Gross Split Scheme
The implementation of production sharing contracts (production sharing contract) with a gross scheme claimed split could make the field of oil and gas production two years ahead
Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the equal sharing contractors (PSC) takes a long time from the start sourcing and production of oil and gas. Because the shorter the time that should have gone for their approval process activities and costs ditubuh Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) when using the PSC cost recovery regime.
His ambitious expectations, he said, the time it takes the field since reserves are found to produce its first oil and gas can be realized within a period of five years as it did in the era of the '70s. However, the reality of her, he called the new limited time savings of two years. "At least, we can save two years but if saving 10 year may he said.
Wood Mackenzie, called the average time it takes for a pitch to produce oil or gas that is more than 15 years. In general, in Southeast Asia requires 12 years - 13 years. Meanwhile, the global time is actually shorter again which ranges from seven to eight years.
Earlier, Director of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan said that since the 1970s, the time spent to invest in upstream oil and gas tend to be longer. In that era, he explains, it takes only five years from exploration to produce oil and gas field. In addition, the length of time is not balanced with the cooperation contract.
The cooperation contract, he said, was only set 30 years. As a result, the time to monetize more limited. Moreover, the contract extension had to wait up to two years to get approval from the government. "Time to production is not decreasing actually increased."
STILL WEIGHING
In connection with the application of gross split, 'a number of the existing contractors working area which is out of contract still weighing whether to re-engage in the management of the working area for the shift from production contracts (PSC) gross cost recovery be split. President Director of PT Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan says it still can not decide whether to get involved in the management of the working area with a gross PSC split. The difference, he said, is there. However, such differences do not necessarily improve the economies of scale of the project.
Meanwhile, Saka manage one in eight work areas assigned to Pertamina after the contract expires in 2018. In the Sanga-Sanga compositions participation shares 26.25% owned by BP East Kalimantan, Lasmo Sanga-Sanga 26,2S%, Virginia International Co amounted to 18.62%, Upicol Houston Inc. 20% and Universe Gas & Oil Company Inc 4.37%.
In 2016, Saka buy shares of BP's participation through the BP East Kalimantan 26.25% in Sanga-Sanga. "Not to take a look. Can not answer right now. The difference was significant but not necessarily add to the economical, "
he said.
Previously, he said, with a working area Sanga-Sanga, he said, the parent company PT Perusahaan Gas Negara (PGN) plans to build a transmission pipeline in Kalimantan. Because, in Kalimantan untapped gas infrastructure. "So the goal for building infrastructure. So we are not competing with others, PGN wake infra if there are sources of gas. "
Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan said it commissioned the management of eight working area which is out of contract in 2018. The assignment is expected to maintain production. Noted, there are eight other work areas that will be using the scheme for gross split assigned to the 2018 block Pertamina Tuban, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Block Ogan Ogan, South Sumatra (JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga, East Kalimantan (Indonesia Oil Company Virginia LIL / VICO); Block Southeast Sumatra, Lampung (CNOOC SES Ltd.); Blocks Offshore North Sumatra, Aceh (ExxonMobil Oil Indonesia Inc.); Central Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie); Fast block Kalimantan, East Kalimantan (Chevron Indonesia Company) and blocks Attaka, East Kalimantan (Chevron).
Meanwhile, President Director of PT Pertamina Soetjipto said it would offer to the existing contractor so that production can be maintained. When in the Offshore North West Java it set limits on the sale of participation shares or share down by 25%, on the other block it will adjust the composition of participation shares and the ability of the existing contractor. "For eight regions Keria, we see the position of shale before, "he said.
Pertamina's upstream director Syamsu Alam said that with an additional eight work areas will be out of contract, the company's production to domestic oil production could increase to around 30% to 40% from the current 24% of its production target ready for sale or lifting of around 220,000 barrels per day.
IN INDONESIAN
Skema Gross Split
Produksi Migas Terakselerasi
Penerapan kontrak bagi hasil (production sharing contract) dengan skema gross split diklaim bisa membuat lapangan minyak dan gas bumi berproduksi dua tahun lebih cepat
Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan saat ini kontraktor kontrak kerja sarna (KKKS) membutuhkan waktu yang panjang dari mulai pencarian sumber migas hingga produksi. Pasalnya, waktu yang seharusnya lebih singkat telah habis karena adanya prosés persetujuan kegiatan dan biaya ditubuh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) ketika menggunakan rezim PSC cost recovery.
Harapan ambisius-nya, katanya, waktu yang dibutuhkan lapangan sejak ditemukan cadangan hingga menghasilkan migas pertamanya bisa terwujud dalam kurun waktu lima tahun seperti yang terjadi pada era 70-an. Namun, realitas-nya, dia menyebut penghematan waktu baru sebatas dua tahun. “Paling tidak, kita bisa hemat dua tahun tapi kalau hemat 10
tahun mungkin ujarnya.
