Rangkuman Mailing List Migas Indonesia tentang Ekonomi Migas untuk bulan Oktober 2005 ini membahas tentang apakah negara kita sudah menjadi net oil importer ataukah masih oil exporter.

Menurut pernyataan yang terlontar sebelumnya ‘ … sisanya (611 ribu barrel) dikonsumsi untuk kebutuhan dalam negeri ….’.

Padahal, minyak dalam negeri umumnya di’sedot’ oleh perusahaan minyak asing, dengan skema, PSC,TAC,JOB,dll. Hanya sedikit yang diproduksi oleh PERTAMINA sendiri. Lalu, apakah 611 ribu barrel ini kita tinggal ‘minta’ saja pada kontraktor asing itu, atau, harus dibeli? Bagaimana sebenarnya skema kontraknya antara pemerintah (BPMIGAS) dengan kontraktor minyak asing?

Lalu dari perhitungan tentang konsumsi dalam negeri : produksi dalam negeri = 611 ribu + 487 ribu (impor), == 1.098 juta barrel. Padahal, menurut info produksi dalam negeri adalah 1.125 juta BOPD. Sehingga, bila kembali ke pertanyaan, artinya Indonesia masih belum jadi Net Oil Importer …???

Kalau perhitungannya seperti itu berarti pemerintah terlalu dini untuk menaikkan harga minyak yang mana, hasil dari Indonesia sendiri telah mencukupi quota minyak bangsa Indonesia (walaupun naik tetapi tidak terlalu melejit).

Dari informasi mengenai subject ini membuat bingung…………kenapa harus mengekspor minyak kalau nantinya akan mengimpor lagi?

Dari sekitar 1 juta bpd produksi minyak mentah indonesia, dimana 600 ribu bpd adalah minyak mentah bagian pemerintah yang setiap harinya dapat diolah di kilang pertamina. Kilang pertamina sendiri memiliki kapasitas sekitar 1,050 bpd dalam mengolah minyak mentah. Jadi untuk memenuhi kapasitas kilang maka pertamina melakukan impor sekitar 400 ribu bpd.

Seperti yang diketahui kilang-kilang pertamina yang dapat mengolah minyak mentah impor adalah kilang Cilacap dan Balikpapan, sedangkan kilang-kilang lainnya untuk minyak mentah domestik. Setiap kilang memiliki desain tertentu dalam mengolah minyak mentah tersebut, sebagai contoh : kilang balongan hanya dapat mengolah minyak mentah Duri dan Minas. Sehingga dari sekian banyak jenis minyak mentah di Indonesia tidak semuanya dapat diolah di kilang pertamina karena constraint di kilang dan kualitas dari minyak mentah itu sendiri, misalkan tingginya kandungan sulphur, tingginya kandungan metal content yang berpengaruh terhadap lingkungan dll. Oleh karena itu minyak mentah yang tidak bisa diolah di kilang di ekspor, atau dilakukan pertukaran dengan minyak mentah domestik yang dimiliki oleh traders dengan produk kilang pertamina / minyak mentah bagian negara yang tidak dapat diolah di kilang (biasanya mereka membeli dari KPS di pasar) dengan minyak mentah yang disukai oleh kilang.

Kenapa Pertamina Impor? Selain karena alasan tadi di atas, sebenarnya lebih ekonomis bagi pertamina untuk membeli minyak mentah bagian KPS karena dari segi freight cost lebih murah. Tetapi terdapat ketentuan bahwa pertamina hanya boleh membeli minyak mentah domestik dengan harga ICP Flat tanpa premium (sementara di pasar itu KPS dapat menjual dengan harga ICP plus premium misal US$/1.50Bbl (ICP adalah Indonesian Crude Price, sedangkan premium/discount adalah nilai tambah dari minyak mentah yang bersangkutan di pasar, nilainya positif berarti premium, nilainya negatif berarti discount). Jadi bagi KPS lebih menguntungkan menjual minyak mentah bagiannya ke pasar daripada dijual ke pertamina.

Setelah Pertamina melakukan negosiasi kepada pemerintah sekian lama supaya dapat membeli minyak mentah domestik dengan harga pasar akhirnya disetujui, setidaknya mulai tahun depan volume impor tersebut akan berkurang atau mungkin tidak ada impor sama sekali untuk minyak mentah karena dapat dipenuhi melalui pembelian domestik (dengan asumsi minyak mentah domestik yang dapat diolah di kilang memenuhi volumenya karena beberapa lapangan mengalami penurunan produksi, atau tidak ada kendala pengangkutan karena keterbatasan kapal). Mungkin ini adalah salah satu bentuk efisiensi yang tengah Pertamina lakukan ….

