Cara Menaikan Produksi Migas

Meski dalam jangka panjang Indonesia berada di ranah declining phase, namun mempertimbangkan potensi yang dimiliki masih ada peluang untuk menaikan produksi pada beberapa tahun ke depan. Paling tidak Indonesia masih punya peluang untuk menahan laju penurunan produksi, dan memperpanjang masa produksi.

Di antaranya yakni melalui strategi investasi eksplorasi dan meningkatkan investasi eksplorasi. Data pemerintah menunjukan bahwa tahun 2020 investasi eksplorasi hanya US$ 0,5 miliar, sementara outlook 2024 mencapai 3,6 kali lipat, atau sekitar US$ 1,8 miliar.

Selain itu, strategi eksplorasinya juga sudah diubah. Sekarang eksplorasi menargetkan temuan medium-large, berubah dari yang sebelumnya mengarah pada temuan cadangan small-medium. Langkah ini selaras dengan upaya menemukan ‘giant fish’.

Sepertinya strategi ini cukup berhasil. Salah satunya dapat dilihat dari penemuan cadangan yang cukup besar di North Ganal Kalimantan Timur yang diperkirakan kira-kira 5 TCF. Demikian juga dengan temuan di South Andaman yang diprediksi 6 TCF.

Sementara itu, perusahaan-perusahaan yang memasuki masa eksploitasi hendaknya jangan menunda untuk memonetisasi cadangan. Misalnya ENI sebagai operator North Ganal, yang sudah memperoleh persetujuan plan of development dari pemerintah, segera mulai membangun fasilitas produksi, dan segera memproduksi migas dari WK tersebut.

Pemerintah pusat wajib memiliki keberpihakan terhadap industri hulu migas, salah satunya dengan memberikan sokongan yang memungkinkan operasional lebih mudah. Sebaiknya, pemerintah jangan mengeluarkan aturan yang mengejutkan, yang membuat industri ‘tertegun’ kemudian berhenti sejenak untuk mencerna aturan baru lalu menghentikan langkah, meski hanya sementara.

Jangan pula pemerintah membuat aturan yang bersifat kontra produktif. Misalnya, pemerintah mengeluarkan aturan bea masuk baru, sementara banyak peraralatan untuk pengembangan lapangan masih menggunakan barang-barang dari luar negeri.

Demikian juga pemerintah daerah dan masyarakat di daerah operasi wajib untuk mendukung dengan cara tidak merecoki dan membuat gaduh. Sebaliknya, yang dibutuhkan adalah dukungan untuk memperlancar perizinan. Pun jika belum bisa dilakukan, sebenarnya perusahaan minyak hanya membutuhkan ketenangan untuk bekerja. Berikan suasana nyaman dan aman. Dengan catatan tebal, bahwa seluruh hak-hak masyarakat sesuai ketentuan hukum sudah tuntas, sudah selesai.

Kinerja Industri Hulu Migas

Memperhatikan karakteristik bisnis hulu migas, cara lain untuk mengukur kinerja industri hulu migas adalah dengan membandingkan realisasi cost recovery dengan target atau rencananya dan mengukur eisiensi.

Memang dalam tiga tahun terakhir data menunjukan target cost recovery selalu tercapai. Misalnya di tahun 2021 cost recovery ditargetkan tidak boleh lebih besar dari US$ 8,07 miliar, realisasinya US$ 7,62 miliar atau setara dengan 94,4%. Pada tahun berikutnya juga tercapai. Target US$ 8,65 miliar dan realisasi US$ 7,8 miliar atau 90,2%. Adapun pada 2023, dari pagu anggaran US$ 8,25 miliar, realisasinya US$ 7,67 miliar, setara 93%. Secara umum nampaknya strategi pengendalian sudah baik.

Namun demikian tetap harus berhati-hati dengan target 2024, mengingat sedemikian banyak kegiatan pengeboran. Juga, terdapat kemungkinan beberapa perusahaan minyak group Pertamina yang meminta berubah dari PSC gross split menjadi PSC cost recovery. Sedangkan target yang dicanangkan sebelumnya tidak termasuk tambahan cost recovery dari perubahan kontrak. Jadi besar kemungkinan realisasi cost recovery lebih besar lagi dari US$ 8 miliar.

Lalu efisiensi cost recovery dapat dilihat dengan cara seperti ini. Jenis biaya pembentuk cost recovery adalah investment credit, biaya produksi, biaya eksplorasi, unrecovered cost, biaya administrasi dan depresiasi. Komponen terbesarnya adalah biaya produksi.

Pada 2024, porsi biaya produksi diperkirakan 47% dari total cost recovery. Sedangkan dua tahun sebelumnya, yaitu 2023 dan 2022, porsi biaya produksi terhadap total cost recovery masing-masing 51% dan 43%. Bila ingin mengukur efisien cost recovery dapat dilihat dari kinerja biaya produksi.

Adapun biaya terbesar dalam biaya produksi adalah biaya pemboran sumur pengembangan. Misalnya, tahun 2019 dibutuhkan US$ 5,1 miliar untuk pemboran 322 sumur pengembangan, bandingkan dengan realisasi tahun 2023. Dengan biaya US$ 4 miliar mampu membor 799 sumur pengembangan.

Sedangkan tahun 2024 diperkirakan biaya produksi sebesar US$ 3,8 miliar untuk target pengeboran 932 sumur. Artinya, biaya pemboran per sumur dari tahun ke tahun semakin kecil yang menunjukan kinerja pengendalian cost recovery dan efisiensi yang membaik.

