DOHA, ID – Perusahaan minyak Qatar, Qatar Energy menandatangani kesepakatan untuk memasok gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) selama 27 tahun ke China Petroleum and Chemical Corporation (Sinopec) – perusahaan minyak dan gas Tiongkok. Ini merupakan perjanjian LNG terlama, dengan latar belakang kondisi pasar yang bergejolak sehingga mendorong para pembeli untuk mencari kesepakatan jangka panjang. “Hari ini adalah tonggak penting perjanjian penjualan dan pembelian (sales and purchase agreement/SPA) pertama untuk proyek North Field East. Ada pun jumlah LNG yang dipasok untuk Sinopec sebesar 4 juta ton selama 27 tahun. Ini menandakan kesepakatan jangka panjang ada dan penting bagi penjual dan pembeli,” ujar CEO QatarEnergy Saad al-Kaabi kepada Reuters di Doha, sesaat sebelum penandatanganan kesepakatan, yang dilansir Reuters pada Senin (21/11/2022). Sebagai informasi, North Field merupakan bagian dari ladang gas terbesar di dunia yang terbagi antara Qatar dengan Iran yang menyebut bagiannya berada di South Pars. (Yetede)

Persoalan ketersediaan rig menjadi tantangan utama bagi kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS dalam melaksanakan kegiatan pengeboran secara masif untuk meningkatkan produksi minyak dan gas bumi di Tanah Air. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) melaporkan industri hulu minyak dan gas bumi (migas) belakangan mengalami kesulitan mendapatkan rig untuk memacu pengeboran sumur yang telah teridentifikasi pada akhir tahun ini. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan bahwa situasi tersebut makin menyulitkan pencapaian target agresif pengeboran pada tahun depan yang dipatok sebanyak 1.063 sumur.“Kami sedang menyusun WP&B [work program & budget] 2023, rencananya pengeboran kita sudah teridentifikasi 1.063 sumur, kami bisa sampaikan saat ini kami sudah kesulitan untuk mendapatkan rig,” kata Dwi, Kamis (17/11). Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Mohammad Kemal mengatakan bahwa lembaganya sudah memasang target pengeboran rata-rata di atas 1.000 sumur per tahun mulai tahun depan untuk memenuhi target 1 juta barel minyak per hari pada 2030.“Untuk mengebor target tahun depan yang berkisar 1.000 sumur diperlukan 105 rig dengan 78 rig sudah tersedia, sehingga diperlukan 27 rig tambahan,” kata Kemal saat dihubungi, Kamis (17/11)

Cukup besarnya potensi sisa kargo atau uncommitted cargo gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) dari Kilang Bontang, Kalimantan Timur menjadi dilematis di tengah masih tingginya permintaan dan harga jual komoditas tersebut. Di satu sisi, potensi sisa kargo LNG dari Kilang Bontang menjadi peluang bagi Indonesia untuk memasarkannya ke pasar spot, sejalan dengan harganya yang diproyeksikan tetap tinggi hingga 2 tahun mendatang. Di sisi lain, LNG Indonesia dinilai akan sulit bersaing karena harga jualnya yang tidak kompetitif dibandingkan dengan produk lain di pasar ekspor. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto menyebutkan bahwa potensi kargo LNG di Kilang Bontang yang belum terkontrak masih cukup besar sehingga diharapkan bisa menaikkan keekonomian lapangan serta investasi di sekitar kawasan tersebut. Secara keseluruhan, Dwi menjelaskan bahwa total produksi siap jual atau lifting LNG pada 2023 ditargetkan mencapai 206 standar kargo, dengan perincian 126 kargo dari Kilang LNG Tangguh dan 80 kargo dari Kilang LNG Bontang. Kendati demikian, tidak ada sisa UC LNG dari Kilang Tangguh pada tahun depan lantaran volume Train 3 telah dipasarkan sejak beberapa tahun lalu. Terkait dengan potensi UC LNG dari Kilang Bontang, Direktur Asosiasi Perusahaan Migas Nasional (Aspermigas) Moshe Rizal menilai produk LNG itu bakal sulit mengambil momentum harga jika ditawarkan di pasar spot untuk kontrak jangka pendek pada tahun depan.

General Manager Pertamina Hulu Mahakam (PHM) Krisna mengatakan bahwa pihaknya tengah menerapkan sejumlah inovasi dan aplikasi teknologi untuk meningkatkan recovery rate dari sumur-sumur minyak dan gas bumi (migas) yang ada di kawasan tersebut. “Kami terus berupaya menahan laju penurunan produksi alamiah dengan menerapkan praktik-praktik engineering terbaik dalam operasi produksi, drilling, well intervention atau well connection, maintenance atau inspection works,” katanya, Senin (7/11). Krisna menambahkan, langkah strategis itu dilakukan untuk memenuhi target WP&B 2022 yang diberikan oleh SKK Migas dengan capaian produksi gas bumi sebesar 550 MMSCFD, dan 19,5 Kbbld minyak.