Untuk produk minyak (pm) yaitu gasoline, kerosene, gasoil, pertamina setidaknya pada saat ini tetap harus melakukan impor, karena kebutuhan konsumsi dalam negeri belum dapat dipenuhi seluruhnya dari hasil pengolahan kilang pertamina …

Kilang Balikpapan sebenarnya didesain untuk crude dalam negeri Handil, Bekapai, dan Minas. Namun karena Handil dan Bekapai sudah habis, makanya Balikpapan terpaksa mencari crude lain. Dan proses nyari crude ini emang agak susah karena harus mencari yang karakteristiknya sama. Waktu Balikpapan mencari substitusi crude Minas (karena Minas sudah mulai menipis, maka prioritas Minas diberikan kepada kilang Dumai dan Balongan, sedangkan Balikpapan terpaksa harus mulai mencari alternatif penggantinya). Setelah beberapa macam crude dievaluasi, ternyata tidak ada yang cocok. Crude Minas (Sumatera Light Crude) bersifat sangat parafinik. Dan Balikpapan butuh spesifikasi crude seperti ini untuk memproduksi wax (lilin). Sampai sekarang Balikpapan belum dapat menemukan substitusi crude Minas, beruntung stok Minas masih cukup.

Lebih susah lagi waktu mengolah cocktail crude. Balikpapan dalam sehari bisa sampai mengolah crude sebanyak 50 macam crude (di-blending dulu dalam satu tangki berkapasitas sampai dengan 800 ribu barel, baru ditarik ke CDU). Dalam sehari rata-rata minimal Balikpapan mengolah cocktail crude sebanyak 20 macam. Bisa dibayangin kondisi CDU nya seperti apa. Wah salut pada operation dan process engineer Balikpapan. Kondisi ini bisa tiap 3 hari ganti, karena tergantung crude yang ada di pasaran yang dibeli oleh PERTAMINA dengan sistem paket.

Menurut data Indonesia memproduksi 1,125 juta bpd, dengan perincian 514 ribu bpd diekspor dan 611 ribu bpd dikonsumsi dalam negeri. (Tapi rasanya produksi Indonesia sudah tidak sebesar itu lagi, tapi sudah di bawah 1 juta bpd, bahkan tinggal 900 ribu bpd.). Lalu yang diekspor itu uangnya masuk ke siapa? Ke pemerintah Indonesia atau ke KPS? (Setelah baca penjelasan di bawah maka jawabannya adalah : KPS). Soalnya dari total crude oil Indonesia yang diproduksi oleh KPS, cuma 60% yang jadi hak pemerintah Indonesia, dan sisanya jadi hak KPS.

Jika produksi crude oil PERTAMINA 130 ribu bpd. Sebelum PERTAMINA ‘mengambil’ CPP Blok Riau yang berjumlah 30 ribu bpd, produksi PERTAMINA sekitar 100 ribu BPD), berarti 995 ribu bpd sisanya diproduksi oleh KPS. Dari 995 ribu barrel ini cuma 60% yang jadi hak pemerintah Indonesia, yaitu 597 ribu bpd. Berarti total crude milik pemerintah adalah 597 bpd + 130 bpd = 727 bpd (ini dengan asumsi produksi minyak Indonesia masih 1,125 juta bpd).

Itu gambaran umum produksi crude kita dari eksplorasi. Sekarang coba kita lihat kapasitas pengolahan kilang yang ada di Indonesia.

  1. UP I Pangkalan Brandan (Sumut) : 5 ribu bpd (crude oil lokal).
  2. UP II Dumai-Sungai Pakning (Riau) : 180 ribu bpd (crude oil lokal : Minas 85%, Duri 15%).
  3. UP III Plaju (Sumsel) : 175 ribu bpd (crude oil lokal).
  4. UP IV Cilacap (Jateng) : 348 ribu bpd (crude oil desainnya 50% Arabian Light Crude dan 50% local crude, tapi karena local crude sudah berkurang, maka dari yang 50% local crude waktu didesain, sekarang sudah jadi cocktail crude antara impor dan domestik. Ambil asumsi 25% dari 50% adalah impor, jadi total impor adalah 75%.).
  5. UP V Balikpapan : 260 ribu bpd (crude oil desainnya adalah Handil, Bekapai, Widuri, dan Minas, tapi karena crude tersebut sudah habis, sekarang UP V mengolah cocktail crude juga dengan tetap memaksimalisasi crude lokal; komposisi 50% lokal dan 50% impor).
  6. UP VI Balongan : 125 ribu bpd (crude oil : Minas 20%, Duri 80%).
  7. UP VII Kasim : 10 ribu bpd (crude oil lokal).
    Jadi total kapasitas pengolahan kilang dalam negeri adalah 1,103 juta bpd (712 ribu bpd crude local dan sisanya 391 ribu bpd crude impor).

