Next year, Pertamina Oil and Gas Production 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) targets oil and gas production from the oil and gas block it manages to reach 923 thousand barrels of oil equivalent per day (boepd) next year, or up slightly from this year's target of 922 thousand boepd.

Pertamina Upstream Director Dharmawan H Samsu said that the oil and gas production target next year of 923 thousand boepd consisted of oil production of 430 thousand barrels per day (BPD) and gas of 2,857 million cubic feet per har / mmscfd. 

      According to Pertamina's data, the company's oil production is recorded to rise 3.85% from this year's target of 414 thousand BPD, while gas production is down 2.92% from this year's target of 2,943 mmscfd.

"The target is planned to be obtained from the contribution of oil and gas production from Pertamina's upstream operations in the country amounting to 765 thousand boepd and 158 thousand boepd abroad," he said.

Meanwhile, until the end of this year, the company's oil and gas production is projected at 906 thousand boepd or 98.26% of the target. Specifically, the prognosis of oil production is in accordance with the target of 414 thousand BPD and 2,850 mmscfd or 96.84% of the target.

Dharmawan admitted that this year's oil and gas production was less than optimal due to rig procurement constraints. He said he must ensure that the same problem does not recur in order to pursue the 2020 oil and gas production target.

"It is heavy [with a production target of 923 thousand boepd] because we have to make sure drilling cannot be late. Yesterday we were late because there were no rigs, especially offshore rigs, "he said.

However, he is optimistic that the company's oil and gas production next year will be better. Because, only abroad, Pertamina's oil and gas production will improve. This is because Pertamina's team in Algeria has created a system so that compressor disruption that have an impact on oil and gas production performance this year do not re-occur. 

     So that the company's oil and gas production from foreign assets next year is targeted to increase 3.26% from the prognosis by the end of this year 153 thousand boepd to 158 thousand boepd. In particular, oil production is targeted to increase slightly from 105 thousand bpd to 107 thousand BPD, and gas production will increase from 276 mmscfd to 298 mmscfd.

"Next year's domestic production consists of 323 thousand bpd of oil and 2,559 mmscfd of gas," he said.

For information, the company's oil and gas block assets in the country are managed through its subsidiaries, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), and PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Director of Pertamina Hulu Energi Meidawati added that oil production from its assets in the next year is targeted at 84 thousand BPD and 822 mmscfd of gas. To achieve this target, his party will carry out drilling for the development of 51 wells and exploration of 6 wells, as well as the workover of 50 wells.

"The challenge going forward is fluctuations in oil prices because supply is greater than demand. Then, changes to the gas or LNG market have the potential the decline in gas prices globally, "She said.

Furthermore, Pertamina EP President Director Nanang Abdul Manaf targets the production of assets under management to be stable in 2020. To be precise, Pertamina EP oil production is still targeted at 85 thousand BPD and 965 mmscfd of gas as this year. This is due to a decrease in production in some oil and gas fields, which is offset by an increase in production in other fields.

To achieve the production target, the company plans to drill 108 development wells. In addition to the development well, he also plans to drill 10 exploration wells in 2020. Not only that, but he will also start producing (on stream) a number of oil and gas projects, including the Great Bamboo Field and Akasia Bagus which gives an additional production of around 4,300 BPD.

Investment increases next year, Pertamina budgeted upstream investment of US $ 3.7 billion of the company's total investment target of US $ 7.8 billion. This investment budget is up 53.5% from this year's prognosis of US $ 2.41 billion.

the Merakes Field - Sepinggan 

According to Dharmawan, one of the increases in upstream investment is due to the development of the Merakes Field, the East Sepinggan Block will begin in 2020. In this block, for information, Pertamina through PHE has a participating interest (PI) of 15%. While the operator of this block is ENI from Italy.

IN INDONESIA

Tahun Depan, Produksi Migas Pertamina 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) menargetkan produksi migas dari blok migas yang dikelolanya mencapai 923 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) pada tahun depan, atau naik sedikit dari target tahun ini sebesar 922 ribu boepd. 

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, target produksi migas tahun depan sebesar 923 ribu boepd tersebut terdiri dari produksi minyak 430 ribu barel per hari (bph) dan gas 2.857 juta kaki kubik per har/mmscfd. Sesuai data Pertamina, produksi minyak perseroan tercatat naik 3,85% dari target tahun ini 414 ribu bph, sementara produksi gas turun 2,92% dari target tahun ini 2.943 mmscfd.

“Target tersebut rencananya akan didapatkan dari kontribusi produksi migas dari operasi hulu Pertamina di dalam negeri sebesar 765 ribu boepd dan luar negeri 158 ribu boepd,” kata dia.

Sementara itu, hingga akhir tahun ini, produksi migas perseroan diproyeksikan sebesar 906 ribu boepd atau 98,26% dari target. Rincinya, prognosa produksi minyak sesuai target 414 ribu bph dan gas 2.850 mmscfd atau 96,84% dari target. 

Diakui Dharmawan, produksi migas tahun ini kurang optimal lantaran kendala pengadaan rig. Pihaknya harus memastikan masalah yang sama tidak terulang agar bisa mengejar target produksi migas 2020. 

“Berat [target produksi 923 ribu boepd], karena kami harus pastikan drilling tidak boleh telat. Kemarin kami telat karena rig toidak ada, terutama rig offshore,” ujar dia. 

Meski demikian, pihaknya optimistis produksi migas perseroan tahun depan akan lebih baik. Pasalnya, di luar negeri saja, produksi migas Pertamina akan membaik. Hal ini mengingat tim Pertamina di Aljazair telah membuat sistem agar gangguan kompresor yang berdampak pada kinerja produksi migas tahun ini tidak kembali terjadi. 

      Sehingga produksi migas perseroan dari aset luar negeri pada tahun depan ditargetkan naik 3,26% dari prognosa akhir tahun ini 153 ribu boepd menjadi 158 ribu boepd. Rincinya, produksi minyak ditargetkan naik sedikit dari 105 ribu bph menjadi 107 ribu bph, serta produksi gas meningkat dari 276 mmscfd menjadi 298 mmscfd.

“Untuk produksi dalam negeri pada tahun depan terdiri dari minyak 323 ribu bph dan gas 2.559 mmscfd,” kata dia. 

