Minggu, 27 Mei 2012

Pengembangan Gas Metana Batubara (Coalbed Methane) di Indonesia


Hidrokarbon Non Konvensional

Minyak dan gas bumi merupakan senyawa hidrokarbon yang asal-muasalnya dari zat-zat organik (makhluk hidup), sehingga disebut fossil energy (energi fosil). Kita berada dalam era dimana permintaan akan energi primer minyak dan gas bumi terus meningkat, sementara cadangan global makin menipis. Tumbuhnya negara-negara raksasa ekonomi baru seperti Brazil, Rusia, India, dan China (kelompok empat negara ini sering disebut “BRIC”) semakin mempercepat laju konsumsi minyak dan gas bumi. Kondisi ini memaksa manusia untuk mengeksplorasi dan mengeksploitasi berbagai sumber energi lain, baik energi baru maupun terbarukan.

Salah satu sumber energi baru tersebut adalah unconventional hydrocarbon (hidrokarbon non konvensional). Disebut non konvensional karena keberadaan resource-nya di alam dan beberapa sifat fisiknya berbeda dengan minyak dan gas konvensional yang ada. Perbedaaan tersebut antara lain:

• Secara geologis, pada umumnya hidrokarbon non konvensional terbentuk dan terjebak langsung di source rock (batuan asal). Sedangkan hidrokarbon konvensional (minyak dan gas yang kita kenal sekarang ini) setelah terbentuk di source rock bermigrasi dan terjebak di lapisan batuan sedimen.
• Lapisan batuan tempat hidrokarbon non konvensional memiliki permeabilitas sangat rendah (kurang dari 0,1 mili Darcy) dan porositas yang berkisar dari 0,1 sampai 10%.
• Letak sumber daya hidrokarbon non konvensioal di bawah permukaan bumi biasanya lebih dalam daripada hidrokarbon konvensional. Kecuali CBM yang pada umumnya lebih dangkal.
• Dari berbagai rujukan dikatakan bahwa secara kuantitas (volume), potensi hidrokarbon non konvensional jauh lebih tinggi dari hidrokarbon konvensional, namun diperlukan teknologi yang lebih maju dan biaya yang lebih tinggi untuk memproduksinya secara ekonomis. Sehingga tantangan kedepan dalam mengeksplorasi dan mengeksploitasi hidrokarbon non konvensional adalah tantangan teknologi, sumberdaya finansial, dan sumberdaya pendukung lainnya.

Seperti halnya hidrokarbon konvensional, hidrokarbon non konvensional di alam juga didapati dalam bentuk minyak dan gas. Termasuk dalam kelompok unconventional oil (minyak non konvensional) adalah Heavy oil, Shale Oil, dan Oil Sands. Sedangkan kelompok unconventional gas (gas non konvensional) antara lain Coal Bed Methane (CBM), Tight Gas Sands, Oil Shale, dan Gas Hydrates. Jadi CBM merupakan salah satu jenis unconventioanl hydrocarbon
 

CBM dapat didefinisikan sebagai gas alam dengan komposisi utama metana (CH4) yang terbentuk bersamaan dengan proses pembentukan batubara (coalification), terjebak dan teradsorpsi pada “cleats” (macropores) dan matriks batubara (micropores). Cleats secara fisik serupa dengan retakan-retakan di lapisan batubara. Air menempati cleats sehingga memberikan tekanan yang cukup untuk menahan gas metana di tempat. 
 

Potensi serta Cadangan CBM Dunia dan Indonesia

Mayoritas cadangan (reserve) CBM yang telah teridentifikasi terdapat di Rusia, Amerika Serikat (termasuk Alaska), China, Australia, Kanada, Inggris (UK), India, Ukraina, dan Kazakhstan. Berdasarkan estimasi, secara worldwide terdapat lebih dari 6000 TCF (trillion cubic feet) gas CBM di tempat (Original Gas In Place – OGIP). Negara-negara yang telah memproduksikan CBM secara komersial adalah Amerika Serikat, Kanada, Australia, India, dan China. Produksi CBM di seluruh dunia saat ini berada di level 6 BCFD (Miliar kaki kubik per hari). Sekitar 5 BCFD produksi CBM berada di Amerika Serikat yang merupakan 10% dari total produksi gasnya.  
 

Sementara di Indonesia hingga Desember 2011 beberapa Wilayah Kerja (WK) CBM baru dalam proses sertifikasi cadangan, sehingga angka yang ada baru merupakan potensi sumberdaya CBM saja, yaitu sebesar 453,3 TCF yang terdapat dalam 11 cekungan (basin) yang tersebar di seluruh wilayah Indonesia. Potensi sumberdaya CBM ini lebih besar dibandingkan sumberdaya gas konvensional sebesar 384,7 TCF.