(Note : Kenapa UP IV didesain sebagian dengan menggunakan Arabian Light Crude? Karena PERTAMINA berkeinginan memproduksi Lube Based Oil. Dengan crude oil dalam negeri yang bersifat parafinik, PERTAMINA tidak akan pernah dapat memproduksi Lube Based Oil).

Biasanya yang dilakukan PERTAMINA adalah memaksimalkan mengolah crude dalam negeri yang menjadi hak pemerintah Indonesia baru mengimpor sisa crude yang dibutuhkan (atau membeli dari KPS). Dengan begitu berarti PERTAMINA mengolah 727 bpd crude oil dalam negeri dan pemerintah masih harus mengimpor crude sebanyak 376 bpd. Maka? Pemerintah Indonesia bukan lagi eksportir tapi sudah jadi importir kan (makanya disebut net importer)?

Sebagai tambahan informasi :
Dulu sebelum PERTAMINA jadi PT, PERTAMINA bisa dianalogikan seperti tukang jahit. Pelanggan membawa bahan, dan penjahit tinggal menjahitkan, lalu penjahit dibayar atas jahitannya. PERTAMINA juga seperti itu. Pemerintah memberi crude oil untuk diolah PERTAMINA, dan pertamina mendapatkan fee sebesar 20 sen US$/barrel dengan pajak 60% (jadi net fee nya cuma 8 sen US$/barrel). Net fee ini yang dipakai untuk membayar buruhnya, studi untuk pengembangan, maintenance, dll.

Penjelasan tersebut di atas sepertinya juga bisa menjawab pertanyaan kenapa Indonesia mengekspor minyak kalau nantinya harus mengimpor. Pemerintah Indonesia tidak mengekspor crude ke luar negeri. Kalaupun ada crude yang diekspor ke LN, itu adalah bagian KPS dan bukan bagian pemerintah Indonesia. Jadi uangnya masuk ke KPS, bukan ke pemerintah. Maka? Kita memang harus mengimpor crude karena kita kekurangan. Kalaupun kita beli dari KPS dengan harga international, kan sama saja. Bahkan untuk Minas harganya tergolong tinggi. PERTAMINA selalu berusaha untuk melakukan optimasi pengolahan. Balikpapan dan Cilacap selalu mencari crude baru yang punya karakteristik mirip dengan crude saat desain dan harganya tentu murah. Untuk unit pengolahan lain seperti Dumai dan Balongan tetap juga sekali dua kali mengevaluasi crude lain untuk antisipasi jika Crude Minas dan Duri habis. (Dumai pernah mengevaluasi crude Neil Blend dari Afrika).

Kalau desain refinery itu specific terhadap karakteristik minyak, apakah pengubahan desain itu bisa ekonomis sehingga memungkinkan Pertamina mengelola ‘semua’ minyak dalam negeri dulu? (atau semua jenis minyak?)

Sebelum melakukan optimasi terhadap tingkat keekonomiannya, crude yang akan dipakai di kilang harus melalui ‘screening’ dulu, termasuk dengan melakukan plant test. Biasanya kelayakan ini di-handle oleh bagian Proses Enjiniring. Setelah plant test selesai kemudian keluar rekomendasi tingkat kelayakan crude yang telah melalui plant test. Dari daftar crude yang layak, maka kemudian bagian Perencanaan dan Keekonomia (Ren&Ekon) mengevaluasi menggunakan software GRTMPS (software untuk evaluasi keekonomian kilang). Berdasarkan output inilah baru orang bagian produksi melaksanakan pengolahan. Tapi kadang2 PERTAMINA juga gak bisa ‘seenaknya’ sendiri mengandalkan keekonomian, karena yang utama sepertinya belum keekonomian, tapi SECURITY OF SUPPLY. Jadi walopun kadang2 mode-nya lebih ekonomis mengolah diesel, misalnya, tapi PERTAMINA gak bisa memaksimumkan diesel, tapi yang utama dilakukan PERTAMINA adalah security of supply semua hasil produksi (yang ini berdasarkan panduan dari head office Jakarta).

