Katadata.co.id; 19 Februari 2021
Kementerian ESDM berencana mendorong pengembangan blok migas nonkonvensional dan akan menghadirkan kontrak kerja sama baru.
Pemerintah mempertimbangkan membuat kontrak kerja sama baru untuk industri hulu minyak dan gas bumi (migas). Usulan ini muncul dari para investor yang meminta adanya kontrak karya serupa dengan sektor pertambangan.
Dalam kontrak karya, sistem yang berlaku adalah pajak dan royalti. Sedangkan perjanjian kerja sama migas yang ada sekarang, baik itu cost recovery maupun gross split, merupakan bagian dari kontrak bagi hasil alias production sharing contract (PSC).
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sedang melakukan koordinasi dengan Kementerian Keuangan soal ini. Kepala Subdirektorat Pengawasan Eksplorasi Minyak dan Gas Bumi Komar Hutasoit mengatakan jenis kontrak baru yang tengah digodok tersebut diperuntukkan untuk blok migas non konvensional.
Supaya tidak kontradiktif dengan aturan Kementerian Keuangan, maka Kementerian ESDM masih melakukan koordinasi terkait mekanismenya. “Untuk bentuk kontrak baru masih harus menyesuaikan aturan, seperti undang-undang perpajakan,†katanya Indonesian Oil-Gas Outlook Webinar Series: Drilling & Exploration, Rabu (17/2).
Di sisi lain, blok migas nonkonvensional di Indonesia masih sangat baru. Secara teknis, pemerintah perlu melakukan kajian lebih dalam. Satu blok jenis ini yang berpotensi menghasilkan shale gas (gas serpih) ada di Sumatera Utara. “Tapi itu juga bukan sumur pengembangan,†ucap Komar.
Kementerian ESDM memang berencana mendorong pengembangan blok migas nonkonvensional. Salah satunya dengan fokus menggarap minyak serpih atau shale oil.
Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Tutuka Ariadji sebelumnya mengatakan dalam pengembangan migas non konvensional pemerintah telah melakukan identifikasi potensi-potensinya. “Kami fokuskan ke shale oil,” ucap dia dikutip dari laman resmi Kementerian ESDM.
Potensi minyak serpih di Indonesia, menurut dia, terbilang cukup besar. Apabila digarap dengan benar, maka target produksi satu juta barel minyak di 2030 dapat tercapai.
Hal yang sama juga pernah mantan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar katakan beberapa waktu silam. Potensi shale gas dan shale oil negara ini sangat besar tapi belum dimanfaatkan sama sekali. Sedangkan Amerika Serikat sudah melakukannya sejak 2007.
Produksi awalnya sekitar 4,5 juta barel minyak per hari (BOPD). Dalam waktu tujuh tahun, angkanya naik menjadi 9,5 juta barel minyak per hari. Berkat pengembangan blok nonkonvensional, kini negara adikuasa itu menyalip Arab Saudi menjadi produsen migas terbesar dunia.
Minyak serpih, kerap disebut kerogen serpih atau bitumen padat, adalah batuan sedimen berbutir halus yang mengandung kerogen. Campuran senyawa kimia organik ini yang menjadi sumber terbentuknya hidrokarbon cair.
Shale oil didefinisikan sebagai batuan sedimen immature, berbutir halus yang mengandung sejumlah besar material organik spesifik, yaitu alginit dan/atau bituminit. Apabila material ini diesktraksi dengan cara dipanaskan lebih dari 550 derajat Celcius, maka akan menghasilkan minyak mentah bernilai ekonomis.
Soal kehadiran kontrak kerja sama baru, SKK Migas tidak banyak memberikan tanggapan. “Kami ini lembaga pelaksana. Tentu akan mengikuti ketentuan pemerintah,†kata Pelaksana Tugas Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Susana Kurniasih.
Cukup Dua Skema Kontrak Kerja Migas
Pengamat energi Salis S Aprilian berpendapat belum ada sistem kontrak yang lebih baik dari PSC, dengan skema cost recovery maupun gross split. Keduanya sudah cukup menjadi pilihan para investor.
Isu dasar rendahnya investasi pada sektor hulu migas sebenarnya bukan karena kebijakan fiskal. Namun, ketersediaan data, potensi sumber daya alam, dan kepastian hukum.
Apabila tersedia kajian awal yang terpercaya dan akurat, ia meyakini investor akan berhitung lebih cermat. “Apakah mereka akan menganut cost recovery atau gross split itu mudah diputuskan,” kata Salis.
Cost recovery adalah pengembalian biaya operasi dari pemerintah untuk kontraktor migas. Perhitungan biayanya dimulai saat penemuan cadangan migas hingga berproduksi secara komersial.