Sebagai  informasi, aset blok migas perseroan di dalam negeri dikelola melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), dan PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Meidawati menambahkan, produksi minyak dari asetnya di tahun depan ditargetkan sebesar 84 ribu bph dan gas 822 mmscfd. Untuk mencapai target tersebut, pihaknya akan melaksanakan pengeboran pengembangan 51 sumur dan eksplorasi 6 sumur, serta kerja ulang (workover) 50 sumur.

“Tantangan kedepan adalah fluktuasi harga minyak karena supply lebih besar dari demandnya. Kemudian, perubahan pasar gas atau LNG berpotensi penurunan harga gas secara global,” kata Meidawati.

Selanjutnya, Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf menargetkan produksi aset yang dikelolanya bakal stabil di 2020. Tepatnya, produksi minyak Pertamina EP tetap ditargetkan sebesar 85 ribu bph dan gas 965 mmscfd seperti pada tahun ini. Hal ini karena adanya penurunan produksi di beberapa lapangan migas, yang diimbangi kenaikan produksi di lapangan lainnya. 

Untuk mencapai target produksi tersebut, pihaknya berencana mengebor 108 sumur pengembangan. Selain sumur pengembangan, pihaknya juga berencana mengebor 10 sumur eksplorasi di 2020. Tidak hanya itu, pihaknya juga akan mulai memproduksikan (on stream) beberapa proyek migas, diantaranya Lapangan Bambu Besar dan Akasia Bagus yang memberi tambahan produksi sekitar 4.300 bph. 

Investasi meningkat pada tahun depan, Pertamina menganggarkan investasi hulu sebesar US$ 3,7 miliar dari total target investasi perseroan US$ 7,8 miliar. Anggaran investasi ini naik 53,5% dari prognosa tahun ini US$ 2,41 miliar.

Menurut Dharmawan, kenaikan investasi hulu salah satunya lantaran pengembangan Lapangan Merakes, Blok East Sepinggan akan dimulai di 2020. Di blok ini, sebagasi informasi, Pertamina melalui PHE memiliki hak partisipasi (participating interest/PI) sebesar 15%. Sementara operator blok ini adalah ENI dari Italia.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Dec 3,  2019

Pertamina is Expansive in East Kalimantan & Kaltara

PT Pertamina (Persero) aggressively strengthens its upstream business lines in the eastern and northern Kalimantan regions by increasing the search for oil and gas assets.

Dharmawan Samsu, Director of Upstream Pertamina, said that the company prioritizes old assets in East Kalimantan (Kaltim) and North Kalimantan (Kaltara) to be replaced with new assets. According to him, Pertamina's seriousness in the region can be seen from its commitment to enter Merakes Field with Eni through its subsidiary, Eni East Sepinggan Limited, becoming the operator of East Sepinggan.

Eni's management rights in the block were recorded at 85%, while Pertamina through PT Pertamina Hulu Energi Sepinggan Timur amounted to 15%. This project located in the Kutai Basin, off the coast of East Kalimantan.

Meanwhile, the Merakes project is connected to the Jangkrik Field production unit which is located close together, which is about 35 kilometers in the Northeast.

"Offshore with Merakes the profile can go up, because the project is strategic. "We also have a desire for other potentials in East Kalimantan, to compensate for mature assets replaced with new ones," he said.

Pertamina's priorities in East Kalimantan are directed to the offshore interconnection of Pertamina Hulu Mahakam and Pertamina Hulu East Kalimantan (Blok East Kalimantan), expansion by cooperating with existing assets offshore, and interconnection of onshore fitting pipelines with Unit V. Refinery.

Meanwhile, in North Kalimantan (Kaltara), Pertamina focused on the success of the gas sale and purchase agreement with PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) from WK Simenggaris and the addition of gas capacity at Pertamina Hulu Energi Nunukan. In addition, Pertamina will also manage oil reserves and gas networks through Pertamina EP and the use of the Kaltara gas system with the potential for the construction of a methanole refinery with an estimated operation of 2022.

Dharmawan said that his party also invited investors to build a methanol plant in Bunyu. According to him, considering the gas found on the field which is 7 miles from Parang Field cannot be moved, ideally production facilities should be built around the area.

"If there are investors who build a methanol plant there, it can be commercialized and contribute to national gas production. All of us building itself seems too out of line [business lines], "he added.

At present, Pertamina's assets in East Kalimantan and Kaltara are PT Pertamina Hulu Mahakam with oil production of 33,000 barrels per day and gas (bpd) 794 standard cubic feet per day (mmscfd), PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (oil 8,340 bpd / gas 91 mmscfd), PT Pertamina Hulu East Kalimantan (oil 10,600 bph / gas 59 mmscfd), Pertamina EP Asset S (oil 20,000 bpd / gas 8 mmscfd), and PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan.

In addition to optimizing existing assets, Dharmawan admitted that he would also aggressively add potential assets around the area.

"Everything we do is part of wealth calculated risk management," he said.

BLOK MAHAKAM

In another development, PT Pertamina Hulu Mahakam continues to improve its oil and gas production. This year, the operator of the Mahakam Block will drill 108 wells or increase from the realization in 2018 of 69 wells. PHM targets to be able to produce oil as much as 30,400 bph and 715 mmscfd in 2019. In addition, the company invests in interconnection of Pertamina's offshore pipes Hulu Mahakam and Pertamina Hulu East Kalimantan.

Pertamina's performance in the Mahakam Block was highlighted considering last year's production realization of 33,500 bpd and natural gas amounting to 794 mmscfd, Bambang Manumayoso, Managing Director of Pertamina Hulu Indonesia (PHI), said that PHM, which is part of the PHI, was the biggest contributor to oil and gas lifting, of PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS) and PT Pertamina Hulu East Kalimantan (PHKT).

He said, the three working areas under the PHI managed to meet the set lifting targets. In fact, PHSS and PHKT can increase the amount of lifting exceeding the target.

"The PHI targets total oil and condensate production of 52,800 bpd and gas at 944 mmscfd by continuing to run more programs, drilling, work over & well services with lower costs," he said.

Meanwhile, the demand factor for the decline in prices of rig daily rental services caused PT. Pertamina Drilling Service Indonesia (PDSI) rose slightly in 2018. Over the past year, PDSI's consolidated revenue was US $ 238 million or exceeded the Company's Revised Work Plan (RKAP) target of US $ 237 million and higher than US revenues in 2017 $ 235 million.