Namun demikian perlu diwaspadai, bahwa cost recovery potensial akan naik sehubungan dengan perubahan beberapa WK Pertamina, dari model PSC gross split menjadi PSC cost recovery. Sayangnya perubahan model tersebut tidak akan banyak mengubah besaran lifting. Kondisi seperti ini juga semakin memperjelas bahwa penambahan cost recovery terkadang tidak secara otomatis menaikan lifting migas.

Terakhir, bisnis hulu migas adalah bisnis jangka panjang. Kontrak bisnis hulu migas selama 30 tahun. Kalau kontrak diperpanjang, masih tambah lagi 20 tahun.

Karena itu, seringkali sebuah kebijakan perusahaan, atau industrial action dan aksi SKK Migas tidak terlihat dampaknya di jangka pendek. Hasilnya terkadang baru dapat dilihat pada masa yang lebih panjang. Hal ini juga yang sering disalahpahami, karena setiap action saat ini ingin segera dilihat hasilnya seperti pada bisnis umum.

A. Rinto Pudyantoro

Dosen Ekonomi Energi Universitas Pertamina dan Penulis Buku Bisnis Migas

Editor: Muchamad Nafi

Reporter: Diki Mardiansyah | Editor: Handoyo .

KONTAN.CO.ID - JAKARTA. Tiga Wilayah Kerja (WK) yang dioperasikan oleh Subholding PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mendapatkan persetujuan dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Ditjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) untuk melakukan perubahan skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery.

Tiga WK tersebut di antaranya: Offshore Nort West Java (ONWJ), Tuban East Java (TEJ) dan Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT), berlaku efektif 1 Januari 2025. Adapun, dua WK PHE lainnya yaitu OSES dan Rokan masih diajukan oleh PHE yang saat ini sedang proses finalisasi untuk perpindahan ke Cost Recovery.

Deputi Eksplorasi Pengembangan Dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas Benny Lubiantara mengatakan, berdasarkan usulan PHE dan evaluasi dari SKK Migas dan Ditjen Migas, intinya migrasi (perubahan) kontrak dari Gross Split ke Cost Recovery.

Benny menjelaskan, perpindahan skema ini diperlukan oleh beberapa Wilayah Kerja di PHE agar kegiatan investasi berupa pengeboran sumur dan fasilitas produksi dapat dilakukan secara ekonomis.

"Apabila tidak terjadi migrasi tersebut, tahun depan (2025) terancam penurunan kegiatan investasi yang signifikan di wilayah kerja tersebut yang tentunya berdampak terhadap produksi," kata Benny kepada Kontan, Selasa (22/10).

Lebih lanjut, Benny menyampaikan berdasarkan usulan migrasi yang disampaikan PHE dan analisa keekonomian oleh SKK Migas dan Ditjen Migas, dengan Terms dan Conditions (T&C) Gross Split yang berlaku di WK tersebut saat ini, kegiatan investasi tahun depan menjadi tidak ekonomis, sehingga perlu perbaikan fiskal.

Bahkan di beberapa WK, kata Benny, cash flow-nya sudah negatif sejak tahun sebelumnya saat menggunakan Gross Split. Lesson learned yang diperoleh dari penggunaan Gross Split model lama ini adalah bahwa ternyata T&C Gross Split yang diberlakukan tersebut tidak mendukung kesinambungan investasi.

"Diharapkan dengan migrasi ke Cost recovery ini, kegiatan pengeboran menjadi lebih masif, ada tambahan produksi dan peningkatan penerimaan negara, sementara dari sisi Kontraktor (dalam hal ini PHE), tingkat keekonomian minimum yang diharapkan tetap dapat dicapai," ujar Benny.

Migrasi ke cost recovery yang dilakukan oleh WK PHE ini menarik dicermati lantaran mutakhir ini Kementerian ESDM telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 13/2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split dan Keputusan Menteri ESDM Nomor 230.K/MG.01.MEM.M/2024 tentang Pedoman Pelaksanaan dan Komponen Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Skema gross spilt baru ini dianggap lebih simple dalam menjalankan kegiatan bisnisnya dan juga terdapat penyederhanaan dari sisi variable untuk bisa mendapatkan tambahan split. Selain itu, terkait total bagi hasil yang kompetitif.

Nilai bagi hasil sebelum pajak pada KKKS migas Konvensional ada pada rentang 75% sd 95%, rentang ini didasarkan pada study effective royalty rate, access to gross revenue, dan incentives. Adapun, terkait eksklusivitas migas non konvensional (MNK), nilai bagi hasil sebelum pajak KKKS MNK menggunakan fixed split yakni 93% untuk minyak dan 95% untuk gas.

Sebelumnya, Menteri ESDM Bahlil Lahadalia menuturkan sebanyak lima kontraktor migas bakal menggunakan skema gross split baru ini. Namun belum terang perusahaana migas mana yang akan menggunakan skema gross split baru ini.

"5 perusahaan. Dia pakai skema gross split versi pembaruan ada 5," kata Bahlil di Jakarta, Jumat (18/10).

Sementara itu, Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas Nasional (Aspermigas) Moshe Rizal menilai aturan terbaru skema gross split baru hanya mempermudah persetujuan dari Menteri ESDM untuk memberikan split yang lebih besar dan diutamakan di lapangan yang non konvensional. Untuk itu, meskipun ada gross split baru, tidak akan mengubah positif keekonomiannya.

"Setiap lapangan (WK) itu istilahnya punya hitungannya sendiri. Jadi, kalau memang mereka melihat Cost Recovery lebih menguntungkan ya sudah, kenapa enggak?," kata Moshe kepada Kontan, Selasa (22/10).

Menurut Moshe, setiap lapangan akan memilih kesesuaiannya dengan skema yang ada dan dilihat risikonya. "Kalau misalkan risikonya tinggi, biasanya banyak yang lebih memilih Cost Recovery karena lebih aman," sambungnya.

