Jumat, 5 Maret 2010, Menteri Perladangan dan Komoditi Malaysia Tan Sri Bened Dompok dan Duta Besar Malaysia untuk Indonesia Datuk Said Mansyi datang ke lokasi tangki blending minyak nabati (fame) milik Pertamina di Depot Plumpang. Pejabat Malaysia itu sedang belajar sistem pengelolaan dan pencampuran antara minyak nabati (fame) dengan minyak diesel yang menghasilkan biodiesel. Judul berita utama Media Pertamina 15 Maret 2010 kemarin sengaja membuat judul "penuh arti", yaitu Malaysia Kembali Belajar ke Pertamina.
Pertamina menjadi guru bukan sesuatu yang aneh. Sukses Transformasi dipelajari perusahaan lain, sukses melaksanakan konversi minyak tanah ke Elpiji juga diakui organisasi LPG dunia dan satu-dua negara belajar ke Pertamina. Tahun 1974 Petronas Malaysia didirikan, dan sebelumnya orang-orang ahli dari Pertamina - seperti Mr. LNG Baharuddin -- diundang ke Malaysia untuk memaparkan ilmunya mengenai perusahaan minyak dan gas bumi, termasuk sistem production sharing contract (PSC). Ilmu Pertamina diserap Petronas dan sang murid pun mengambil saripati ilmu yang bagus-bagus buat kemajuan perusahaannnya, dan membuang sistem yang merugikan perusahaan migas milik negara seperti dialami Pertamina saat itu.
Petronas saat itu "dilepas" oleh Pemerintah Malaysia dengan otoritas yang luas sebagai entitas bisnis, sementara sang guru (Pertamina) sesuai situasi politik saat itu menjadi agent of change bagi pembangunan Negara, sehingga BUMN Indonesia ini pelan-pelan tertinggal oleh BUMN milik Malaysia tersebut.
Petronas sudah mencari referensi tentang sistem blending ke mana-mana dan investasinya tinggi, sampai menemukan sistem blending versi Pertamina yang sederhana dan investasi murah. Pertamina sudah melakukan serangkaian tes dan hasilnya oke. Bahkan dalam waktu dekat proses ini akan dilakukan secara otomatis sehingga tidak akan memerlukan tenaga kerja yang terlalu banyak dan tingkat akurasinya akan lebih terjamin sehingga mengurangi risiko.
Ada pihak yang belajar ke Pertamina tak masalah. Karena Pertamina pun untuk beberapa hal seperti operasi di laut lepas belajar ke beberapa perusahaan yang mumpuni di bidang itu. Saling belajar menjadi hal biasa di dunia bisnis, termasuk migas. Tetapi yang hendak kita beri catatan adalah langkah murid jangan sampai mengalahkan lagi sang guru dalam hal membuat biofuel. Kecerdikan Petronas/ Malaysia adalah bagaimana menyerap ilmu dan berlari lebih kencang ketimbang sang guru. Ini yang menjadi titik perhatian kita semua. Jangan biarkan Pertamina bekerja dan berjalan sendiri...!
Pertamina EP sedang menuntaskan pencapaian target Visi 2011 sebagai produsen minyak dan gas bumi nomor satu di Indonesia. Presiden Direktur Pertamina EP Salis S. Aprilian mengakui tidak mudah mencapai target tahun 2011. Dari sisi produksi saja, misalnya, saat ini produksi minyak dan gas bumi anak perusahaan Pertamina di sektor hulu ini lebih dari 300 MBOEPD dari target 570 MBOEPD. Target ini harus dicapai dalam dua tahun ini.
"Memang untuk mencapai target itu sangat berat karena kita harus mencapai 570 MBOEPD. Jadi 570 ribu barrel oil equivalent per day pada tahun 2011, dan sekarang masih dalam posisi 300-an MBOEPD, masih harus menambah 200-an MBOEPD," ungkap Salis realistis.
