Gas from the Jambaran-Tiung Biru Field is expected to begin flowing in 2021 with a capacity of about 330 million cubic cookies per day / MMscfd. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said with an estimated physical construction time of 3.5 years, after 2021 the gas began to flow. Gas produced from six wells will be processed through gas processing facilities.
From the production capacity of about 330 MMscfd, the gas that can be sold from the field is 180 MMscfd which will be distributed through Gresik-Semarang transmission pipeline and will be built by PT Pertamina Gas. A total of 100 MMscfd of which is channeled to meet the needs of gas power plants in Gresik and Tambak Lorok. The rest, to meet the needs of industrial gas.
"For 3.5 years less, it should have been completed by 2021," he said in a press conference on the groundbreaking ceremony of Jambaran-Tiung Biru Field on Monday (25/9).
The project, which found its reserves 15 years ago, was previously targeted to produce the first gas in 2019. However, the target backward because of uncertainty factors among gas buyers. The current gas buyer, PT Pupuk Kujang Cikampek, complained about the exorbitant gas price of US $ 8 per MMBtu with a 2% escalation. As a result, the gas sale and purchase agreement (PJBG) was canceled.
The sale price is to compensate for the investment cost because the gas produced by the field contains carbon dioxide (CO2) and hydrogen sulfide (H2S), thus requiring separation technology to produce ready-to-sell gas. Gas price negotiations also require time that also affects the investment and the economy of the project.
Instead of directly providing additional revenue sharing to the contractor, the government issued a letter of assignment to PT Pertamina to increase the partner's management rights.
The project is a two-field unitization of two different work areas. The Jambaran Field is part of the Cepu work area and Tiung Biru field is part of Pertamina EP's working area. In Cepu Block, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) becomes operator and controls 20.5% of participating interest, Ampolex 24.5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% and several Regional Owned Enterprises with 10% participation shares.
Meanwhile, in the project, PEPC becomes operator and with EMCL each has 41.4% portion. BUMD has 9.2% and the remaining 8% is controlled by Pertamina EP. However, at this time still process the transfer of EMCL portion to PEPC.
The government, who wants affordable gas prices and efficient investments, has subsequently granted an additional proposal for contractor returns on the project after PEPC and EMCL. Agree to not partner in the project as well as adjustment of investment value and gas price.
Jonan said his party has granted the proposed additional 5% split contractor, so that the government and contractor share to 55%: 45%. An additional 5% is considered to hoist the economy when gas prices fall to US $ 6.7 per MMBtu upstream without escalation and investment down from US $ 2.1 billion to US $ 1.5 billion.
Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam added that the core process of transferring management rights has been completed. However, it is still in the administrative stage. Meanwhile, the transfer of rights is carried out under a sole-risks scheme, the partner releases his rights and obligations to the project, although the project is a unitization field of two different working areas.
Meanwhile, Vice Government of ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto said the key points in the negotiations have been reached. Currently entering the final stage for the administrative process. President Director of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim said he had expressed his desire to absorb gas in the field of Jambaran-Tiung Biru. He hopes to get 50 MMscfd up to 60 MMscfd which will be distributed to industrial consumers.
Potential Rp 48 Trillion
Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi
projects the potential state revenues from Gas from the Jambaran-Tiung Biru field to US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion until the contract expires in 2035.
In addition to state revenues, the project will have multiple effects for regional and national economies. For example, the employment absorption reaches 6,000 people during the construction period. The price of gas at the wellhead was US $ 6.7 per million British thermal unit (MMBtu), remained for 30 years. With a toll fee fee of US $ 0.9 per MMBtu, the price at PLN's power plant amounts to US $ 7.6 per MMBtu.
According to Amien, the total investment and operating cost of the project is estimated at US $ 3.457 billion or around Rp 46 trillion. This amount not including the construction of 267 kilometers of Gresik-Semarang pipeline.
"Projected state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reached US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion," he said.
IN INDONESIA
Ditarget Mengalir 2021
Gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru diperkirakan mulai mengalir pada 2021 dengan kapasitas sekitar 330 juta kuki kubik per hari/MMscfd. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan dengan perkiraan waktu pembangunan fisik selama 3,5 tahun, setealha itu pada 2021 gas mulai mengalir. Gas yang dihasilkan dari enam sumur akan diolah melalui fasilitas pemrosesan gas.
Dari kapasitas produksi sekitar 330 MMscfd, gas yang dapat dijual dari lapangan tersebut sebesar 180 MMscfd yang akan disalurkan melalui pipa transmisi Gresik-Semarang dan akan dibangun oleh PT Pertamina Gas. Sebanyak 100 MMscfd di antaranya disalurkan untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik di Gresik dan Tambak Lorok. Sisanya, untuk memenuhi kebutuhan gas industri.