Faktor Yang Mendorong Pengusahaan CBM

Beberapa pemicu pengusahaaan CBM di Indonesia:

• Kenaikan harga minyak di pasar internasional, sehingga Indonesia yang sejak tahun 2004 sudah menjadi importir netto minyak bumi dan menjalankan kebijakan subsidi energi sejak lama harus mencari energi alternatif lain sebagai upaya mengurangi ketergantungan terhadap minyak bumi.
• Tumbuhnya pasar domestik gas sebagai akibat tumbuhnya industrialisasi, penambahan pembangunan pembangkit tenaga listrik, dan bertambahnya pemukiman.
• Kurangnya pasokan gas (gas shortage) untuk kebutuhan domestik karena produksi gas konvensional dari wilayah-wilayah kerja yang ada sudah terikat kontrak dengan negara-negara asing selaku pembeli. • Potensi sumber daya CBM di Indonesia yang menjanjikan.
• Naiknya harga gas di pasar domestik.

Dasar Hukum dan Model Tata Kelola Pengusahaan CBM

Dasar hukum:
• Undang-Undang Dasar 1945 Pasal 4 ayat (1) dan Pasal 33 ayat (2) dan (3).
• Undang-Undang No. 22 Tahun 2011 tentang Minyak dan Gas Bumi.
• Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang telah diamandemen dengan PP No. 34/2005 (Pasal 1 ayat 2, 6, dan 7 Pasal 103).
• Permen ESDM 1669K/30/MPE/1998 tentang Implementasi Bisnis Gas Metana Batubara.
• Permen ESDM No. 033 Tahun 2006 yang diamandemen dengan Permen ESDM No. 036 Tahun 2008 tentang Pengusahaan Gas Metana Batubara.

Model tata kelola pengusahaan CBM:
• Aktivitas CBM termasuk dalam rejim minyak dan gas bumi.
• Kendali manajemen dipegang oleh BPMIGAS.
• Model Kontrak Kerja Sama adalah kontrak bagi hasil atau Production Sharing Contract (PSC).
• Kontraktor adalah Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang diberikan wewenang untuk melaksanakan eksplorasi dan eksploitasi pada suatu wilayah kerja CBM berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana.
• Kontraktor menyediakan seluruh dana, teknologi, dan tenaga ahli yang dibutuhkan dalam operasi CBM.
• Kontraktor menanggung risiko kegiatan.
• Kontraktor mendapatkan pengembalian seluruh biaya operasi.
• Produksi yang telah dikurangi biaya operasi, dibagi antara Pemerintah dan Kontraktor.
• Kontraktor diijinkan mengadakan eksplorasi selama 6 s.d. 10 tahun, dan eksploitasi 20 tahun atau lebih, dengan total jangka waktu kontrak 30 tahun.
• Kontraktor wajib mengembalikan sebagian Wilayah Kerjanya secara bertahap atau seluruhnya kepada Menteri melalui Badan Pelaksana, sesuai dengan Kontrak Kerja Sama.
• Seluruh barang operasi/peralatan yang diimpor dan dibeli Kontraktor menjadi milik Pemerintah setelah tiba di Indonesia, kecuali peralatan yang disewa.
• Kontraktor dapat mengelola data hasil kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di Wilayah Kerjanya yang meliputi perolehan, pengadministrasian, pengolahan, penataan, penyimpanan, dan pemeliharaan selama jangka waktu kontrak; kecuali pemusnahan data.
• Kontraktor dapat mengalihkan, menyerahkan, dan memindahtangankan sebagian atau seluruh hak dan kewajibannya (participating interest) kepada pihak lain setelah mendapat persetujuan Menteri berdasarkan pertimbangan Badan Pelaksana.
• Kewajiban Domestic Market Obligation (DMO) dan pengutamaan pasokan ke pasar domestik.

Pemerintah mendapat bagian awal yang disebut First Tranche Petroleum (FTP) sebesar 10% langsung (non-share) dari Gross Revenue (GR). Kemudian setelah GR dikurangi FTP dan Cost Recovery (CR), Pemerintah mendapat bagian bersih (setelah mendapat tambahan hasil pemotongan pajak dengan effective tax rate 44% dari bagian Kontraktor) 55% dari Equity To be Split (ETS). Sehingga total hak Pemerintah adalah 10% GR ditambah 55% ETS. Sementara hak Kontraktor adalah CR ditambah 45% ETS.