President Director of Pertamina Drilling Service Indonesia, Budhi N. Pangaribuan, said that his company was able to maintain revenue in 2018 because it succeeded in increasing the utility and productivity of the rig.

"We were able to maintain revenue last year, one of which was because we were able to increase utility rates and rig productivity, and instead reduce the number of non-productive time [NPT]," he said.

Even though income is relatively stagnant, PDSI is able to record a net profit of US $ 18 million or 150% of the 2018 target. Related to project execution, PDSI has completed 319 wells (including exploration, exploitation, well service and workover) throughout 2018. On the operational side, PDSI is supported by the existence of nine cyber rig units with a capacity of 1000 HP-1500 HP. The cyber rig used by PDSI is a high-tech and sophisticated type of rig.

This cyber rig succeeded in completing the side track operation for jobs at the 001 Albatros White Tuban, East Java, B1 and B2 Big Bamboo (BBS) in West Java, and the Titanum 001 Aceh. PDSI has also carried out S-type drilling in the working area of ​​PEPC ADK, Cepu, East Java.

Budhi is optimistic that PDSI can maintain and even increase the company's revenue this year. In addition to being a factor of large-scale new job opportunities that are wide open, this belief was triggered by the presence of the Indonesia Drilling Training Center (IUTC).

IN INDONESIA

Pertamina Ekspansif di Kaltim & Kaltara

PT Pertamina (Persero) agresif memperkuat lini bisnis hulu di kawasan Kalimantan bagian timur dan utara dengan menambah pencarian aset minyak dan gas.

Dharmawan Samsu, Direktur Hulu Pertamina, mengatakan bahwa perseroan memprioritaskan aset-aset tua di Kalimantan Timur (Kaltim) dan Kalimantan Utara (Kaltara)untuk diganti dengan aset-aset baru. Menurutnya, keseriusan Pertamina di kawasan tersebut terlihat dari komitmennya masuk ke Lapangan Merakes bersama Eni melalui anak usahanya, Eni East Sepinggan Limited, menjadi operator East Sepinggan.

Hak kelola Eni di blok tersebut tercatat sebesar 85%, sedangkan Pertamina melalui PT Pertamina Hulu Energi Sepinggan Timur sebesar 15%. Proyek ini berada di Cekungan Kutai, lepas pantai Kalimantan Timur.

Adapun, proyek Merakes terhubung dengan unit produksi Lapangan Jangkrik yang terletak secara berdekatan, yaitu sekitar 35 kilometer di Timur Laut. 

“Di offshore dengan Merakes profilnya bisa naik, karena proyek tersebut strategis. Kami juga punya keinginan untuk potensi lain yang ada di Kalimantan Timur, untuk mengimbangi mature asset diganti dengan yang baru,” tuturnya.

Prioritas Pertamina di Kalimantan Timur diarahkan kepada interkoneksi lepas pantai Pertamina Hulu Mahakam dan Pertamina Hulu Kalimtantan Timur (Blok East Kalimantan), ekspansi dengan kerja sama kepada aset yang ada di lepas pantai, serta interkoneksi jaringan pipa pas onshore dengan Refinery Unit V.

Sementara itu, di Kalimantan Utara (Kaltara), Pertamina fokus menyukseskan perjanjian jual beli gas dengan PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dari WK Simenggaris dan penambahan kapasitas gas di Pertamina Hulu Energi Nunukan. Selain itu, Pertamina juga akan melakukan pengelolaan cadangan minyak dan jaringan gas melalui Pertamina EP dan pemanfaatan gas sistem Kaltara dengan potensi pembangunan kilang methanole dengan estimasi beroperasi 2022.

Dharmawan mengatakan bahwa pihak-nya juga mengundang investor untuk membangun pabrik metanol di Bunyu. Menurutnya, mengingat gas yang ditemukan di lapangan yang berada di 7 mil dari Lapangan Parang tersebut tidak dapat dipindahkan, idealnya dibangun fasilitas produksi di sekitar wilayah itu.

“Kalau ada investor yang membangun pabrik metanol di situ, kan dapat dikomersialkan dan berkontribusi pada produksi gas nasional. Kalau semua kami

bangun sendiri sepertinya terlalu luar [lini bisnis]," tambahnya.

Saat ini, aset-aset Pertamina yang ada di Kaltim dan Kaltara adalah PT Pertamina Hulu Mahakam dengan produksi minyak 33.000 barel per hari dan gas (bph) 794 standar kaki kubik per hari (mmscfd), PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (minyak 8.340 bph/gas 91 mmscfd), PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur (minyak 10.600 bph/ gas 59 mmscfd), Pertamina EP Asset S (minyak 20.000 bph/ gas 8 mmscfd), dan PT Pertamina Hulu Energi East Sepinggan.

Selain mengoptimalkan aset yang ada, Dharmawan mengaku juga akan agresif menambah aset-aset yang potensial di sekitar wilayah tersebut. “Semua yang kami lakukan itu bagian dari wealth calculated risk management,” ujarnya.

BLOK MAHAKAM

Dalam perkembangan lain, PT Pertamina Hulu Mahakam terus berbenah untuk meningkatkan produksi migasnya. Pada tahun ini, operator Blok Mahakam ini akan melakukan pengeboran di 108 sumur atau meningkat dari realisasi pada 2018 sebanyak 69 sumur. PHM menargetkan mampu memproduksi minyak sebanyak 30.400 bph dan 715 mmscfd pada 2019. Selain itu, perseroan melakukan investasi interkoneksi pipa lepas pantai (offshore) Pertamina Hulu Mahakam dan Pertamina Hulu Kalimantan Timur.

Kinerja Pertamina di Blok Mahakam disorot mengingat realisasi produksi pada tahun lalu tercatat 33.500 bph dan gas bumi sebesar 794 mmscfd, Bambang Manumayoso, Direktur Utama Pertamina Hulu Indonesia (PHI), menyampaikan bahwa PHM, yang menjadi bagian PHI, menjadi kontributor terbesar lifting migas, di atas PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS) dan PT Pertamina Hulu Kalimantan Timur (PHKT).