Salis boleh menyikapi hal itu cukup realistis, tapi ia bersama anggota Direksi lain - Syamsu Alam (Direktur Eksplorasi), Bagus Sudaryanto (Direktur Operasi), dan Andre (Direktur Keuangan) beserta jajaran pimpinan dan karyawan, tetap ditantang untuk mencapai target berat tersebut.
Bagaimanapun, di tangan Pertamina EP sebagian besar target produksi migas PT Pertamina (Persero) berada. Misalnya tahun 2009 kemarin, target 125.500 barel minyak per hari (BOPD) ada di tangan anak perusahaan ini, atau 73 persen dari seluruh target korporat sebesar 171.900 BOPD. Untuk gas pun signifikan, targetnya 1.123 MMSCFD, atau 88,7 persen dari target korporat sebesar 1.266 MMSCFD.
Target produksi minyak Pertamina EP berhasil terlampaui, di mana produksi minyak di akhir tahun mencapai 127,1 MBOPD padahal targetnya 125,5 MBOPD. Yang agak meleset adalah produksi gas sedikit meleset dari target, yaitu dari target 1.123 MMSCFD tercapai 1.043 MMSCFD. Tapi kalau dibandingkan tahun 2008 pencapaian produksi gas ini lebih baik. Saat itu produksi m encapai 1.003 MMSCFD.
Ketika hal ini dikonfirmasi ke Presiden Direktur Pertamina EP Salis Aprilian, ia menjelaskan penyebabnya antara lain karena tidak ditemukannya lapangan baru gas untuk bisa dikembangkan.
Sedikit kegagalan di produksi gas tahun kemarin, tertutupi oleh prestasi pencapaian melebihi target di sisi-sisi lain, yaitu target produksi minyak, production cost untuk minyak dan gas, dan kinerja HSE ( Health, Safety, and Environment), serta kinerja keuangan dan investasi. Termasuk target jumlah pekerja yang mendukung budaya kinerja perusahaan.
Yang membanggakan Pertamina EP adalah bagaimana mengalami kenaikan produksi minyak dan gas dari tahun ke tahun (lihat grafik), ketika KKKS lain (baca: perusahan migas lain) tak bisa menahan penurunan produksi alamiah.
Indikasi sukses sisi keuangan pada terbukti dari laba hasil audit tahun 2005 sebesar Rp 2,1 triliun dengan aktiva sebesar Rp 14,9 triliun. Lalu pada laba hasil audit tahun 2006 terlihat angka yang cukup melonjak, yaitu Rp 7,1 triliun dengan nilai aktiva sebesar Rp 25,6 triliun. Sedangkan tahun 2007 dan 2008 masih sedang dalam proses pelaksanaan audit.
Hingga hari ini Pertamina EP masih sebagai backbone penghasilan Pertamina baik dari sektor hulu maupun dari Pertamina secara keseluruhan. Angkaangka di atas tercapai bukan berarti tanpa perjuangan. Perjuangan Pertamina EP mencapai target-targetnya tidaklah mudah. Memang eks WK Pertamina cq Direktorat Hulu sungguh luas, yaitu 140 ribu km2 dengan ± 160 lapangan, tapi lapangan-lapangan itu 80 persen berstatus lapangan tua. Penurunan alamiah ( natural decline) produksinya saja rata-rata 15 - 18 persen.
Hanya memang yang terlihat adalah sejak awal (2006) Pertamina EP sudah menggulirkan Transformasi yang membagi peta jalannya dalam tiga Repetita (Rencana Pembangunan Tiga Tahun). Repetita yang jelas targetnya dan berkesinambungan, walaupun anak perusahaan ini sudah dipimpin oleh tiga Presiden Direktur, membuahkan hasil yang tidak main-main. Perhatikan saja kinerja pada periode 2006 sampai 2009.