Saat desain refinery awal, apakah tidak pernah diperhitungkan kalau minyak dengan karakteristik yang akan direfine bakalan habis dalam waktu tertentu, seperti yg terjadi di Handil dan Bekapai?

Jelas diperhitungkan. Tapi yang jelas walopun crude sudah habis tapi kan kilang harus tetap jalan. Jadi ya walopun crude disainnya habis kan masih bisa cari alternatif lain. Caranya ya dengan seleksi crude atau bahkan dengan mem-blending-nya seperti yang dilakukan kilang Balikpapan. Sebagai tambahan, disain umur kilang biasanya adalah 20 tahun. Jadi disain crude minimal juga masih bisa diperoleh selama umur kilang. Namun walopun crude disain habis, bukan berarti kilang harus tutup, kan masih bisa cari alternatif crude lain.

Jika benar kita menjadi Net Oil Importer , lalu bagaimana cekungan di Indonesia yang menurut buku yang pernah saya baca mengenai jumlah cekungan produktif di Indonesia yang berjumlah 52 dengan 1/3% nya yang baru di produksi.

Dalam buku tsb juga di informasikan bahwa untuk cekungan yang sudah tidak aktif masih bisa ditingkatkan dengan menggunakan metode artificial lift (maaf kalau salah) tentunya setelah dievaluasi walau dengan biaya , teknologi yang mahal (baru) dll .

Jika memang prosedur dari crude oil yang hendak di olah di kilang melalui prosedur seperti itu, mengapa dari awal pemerintah tidak mendesain kilang yang disesuaikan dengan kapasitas atau karakteristik crude oil yang ada di Indonesia.

Dalam mendisain kilang, banyak hal yang harus dipertimbangkan, bukan hanya dari sisi kepemilikan crude, tapi juga availability, technical aspects, dan economical aspects. Sebagian besar kilang di Indonesia memang didisain sesuai kapasitas dan karakteristik crude oil yang ada di Indonesia (refer penjelasan saya yang lalu). Hanya, untuk kilang UP IV Cilacap sebagiannya memang didisain dengan menggunakan Arabian Light Crude, karena PERTAMINA ingin memproduksi Lube Based Oil (biar PERTAMINA bisa menjual minyak pelumas dengan Lube Based Oil milik sendiri). Dengan menggunakan crude dalam negeri yang bersifat parafinik PERTAMINA tidak akan pernah dapat memproduksi Lube Based Oil.

Availability crude itu merupakan pondasi utama dari FEED (Front End Engineering Design) atau bahkan merupakan pondasi utama pada taraf feasibility study. Kalaupun setelah beroperasi selama umur kilang disain (biasanya 20 tahun) ternyata crude desainnya habis, itu bukan salah yang mendesain atau salah yang memberi informasi ke orang yang mendesain (para geologist or petroleum engineer). Saya tidak tahu seberapa tinggi tingkat kepastian prediksi dari para ahli geologi terhadap umur suatu sumur minyak. Tapi yang jelas yang namanya prediksi kan bisa aja salah. (Untuk kasus Cilacap dan Balikpapan, crude disain habis setelah terlewati umur kilang 20 tahun).

Walaupun crude disain belum habis, namun bisa aja komposisi crude itu diubah, tentunya setelah melalui feasibility study dengan meninjau tecnical dan economical aspects.

Sebagai contoh kilang UP II Dumai. Disain awal kilang yang didirikan tahun 1971 (Crude Distilling Unit, Naphtha Rerun Unit, dan Fixed Bed Platforming Unit) dan 1984 (High Vacuum Unit, Naphtha Hydrotreater, Platforming-Continuous Catalytic Regeneration, Hydrocracker, Delayed Coker, dan Distillate Hydrotreater) adalah menggunakan crude Minas 100%. Namun dengan semakin tingginya harga crude maka semakin tinggi pula beda harga antara crude berat dan crude ringan. Sehingga pada sekitar tahun 1990-an dilakukan plant test untuk mengolah crude Duri (yang tergolong crude berat). Saat plant test, crude Duri divariasi sampai dengan 20% total feed. Rekomendasi dari hasil plant test itu adalah terutama pertimbangan teknis, yaitu UP II Dumai dapat mengolah crude Duri sampai dengan 15% tanpa mengganggu proses downstream (terutama unit Delayed Coker). Sampai sekarang UP II Dumai mengolah crude Minas/Duri dengan komposisi 85/15, berbeda dengan disain awal.