Dia menuturkan, ketiga wilayah kerja dibawah PHI berhasil memenuhi target lifting yang ditetapkan. Bahkan, PHSS dan PHKT dapat meningkatkan jumlah lifting melebihi target.

“PHI menargetkan total produksi minyak dan kondensat sebesar 52.800 bph dan gas sebesar 944 mmscfd dengan terus menjalankan program ,drilling, work over & well service yang lebih banyak dengan biaya yang lebih rendah,” katanya.

Sementara itu, faktor permintaan penurunan harga jasa sewa harian rig menyebabkan pendapatan PT. Pertamina Drilling Service Indonesia (PDSI) naik sedikit pada 2018. Sepanjang tahun lalu, pendapatan konsolidasi PDSI tercatat US$238 juta atau melebihi target Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) Revisi senilai US$ 237 juta dan lebih tinggi dibandingkan dengan pendapatan pada 2017 senilai US$ 235 juta.

Direktur Utama Pertamina Drilling Service Indonesia Budhi N. Pangaribuan mengatakan, pihaknya mampu mempertahankan pendapatan pada 2018 karena berhasil meningkatkan utilitas dan produktivitas rig.

“Kami mampu mempertahankan pendapatan pada tahun lalu, salah satunya karena kami mampu meningkatkan angka utilitas dan produktivitas rig, serta sebaliknya menekan angka non-productive time [NPT],” katanya.

Kendati pendapatan terbilang stagnan, PDSI mampu mencatatkan laba bersih senilai US$18 juta atau 150% dari target 2018. Terkait dengan pengerjaan proyek, PDSI telah menyelesaikan 319 sumur (termasuk eksplorasi, eksploitasi, well service, dan workover) sepanjang 2018. Di sisi operasional, PDSI didukung oleh keberadaan sembilan unit cyber rig berkapasitas 1000 HP-1500 HP. Rig cyber yang digunakan PDSI merupakan jenis rig dengan teknologi tinggi dan canggih.

Rig cyber ini berhasil menuntaskan side track operation untuk pekerjaan di Albatros Putih-001 Tuban, Jawa Timur, Bambu Besar (BBS) B1 dan B2 di Jawa Barat, serta Titanum 001 Aceh. PDSI juga telah melakukan pengeboran berarah tipe S di wilayah kerja PEPC ADK, Cepu, Jawa Timur.

Budhi optimistis PDSI dapat mempertahankan dan bahkan meningkatkan pendapatan perseroan pada tahun ini. Selain karena faktor peluang-peluang kerja baru berskala besar yang terbuka lebar, keyakinan ini dipicu oleh kehadiran Indonesia Drilling Training Center (IUTC). 

Bisnis Indonesia, Page-24, Monday, Jan 21, 2019

Pertamina Issues Upstream Investment of US $ 2.5 Billion

PT Pertamina (Persero) plans upstream investment this year of US $ 2.5 billion, down from last year's realization of US $ 2.9 billion. Nevertheless, the company's oil and gas production target is pegged to rise from 921 thousand barrels of oil equivalent per day / BOEPD to 922 thousand BOEPD this year.

Upstream Director of Pertamina Dharmawan H. Samsu said, last year, the realization of the company's upstream investment was US $ 2.9 billion or 93.55% of the target of US $ 3.1 billion. The failure to achieve the target, he said, was not because the company reduced investment, but there were efficiency efforts that could cut costs.

the Jambaran-Tiung Biru project

"Investment in 2019 is US $ 2.5 billion. This year there is no one as big as the Rokan Block. While the JTB (Jambaran-Tiung Biru) project by Pertamina EP Cepu (PEPC) is multi-year (investment), "he said.

The Rokan Block

The Rokan Block investment that he meant was a signature bonus payment to the government amounting to US $ 784 million. While the Jambaran-Tiung Biru Project is still in the development stage.

"So our performance is controlled by two things, increasing production volume and increasing the effectiveness of investment and operating costs," Dharmawan said.

The difference in investment size compared to last year did not dampen Pertamina's upstream operating performance. This year, he said, the company targets oil and gas production this year to reach 922 thousand BOEPD, growing from last year's 921 thousand BOEPD. 

     In particular, oil production is targeted to increase 5.6% from 392 thousand barrels per day (BPH) to 414 thousand BPH, while gas production drops 6% from 3,064 million cubic feet per day / MMSCFD to 2,943 MMSCFD.

"Slightly lower for gas, but rising in oil. We will keep this in gas. "The number of wells to be drilled in 2019 is twice the number drilled in 2018," Dharmawan said.

The total wells to be drilled this year are 346 wells, namely 319 exploitation wells and 27 exploration wells. It will also work on a number of new projects starting this year. First, continued Dharmawan, the company will continue the Jambaran-Tiung Biru Project. 

     It has carried out the installation of piles for the project which is targeted to start operating in 2021. In addition, each upstream subsidiary has projects to be worked on.

the Mahakam Block

"As for the Jumlai, North Sisi and North Nubi Projects in the Mahakam Block in 2021, the connection to the interconnection of Mahakam resources will kick off this year," he explained.

It will also conduct an in-depth study for investment in Bunyu Field. Dharmawan added, starting this year, it would also be an asset in East Kalimantan and North Kalimantan as a focus. Because the assets of the two regions are used to meet oil and gas needs at the Balikpapan fuel oil refinery and the Bontang LNG natural gas refinery operated by Pertamina.

Eni Indonesia

For this reason, his party is committed to finding new oil and gas reserves in this region. The company will be involved in the development of the Merakes Field with Eni Indonesia. Then, the company will boost oil and gas production in the foreclosed oil and gas blocks, namely the Mahakam Block, and Sanga-Sanga.

In these two blocks, the company targets to drill up to 140 wells. For the operating performance in 2018, the realization of Pertamina's oil and gas production is still below the target, which is 922 thousand boepd from the target of 933 thousand BOEPD.

For oil production, the company's oil production is only 97.03 percent of the target of 404 thousand bpd. While for gas, production realization was recorded at 99.8% of the target of 3,069 MMSCFD

Overseas

Pertamina's oil and gas production of 922 thousand BOEPD includes contributions from overseas assets. President Director of PT Pertamina International EP Denie S Tampubolon said the company has assets in 12 countries spread across Asia, Africa and the Middle East. Oil and gas production in each of these regions is targeted to increase.