•••
Berkutat dengan perhitungan target sungguh tidak mudah. Pertamina secara korporat sejak beberapa tahun terakhir sudah harus mencapai targetnya secara ketat. Terutama sejak medio 2006, yaitu sejak bergulirnya Transformasi Pertamina. Pada periode sebelumnya, yaitu Program Restrukturisasi 1994 - 2005 kondisi perusahaan ini adalah trial and error, mencari bentuk perubahan. Hal ini tidak mudah karena posisi Pertamina yang berada di antara banyak peran bagi Negara dan Pemerintah.
Hingga sekarang misalnya, persoalan besaran dividen yang harus disetorkan kepada Pemerintah cenderung tidak memprioritaskan besaran investasi Pertamina yang sesungguhnya menjadi kelaziman di dunia migas. Tujuan besar menjadi perusahaan minyak nasional kelas dunia, tapi tenaga untuk mendorong tercapainya tujuan - dalam hal ini investasi - masih terkendala.
Target besarnya ada dalam RJPP (Rencana Jangka Panjang Perusahaan), di mana Pertamina memiliki Roadmap 3 x 5 tahun atau 15 tahun, terhitung tahun 2008 sampai 2023. Pertamina menargetkan menjadi perusahaan minyak nasional (NOC) nomor satu di Indonesia (2008 - 2013). Lalu menjadi NOC terkemuka di Asia Tenggara, bahkan di Asia Pasifik (2013 - 2018), dan menjadi NOC kelas dunia, sejajar dengan NOC dan IOC kelas dunia lain (2018 - 2023).
Jenis perusahaan migas di dunia ini setidaknya ada dua, yaitu National Oil Company (NOC) yaitu jenis perusahaan migas milik negara, serta International Oil Company (IOC) atau lebih dikenal sebagai perusahaan migas milik swasta. Target Pertamina adalah dalam jalur NOC walaupun pada tahun 2023 mengharapkan sejajar dengan NOC dan juga IOC.
Target Pertamina Persero tersebut diturunkan dan "dipecahpecah" sebagai target masing-masing unit operasi, masingmasing anak-anak Perusahaan, dan seluruh fungsi direktorat dan setingkat direktorat di Kantor Pusat Pertamina, Jakarta.
Pertamina EP sendiri sebagai salah satu anak perusahaan di sektor hulu memiliki target yang lebih progresif. Misalnya menjadi produser migas nomor wahid di Indonesia tahun 2011, dua tahun lebih cepat daripada target waktu Pertamina Persero (2013).
Pertamina EP dalam mengejar target-targetnya tidak lepas dari target yang disetujui BP Migas, walaupun Pertamina EP juga mematok target kerjanya secara internal. Pertama, target lifting yang disetujui Pemerintah (BP Migas). Kedua, target RKAP PT Pertamina (Persero) level base dan ketiga target RKAP level strech.
Presiden Direktur Pertamina EP Salis S. Aprilian menjelaskan tahun 2010 ini Pertamina EP memiliki target lifting BP Migas sebanyak 128 ribu BOPD, target RKAP base sebesar 131 ribu BOPD, dan target RKAP strech sebesar 134 ribu BOPD. "Kami di sini mengejar target Persero (RKAP), sehingga kalau target itu terlampaui target BPMIGAS pun terlampaui. Kita memang targetnya yang tinggi. Seperti kami di 2009 juga begitu. Kita akhir tahun itu 127,1 MBOPD pencapaiannya, padahal targetnya 125,5 MBOPD," papar Salis.
Pertamina EP sedang merakit target produksi migas 570 MBOEPD pada tahun 2011, di mana sampai medio tahun lalu berada pada posisi 289 MBOEPD. Tingkat produksi sebesar itu diharapkan sebagian besar berasal dari ladang Limau, Tambun, Sukowati, dan Sanga-sanga. Dengan modal 214 lapangan migas di atas area 140 ribu km2 yang ada di berbagai wilayah di Indonesia, Pertamina EP mengambil langkah dan strategi dari mulai melakukan proses enhanced oil recovery (EOR) sampai melakukan pola kerjasama operasi atau KSO untuk tak kurang dari 40 lapangan tua yang dimilikinya.