Moshe mengungkapkan kontraktor migas yang akan lebih tau skema kontrak apa yang lebih cocok untuk WK yang digarap.

"Jadi ya, semua masing-masing ada pertimbangannya. Jadi enggak bisa langsung ngomong berarti Gross Split enggak menarik, Enggak juga. Ada aja yang nyaman dengan Gross Split," tandasnya.

Untuk gambaran. beberapa keunggulan skema gross split adalah pendapatan/produksi dibagi antara pemerintah dan kontraktor, pemerintah tidak berbagi risiko biaya produksi dan hanya menerima bagian dari pendapatan kotor penjualan, serta besaran laba kotor disesuaikan berdasarkan keuntungan yang diperoleh oleh kontraktor sehingga bersifat progresif dan adjustable.

Sementara, beberapa keunggulan skema cost recovery adalah keuntungan dibagi antara pemerintah dan kontraktor, pemerintah dan kontraktor berbagi risiko biaya, serta kontraktor harus menentukan klasifikasi biaya yang berpotensi adanya mark up dari KKKS.

Reporter: Diki Mardiansyah | Editor: Yudho Winarto

KONTAN.CO.ID - JAKARTA. Tiga Wilayah Kerja (WK) yang dioperasikan oleh Subholding PT Pertamina Hulu Energi (PHE) telah mendapatkan persetujuan dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Ditjen Migas Kementerian ESDM untuk mengubah skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery.

Perubahan ini akan berlaku efektif mulai 1 Januari 2025.

Tiga WK tersebut adalah Offshore North West Java (ONWJ), Tuban East Java (TEJ), dan Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT).

Sementara itu, dua WK lainnya, yaitu OSES dan Rokan, masih dalam proses finalisasi perpindahan ke skema cost recovery.

Menurut Benny Lubiantara, Deputi Eksplorasi Pengembangan dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas, migrasi kontrak ini diperlukan untuk menjaga keberlanjutan investasi di beberapa wilayah kerja.

"Jika tidak ada migrasi, pada 2025 bisa terjadi penurunan signifikan dalam kegiatan investasi, yang tentunya berdampak pada produksi," ungkap Benny pada Selasa (22/10).

Benny menjelaskan bahwa perpindahan skema ini dilakukan untuk menjaga keekonomian wilayah kerja, mengingat dengan Terms and Conditions (T&C) dari gross split yang berlaku saat ini, kegiatan investasi tahun depan menjadi tidak ekonomis.

Beberapa WK bahkan telah mengalami cash flow negatif saat masih menggunakan skema gross split.

Dengan migrasi ke skema cost recovery, diharapkan kegiatan pengeboran menjadi lebih masif, sehingga ada peningkatan produksi dan penerimaan negara.

Di sisi lain, kontraktor seperti PHE juga dapat mencapai tingkat keekonomian minimum yang diharapkan.

Arya Dwi Paramita, Sekretaris Perusahaan PHE, menambahkan bahwa PHE berkomitmen untuk menjalankan operasional secara efisien dan berinvestasi besar untuk meningkatkan produksi, terutama karena blok-blok yang dikelola PHE umumnya merupakan lapangan yang telah beroperasi selama puluhan tahun.

Arya juga mengapresiasi dukungan pemerintah terhadap fleksibilitas skema bagi hasil yang mampu mendukung target perusahaan.

Migrasi skema ini menarik perhatian karena bertepatan dengan diterbitkannya Peraturan Menteri ESDM Nomor 13/2024 tentang kontrak bagi hasil gross split, serta keputusan terkait pedoman pelaksanaan dan komponen bagi hasil.

Meskipun skema gross split baru ini dianggap lebih sederhana dan kompetitif, beberapa wilayah kerja memilih untuk beralih ke cost recovery karena lebih menguntungkan dalam beberapa kasus.

Menurut Moshe Rizal, Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas Nasional (Aspermigas), meski skema gross split baru memberikan fleksibilitas dalam persetujuan bagi hasil, keekonomiannya belum tentu lebih baik dibandingkan cost recovery, tergantung pada risiko masing-masing lapangan.

"Setiap wilayah kerja punya hitungannya sendiri, dan jika cost recovery lebih menguntungkan, tidak ada alasan untuk tidak menggunakannya," ujarnya.

Skema gross split memiliki keunggulan seperti pendapatan yang dibagi antara pemerintah dan kontraktor tanpa berbagi risiko biaya produksi, sementara skema cost recovery memungkinkan pembagian risiko antara kedua pihak, meskipun membutuhkan klasifikasi biaya yang lebih ketat untuk menghindari potensi mark-up dari kontraktor.

Dengan perpindahan ini, diharapkan PHE dapat meningkatkan kinerja dan mendukung ketahanan energi nasional secara berkelanjutan.

Reporter: Diki Mardiansyah | Editor: Handoyo .

KONTAN.CO.ID - JAKARTA. Tiga Wilayah Kerja (WK) yang dioperasikan oleh Subholding PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mendapatkan persetujuan dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Ditjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) untuk melakukan perubahan skema kontrak dari gross split menjadi cost recovery.

Tiga WK tersebut di antaranya: Offshore Nort West Java (ONWJ), Tuban East Java (TEJ) dan Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT), berlaku efektif 1 Januari 2025. Adapun, dua WK PHE lainnya yaitu OSES dan Rokan masih diajukan oleh PHE yang saat ini sedang proses finalisasi untuk perpindahan ke Cost Recovery.

