Wednesday, April 20, 2011

The Challenges of Supply Chain Management Function In Upstream Oil and Gas Activities

By: Gamil Abdullah
(An article from PETROMINER, April 2011 edition, pp. 48-49)

The activities of procuring goods and services, or known by the term Supply Chain Management (SCM) constitutes one of the end most points in the process of expenditure in various business activities. Approximately two thirds of operational cost in upstream oil and gas business activities is expended through SCM Function.

Even though the term SCM has long been known, in reality in upstream oil and gas business activities there are some who committed common errors. There are those who interpret that just by management of purchase, transportation, warehousing, and then distribute goods/services to users in the field they feel that they have carried out SCM, whereas the series of activities mentioned above are only in-bound logistics and only a part of the SCM activities. A simple diagram given below illustrates the difference between activities of merely in-bound logistics and SCM.

Since the majority of expenditures of a business activity is spent through SCM function, in modern time the SCM activity is not only regarded as merely a center of administration but also strategic and is made as a center of benefit that participates in determining loss and profit of a business activity.

Therefore, in companies with advanced vision they positioned people of top notch category (having high qualification and professionalism) to execute this SCM function, so that besides able to carry out daily procurement they can also make various strategic planning and as think tank thus, they are expected to be capable of making various breakthroughs, which in the end could contribute optimal benefits to the company.

Unfortunately, not all organizations or business activities have such an opinion. There are some who still have an old way of thinking in positioning their personnel in the SCM function. For example, they place people of marginal capacity without studying their qualification further; there are even those who make the SCM organization as a place of ‘exile’ for employees unfavored by the management. Of course, such a SCM organization is merely carrying out its activities in a business as usual way, minimal creativity and innovation.

Challenges of SCM Function

In various print and electronic media of 9 February 2011 edition there were reports that procurement in upstream oil and gas activities in 2010 booked a saving of US$ 96.5 million or equal to Rp 870 billion, greater than the economizing achieved in 2009 of US$ 61.9 million.

Even though if it is compared to the value of Cost Recovery in 2010—which according to provisional calculation was US$ 11.95 billion (Petrominer, January 2011)—said value of economizing was less than one percent, but those in the SCM Function who were active in various activities of working groups deserve our appreciation, considering basically SCM Function is indeed not in a position to economize in a big portion like the Engineering and Project Management functions.

There are various challenges in the present upstream oil and gas activities which are connected directly with the SCM Function:

First, cost of Cost Recovery unit (US$ per BOE) which tends to increase in the past years often spotlighted and criticized by outsiders (even not seldom that the criticism has the impression of ‘sarcasm’), although in fact it could be explained from the technical, geological and economic aspects. To this end, people of SCM are also demanded to economize operational costs through strategic procurement and effective and efficient material management.

Various breakthroughs and synergy among SCM Functions are required to enhance added value of procuring goods and services. Various rifts and opportunities must be searched for so as to be able to economize more extensively. Economizing in procurement per year currently recorded is just around one percent of the cost of annual Cost Recovery of upstream oil and gas business activities.

If the synergy of SCM Function among contractors could book just three percent of Cost Recovery or of the annual realization of investment of the oil and gas sector, an economizing value of over US$ 300 million per year could be gained.

Secondly, considering the oil and gas fields which today are mostly brown fields located in the western part of Indonesia with increasingly diminishing reserves and have entered the phase of natural decline of production, it is therefore predicted that the coming upstream oil and gas activities will be dominated by offshore activities and more and more toward the eastern part of Indone-sia and even to frontier areas.

The future trend of upstream oil and gas business activities toward offshore and more and more toward the east—with deeper waters—will give rise to a more capital intensive, technology intensive and high risk upstream oil and gas business activities. This will create greater challenges to national capacity and empowerment. If SCM Function does not use strategic thinking, it may be possible the achievement of local content in the coming years to decline, instead of reaching the blue print target of local content of 70 percent by 2014 and 91 percent by 2025.