Tahun ini menjadi periode yang cukup menantang bagi industri hulu minyak dan gas bumi setelah produksi dan lifting nasional sepanjang 2022 diproyeksi tidak dapat mencapai target yang telah ditentukan, meski harga komoditas tersebut terus bertengger di level tinggi. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memproyeksikan produksi minyak bumi pada akhir tahun ini mencapai 626.000 barel per hari (bph), lebih rendah 10,95% dibandingkan dengan target yang ditetapkan sebesar 703.000 bph. Hal serupa terjadi pada proyeksi salur gas bumi yang diproyeksi mencapai 5.527 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) pada akhir tahun ini. Angka tersebut juga lebih rendah 4,70% dari target yang dipatok 5.800 MMSCFD. Plt. Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Mohammad Kemal mengatakan bahwa terdapat beberapa hal yang menyebabkan produksi hulu migas tahun ini diperkirakan tidak akan mencapai target. Salah satunya adalah capaian produksi tahun lalu yang lebih rendah dari perkiraan. Tahun lalu, produksi minyak bumi tercatat 660.300 bph, sedangkan target yang harus dicapai adalah 705.000 bph. Adapun realisasi salur gas tahun lalu 5.501 MMSCFD dari target 5.638 MMSCFD. Berdasarkan catatan SKK Migas, unplanned shutdown yang terjadi karena persoalan kabel di Banyu Urip pada Januari tahun ini menyebabkan penurunan produksi minyak yang cukup dalam. Selain itu, kebocoran selang offloading milik ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) pada September juga mengoreksi angka produksi cukup banyak. Adapun, Direktur Eksekutif Asosiasi Perusahaan Migas Nasional (Aspermigas) Moshe Rizal mengatakan bahwa perusahaan hulu migas belakangan justru mengoptimalkan kegiatan eksploitasi sumur migas di tengah momentum harga yang masih tertahan tinggi pada kuartal keempat tahun ini.

Bank Indonesia (BI) melihat harga energi dalam beberapa bulan ke depan makin mahal, terutama harga minyak dan gas (migas). Selain pangan, lonjakan harga migas ini akan mendorong inflasi di banyak negara. Kondisi ini bakal menambah ketidakpastian ekonomi global. Deputi Gubernur BI Dody Budi Waluyo mengatakan, beberapa negera seperti Eropa akan menghadapi musim dingin. Padahal, saat ini, pasokan gas masih dibatasi oleh Rusia. "Kita akan melihat potensi harga energi, minyak dan gas akan naik dalam bulan-bulan ke depan," kata Dody, Senin (31/10).

Invasi Rusia ke Ukraina memicu percepatan transisi energi dari bahan bakar minyak ke energi terbarukan. International Energy Agency (IEA), dalam laporan World Energy Outlook 2022, mencatat inisiatif untuk beralih berdampak pada permintaan global terhadap energi fosil. Direktur Eksekutif IEA, Faith Birol, menuturkan, kebijakan yang disiapkan banyak negara untuk melakukan transisi saat ini mengubah peta energi dunia. "Respons pemerintah di seluruh dunia berpotensi menjadikan krisis energi sekarang sebagai titik balik bersejarah menuju sistem energi yang lebih bersih, lebih terjangkau, dan lebih aman," ujarnya.

Pilihan untuk melakukan transisi energi membuat permintaan energi fosil menurun hingga 2050 nanti. Berdasarkan kebijakan yang berlaku di berbagai negara, yang dalam outlook itu disebut stated policies scenario (Steps), IEA memperkirakan porsi bahan bakar fosil pada bauran energi global turun dari 80 % menjadi 60 % dalam 28 tahun ke depan. Khusus batu bara, IEA menyatakan perdagangan global komoditas ini akan turun 20 % pada 2030 dan 70 % pada 2050. Angka itu dihitung berdasarkan skenario komitmen yang diumumkan pemerintah negara-negara di dunia atau disebut announced pledges scenario (APS). Jika merujuk pada komitmen net zero emission, perdagangan batu bara global bahkan diprediksi menurun hingga 90 % antara tahun 2021 dan 2050 karena komoditas ini digantikan energi bersih. (Yoga)