Pada 2016, alokasi cost recovery terbesar untuk mendukung aktivitas produksi. Angkanya mencapai 49,9% atau sebesar US$ 5,8 miliar. Secara nominal biaya ini turun dibandingkan realisasi 2015 yang mencapai US$ 6,89 miliar. Sedangkan untuk kegiatan eksplorasi dan pengembangan sebesar 15,6%.
Sedangkan gross split, perhitunganya sudah di muka sehingga biaya operasi menjadi beban kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). Negara mendapatkan bagi hasil migas dan pajak lebih pasti.
Untuk pengembangan blok migas nonkonvensional perlu ada tambahan aturan karena menyangkut lahan yang luas, sumur produksi yang kecil tapi banyak, dan overlap dengan area operasi existing. “Tapi tetap saja harus diturunkan dari aturan-aturan PSC yang ada, hanya perlu modifikasi,” ucap Salis.
Pendiri ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto pun berpendapat bentuk kontrak tak menentukan datangnya investasi baru. Yang lebih penting adalah budget dan prioritas portofolio investasi para investor.
Faktor lainnya yang mendukung adalah iklim investasi dan kemudahannya. “Kepastian hukum dan contract sanctity lebih penting daripada jenis atau bentuknya,†kata Pri.
Untuk investasi yang sudah berjalan, perubahan jenis kontrak dengan memperbaiki parameter fiskal memang akan membantu secara keekonomian.
“Namun, mengubah-ubah kontrak juga memberikan sinyal kurang positif terhadap kepastian hukum Indonesia,” ujarnya. Investor memiliki preferensi tentang operasional migasnya.
“Kalau geological reward-nya besar, risiko dan modalnya dapat mereka kelola, serta pemerintah berperan sebagai fasilitator yang baik, maka pasti berhasil,†ucap Pri.
Blok Migas Non Konvensional Masih Berisiko Tinggi
Sekretaris Jenderal Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas (Aspermigas) Moshe Rizal mengatakan pengembangan blok migas nonkonvensional merupakan bisnis marginal.
Di Indonesia masih sangat baru dan membutuhkan banyak trial and error serta fleksibilitas dalam pengadaan teknologi. Pengembangan blok migas yang memiliki risiko tinggi, tentu membutuhkan fleksibilitas. “Termin kontrak yang ada sekarang tidak mampu mendukungnya,†kata Moshe.
Praktisi sektor hulu migas Tumbur Parlindungan pun menyebut perlu penelitian lebih lanjut untuk membuktikan daya tarik blok migas nonkonvensional. “Isu utamanya tidak hanya masalah rezim fiskal tapi infrastruktur dan perusahaan penunjangnya,†ucapnya.
Hal serupa juga disampaik pengamat ekonomi energi Universitas Gadjah Mada Fahmi Radhi. Fleksibilitas kontrak tidak akan berdampak signifikan mendongkrak investasi. “Di AS, investor diberikan berbagai kemudahan, seperti insentif dan ketersediaan infrastruktur,†ujarnya.
Sebagai informasi, Kementerian ESDM berencana melelang 10 wilayah kerja (WK) migas pada 2021. Proses pelelangan ini sempat tertunda pada tahun lalu karena Covid-19. Investor nantinya dapat memilih jenis kontrak untuk mengembangkan wilayah kerja migasnya, yaitu cost recovery atau gross split. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Mustafid Gunawan mengatakan langkah ini untuk mendongkrak investasi di sektor tersebut.
Kesepuluh blok migas yang rencananya akan ditawarkan tersebut terdiri dari lima wilayah kerja migas reguler dan lima wilayah kerja hasil studi bersama. Secara total, potensi sumber daya dari 10 wilayah kerja itu mencapai 3,4 miliar barel minyak dan lima triliun kaki kubik gas. Untuk penawaran secara reguler terdiri dari:
1. WK Merangin III yang berlokasi di Sumatera Selatan dan Jambi (di darat atau onshore).
2. WK Sekayu yang berlokasi di Sumatera Selatan (onshore).
3. WK North Kangean berlokasi di Jawa Timur (di laut atau offshore).
4. WK Cendrawasih berlokasi di Papua (offshore).
5. WK Mamberamo berlokasi di Papua (onshore dan offshore).
Berikutnya, untuk wilayah kerja yang ditawarkan secara langsung terdiri dari:
1. WK West Palmerah yang berlokasi di Sumatera Selatan dan Jambi (onshore).
2. WK Rangkas yang berlokasi di Jawa Barat dan Banten (onshore)
3. WK Liman berlokasi di Jawa Timur (onshore).
4. WK Bose berlokasi di NTT (onshore dan offshore)
5. WK Maratua II yang berlokasi di Kalimantan Utara (onshore dan offshore).
