Wawancara Eksklusif

Kepala SKK Migas Buka-Bukaan Soal Produksi dan Drama Masela

Profil - Anastasia Arvirianty, CNBC Indonesia
13 May 2019 15:18
Kepala SKK Migas Buka-Bukaan Soal Produksi dan Drama Masela
Jakarta, CNBC Indonesia- Industri minyak dan gas dalam negeri tengah menghadapi tantangan, dari sisi fluktuasi harga hingga produksi yang terus merosot. Belum lagi soal temuan-temuan cadangan yang diminta untuk digenjot demi mencegah defisit migas di tahun-tahun mendatang.

Dalam kunjungannya ke CNBC Indonesia, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) Dwi Soetjipto pun memaparkan kondisi industri seksi ini secara terang-terangan.

Menurut Dwi, penurunan produksi migas adalah hal biasa karena laju penurunan juga tinggi. "Ini natural tapi ada yang bilang ini bisa dicegah kalau investasi sudah dilakukan sebelumnya. Ini tantangan atau kegagalan?" kata Dwi, Jumat (10/5/2019).


Tidak cuma produksi, Dwi juga membahas soal drama terkait Blok Masela dan proyek laut dalam Chevron. Berikut kutipan wawancaranya:

SKK Migas Buka-Bukaan Soal Produksi dan Drama Masela Foto: Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) meluncurkan pusat data dan riset yang bisa digunakan oleh para investor untuk mencari data hulu migas Indonesia. (CNBC Indonesia/Anastasia Arvirianty)



Potensi lifting minyak di akhir 2019 ultimate-nya akan seperti apa?

Perlu kita pahami dulu bahwa kita ada pada posisi Wilayah Kerja atau blok yang sedang decline. Kalau asumsi dari Dewan Energi Nasional (DEN) di 2017, bahwa di 2019 ini produksinya sudah jauh menurun dari tahun lalu, 778 ribu BOPD dan saat ini sesungguhnya di DEN sudah diperkirakan sekitar 650 (ribu)-an. Tapi ternyata dengan upaya yang terintegrasi antara Dirjen Migas dan SKK Migas, dengan KKKS juga, para KKKS kita, lifting (minyak) sampai dengan sekarang sekitar 750 ribu BOPD, berarti 98% dari target. Sedangkan, memang gas masih di bawah sekitar 84%, kalau gas itu kondisinya agak berbeda karena dia sangat dipengaruhi oleh serapan pasar. 

Misalnya Singapura, ada penurunan serapan, kemudian untuk beberapa kondisi LNG dunia sekarang sedang turun karena memang ini musim panas, tapi Insha Allah, dengan nanti masuk musim dingin, permintaan (gas) ini akan naik lagi. Jadi, kalau kami lihat secara total oil and gas dari yang saat ini sekitar 89% capaiannya, mudah-mudahan sampai akhir tahun kita yakin bisa masuk di 95%.



Soal investasi, kondisi di hulu migas 2019 bagaimana?
Sampai April 2019 kita capai US$ 3,7 miliar, dan kita rencanakan di tahun ini ada US$ 14 miliar, tertinggi dalam tiga tahun terakhir, jadi kita masih akan ekspektasi bahwa realisasi investasi ini masih bisa di atas 90%.

Biasanya pelaku industri migas investasi ketika harga tinggi, sementara setahun belakangan ini sampai sekarang, year to date minyak harga minyak masih meningkat kisaran 35%, masih untung untuk investasi sehingga bisa capai target?

Kalau investasi ini sesungguhnya tergantung onshore dan offshore. Kalau di onshore, harga minyak di bawah US$ 30-30an (per barel) itu sesungguhnya masih menguntungkan, kalau di offshore itu di atas US$ 40 (per barel) masih untung. Saya kira dengan sekarang harga minyak di sekitar US$ 60an per barel, ini masih menarik untuk investor berinvestasi.