 
Road Map Pengembangan CBM di Indonesia

Menurut road map pengembangan CBM, upaya eksplorasi dan eksploitasi CBM sudah dimulai sejak tahun 1998. Tahun 2004 Pemerintah (melalui LEMIGAS) mensponsori pemboran sumur CBM di Blok Rambutan (Sumatera Selatan). Tahun 2008 kontrak CBM model Production Sharing Contract (PSC) ditandatangani untuk yang pertama kalinya. Tahun 2011 Pemerintah menargetkan pemanfaatan CBM lebih awal untuk mengenergisasi pembangkit listrik skala kecil (mini) dengan kapasitas 1 MWe (mega watt listrik). Lalu secara bertahap sampai tahun 2025 akan dilakukan pengembangan lapangan CBM secara komersial sampai mencapai level produksi 1500 MMSCFD secara nasional dengan tingkat produksi rata-rata 250 MSCFD per sumur.

 
Program Percepatan Pengembangan dan Pemanfaatan CBM

Program percepatan pengembangan dan pemanfaatan CBM jangka pendek dan jangka panjang seperti yang dipaparkan Ditjen Migas pada salah satu Lokakarya CBM di Januari 2010:

Jangka Pendek (2009 s.d. 2011):
• Penyusunan Pedoman Pengusahaan Gas Metana Batubara;
• Penyesuaian Ketentuan Pokok dan Syarat-Syarat KKS CBM;
• Percepatan pelaksanaan Firm Commitment oleh 5 (lima) KKS CBM (Blok CBM Sekayu, Blok CBM Sangatta I, Blok CBM Kutai, Blok CBM Tanjung Enim, dan Blok CBM Barito Banjar II untuk produksi pada/sebelum tahun 2011;
• Penyelesaian monetisasi lapangan Rambutan (Pilot Project CBM) yang telah dibiayai oleh APBN dalam rangka pemanfaatan CBM untuk kelistrikan tahun 2011;
• Identifikasi rencana pemanfaatan CBM untuk pembangkit listrik, terutama listrik pedesaan di sekitar 5 (lima) Blok CBM pada butir di atas oleh PLN;
• Penyusunan RKAP dan RUPTL oleh PLN;
• Penawaran 25 (dua puluh lima) wilayah kerja CBM sampai dengan tahun 2011;
• Kajian Pemberian Insentif Pengusahaan CBM.

Jangka Panjang (2012 s.d. 2025):
• Penandatanganan 20 (dua puluh) KKS.
• Penawaran 70 (tujuh puluh) wilayah kerja CBM sampai dengan tahun 2014;
• Produksi CBM sebesar 500 MMSCFD pada tahun 2015;
• Produksi CBM sebesar 1000 MMSCFD pada tahun 2020;
• Produksi CBM sebesar 1500 MMSCFD pada tahun 2025.

Sampai Desember 2011 ada 42 Wilayah Kerja (WK) CBM yang telah ditandangani kontrak PSC-nya. Terdiri dari 7 kontrak ditandatangani di tahun 2008, 13 kontrak di tahun 2009, 3 kontrak di tahun 2010, dan 19 kontrak di tahun 2011 (termasuk 3 kontrak terakhir yang ditandatangani pada tanggal 19 Desember 2011). Semua KKKS CBM tersebut masih berstatus eksplorasi, belum menyerahkan Rencana Pengembangan Lapangan (Plan of Development/PoD).

Komersialisasi CBM Sebelum PoD

Program jangka pendek Pemerintah terkait pemanfaatan CBM yang sedang diupayakan saat ini adalah terwujudnya pemenuhan kebutuhan bahan bakar gas untuk kelistrikan mulai tahun 2011, baru kemudian seiring peningkatan produksi, CBM akan diarahkan untuk pemenuhan kebutuhan gas bumi nasional. Seperti yang diberitakan website BPMIGAS (www.bpmigas.go.id, 4 November 2011), Indonesia telah memulai memanfaatkan gas non konvensional untuk pembangkit listrik. Hal ini ditandai dengan penandatanganan Nota Kesepahaman (MoU) mengenai jual beli CBM dari Virginia Indonesia Company (VICO) kepada PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) pada tanggal 4 November 2011. Melalui MoU ini, VICO akan memasok 0,5 MMSCFD (juta kaki kubik per hari) CBM ke PLN dalam jangka waktu minimal 5 tahun. Pasokan CBM ini berasal dari KKKS CBM Sanga-sanga di Kalimantan Timur. Nota Kesepahaman ini masih bersifat tidak mengikat, akan tetapi pihak yang terlibat saat ini sedang bekerja untuk merumuskan butir-butir kesepakatan penjualan gas yang akan menjadi bagian dari Perjanjian Jual Beli Gas atau Gas Sales and Purchase Agreement (GSPA). Perjanjian ini akan ditandatangani kemudian dan akan menjadi dasar untuk pengiriman gas yang diharapkan akan dimulai di akhir 2011. Pada fase dewatering, PLN membeli listrik dari pengembang CBM untuk melistriki warga, khususnya di sekitar lokasi pengembangan CBM. Pada fase produksi, cakupan pemanfaatan CBM akan diperluas. Gas metana yang dihasilkan akan dibeli PLN bisa dalam bentuk gas, CNG maupun LNG, untuk memasok pembangkit besar setempat maupun di lokasi lain.