"Selama 3,5 tahun kurang lebih. Mestinya 2021 selesai,“ ujarnya dalam jumpa pers acara peletakan batu pertama Lapangan Jambaran-Tiung Biru, Senin (25/9).
Proyek yang ditemukan cadangannya pada 15 tahun lalu itu sebelumnya ditarget menghasilkan gas pertama pada 2019. Namun, target mundur karena antara lain faktor ketidakpastian pembeli gas. Pembeli gas saat itu yakni PT Pupuk Kujang Cikampek mengeluhkan harga jual gas yang terlalu tinggi yakni US$ 8 per MMBtu dengan eskalasi 2%. Alhasil, perjanjian jual beli gas (PJBG) batal diteken.
Harga jual tersebut untuk mengompensasi biaya investasi karena gas yang dihasilkan lapangan tersebut mengandung karbondioksida (CO2) dan hidrogen sulfida (H2S), sehingga membutuhkan teknologi pemisah untuk menghasilkan gas siap jual. Negosiasi harga gas juga memerlukan waktu yang juga berpengaruh kepada investasi dan keekonomian proyek.
Daripada langsung memberikan tambahan bagi hasil kepada kontraktor, pemerintah justru mengeluarkan surat penugasan kepada PT Pertamina agar menambah hak kelola milik mitra.
Proyek tersebut merupakan unitisasi dua lapangan dari dua wilayah kerja berbeda. Lapangan Jambaran merupakan bagian dari wilayah kerja Cepu dan lapangan Tiung Biru menjadi bagian dari wilayah kerja Pertamina EP. Pada Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) menjadi operator dan menguasai saham partisipasi sebesar 20,5%, Ampolex 24,5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% dan beberapa Badan Usaha Milik Daerah dengan saham partisipasi 10%.
Sementara, dalam proyek itu, PEPC menjadi operator dan bersama EMCL masing-masing memiliki porsi 41,4%. BUMD memiliki 9,2% dan sisanya 8% dikuasai Pertamina EP. Namun, saat ini masih berproses pengalihan porsi EMCL kepada PEPC.
Pemerintah, yang menginginkan agar harga gas terjangkau dan investasinya efisien, setelah itu mengabulkan usulan tambahan bagi hasil kontraktor pada proyek tersebut setelah PEPC dan EMCL. Sepakat untuk tidak bermitra dalam proyek tersebut serta penyesuaian nilai investasi dan harga gas dilakukan.
Jonan mengemukakan pihaknya telah mengabulkan usulan tambahan split kontraktor sebanyak 5%, sehingga bagi hasil pemerintah dan kontraktor menjadi 55%:45%. Tambahan 5% dianggap bisa mengerek keekonomian saat harga gas turun menjadi US$ 6,7 per MMBtu di tingkat hulu tanpa eskalasi dan investasi turun dari US$ 2,1 miliar menjadi US$ 1,5i miliar.
Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan proses inti pengalihan hak kelola sudah selesai. Namun, saat ini masih dalam tahap administrasi. Adapun, pengalihan hak kelola dilakukan dengan skema sole risks yakni mitra melepas hak dan kewajibannya atas proyek tersebut meskipun proyek merupakan lapangan unitisasi dari dua wilayah kerja berbeda.
Sementara itu, Vice Government ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto mengatakan poin-poin penting dalam negosiasi telah tercapai. Saat ini masuk tahap final untuk proses administrasinya. Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim mengatakan telah menyampaikan keinginannya untuk menyerap gas di lapangan Jambaran-Tiung Biru. Dia berharap bisa mendapatkan 50 MMscfd hingga 60 MMscfd yang akan didistribusikan kepada konsumen industri.
Ada Potensi Rp 48 Triliun
Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi
memproyeksikan potensi penerimaan negara dari Gas dari Iapangan Jambaran-Tiung Biru sebesar US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun hingga kontrak berakhir pada 2035.
Selain penerimaan negara, proyek ini akan memberikan efek berganda bagi perekonomian daerah maupun nasional. Misalnya, penyerapan tenaga kerja yang mencapai 6.000 orang pada masa konstruksi. Harga gas di kepala sumur sebesar US$ 6,7 per juta british thermal unit (MMBtu), tetap selama 30 tahun. Dengan biaya toll fee sebesar US$ 0,9 per MMBtu, harga di pembangkit listrik PLN menjadi sebesar US$ 7,6 per MMBtu.
Menurut Amien, total biaya investasi dan operasi proyek ini diperkirakan US$ 3,457 miliar atau sekitar Rp 46 triliun. Jumlah ini
belum termasuk pembangunan pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 kilometer.
“Diproyeksikan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai pada 2035 mencapai US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 Triliun," katanya.
Bisnis Indonesia, Page-6, Tuesday, Sept 26, 2017
No comments:
Post a Comment