Investment

CBM dan Faktor Tantangan Pengembangannya

img title

Jakarta, petroenergy.id -- Tahun lalu, sebuah anak Perusahaan Pertamina yaitu PT Pertamina Hulu Energi menyatakan akan melepas blok-blok CBM (Coal Bed Methane) miliknya. Dan beberapa waktu lalu, sebuah Perusahaan Energi Nasional terkemuka, Medco Energi juga mengikuti hal yang sama. Lalu faktor apa saja yang menyebabkan pengembangan CBM di Indonesia seolah tak menarik lagi.

Ronald Gunawan, Direktur Operasi Medco Energi akhir pekan lalu di Jakarta menyatakan, bahwa alasan Medco melepas hak partisipasi (participating interest) di Blok CBM miliknya disebabkan CBM itu low priority. Selain itu harga dan permintaan energi alternatif masih belum stabil sehigga memaksa Medco kembali pada energi konvensional.

Mengomentari hal ini, Dharmizon Pliliang, Sekretaris Umum APMI (Asosiasi Perusahaan Pemboran Migas dan Panasbumi Indonesia) menyatakan bahwa sebenarnya potensi CBM di Indonesia sangat besar karena konsesi batubara di Indonesia juga besar.

"Tahun 2015 Pemerintah sempat ingin bisnis dibidang CBM dikembangkan dengan serius, namun setelah dilakukan kajian yang mendalam dari semua aspek, ternyata dapat disimpulkan bahwa keekonomian bisnis kurang menarik bagi investor," katanya kepada petroenergy (24/6) di Jakarta.

Hal ini, kata dia, disebabkan untuk mencapai ROI (Return of Investment) pada CBM cukup lama karena flow rate produksi setiap sumur tidaklah sebesar hasil di migas. Sehingga dibutuhkan pemboran sumur yang banyak. "Tapi kalau ada stimulasi dari Pemerintah diperkirakan bisa mendorong bisnis ini menjadi menarik," ujarnya.

Hampir senada, Rovicky Dwi Putrohari, Dewan Penasehat IAGI (ikatan Ahli Geologi Indonesia) menyatakan bahwa cukup banyak tantangan pengusahaan CBM di Indonesia. Paling tidak, katanya bisa dipilah menjadi faktor alam, teknologi dan regulasi.

"Secara alam, sebenarnya CBM cukup menarik dalam 5-10 tahun lalu itu dikembangkan di daerah-daerah kering dan dengan infrastruktur energi yang lengkap. Indonesia yang dikenal daerah basah, tropis dengan curah hujan tinggi, maka memiliki kandungan air dalam batubara yang cukup banyak, sehingga menyebabkan proses dewateringnya relatif lebih lama. Ini menyebabkan biayanya lebih mahal dari rata-rata biaya pengusahaan CBM di daerah kering seperti Australia," katanya kepada petroenergy (24/6) di Jakarta.

"Selain itu batubara di Indonesia tergolong batubara muda yang kandungan gasnya relatif lebih sedikit. Ditambah lagi patokan harga gas untuk industri ini memang memberatkan pengusahaan gas termasuk CBM.," tambahnya.

Kemudian untuk faktor teknologinya, pengembangan teknologi CBM kalah cepat dengan pengembangan teknologi fracturing untuk shale gas atau shale oil. Padahal ini jugas sangat dibutuhkan untuk menekan biaya.

Yang terakhir, lanjut Rovicky, adalah faktor terbatasnya fasilitas produksi ambil contoh adalah masalah pipa dimana pada pengusahaan CBM harus menyediakan sendiri pipa untuk produksinya.

"Kalau saja dibuat regulasi bahwa semua fasilitas produksi baik convensional ata unconventional menjadi "open access", maka cadangan-cadangan kecil termasuk CBM akan mendapat jaminan untuk memanfaatkan fasilitas yang ada. Ini tidak hanya CBM tapi juga conventional stranded small gas discoveries. Jadi kalau diberi jaminan penggunaan fasilitas produksi akan lebih menarik untuk diusahakan," tandasnya.

Sebagai informasi, Kementerian ESDM memperkirakan cadangan CBM (Coal Bed Methane) di Indonesia sebesar 453 TCF. CBM Indonesia berada di cekungan Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF) untuk kategori high prospective. Cekungan Tarakan Utara (17,5 TCF), Berau (8,4 TCF), Ombilin (0,5 TCF), Pasir/Asam-Asam (3,0 TCF) dan Jatibarang (0,8) memiliki kategori medium. Sedangkan cekungan Sulawesi (2,0 TCF) dan Bengkulu (3,6 TCF) berkategori low prospective.

Namun program pengembangan CBM dianggap mati suri. Diantara permasalahannya adalah biaya investasi untuk memproduksi sangat mahal dan juga menghadapi dilema akan terus turunnya harga minyak dunia.

Produksi CBM mengalami beberapa tahapan, yaitu dewatering phase, production phase dan declining phase. Waktu produksi berlangsung lama dengan puncak produksi yang sangat kecil dibandingkan produksi migas konvensional dan declining yang perlahan hingga mencapai belasan tahun menyebabkan CBM sebagai produksi dengan life time produksi yang lama. Dengan demikian dalam pengembangan CBM dibutuhkan lebih banyak jumlah sumur untuk menghasilkan produksi yang lebih banyak pula.(adi)

 

 

 

ads-small ads-small ads-small ads-small

Job Posting

No job posted

Oil Price

Exchange Rate

All Category