IDXChannel - PT Pertamina Hulu Energi (PHE) sebagai Subholding Upstream Pertamina hingga triwulan III-2024 mencatatkan produksi migas sebesar 1,04 juta barel setara minyak per hari (MBOEPD).

Rinciannya, produksi minyak sebesar 554 ribu barel minyak per hari (MBOPD) dan produksi gas 2,84 miliar standar kaki kubik per hari (BSCFD).

"Kami bersyukur dengan seluruh pencapaian tersebut, kami juga mengucapkan terima kasih kepada semua pemangku kepentingan yang senantiasa mendukung kegiatan operasional perusahaan sehingga dapat berjalan dengan lancar," ujar Direktur Utama PHE Chalid Said Salim dalam keterangan resmi, Rabu (6/11/2024).

Pencapaian produksi migas hingga triwulan III-2024 ini tidak terlepas dari implementasi teknologi yang diterapkan seperti Multi Stage Fracturing, Simple Surfactant Flood, Artificial Intelligence untuk program reaktivasi sumur, dan beberapa teknologi lain.

Hingga triwulan III-2024, PHE juga mampu menyelesaikan kerja pengeboran 13 sumur eksplorasi, 585 sumur pengembangan, 769 sumur workover, dan 26.928 well service.

Pencapaian kinerja triwulan III-2024 lebih cemerlang dibandingkan periode sama pada 2023, di mana secara keseluruhan mengalami kenaikan, antara lain realisasi pengeboran sumur eksplorasi meningkat 38,5 persen dan sumur workover meningkat 21,7 persen persen.

PHE juga mencatatkan survei Seismik 2D sepanjang 739 km dan 3D sepanjang 2.322 km2 pada triwulan III-2024. Pencapaian ini juga meningkat dibandingkan realisasi triwulan III-2023.

PHE akan terus berupaya menggali potensi dari berbagai aspek untuk pencapaian target yang telah ditentukan.

Dari kegiatan pengeboran eksplorasi yang dilakukan Subholding Upstream Pertamina berhasil menemukan sumberdaya migas big fish, yakni Astrea-1 yang berada di wilayah Rokan Hilir sebesar 40 juta barel setara minyak (MMBOE).

Sementara realisasi tambahan sumberdaya 2C (contingent resources) hingga Triwulan III tahun 2024 sebesar 312 juta barel setara minyak (MMBOE). Tambahan sumber daya 2C ini terdiri dari minyak sebesar 128 juta barel minyak (MMBO) dan gas 1.067 miliar standar kaki kubik (BSCF).

Hingga triwulan III 2024, PHE telah menemukan cadangan migas terbukti (P1) sebesar 186 juta barel setara minyak (MMBOE). Temuan cadangan P1 ini terdiri dari cadangan minyak sebesar 89 juta barel minyak (MMBO) serta cadangan gas sebesar 560 miliar standar kaki kubik (BSCF).

Dalam mendukung energi bersih, Subholding Upstream Pertamina juga berkomitmen dalam mencapai target Net Zero Emission. Salah satu programnya dengan injeksi C02 melalui teknologi CO2-EOR sebagai bagian dari Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS), yang baru-baru ini dilakukan di Lapangan Sukowati.

Implementasi teknologi CCUS diharapkan dapat mendukung pencapaian target tersebut dengan secara efektif menyimpan CO2 dan mengurangi polusi atmosfer.

PHE juga berkontribusi terhadap perekonomian nasional dengan terus berupaya menaikan tingkat kandungan dalam negeri (TKDN) dari tahapan perencanaan, proses pengadaan, hingga kontrak berakhir. Hingga triwulan III-2024, realisasi TKDN mencapai 62,94 persen.

Selain itu, Perusahaan juga memberikan akses kepada UMKM melalui kegiatan pengadaaan barang dan jasa lewat Pasar Digital (PaDi) UMKM Indonesia. Total transaksi melalui PaDI per triwulan III-2024 mencapai Rp27,8 miliar.

PHE juga terus meningkatkan performa aspek kesehatan, keselamatan dan keamanan serta lindung lingkungan (K3LL) atau HSSE. Per triwulan III-2024, capaian jumlah jam kerja 24.026.502 dengan total jam kerja selamat di angka 18,6 juta.

Capaian ini tidak terlepas dari upaya PHE mengelola strategi utama dalam mengelola baseline produksi, meningkatkan production growth melalui rencana kerja yang masif serta meningkatkan reserve & resource growth untuk menjaga ketahanan energi nasional dengan selalu mengedepankan aspek Environmental, Social, and Governance (ESG).

Pada kesempatan lain, Vice President Corporate Communication PT Pertamina (Persero), Fadjar Djoko Santoso, mengatakan Pertamina mendorong seluruh lini bisnis meningkatkan kinerja operasional untuk mencapai target perusahaan.

"Kinerja operasional PHE mendukung target Pertamina dalam meningkatkan produksi Minyak dan Gas," kata Fadjar.

PHE akan terus berinvestasi dalam pengelolaan operasi dan bisnis hulu migas sesuai prinsip Environmental, Social, and Governance (ESG).

