NERACA

Jakarta – Target nasional produksi gas bumi Indonesia pada tahun 2017 sudah mencapai 96,61 persen menurut data dari Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas). Berdasarkan laporan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang, tercatat hingga 14 September 2017 (net), data rata-rata produksi tahunan gas nasional sebesar 7.606 MMSCFD. Angka ini mencapai 96,61 persen atas target Work Plan and Budget (WP&B) pada Tahun 2017. "Kami optimis akan bisa melampaui target yang ditetapkan dalam WP&B Tahun 2017," kata Direktur Jenderal Migas Ego Syahrial, yang disalin dari laman Antara.

Produksi Gas bumi Indonesia mengalami peningkatan pada bulan Juli 2017. Dilansir dari laporan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas) menunjukkan produksi rata-rata gas bumi bulan Juli 2017 adalah sebesar 7,781 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

"Sesuai data yang telah kami sinkronkan dengan Satuan Kerja Khusus (SKK) Migas ada kenaikan sebesar 212 MMSCFD dibandingkan bulan sebelumnya sebesar 7.569 MMSCFD," katanya.

Beberapa faktor yang mendorong kenaikan produksi gas bumi nasional, diantaranya pertama, produksi rata-rata Pertamina EP mengalami kenaikan sebesar 30,46 MMSCFD dari sebelumnya 1.024,26 MMSCFD menjadi 1.054,82 MMSCFD. "Ada peningkatan performa produksi dari blok Matindok dan Subang," jelas Ego.

Kedua, ENI Muara Bakau juga mengalai kenaikan produksi rata-rata gas dari 192,39 MMSCFD menjadi 450,90 MMSCFD atau naik sebesar 258,51 MMSCFD. Ketiga, kenaikan gas sebesar 153,49 MMSCFD yang diproduksi oleh ConocoPhillips Grissik Ltd. karena disebabkan penyerapan optimum oleh konsumen.

Lebih rinci, Ego menambahkan terdapat 10 (sepuluh) Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang menyumbang 80,38 persen dari produksi gas nasional di bulan Juli 2017. Kesepuluh KKKS yang dimaksud mulai dari produksi terbesar yaitu Total E&P Indonesie, BP Bureau, Pertamina EP, ConocoPhillips Grissik, ENI Muara Bakau, JOB Pertamina - Medco Tomori Sulawesi, PetroChina International (Jabung), Premier Oil Natuna Sea, Medco E&P Natuna dan Kangean Energy Ind.

Sebelumnya, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar tetap menegaskan bahwa lelang wilayah karya menggunakan skema bagi hasil yang biaya operasionalnya diserahkan kepada kontraktor (gross split).

"Untuk blok baru kita tetap pakai gross split yang ditawarkan. Kalau ditanyakan banyak yang mau atau tidak? Itu adalah investment strategy dari investor. Apakah blok yang ditawarkan menarik atau tidak? Menariknya itu dari segi datanya," kata Arcandra di Jakarta.

Gross split merupakan skema bagi hasil yang biaya operasionalnya diserahkan kepada kontraktor kerja sama, tanpa menggunakan anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN) layaknya cost recovery yang diterapkan dalam skema bisnis sebelumnya.

Cost recovery adalah pengembalian biaya operasi dari kegiatan eksplorasi dan eksploitasi pertambangan (hulu) minyak dan gas bumi dan diperhitungkan sebagai pengurang dari bagian migas yang akan dibagi antara pemerintah dan perusahaan,

Terkait dengan lesunya tanggapan terhadap skema gross split dari investor, Arcandra menanggapi jangan hanya dilihat dari satu sisi, karena iklim investasi memang sedang menurun dalam bisnis minyak dan gas bumi (migas).

"Kalau sekarang kan lebih terbuka dari hal-hal yang dulu pernah dibuat. Kami buka sekarang, apa saja yang dibutuhkan. Jadi, bukan iklim investasinya, ada kombinasi antara investor strategy ke depan akan seperti apa," katanya. Ia menambahkan masih melihat dulu perkembangan investasi ke masa depan, dan tidak ingin berkomentar terkait optimistis atau tidaknya.

Arcandra Tahar mengatakan skema kontrak bagi hasil produksi bruto (gross split) dapat menghemat waktu proses pengadaan (procurement) investasi migas hingga tiga tahun. "Kita berharap dan sudah studikan bahwa ada indikasi waktu yang dibutuhkan bisa dipersingkat. Proses procurement system yang mungkin bisa kita potong paling tidak dua sampai tiga tahun," kata Arcandra.

Arcandra menjelaskan waktu yang dibutuhkan Indonesia untuk menemukan cadangan minyak hingga akhirnya berproduksi sekitar 16 tahun, berbeda pada 1970an yang hanya buruh waktu kurang dari lima tahun.

Ia menilai ada negosiasi yang panjang terkait biaya ganti rugi (recovery cost) antara kontraktor kontrak kerja sama (K3S) dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).