Cekungan yang sekarang banyaknya di laut timur, laut dalam, investasinya besar sekali?

Betul, oleh karena itu sekarang jadi tantangan buat Indonesia kalau deepwater ENI dan Merakes di Selat Makassar itu sekarang proyeknya sudah beroperasi, selanjutnya IDD dan Masela. Kalau dua-duanya kita sudah bisa approve POD-nya 9 (rencana pengembangan) dan proyek bisa jalan, akan buktikan kalau deepwater di Indonesia itu cukup ekonomis pada harga tertentu, jadi masih feasible.

Kita ada 11 proyek yang akan onstream saat ini, dan yang sudah onstream pada April lalu adalah Proyek Terang Sirasun Batur Phase 2 dari Madura oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Kangean Energy Indonesia dengan estimasi produksi sebesar 120 MMSCFD, Seng Segat milik EMP Bentu Ltd dengan estimasi produksi 60 MMSCFD akan onstream Mei 2019, Ario-Damar-Sriwijaya Phase-2 milik PT Tropik Energi Pandan dengan estimasi produksi 20 MMSCFD akan onstream pada Juli 2019, Suban Compression milik ConocoPhillips (Grissik) Ltd dengan estimasi produksi 100 MMSCFD akan onstream pada Agustus 2019, Bukit Tua Phase-3 milik Petronas Carigali Ketapang II Ltd dengan estimasi 3.182 BOPD dan 31 MMSCFD, 

Di samping itu, ada pula proyek YY milik PHE ONWJ dengan estimasi produksi 25,5 MMSCFD (gas) dan 4.605 BOPD (minyak) yang akan onstream pada Oktober 2019, hampir tiap bulan ini kita update. Ada juga Buntal-5 milik Medco E&P Natuna Ltd dengan estimasi produksi 45 MMSCFD yang akan onstream pada November 2019.

Kemudian, terdapat juga proyek onstream yang berpotensi menghasilkan minyak seperti Bison-Iguana-Gajah Puteri milik Premier Oil Natuna Sea BV sebanyak 80 MMSCFD, Temelat milik PT Medco E&P Indonesia sebesar 10 MMSCFD, proyek Panen milik PetroChina International Jabung Ltd sebesar 2.000 BOPD akan onstream pada November 2019 dan Kedung Keris milik ExxonMobil Cepu Ltd sebesar 3.800 BOPD pada Desember 2019, mostly gas. Rata-rata setiap bulan akan ada dari 11 proyek ini.

SKK Migas Buka-Bukaan Soal Produksi dan Drama Masela Foto: Profile 100 KKS Utama Produksi/Salur Gas (dok. SKK Migas)


Potensi pertumbuhannya?
Sebagaimana yang sudah kita sampaikan, kemarin ada beberapa temuan cadangan baru yang surprisingly kita lihat blok-blok lama ternyata masih mengandung potensi yang cukup bagus, misalnya di Sakakemang yang lalu sudah disampaikan di KBD-2X, ada 2 tcf gas, di BNW-1 ada minyak dan kemudian di daerah Laut Jawa ada TKBY-2, ini beri harapan kita dapat informasi beberapa potensi-potensi temuan ini akan ada dalam tahun ini muncul juga, lalu sama nanti kalau POD IDD dan Masela disetujui akan nambahin cadangan kita yang cukup besar.

Target lifting migas itu 775 ribu BOPD, untuk tahun ini, sebenarnya turun dibanding tahun sebelumnya, ini natural tap ada yang bilang ini bisa dicegah kalau investasi sudah dilakukan sebelumnya. Ini tantangan atau kegagalan?

Ini tantangan sebetulnya, kalau kita lihat naturally kalau tidak lakukan apa-apa maka declining pasti akan 12%, dan pada beberapa tahun terakhir, SKK Migas mampu menekan decline itu sehingga sekarang running di 3-4%, tapi kita lihat opportunity untuk pengurangan decline ini dengan, satu: harus lebih aktif di EOR, WO (workover) dari sumur-sumur yang ada, mungkin bisa diperdalam, kita bisa temukan yang baru, kemudian reaktivasi dari sumur-sumur yang mostly punyanya Pertamina EP yang sekarang sudah tidak aktif.