In particular, asset contribution in Asia is stable in the range of 30 thousand BOEPD, in Africa it rises from 78 thousand BOEPD to 81 thousand BOEPD, and in the Middle East it increases from 45 thousand BOEPD to 52 thousand BOEPD.

"In total oil production of foreign assets this year is 112 thousand bpd and gas is 300 MMSCFD," Denie said.

The target is up from last year's realization of oil production of 102 thousand bpd and 299 MMSCFD of gas. When compared to Pertamina's oil and gas production target, the contribution of oil and gas production from foreign assets is increasing. 

     In 2018, foreign assets produce 102 thousand bpd of oil or 26.02% of the company's oil production in the same year. Meanwhile PIEP gas production is 299 mmscfd, equivalent to 9.75 percent of the company's total gas production in 2018.

This year, foreign asset oil production is equivalent to 27.05% of Pertamina's total oil production. Furthermore, gas production is equivalent to 10.19% of the company's gas production target. Referring to the PIEP production target, Pertamina's domestic asset contribution this year was 302 thousand bpd for oil and 2,643 mmscfd for gas.

For oil, PT Pertamina EP Cepu contributed 93.62 thousand bpd, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) 79 thousand bpd, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) 47,500 bpd, and the rest PT Pertamina EP. Furthermore for gas, PHI contributed 849 mmscfd, PHE 804 mmscfd, and the rest Pertamina EP.

Whereas for geothermal energy, in 2019 Pertamina targets geothermal production of 4,551 GWh. According to Dharmawan, the focus of geothermal activities in 2019 is the operation of the Lumut Balai PLTP in the first quarter of 2019, ensuring the Hulu Lais Unit 1 project is 55 MW, accelerating exploration activities in the 15,455 MW Seulawah Aceh Working Area and optimizing existing fields with binary cycle technology.

IN INDONESIAN

Pertamina Keluarkan Investasi Hulu US$ 2,5 Miliar

PT Pertamina (Persero) merencanakan investasi hulu pada tahun ini sebesar US$ 2,5 miliar, turun dari realisasi tahun lalu yang mencapai US$ 2,9 miliar. Meski demikian, target produksi migas perseroan dipatok naik tipis dari 921 ribu barel setara minyak per hari/BOEPD menjadi 922 ribu BOEPD pada tahun ini.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, pada tahun lalu, realisasi investasi hulu perseroan tercatat sebesar US$ 2,9 miliar atau 93,55% dari target US$ 3,1 miliar. Tidak tercapainya target tersebut, disebutnya bukan lantaran perseroan mengurangi investasi, namun ada upaya efisiensi yang bisa memotong biaya yang harus dikeluarkan.

“Investasi di 2019 itu sebesar US$ 2,5 miliar. Tahun ini tidak ada yang sebesar Blok Rokan. Sementara Proyek JTB (Jambaran-Tiung Biru) oleh Pertamina EP Cepu (PEPC) kan multiyears (investasinya),” kata dia. 

Investasi Blok Rokan yang dimaksudnya yakni pembayaran bonus tanda tangan kepada pemerintah sebesar US$ 784 juta. Sementara Proyek Jambaran-Tiung Biru kini masih tahap pengembangan.

“Jadi kinerja kami dikontrol oleh dua hal, peningkatan Volume produksi dan peningkatan efektifitas biaya investasi dan operasi,” tutur Dharmawan.

Selisih besaran investasi dibanding tahun lalu ini tidak menyurutkan kinerja operasi hulu Pertamina. Pada tahun ini, tutur dia, perseroan menargetkan produksi migas tahun ini sebesar 922 ribu BOEPD, tumbuh dari tahun lalu 921 ribu BOEPD. 

     Rincinya, produksi minyak ditargetkan naik 5,6% dari 392 ribu barel per hari (BPH) menjadi 414 ribu BPH, sementara produksi gas turun 6% dari 3.064 juta kaki kubik per hari /MMSCFD menjadi 2.943 MMSCFD.

“Sedikit di bawah untuk gas, tetapi naik di minyak. Ini akan kami pertahankan di gas. Jumlah sumur yang akan dibor 2019 itu dua kali dari jumlah yang dibor 2018,” ujar Dharmawan.

Total sumur yang akan dibor tahun ini sebanyak 346 sumur, yakni 319 sumur eksploitasi dan 27 sumur eksplorasi. Pihaknya juga akan mengerjakan sejumlah proyek baru mulai tahun ini. Pertama, lanjut Dharmawan, perseroan akan melanjutkan Proyek Jambaran-Tiung Biru. 

     Pihaknya telah melaksanakan pemasangan tiang pancang untuk proyek yang ditargetkan mulai beroperasi pada 2021 tersebut. Selain itu, tiap anak usaha hulu memiliki proyek-proyek yang akan digarap.

“Seperti Proyek Jumlai, North Sisi, dan North Nubi di Blok Mahakam di 2021 kaitannya dengan interkoneksi sumber daya Mahakam akan kick off tahun ini,” jelas dia. 

Pihaknya juga akan melakukan kajian mendalam untuk investasi di Lapangan Bunyu. Dharmawan menambahkan, mulai tahun ini, pihaknya juga akan menjadi aset di Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara sebagai salah satu fokus. 

      Pasalnya, aset dari dua Wilayah itu digunakan untuk memenuhi kebutuhan migas di kilang bahan bakar minyak (BBM) Balikpapan dan kilang gas alam cair/LNG Bontang yang dioperasikan Pertamina. 

Untuk itu, pihaknya berkomitmen untuk menemukan cadangan migas baru di wilayah ini. Perseroan akan terlibat dalam pengembangan Lapangan Merakes bersama Eni Indonesia. Kemudian, perseroan juga akan menggenjot produksi migas di blok migas yang diambil alih, yakni Blok Mahakam ,dan Sanga-Sanga. 

Di dua blok ini, pihaknya menargetkan dapat mengebor hingga 140 sumur. Untuk kinerja operasi di 2018, realisasi produksi migas Pertamina tercatat masih di bawah target, yakni 922 ribu boepd dari target 933 ribu BOEPD.

