Jakarta, Ruangenergi.com – Indonesia adalah salah satu negara dengan pertumbuhan tercepat dalam hal ekonominya, dan diprediksi akan menjadi ekonomi terbesar ke-4 di dunia pada tahun 2030.
Hal tersebut dikatakan oleh, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Dwi Soetjipto, dalam paparannya di acara Oil & Gas Investment Day, yang dilakukan secara hybird, (17/06).
Ia menambahkan, untuk mendukung pertumbuhan ekonominya, Indonesia membutuhkan lebih banyak energi.
Menurutnya, transisi energi akan meningkatkan pangsa energi terbarukan, akan tetapi minyak dan gas masih akan memainkan peran penting di masa depan.
Dalam Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), Dwi menjelaskan, konsumsi minyak Indonesia akan meningkat lebih dari 130% dari saat ini 1,6 Juta BOPD menjadi 3,9 Juta BOPD pada tahun 2050.
Sementara, konsumsi gas juga akan meningkat lebih dari 290% dari sekitar 6 miliar standar kaki kubik gas menjadi sekitar 26 miliar standar kaki kubik gas pada tahun 2050.
“Saya berharap acara ini dapat memberikan kerjasama yang baik dan intens antara semua pemangku kepentingan yang meliputi kementerian, lembaga pemerintah dan investor. Kolaborasi ini merupakan salah satu enabler terpenting untuk mencapai target jangka panjang industri hulu migas,” kata Dwi.
Di sisi lain, Indonesia masih memiliki banyak prospek migas. Dari 128 cekungan, produksi hanya berasal dari 20 cekungan dan masih ada 68 cekungan yang belum tereksplorasi sepenuhnya.
Berkaitan dengan kondisi tersebut, tahun lalu, bisnis hulu migas Indonesia telah mencanangkan IOG 4.0 sebagai rencana strategis untuk mencapai produksi 1 juta BOPD minyak dan 12 Miliar Standard Cubic Feet Gas pada tahun 2030.
“Salah satu faktor pendukung yang paling penting untuk mencapai produksi tahun 2030 adalah dengan memperbaiki iklim investasi. Bersama Kementerian ESDM dan Kementerian Keuangan, SKK Migas sedang merumuskan opsi kebijakan fiskal untuk memperbaiki iklim investasi, baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang,” tuturnya.
“Tahun lalu, kami telah mengusulkan paket 9-stimulus yang diformulasikan untuk meningkatkan iklim investasi hulu migas Indonesia. Selain itu, efisiensi proses dan persetujuan paket insentif menunjukkan komitmen Pemerintah Republik Indonesia untuk merevitalisasi iklim investasi sektor migas di Indonesia,” sambung Dwi.
Terlebih, pemerintah telah menyetujui usulan insentif fiskal yang diajukan oleh Operator Blok Mahakam, PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM).
Pasalnya, ini merupakan paket insentif pertama yang diberikan kepada blok Indonesia dalam tahap produksi.
Di mana, persetujuan paket insentif ini akan memungkinkan PHM untuk mengeksekusi proyek-proyek pengembangan yang tertunda, memaksimalkan pemulihan sumber daya, dan untuk menjamin kelangsungan bisnis dan operasi Blok Mahakam hingga akhir kontrak pada tahun 2037 dengan instrumen sebagai berikut, yaitu relaksasi minyak bumi tahap pertama; kredit investasi; percepatan penyusutan modal; fasilitas PPN yang tidak dapat ditagih dan pengurangan LBT untuk bawah permukaan dan; liburan biaya penggunaan Barang Milik Negara (BMN).
“Paket insentif tersebut telah ditetapkan melalui amandemen PSC Mahakam, dengan tanggal efektif 1 Januari 2021. Apresiasi setinggi-tingginya kami sampaikan kepada Kementerian Keuangan yang telah menerbitkan PMK 140/2020 sehingga salah satu paket insentif yang terutang (biaya pemanfaatan BMN) dapat diselesaikan tepat waktu,” imbuh Dwi.
Lebih jauh, ia mengatakan, dengan disetujuinya paket insentif ini, mitra Mahakam akan memiliki kemampuan untuk melaksanakan proyek-proyek yang sebelumnya dianggap marjinal dan juga kelangsungan bisnis dan operasi Mahakam akan terjamin sehingga akan memberikan multiplier effect dalam hal kepastian pasokan untuk pembangkit listrik, petrokimia, industri dan semua bisnis hilir dan menengah lainnya yang berbasis di Kalimantan Timur.
Pada tahun 2008, Indonesia memulai kegiatan eksplorasinya di Reservoir Coal Bed Methane (CBM) yang dapat dikategorikan sebagai Hidrokarbon Non-Konvensional. Eksplorasi di reservoir CBM merupakan kegiatan yang berisiko tinggi karena reservoir batubara muda, sifat getas dan waktu dewatering yang diperlukan untuk mencapai produksi puncak gas.