PHE berkomitmen pada Sepuluh Prinsip Universal atau Ten Principles dari UNGC dalam strategi dan operasionalnya, sebagai bagian penerapan aspek ESG.

(NIA DEVIYANA)

Jakarta -

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mencatat produksi minyak gas bumi (migas) sebesar 1,04 juta barel setara minyak per hari (boepd) hingga kuartal III 2024. Produksi itu terdiri dari minyak sebesar 554 ribu barel minyak per hari (bopd) dan produksi gas 2,84 miliar standar kaki kubik per hari (scfd).

Hingga kuartal III 2024, PHE menyelesaikan kerja pengeboran 13 sumur eksplorasi, 585 sumur pengembangan, 769 sumur workover, dan 26.928 well service. Kinerja tersebut lebih baik dibanding periode yang sama tahun lalu dan mengalami kenaikan di mana realisasi pengeboran sumur eksplorasi meningkat 38,5% dan sumur workover meningkat 21,7%.

"Kami bersyukur dengan seluruh pencapaian tersebut, kami juga mengucapkan terima kasih kepada semua pemangku kepentingan yang senantiasa mendukung kegiatan operasional perusahaan sehingga dapat berjalan dengan lancar," ujar Direktur Utama PHE Chalid Said Salim dalam keterangan tertulis, Selasa (5/11/2024).

PHE juga mencatatkan survei Seismik 2D sepanjang 739 km dan 3D sepanjang 2.322 km2 pada kuartal III 2024. Dari kegiatan pengeboran eksplorasi yang dilakukan Subholding Upstream Pertamina berhasil menemukan sumberdaya migas big fish, yakni Astrea-1 yang berada di wilayah Rokan Hilir sebesar 40 juta barel setara minyak.

Sementara realisasi tambahan sumberdaya 2C (contingent resources) hingga kuartal III tahun 2024 sebesar 312 juta barel setara minyak. Tambahan sumberdaya 2C ini terdiri dari minyak sebesar 128 juta barel minyak dan gas 1.067 miliar standar kaki kubik.

Hingga kuartal III 2024, PHE telah menemukan cadangan migas terbukti (P1) sebesar 186 juta barel setara minyak. Temuan cadangan P1 ini terdiri dari cadangan minyak sebesar 89 juta barel minyak serta cadangan gas sebesar 560 miliar standar kaki kubik.

Dalam mendukung energi bersih, Subholding Upstream Pertamina terus berkomitmen dalam mencapai target Net Zero Emmission. Salah satu programnya dengan injeksi C02 melalui teknologi CO2-EOR sebagai bagian dari Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS), yang baru-baru ini dilakukan di Lapangan Sukowati. Implementasi teknologi CCUS diharapkan dapat mendukung pencapaian target tersebut dengan secara efektif menyimpan CO2 dan mengurangi polusi atmosfer.

(acd/hns)

Reporter: Ridwan Nanda Mulyana | Editor: Noverius Laoli

KONTAN.CO.ID - JAKARTA. Mayoritas emiten yang bergerak di bisnis minyak dan gas (migas) telah merilis laporan keuangan kuartal III- 2024. Sebagian besar emiten produsen dan jasa penunjang migas mencatat pertumbuhan kinerja top line maupun bottom line.

Salah satunya PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) yang meraup pendapatan US$ 1,78 miliar hingga September 2024. Pendapatan MEDC tumbuh 6,58% dibandingkan periode yang sama tahun lalu (year on year/yoy) yang sebesar US$ 1,67 miliar.

Laba bersih MEDC juga meningkat 12,74% (yoy) dari US$ 242,37 juta menjadi US$ 273,27 juta.

Chief Executive Officer Medco Energi Internasional, Roberto Lorato, mengungkapkan capaian kinerja MEDC didorong penyelesaian proyek-proyek utama di Suban, Meliwis, dan West Belut.

Produksi migas MEDC berada di level 153 million barrel oil equivalent per day (mboepd), lebih rendah dibandingkan tahun lalu karena berkurangnya hak kelola Corridor dan divestasi Vietnam. Tapi sebagian bisa diimbangi oleh akuisisi di Oman. Produksi MEDC terdiri dari 27% minyak dan 73% gas.

Dari Grup Bakrie, penjualan PT Energi Mega Persada Tbk (ENRG) tumbuh 7,85% (yoy) dari US$ 296,39 juta menjadi US$ 319,66 juta. Sedangkan laba bersih ENRG meningkat 12,21% (yoy) dari US$ 45,69 juta ke level US$ 51,27 juta.

Wakil Direktur Utama & Chief Financial Officer ENRG Edoardus Ardianto membeberkan dua alasan utama lompatan kinerja hingga kuartal III-2024.

Pertama, produksi minyak meningkat sebesar 22% (yoy). Sementara produksi gas ENRG stabil di level sekitar 230 - 240 juta kaki kubik gas per hari.

Kedua, performa produksi ini diiringi rata-rata harga jual minyak dan gas ENRG sedikit mengalami kenaikan.