Untuk produksi minyak, produksi minyak yang dibukukan perseroan baru 97,03% dari target 404 ribu bph. Sementara untuk gas, realisasi produksinya tercatat sebesar 99,8% dari target 3.069 MMSCFD 

Luar Negeri

Produksi migas Pertamina sebesar 922 ribu BOEPD termasuk kontribusi aset di luar negeri. Direktur Utama PT Pertamina International EP Denie S Tampubolon menuturkan, perseroan memiliki aset di 12 negara tersebar di Asia, Afrika, dan Timur Tengah. 

    Produksi migas di setiap Wilayah ini ditargetkan naik. Rincinya, kontribusi aset di Asia stabil di kisaran 30 ribu BOEPD, di Afrika naik dari 78 ribu BOEPD menjadi 81 ribu BOEPD, serta di Timur Tengah meningkat dari 45 ribu BOEPD menjadi 52 ribu BOEPD.

“Secara total produksi minyak aset luar negeri tahun ini 112 ribu bph dan gas 300 MMSCFD,” tutur Denie.

Target tersebut naik dari realisasi produksi minyak tahun lalu sebesar 102 ribu bph dan gas 299 MMSCFD. Jika dibandingkan target produksi migas Pertamina, kontribusi produksi minyak dan gas dari aset luar negeri ini meningkat Pada 2018, aset luar negeri menghasil minyak 102 ribu bph atau setara 26,02% realisasi produksi minyak perseroan pada tahun yang sama. Sementara produksi gas PIEP 299 mmscfd setara 9,75% dari total produksi gas perseroan di 2018. 

Pada tahun ini, produksi minyak aset luar negeri setara 27,05% dari total produksi minyak Pertamina. Selanjutnya, produksi gasnya setara 10,19% dari target produksi gas perseroan. Mengacu target produksi PIEP kontribusi aset dalam negeri Pertamina tahun ini tercatat sebesar 302 ribu bph untuk minyak dan 2.643 mmscfd untuk gas. 

Untuk minyak, PT Pertamina EP Cepu menyumbang 93,62 ribu bph, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) 79 ribu bph, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) 47.500 bph, dan sisanya PT Pertamina EP. Selanjutnya untuk gas, PHI berkontribusi 849 mmscfd, PHE 804 mmscfd, dan sisanya Pertamina EP. 

Sedangkan untuk panas bumi, pada 2019 Pertamina menargetkan produksi panas bumi sebesar 4.551 GWh. Menurut Dharmawan, fokus kegiatan panas bumi pada 2019 adalah pengoperasian PLTP Lumut Balai pada kuartal pertama 2019, memastikan proyek Hulu Lais Unit 1 sebesar 55 MW, mempercepat aktivitas eksplorasi di Wilayah Kerja Seulawah Aceh 15.455 MW dan optimasi lapangan eksisting dengan teknologi binary cycle.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Areas of Dugong Work Switch to Gross Split

WK's working area of ​​oil and gas merged to increase the number of employment contracts using gross split schemes. The oil and gas block, which is located off the coast of the West Natuna Basin, previously used a scheme for sharing revenue recovery results.

The transfer of the production sharing contract scheme was signed yesterday and witnessed by Archandra Tahar Deputy Minister of Energy and Mineral Resources.

Archandra Tahar

"I promised to complete a gross split change contract in a month. And today is a true witness for one month, "said Arcandra.

Arcandra explained that the Duyung WK ​​cooperation contract previously signed on January 16, 2007 uses a cost recovery scheme and is currently in the status of Exploration Working Area with West Natuna Exploration Ltd. contractor. 

    This change in scheme does not affect the period of the production sharing contract for 30 years from the effective date of the initial contract or until January 16, 2037. The current working area is 926.94 square kilometers.

"The government advised the contractor to continue the process of completing the Plan of Development, so that the field can immediately produce," he said.

West Natuna Exploration Ltd is the second KKKS to switch to using the Gross Split scheme. The change to the previous gross split scheme was carried out by Eni East Sepinggan on December 11, 2018.

"Thus, 37 oil and gas contracts using gross split schemes are listed," Arcandra said.

In accordance with the applicable rules and regulations, the costs incurred by the contractor during the exploration period are still recognized and applied as operating costs.

IN INDONESIAN

Wilayah Kerja Duyung Beralih ke Gross Split

Wilayah Kerja WK) minyak dan gas bumi Duyung menambah jumlah kontrak kerja yang menggunakan skema gross split. Blok migas yang terletak di lepas pantai Cekungan Natuna Barat itu sebelumnya menggunakan skema bagi hasil cost recovery.

Peralihan skema kontrak bagi hasil itu ditandatangani kemarin dan disaksikan oleh Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Archandra Tahar. 

“Saya waktu itu berjanji selesaikan kontrak ganti gross split dalam sebulan. Dan hari ini menjadi saksi benar satu bulan,” kata Arcandra.

Arcandra menerangkan kontrak kerja sama WK Duyung sebelumnya ditandatangani 16 Januari 2007 menggunakan skema bagi hasil cost recovery dan saat ini masih berstatus Wilayah Kerja Eksplorasi dengan kontraktor West Natuna Exploration Ltd. 

    Perubahan skema ini tidak mempengaruhi masa kontrak bagi hasil selama 30 tahun dari tanggal efektif kontrak awal atau sampai dengan 16 Januari 2037. Luas Wilayah kerja saat ini adalah 926,94 kilometer persegi.

“Pemerintah berpesan kepada kontraktor agar melanjutkan proses penyelesaian Plan Of Development, sehingga lapangan tersebut dapat segera berproduksi,” ujarnya.

West Natuna Exploration Ltd merupakan KKKS kedua yang beralih menggunakan skema Gross Split. Perubahan menjadi skema gross split sebelumnya telah dilakukan oleh Eni East Sepinggan pada 11 Desember 2018 lalu. 

“Dengan demikian, kontrak migas yang menggunakan skema gross split tercatat sebanyak 37 kontrak,” ujar Arcandra.

Sesuai dengan ketentuan peraturan dan perundangan yang berlaku, biaya yang sudah dikeluarkan kontraktor pada masa eksplorasi tetap diakui dan diberlakukan sebagai biaya operasi. 

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Oil and Gas 6 Block Contracts Revised To Gross Split

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) said that there were five oil and gas companies that proposed amendments to their production contracts (PSCs) to become gross split schemes. This PSC revision is for six conventional and non-conventional oil and gas blocks.

