Indonesia terus berhasil menambah cadangan minyak dan gas bumi melalui sejumlah temuan baru yang langsung ditindaklanjuti dengan rencana pengembangan oleh sejumlah kontraktor kontrak kerja sama. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat hingga November 2023 setidaknya ada 599,08 juta barel setara minyak (MMboe) cadangan migas tambahan yang ditemukan. Dengan angka tersebut, maka reserve replacement ratio (RRR) migas nasional pada periode tersebut mencapai 104,5%. Bahkan, RRR hingga akhir tahun diproyeksi mencapai 137,5% karena ada beberapa tambahan rencana pengembanan (plan of development/PoD) tambahan yang disetujui pemerintah. Benny Lubiantara, Deputi Eksplorasi, Pengemmbangan, dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas, mengatakan tambahan cadangan migas sepanjang Januari—November 2023 berasal dari 33 PoD dan sejenisnya, dengan komitmen investasi capex dan opex sebesar US$10,38 miliar. Benny menjelaskan, beberapa proyek yang menambah cadangan migas cukup signifikan adalah OPL Ubi Sikladi, OPL Riau Waterflood, PoD I Revisi Kaliberau Dalam, OPLL Jambi Merang, OPL Karangan Barat, dan PoD I Maha. Dalam kesempatan terpisah, PT Pertamina EP Regional Jawa berhasil membuktikan tambahan sumber daya hidrokarbon dari pengeboran dua sumur eksplorasi di Jawa Barat. Kedua sumur tersebut adalah East Akasia Cinta (EAC)-001 di wilayah kerja PEP Jatibarang Field, dan East Pondok Aren (EPN)-001 di wilayah kerja PEP Tambun Field. Melalui uji alir produksi, Sumur EAC-001 diperoleh hasil laju alir minyak sebesar 30 bopd, gas mencapai 2,08 MMscfd, dan kondensat setara 15,05 bcpd.

Kawasan Andaman memiliki pesona tersendiri bagi perusahaan minyak dan gas bumi asal Uni Emirat Arab, Mubadala Energy. Baru saja menemukan potensi gas dengan jumlah besar Sumur Layaran-I, perusahaan langsung mengincar pengembangan di Layaran-2 dengan harapan mendapat hasil serupa. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) membeberkan bahwa Mubadala Energy langsung menyusun rencana kegiatan eksplorasi lanjutan di prospek lain yang ada di South Andaman. Hal tersebut dilakukan perusahaan sembari menunggu hasil evaluasi post-drill Sumur Layaran-1 yang terletak di lepas pantai Aceh atau sekitar 100 kilometer lepas pantai Sumatra bagian utara. “langsung menyiapkan rencana tahun depan untuk melakukan pengeboran Sumur Layaran-2 dan prospek lainnya, seperti Parang-Parang dan Ramba,” kata Wakil Kepala SKK Migas Nanang Abdul Manaf saat dihubungi, Rabu (20/12). Untuk sementara waktu, kata Nanang, menara bor atau rig yang digunakan untuk pengeboran Layaran-1 saat ini dipindah ke Andaman II agar bisa digunakan oleh harbor Energy yang sedang mengerjakan Sumur Halwa dan Gayo. Di Sumur Layaran-1, Mubadala Energy berhasil menemukan kolom gas yang luas dengan ketebalan lebih dari 230 meter di oligocene sandstone reservoir. Akuisisi data lengkap, termasuk wireline, coring, sampling, dan production test (DST) telah dilakukan. CEO Mubadala Energy Mansoor Mohammed Al Hamed mengatakan bahwa temuan potensi gas di Sumur Layaran-1 bakal membawa peluang komersial yang signifikan bagi perusahaan di tengah momentum transisi energi saat ini. “Hal ini bukan hanya merupakan perkembangan signifikan bagi Mubadala Energy, tetapi juga tonggak sejarah besar bagi ketahanan energi Indonesia,” katanya. 