Nah ini kita mungkin bisa kerjasamakan dengan yang lain yang ingin berinvestasi dan membuat sumur-sumur yang istilahnya tidak aktif ini menjadi aktif lagi, ini yang kira-kira kita kejar untuk bisa jangka pendek ini kurangi decline.

Tentu saja solusi terhadap decline ini dengan penemuan giant discovery, untuk itu sekarang kita fokus pada 10 titik yang punya potensi cukup besar untuk penemuan giant discovery, dan salah satu kebijakan di pemerintahan untuk menangani bagaimana cadangan-cadangan ke depan ini adalah dengan proaktif, jadi kita lebih terbuka untuk buka data, lakukan roadshow untuk tawarkan lahan atau WK-WK yang potensial, ini yang kita lakukan dan sudah laksanakan roadshow ini di beberapa tempat antara lain di China, Singapura, AS, Eropa juga sudah beberapa tempat. Akhir Mei, awal Juni kita akan lakukan di Australia dan kira-kira Juli akan roadshow lagi di Eropa, mudah-mudahan ini akan lebih menarik para investor untuk investasi di Indonesia, dengan temuan-temuan yang sekarang ada dan muncul secara masif ini, kita juga harapkan bagi investor lihat ternyata Indonesia masih banyak temuan-temuan besar yang bisa diperoleh.

Proyek Masela, ada kabar Shell mundur tapi ada statement yang disanggah dari SKK Migas?
Yang pertama, Masela ini yang perlu kita klarifikasi, saat ini kontraktor dan SKK Migas sudah fokus pada design untuk onshore LNG, di sini kami juga sampaikan, onshore LNG tidak lebih mahal bahkan dalam hal proposal yang pernah disampaikan oleh kontraktor, kita lihat bahwa dengan onshore LNG lebih murah.



Dengan floating LNG yang lalu, biasanya US$ 8,6 per BOEPD, sedangkan dengan onshore LNG cost-nya sekarang kita masih sedang diskusikan terus, tapi cost terbesar pun yang kita pakai dalam perhitungan masih dapat US$ 6,2 per BOEPD artinya dibanding floating dari 8 ini 6, kita lihat secara ekonomi onshore jauh lebih murah dibanding floating.

Ditambah lagi kita lihat efek gandanya pada saat onshore LNG akan ada porsi-porsi dalam negeri yang bisa ambil kontribusi dalam kegiatan ini, civil construction, mechanical construction saya kira sesuatu yang sudah umum dilakukan di Indonesia, belum lagi dampak secara ekonomi munculnya nanti industri-industru petrokimia di Maluku, dan sebagainya.

Pihak-pihak sudah setuju dengan onshore, jadi tidak dalam posisi debat lagi apakah onshore atau offshore. 

Berarti Shell tetap jadi investor ya?

Menurut informasi Shell Indonesia, mereka menyatakan tetap fokus untuk kontribusi di Masela, bertahan di pengembangan Masela. Ini yang kami dengar, kami tidak dalam posisi untuk komentar apapun kebijakan dari perusahan lain ya.

Tahap pengembangannya seperti apa?
Jadi kalau kita berasumsi dan kita pakaikan persetujuan POD di tahun ini, maka 2020-2021 akan ada tender EPC, saya kira 2021 sudah akan mulai kegiatan procurement dan sebagainya, dan kami liat kurang lebih 2022-2027 konstruksi lapangan akan mulai jalan. Sesunguhnya kami sedang mencoba untuk membuat schedule ini bisa kita perpendek karena saat ini kita pakainya target kontraktor, targetnya selesai 2027 tapi kami punya keyakinan apabila kita bisa lebih melakukan kegiatan proyek ini lebih baik, mungkin bisa selesai 2026.