Third, the role of oil and gas in the primary energy mix simultaneously as contributor to the state foreign exchange is still very dominant—even until the next 20 years; thereby stakeholders—particularly active players—in the upstream oil and gas business activities are demanded as maximum as possible to maintain at the same time increase production from the current rate. In 2011 the government pegs the target of oil lifting at 970 thousand barrel per day (a rise from that in 2010 of 965 thousand barrel per day) and gas at 7769 mmscfd (slightly up from the target in 2010 of 7758 mmscfd).

Certainly, the people of SCM in the upstream oil and gas business activities also should make efforts to support as maximal as possible so that the targets of project completion could be on time, thereby SCM Function has an active role in the achievement of production target and national oil and gas revenue.

Fourth, last but not least, it is necessary to remember that SCM Function should change the paradigm of business process from ‘a mere’ postman or center of administration to a center of competitive advantage and center of excellence, bearing in mind about two thirds of budget is spent through SCM Function. It is necessary for SCM Function to consistently making efforts for continuous improvement so as to keep on providing added value to upstream oil and gas business activities in particular and, to the Indonesian people in general.

Of the various above-mentioned challenges, it may be said here that the working spirit of SCM Function at least is standing firmly on five main issues: (i) supports the achievement of national oil and gas production target; (ii) produces economizing; (iii) enhances national empowerment capacity; (iv) reduces inventory value, and (v) debottlenecking of SCM process by remaining to refer to the corridor of the prevailing regulation. **

DISCLAIMER: This article is the writer’s sole opinion. Not intended to reflect any opinion or policy of the agency where the writer currently works for.
Read more (Baca selengkapnya)...

Friday, April 15, 2011

Harga Minyak Yang Terus Merangkak Naik

Setelah angin perubahan terus berhembus bak efek domino di negara-negara Afrika Utara dan Timur Tengah sejak penghujung tahun lalu hingga sekarang, harga minyak dunia terus merangkak naik. Kalau dilihat di harga minyak jenis Light Sweet di NYMEX (New York Mercantile Exchange) pada tanggal 8 April 2011 ditutup di level US$ 112,79 per barel, sedangkan minyak jenis ICE Brent ditutup di level US$ 126,65 per barel. OPEC Daily Basket pada tanggal 8 April 2011 berada di US$ 120,01 per barel. ICP (Indonesia Crude Oil Price) rata-rata untuk Maret 2011 berada di level US$ 113,07 per barel, naik dari US$ 103,31 di Februari 2011.

Membaiknya ekonomi global pasca krisis 2008, terjadinya gangguan stabilitas politik dan keamanan di Afrika Utara dan Timur Tengah dimana mayoritas negara-negara OPEC berada, serta minyak yang masih sangat mendominasi bauran energi, ditambah lagi dengan makin menipisnya cadangan minyak bumi di banyak negara non OPEC, maka diprediksi bahwa era harga minyak rendah akan berakhir. Harga minyak akan tetap fluktuatif, tetapi tidak lagi di level rendah. Sekarang saja sudah terpaut cukup jauh dari asumsi ICP dalam APBN 2011 yang dipatok US$ 80 per barel.
Read more (Baca selengkapnya)...

Saturday, April 9, 2011

“NOC” Versus “IOC” di Masa Mendatang

NOC (National Oil Company) diartikan perusahaan minyak dan gas milik negara atau yang mayoritas sahamnya dimiliki oleh negara; seperti Pertamina di Indonesia dan Petronas di Malaysia. Sedangkan IOC (International Oil Company) adalah perusahaan minyak dan gas multinasional berbasis di luar negeri; seperti ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, dll.

Bagaimana tren kiprah NOC di masa depan? Berbagai lembaga kajian energi meramalkan bahwa dalam dua dasawarsa mendatang peran/dominasi IOC di berbagai belahan dunia akan digeser oleh NOC di negaranya masing-masing. Asalkan NOC tetap semangat melakukan investasi, memperkuat sumber daya finansial, mempercepat penguasaan ilmu pengetahuan dan teknologi, serta memperkuat platform korporatnya untuk menjadi perusahaan kelas dunia (world class company). International Energy Agency (IEA) dalam World Energy Outlook 2008 (WEO 2008) memprediksi pada tahun 2030 nanti sekitar dua per tiga dari total produksi minyak dan gas dunia akan diproduksi oleh NOC’s.