Selain itu, penemuan baru yang terkonfirmasi itu juga merupakan keberhasilan kedua berturut-turut Mubadala Energi di Lapangan Andaman, setelah hasil menggembirakan di Timpan-1 yang ada di Andaman II. Di sisi lain, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengaku masih menantikan studi pascapengeboran (post-drilling) Sumur Layaran-1 Blok South Andaman yang dilaporkan berhasil mengidentifikasi potensi gas mencapai 6 TCF. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Noor Arifin Muhammad menilai positif temuan potensi gas di Blok South Andaman yang dikerjakan oleh Mubadala Energy. Sementara itu, Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto berpendapat bahwa pemerintah mesti mempermudah dan memfasilitasi upaya eksplorasi lanjutan agar Mubadala Energy bisa membuktikan cadangan gas dari Blok South Andaman. Pri beralasan, potensi gas yang belakangan diumumkan oleh perusahaan masih harus melewati rangkaian kajian dan pengeboran sumur lanjutan untuk membuktikannya dan menghitung keekonomiannya. STJ Budi Santoso, Ketua Umum Ikatan Ahli Geologi Indonesia, mengatakan bahwa temuan potensi gas di Sumur Layaran-1 membawa harapan baru untuk eksplorasi dan pengembangan gas di Tanah Air. “Sumur Timpan-1 dan Sumur Layaran-1 telah menjadi play-opener untuk play oligocene sandstone di daerah tersebut, terutama setelah Arun mengalami decline cukup besar, dan menjadi projek regasifikasi,” katanya. Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa Mubadala Energy ingin mencoba melanjutkan eksplorasi Blok Andaman III yang dinilai tidak memuaskan oleh Repsol. “Mubadala Energy mau mencoba, karena memiliki konsep sendiri , kan sudah ditajak oleh Repsol, dan hasilnya tidak bagus, tapi menurut mereka konsepnya berbeda,” katanya beberapa waktu lalu. Repsol Andaman B.V sendiri mengembalikan kontrak pengelolaan Blok Andaman III kepada negara setelah tidak memperpanjang tambahan waktu eksplorasi yang berakhir pada Juni 2023 lalu. Selepas mundur dari Blok Andaman III, Repsol mengaku bakal berfokus untuk pengembangan lebih lanjut portofolio lain mereka di Blok Sakakemang, Banyuasin, Sumatra Selatan.

PT Energi Mega Persada Tbk. (ENRG) membuka opsi un-tuk melakukan aksi merger dan akuisisi pada 2024 guna menambah cadangan minyak dan gas bumi.Wakil Direktur Utama ENRG Edoardus Ardianto mengung-kapkan bahwa perseroan tidak menutup kemungkinan akan kembali melakukan akuisisi berbagai aset blok migas pada tahun depan, seiring dengan rencana pengembangan perse-roan secara organik maupun anorganik. “Untuk rencana 2024, kami tentu saja akan melihat ke-sempatan untuk melakukan akuisisi atau merger kembali kepada aset itu sendiri,” ujar-nya, dalam paparan pub-lik perseroan pada Jumat, (15/12). Pada 2024, persoan juga telah menyiapkan belanja modal(capital expenditure/capex) sebanyak US$150 juta, atau sekitar Rp2,52 triliun .Anggaran ini, imbuhnya, akan difokuskan untuk kegiat-an pengeboran (drilling) guna menambah cadangan minyak dan gas (migas) perseroan secara menyeluruh. “Anggaran capex tahun de-pan di kisaran US$150 juta. Fokus di tahun 2024 masih berada untuk kegiatan dril-ling untuk bisa menambah cadangan reserves persero-an secara menyeluruh dan meningkatkan produksi dari ENRG,” jelasnya.

JAKARTA,ID-Investasi hulu (upstream) minyak dan gas bumi (migas) di dalam negeri masih cukup atraktif, meskipun presentase bauran  energi dan energi baru terbarukan (EBT) meningkat. Buktinya, Indonesia masuk dalam 10 besar negara yang paling atraktif di Asia Pasifik dalam hal investasi migas. "Capaian investasi migas di Oktober 2023 sebesar US$ 10,2 miliar dan outlook 2023 sebesar 13,8 miliar atau meningkat 14% dari realisasi tahun 2022, itu dua kali lipat lebih dari capaian global. Itu artinya Indonesia masih  sangat menarik dan atraktif,"  kata Kepala Divisi Program dan Komunikasi Persatuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan gas Bumi Hudi D.Suryodipuro di Jakarta, belum lama ini. Secara umum kebutuhan migas di Indonesia terus meningkat, meskipun secara presentasi kontribusinya menurun, tapi secara volume bertambah. (Yetede)