Direktur Utama and Chief Executive Officer (CEO) Energi Mega Persada, Syailendra S. Bakrie menambahkan, akuisisi terhadap aset minyak KKS Siak dan KKS Kampar memiliki andil besar terhadap kenaikan produksi minyak.

"Kami juga berharap akuisisi atas aset gas KKS Sengkang di Sulawesi Selatan yang baru saja kami selesaikan dapat meningkatkan kinerja produksi perusahaan pada kuartal IV-2024," kata Syailendra dalam rilis yang disiarkan Kamis (31/10).

Lonjakan kinerja juga dialami PT Wintermar Offshore Marine Tbk (WINS). Pendapatan WINS melonjak 20,11% (yoy) dari US$ 51,21 juta menjadi US$ 61,51 juta. Sedangkan laba bersih WINS meroket 605,37% (yoy) dari US$ 2,79 juta ke level US$ 19,68 juta.

Lompatan kinerja juga dialami emiten dari Grup Pertamina, PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) alias PGN. Pendapatan sub-holding gas dari Grup Pertamina ini tumbuh 4,46% (yoy) dari US$ 2,69 miliar menjadi US$ 2,81 miliar.

Laba bersih PGAS ikut tancap gas, dengan lonjakan 32,69% (yoy) dari US$ 198,49 juta menjadi US$ 263,38 juta. Direktur Utama PGN Arief S. Handoko mengungkapkan PGAS mengusung strategi optimalisasi pengelolaan volume gas bumi di tengah tantangan penurunan alamiah (natural decline) pasokan gas pipa.

Performa PGAS juga disokong penurunan beban keuangan pasca pelunasan obligasi. Kinerja PGAS juga terdongkrak oleh pendapatan dari segmen perdagangan gas alam cair atau Liquefied Natural Gas (LNG) trading.

Lonjakan kinerja juga dialami oleh emiten Grup Pertama lainnya, PT Elnusa Tbk (ELSA). Pendapatan naik 7,46% (yoy) dari Rp 8,98 triliun menjadi Rp 9,65 triliun. Sementara laba bersih melejit 35,57% (yoy) dari Rp 406,60 miliar menjadi Rp 551,23 miliar hingga September 2024.

Rekomendasi Saham

Research Analyst Stocknow.id Emil Fajrizki mengamati pertumbuhan kinerja mayoritas emiten migas menunjukkan perusahaan di sektor ini mampu memanfaatkan momentum kenaikan harga komoditas di tengah fluktuasi yang cukup kencang. Selain itu, sejumlah emiten juga menggelar aksi ekspansi, termasuk melalui akuisisi.

Sedangkan dari sisi pergerakan saham, laju emiten migas bervariasi digerakkan oleh sentimen fluktuasi harga minyak mentah dunia. "Saat ini, volatilitas yang tinggi dapat menyebabkan harga saham migas bergerak tidak menentu. Namun kenaikan jangka pendek masih mungkin terjadi bila harga minyak mentah global kembali naik," kata Emil kepada Kontan.co.id, Senin (4/11).

Head of Equity Research Kiwoom Sekuritas Indonesia Sukarno Alatas sepakat, performa emiten migas di sisa tahun ini tergantung dari pergerakan harga minyak. "Saat ini volatilitas harga minyak cukup meningkat karena ketidakpastian ekonomi dan tensi geopolitik naik turun," ujar Sukarno.

Dus, Sukarno menyarankan agar pelaku pasar mencermati pergerakan harga minyak dunia sebagai pertimbangkan trading plan pada saham-saham emiten migas. "Jika ada sinyal beli dan harga minyak rebound bisa trading buy jangka pendek," imbuh Sukarno.

Sukarno memandang saham PGAS, ELSA, MEDC, ENRG dan WINS menarik dikoleksi. Secara teknikal, Equity Analyst Kanaka Hita Solvera William Wibowo menyarankan wait and see saham PGAS mencermati support Rp 1.430 dan resistance pada level Rp 1.600.

Kemudian, William menyarankan pelaku pasar memperhatikan peluang buy on weakness pada saham ELSA, MEDC dan WINS. Sedangkan Emil menyodorkan saham MEDC, PGAS dan ELSA dengan target harga masing-masing di level Rp 1.350, Rp 1.580, dan Rp 490 per saham.

Bisnis.com, JAKARTA - Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) optimistis pengoptimalan produksi minyak dari sumur-sumur idle (tidak aktif) mampu meningkatkan produksi migas 20.000 barel per hari (bopd).

Wakil Menteri ESDM, Yuliot mengatakan saat ini pihaknya tengah mengidentifikasi 6.000 sumur idle yang potensial untuk berproduksi.

Menurutnya, proses identifikasi itu dilakukan guna mengetahui permasalahan pada sumur migas itu sendiri. Dia mencontohkan, permasalahan yang dihadapi seperti cadangan yang tipis, sehingga diperlukan intervensi teknologi.

