MigasReview, Jakarta - Pengembangan gas metana batubara atau coal bed methane (CBM) untuk pembangkit listrik menghadapi berbagai kendala karena industri ini masih disamakan dengan industri migas konvensional.

Padahal pengembangan migas konvensional memakan biaya tinggi di samping kompleksnya pengadaan barang dan jasanya. Karena industri ini masih terhitung baru, kebijakan yang berlaku saat ini akan mengurangi minat investor untuk mengembangkan industri CBM.

Sejumlah praktisi mengatakan kepada MigasReview baru-baru ini bahwa agar berkembang, industri ini butuh perlakuan khusus.

“Industri CBM buat di Indonesia masih sangat sulit untuk dikembangkan karena adanya gangguan non teknis. Kendalanya adalah susahnya mendapatkan perizinan, tumpang tindih lahan, pengadaan barang dan jasa. Belum lagi biaya investasi yang besar sementara harga keekonomianya masih sangat rendah,” kata anggota Dewan Penasihat Himpunan Ahli Geofisika Indonesia Elan Biantoro.

Pemerintah, menurut Elan, diharapkan membuat regulasi yang sesuai dengan karakter industri CBM agar dapat berkembang. Sebagai misal, ketentuan kontrak kerjasama berdasarkan minyak dan gas konvensional harus diubah karena kurang cocok bagi industri CBM untuk dikembangkan secara komersial.

"Harusnya ada perlakuan khusus untuk CBM supaya mudah jalannya. Seperti kontrak eksplorasi 10 tahun. Selama ini kontrak rig tidak boleh lebih dari 3 tahun. Tapi itu jangan diterapkan di industri CBM," kata, Elan.

Di samping itu, kata Elan, para pelaku industri CBM juga akan mengusulkan kepada pemerintah untuk memperbaiki ketentuan PSC yakni dengan sistem gross PSC sliding scale karena sistem tersebut dinilai dapat mengurangi biaya yang dikeluarkan pemerintah. Pemerintah tidak perlu lagi mengganti biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor.

"Ini baru ada usulan dari industri CBM yang sudah masuk ke Menteri ESDM. Sistem gross PSC sliding scale adalah dari pendapatan gross langsung dipecah buat pemerintah dan pelaku usaha tambang CBM. Sehingga tidak ada lagi istilah cost recovery," tutur Elan.

Dengan perlakuan yang berbeda, diharapkan industri ini lebih cepat berkembang. "Selama ini kita diperlakukan sama, investasi di CBM jadi lambat. Makanya, sudah 7 tahun baru ada 94 sumur yang dibor," papar Elan.

Elan membandingkan dengan Amerika Serikat yang telah berhasil mengebor 2.000 sumur CBM selama 10 tahun.

"Sudah 10 tahun mereka berupaya agar produksi CBM mereka naik produksi. Selama 10 tahun terakhir, regulasi CBM di AS mengalami beberapa kali perubahan dan keluar paket insentif supaya menarik di mata investor. Sementara, kita baru 94 sumur yang dibor," jelas Elan.

Hingga saat ini, menurut Elan, pelaku industri CBM telah mengeluarkan investasi sebanyak US$700 juta sejak 2008 untuk ke-94 sumur tersebut beserta akuisisi seismiknya. "Dana US$ 700 juta itu kalau dirupiahkan sudah Rp 9 triliun dan mereka tidak dapat apa-apa. Ada juga sih yang menghasilkan, seperti Ephindo sudah menghasilkan gas di Sangata, Kalimantan Timur. Tapi itu kan baru satu," tambahnya.

Yang jelas, kata Elan, aliran gas sumur CBM tidak seperti sumur konvensional. “Kalau sumur konvensional, begitu dibuka bisa mengalir, 5-30 juta kaki kubik. Bahkan ConocoPhillips pernah menghasilkan150 juta kaki kubik. Tapi kalau CBM paling hanya menghasilkan 100-200 ribu kaki kubik. Kelasnya kecil, bukan jutaan. Sehingga sumur yang dibor harus banyak. Jika satu sumur menghasilkan 200 ribu kaki kubik dan kita ingin produksi mencapai 20 juta kaki kubik, maka harus ada 100 sumur yang dibor," sebut Elan.

Presiden Direktur PT Energi Pasir Hitam Indonesia (Ephindo) Sammy Hamzah mengatakan, dengan telah dibornya 94 sumur eksplorasi sejak 2008 hingga Juli 2014, potensi CBM yang sebesar 453 tcf telah terkonfirmasi sebesar 138 tcf, tersebar di dua cekungan yakni Sumatera Selatan (Sumsel) dan Kalimantan Timur (Kaltim).

Konfirmasi tersebut tersebar di 54 wilayah kerja (WK) CBM, terdiri atas 22 WK di Sumatra sebesar 43.601 tcf dan 32 WK di Kalimantan sebesar 94.761 tcf.