Kabar kurang menggembirakan datang dari sektor hulu migas Indonesia. Hingga 30 September 2022, produksi siap jual atau lifting minyak hanya 610.100 barel per hari. Capaian ini masih di bawah target APBN 2022 di 703.000 barel per hari. Padahal, Indonesia punya target produksi 1 juta barel per hari pada 2030 nanti. Dalam lima tahun terakhir, lifting minyak terus merosot. Sempat naik dari 779.000 barel per hari pada 2015 menjadi 829.000 barel per hari pada 2016, realisasinya terus merosot menjadi 804.000 barel per hari pada 2017. Lalu, berturut-turut lifting minyak terus turun hingga menjadi 660.000 barel per hari pada 2021 lalu. Sejumlah kalangan pun memprediksi target lifting tahun ini bakal tidak tercapai. Satker Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas) beralasan, turunnya lifting sejauh ini disebabkan oleh masalah operasional (Kompas, 18/10), antara lain, longsor di wilayah kerja ExxonMobil Cepu Ltd di Bojonegoro, Jatim, membuat pipa minyak tidak aman dioperasikan. Gangguan operasional lainnya adalah kebocoran selang pembongkaran yang berakibat produksi merosot.

Selain problem teknis tersebut, faktor fundamental yang menyebabkan lifting terus turun adalah usia sumur-sumur minyak di Indonesia sudah tua atau mencapai puluhan tahun. Sumur-sumur tersebut sudah melewati masa puncak produksinya. Di saat yang sama, Indonesia belum menemukan sumber cadangan baru berskala besar (sedikitnya 500 juta barel minyak) setelah penemuan minyak di Blok Cepu di era 2000-an. Sementara itu, metode pengurasan minyak tingkat lanjut (enhanced oil recovery/EOR) yang digadang-gadang bisa meningkatkan produksi tidak mudah diterapkan. EOR membutuhkan investasi yang tak sedikit. Keekonomian lapangan minyak, yang bergantung pada kondisi di lapangan,  menjadi penting sebelum metode tersebut diterapkan. Teknologi EOR memang terbukti bisa menaikkan produksi, seperti yang dilakukan Chevron di lapangan Duri, Blok Rokan, Riau. Produksi 10.000 barel per hari berhasil dinaikkan menjadi 300.000 barel per hari pada 1996 dengan metode injeksi uap. (Yoga)

Kenaikan harga jual rata-rata dan pertumbuhan volume distribusi gas akan menjadi pendorong kinerja PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) hingga akhir tahun ini. Saham PGAS pun masih punya peluang penguatan jangka panjang. Analis Panin Sekuritas Christian Anderson Yuwono mengatakan, saham-saham berbasis komoditas pada umumnya memiliki kecenderungan untuk bergerak positif sejalan harga komoditas dasarnya. Direktur Utama Perusahaan Gas Negara M. Haryo Yunianto mengatakan, kinerja operasional tumbuh positif. Volume niaga gas mencapai 930 billion british thermal unit per day (bbtud) di semester pertama 2022. Realisasi ini naik 4,1% secara tahunan.

Data potensi sumber daya dan cadangan Blok Andaman II di lepas pantai Provinsi Aceh perlu diperkuat guna memastikan nilai keekonomian proyek tersebut. Hal tersebut diungkapkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang meminta operator Blok Andaman II Premier Oil, bagian dari Harbour Energy Company, untuk makin meningkatkan pemetaan atas potensi sumber daya gas pada wilayah kerja tersebut. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan pihaknya berkomitmen untuk membantu menjaga keekonomian proyek seusai perusahaan induk operator blok itu mengumumkan temuan awal reservoir yang meleset dari ekspektasi perusahaan. “Kami kan bantu mereka itu dari segi keekonomiannya itu tugas kami kalau dia keekonomiannya rendah kan kita bisa melihat dari internal rate of returnnya masih berapa begitu ya,” katanya saat ditemui Bisnis belum lama ini. Hanya saja, dia menilai penentuan keekonomian proyek Blok Andaman II itu masih terlalu dini untuk dilakukan. Oleh karena itu, dia meminta operator untuk intensif melakukan evaluasi terhadap struktur bawah permukaan sumur eksplorasi sebelum masuk pada tahap pengembangan atau produksi lapangan lebih lanjut. “Uncertainty di sana itu harus banyak sumur sudah dipetakan, namanya kan penentuan status eksplorasi [PSE] baru bisa masuk ke PoD [plan of development alias rencana pengembangan],” kata dia. Sementara itu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama dengan operator blok Andaman II Premier Oil tidak ingin terburu-buru mengonfirmasi potensi sumber daya gas yang terkandung di wilayah kerja lepas pantai Aceh itu. Di sisi lain, praktisi sektor hulu migas Tumbur Parlindungan menilai Harbour Energy belakangan tengah mengkaji ulang potensi sumber daya yang terkandung pada Blok Andaman II setelah karakteristik reservoir yang ditemukan meleset dari perkiraan awal perusahaan pada pengeboran Sumur Timpan 1.