The upstream sector of Indonesia's oil and gas faces a number of challenges, ie, reserves that do not increase, even less. The age of the aging well and the low investment in the exploration sector are causing the difficulty of oil and gas reserves to increase.
The rate of return of oil and gas reserves in Indonesia is currently accounted for only 60 percent. That is, from 1 barrel of oil sucked, the discovery of new reserves is only 0.6 barrel. Secretary-General of the Ministry of Energy and Mineral Resources Ego Syahrial made the remarks on the performance of the oil and gas sector on Tuesday (9/1) in Jakarta.
"Our Reserve replacement ratio is 60 percent, that is, I admit that the discovery does not add up, it's getting less, we suck up 1 barrel, we find a replacement for only 0.6 barrels," says Ego,
Based on data from the 2016 ESDM Ministry, Indonesia's proven oil reserves amounted to 3.3 billion barrels and natural gas reserves of 1.11 trillion cubic feet. According to Ego, it does not mean oil and gas reserves in Indonesia will soon be exhausted.
Of the 128 hydrocarbon basins in Indonesia, only 45 percent have been explored and carried out the production process. The rest has not been studied. Most of the unexplored basins are located in the deep sea waters of eastern Indonesia.
"This is our job. How to forward the remaining hollows that have not been studied can be dug further. The change of profit sharing scheme from cost recovery to gross split is expected to stimulate upstream oil and gas investment in the country, "said Ego.
Another way to increase oil and gas production is by the advanced oil production method (EOR). However, this method requires a fairly high cost. The EOR method is not economical when oil prices are less than 50 US dollars per barrel.
"In some big fields already implemented EOR. But, the large field in Indonesia can be counted on the fingers, for example, Field Duri (Riau) or Block Cepu (Central Java), "Ego said.
Separately, Chairman of the Indonesian Petroleum Engineering Association Pri Agung Rakhmanto said oil and gas reserves declined due to the age of an aging well. On average, the age of oil and gas wells in Indonesia reaches tens of years. In fact, the replacement of existing oil and gas reserves is derived from blocks already in production, not from the completely new blocks of exploration.
"The way to increase oil and gas reserves is only one, nothing else, that is to increase exploration and implement the EOR method in a massive manner," said Pri Agung.
In the exposure of upstream oil and gas sector performance in 2017 by the Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas), the realization of exploration and production investment was 9.33 billion US dollars (almost Rp 126 trillion). The target set is 12.9 billion US dollars (almost Rp 166 trillion).
Of the total investment, the realization of investment for exploration amounted to Rp 2.4 trillion or only 20 percent of the target set at Rp 11.7 trillion.
Although the oil and gas production target is not reached by 2017, the realization of state revenue from the sector is increasing. From the decree of the Revised State Budget of 2017 which amounted to 12.2 billion US dollars (Rp 164.7 trillion), the realization of state revenues from upstream oil and gas activities throughout 2017 was 13.1 billion US dollars (Rp 176.8 trillion).
Masela Block
The increase of crude oil price in 2017 becomes the main cause of the increase of revenues from upstream oil and gas sector. Masela Block Alluding to the development of the gas field of Masela Block, Maluku, Ego said, so far still in review stage with the Ministry of Industry. The study was devoted to the development of gas pipelines from the Masela Block.
According to the agreement, the gas pipeline to be utilized from the Masela Block is 150 million standard cubic feet per day (MMSCFD). Meanwhile, the capacity of liquefied natural gas produced from the Masela Block is 9.5 million metric tons per year.
"We are waiting for the list of absorbent industries from the Ministry of Industry, whether the fertilizer industry, cement, or outside the power plant," said Ego.
Amien Sunaryadi
Meanwhile, Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that so far there is no buyer or absorber of gas pipeline and Masela Block. According to him, some time ago there was a prospective buyer who bid the price of gas pipeline Masela Block 3 US dollars per MMBTU (million British thermal units). Such a price is not suitable for upstream oil and gas industry of Masela Block
"If they bid 3 US dollars, upstream oil and gas will find buyers themselves. Because, in Bintuni Bay (Tangguh gas), prospective buyers indicate for 5 US dollars, "said Amien.
For comparison, gas price from Jambaran-Tiung Biru gas field in Bojonegoro, East Java, was sold 7.6 US dollars per MMBTU.
IN INDONESIA
Cadangan Migas Tidak Bertambah
Sektor hulu minyak dan gas bumi Indonesia menghadapi sejumlah tantangan, yaitu cadangan yang tidak bertambah, bahkan malah berkurang. Usia sumur yang menua serta rendahnya investasi di sektor eksplorasi menjadi penyebab sulitnya cadangan minyak dan gas bumi bertambah.
Tingkat pengembalian cadangan minyak dan gas bumi di Indonesia saat ini diperhitungkan hanya 60 persen. Artinya, dari 1 barrel minyak yang disedot, penemuan cadangan baru hanya 0,6 barrel. Sekretaris Jenderal Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Ego Syahrial mengemukakan hal itu pada paparan kinerja sektor minyak dan gas, Selasa (9/1), di Jakarta.