"Kami mengharapkan dalam beberapa bulan ke depan itu akan menjadi quick win. Saat ini kan tingkat produksi minyak nasional sekitar 609.000 barel dan dengan upaya ini kita paling tidak bisa meningkatkan sekitar 20.000 barel," ujar Yuliot melalui keterangan resmi dikutip Minggu (3/11/2024).

Berdasarkan data Kementerian ESDM, dari total 44.986 sumur minyak dan gas bumi (migas) RI, terdapat 16.990 sumur yang masuk pada kriteria idle well.

Dari jumlah tersebut, terdapat 4.495 sumur yang memiliki hidrokarbon potensial. Dengan kata lain, sumur tersebut masih bisa digunakan kembali.

Upaya peningkatan produksi migas ini memang tengah digenjot oleh pemerintah. Hal ini sejalan dengan visi Presiden Prabowo Subianto yang ingin mencapai swasembada energi di masa pemerintahannya.

Di sisi lain, Indonesia juga masih ketergantungan pada impor, khususnya minyak. Kementerian ESDM mencatat kebutuhan minyak RI mencapai 1,6 juta bopd. Sedangkan, produksi minyak Indonesia pada 2023 saja tercatat mencapai 606.000 bopd.

Oleh karena itu, belakangan Menteri ESDM Bahlil Lahadalia telah membentuk satuan tugas (Satgas) tentang penataan sumur migas idle dan optimalisasi lifting.

Langkah penataan di migas menjadi lanjutan setelah pada pemerintahan Presiden Joko Widodo (Jokowi), Bahlil ditunjuk menjadi Ketua Satgas Penataan Lahan dan Penataan Investasi yang membereskan 2.343 izin usaha pertambangan (IUP) yang tidak beraktivitas.

Bahlil mengaku telah melakukan pemetaan untuk lokasi sumur idle yang nantinya bakal difokuskan untuk direvitalisasi kembali.

“Sudah pemetaannya, lokasinya di mana, sudah (dipetakan),” kata Bahlil saat ditemui di Kementerian ESDM, Jumat (1/11/2024).

Setelah memetakan sumur idle, Bahlil yang juga Ketua Umum Partai Golkar ini menyebut pihaknya bakal menindak tegas Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang tidak mengoptimalisasi sumur idle tersebut.

Selain menindak tegas KKKS, Bahlil menuturkan dirinya telah membentuk Satgas yang nantinya akan bertugas mengawasi penataan sumur idle dan optimalisasi lifting.

“Sekarang satgas sudah saya bentuk. Sudah mulai kerja. Satgas penataan terhadap sumur-sumur idle dan optimalisasi lifting,” ujarnya.

Reporter: Filemon Agung | Editor: Handoyo .

KONTAN.CO.ID-JAKARTA. PT Pertamina memastikan siap mendukung upaya Pemerintah Indonesia untuk meningkatkan produksi migas melalui reaktivasi sumur-sumur idle.

Corporate Secretary Pertamina Hulu Energi (PHE) Arya Dwi Paramita menjelaskan, dalam tiga tahun terakhir pihaknya telah mereaktivasi sebanyak 2.165 sumur idle. Pada tahun ini pihaknya menargetkan sebanyak 1.400 sumur idle dapat direaktivasi.

"Ini menunjukkan upaya Pertamina dalam optimalisasi pengelolaan aset dan managing baseline untuk meningkatkan produksi migas," kata Arya kepada Kontan, Minggu (3/11).

Arya melanjutkan, Pertamina pun telah berkoordinasi dengan SKK Migas untuk membuka opsi pengelolaan sumur idle bersama mitra-mitra potensial.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto mengatakan, pihaknya turut terlibat dalam optimalisasi sumur idle mengingat data sebaran berada di ranah SKK Migas.

"Ini adalah upaya percepatan," kata Dwi kepada Kontan, Minggu (3/11).

Dwi melanjutkan, umumnya sumur-sumur yang belum dikelolakan ini tersebar di wilayah Pertamina EP dan sejumlah wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi di daerah Sumatera.

Jakarta -

Pertamina EP Rantau Field yang merupakan bagian dari Pertamina Hulu Rokan Zona 1 terus melakukan upaya untuk berkontribusi optimal terhadap target produksi migas nasional. Terbaru, Pertamina EP Rantau melakukan continuous improvement untuk mengatasi masalah kepasiran dengan Inovasi We Are Fines.

Pertamina EP Rantau mengelola lapangan-lapangan migas yang tergolong sudah mature dan memiliki loss production opportunity yang disebabkan oleh pasir (sand/mud). Menurut data yang dihimpun oleh Pertamina EP Rantau Field, Potensi Kehilangan Produksi/Loss Production Opportunity di tahun 2019 sampai 2022 adalah 62%.

Inovasi We Are Fines berupaya menekan angka tersebut dengan melakukan Management reservoir adalah proses pengelolaan data dan informasi terkait reservoir Migas untuk mengoptimalkan produksi. Ini mencakup analisis geologi atau karakteristik batuan, data produksi, dan perencanaan pengembangan untuk memastikan efisiensi dan keberlanjutan eksploitasi sumber daya migas.

