Kinerja PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) berpotensi membaik di akhir tahun ini. Sentimen positif itu datang dari kenaikan harga minyak. Sebagai gambaran, pada semester I-2023, emiten yang bergerak di sektor tambang minyak dan gas (migas) ini membukukan laba bersih senilai US$ 119,46 juta. Realisasi ini turun 60,58% dari laba bersih di periode yang sama tahun lalu yang mencapai sebesar US$ 303,05 juta. Turunnya harga jual rata-rata alias average selling price (ASP) komoditas andalan MEDC, yakni minyak dan gas menjadi salah satu pemicu turunnya kinerja emiten ini. Meski begitu, Hilmi Panigoro, Direktur Utama MEDC dalam keterangan Selasa (3/10), optimistis terhadap kinerja MEDC ke depannya. Dia menambahkan, MEDC  juga sudah menetapkan panduan kinerja operasional hingga akhir tahun ini. Lantas di segmen energi hijau, MEDC sudah mendapat persetujuan bersyarat dari Energy Market Authority (EMA) Singapura atas proyek pembangkit tenaga surya berkapasitas 600 MW. Persetujuan ini didapatkan MEDC melalui anak perusahaan yang dimiliki sepenuhnya, yakni Medco Power Global beserta mitra konsorsiumnya Pacific Light Renewables Pte Ltd dan Gallant Venture Ltd. Per semester I-2023, belanja modal di segmen minyak dan gas telah mencapai US$ 99 juta terutama untuk pengembangan Blok Natuna dan Corridor. Sementara belanja modal ketenagalistrikan sebesar US$ 28 juta, terutama untuk pengembangan proyek geotermal Ijen. Analis Panin Sekuritas, Felix Darmawan menilai, kinerja MEDC di paruh kedua 2023 berpeluang membaik. Ini seiring dengan kenaikan harga minyak yang cukup masif karena pengetatan produksi minyak dari OPEC+. Analis BRI Danareksa Sekuritas, Hasan Barakwan sependapatn  kinerja MEDC akan membaik di kuartal III-2023. Sebab, AMMN telah menerima perpanjangan izin ekspor sebanyak 900.000 ton, sehingga AMMN bisa melanjutkan aktivitas ekspor konsentratnya.

Otoritas minyak dan gas bumi nasional memberikan ‘karpet merah’ terhadap rencana yang diajukan oleh perusahaan asal Italia, Eni setelah menemukan cadangan gas bumi sebanyak 5 triliun kaki kubik ndi Blok North Ganal, Kalimantan Timur. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan bakal memberikan dukungan penuh terhadap rencana yang diajukan oleh Eni untuk mengembangkan cadangan gas bumi di North Ganal, termasuk memasukkan sebagian wilayah Indonesia Deepwater Development agar bisa dikembangkan secara bersamaan. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan, penggabungan sebagian wilayah kerja Indonesia Deepwater Development (IDD) bakal berdampak positif terhadap pengembangan hulu migas nasional. Pasalnya, potensi yang ada di wilayah tersebut bisa langsung dimanfaatkan oleh fasilitas yang telah tersedia. Eni memang berencana mengajukan revisi plan of development (PoD) IDD dengan membagi pengembangan blok migas tersebut menjadi dua konsentrasi, yakni sisi utara dan selatan. Rencananya, IDD bagian selatan terhubung dengan floating production unit (FPU) Jangkrik, sedangkan bagian utara yang berdekatan dengan lokasi temuan gas dalam jumlah besar saat ini bakal terhubung dengan blok pengembangan North Ganal. Sementara itu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memperkirakan Eni bakal membangun fasilitas FPU baru di sisi utara portofolio migas mereka, yakni di hamparan Cekungan Kutai, lepas pantai Kalimantan Timur. “FPU Jangkrik itu untuk yang Selatan, nanti sepertinya akan bangun hub baru. Jadi akan ada baru, karena Jangkrik sudah penuh oleh Merakes dan Muara Bakau,” kata Deputi Eksploitasi SKK Migas Wahju Wibowo saat ditemui, Selasa (3/10). Berdasarkan keterangan resmi Eni, perkiraan awal menunjukkan total struktur yang ditemukan sebesar 5 Tcf gas dengan kandungan kondensat sekitar 400 Mbbls. Data yang diperoleh perusahaan pun memungkinkan untuk kajian pengembangan yang lebih cepat nantinya. Sumur Geng North-1 dibor dengan kedalaman 5.025 meter pada kedalaman air 1.947 meter, melewati kolom gas setebal sekitar 50 meter di reservoir batu pasir miocene dengan sifat petrofisika yang baik.

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara Palu-3 yang berlokasi di Kabupaten Donggala, Sulawesi Tengah, siap beroperasi secara komersial pada 2024.Kesiapan ini lantaran kesuksesan PT PLN (Persero) dalam melaksanakan boiler hydrostatic test (BHT) untuk Unit 1 pada PLTU Palu-3. Rangkaian ini merupakan salah satu tahap sebelum pembangkit tersebut nantinya akan mulai dioperasikan pada 2024.Manager PLN Unit Pelaksana Proyek Sulawesi Tengah (UPP Sulteng) Renar Parama Aryoputro menjelaskan bahwa hydrotest merupakan milestone yang harus dilalui setelah keberhasilan backfeeding pada Juli 2023. Sementara itu, imbuhnya, hydrotest merupakan proses pengujian di mana pipa diisi air bertekanan ekstra tinggi, yaitu satu setengah kali dari keadaan normal. General Manager PLN Unit Induk Pembangunan (UIP) Sulawesi Defiar Anis menjelaskan bahwa PLTU Palu-3 merupakan pembangkit listrik bertenaga batu bara dengan kapasitas 2X50 megawatt (MW). Pembangkit ini bakal meningkatkan keandalan sistem kelistrikan, terutama di wilayah Sulawesi Tengah.