Deputi Eksplorasi Pengembangan Dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas Benny Lubiantara mengatakan, berdasarkan usulan PHE dan evaluasi dari SKK Migas dan Ditjen Migas, intinya migrasi (perubahan) kontrak dari Gross Split ke Cost Recovery.

Benny menjelaskan, perpindahan skema ini diperlukan oleh beberapa Wilayah Kerja di PHE agar kegiatan investasi berupa pengeboran sumur dan fasilitas produksi dapat dilakukan secara ekonomis.

"Apabila tidak terjadi migrasi tersebut, tahun depan (2025) terancam penurunan kegiatan investasi yang signifikan di wilayah kerja tersebut yang tentunya berdampak terhadap produksi," kata Benny kepada Kontan, Selasa (22/10).

Lebih lanjut, Benny menyampaikan berdasarkan usulan migrasi yang disampaikan PHE dan analisa keekonomian oleh SKK Migas dan Ditjen Migas, dengan Terms dan Conditions (T&C) Gross Split yang berlaku di WK tersebut saat ini, kegiatan investasi tahun depan menjadi tidak ekonomis, sehingga perlu perbaikan fiskal.

Bahkan di beberapa WK, kata Benny, cash flow-nya sudah negatif sejak tahun sebelumnya saat menggunakan Gross Split. Lesson learned yang diperoleh dari penggunaan Gross Split model lama ini adalah bahwa ternyata T&C Gross Split yang diberlakukan tersebut tidak mendukung kesinambungan investasi.

"Diharapkan dengan migrasi ke Cost recovery ini, kegiatan pengeboran menjadi lebih masif, ada tambahan produksi dan peningkatan penerimaan negara, sementara dari sisi Kontraktor (dalam hal ini PHE), tingkat keekonomian minimum yang diharapkan tetap dapat dicapai," ujar Benny.

Migrasi ke cost recovery yang dilakukan oleh WK PHE ini menarik dicermati lantaran mutakhir ini Kementerian ESDM telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 13/2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split dan Keputusan Menteri ESDM Nomor 230.K/MG.01.MEM.M/2024 tentang Pedoman Pelaksanaan dan Komponen Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Skema gross spilt baru ini dianggap lebih simple dalam menjalankan kegiatan bisnisnya dan juga terdapat penyederhanaan dari sisi variable untuk bisa mendapatkan tambahan split. Selain itu, terkait total bagi hasil yang kompetitif.

Nilai bagi hasil sebelum pajak pada KKKS migas Konvensional ada pada rentang 75% sd 95%, rentang ini didasarkan pada study effective royalty rate, access to gross revenue, dan incentives. Adapun, terkait eksklusivitas migas non konvensional (MNK), nilai bagi hasil sebelum pajak KKKS MNK menggunakan fixed split yakni 93% untuk minyak dan 95% untuk gas.

Sebelumnya, Menteri ESDM Bahlil Lahadalia menuturkan sebanyak lima kontraktor migas bakal menggunakan skema gross split baru ini. Namun belum terang perusahaana migas mana yang akan menggunakan skema gross split baru ini.

"5 perusahaan. Dia pakai skema gross split versi pembaruan ada 5," kata Bahlil di Jakarta, Jumat (18/10).

Sementara itu, Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas Nasional (Aspermigas) Moshe Rizal menilai aturan terbaru skema gross split baru hanya mempermudah persetujuan dari Menteri ESDM untuk memberikan split yang lebih besar dan diutamakan di lapangan yang non konvensional. Untuk itu, meskipun ada gross split baru, tidak akan mengubah positif keekonomiannya.

"Setiap lapangan (WK) itu istilahnya punya hitungannya sendiri. Jadi, kalau memang mereka melihat Cost Recovery lebih menguntungkan ya sudah, kenapa enggak?," kata Moshe kepada Kontan, Selasa (22/10).

Menurut Moshe, setiap lapangan akan memilih kesesuaiannya dengan skema yang ada dan dilihat risikonya. "Kalau misalkan risikonya tinggi, biasanya banyak yang lebih memilih Cost Recovery karena lebih aman," sambungnya.

Moshe mengungkapkan kontraktor migas yang akan lebih tau skema kontrak apa yang lebih cocok untuk WK yang digarap.

"Jadi ya, semua masing-masing ada pertimbangannya. Jadi enggak bisa langsung ngomong berarti Gross Split enggak menarik, Enggak juga. Ada aja yang nyaman dengan Gross Split," tandasnya.

Untuk gambaran. beberapa keunggulan skema gross split adalah pendapatan/produksi dibagi antara pemerintah dan kontraktor, pemerintah tidak berbagi risiko biaya produksi dan hanya menerima bagian dari pendapatan kotor penjualan, serta besaran laba kotor disesuaikan berdasarkan keuntungan yang diperoleh oleh kontraktor sehingga bersifat progresif dan adjustable.

Sementara, beberapa keunggulan skema cost recovery adalah keuntungan dibagi antara pemerintah dan kontraktor, pemerintah dan kontraktor berbagi risiko biaya, serta kontraktor harus menentukan klasifikasi biaya yang berpotensi adanya mark up dari KKKS.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengatakan ada lima kontraktor kontrak kerja sama blok migas yang berminat mengubah skema kontrak menjadi gross split versi terbaru. Namun, Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Ariana Soemanto enggan menyebut nama KKKS tersebut.

“Siapa dan blok mana saja, sebaiknya menunggu formilnya. Tentunya senyaman KKKS saja untuk memilih skema kontrak yang sesuai dengan profil risiko,” kata Ariana dalam siaran pers, dikutip Senin (10/7).

Yang utama, menurut dia, adanya perbaikan iklim investasi migas agar lebih menarik dan mendorong temuan dan cadangan baru. "Pemerintah akan selalu berusaha memenuhi masukan stakeholders dengan tetap menjaga kepentingan negara," ujarnya.