Metode We Are Fines memanfaatkan dan mengimplementasikan hasil study dari LEMIGAS yang menyatakan bahwa penggunaan Potassium Klorida (KCI) memberikan efek positif pada reservoir. KCl adalah garam yang bersifat hipertonis, artinya ia memiliki konsentrasi garam yang lebih tinggi dari air formasi. Hal ini menyebabkan fluida KCl akan menarik air dari formasi ke dalam fluida KCl.

Proses ini dinamakan Osmosis. Proses ini dapat mencegah terjadi swelling pada formasi batuan. Swelling pada formasi bantuan dihindari karena dapat menyebabkan terproduksinya pasir ke permukaan.

Berhubung mineralogi formasi batuan di Lapangan Rantau memiliki tanah liat yang tinggi, penggunaan completion fluid yang tidak tepat dapat menyebabkan terjadinya swelling dan terproduksinya pasir. Oleh karena itu Metode We Are Fines juga melakukan improvisasi sensitivitas penggunaan konsentrasi KCl 2 sampai dengan 7% yang lebih efektif dan efisien pada masing-masing layer di Lapangan Rantau.

"Keberhasilan metode we are fines didalam menentukan kandungan tanah liat disetiap lapisan batuan diharapkan dapat mempertahankan operasi produksi di field Rantau dan direplikasi ke lapangan migas mature lainnya," ujar Petroleum Engineering PEP Rantau Feruz Kausar, dalam keterangan resmi, Selasa (29/10/2024).

Salah satu keberhasilan dari metode We Are Fines dalam mengatasi kepasiran adalah terbukti di sumur P-455. Sebelum penggunaan KCl, masa produksi (run life) sumur P-455 kurang dari 90 hari dengan hasil pengukuran tag True Depth (TD) terdapat pasir setinggi 126m di dalam lubang sumur. Setelah menggunakan KCl dengan konsentrasi 7%, run life sumur P-455 menjadi lebih lama yaitu 222 hari dan sumur masih berproduski (onstream) sampai saat ini.

Metode We Are Fines terbukti dapat mengurangi Loss Production Opportunity akibat masalah kepasiran, menambah usia produktif sumur dan mengurangi frekuensi pekerjaan Rig. Keberhasilan implementasi Metode We Are Fines dapat di aplikasikan di Lapangan lain yang mengalami permasalahan yang sama.

"Saya sangat mengapresiasi keberhasilan metode We Are Fines dalam menangani permasalahan kepasiran yang pada periode 2019 dan 2022 sempat membuat loss production oportunity meningkat diatas 50%. Inovasi-inovasi yang dilakukan para perwira kami ini harus di apresiasi tinggi, kembali saya tegaskan bahwa keberhasilan ini adalah kerja pintar dari perwira Pertamina EP Rantau dalam menjaga produksi lapangan Rantau," ujar Tomi Wahyu Alimsyah, Manager Pertamina EP Rantau.

(fdl/fdl)

JAKARTA - Anggota Komisi XII DPR Eddy Soeparno optimistis, Pertamina mampu mendukung upaya Pemerintahan Prabowo Subianto guna mewujudkan swasembada energi . Keyakinan Eddy, karena Pertamina memang menunjukkan performa menggembirakan dan berkomitmen menjaga ketahanan energi. Bahkan, saat ini BUMN energi itu terus bertransformasi menjadi perusahaan migas kelas dunia.

?Swasembada energi, Saya punya optimisme terhadap Pertamina karena sekarang telah bertransformasi menjadi perusahaan kelas dunia atau world class company ,? ujar Eddy kepada media.

Sebagai backbone dalam upaya mencapai target swasembada energi, kinerja Pertamina memang dinilai menggembirakan. Menurut Eddy, Pertamina telah menjalankan tata kelola bisnis yang baik, termasuk mempraktikkan dan meningkatkan Environmental, Social, and Governance (ESG).

?Berbagai kinerja Pertamina sangat mendukung program Pemerintah di bidang energi. Bahkan saat ini, 62% produksi migas merupakan produksi Pertamina,? lanjutnya.

Terkait swasembada energi, Eddy menjelaskan, bahwa dibutuhkan proses guna menuju target tersebut. Yang pertama harus dicapai adalah ketahanan energi. Ketahanan energi adalah terjaminnya pasokan energi untuk kebutuhan nasional. Pada tahapan ini, jelas Eddy, tidak mutlak bersumber dari dalam negeri, tetapi juga bisa dari sumber luar negeri.

?Misal, selama ini pasokan Elpiji dalam negeri terjamin, karena Pertamina sudah mengikat kontrak dengan pemasoknya. Begitu juga lifting minyak bumi sekitar 600 ribu barel per hari, sisanya melalui pengikatan kontrak yang dilakukan Pertamina juga. Hal itu akan membuat jaminan energi di dalam negeri terpenuhi,? kata Eddy.