Target harus penuh dua tahun ke depan - sekali lagi bukan waktu lama - untuk merakit angka kekuranganya, sekitar 281 MBOEPD, untuk menggenapkan menjadi 570 MBOEPD, bukan perkara mudah. Selain sebagian besar lapangan (sekitar 80 persen) adalah lapangan tua, juga penurunan produksi alamiah ( decline) rata-rata 18 persen per tahun, semakin memberatkan pencapaian target. Selain mencari akal menahan decline agar tidak meluncur ke persentase yang lebih besar, juga produksi harus berlipat agar target menaikkan produksi hingga tahun 2011 sebesar 570 MBOEPD tercapai.
Pertamina EP melakukan enhanced oil recovery (EOR), yaitu metode penyerapan tahap lanjut di mana ada proses penginjeksian air ke dalam pori-pori reservoir di bawah permukaan agar produksi naik atau persentase decline-nya tidak terlalu cepat.
Lapangan-lapangan tua, dalam pandangan M. Bunyamin dari Pertamina EP saat diwawancara WePe pada Desember 2008, tidak ekonomis dan efektif dengan pemboran baru, melainkan dengan injeksi air dan EOR. "Banyak lapangan tua peninggalan Belanda yang ternyata masih mengandung minyak hingga potensial bisa diangkat 30 - 50 persen," kata M. Bunyamin.
Dengan kondisi lapangan Pertamina sekarang, tidak mungkin hanya hanya mengandalkan eksplorasi saja. Ada tiga kondisi lapangan minyak, yaitu primary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery, dan kondisi lapangan Pertamina sekarang berada pada tahap secondary dan tertiary recovery. Dan menjadi hal lumrah dalam tahap seperti itu melakukan EOR.
Untuk meningkatkan produksinya, Pertamina EP melakukan empat langkah, yaitu:
1. Eksplorasi dengan mengembangkan konsep-konsep baru;
2. Mengaktifkan sumur-sumur yang suspended yang dulu diabaikan karena dinilai tidak ekonomis;
3. Program EOR;
4. Memaksimalkan produksi.
Untuk eksplorasi Pertamina EP melakukannya dengan selektif. Walaupun masih banyak WK yang belum tergarap maksimal, tetapi Pertamina EP tidak akan mencari di cekungan yang remote. Kenapa harus begitu?
Lapangan suspended adalah lapangan yang dulu ditangguhkan penggarapannya pada masa lalu, sehingga Pertamina EP harus mengaktifkannya lagi. Jenis lapangan migas suspended merupakan lapangan-lapangan migas yang saat itu tidak memungkinkan untuk diproduksikan karena tidak ekonomis.
Menurut mantan Presdir Pertamina EP Tri Siwindono potensi lapangan suspended cukup banyak. Contoh di Cepu, banyak sekali lapangan tua yang ditinggalkan. Termasuk yang kemudian diangkat minyaknya oleh KUD-KUD setempat walaupun tidak menggunakan teknologi perminyakan. Termasuk juga lapangan suspended di Sumatera Selatan, dan di seluruh WK lapanganlapangan yang ditinggalkan itu banyak. "Kita akan ke sana menggunakan teknologi yang baru untuk mempercepat dan memperbesar produksi di sana," ujar Tri Siwindono.
Langkah ketiga dalam rangka menaikkan produksi adalah melalui program EOR. Cadangan yang bisa terambil menurut Tri Siwindono lebih dari 5 miliar barel. Potensi ini bisa diambil pada tahap secondary recovery atau tertiary recovery. "Jadi EOR harus dimulai sekarang! Cuma EOR itu tidak bisa langsung menghasilkan respon. EOR itu paling tidak 2-3 tahun baru menghasilkan respon," kata Tri yang saat wawacara dengan WePe masih menjabat Presdir.