Kementerian ESDM telah menerbitkan regulasi turunan terkait skema baru kontrak bagi hasil (PSC) gross split untuk bisnis hulu migas. Aturan baru ini tercantum Keputusan Menteri ESDM Nomor 230.K/MG.01.MEM/2024.

Perubahan versi ini diharapkan mampu memberikan kemudahan manfaat bagi kontraktor dalam menjalankan bisnis migas di Indonesia. Inti perubahannya adalah perbaikan skema bagi hasil dengan memberikan kepastian bagi hasil sekitar 75%-95% bagi kontraktor, membuat wilayah kerja (WK) migas nonkonvensional (MNK) lebih menarik, menyederhanakan parameter dari 13 menjadi lima poin, dan memberikan pilihan yang lebih fleksibel kepada kontraktor.

Terkait parameter, ESDM telah menyederhanakan komponen variabel dan komponen progresif. Simplifikasi ini bukan semata-mata untuk mendorong gross split baru saja, tetapi memberikan fleksibilitas bagi kontraktor untuk memilih jenis kontrak sesuai kenyamanan kontraktor.

“Silakan kontraktor yang mau pindah ke cost recovery dari sebelumnya gross split maupun sebaliknya," ucapnya.

Dia mengatakan implementasi kebijakan tersebut berlaku bagi yang kontrak yang ditandatangani pasca Peraturan Menteri Nomor 13 tahun 2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Sedangkan untuk kontraktor migas eksisting yang kontraknya ditandatangani sebelum Peraturan Menteri tersebut terbit dapat beralih ke kontrak gross split baru dengan beberapa syarat.

Pertama, kontrak skema gross split lama untuk MNK, termasuk gas metana batubara dan shale oil/gas dapat beralih ke skema gross split baru. "Ini seperti proyek MNK Gas Metana Batubara di Tanjung Enim. Itu akan segera beralih ke skema baru agar bisa jalan karena keekonomiannya membaik," katanya.

Kedua, kontrak skema cost recovery dapat beralih ke skema gross split baru, sepanjang masih tahap eksplorasi dan belum mendapatkan persetujuan rencana pengembangan pertama atau PoD-I dari pemerintah.

"Untuk kontrak skema gross split lama atau eksisting yang sudah tahap produksi, tidak dapat berubah ke yang baru, namun dapat berubah ke kontrak skema cost recovery," ujar Ariana.

Sebagai informasi, dalam aturan ini disebutkan terdapat tiga komponen yang digunakan untuk penetapan dan penyesuaian gross split. Meliputi bagi hasil awal atau base split, komponen variabel (jumlah cadangan, lokasi lapangan, ketersediaan infrastruktur), dan komponen progresif (harga minyak dan harga gas), masing-masing untuk MNK.

Base split merupakan acuan dasar dalam penerapan dan penyesuaian bagi hasil bagian kontraktor. Dalam aturan ini ditetapkan bahwa base split untuk minyak bumi sebesar 53% untuk negara dan 47% untuk KKKS. Kemudian untuk gas bumi sebesar 51% untuk negara dan 49% untuk KKKS.

Untuk proyek migas konvensional, besaran bagi hasil ditetapkan berdasarkan base split mengacu pada komponen variabel dan komponen progresif. Untuk proyek MNK, besaran bagi hasil untuk base split hanya menyesuaikan komponen variabel saja.

Pemerintah menyesuaikan aturan investasi hulu minyak dan gas bumi (migas). Melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 13 Tahun 2024 dan Keputusan Menteri ESDM Nomor 230.K/MG.01.MEM/2024, pemerintah melakukan perbaikan skema bagi hasil gross split dengan memberikan kepastian bagi hasil sekitar 75-95% bagi kontraktor.

Kemudian membuat Wilayah Kerja (WK) Migas Non Konvensional (MNK) lebih menarik, menyederhanakan parameter dan memberikan pilihan yang lebih fleksibel kepada kontraktor.

"Simplifikasi ini bukan semata-mata untuk mendorong gross split baru saja, tetapi juga pemerintah memberikan fleksibilitas bagi kontraktor untuk memilih jenis kontrak sesuai kenyamanan kontraktor. Silakan kontraktor yang mau pindah ke Cost Recovery dari sebelumnya Gross Split maupun sebaliknya," kata Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Ariana Soemanto dikutip dari laman Kementerian ESDM, Senin (7/10/2024).

Implementasi kebijakan tersebut, sambung Ariana, berlaku bagi yang kontrak yang ditandatangani pasca Peraturan Menteri Nomor 13 tahun 2024 dengan Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Sedangkan untuk kontraktor migas eksisting yang kontraknya ditandatangani sebelum Peraturan Menteri tersebut terbit dapat beralih ke kontrak gross split baru dengan beberapa catatan.

Pertama, kontrak skema gross split lama untuk MNK, termasuk gas metana batubara dan shale oil/gas dapat beralih ke skema gross split baru.

"Ini seperti proyek MNK Gas Metana Batubara di Tanjung Enim. Itu akan segera beralih ke gross split baru agar bisa jalan karena keekonomiannya membaik," jelas Ariana.

Kedua, kontrak skema cost recovery dapat beralih ke skema gross split baru, sepanjang masih tahap eksplorasi dan belum mendapatkan persetujuan plan of development pertama (POD-I) dari pemerintah. "Adapun untuk kontrak skema gross split lama atau eksisting yang sudah tahap produksi, tidak dapat berubah ke skema gross split baru, namun dapat berubah ke kontrak skema cost recovery," ungkap Ariana.