Setelah itu, imbuhnya, barulah menuju kemandirian energi. Kemandirian energi itu, antara lain bisa dicapai melalui proses transisi energi. ?Proses dari energi fosil ke energi terbarukan. Energi terbarukan itu jika kita kelola dan kembangkan bisa mengganti energi fosil yang sebagian besar kita impor. Jadi sambil kita melakukan transisi energi kita wujudkan ketahanan dan kemandirian energi,? urainya.

Dengan demikian, lanjut Eddy, berbagai upaya yang sudah dilakukan Pertamina pun, merupakan proses menuju kemandirian energi guna mewujudkan swasembada energi. Termasuk di dalamnya, berbagai terobosan yang dilakukan Pertamina, seperti pengembangan biofuel, petrochemical, geothermal, dan carbon capture utilization and storage (CCS/CCUS).

?Betul. Itu semua masuk dalam upaya kemandirian energi dan menciptakan energi bersih,? tegas Eddy.

Begitupun Eddy mengingatkan, guna mewujudkan progam swasembada energi, Pemerintah tetap perlu memberikan dukungan kepada Pertamina yang notabene merupakan BUMN energi. Misal saja melalui penguatan modal agar bisa melakukan ekspansi untuk mencari sumber-sumber migas di luar negeri.

Selain itu, juga insentif untuk melakukan berbagai kegiatan usaha dari berbagai lini bisnis. Dan, tidak hanya itu. Eddy menambahkan bahwa sebagai BUMN, Pertamina juga membutuhkan dukungan regulasi

?Regulasi juga harus diberikan, karena sebagai perusahaan bidang migas, Pertamina memang harus didahulukan. Misalnya, jika ada tender terhadap blok-blok migas yang ada, Pertamina harus mendapat preferensi untuk melihat mana blok migas yang layak dikembangkan lebih lanjut,? pungkas Eddy.

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.

Editor: Muchamad Nafi

JAKARTA, investor.id - Direktur dan Chief Executive Officer (CEO) PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) Roberto Lorato menyatakan, perseroan telah memperluas produksi gas hingga mencapai 70% dari total produksi minyak dan gas (migas) selama delapan tahun terakhir. Hal itu dilakukan sebagai bentuk komitmen perusahaan terhadap upaya mendukung transisi energi.

“Medco telah memperluas investasi yang strategis pada energi terbarukan, yaitu pembangkit listrik tenaga surya dan panas bumi, serta tembaga yang mendukung elektrifikasi,” kata Roberto dikutip dari Antara, Sabtu (26/10/2024).

Roberto menambahkan, perusahaan tengah mengeksplorasi potensi penyimpanan CO2 di reservoir yang dioperasikan di lepas pantai antara Singapura dan Malaysia.

Menurut dia, transisi energi adalah tantangan kompleks yang memerlukan kerja sama erat antara negara-negara di kawasan. Salah satu langkah yang dapat dilakukan adalah dengan pemimpin energi, pembuat kebijakan, dan pelaku industri global untuk bertukar ide dan solusi dalam menghadapi tantangan energi masa depan, seperti melalui Singapore International Energy Week (SIEW) 2024.

Acara itu dikenal sebagai platform utama bagi diskusi seputar keberlanjutan dan ketahanan energi, serta menawarkan berbagai konferensi, pameran, dan sesi jejaring yang memperkuat kolaborasi lintas sektor.

Salah satu sesi penting dalam SIEW tahun ini adalah diskusi panel yang menyoroti urgensi pengembangan potensi energi terbarukan di Asia Tenggara, yang dihadiri oleh berbagai pembicara dari kawasan, termasuk Indonesia dan Singapura.

Roberto mengatakan, kolaborasi yang kuat antara Indonesia dan Singapura merupakan hasil dari pendekatan pragmatis yang agresif dengan menekankan pemahaman akan kebutuhan masing-masing negara. Medco bersama dengan banyak perusahaan energi di Asia Tenggara pun terus menunjukkan komitmennya untuk berkontribusi pada transisi energi.

“SIEW menjadi sebuah wadah penting bagi perusahaan-perusahaan tersebut untuk saling bertukar pengalaman dan ide agar transisi energi dapat berjalan baik untuk masa depan kawasan ini,” tutur dia.

Editor: Indah Handayani (handayani@b-universe.id)

Follow Channel Telegram Official kami untuk update artikel-artikel investor.id

Baca Berita Lainnya di Google News

Eksplorasi terus dilakukan secara agresif agar ketahanan energi bisa tercapai

Jakarta (ANTARA) - Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan telah menemukan sumber gas berkapasitas 9,45 juta kaki kubik gas per hari (MMSCFD) di Desa Bengku Kecamatan Bajubang Kabupaten Batanghari Provinsi Jambi.

Kepala Divisi Pengeboran dan Sumuran SKK Migas Surya Widyantoro dalam pernyataannya di Jakarta, Selasa, mengatakan penemuan sumber gas tersebut merupakan hasil kolaborasi dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Jindi South Jambi B melalui kegiatan eksplorasi kembali (re-entry) dan pengetesan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi Bungin-1.