Sebagaimana kita ketahui setelah berakhirnya Perang Dunia II satu persatu bangsa-bangsa di Asia, Afrika, dan Amerika Latin memerdekakan diri. Karena keterbatasan kemampuan finansial, IPTEK, dan Sumber Daya Manusia (SDM), negara-negara eks jajahan ini banyak yang tergantung pada sumber daya yang dimiliki negara-negara maju dalam melaksanakan pembangunan di negeri mereka. Sejalan dengan waktu tentunya bangsa-bangsa tersebut terus-menerus meningkatkan kemampuan sendiri sehingga lambat laun bisa mengurangi ketergantungannya dari sumber daya asing. Seberapa cepat sebuah bangsa mampu mandiri akan sangat tergantung pada kekuatan “modal sosial” yang dimiliki bangsa tersebut. Bangsa-bangsa yang telah menyerap dan mempraktekkan nilai-nilai budaya unggul dalam tatanan kehidupan masyarakatnya akan lebih cepat menggapai kemandirian itu.

Demikian pula halnya dengan NOC. Pada mulanya bermitra dan belajar dengan IOC, lalu memperkuat basis kemampuan sendiri. Maka jika memang kelak era dominasi NOC terwujud, ini merupakan hal yang wajar, atau bisa dikatakan sesuatu yang memang “mesti” terjadi. Inilah sebetulnya sasaran akhir (ultimate goal) dari sebuah proses evolusi pembelajaran di sektor migas. Malah menurut saya Indonesia termasuk terlambat jika dibandingkan negara-negara lain seperti Norwegia dengan Statoil-nya, Malaysia dengan Petronas-nya, lalu China dengan CNPC dan CNOOC-nya.

Jika mengingat tiga milestone migas yang terjadi di Indonesia di bawah ini memang sudah semestinya NOC kita menjadi “tuan rumah” di negeri sendiri:

Pertama, industri migas modern di Indonesia sudah berusia satu seperempat abad lebih. Dimulai ketika di jaman Hindia Belanda seorang Belanda bernama Aeilko Jans Zijlker pada tahun 1884 melakukan pengeboran sumur Telaga Tiga-1 di lapangan minyak Telaga Said di wilayah Deli, Sumatera Utara.

Kedua, dalam kurun waktu 1948 – 1960-an pernah terjadi nasionalisasi aset-aset perusahaan minyak asing di Indonesia, seperti misalnya nasionalisasi Shell dan Stanvac. Semestinya bangsa kita bisa belajar (alih teknologi) dari perusahaan-perusahaan migas kelas dunia ini.

Ketiga, sejak ditandatanganinya kontrak model PSC (Production Sharing Contract) yang pertama antara Pemerintah Indonesia dengan perusahaan minyak asing IIAPCO pada tahun 1966 berarti sudah 45 tahun bangsa kita menjadi “mandor” perusahaan migas asing yang beroperasi di Indonesia. Salah satu tujuan luhur dari konsep model PSC menurut tokoh pencetusnya, Ibnu Sutowo, adalah agar proses menuju kemandirian di sektor migas bisa dipercepat karena manajemen dipegang oleh pemerintah (c.q. Pertamina ketika itu), sehingga diharapkan bangsa kita bisa memanfaatkan momentum belajar sambil bekerja – learning by doing.

Pertamina sendiri paing tidak sudah menjadi mitra sekaligus “mandor” perusahaan-perusahaan besar migas asing selama 36 tahun (1966-2002) ― di masa sebelum diberlakukannya Undang-undang Migas No. 22 Tahun 2001. Bahkan hingga kini Pertamina masih cukup banyak menjalin kerjasama dengan perusahaan migas asing dalam bentuk JOB (Joint Operation Body).