Hingga saat ini, setidaknya terdapat lima kontraktor/blok yang menyatakan minat untuk menggunakan skema gross split baru, sesuai Peraturan dan Keputusan Menteri ESDM tersebut.

"Siapa dan blok mana saja, sebaiknya kita tunggu formilnya nanti ya. Tentu, senyaman kontraktornya saja untuk memilih skema kontrak mana sesuai risk profile kontraktor masing-masing. Yang penting kita perbaiki iklim investasi agar lebih menarik, untuk mendorong temuan cadangan dan produksi migas nantinya," terang Ariana.

Bisnis.com, JAKARTA – Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) meyakini perombakan skema kontrak bagi hasil migas yang baru atau New Gross Split menjadi stimulus untuk memikat investor masuk ke sektor hulu migas nasional.

Regulasi tersebut tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM No 13/2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split yang menggantikan Permen ESDM No 8/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Tak hanya itu, pihaknya juga telah menetapkan Kepmen ESDM No 230.K/MG.01.MEM.M/2024 tentang Pedoman Pelaksanaan dan Komponen Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Direktur Pembinaan Hulu Minyak dan Gas Bumi Ariana Soemanto mengatakan pembaruan aturan gross split dilakukan untuk menjaga keseimbangan antara kepentingan kontraktor dan Pemerintah.

Adapun, salah satu poin penting dalam skema baru ini adalah kepastian bagi hasil yang diterima kontraktor, dapat mencapai 75%-95%. Aturan gross split lama bagi hasil kontraktor sangat rendah.

"Kepastian 75-95% bagi hasil punya kontraktor. Kalau yang dulu bisa rendah sekali, bahkan bisa sampai 0%, itu kita koreksi. Selain itu, bagi hasil tidak kompetitif, buktinya dari 15 dari 26 KKKS mengajukan insentif atau diskresi," kata Ari dalam keterangan resminya, Selasa (1/10/2024).

Aturan gross split baru ini pun menawarkan bagi hasil lebih besar untuk Wilayah Kerja Migas Non Konvensional mencapai 93-95% di awal. Skema ini akan segera diterapkan pada WK GMB Tanjung Enim dan MNK Rokan.

Ariana menuturkan parameter-parameter yang menentukan besaran angka bagi hasil untuk kontraktor disederhanakan dari 13 parameter menjadi hanya 5 parameter. Upaya ini dilakukan agar lebih implementatif perhitungannya dan menarik di lapangan.

"Ini bukan semata-mata untuk mendorong gross split yang baru ini, tetapi di sini kita berikan pilihan fleksibilitas, mau pakai gross split atau cost recovery silakan, mau berpindah juga silakan. Sesuai dengan selera kontraktor," tuturnya.

Di sisi lain, poin perubahan pada Permen Kontrak Bagi Hasil antara lain adalah simplifikasi jumlah komponen. Dari 13 komponen tambahan bagi hasil disederhanakan hanya menjadi 5 yaitu jumlah cadangan, lokasi lapangan, ketersediaan infrasruktur, harga minyak bumi, dan harga gas bumi.

Nilai parameter komponen ditentukan dari studi statistik data 5 tahun terakhir, yaitu jumlah cadangan POD seluruh lapangan, rata-rata lokasi dan kedalaman lapangan, serta harga rata-rata minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP), LNG platts, dan gas domestik.

"Jadi setelah evaluasi 5 tahun, nanti Bapak dan Ibu akan melihat cadangan dan PODnya itu sudah ada bukti empiris bahwa data 5 tahun terakhir terkait penemuan cadangan itu yang membentuk angka yang ada di Kepmen kita ini. Begitu pula dengan lokasi kedalaman, Harga ICP, kenapa harga yang diambil titik tengahnya, itu semua berdasarkan data realisasi 5 tahun terakhir," jelas Ariana.

Selain itu, diatur pula total bagi hasil yang kompetitif. Di mana nilai bagi hasil (sebelum pajak) KKKS migas konvensional pada rentang 75% s.d 95% berdasarkan studi effective royalty rate, access to gross revenue, dan incentives.

Tak hanya itu, terdapat pula aturan mengenai Eksklusivitas MNK yakni nilai bagi hasil (sebelum pajak) KKKS MNK menggunakan fixed split 93% untuk minyak dan 95% untuk gas, berdasarkan studi perbandingan keekonomian dengan lapangan di Eagleford.

Berkaitan dengan tata cara, persyaratan perubahan bentuk kontrak dan fleksiblitas, aturan tersebut memberikan pengaturan terkait perubahan bentuk kontrak bagi hasil dari PSC cost recovery ke gross split ataupun sebaliknya dengan ketentuan peralihan untuk kontrak yang telah ditandatangani sebelumnya.

IDXChannel - Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mengungkapkan pemerintah telah menyusun berbagai kebijakan baru untuk mengoptimalkan produksi minyak dan gas bumi (migas) dalam negeri.

Salah satunya dengan menerbitkan Keputusan Menteri ESDM Nomor 110.K/MG.01/MEM.M/2024 tentang Pedoman Pengembalian Bagian Wilayah Kerja Potensial yang Tidak Diusahakan dalam Rangka Optimalisasi Produksi Minyak dan Gas Bumi.

"Kepmen ESDM Nomor 110 Tahun 2024 untuk reaktivasi lapangan-lapangan yang idle, yang selama ini tidak diupayakan. SKK Migas sedang melakukan inventarisasi. Ini untuk direaktivasi kembali oleh KKKS yang ada, yang eksisting di sana," ujar Arifin, Selasa (6/8/2024).

Kemudian pemerintah juga mendorong untuk bekerja sama dengan teknologi provider atau diupayakan menjadi wilayah kerja baru untuk dikelola oleh KKKS baru.