Menurut dia, Sumur Bungin-1 hasil re-entry pertama kali ditajak pada tahun 1980 oleh Chevron Pacific Indonesia dan Gulf Oil Internasional (CPI) dengan kedalaman akhir di 10.337 kaki.

Selanjutnya kegiatan re-entry diteruskan oleh KKKS Jindi South Jambi, kemudian, saat ini dilanjutkan dengan kegiatan pengetesan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi tersebut dengan menggunakan Surface Well Test dan Slickline.

Dirinya mengatakan status per 18 Oktober 2024 hingga hari ini, SKK Migas dan KKKS Jindi South Jambi B masih melakukan kegiatan pada sumur dengan melakukan Pressure Build-Up (PBU) tes atau pengujian tekanan pada sumur.

Pihaknya merencanakan kegiatan pengetesan ulang uji lapisan di sumur eksplorasi Bungin-1 masih akan berlangsung selama 40 hari ke depan.

Lebih lanjut, Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Hudi D Suyodipuro mengatakan temuan gas ini merupakan temuan hasil eksplorasi kedua yang terjadi di Sumatera Bagian Selatan, setelah sebelumnya ada penemuan minyak di Banyu Lencir, Muara Enim Sumatera Selatan pada 14 Oktober 2024 lalu.

“Eksplorasi terus dilakukan secara agresif agar ketahanan energi bisa tercapai, SKK Migas juga terus mendorong agar monetisasi proyek-proyek yang telah dan akan berjalan dapat segera terwujud,” kata Hudi.

Pewarta: Ahmad Muzdaffar Fauzan
Editor: Agus Salim
Copyright © ANTARA 2024

JAKARTA - Praktisi minyak gas dan bumi menilai bahwa prospek investasi industri minyak dan gas bumi Indonesia masih dalam kondisi cerah sesuai dengan proyeksi permintaan migas dunia yang puncaknya akan terjadi pada 2029. Hal ini akan turut mendukung tercapainya target pertumbuhan ekonomi sebesar 8% yang dibidik pemerintahan baru.

Praktisi minyak dan gas bumi (migas) Hadi Ismoyo mengatakan, cadangan migas di Indonesia masih sangat besar yakni sekitar 128 Basin Migas atau cekungan migas, dan baru 20 cekungan yang sudah berproduksi.

Ia melanjutkan, dari 20 cekungan tersebut sudah di bor dan ada temuan, tapi belum diproduksi sebanyak 8 cekungan. Kemudian cekungan yang mengindikasikan ada hidrokarbon sebanyak 19 cekungan dan belum dilakukan pemboran sama sekali sebanyak 68 cekungan.

Hadi mengatakan, ini memberikan peluang besar untuk menemukan cadangan migas baru yang dapat meningkatkan produksi domestik dan mengurangi ketergantungan pada impor.

Hanya saja, Hadi mengatakan perlu keberanian dalam mengambil langkah eksplorasi yang masif untuk mencari sumber daya yang baru untuk menggantikan sumber daya yang saat ini diproduksi setiap hari.

?Menilik sejarah migas kita, pihak yang berani melakukan eskplorasi masif adalah, perusahaan migas asing,? katanya.

Selain itu, Hadi mengutarakan, perlu adanya peningkatan kualitas data base untuk eksplorasi, pemasaran untuk setiap putaran lelang juga harus dikuatkan melalui public exspose kepada investor-investor asing dan tidak sering mengubah berbagai aturan dan regulasi.

Dengan begitu, kegiatan eksplorasi cadangan basin migas terlaksana yang nantinya akan berdampak terhadap produksi yang tinggi. Sangat memprihatinkan, karena perusahaan migas tanpa eksplorasi yang masif, kita tidak akan bisa mendapatkan produksi dengan jumlah volume berkelanjutan," katanya.

Langkah Pemerintah Gaet Investor Hulu Migas di RI

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) telah menerbitkan regulasi terbaru terkait kontrak bagi hasil minyak dan gas bumi (migas) untuk meningkatkan daya tarik investasi migas di Indonesia. Regulasi terbaru ini tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 13 Tahun 2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split, Permen ini menggantikan Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Selain itu, ditetapkan pula Kepmen ESDM Nomor 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 ini dilakukan untuk menjaga keseimbangan antara kepentingan kontraktor dan pemerintah. Di antaranya satu kepastian bagi hasil yang diterima kontraktor, dapat mencapai 75-95% dan membuat Wilayah Kerja Migas Non Konvensional lebih menarik, karena bagi hasil untuk kontraktor dapat mencapai 93-95% di awal.

?Nantinya parameter-parameter yang menentukan besaran angka bagi hasil untuk kontraktor disederhanakan dari 13 parameter menjadi hanya 5 parameter,? imbuhnya.

Perbaikan Infrastruktur Gas Bumi

Dari sisi infrastruktur, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) terus melakukan pembangunan proyek infrastruktur yang dapat meningkatkan produksi gas bumi di Indonesia. Proyek tersebut yakni pembangunan pipa transmisi gas bumi Cirebon-Semarang (Cisem) Tahap II (Ruas Batang-Cirebon-Kandang Haur) sepanjang 245 KM yang resmi dimulai, usai dilakukan pengelasan perdana yang disaksikan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Bahlil Lahadalia.

