Two contract contractors will change the scheme of net profit sharing contracts to gross profit sharing. The signing of the second oil and gas block contract is targeted for January 2019.
So far, gross split contracts have been applied to new contracts. However, the two upstream oil and gas companies plan to change cost recovery contracts into gross profit sharing. The government provides an opportunity for contractors to continue to use the cost recovery scheme until the oil and gas block contracts they manage end.
Working Area of Gross Split
In the cost recovery contract scheme, the profit share received by the contractor is already clean, while all production costs will be replaced through the Negaua (APBN) income and expenditure budget. Conversely, through the gross split scheme, the profit sharing received by the contractor includes the production costs incurred to produce oil and gas.
Before the two blocks, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) signed a new East Sepinggan Block contract located in the Makassar Strait to become a gross split from the previous cost recovery. So far, gross split contracts have been used for oil and gas blocks whose contracts have expired and will sign new contracts.
Arcandra Tahar
Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar acknowledged that his party is still evaluating two oil and gas block contracts that will change from the cost recovery scheme to gross profit sharing contracts. However, Arcandra did not mention the second contract for the oil and gas block to be changed.
"Maybe the third week of January 2019, this is the existing contract [existing contract] and [oil and gas block] conventional," he said.
Reflecting on the contract changes that occurred in the management of the East Sepinggan Block, the government promised gross split contracts to be more efficient than using a net profit sharing contract scheme. Sepinggan Block contracts are changed and cost recovery becomes gross split. Arcandra said that the transition from cost recovery to gross split can be done in a short time, which is less than 1 month.
Eni S.p.A.
In addition, according to him, using the gross split scheme will be simpler and the right moment for cooperation contract contractors (KKKS) to make efficient management of oil and gas fields. With the change in the contract regime, Eni S.p.A., an oil and gas company from Italy, needs to make changes to the proposal to develop Merakes Field which has been approved with the concept of cost recovery. Eni finally used a gross profit sharing scheme in the management of Merakes Field.
Merakes Field East Kalimantan
However, Arcandra was reluctant to talk about the change in investment value issued by the Italian contractor by changing the contract scheme. When starting production, Arcandra explained that Merakes Field, East Sepinggan Block could reach 155 million cubic feet per day (MMscfd) and will reach the highest production point around, 391 MMscfd.
In addition, this field has natural gas reserves of 814 billion cubic feet (bd). The economic age of the East Sepinggan Block is estimated to be 9 years since the first production. Arcandra added that the project will start operating in 2021 or change from the initial target at the end of next year.
ENI S.P.A
Eni obtains a share of 67% for oil and gas 72% which is a cumulative base split and variable profit sharing. By using the scheme, Eni agreed to increase the local product content on projects in the Field Merakes at the base of 30% to 50%.
ENI S.P.A
Eni has 85% of the management rights (share participation) in the East Sepinggan Block, while 15% is owned by PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan. Related to the agreement on contract changes, SKK Migas is optimistic that natural gas production in the offshore oil and gas blocks in the Makassar Strait is faster than the year set.
Dwi Soetjipto
SKK Migas Head Dwi Soetjipto said that if initially set in 2021, the first production should be faster than the target.
"Yes it was [the first production target] in 2021, it is expected that [production] can be faster than 2021," he said.
In addition, the project can operate faster because the project contractor has changed the cooperation scheme from the original cost recovery to gross split.
"We see the acceleration in its implementation. In the past, cost recovery was due to having to go back and forth to SKK Migas if you would spend money. If this is their [gross split] [which determines production costs, "he added.
OIL AND GAS PROJECT
Meanwhile, SKK Migas stated that the six upstream oil and gas projects that have been operating in 2018 have crude oil production capacity of 15,000 barrels per day (bpd) and natural gas of 105 MMscfd. The total value of the project is US $ 300 million.
Wisnu Prabawa Taher, Head of the SKK Migas Program and Communication Division, said that the upstream oil and gas project consists of 3 projects in Sumatra, 2 projects on Java, and 1 project in Kalimantan.
"[The upstream oil and gas project] is based on the operator, four projects are owned by Pertamina and two projects by MedcoEnergi," he said.
PT Pertamina EP
The project located in the Sumatra region was an optimization of the East SKC Musi exhaust gas by PT Pertamina EP with an investment of US $ 11.3 million. The gas production capacity of the project is 15 MMscid. Wisnu said that the project had been operating since March 2018.