"Karena ini sudah lama benar, lapangan-lapangan yang idle," kata Arifin.

Selain itu, lapangan-lapangan idle ini juga dapat dikembalikan ke pemerintah, dengan mempertimbangkan kewajiban pasca operasi yang harus dipenuhi, untuk selanjutnya dilelang kembali atau difungsikan sebagaimana kondisi sebelumnya.

Arifin menambahkan, pemerintah juga mendorong kerja sama penerapan teknologi peningkatan produksi dengan China. Saat ini sedang dilakukan proses pembahasan dengan Sinopec untuk 5 lapangan Pertamina EP, yakni Lapangan Rantau, Tanjung, Pamusian, Jirak, dan Zulu, dengan mekanisme Kerja Sama Operasi (KSO) yang lebih menarik dan fleksibel.

"Untuk kerja sama penerapan teknologi, kita kerja sama dengan China. Ini sudah ada respons dari Sinopec untuk lima lapangan Pertamina EP, antara lain di Rantau, Tanjung, Pamusian, Jirak, dan Zulu. Zulu ini di Offshore North-West Java (ONWJ), depannya Bekasi. Ini China punya kemampuan, Sinopec, kita sudah ke sana. Dan sekarang nanti tinggal tunggu kabar selanjutnya," kata Arifin.

Dia menambahkan, dirinya juga telah menerbitkan Keputusan Menteri ESDM Nomor 199 Tahun 2021 tentang Pedoman Pemberian Insentif Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi untuk menjaga keekonomian KKKS tetap menarik, agar IRR atau productivity index tetap terjaga.

Saat ini Kementerian ESDM telah memberikan insentif kepada 12 KKKS dan 10 KKKS sedang dalam proses.

Kemudian terdapat peralihan dari skema Gross Split ke Cost Recovery untuk 3 blok Migas Pertamina, yakni Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT), Tuban, dan ONWJ.

Arifin mengatakan pihaknya kini fleksibel dengan skema bagi hasil yang digunakan. Kebijakan tersebut diubah seiring ditemukannya banyak kekurangan dengan penerapan kewajiban gross split yang dapat menghambat produksi.

"Dulu kan kewajibannya harus gross split, tapi ternyata gross split itu risikonya banyak di KKKS. Kalau KKKS sudah menetapkan target split, kemudian anggaranya sudah ditetapkan sendiri, ternyata ada eskalasi mengenai harga barang-barang, mereka menunggu dulu sampai harga barang turun lagi," kata dia.

Terakhir, yang sedang dalam proses pengesahan adalah Peraturan Menteri ESDM tentang New Gross Split. Regulasi ini mengatur tentang penyederhanaan komponen tambahan split agar lebih implementatif, yakni dari 13 komponen menjadi hanya 5 komponen, dan memberikan tambahan split untuk kontraktor, hingga mencapai 95 persen.

"Hari ini sudah diterima dan disetujui oleh Bapak Presiden. Sudah dapat surat dari Menteri Sekretariat Kabinet, jadi sudah persetujuan Presiden," kata Arifin.

(NIA DEVIYANA)

Bisnis.com, JAKARTA — Praktisi minyak dan gas bumi (migas) Hadi Ismoyo menilai pemerintah mesti mengakomodasi permohonan migrasi kontrak dari gross split kecost recovery untuk Blok Rokan, garapan PT Pertamina Hulu Rokan (PHR).

Hadi melihat urgensi peralihan kontrak bagi hasil tersebut lantaran PHR bakal mulai menjalankan program peningkatan produksi minyak dengan teknologi chemicalenhanced oil recovery (EOR) Lapangan Minas Tahap-1 (Area-A) setelah final investment decision (FID) proyek diputuskan awal bulan ini.

Proyek dengan nilai investasi mencapai Rp1,48 triliun itu telah disetujui rencana pengembangan atau plan of development (PoD)-nya pada akhir 2023 lalu.

“Mumpung pemerintah sekarang semangat untuk EOR, maka segeralah duduk bareng untuk kemungkinan mengubah gross split menjadi cost recovery sehingga jangka panjang aman,” kata Hadi saat dihubungi, Minggu (7/7/2024).

Menurut Hadi, investasi yang mesti dialokasikan untuk proyek chemical EOR itu terbilang besar. Alasannya, sebagian bahan masih impor dan kondisi reservoir yang sudah mencatat water cut terlalu tinggi.

“Menurut simulasi keekonomian, proyek EOR ini termasuk marginal,” kata dia.

Dengan demikian, migrasi kontrak menjadi cost recovery bakal membantu mendukung investasi yang intensif tersebut.

“Dengan kondisi sekarang gross split, jangka pendek masih untung, namun jangka panjang dengan investasi yang masif boleh jadi akan berdarah-darah,” kata dia.

Blok Rokan dikelola Pertamina sejak Agustus 2021 melalui production sharing contract (PSC) skema gross split. Bagi hasil atau split Pertamina pada Blok Rokan untuk Lapangan Duri yaitu 65% minyak bumi, dan 70% gas bumi, sedangkan pada lapangan non-duri 61% minyak bumi dan 66% gas bumi.

Bagi hasil itu sudah termasuk semacam insentif atau tambahan split sebesar 8% untuk Pertamina mengelola blok minyak bekas PT Chevron Pacific Indonesia (PT CPI).

Seperti diberitakan sebelumnya, PT Pertamina Hulu Rokan (PHR) resmi memutuskan FID untuk proyek chemical EOR Lapangan Minas Tahap-1 (Area-A).

“FID sudah di awal Juli kemarin,” kata Deputi Eksploitasi SKK Migas Wahju Wibowo saat dikonfirmasi, Minggu (7/7/2024).