Skenario komersialisasi CBM sebelum PoD merupakan salah satu bentuk insentif bagi Kontraktor dan diakomodir dalam Artikel 6.3 kontrak PSC CBM, yang mengatur hal-hal berikut:
• Sebelum adanya persetujuan PoD oleh Pemerintah, CBM yang diproduksikan selama fase eksplorasi dapat dijual ke pasar domestik berdasarkan perjanjian jual-beli gas, dan harus dengan persetujuan Pemerintah Indonesia melalui BPMIGAS.
• Pembagian langsung dari Gross Revenue, tidak dipotong biaya Cost Recovery, dengan porsi netto setelah pajak 55% untuk Pemerintah dan 45% untuk Kontraktor.

Earlier commercialization atau pemanfaatan CBM pre-PoD ini memberikan keuntungan bagi kedua belah pihak, baik Pemerintah maupun Kontraktor KKS:
• Bagi Pemerintah: dapat segera merasakan manfaat kerja sama dengan menggunakan produksi CBM untuk pembangkit tenaga listrik.
• Bagi Investor (Kontraktor): mereka dapat mendapatkan pengembalian lebih awal terhadap biaya yang telah dikeluarkan, meskipun belum tentu kembali modal.

Sumur CBM rata-rata menghasilkan hanya sekitar 200 MSCFD. Jadi untuk menghasilkan 2-3 MMSCFD diperlukan sekitar 10-15 sumur setelah dewatering period antara 6 bulan sampai 5 tahun. Jadi dapat dibayangkan berapa lama modal investor akan kembali apabila menggunakan prosedur yang sama seperti dalam PSC migas konvensional. Tentunya akan lebih baik dan lebih fair apabila gas dimanfaatkan untuk kepentingan bersama (artinya sudah ada pembagian hasil) daripada dibakar.

Insentif Fiskal di Beberapa Negara

Banyak negara menawarkan insentif fiskal atau termin kontrak yang lebih baik terhadap pengusahaan CBM. Polandia menawarkan termin fiskal tanpa royalti, tanpa partisipasi pemerintah, dan pajak penghasilan yang hanya 19%. Di India tidak ada signature bonus, tidak ada bea masuk untuk barang-barang operasional CBM, dan tax holiday terhadap pajak penghasilan selama 7 tahun pertama setelah komersialisasi. Indonesia menawarkan profit split yang lebih baik bagi kontraktor CBM dibanding migas konvensional. Jika net profit split antara Pemerintah dan Kontraktor untuk kontrak PSC minyak dan gas konvensional masing-masing pada umumnya 85:15 dan 70:30, maka untuk kontrak PSC CBM di Indonesia 55:45.

Untuk membandingkan beberapa negara dari sisi daya tarik komersialnya (commercial attractiveness), Alex Chackmakhchev membuat hipotetis pengembangan 100 BCF CBM terhadap rejim fiskal kontrak CBM di beberapa negara. Gambar di bawah menunjukkan perbedaan negara-negara berdasarkan Investor Rate of Return (IRR), bagian pemerintah (state take), dan NPV kontraktor. Menurut studi Chackmakhchev ini, negara-negara seperti Ukraina, Indonesia, dan China dengan rejim fiskal yang ada saat ini akan sulit bagi kontraktor untuk mencapai Return on Investment (ROI) yang memadai untuk lapangan CBM berukuran 100 BCF dan dengan harga gas US$ 3 per MCF. Namun sebetulnya daya tarik CBM tidak semata berdasarkan skema fiskalnya, tetapi juga tergantung pada prospek sumberdaya, kualitas tata kelola pemerintahan, kemudahan berusaha, jaminan kepastian berusaha, dan faktor keamanan dalam negeri. Selain itu, adalah wajar jika dalam suatu kontrak Pemerintah berupaya mendapatkan porsi yang lebih banyak untuk berkontribusi semaksimum mungkin bagi kemakmuran rakyat.

0 komentar:

Posting Komentar