Two other oil and gas upstream projects that have been operating are Block A Field Development by PT Meclco Blok A and optimization of Lica Field production facilities by PT Medco EP Indonesia. Block A's design, procurement and construction (EPC) Block A value is US $ 253.7 million with an oil production capacity of 3,100 bpd and natural gas 55 MMscfd.
"This project estimates the highest production level of 3,100 bpd and [natural gas] 55 MMscfd in November 2018," he said.
Optimization of the Lica Field production facility requires EPC investment worth US $ 8.5 million with a production capacity of 4,000 bpd. Estimated production is as high as 3,700 bpd. The Lica Field Project is expected to start operating in December 2018. At present, the progress of the Lica Field project has reached 94%.
Wisnu explained, the upstream oil and gas project on Java Island was on the SP, Blok ONWJ field by PT Pertamina Hulu Energi ONWJ with EPC investments worth US $ 50.7 million. The capacity of SP Field production facilities is 30 MMscfd with estimated gas production at the highest level of 30 MMscfd.
IN INDONESIAN
2 Blok Segera Beralih ke Bagi Hasil Bersih
Dua kontraktor Kontrak keria sama akan mengubah skema kontrak bagi hasil bersih ke bagi hasil kotor. Penandatanganan kontrak kedua blok minyak dan gas bumi ini ditargetkan pada Januari 2019.
Selama ini, kontrak bagi hasil kotor (gross split) diterapkan pada kontrak baru. Namun, kedua perusahaan hulu migas itu berencana untuk mengubah kontrak bagi hasil bersih (cost recovery) menjadi bagi hasil kotor. Pemerintah memberikan kesempatan kepada kontraktor untuk tetap memakai skema cost recovery hingga kontrak blok migas yang dikelolalnya berakhir.
Dalam skema kontrak cost recovery, bagi hasil yang diterima kontraktor sudah bersih, sedangkan seluruh biaya produksi akan diganti melalui anggaran pendapatan dan belanja Negaua (APBN). Sebaliknya, melalui skema gross split, bagi hasil yang diterima kontraktor sudah termasuk biaya produksi yang dikeluarkan untuk menghasilkan minyak dan gas bumi.
Sebelum kedua blok itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) telah menandatangani kontrak baru Blok East Sepinggan yang berlokasi di Selat Makassar menjadi gross split dari sebelumnya cost recovery. Selama ini, kontrak gross split dipakai untuk blok migas yang sudah berakhir kontraknya dan akan menandatangani kontrak baru.
Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengakui bahwa pihaknya masih mengevaluasi dua kontrak blok minyak dan gas bumi yang akan berubah dari skema pengembalian biaya operasi (cost recovery) ke kontrak bagi hasil kotor. Namun, Arcandra tidak menyebutkan kontrak kedua blok migas yang akan diubah tersebut.
“Kemungkinan pekan ketiga Januari 2019, Ini kontrak existing [kontrak yang sudah ada] dan [blok migas] konvensional,” katanya.
Berkaca dari perubahan kontrak yang terjadi dalam pengelolaan Blok East Sepinggan, pemerintah menjanjikan kontrak gross split lebih efisien daripada menggunakan skema kontrak bagi hasil bersih. Kontrak Blok Sepinggan diubah dan cost recovery menjadi gross split. Arcandra mengatakan bahwa peralihan dari cost recovery ke gross split bisa dilakukan dalam waktu cepat, yaitu kurang dari 1 bulan.
Selain itu, menurutnya, menggunakan skema gross split akan lebih sederhana dan menjadi momen tepat bagi kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) untuk melakukan efisiensi pengelolaan lapangan migas. Dengan adanya perubahan rezim kontrak ini, Eni S.p.A., perusahaan migas dari Italia, perlu melakukan perubahan proposal pengembangan Lapangan Merakes yang sudah disetujui dengan konsep cost recovery. Eni akhirnya menggunakan skema bagi hasil kotor dalam pengelolaan Lapangan Merakes.
Namun, Arcandra enggan bicara perubahan nilai investasi yang dikeluarkan kontraktor dari Italia itu dengan mengubah skema kontrak. Ketika mulai berproduksi, Arcandra memperikaran bahwa Lapangan Merakes, Blok East Sepinggan bisa mencapai 155 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan akan mencapai titik produksi tertinggi sekitar ,391 MMscfd.