"Reserve replacement ratio (tingkat pengembalian cadangan) kita 60 persen. Artinya, saya akui, bahwa penemuan tidak bertambah banyak, malah makin kurang. Kita menyedot 1 barrel, kita temukan penggantinya hanya 0,6 barrel,” kata Ego,
Berdasar data Kementerian ESDM 2016, cadangan terbukti minyak Indonesia sebanyak 3,3 miliar barrel dan cadangan gas bumi sebanyak l01,2 triliun kaki kubik. Menurut Ego, hal itu tidak berarti cadangan migas di Indonesia akan segera habis.
Dari 128 cekungan hidrokarbon di Indonesia, hanya 45 persen yang sudah dieksplorasi dan dilakukan proses produksi. Selebihnya, belum diteliti. Sebagian besar cekungan yang belum diteliti itu berada di perairan laut dalam bagian timur Indonesia.
”Ini yang menjadi tugas kita. Bagaimana ke depan sisa cekungan yang belum diteliti itu bisa digali lebih jauh. Perubahan kebijakan skema bagi hasil dari cost recovery menjadi gross split diharapkan menggairahkan investasi hulu migas dalam negeri,” ujar Ego.
Cara lain untuk menaikkan produksi migas adalah dengan metode produksi minyak tingkat lanjut (EOR). Namun, cara tersebut membutuhkan biaya yang terbilang tinggi. Metode EOR tidak ekonomis saat harga minyak kurang dari 50 dollar AS per barrel.
”Di beberapa lapangan besar sudah diterapkan EOR. Tapi, lapangan besar di Indonesia bisa dihitung dengan jari, misal Lapangan Duri (Riau) atau Blok Cepu (Jawa Tengah),” kata Ego.
Secara terpisah, Ketua I Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Pri Agung Rakhmanto mengatakan, cadangan migas menurun karena usia sumur yang menua. Rata-rata, usia sumur migas di Indonesia mencapai puluhan tahun. Bahkan, penggantian cadangan migas yang ada pun berasal dari blok-blok yang sudah berproduksi, bukan dari blok yang benar-benar baru hasil eksplorasi.
”Cara untuk menaikkan cadangan migas hanya satu, tidak ada yang lain, yaitu meningkatkan eksplorasi dan melaksanakan metode EOR secara masif,” ujar Pri Agung.
Dalam paparan kinerja sektor hulu minyak dan gas bumi sepanjang 2017 oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), realisasi investasi eksplorasi dan produksi sebanyak 9,33 miliar dollar AS (hampir Rp 126 triliun). Adapun target yang ditetapkan adalah 12,9 miliar dollar AS (hampir Rp 166 triliun).
Dari total investasi tersebut, realisasi investasi untuk eksplorasi sebesar Rp 2,4 triliun atau hanya 20 persen dari target yang
ditetapkan Rp 11,7 triliun.
Kendati target produksi siap jual (lifting) migas tak tercapai pada tahun 2017, realisasi penerimaan negara dari sektor tersebut meningkat. Dari ketetapan APBN Perubahan 2017 yang sebanyak 12,2 miliar dollar AS (Rp 164,7 triliun), realisasi penerimaan negara dari kegiatan hulu migas sepanjang 2017 adalah 13,1 miliar dollarAS (Rp 176,8 triliun).
Kenaikan harga minyak mentah pada 2017 menjadi penyebab utama meningkatnya penerimaan dari sektor hulu migas tersebut. Blok Masela Menyinggung pengembangan lapangan gas Blok Masela, Maluku, Ego mengatakan, sejauh ini masih dalam tahap pengkajian dengan Kementerian Perindustrian. Kajian itu dikhususkan untuk pengembangan gas pipa dari Blok Masela.
Sesuai kesepakatan, gas pipa yang akan dimanfaatkan dari Blok Masela sebanyak 150 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Adapun, kapasitas gas alam cair yang diproduksi dari Blok Masela sebesar 9,5 juta metrik ton per tahun.
”Kami sedang menunggu daftar industri penyerapnya dari Kementerian Perindustrian, apakah industri pupuk, semen, atau di luar pembangkit listrik,” ujar Ego.”
Sementara itu, Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, sejauh ini belum ada pembeli atau penyerap gas pipa dan Blok Masela. Menurut dia, beberapa waktu lalu sudah ada calon pembeli yang menawar harga gas pipa Blok Masela 3 dollar AS per MMBTU (juta British thermal unit). Harga sebesar itu belum cocok untuk industri hulu migas Blok Masela
”Kalau mereka menawar 3 dollar AS, hulu migas akan cari pembeli sendiri. Sebab, di Teluk Bintuni (gas Tangguh), calon pembeli mengindikasikan seharga 5 dollar AS,” kata Amien.
Sebagai pembanding, harga gas dari lapangan gas Jambaran-Tiung Biru di Bojonegoro, Jawa Timur, dijual 7,6 dollar AS per MMBTU.
Kompas, Page-17, Wednesday, Jan 10, 2018
No comments:
Post a Comment