Pertamina EP membentuk Team EOR (PMT EOR) pada 1 September 2008 yang akan mengurusi program peningkatan produksi melalui proses secondary recovery dengan injeksi air dan proses tertiary recovery dengan injeksi kimia. Peningkatan produksi melalui EOR diharapkan bisa menunjang ambisi Pertamina menjadi produser nomor satu dan menurunkan angka impor minyak untuk kebutuhan dalam negeri.
Tetapi memang Pertamina EP dengan segala keterbatasannya harus mengejar target produksi cukup tinggi yang harus dicapai dalam sisa waktu 2 tahun (2010 dan 2011). Adalah wajar kalau strategi memiliki prioritas menjadi pilihan Pertamina EP.
"Pertamina EP ingin lebih fokus pada upaya peningakatan produksi lapanganlapangan migas utama seperti Limau, Tambun, Sukowati, dan Sanga-sanga," kata M. Harun, Manager Humas Pertamina EP kepada pers Januari 2009 lalu.
Lalu bagaimana dengan lapangan-lapangan lain? Pada tahun 2006 - pada periode Presdir Kun Kurnely - Pertamina EP menawarkan 41 lapangan migas yang sudah tua tapi potensial dengan pola kerjasama operasi atau KSO. Bagaimanapun Pertamina EP dengan pekerjaan raksasa ini memerlukan kecukupan dana, sumber daya manusia (SDM), dan teknologi untuk mengeksplorasi atau memproduksi. Sebanyak 41 lapangan migas itu tersebar di wilayah Jawa dan Sumatera.
KSO merupakan merupakan bentuk kerjasama di dunia bisnis, termasuk dunia bisnis minyak dan gas bumi. Sebagai perjanjian antara dua pihak atau lebih di mana masing-masing sepakat untuk melakukan sesuatu usaha bersama dengan menggunakan aset dan atau hak usaha yang dimiliki dan secara bersama menanggung risiko usaha tersebut.
Pada Agustus 2009 Pertamina menawarkan KSO tahap II untuk 5 area eksplorasi, yakni Rantau Deep Utara, Rantau Deep Selatan (Sumatera Utara), Pemalang (Jawa Tengah), Tuban Selatan (Jawa Timur), Klamono Selatan (Papua). Untuk area produksi, yakni Tangai-Sukananti dan Loyak-Talangggula. Dan diharapkan pada awal 2010 ini sudah ada pemenang KSO tahap II.
Pada awal tahun 2010 ini Pertamina EP menawarkan kerjasama operasi (KSO) tahap III, yaitu untuk 2 area produksi dan 4 area eksplorasi. Area produksi itu adalah Sambidoyong (Jawa Barat) dan Zona Serang Deep (Sumatera Utara). Sedangkan untuk area eksplorasi yang ditawarkan adalah Tebat Agung (Sumatera Selatan), Tanjung Lontar (Sumataera Selatan), Jambi Barat dan Tanjung Barat (Kalimantan Selatan).
KSO tahap III ini dibuka 25 Januari - 5 Maret 2010. Penawaran ini tak lain bertujuan untuk mengoptimalkan utilisasi lapangan-lapangan marginal sehingga diharapkan dapat memberikan kontribusi dalam peningkatan cadangan dan produksi Pertamina EP.
Pertamina EP kini memiliki wilayah kerja yang luas dan TriSiwindono memperkirakan secara geografi Pertamina EP atau bahkan Pertamina dulu baru menggarap di bawah 50 persen. "Peluangnya masih banyak. Cuma memang ada daerah-daerah yang secara geologis berisiko sangat tinggi. Makanya kita perlu mengundang perusahaan-perusahaan lain untuk melakukan survey di daerah-daerah ini. Kalau ada spot yang positif, kita baru ke sana, jadi tidak ngawur datang ke sana," beber Tri Siwindono.
Dengan persoalan seperti itu wajar kalau Pertamina EP saat ini menawarkan sebagian ladang-ladang non prioritas kepada pihak lain dalam bentuk KSO. Prioritas diperlukan karena sebagai perusahaan migas pasti mempertimbangkan risiko, keekonomian suatu lapangan, dan tingkat kesulitan penggarapan baik karena letak daerah yang terpencil, jauh dari infrastruktur memadai, maupun karena mengefektifkan investasi yang ada.