Terus merambah sektor hulu bagi Pertamina memang cara yang paling jitu untuk terus memperbesar nilai keuntungan dan memperkuat sumber daya finansialnya. Porsi terbesar laba Pertamina diperoleh dari sektor hulu. Sementara di sektor hilir Pertamina lebih banyak menjalankan misi PSO (Public Service Obligation). Dibandingkan sektor hulu, sektor hilir ini lebih banyak menyita sumber daya Pertamina dalam menjalankan bisnisnya sehari-hari.

Banyak peluang bagi Pertamina untuk terus tumbuh sehingga nantinya bisa betul-betul mendominasi sektor migas di negeri sendiri. Peluang tersebut bisa datang dari misalnya blok-blok yang kontraknya akan berakhir atau blok-blok yang akan dijual oleh operatornya. Namun strategi pengembangan perusahaan yang sustainable bagi Pertamina adalah dengan cara meningkatkan aktivitas eksplorasi di cekungan-cekungan migas baru yang selama ini belum terjamah guna meningkatkan rasio penggantian cadangan yang terpakai. Pertamina harus terus memacu adrenalinnya.

Namun muncul pertanyaan lain, apakah sisa cadangan migas di Indonesia dalam 20 tahun mendatang masih cukup bagi NOC seperti Pertamina untuk mengambil bagian dalam dua per tiga produksi migas dunia. Menurut BP Statistical Review of World Energy 2010, cadangan terbukti minyak dunia sebesar 1333 miliar barel, dan gas 6621 TCF (trillion cubic feet). Berdasarkan data buku Laporan Tahun 2009 BPMIGAS, di akhir 2009 cadangan terbukti minyak Indonesia tinggal 3,96 miliar barel, atau 0,3% dari total cadangan minyak dunia, dengan rasio cadangan terhadap produksi sekitar 10,5 tahun. Sedangkan cadangan terbukti gas Indonesia di tahun yang sama sebesar 112 TCF, atau 1,6% dari total cadangan gas dunia, dengan rasio cadangan terbukti terhadap produksi sekitar 44 tahun – masih cukup lama.

Jika rasio penggantian cadangan (reserve replacement ratio) minyak Indonesia terus menerus rendah (kurang dari 1) berarti kegiatan sektor hulu migas Indonesia mendatang memang akan lebih didominasi oleh gas. Semoga saja cadangan-cadangan migas baru terus diketemukan, baik yang konvensional maupun non-konvensional (seperti CBM), dari kegiatan eksplorasi di Indonesia agar NOC kita termasuk dalam kelompok NOC dunia yang memproduksi dua per tiga produksi migas dunia dalam 20 tahun mendatang. Harus ada persiapan matang ke arah itu!

The New “7 Sisters”

“Seven Sisters” atau “Tujuh Bersaudara” sebetulnya penamaan sindiran terhadap tujuh perusahaan minyak raksasa yang menguasai pasar minyak serta kegiatan eksplrasi dan eksploitasi mulai dari Perang Dunia I sampai tahun 1970-an. Ketujuh perusahaan yang dimaksud adalah Exxon, Mobil Oil, Chevron, Gulf, Texaco, Shell, dan British Petroleum.

Menurut Pierre-René Bauquis dan Emmanuelle Bauquis, penulis tentang perminyakan berasal dari Perancis, perubahan pemeran utama di panggung minyak dunia telah menelorkan kelompok baru perusahaan-perusahaan raksasa berstatus NOC dari negara-negara penghasil minyak dan gas bumi yang disebut “Tujuh Bersausara Baru” atau “The New Seven Sisters”. Kekuatan baru ini ikut menentukan percaturan dan gejolak di pasar minyak dunia. Perusahaan-perusahaan migas nasional tersebut mendominasi cadangan minyak-pasti (proven reserve), pengembangan kegiatan bisnis ke internasional, dan dapat dengan mudah memperoleh teknologi yang dibutuhkan.

Tujuh Bersaudara Baru itu adalah:
1. Saudi Aramco (Arab Saudi),
2. Gazprom (Rusia),
3. CNPC (China National Petroleum Company),
4. NIOC (National Iran Oil Company),
5. PDVSA (Venezuela),
6. Petrobras (Brazil), dan
7. Petronas (Malaysia).