Proyek tersebut tidak hanya sekedar proyek infrastruktur, namun akan menjadi katalisator untuk pertumbuhan ekonomi yang lebih luas. Bahlil mengungkapkan, bahwa proyek tersebut tidak hanya sekedar proyek infrastruktur, namun akan menjadi katalisator untuk pertumbuhan ekonomi yang lebih luas. Hal ini dikarenakan adanya pemanfaatan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) dalam proyek Cisem Tahap II mencapai 100%.

Selain memberikan dampak ekonomi langsung, proyek Cisem Tahap II juga berimplikasi jangka panjang bagi ketahanan energi nasional. Ia juga mengatakan, proyek Cisem akan menjadi infrastruktur penting bagi para pelaku usaha kecil dan menengah, serta industri yang besar yang berada di sepanjang jalur pipa gas Cisem.

Tidak hanya itu, Kementerian ESDM saat ini juga sedang mempersiapkan pembangunan pipa gas ruas Dumai-Sei Mangke di Sumatera bagian utara. Jika proyek tersebut rampung, maka akan meningkatkan pemanfaatan gas domestik, karena sudah terhubung dari Jawa Timur hingga Sumatra.

Diperkirakan akan ada penambahan penerima jaringan gas kota (jargas) di Cisem sebanyak 300 ribu sambungan rumah tangga (SR) dan Dumai-Sei Mangke sebanyak 600 ribu SR.

JAKARTA - Terhitung sejak mengambil alih pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Offshore South East Sumatera dari perusahaan migas CNOOC pada 2018, PHE OSES aktif melakukan berbagai inisiatif demi penguatan keandalan fasilitas operasi dan penambahan produksi migas.

Pada 2023 lalu, PHE OSES menuntaskan penggantian jalur pipa utama yang menghubungkan anjungan lepas pantai, antara lain jalur pipa di Anjungan Krisna P ke Anjungan Cinta P1 sepanjang 30 kilometer. Pekerjaan penggantian instalasi jaringan pipa lainnya, di antaranya meliputi Anjungan Sundari-A ke Anjungan Yvone-A sepanjang 6,5 kilometer, serta dari Anjungan Karmila-A ke Anjungan Titi-A dan dari Anjungan Titi-A ke Anjungan Zelda PC sejauh masing-masing 11,5 dan 3,5 kilometer.

Total penggantian jalur pipa yang rampung mencapai 51,5 kilometer. Selain instalasi jalur pipa, PHE OSES juga melakukan penggantian segmen jalur pipa di dua wilayah, dari Wanda B ke Wanda A, dan dari Pabelokan ke Rama F. Sedangkan penggantian pipa riser dilakukan pada delapan jalur.

"Semua program penggantian pipa ini guna mendukung keberlanjutan produksi migas," kata General Manager PHE OSES Antonius Dwi Arinto dalam keterangannya, Rabu (16/10/2024).

Mengelola wilayah kerja seluas 5.851 kilometer persegi, yang membentang dari perairan utara Kepulauan Seribu hingga Lampung Timur, memberikan tantangan tersendiri bagi PHE OSES. Tahun ini, PHE OSES mengupayakan strategi pengeboran untuk mencapai target produksi, yang meliputi target pengeboran sumur pengembangan baru.

"Selain upaya peningkatan produksi minyak dan gas dari Anjungan Cinta, mulai pertengahan Oktober ini, kami menjadwalkan pengeboran Sumur Ambar-4 yang berada di dekat perairan Lampung Timur, dan sekitar 150 kilometer dari pesisir utara Jakarta. Sumur Ambar-4 ini berpotensi memiliki sumberdaya hidrokarbon sebesar 41,35 juta barel minyak. Harapan kami, sumur ini dapat berproduksi pada 2029," kata dia.

Sementara, VP Exploration Regional 2 Indra Yuliandri mengatakan pengeboran sumur eksplorasi Ambar-4 dimaksudkan untuk menguji dan mengevaluasi potensi kandungan migas yang terdapat pada Fractured Carbonate Reservoir. Sumur ini akan dibor secara berarah (directional) dengan rencana kedalaman akhir sumur di 6423ftMD dan diperkirakan akan dilaksanakan hingga 2 bulan ke depan.

PHE OSES melakukan program pengeboran sumur eksplorasi ini karena dari aspek subsurface memiliki potensi minyak dan gas yang bernilai ekonomis untuk di kembangkan dan di produksikan sehingga dapat mendukung upaya pemenuhan kebutuhan energi nasional kedepannya. Adapun aktivitas pengeboran direncanakan pada awal 2025.

"PHE OSES juga akan melakukan pengeboran Sumur Widuri, awal tahun depan. Sumur Widuri berlokasi di area North Business Unit. Potensi kenaikan kinerja produksi dari Sumur Widuri diperkirakan sebesar 875 barel minyak per hari," jelasnya.