Selain itu, Pertamina EP masih harus melengkapi data bawah permukaan setiap lapangan yang memang masih minim. Contoh di Sumatera Selatan di sumur tua, Gunung Kemala-1 yang dibor tahun 1950-an, Pertamina EP lalu melakukan reparasi dan penambangan ulang, keluarlah 1.000 barel per hari. "Kenapa dulu tidak dibuka di situ? Karena pengetahuan kita di daerah itu masih kurang," ujar Tri Siwindono menjelaskan."WP NS
=================================================================================
Judul ini adalah kemungkinan dan sangat dimungkinkan, bahwa operator Blok Cepu bisa saja berada di tangan Pertamina. Saat mi, Pertamina EP Cepu, anak perusahaan Pertamina, dan Mobil Cepu Limited (MCL), anak perusahaan Exxon Mobil Indonesia (EMOI) sedang melakukan pembicaraan untuk revisi perjanjian kerjasama operasi alias joint operation agreement (JOA) di antara kedua perusahaan. Badan Pelaksana Hulu Migas (BP Migas), sebagai kepanjangan tangan Pemerintah menargetkan proses ini selesai pada Semester I tahun 2010 ini.
Saat JOA diteken 17 September 2005, yang menjadi operator Blok Cepu adalah MCL, sementara Pertamina hanya sebagai observer sehingga berhak memberikan pendapat. Saat itu Pertamina dianggap tidak mampu menjadi operator dan cenderung beranggapan EMOI Iebih berkemampuan sehingga Pemerintah saat itu memutuskan EMOI lah yang menjadi operator.
Target produksi dan blok ini tidak tercapai sesuai jadwal. Total target produksi puncaknya adalah 165 ribu barel per hari. DPR dan kalangan pengamat bereaksi, ada baiknya blok ini diserahkan peran operatornya kepada Pertamina kalau memang EMOI melalui anak perusahaannya tidak mampu menunjukkan realisasi target.
Indikator pertama, Pertamina EP Cepu bisa menjadi operator, dilihat dan struktur kepemilikan Participating Interest (PI) Blok Cepu, Pertamina EP Cepu memiliki 45 persen, sementara EMOI memang 45 persen juga tapi terpecah pada dua anak perusahaan, yaitu MCL (20,5 persen) dan Ampolex (Cepu) Pte. Ltd (24,5 persen). Secara institusional perhitungan perusahaan per perusahaan, PEP Cepu adalah jelas mayoritas.
Indikator kedua, misalnya target EMOI untuk produksi gas di lapangan gas Bumi Jambaran, Blok Cepu, pada tahun 2014, sementara Pertamina menghitung bisa berproduksi tahun 2013, seperti dikatakan oleh Dirut PEP Cepu Haposan Napitupulu.
Indikator ketiga dilihat dan sisi nilai investasi pengembangan Blok Cepu hingga produksi puncak. Dalam perhitungan EMOI membengkak dan prediksi semula 1 miliar dolarAS (perhitungan tahun 2001) menjadi 3 miliar dolarAS (saat in). Sementara Dirut PEP Salis Aprilian menyebutkan investasi Blok Cepu bisa ditekan sampai 2,5 miliar dolarAS.
Menekan biaya bisa dilakukan Pertamina melalui efisiensi biaya pemboran, biaya tenaga kerja, dan sinergisitas fasilitas produksj minyak Pertamina yang ada di sekitar Blok Cepu, lapangan gas Tiung Biru, Joint Operating Body (JOB) Sukowati dan gas Gundih. Dan indikaton keempat adalah pengalaman beroperasi di sekitar blok itu yang dikatakan Dirut Karen Agustiawan sebagai modal lain bagi Pertamina mampu menjadi operator di Blok Cepu.
Followers