Wahju mengatakan, saat ini proyek chemical EOR itu tengah memasuki masa persiapan.

Dia menerangkan, bahan kimia yang dipakai Pertamina nantinya menggunakan formulasi dari Chevron Oronite, unit binis Chevron yang memiliki komponen kimia untuk Lapangan Minas tersebut.

“Chemicalsurfactant menggunakan formulasi dari Oronite selaras dan optimasi dari formulasi hasil field trial,” kata dia.

Lapangan Minas bakal menjadi lapangan pertama di Indonesia yang mengimplementasikan metode chemical EOR pada skala komersial dengan menggunakan bahan kimia injeksi alkali-surfaktan-polimer (ASP).

Komersialisasi proyek Chemical EOR Lapangan Minas ini merupakan tonggak bersejarah setelah perjalanan panjang pengembangan proyek yang diinisiasi oleh operator Wilayah Kerja Rokan sebelumnya, Caltex/Chevron, dengan penelitian-penelitian intensif sejak tahun 2000-an dalam upaya mencari formulasi surfaktan yang cocok dengan karakteristik Lapangan Minas.

Chemical EOR merupakan salah satu metode pengurasan lapangan minyak tahap tersier yang dilakukan dengan menginjeksikan bahan kimia tertentu (polimer atau surfaktan-polimer) secara berpola dari sumur injeksi untuk mengubah karakteristik fluida dan batuan reservoir sehingga dapat melepaskan minyak yang terikat di batuan agar dapat mengalir ke sumur produksi.

Metode Chemical EOR diimplementasikan di Lapangan Minas setelah secara maksimal memproduksikan minyak menggunakan metode pengurasan primer serta sekunder (waterflood).

Pada Proyek Chemical EOR Minas Tahap 1 ini akan digunakan pola-pola berukuran 18 acres dengan pola injeksi inverted irregular 7-spot dengan target injeksi pada Formasi Reservoir Bekasap dan Bangko.

Perkiraan cadangan minyak tambahan dari pengembangan CEOR Tahap-1 di Lapangan Minas ini mencapai 2,24 juta barel. Adapun, puncak produksi minyak pada proyek ini nantinya diperkirakan mencapai 1,566 barel minyak per hari (bopd).

Proyek ini merupakan tahap awal (proof of expandability) pengembangan CEOR dalam rangka menuju skala lapangan penuh (fullfield scale) di Lapangan Minas yang diidentifikasi memiliki total potensi tambahan cadangan minyak mencapai 500 juta barel pada saat pengembangan skala penuh.

Bisnis.com, JAKARTA — Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif menuturkan, pemerintah telah memulai pembahasan soal kemungkinan migrasi kontrak dari gross split ke cost recovery untuk Blok Rokan, garapan PT Pertamina Hulu Rokan (PHR).

Menurut Arifin, pemerintah bakal menyetujui perpindahan bentuk kontrak itu apabila Pertamina bisa meningkatkan produksi minyak dari blok tersebut.

“Ini tergantung daripada prospeknya dia mau ngasih berapa tambahan produksinya,” kata Arifin saat ditemui di Kompleks DPR, Jakarta, Senin (8/7/2024).

Arifin mengatakan, pemerintah tengah intens berupaya untuk meningkatkan recovery factor (RF) dari lapangan minyak dan gas (migas) nasional. Salah satunya, kata dia, potensi minyak yang saat ini masih terus dieksplorasi lebih jauh di Blok Rokan.

Dia menambahkan, kementeriannya telah mempertemukan Pertamina dengan sejumlah mitra potensial yang memiliki teknologi terkini untuk meningkatkan produksi di aset garapan perusahaan migas pelat merah tersebut.

“Kita kan masih identifikasi lagi ya, recovery factor kita baru 30%, seharusnya masih bisa di atas 50%,” tuturnya.

Seperti diberitkan sebelumnya, PT Pertamina Hulu Rokan (PHR) menargetkan injeksi pertama chemical enhanced oil recovery (EOR) Lapangan Minas Tahap-1 (Area-A), Blok Rokan dapat dikerjakan pada Desember 2025.

Target itu disampaikan setelah Direktur Utama PHR Ruby Mulyawan menyetujui final investment decision (FID) untuk proyek chemical EOR pada 30 Juni 2024.

"Agar dapat memasuki tahap eksekusi proyek di mana akan dilaksanakan kegiatan-kegiatan seperti pengeboran sumur, perbaikan sumur dan konversi sumur existing, injeksi bahan kimia, reaktivasi dan pengoperasian kembali fasilitas yang ada,” kata Ruby lewat siaran pers, Senin (8/7/2024).

Proyek dengan nilai investasi mencapai Rp1,48 triliun itu telah disetujui rencana pengembangan atau plan of development (PoD)-nya pada akhir 2023 lalu.

Sementara itu, EVP Upstream Business PHR Andre Wijanarko mengatakan, proyek Minas Chemical EOR Stage-1 Area-A merupakan implementasi dari teknologi tertiary recovery, yakni dengan cara penginjeksian Alkali Surfactant Polymer (ASP) pada 3 pattern Area-A Lapangan Minas guna meningkatkan produksi Blok Rokan.

Chemical EOR merupakan upaya peningkatan produksi hidrokarbon dari reservoir minyak atau menguras minyak untuk diproduksi dengan cara menginjeksikan material atau fluida khusus berbahan kimia.

"Potensi produksi puncak dari Chemical EOR Minas ini lebih dari 2.000 barel minyak per hari [bopd] dengan penambahan perolehan minyak dari Blok Rokan sebesar 2,1 juta barel,” kata Andre.