Bagaimana dengan Pertamina? Meskipun tidak atau belum masuk dalam kelompok Tujuh Bersaudara Baru tersebut, semoga dalam waktu dekat paling tidak Pertamina masuk dalam jajaran “Delapan Bersaudara Baru”. [eof]
Read more (Baca selengkapnya)...

Wednesday, April 6, 2011

Dari “Natuna D-Alpha” Menjadi “East Natuna”.

Dalam perjalanan ke kantor tanggal 25 November 2010 pagi, setelah lama tak terdengar beritanya, sebuah stasiun radio memberitakan bahwa akhirnya Pertamina menggandeng perusahaan minyak raksasa internasional ExxonMobil untuk menggarap Blok “Natuna D-Alpha” yang sekarang berubah nama menjadi “East Natuna” karena kontrak PSC (Prodution Sharing Contract) sebelumnya dengan ExxonMobil sudah diterminasi. Topik postingan ini sudah agak basi memang karena telah diliput banyak media di akhir 2010 dan awal 2011.

Di kuartal pertama 2009 blok di Laut Natuna ini sempat menjadi berita utama (highlight) dalam berbagai media yang meliput masalah energi dan perminyakan. Ketika itu terkesan perusahaan-perusahaan migas raksasa dunia − seperti Shell dan ExxonMobil − saling berebut pengaruh untuk menjadi patner Pertamina dalam menggarap blok yang di dalamnya terkandung gas yang sangat berlimpah ini. Konon cadangan gas yang ada di East Natuna nomor dua besar di dunia. Pertamina saat itu belum memutuskan siapa yang akan menjadi patnernya kendati diberitakan sudah ada 8 perusahaan migas asing yang telah mengikuti “beauty contest”. Rupanya istilah “kontes kecantikan” tidak hanya dikenal di ajang miss universe saja, tetapi juga di dunia bisnis. Tentunya siapa yang paling cantik, ‘sexi’, dan paling menguntungkan akan digaet menjadi patner.

Dilihat dari sejarahnya, seperti yang saya kutip dari Indonesian Petroleum Directory 2002, Blok Natuna D-Alpha pertama kali dieksplorasi oleh Agip, perusahaan migas Italia, yang pada tahun 1973 menemukan struktur lapisan yang berpotensi mengandung gas, tetapi kemudian diserahkan kembali kembali kepada Pemerintah Indonesia. Tahun 1980 pemerintah memberikan kontrak PSC kepada Esso (anak perusahaan Exxon) yang berpatner dengan Pertamina. Dalam kurun waktu 1984-1994 melalui berbagai interpretasi data uji seismik dan studi geologi diperoleh perkiraan volume gas di tempat atau Initial Gas in Place (IGIP) sebesar 222 TCF (trillion cubic feet), dan cadangan terbukti sebesar 46 TCF. Kandungan gas CO2 sekitar 70%; sangat tinggi.

Bicara angka cadangan dari berbagai media yang saya baca, tidak firm betul apakah angka 46 TCF tersebut merupakan angka bersih setelah dipotong 70% kandungan CO2 atau termasuk CO2-nya. Tetapi jika membandingkannya dengan lapangan gas Tangguh di Papua yang memiliki cadangan terbukti sebesar 14,4 TCF, sepertinya angka cadangan 46 TCF di Blok East Natuna tersebut sudah dipotong kandungan CO2-nya.

Tahun 1995, setelah ada beberapa penambahan area untuk pengolahan gas buang yang tidak terpakai (waste gas disposal), kontrak PSC kembali diperpanjang. Belakangan terjadi mega merger antara Exxon dan Mobil Oil. Kedua perusahaan raksasa ini berubah nama menjadi ExxonMobil. Makanya nama ExxonMobil lebih dikenal sebagai penggarap Blok Natuna D-Alpha.