Meskipun masih kecil, menurut Sammy, CBM berpotensi mengurangi defisit energi Indonesia serta menciptakan tenaga kerja.

Butuh Insentif

Sehingga untuk mengembangkan industri tersebut, menurut Sammy, para pelaku menginginkan dukungan pemerintah, antara lain pemberian tax holiday atau dalam bentuk pembebasan pajak yang bisa diberikan selama tiga hingga lima tahun setelah produksi gas pertama.

"Karena tentunya setelah lima tahun, produsen telah mendapatkan cash flow. Istilahnya untuk menggerakkan rodanya dulu. Kalau sudah bergerak, tax holiday bisa dicabut lagi,” sebut Sammy.

Sammy mencontohkan, di AS yang memiliki resources 700 tcf, Australia 250 tcf, dan China 1300 tcf, pemerintah mereka telah memberlakukan ketentuan tersebut. Terbukti, di negara-negara tersebut, industri CBM berkembang pesat.

"Pengalaman di benua lain telah membuktikan bahwa untuk mencapai tingkat komersialisasi, industrinya telah mengebor sebanyak 2.000 sumur dan telah mencapai tingkat komersialisasi," tutur Sammy.

Di sisi lain, keluar masuknya pemain-pemain besar migas multinasional seperti Exxon, BP, dan Total, kata Sammy, juga turut memengaruhi naik turunnya sentimen investasi di industri CBM Indonesia. “Saat ini industri sedang berada di titik terendah,” kata Sammy.

Sentimen negatif investasi telah mempengaruhi perusaahaan besar untuk meninggalkan industri CBM Indonesia. "Mereka yang keluar mayoritas adalah perusahaan multinasional besar sehingga memperburuk sentimen investasi dan membentuk persepsi umum saat ini mengenai industri CBM Indonesia," ungkap Sammy.

Terobosan baru dari Focus Group Discussion CBM (FGD CBM), kata Sammy, telah mengajukan usulan konkret dengan tujuan utama memperbaiki ketentuan PSC, peraturan, dan proses bisnis sebagai lanjutan dari hasil studi dan penelitian selama 8 bulan.

"Pemerintah terlihat sangat serius dalam mempertimbangkan proposal ini dengan membentuk satuan tugas internal untuk mengevaluasi proposal kami dengan target membuat rekomendasi pada pertengahan tahun ini," ungkap Sammy.

Gross PSC Sliding Scale

Untuk itu, industri CBM telah merekomendasikan skema gross PSC sliding scale yang dinilai mengandung sejumlah keuntungan.

Pertama, menghilangkan risiko biaya bagi pemerintah karena biaya sepenuhnya ditanggung oleh kontraktor CBM dan merupakan bagian dari share kontraktor. Pemerintah tidak perlu melakukan penggantian terhadap biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor.

Kedua, menjamin entitlement (penerimaan) pemerintah karena share entitlement pemerintah langsung diambil dari produksi kotor tanpa dikurangi biaya, sehingga naik turunnya biaya tidak akan mempengaruhi penerimaan pemerintah.

Ketiga, memastikan kepemilikan sumber daya, dan tanah tetap ada pada pemerntah. Meskipun pembiayaan sepenuhnya menjadi tanggung jawab kontraktor, kepemilikan sumber daya, aset dan fasilitas akan tetap ada pada pemerintah sesuai dengan undang-undang

Keempat, adanya kontrol dari pemerintah yang masih diperlukan dalam mengontrol pelaksanaan kontrak dalam hal program tahunan dan POD melalui SKK Migas

Kelima, di dalam gross PTK masih tetap diperlukan agar pemerintah dapat melaksanakan fungsi kontrol (work program, pengadaan, serta proses administrasi persetujuan lain). Namun demikian, relaksasi terhadap PTK tersebut diperlukan untuk memungkinkan fleksibilitas, inovasi serta akses terhadap solusi fit for purposes untuk CBM.

Keenam, konten lokal/TKDN. Jadi dalam usaha meningkatkan ekonomi lokal, TKDN dimaksudkan untuk meningkatkan efisiensi biaya yang diharuskan dalam pengembangan CBM. Oleh karena itu, peraturan pemerintah tentang TKDN akan membantu CBM untuk menemukan biaya yang kompetitif dari pengadaan layanan dan peralatan.

Perlu Terobosan

Ketua Unit Pengendalian Kinerja Kementerian ESDM Widhyawan Prawiratmaja mengakui, perlu adanya terobosan dari pemerintah untuk mengembangkan CBM.

"Harus ada terobosan. Pengembangan CBM tidak bisa dengan cara-cara konvensional. ESDM dan Indonesian Petroleum Association (IPA) sedang melakukan berbagai review, "Kalau dalam review menghasilkan terobosan, cara-cara itu yang akan kami pakai lakukan," jelas Widhyawan. (albi wahyudi)