Wood Mackenzie, menyebut rata-rata waktu yang dibutuhkan untuk sebuah lapangan menghasilkan minyak atau gas yakni lebih dari 15 tahun. Secara umum, di Asia Tenggara membutuhkan 12 tahun - 13 tahun. Sementara itu, secara global waktunya justru lebih singkat lagi yakni berkisar tujuh sampai delapan tahun.
Sebelumnya, Direktur Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan mengatakan sejak 1970-an, waktu yang dihabiskan untuk berinvestasi di hulu migas cenderung lebih panjang. Pada era itu, dia menjelaskan, hanya dibutuhkan waktu selama lima tahun dari waktu eksplorasi hingga lapangan menghasilkan minyak dan gas. Di samping itu, panjangnya waktu tidak di imbangi dengan masa kontrak kerja sama.
Masa kontrak kerja sama, katanya, hanya ditetapkan 30 tahun. Alhasil, waktu untuk memonetisasi lebih terbatas. Terlebih, perpanjangan kontrak pun harus menanti hingga dua tahun untuk mendapat persetujuan dari pemerintah. “Time to production bukan menurun justru bertambah."
MASIH MENIMBANG
Berkaitan dengan penerapan gross split, sejumlah kontraktor eksisting dari wilayah kerja yang habis masa kontraknya masih menimbang apakah akan kembali terlibat dalam pengelolaan wilayah kerja yang beralih dari kontrak bagi produksi (PSC) cost recovery menjadi gross split. Presdir PT Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan mengatakan pihaknya masih belum bisa memutuskan apakah akan terlibat dalam pengelolaan wilayah kerja dengan PSC gross split. Perbedaan, katanya, memang ada. Namun, perbedaan tersebut belum tentu bisa meningkatkan skala ekonomi proyek.
Adapun, Saka mengelola satu di antara delapan wilayah kerja yang ditugaskan kepada Pertamina setelah masa kontrak berakhir pada 2018. Pada Blok Sanga-Sanga komposisi saham partisipasi sebesar 26,25% dikuasai BP East Kalimantan, LASMO Sanga-Sanga 26,2S%, Virginia International Co sebesar 18,62%, Upicol Houston Inc 20% dan Universe Gas&Oil Company Inc 4,37%.
Pada 2016, Saka membeli saham partisipasi BP melalui BP East Kalimantan sebesar 26,25% di Blok Sanga-Sanga. “Belum kita lihat. Belum bisa jawab sekarang. Perbedaannya signifikan tapi belum tentu bisa nambah keekonomian,” ujarnya.
Sebelumnya, dia menyebut, dengan pengelolaan wilayah kerja Sanga-Sanga, katanya, induk usaha PT Perusahaan Gas Negara (PGN) berencana membangun jaringan pipa transmisi di Kalimantan. Pasalnya, di Kalimantan belum tersentuh infrastruktur gas. “Jadi tujuannya untuk bangun infrastruktur. Jadi kita bukan berkompetisi dengan yang lain, PGN bangun infra kalau ada sumber gasnya.”
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan mengatakan pihaknya menugaskan pengelolaan delapan wilayah kerja yang habis masa kontraknya pada 2018. Penugasan tersebut diharapkan bisa mempertahankan produksi. Tercatat, terdapat delapan wilayah kerja lainnya yang akan menggunakan skema gross split karena ditugaskan kepada Pertamina yakni 2018 Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering, Sumatera Selatan (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Virginia Indonesia Oil Company LIL/ VICO); Blok Southeast Sumatera, Lampung (CNOOC SES Limited); Blok North Sumatera Offshore, Aceh (ExxonMobil Oil Indonesia Inc); Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie) ; Blok Fast Kalimantan, Kalimantan Timur (Chevron Indonesia Company) dan Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron).
Sementara itu, Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan pihaknya akan menawarkan kepada kontraktor eksisting agar produksi bisa terjaga. Bila pada Blok Offshore North West Java pihaknya menetapkan batas penjualan saham partisipasi atau share down sebesar 25%, pada blok lainnya pihaknya akan menyesuaikan dengan komposisi saham partisipasi dan kemampuan kontraktor eksisting. “Untuk delapan wilayah keria, kita lihat posisi shale yang sebelumnya,” katanya.
Direktur Hulu Pertamina, Syamsu Alam mengatakan dengan tambahan delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya, produksi perseroan terhadap produksi minyak domestik bisa bertambah menjadi sekitar 30% hingga 40% dari posisi saat ini 24% dari target produksi siap jual atau lifting yakni sekitar 220.000 barel per hari.
Bisnis Indonesia, Page-10, Saturday, Jan, 21, 2017
No comments:
Post a Comment