Deputy Minister of ESDM Arcandra Tahar said, the six oil and gas blocks will be amended to become a gross split scheme until next month. In the next two weeks, the two oil and gas block contracts are targeted to be changed to gross split. Furthermore, the four oil and gas blocks will be followed again.

"Hopefully in the next two weeks there will be 38 oil and gas blocks (gross split). What has changed is six oil and gas blocks until mid-February. This year will continue to increase (gross split contract), "he said. Thus, a total of 42 oil and gas blocks will use gross split contracts in February.

The four oil and gas blocks that will be revised are the conventional oil and gas blocks. In particular, the Duyung Block is managed by Conrad Petroleum, North Arafura by Mandiri Arafura Utara Ltd, Bunga Mas by Bunga Mas International Company, and Blok Sebatik by Star Energy. 

Arcandra Tahar

     While two of them are coal bed methane (CBM) gas, namely Muralim and Tanjung Enim Blocks that are worked on by Dart Energy Arcandra, explaining that the reason oil and gas companies amend their contracts to gross split is to consider the benefits of using gross split schemes.

Some of these advantages are efficient, processes that are not complicated, simple and have more certainty, where the parameters of the distribution of incentives are clear and measurable.

"For these reasons, they transferred their contracts to gross splits," he said.

The Tanjung Enim and Muralim CBM blocks are the first two non-conventional oil and gas blocks to switch to gross splits. Arcandra said, there was no special incentive for CBM Blocks that switched to gross split schemes. The profit sharing (split) for non-conventional oil and gas blocks remains in accordance with applicable regulations.

He promised, the contract revision process to gross split would only take one month, including for the approval of its development plan (plan of development / POD).

ENI Italy

"We will approve POD and PSC such as Eni, POD and PSC, we approve (in) one month," said Arcandra.

Duyung Block is located in the West Natuna Basin. Referring to the official page, Conrad Petroleum has drilled four wells in this Mako Field, where the fourth well drilling was carried out in June 2017. 

    The Mako field is estimated to have 705 billion cubic feet of gas with upside scenarios up to 1,317 billion cubic feet. Currently Conrad is compiling this field POD. Holders of the Duyung Block participation rights are Conrad 90% and Empyrean Energy Plc 10%.

IN INDONESIAN

Kontrak 6 Blok Migas Direvisi Jadi Gross Split

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyatakan terdapat lima perusahaan migas yang mengusulkan amendemen kontrak kerja samanya (production sharing contract/ PSC) menjadi skema bagi hasil kotor (gross split). Revisi PSC ini untuk enam blok migas konvensional dan non-konvensional.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, enam blok migas ini akan diamendemen kontraknya menjadi skema gross split sampai bulan depan. Dalam dua pekan ke depan, kontrak dua blok migas diantaranya ditargetkan sudah berganti menjadi gross split. Selanjutnya, akan disusul kontrak empat blok migas lagi.

“Semoga dua pekan lagi menjadi 38 blok migas (gross split). Yang berubah ada enam blok migas sampai pertengahan Februari. Tahun ini akan tambah terus (kontrak gross split),” kata dia. Sehingga, total akan ada 42 blok migas yang menggunakan kontrak gross split pada Februari.

Empat blok migas yang akan direvisi kontraknya ini adalah blok migas konvensional. Rincinya, Blok Duyung yang dikelola oleh Conrad Petroleum, North Arafura oleh Mandiri Arafura Utara Ltd, Bunga Mas oleh Bunga Mas International Company, dan Blok Sebatik oleh Star Energy. 

    Sementara dua diantaranya adalah blok gas methana batu bara (coal bed methane/ CBM), yaitu Blok Muralim dan Tanjung Enim yang digarap oleh Dart Energy Arcandra menjelaskan, alasan perusahaan migas mengamendemen kontraknya menjadi gross split adalah mempertimbangkan keuntungan menggunakan skema gross split. 

Beberapa keuntungan ini adalah efisien, proses yang tidak berbelit-belit, sederhana dan lebih memiliki kepastian, dimana parameter pembagian insentif jelas dan terukur. 

“Karena alasan-alasan itu mereka mengalihkan kontraknya menjadi gross split," ujar dia.

Blok CBM Tanjung Enim dan Muralim merupakan dua blok migas non-konvensional pertama yang beralih ke gross split. Dikatakan Arcandra, tidak ada insentif khusus bagi Blok CBM yang beralih ke skema gross split. Bagi hasil (split) untuk blok migas non-konvensional tetap sesuai dengan regulasi yang berlaku.

Dia menjanjikan, proses revisi kontrak ke gross split ini hanya akan memakan waktu satu bulan, termasuk untuk persetujuan rencana pengembangannya (plan of development/ POD).

“POD dan PSC akan kami setujui seperti Eni, POD dan PSC kami setujui (dalam) satu bulan,” tutur Arcandra.

Blok Duyung berlokasi di West Natuna Basin. Mengacu laman resminya, Conrad Petroleum telah mengebor empat sumur di Lapangan Mako ini, dimana pengeboran sumur keempat dilakukan pada Juni 2017. 

    Lapangan Mako diperkirakan memiliki gas 705 miliar kaki kubik dengan upside scenario hingga 1.317 miliar kaki kubik.  Saat ini Conrad sedang menyusun POD lapangan ini. Pemegang hak partisipasi Blok Duyung adalah Conrad 90% dan Empyrean Energy Plc 10%.

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan 14, 2019

5 Oil and Gas Blocks Approved Early This Year

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will open an oil and gas block auction Phase I / 2019 in five working areas. The five WKs are divided into two ex-production blocks and three exploration blocks. 

     ESDM Ministry Director General of Oil and Gas Djoko Siswanto said, for the first stage five oil and gas blocks were selected to be auctioned. This year, according to him, oil and gas blocks offered to investors reach 10 working areas.

"Gradually, for Phase I / 2019 there are 5 working areas," he said at the Press Conference on the Performance of the Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources 2018, Friday (11/1).

The ex-production oil and gas blocks are the West Kampar Block and the Long Strait Block. The Kampar Block has actually been auctioned by the Ministry of Energy and Mineral Resources on September 19-October 22 2018. However, investors have not been interested in the block that has an estimated reserve of 8.3 MMSTB (oil + condensate).