Secara hukum kontrak PSC Blok Natuna D-Alpha yang ditandantangani tahun 1995 memang sudah berakhir ahun 2005 karena ExonMobil gagal menyerahkan PoD. Bahkan jika dihitung dari tahun 1980, kontrak pertama dengan ExxonMobil, berarti sudah lebih 25 tahun ExxonMobil tidak kunjung menyerahkan PoD. Makanya Pemerintah mengambil alih blok Natuna ini. Menurut yang pernah saya kutip dari (20 Juni 2008), Pemerintah telah menetapkan Pertamina sebagai pengelola Blok Natuna D-Alpha. Penetapan itu tertuang dalam Surat Menteri ESDM No. 3588/11/MEM/2008 tanggal 2 Juni 2008.

Dalam sebuah media cetak yang terbit Februari 2011 dikatakan bahwa, walau Pertamina sudah menggandeng ExxonMobil untuk meggarap Blok East Natuna, tetapi Pertamina masih kurang ‘pede’, sehingga Pertamina menambahkan Petronas (perusahaan migas Malaysia) dan Total E&P (perusahaan migas multinasional berbasis di Perancis). Alasan ketidak-pede-an Pertamina menurut media cetak tersebut dikarenakan ExxonMobil hingga saat ini terkesan menyembunyikan data-data geologi dan bawah-permukaan (subsurface) yang terhimpun selama masa eksplorasi.

Jika Pertamina ‘terpaksa’ menggandeng tambahan mitra selain ExxonMobil sebetulnya bukan terletak pada masalah kurang pede, meski secara psikologis sah-sah saja seperti itu, namun yang lebih mendorong Pertamina untuk melakukan hal tersebut, menurut saya, lebih karena pertimbangan bisnis. Tentunya manajemen portofolio Pertamina sudah melakukan berbagai business assessment sebelum Pertamina memutuskan menambah patner. Bagi saya keputusan Pertamina ini merupakan hal yang wajar dalam dunia bisnis dengan harapan, tentunya, kepentingan bangsa tetap dikedepankan.

Ada tiga aspek utama yang akan saya angkat disini terkait pengembangan Blok East Natuna; yaitu aspek geopolitik, teknologi, dan finansial.

Pertama, aspek geopolitik. Melihat lokasinya, Blok East Natuna yang terletak di perairan Laut Natuna ini sudah berada di kawasan ZEE (Zona Ekonomi Eksklusif), yaitu jalur laut selebar 200 mil laut ke arah laut terbuka diukur dari garis dasar batas wilayah teritorial kemaritiman Indonesia. Di dalam ZEE ini, Indonesia mendapat kesempatan pertama dalam memanfaatkan sumber daya yang terdapat di laut dan di bawahnya. Kita ingat dalam pelajaran “Wawasan Nusantara”, menurut point-to-point theory yang digagas oleh salah seorang bapak bangsa kita, yaitu Ir. H. Djuanda (alm.), garis batas teritorial maritim negara Kepulauan Indonesia adalah 12 mil laut dari garis yang menghubungkan titik-titik terluar dari pulau-pulau terluar.

Di sebelah barat Natuna ada Malaysia dan Thailand. Sebelah utaranya ada Vietnam dan China. Lalu di sebelah timurnya ada Filipina. Jika Blok East Natuna ini mulai dikembangkan maka adanya kegiatan eksploitasi migas di kawasan-kawasan piggiran (frontier) atau di ZEE menunjukkan kedaulatan (sovereignty) negara kita di dunia internasional. Seperti yang beberapa kali kita dengar, di sebelah utara Laut Natuna, yaitu di Laut China Selatan, beberapa negara sering berselisih faham dan saling klaim memperebutkan gugus pulau atau garis batas wilayah kemaritiman. Oleh sebab itu, berbagai aktivitas ekonomi dan pembangunan yang berlangsung di kawasan-kawasan frontier sangat penting artinya bagi penegakan kedaulatan sebuah negara.

