Haposan Napitupulu
Mantan Deputi Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas
Presiden Joko Widodo alias Jokowi memerintahkan Menteri Koordinator Kemaritiman dan InvestasiLuhut Binsar Pandjaitanmembuat terobosan untuk menekan defisit neraca perdagangan dan defisit transaksi berjalan. Salah satu caranya adalah mengurangi ketergantungan terhadap barang-barangimpor, khususnya bahan bakar minyak (BBM).
Penyebab defisit yang besar di antaranya disebabkan oleh tingginya impor BBM dan minyak mentah untuk pemenuhan kebutuhan konsumsi di dalam negeri yang mencapai lebih dari 1,6 juta barel per hari. Produksi minyak nasional kini hanya sekitar 760 ribu barel per hari, sehingga dibutuhkan impor minyak sekitar 850 ribu barel per hari.
Pengurangan impor ini salah satunya dilakukan dengan meningkatkan produksi minyak dalam negeri. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menargetkan produksi minyak 1 juta barel per hari akan dicapai pada 2022.
Peningkatan itu dapat dilakukan dengan eksplorasi yang masif untuk menemukan cadangan minyak baru dan enhanced oil recovery (EOR) di lapangan-lapangan yang telah berproduksi. Puncak produksi minyak nasional yang mencapai 1,7 juta barel per hari pada 1977 merupakan hasil kegiatan eksplorasi yang masif pada era 1970-an dan 1980-an oleh para kontraktor kelas dunia yang memiliki kemampuan teknologi dan finansial yang kuat. Begitu juga puncak produksi minyak sebesar 1,6 juta barel per hari pada 1995 merupakan dari hasil kegiatan EOR steam flooding di lapangan Duri, Blok Rokan, yang kegiatannya telah dimulai sejak 1975 berupa steam injection pilot yang mencapai puncak produksi sekitar 300 ribu barel per hari.
Sebelum kita berbicara mengenai target produksi 1 juta barel per hari, mari kita lihat dulu hitung-hitungan untuk mempertahankan produksi saat ini. Dengan produksi harian sebesar 760 ribu barel, dalam setahun cadangan minyak yang dikuras adalah 279 juta barel. Untuk mempertahankannya, volume minyak yang dikuras harus digantikan oleh cadangan baru dengan volume yang sama.
Andaikan cadangan yang dapat dikuras adalah 30 persen dari cadangan di bawah tanah atau stock tank original oil in place (STOOIP), dibutuhkan temuan cadangan baru sebesar 279 juta x 100/30 = 930 juta barel setiap tahun. Dengan kata lain, kita harus mampu menemukan setiap tahun dua lapangan minyak baru sebesar lapangan minyak Banyu Urip, Cepu.
Waktu yang dibutuhkan untuk melakukan eksplorasi sampai pengeboran sekitar enam tahun. Jika berhasil menemukan cadangan minyak yang ekonomis, selanjutnya waktu yang dibutuhkan untuk melakukan pengembangan hingga berproduksi rata-rata sekitar 12 tahun (Indonesia Petroleum Assoc, 2015).
Maka terlihat bahwa target untuk mempertahankan produksi minyak saat ini perlu eksplorasi yang sangat masif dan terukur. Namun rendahnya penemuan kegiatan pengeboran eksplorasi saat ini menyebabkan rendahnya penemuan cadangan baru. Ini khususnya cadangan minyak yang tidak sebanding dengan volume minyak yang dikuras dari reservoir, sehingga volume cadangan semakin lama semakin berkurang dan menyebabkan volume produksi minyak pun semakin menurun.
Peluang lain untuk meningkatkan produksi minyak adalah dari kegiatan non-eksplorasi, seperti EOR. Salah satu primadona EOR yang telah dimulai sejak 2012 dan merupakan kegiatan EOR terbesar di Indonesia adalah EOR di lapangan Minas, Blok Rokan, oleh Chevron. Kajiannya telah dimulai sejak 2012 dengan perkiraan puncak produksi sekitar 150 ribu barel per hari akan dicapai pada 2028.
Di dunia hulu migas, kegagalan menemukan cadangan migas yang ekonomis bukan akhir segalanya. Dengan konsep-konsep eksplorasi baru dan teknologi baru, banyak lapangan migas berskala besar ditemukan di daerah yang sebelumnya gagal menemukan migas, seperti penemuan lapangan gas Jangkrik dan Merakes di Selat Makassar oleh ENI dari Italia.
Sepinya para kontraktor besar berinvestasi di Indonesia menyebabkan rendahnya kegiatan eksplorasi migas. Mereka akan tertarik berinvestasi dengan melihat tiga faktor utama sebagai berikut. Pertama, fiscal term yang berkaitan dengan besaran bagi hasil, bonus, batas cost recovery, dll. (Johnston 1994).
Kedua, prospek atau risiko geologis, yang berkaitan dengan ketersediaan data geologi, geofisika, reservoir dan produksi (GGR&P), data hasil kajian blok atau cekungan secara komprehensif yang memberikan gambaran peluang menemukan cadangan migas. Ketiga, risiko politik, yang berkaitan dengan kepastian hukum, perundang-undangan, perizinan, dll.
Para kontraktor atau investor hulu migas akan menghitung dan membanding-bandingkan tiga parameter tersebut sebagai dasar penentuan lokasi berinvestasi. Negara yang ingin menarik investor akan melakukan penyesuaian terhadap fiscal term, menurunkan risiko politik, dan menyediakan data GGR&P selengkap-lengkapnya.
Dari uraian di atas, kita akan paham bahwa, jangankan meningkatkan produksi minyak hingga 1 juta barel per hari, menahan produksi saat ini saja memerlukan kerja keras yang terencana dan terukur serta membutuhkan waktu yang cukup panjang. Tentunya, ke depan, kegiatan eksplorasi yang masif mutlak diperlukan, yang hanya akan mampu dilakukan oleh para pemain besar, sehingga pemerintah harus mampu mengundang mereka datang.