Dari sisi investasi skenarionya Bagaimana?

Saya kira kalau investasi dalam hal ini tentu saja adalah kontraktor, dan sejauh ini kami masih belum masuk pada tahap siapa yang akan dominan sebagai lender, dan sebagainya. Tapi dalam hal masalah kontraktor kita tahu 65% adalah Inpex, 35% itu Shell.

Kalau IDD bagaimana?
Ini tentu saja di dalam hal masalah review rencana investasi dari kontraktor kita lihat lagi tingkat kekeonomiannya, dalam hal tingkat keekonomiannya, juga menyangkut risiko mengenai mundur atau tidaknya proyek, dan sebagainya. Saat ini kita sedang lakukan pembicaraan dengan Chevron dan khususnya, sesunguhnya tinggal menyangkut masalah kapan asumsi proyek ini bisa kita selesaikan, karena kalau proyek ini diasumsikan pelaksanaannya untuk periode tertentu apakah 4-5 tahun, ini akan berbeda cukup signifikan dari sisi cost sehingga ini akan menyangkut pada split yang diberikan untuk capai tingkat keekonomian bagi investor.

Lifting minyak penyumbangnya masih 3, ExxonMobil, Pertamina, Chevron. Exxon dan Pertamina masih bisa naik produksi, sementara Chevron turun, apa yang terjadi di Chevron dan bagaiamana caranya agar tidak ada penurunan di sini?

Yang terjadi adalah seperti tadi, bahwa memang Rokan dalam posisi decline, dulu pernah satu juta kemudian terus turun. Saat ini tentu saja apa yang akan dan harus dilakukan, akhir-akhir ini mungkin penurunannya masih terus terjadi karena memang transisi antara Chevron ke Pertamina, masih dalam proses perundingan, dan diharapkan segera selesai karena kalau tidak, maka kepastian siapa yang akan investasi dalam dua tahun ini akan jadi masalah.

Potensi berikutnya adalah di Pertamina, sudah mulai bisa masuk di 2019 ini. Memang, skenarionya demikian, meski sekarang masih dalam tahap pembicaraan mengenai bagaimana masuknya. Sesungguhnya, skenarionya adalah 2019 ini Pertamina sudah harus masuk, 2020 Pertamina lanjutkan, dan 2021 sudah bisa mengelola. Dengan demikian, kita harapkan Pertamina akan lakukan pengembangan, eksplorasi, di wilayah-wilayah yang sekarang masih belum digarap.

Kontrak (PSC) Rokan sudah ditandatangani?
Rokan ini sesungguhnya kan penunjukannya sudah lama. Setelah tender, dimenangkan Pertamina, kemudian ini beralih ke Pertamina. Bonus tanda tangan pun sudah dibayar, jadi the next yang sering ditanyakan publik itu kan administrasi, dan administrasinya pun sudah diselesaikan semua.

Apa yang buat berlarut-larut?
Jadi, Pertamina kan dapat tambahan blok untuk dikelola di hulunya kan cukup banyak, sebelumnya Mahakam, Sanga-sanga, East Kalimantan, dan sebagainya, ada 8-9 blok sebelum Rokan. Oleh karena itu, tentu pemerintah akan lihat lagi kesanggupan Pertamina dalam kelola semua ini, sehingga Pertamina diharapkan, beberapa hari lalu, tantangannya adalah pengelolaan Mahakam, komitmen untuk blok Mahakam ke depannya seperti apa.

Dan sebenarnya tidak berlarut-larut karena ketika pemerintah sudah tetapkan Pertamina untuk kelola Rokan, berikutnya proses perundingan transisi, kemudian persiapan Pertamina investasi di bulan Agustus juga sudah disiapkan. Jadi, proses untuk alih kelola di 2021 sudah berjalan.

[Gambas:Video CNBC] (gus/gus)
Terpopuler
    spinner loading
Features
    spinner loading