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) menargetkan volume penjualan gas bumi tahun depan meningkat 4%. Target ini seiring naiknya pasokan dari sejumlah blok seperti Jambi Merang, Jambaran Tiung Biru (JTB), Pangkah, dan Muriah. Per kuartal III-2023, emiten berkode saham PGAS ini mencatatkan kenaikan volume niaga gas 5% dari semula 894 billion british thermal unit per day   (BBTUD) menjadi 935 BBTUD. Peningkatan volume niaga gas secara year on year (yoy) didorong volume pemakaian gas pelanggan industri, komersial dan rumah tangga. Adapun konsumsi PGAS berdasarkan segmentasi pelanggan masih didominasi pembangkit listrik yakni 33%. Lantas disusul industri kimia 13%, serta industri makanan, pupuk, dan keramik masing-masing 8%. PGAS juga aktif mencari pelanggan baru hingga pengembangan jaringan gas rumah tangga. PGAS menargetkan menambah 100.000 sambungan rumah tangga (SR) gas tahun depan. Sampai saat ini, PGAS telah mengelola sekitar 835.000 sambungan rumah tangga. Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGAS Harry Budi Sidharta mengatakan, PGAS berupaya mencari peluang pasar di wilayah yang layak secara keekonomian dan punya daya beli yang sesuai. Di sisi lain, Direktur Sales dan Operasi PGAS, Ratih Esti Prihatini berharap, pemerintah mengevaluasi skema Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT). Sebab, hingga saat ini, PGAS belum menerima kompensasi atas penerapan HGBT dari pemerintah. Misal, PGAS sudah melakukan amended and restated contract terhadap pelaksanaan kontrak pembelian LNG dengan Petronas LNG Ltd. Kontrak ini memiliki jangka waktu 2024-2025. Analis DBS Group William Simadiputra mempertahankan rekomendasi hold saham PGAS dengan target harga lebih rendah, yakni Rp 1.050 dari Rp 1.400.

PT Pertamina Internasional Shipping (PIS) ikut menyukseskan program Bahan Bakar Minyak (BBM) Satu Harga. Program ini membuat harga solar subsidi dan Pertalite di wilayah 3T (Tertinggal, terluar, dan terdepan) setara dengan kota-kota besar. Direktur Operasi PIS Brilian Perdana  perencanaan matang menjadi kunci efisiensi  penyaluran BBM Satu Harga, mulai dari level stasiun  mengisi bahan bakar umum (SPBU), depo BBM, terminal BBM, pelabuhan, kapal, dan kilang. Setiap level tersebut  memiliki peran yang penting dalam program ini. "Koordinasi internal berjalan masif. Setiap hari kami berkoordinasi  untuk memastikan demand dimasing-masing titik terpenuhi," kata Brilian. Brilian juga mengungkapkan, koordinasi ini bertujuan memastikan produksi kilang mencukupi. Selain itu, PIS mengecek keandalan kapal dalam memuat BBM, kondisi pelabuhan, maupun kesiapan armada darat, seperti mobil tangki. (Yetede)

Di tengah kondisi geopolitik dunia yang tengah memanas, para pemangku kepentingan di sektor energi dan sumber daya mineral tengah menghadapi tantangan yang tidak mudah khususnya dari sisi hulu minyak dan gas bumi. Produksi minyak mentah na­sio­nal yang tengah terjun bebas berdampak serius terhadap capaian lifting sepanjang tahun. Lebih lanjut, situasi ini membuat otoritas hulu minyak dan gas (migas) nasional khawatir capaian target yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) 2023 bakal terganggu. Selama ini, muncul tiga masalah besar yang membuat kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) tertatih-tatih untuk meningkatkan produksi minyak mentah ini. Pertama, titik awal produksi yang rendah. Kedua, unplanned shutdown di sejumlah lapangan minyak yang menjadi andalan lifting nasional, dan ketiga, mundurnya penyelesaian proyek sumber energi fosil ini. Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), proyeksi lifting migas pada akhir tahun ini akan berada di kisaran 607.500 barel per hari (bopd) untuk minyak, dan 5.400 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) untuk gas. Adapun, target lifting minyak yang ditetapkan dalam APBN 2023 dipatok di level 600.000 bopd, sedangkan gas bumi sebesar 6.160 MMscfd. Kegiatan eksplorasi migas disadari sangat penting untuk mendapatkan tambahan cadangan dari hasil penemuan di lapangan baru yang masih segar. Pemerintah sangat gencar mendorong KKKS untuk mencari cadangan migas baru dan menerapkan teknologi enhance oil recovery (EOR) untuk lapangan tua. Tidak tanggung-tanggung, pemerintah turut memberikan kemudahan berupa insentif yang dituangkan dalam beleid tentang kontrak bagi hasil kotor (gross split) jika menggunakan teknologi tinggi tersebut. Melalui EOR akan meningkatkan jumlah minyak mentah dari ladang migas mencapai 30% hingga 60%, lebih tinggi dibandingkan dengan pemanfaatan primary and secondary recovery.