“Dengan keberanian dan konsistensi dari semua pihak yang terlibat, kami dapat menemukan Hidrokarbon Non-Konvensional. Sampai dengan tahun 2018, PSC GMB Tanjung Enim telah melakukan beberapa kegiatan eksplorasi, antara lain pemboran 13 sumur Eksplorasi (terdiri dari sumur inti dan sumur produksi). Berdasarkan data eksplorasi dan evaluasi bawah permukaan, Area A dan B memiliki cadangan CBM sebesar 127,93 BSCF dari Formasi Muara Enim,” paparnya.
Dart Energy sebagai Operator PSC GMB Tanjung Enim, memiliki pengalaman luas dalam mengeksplorasi dan mengembangkan Reservoir CBM di negara lain, seperti China dan Australia. Berdasarkan pengalaman tersebut, Dart Energy yakin akan mampu mempercepat dan mengoptimalkan proyek pembangunan untuk mencapai on stream pada 2022.
“Perubahan KKKS dari skema Cost Recovery menjadi skema Gross Split telah disetujui pada tanggal 4 Mei 2021 oleh Menteri ESDM dan akan dilanjutkan dengan persetujuan Plan of Development (POD). POD pertama menggunakan skema Gross Split untuk Produksi Coal Bed Methane (CBM),” bebernya.
Progress 1 Juta Barel
Dwi kembali mengatakan, untuk mencapai target produksi 1 juta barel minyak per hari (BOPD) dan 12 miliar kaki kubik gas per hari (BSCFD) pada tahun 2030, SKK Migas terus mendorong beberapa upaya untuk meningkatkan kegiatan eksplorasi, termasuk kerjasama teknologi.
Eksplorasi di Indonesia masih memiliki potensi yang sangat besar, oleh karena itu dengan kerjasama teknologi ini, SKK Migas berharap dapat lebih memahami kondisi bawah permukaan yang akan mengarah pada penemuan raksasa berikutnya.
“ENI dalam beberapa tahun terakhir telah memiliki sejumlah keberhasilan eksplorasi yang menghasilkan penemuan hidrokarbon dalam volume yang signifikan. Hal ini karena pendekatan inovatif dan penggunaan teknologi mutakhir dalam pemodelan dinamika fluida lapisan lanjutan,” katanya.
Pemodelan tersebut didasarkan pada perhitungan yang dibuat oleh Pusat Data Hijau di Ferrera Erbognone, Italia. Melalui penggunaan algoritma kepemilikan yang canggih untuk pencitraan seismik akan memungkinkan model lapisan tanah yang lebih akurat, yang akan membantu dalam pengurangan risiko selama tahap eksplorasi dan pengembangan.
“Tujuan dari MOU ini adalah untuk mengidentifikasi dan mengevaluasi kolaborasi potensial melalui pertukaran informasi, data dan ide, dan untuk menentukan kerangka kerja khusus untuk kemungkinan implementasi di Indonesia. Semoga hasil kerja sama teknologi ini dapat mendorong lebih banyak lagi kegiatan eksplorasi dan penemuan lapangan raksasa di Indonesia,” tuturnya.
“Untuk lebih memperkaya kegiatan eksplorasi, kami juga akan mengadakan Joint Study Agreement (atau JSA) dan kerjasama antara PT Pertamina Hulu Energi dan POSCO International Corporation,” imbuhnya.
JSA ini dilandasi oleh semangat gotong royong untuk mencari peluang potensi eksplorasi hidrokarbon di area terbuka dimana PHE telah melakukan survei seismik 2D sebagai pemenuhan komitmen pasti PHE Jambi Merang.
PHE dan POSCO International Corporation mengusulkan Studi Bersama untuk area seluas 11.515 km2 di mana rangkaian kejadian hidrokarbon telah diidentifikasi dari kegiatan eksplorasi sebelumnya selama 1980-an hingga awal 1990-an.
“Meskipun kegiatan eksplorasi yang signifikan telah dilakukan di area studi bersama ini, kami yakin potensi hidrokarbon masih tetap ada,” katanya.
Eksplorasi sebelumnya menargetkan penutupan struktural yang ditentukan seismik 2D atau penumpukan karbonat, dan juga kepadatan sumurnya cukup rendah.
Tujuan utama dari Studi Bersama ini adalah untuk meninjau kembali daerah tersebut dan menguji kelayakan sistem perminyakan batuan induk Pra-Tersier melalui integrasi seismik 2D yang baru diproses ulang dan hasil survei seismik Komitmen Pasti PHE Jambi Merang.
“Kolaborasi antara PHE dan POSCO International Corporation diharapkan dapat berkontribusi dalam meningkatkan Cadangan Minyak & Gas Indonesia dan keberlanjutan energi di masa mendatang,” tutupnya.