Oilex Ltd

Initially this block was managed by PT Sumatera Persada Energi (SPE). Then on December 28, 2008, Oilex Ltd purchased management rights of 45% of PSE. However, at the end of December 2016, PSE was in bankruptcy. The contract for the West Kampar Block was signed in October 2005 with a 30-year contract. 

     Termination of the SPE contract as manager of the Kampar Block is realized through a letter from the Minister of Energy and Mineral Resources with No. 29 74/2018 signed on 15 August 2018.

Similar to West Kampar, the Long Strait Block, which is located in Riau, will be terminated on September 5, 2021, attempting to be re-auctioned. Because, Petroselat Ltd. who is a subsidiary of PT Sugih Energy Tbk. as the operator has been declared bankrupt. On July 5, 2017, the government again auctioned the oil and gas block.

Meanwhile, the exploration work areas to be auctioned are the West Ganal Block, West Kaimana Block and Anambas Block. Actually, the West Ganal Block is included in the Makassar Strait area, but is separated. 

     Djoko said the Makassar Strait WK was a production block because of West Seno. With the issuance of West Ganal from Makassar Strait, purely a exploration WK.

"The production facility was issued, the West Seno Block was issued. So, [West Ganal] is exploration, "he said.

For the Makassar Strait Block, there are investors who are interested in managing this working area. In the conventional oil and gas working area Phase II / 2018, Eni Muara Bakau B.V has submitted a proposal. However, the ESDM Ministry rejected the proposal because the KKKS did not meet the requirements provided by the government.

Previously, on Wednesday (2/1), Djoko ensured that the three blocks to be auctioned again had passed the evaluation process, especially related to the Makassar Strait Block. 

    In addition, the Anambas Block has also been offered at Phase III / 2018 Auction, but no investors have been interested. Regarding the auction phase I / 2019 for oil and gas blocks, Djoko did not want to provide certainty. He said the auction will take place this month.

"Yes this month, I just had a meeting with the CoC. There was also a discussion with Pak Wamen, "he added.

Later the five oil and gas blocks auctioned will use gross split contract schemes. So far, there are 36 oil and gas blocks operating using this gross production sharing scheme.

IN INDONESIAN

5 Blok Migas DiIelang Awal Tahun Ini

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan membuka lelang blok minyak dan gas Tahap I/2019 sebanyak lima wilayah kerja. Lima WK tersebut terbagi atas dua blok eks produksi dan tiga blok eksplorasi. 

     Dirjen Migas Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, untuk tahap pertama dipilih lima blok migas untuk dilelang. Pada tahun ini, menurutnya, blok migas yang ditawarkan ke investor mencapai 10 wilayah kerja.

“Bertahap, untuk Tahap I/2019 ada 5 wilayah kerja,” katanya dalam Konferensi Pers Paparan Kinerja Ditjen Migas Kementerian ESDM 2018, Jumat (11/1).

Blok migas eks produksi adalah Blok West Kampar dan Blok Selat Panjang. Blok Kampar sebenarnya sudah pernah dilelang oleh Kementerian ESDM pada 19 September-22 Oktober 2018. Namun, investor belum tertarik pada blok yang memiliki estimasi cadangan sebesar 8,3 MMSTB (minyak + kondensat).

Awalnya blok ini dikelola oleh PT Sumatera Persada Energi (SPE). Kemudian pada 28 Desember 2008, Oilex Ltd membeli hak kelola sebesar 45% dari PSE. Namun, pada akhir Desember 2016, PSE berada dalam kondisi pailit. 

    Kontrak bagi hasil Blok West Kampar ditandatangani pada Oktober 2005 dengan kontrak selama 30 tahun. Pemutusan kontrak SPE sebagai pengelola Blok Kampar diwujudkan lewat surat Menteri ESDM dengan No 29 74/2018 yang ditandatangani pada 15 Agustus 2018.

Serupa dengan West Kampar, Blok Selat Panjang, yang berlokasi di Riau akan terminasi pada 5 September 2021 berupaya kembali dilelang. Pasalnya, Petroselat Ltd. yang merupakan anak usaha dari PT Sugih Energy Tbk. sebagai operator telah dinyatakan pailit. Pada 5 Juli 2017, pemerintah kembali melelang blok migas tersebut.

Sementara itu, untuk wilayah kerja eksplorasi yang akan dilelang adalah Blok West Ganal, Blok West Kaimana dan Blok Anambas. Sebenarnya, Blok West Ganal masuk dalam wilayah Makassar Strait, tetapi dipisahkan. 

     Djoko mengatakan WK Makassar Strait menjadi blok produksi karena adanya West Seno. Dengan dikeluarkannya West Ganal dari Makassar Strait, murni menjadi WK eksplorasi.

“Fasilitas produksinya dikeluarkan, Blok West Seno yang dikeluarkan. Makanya, [West Ganal] itu eksplorasi,” ujarnya.

Untuk Blok Makassar Strait, ada investor yang tertarik untuk mengelola wilayah kerja ini. Dalam wilayah kerja migas konvensional Tahap II/2018, Eni Muara Bakau B.V telah memasukkan proposal. Namun, Kementerian ESDM menolak proposal karena KKKS tersebut tidak memenuhi persyaratan yang diberikan pemerintah.

Sebelumnya, pada Rabu (2/1), Djoko memastikan tiga blok yang akan dilelang ulang sudah melewati proses evaluasi, khususnya terkait Blok Makassar Strait. Selain itu, untuk Blok Anambas, juga sudah pernah ditawarkan pada Lelang Tahap III/2018, tetapi belum ada investor yang tertarik. 

    Terkait dengan waktu lelang blok migas Tahap I/2019, Djoko belum mau memberikan kepastian. Dia mengatakan lelang akan berlangsung pada bulan ini.

“Ya bulan ini, tadi baru saja rapat TnCnya. Tadi sudah diskusi juga dengan Pak Wamen," tambahnya.

Nantinya kelima blok migas yang dilelang akan menggunakan skema kontrak gross split. Sejauh ini, sudah ada 36 blok migas yang beroperasi dengan menggunakan skema bagi hasil produksi kotor ini.

Bisnis Indonesia, Page-9, Saturday, Jan 12, 2019