko, seperti country risk, fiskal term, jenis kontrak, konpensasi, dan lain-lain.

Pilihan fiscal term yang sudah dilansir pemerintah yang memberikan opsi bagi investor untuk memilih PSC-Cost Recovery atau PSC-Gross Split merupakan perbaikan kebijakan yang menarik. Dengan kebijakan ini, aktivitas hulu migas diharapkan kembali bergirah.

Alih-alih melakukan M&A di luar negeri, sudah sewajarnya BUMN migas diberikan peluang untuk mengakses semua data yang ada di pemerintah (Kementrian ESDM) untuk dapat melakukan kegiatan eksplorasi dengan lebih prudent. Karena kunci keberhasilan eksplorasi adalah pada data yang tersedia. Dan, para geologist serta engineers kita sebetulnya lebih tahu tentang daerah kita.

BUMN migas Indonesia juga diizinkan untuk menggandeng mitra asing maupun nasional untuk sharing risk dan penggunaan teknologinya. Seperti yang pernah dilakukan di Sulawesi, yang sekarang menghasilkan Blok Donggi, Senoro, dan Matindok. Juga di lepas panati Kalimantan Timur dekat Nunukan. Jika hal ini dilakukan, bukan tidak mungkin di 2021 beberapa temuan eksplorasi akan bertambah. Tinggal bagaimana membuat prioritasi untuk mempercepat temuan menjadi cadangan yang dapat diproduksi.

Tahun 2021 juga akan diawali dengan perubahan organisasi hulu Pertamina menjadi Sub Holding Hulu. Reorganisasi ini dipandang perlu mengingat Pertamina hulu sekarang ini mengelola beberapa lapangan/blok migas eks Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang sudah berakhir masa kontraknya. Jika kebijakan ini dilanjutkan, semua lapangan migas Indonesia akan dikelola Pertamina.

Yang barangkali perlu menjadi perhatian adalah masalah legal yang menyertai pembentukan perusahaan sebelumnya. Karena beberapa hal terkait dengan Undang-Undang Migas, peraturan pemerintah, dan keputusan/peraturan menteri. Reorganisasi Pertamina hulu ini akan menjadi lebih baik, karena sudah lebih menyeimbangkan pengelolaan aset yang didasarkan atas lokasi lapangan yang relatif berdekatan yang memudahkan pengendalian logistik, HSSE dan operasional. Demikian juga dengan jumlah produksi, luas wilayah kerja, kompleksitas infrastruktur yang hampir sepadan.

Dari semua perkembangan baik di sektor hulu migas, kita juga harus memperhatikan kondisi hilir migas. Selain masalah pengadaan dan distribusi BBM, juga belum maksimalnya pemanfaatan gas dan LNG untuk kebutuhan energi domestik. Belum siapnya infrastruktur gas dan LNG untuk pembangkit listrik, transportasi, dan industri nasional, membuat ketidakpastian rantai bisnis gas dan LNG setelah pelanggan LNG Indonesia memutuskan kontrak pembeliannya tahun ini.

Hal ini tentu akan menghantam sisi komersial LNG yang memerlukan kerja ekstra keras untuk tetap dapat menyalurkan produk LNG ke pasar internasional maupun domestik. Perlu koordinasi dan integrasi program yang baik antara Pertamina dan PLN yang sudah merencanakan adanya zonasi “LNG to Power” dalam rencana bisnisnya. Pengembangan SSLNG (small-scale LNG) akan dibangun lebih banyak lagi untuk memenuhi kebutuhan gas di Indonesia bagian timur.

Perubahan signifikan dari usaha hilirisasi migas Indonesia di tahun 2021 sepertinya belum akan terjadi. Pembangunan kilang baru (grass-root) minyak masih sulit menemukan investor. Pengembangan kilang petrokimia minyak, apalagi untuk gas bumi, baru memasuki tahap awal perencanaan. Yang mungkin berlanjut pengembangannya adalah kilang biodiesel yang ditempatkan di kilang-kilang minyak eksisting.

Biodiesel dan EBT lainnya, seperti panas-bumi, matahari, bayu dan sampah perlahan akan menggeser peran energi fosil minyak dan gas bumi. Dan, ini mulai tampak geliat dan laju geraknya di tahun 2021 nanti.