Kedua, tantangan teknologi. Sangat tingginya kadar CO2 yang terkandung dalam gas East Natuna (mencapai 70%) mengharuskan adanya peralatan dengan teknologi tinggi yang mampu mendaur ulang sekaligus memanfaatkan buangan CO2 untuk keperluan komersial. Jika diambil dengan metode konvensional, gas CO2 akan langsung lepas ke atmosfer. Padahal, kandungan gas CO2 di Blok East Natuna merupakan kumpulan CO2 terbesar di dunia. Jika gas ini terlepas ke udara, emisi CO2 tahunan Indonesia akan meningkat 50 persen. Dalam 30 tahun, total CO2 dari ladang ini dapat menaikkan konsentrasi CO2 dunia sebesar 4,3 ppm (part per million) atau lebih dari satu persen. Demikian menurut yang saya kutip dari salah satu sumber. Selain itu, gas CO2 akan bersifat korosif apabila di dalam gas alam mengandung uap air (H2O) yang dapat mengasamkan CO2 menjadi H2CO3. Tentunya material yang digunakan untuk pemboran dan fasilitas pengembangan lapangan harus dibuat dari material khusus yang tahan korosi.

Hal lain terkait tantangan teknologi adalah lokasi East Natuna yang terletak di Laut Natuna. Kalau kita melihat Batimetri (Peta Kedalaman Laut) Kepulauan Indonesia, Laut Natuna termasuk perairan laut dangkal dengan kedalalaman kurang dari 500 meter bahkan ada area laut yang dalamnya tidak sampai 200 meter. Namun untuk membangun fasilitas produksi Lapangan East Natuna diperlukan teknologi rancang bangun lepas pantai yang canggih dan mampu menahan ektrimisme perubahan cuaca ketika musim monsoon tiba di bulan-bulan Oktober sampai Februari.

Ketiga, tantangan finansial. Dari informasi yang saya peroleh dua tahun lalu, konon biaya pemboran dan penyelesaian satu sumur saja di Lapangan East Natuna bisa mencapai US$ 70 juta. Sedangkan total biaya yang diperlukan untuk pengembangan East Natuna diperkirakan sampai US$ 52 miliar. Bandingkan dengan proyek gas Tangguh yang memiliki anggaran biaya US$ 6,5 miliar (, 1 September 2008).

Seberapa besar angka US$ 52 miliar ini dapat dibandingkan dengan angka APBN 2011. Anggaran Belanja Negara dalam APBN 2011 besarnya Rp 1229,56 triliun. Berarti, dengan kurs Rp 9000 per US$, biaya pengembangan lapangan gas East Natuna yang harus dikeluarkan Pertamina dan konsorsiumnya setara dengan 38% Anggaran Belanja Negara. Sebesar apapun perusahaannya, termasuk ExxonMobil sendiri, akan keteter dengan biaya sebesar itu.

Proyek pengembangan lapangan East Natuna akan sangat padat modal, padat teknologi dan padat risiko. Barangkali faktor-faktor ini yang menyebabkan Pertamina harus bermitra dan membentuk semacam konsorsium dengan beberapa perusahaan migas asing untuk mengembangkan East Natuna.

Bagaimana kita mesti meyikapi jika Pertamina lagi-lagi mesti mengandeng mitra asing untuk menggarap mega proyek? It’s not the end of the world – bukan berarti kiamat. Pertamina boleh saja membentuk konsorsium, tetapi tetap Pertamina yang harus jadi leader (pimpinannya). Seharusnyalah perusahaan migas nasional yang memimpin, agar kepentingannyapun semaksimal mungkin berpihak pada kepentingan nasional.

Semoga Pertamina bersama kelompok konsorsiumnya mampu mengembangkan lapangan gas East Natuna ini untuk kemakmuran bangsa Indonesia tanpa diintervensi kepentingan politik-ekonomi pihak-pihak tertentu yang ‘memaksakan’ kehendaknya; sesuatu yang ‘sulit’ terjadi di jaman kini. Intervensi kepentingan politik-ekonomi yang teramati selama ini lebih banyak berpihak pada kepentingan kelompoknya, belum tentu berpihak pada kepentingan bangsa dalam pengertian yang sebenarnya. Intervensi mendistorsi berbagai tata kelola. Dan intervensi ini pula yang sering mengorbankan QCDS (Quality, Cost, Delivery, Safety) dalam berbagai proyek.
Read more (Baca selengkapnya)...