Selain itu, lapangan ini memiliki cadangan gas bumi sebesar 814 miliar kaki kubik (bd). Untuk usia lapangan ekonomis Blok East Sepinggan diperkirakan selama 9 tahun sejak produksi pertama. Arcandra menambahkan bahwa proyek ini akan mulai beroperasi pada 2021 atau mengalami perubahan dari target awal pada akhir tahun depan.
Eni memperoleh bagi hasil 67% untuk minyak dan gas bumi 72% yang merupakan kumulatif bagi hasil awal (base split) dan bagi hasil variabel. Dengan menggunakan skema tersebut, Eni sepakat untuk meningkatkan kandungan produk lokal pada proyek di Lapangan Merakes di alas 30% hingga 50%.
Eni memiliki hak kelola (saham partisipasi) sebesar 85% di Blok East Sepinggan, sedangkan 15 % dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan. Terkait dengan disepakatinya perubahan kontrak, SKK Migas optimistis produksi gas bumi di blok migas lepas pantai di Selat Makassar itu lebih cepat dari tahun yang ditetapkan.
Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan bahwa jika pada awalnya ditetapkan pada 2021, sebaiknya produksi pertama akan lebih cepat dari target tersebut.
“Iya tadinya [target produksi pertama] 2021, diharapkan bisa [produksi] lebih cepat dari 2021,” katanya.
Selain itu, proyek tersebut dapat beropeasi lebih cepat karena kontraktor proyek tersebut telah mengubah skema kerja sama dari yang semula cost recovery menjadi gross split.
“Kami lihat percepatan itu dalam implementasinya. Kalau dulu cost recovery karena harus bolak-balik ke SKK Migas kalau akan keluarkan uang. Kalau ini [gross split] mereka sendiri [yang menentukan biaya produksi," imbuhnya.
PROYEK MIGAS
Sementara itu, SKK Migas menyatakan bahwa enam proyek hulu migas yang telah beroperasi pada 2018 memiliki kapasitas produksi minyak mentah sebesar 15.000 barel per hari (bph) dan gas bumi 105 MMscfd. Total nilai proyek tersebut sebesar US$ 300 juta.
Wisnu Prabawa Taher, Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas, mengatakan bahwa proyek hulu migas tersebut terdiri atas 3 proyek di Sumatra, 2 proyek di Pulau Jawa, dan 1 proyek di Kalimantan.
“[Proyek hulu migas] berdasarkan operator, empat proyek dimiliki oleh Pertamina dan dua proyek oleh MedcoEnergi,” katanya.
Proyek yang berlokasi di wilayah Sumatra itu berupa optimasi gas buang SKC Musi Timur oleh PT Pertamina EP dengan investasi US$ 11,3 juta. Kapasitas produksi gas dari proyek itu sebanyak 15 MMscid. Wisnu menyebutkan bahwa proyek tersebut sudah beroperasi sejak Maret 2018.
Dua proyek hulu migas lain yang sudah beroperasi adalah Block A Field Development oleh PT Meclco Blok A serta optimasi fasilitas produksi Lapangan Lica oleh PT Medco EP Indonesia. Nilai proyek desain, pengadaan, dan konstruksi (engineering, procurement, & construction/EPC) Blok A sebesar US$ 253,7 juta dengan kapasitas produksi minyak 3.100 bph dan gas bumi 55 MMscfd.
“Proyek ini estimasi produksi level tertinggi sebesar 3.100 bph dan [gas bumi] 55 MMscfd pada November 2018,” katanya.
Optimasi fasilitas produksi Lapangan Lica membutuhkan investasi EPC senilai US$ 8,5 juta dengan kapasitas produksi sebesar 4.000 bph. Estimasi produksi teninggi sebesar 3.700 bph. Proyek Lapangan Lica itu diperkirakan mulai beroperasi Desember 2018. Saat ini, progres proyek Lapangan Lica telah mencapai 94%.
Wisnu menjelaskan, proyek hulu migas di Pulau Jawa berada di lapangan SP, Blok ONWJ oleh PT Pertamina Hulu Energi ONWJ dengan investasi EPC senilai US$ 50,7 juta. Kapasitas fasilitas produksi Lapangan SP sebesar 30 MMscfd dengan estimasi produksi gas pada level tertinggi sebesar 30 MMscfd.
Bisnis Indonesia, Page-24, Monday, Dec 17, 2018
No comments:
Post a Comment