Pertamina menaikkan harga semua BBM nonsubsidi, dengan alasan kenaikan harga minyak dunia menyebabkan harga di dalam negeri ikut naik. Indonesia secara netto adalah pengimpor BBM. Harga BBM bersubsidi tidak berubah. Kenaikan harga BBM nonsubsidi diperkirakan mendorong konsumen beralih membeli BBM bersubsidi. Akibatnya biaya subsidi membengkak dan kemampuan pemerintah membiayai pembangunan menurun. Secara prinsip pemerintah bersikap memberi subsidi hanya kepada kelompok paling membutuhkan, yaitu golongan ekonomi lemah. Namun, dalam pelaksanaan tidak berjalan seperti diharapkan. Menyikapi kenaikan harga BBM kali ini, muncul lagi usulan memberlakukan aturan lebih jelas dan tegas pembelian eceran BBM bersubsidi, dengan mengubah Perpres No 117 Tahun 2021 tentang Penyediaan, Pendistribusian dan Harga Jual Eceran BBM.

Pemerintah tampak berhati-hati merevisi perpres itu. Salah satu alasan, mencegah dampak sosial, politik, dan ekonomi tak diinginkan menjelang Pemilu 2024. Pada sisi lain, pemerintah perlu mengambil langkah tegas untuk mendorong perubahan perilaku masyarakat dalam penggunaan energi fosil dan menyadari subsidi haruslah untuk kelompok yang membutuhkan. Alih-alih memberi subsidi BBM pada pengguna kendaraan pribadi yang tak mudah pengawasannya, subsidi dapat dialihkan untuk pengguna angkutan massal, mendorong anggota masyarakat meninggalkan kendaraan pribadi. Dengan cara ini, masyarakat berpartisipasi aktif mengurangi penggunaan energi fosil, subsidi dapat diberikan secara adil, dan kemungkinan penyalahgunaan subsidi dapat ditekan. Pemantauan dan evaluasi berkala harus dilakukan untuk memastikan subsidi tepat sasaran dan masyarakat beralih ke transportasi publik. (Yoga) 

Industri minyak dan gas bumi nasional kembali mendapatkan angin segar dari temuan cadangan bervolume besar oleh perusahaan raksasa asal Italia, Eni. Sentimen positif itu pun diharapkan bisa meningkatkan daya tarik sektor tersebut. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) membeberkan bahwa Eni berhasil menemukan cadangan gas bumi di Wilayah Kerja North Ganal, Kalimantan Timur, dengan perkiraan awal gas in place 5 trillion cubic feet (Tcf). Dengan perkiraan awal discovered resources sekitar 609 juta barel setara minyak, laporan tersebut menjadikan temuan di sumur Geng North-1 sebagai salah satu dari tiga besar temuan eksplorasi dunia pada tahun ini. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan bahwa temuan tersebut bakal menjadi salah satu giant discovery yang akan meningkatkan cadangan gas secara signifikan untuk mendukung peningkatan produksi minyak dan gas bumi (migas) nasional secara berkelanjutan agar bisa mencapai target produksi minyak 1 juta barel per hari (bopd), dan gas 12 miliar kaki kubik per hari (Bscfd) pada 2030. Penemuan raksasa tersebut pun diyakini dapat lebih mendorong investasi eksplorasi yang lebih masif di masa yang akan datang, mengingat potensi migas nasional masih menjanjikan, karena masih ada 68 cekungan dari total 128 cekungan yang belum dibor. SKK Migas pun segera melakukan koordinasi intensif dengan Eni guna merumuskan tahapan-tahapan selanjutnya agar penemuan raksasa tersebut dapat segera di monetisasi.

Eni menyampaikan bahwa temuan cadangan gas bumi dalam jumlah yang signifikan berasal dari sumur eksplorasi Geng North-1 di Blok North Ganal, sekitar 85 kilometer (km) lepas pantai Kalimantan Timur. Berdasarkan keterangan resmi Eni, perkiraan awal menunjukkan total struktur yang ditemukan sebesar 5 Tcf gas dengan kandungan kondensat sekitar 400 Mbbls. Sumur Geng North-1 dibor dengan kedalaman 5.025 meter pada kedalaman air 1.947 meter, melewati kolom gas setebal sekitar 50 meter di reservoir batu pasir miocene dengan sifat petrofisika yang baik. Penemuan Geng North berdekatan dengan kawasan Indonesia Deepwater Development (IDD) yang mencakup beberapa penemuan lawas yang tak kunjung dikembangkan di Blok Rapak dan Ganal, di mana Eni baru-baru ini mengumumkan akuisisi saham Chevron, meningkatkan hak partisipasinya, dan mengakuisisi kepemilikan operator. Sementara itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menargetkan temuan cadangan gas raksasa dari sumur eksplorasi Geng North-1, Blok North Ganal, garapan Eni dapat segera produksi dalam kurun 2 tahun ke depan. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa pihaknya bakal memfasilitasi percepatan persetujuan rencana pengembangan lapangan atau plan of development (PoD) dari blok tersebut. Harapannya, rentang waktu persiapan eksploitasi dapat dipangkas menjadi lebih cepat. Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan bahwa beberapa kali pembahasan teknologi dan keekonomian dari sebuah PoD yang diajukan terlalu detail dan sangat teknis, sehingga membuat prosesnya membutuhkan waktu panjang.