IRR Oil and Gas Project Expected to Increase Up to 6.55%

7 contract immediately signed

The internal rate of return (IRR) of the oil and gas block using the gross spree contract refers to the Minister of Energy and  Mineral Resources Regulation No. 52/2017, no less competitive than referring to cost recovery contract. The IRR rate is predicted to rise  by 6.55%. Following the issuance of this new regulation, seven oil and gas contracts were signed shortly in early October.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar, said that in simulations that have been conducted on  several oil and gas blocks, the actual results show that IRR gross split contract is better than cost recovery. This condition is much better  than when the gross split contract is still referring to the old rule, namely Ministerial Regulation 8/20 2017. In this simulation seen, once  the reference is changed to Ministerial Regulation 52/2017, IRR oil and gas blocks rose significantly.

In some oil and gas blocks, the IRR increase is about 2-5%. However, there are also oil and gas blocks in the IRR this drastically  up by 12%. However, this oil and gas IRR averaged an increase of 6.55%.

"We modified one of the progressive split components, namely the cumulative oil and gas production. Then, add new component of  progressive split, that is price We also improve split variable based on field characteristic he said.

This refinement is called to answer the complaints and suggestions of oil and gas companies. Referring to Ministerial Regulation  8/2017, the contractor's split of the initial five years is far below the contract with the cost recovery scheme, from about 90% to 80%.  Although, the contractor's allocation in the gross split contract will then be better than cost recovery in subsequent years.

"We have to make the contractor's share in the first five years not much different from the cost recovery system and after that be better  than cost recovery," said Arcandra.

He specifies that there are eight points of improvement in Ministerial Regulation 52 / 2017. In detail, on the cumulative factor  of production there is an additional split up to 10%, from the split production phase can rise up to 10%, the existence of a plan of  development (POD 2) split 3%, from split hyodgers sulphide (H2S) split could increase to 5%, and infrastructure availability factor could  boost split up to 4%.

Not only that, the additional split as an impact of oil and gas price movements is calculated based on the formula. This makes  the oil and gas company a chance to get an additional 11.25% split on oil prices of US $ 40 per barrel and 5% when its gas price is only US  $ 5 per million British thermal units (mmbtu).

"We also open the split limit that can be given from ministerial discretion so that oil and gas blocks can be developed economically" he  said. 

This is to avoid any oil and gas blocks that the government wants to develop, but can not be economical after all incentives are given. World Bank Mining Expert Bryan C Land revealed that the economy of the oil and gas blocks is significant if the gross split  contract refers to Ministerial Regulation 8/20 2017. However, the revised beleid has made the IRR and nett present value (NPV) of oil and  gas blocks no worse than contract costs recovery, even in some cases can be higher.

Of course it remains to be seen whether efficiency is successful, but at least incentives are available, "he said. Only, he saw that  the implementation of gross split contract would be difficult to implement. The current gross split system is too complicated and its  implementation may not be as expected. Especially with the unique condition of each oil and gas block and additional split through the  minister's discretion, then it is possible that each contract should be renegotiated when POD is submitted.

"Then, the revision of this fiscal regime needs to be followed by improvements in the non-fiscal regime if Indonesia wants to attract more  upstream oil and gas investment," said Bryan.

Wait for Taxation

Chairman of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere states, changes in Ministerial Regulation 52/2017  quite enhance Indonesia's competitiveness in the oil and gas sector. However, it is waiting for certainty and clarity about the mechanism  of taxation that will be applied in this gross split contract. It asked the government to be careful in preparing this taxation mechanism so  as not to arise uncertainty.

"In the end, gross split and taxation contracts will have an impact on investors' economics," he said.

Arcandra said, the economic model used to compile the gross split tax refers to Government Regulation No. 27 of 2017.  However, PP 27/2017 itself only regulates taxation on oil and gas contract cost recovery. The latest progress in the preparation of the tax-free beleid of the gross split is the Ministry of Finance will invite the IPA.

 "The IPA will be invited to dialogue about the proposal we have submitted to the Ministry of Finance and convey its views," he said.

In his proposal, his party said that IPA wants a tax mechanism that is not much different from PP 27 / 2017. In line with  Christina, President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi also ask for tax certainty.

According to him, by using Ministerial Regulation 52/2017, the termination block assigned to his side is quite economical. It is  noted that there is no tax treatment and asset rental cost equal to Offshore North West Java (ONWJ) Block.

"This means that the tax remains 36.25% consisting of PPH, if the VAT and PBB remain," he said.

While the asset lease pegged 3-5% multiplied fair value plus 70% discount. Previously, Pertamina through PT Pertamina Hulu  Energi has signed offshore oil contracts Offshore North Westjava using a gross split contract. However, this block contract refers to the old  regulation, Ministerial Regulation 8/2017.

After the contract was signed earlier this year, the split block has been revised to be higher because to boost its economy, from  57.5% to 73.5% for oil and 62.5% to 81% for gas. Together with the split increase, Pertamina Hulu Energi becomes more aggressive in its  investment.

Ready to Sign Contract

Gunung Sarjono added that his side is ready to sign the termination block contract assigned to him. It has submitted a proposal  for the development of these blocks to the ESDM Ministry. Then, with the issuance of Ministerial Decree 52/2017, the five blocks handed  over to PHE have already reached a sufficient economy.

"So there is an additional split 67% (with Ministerial Regulation 52/2017) .If we see from the contractor take and NPV better," he said, his  side will also continue to make efficiency.

He said the economy of the oil and gas block with the scheme of gross split contract can be achieved in two ways. First, the  contractor makes efficiency. Secondly, if a split addition of vaxiabel split and progressive split can not boost the economy, the contractor  may request an additional which is a ministerial discretion.

As is known, the government commissioned Pertamina to manage eight working areas that will expire the contract. The eight  working areas are Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Ogan Komering Block, South Sumatera (JOB Pertamina- Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (Saka Energy, Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Central  Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie); Attaka Block, East Kalimantan (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron ) and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina).

PHE will manage five blocks, namely Tuban Block, Ogan Komering, South-east Sumatra, Lampung and North Sumatra Offshore.  The other two blocks will be managed by a new subsidiary of PT Pertamina, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI). The entire block, said  Gunung, will be signed in the near future. "The eight blocks are targeted (signature contract) in late September or early October," he  explained.

Head of Special Unit for Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said that currently there is only one block  using the gross split contract. In the future, oil and gas block with cost recovery contract will decrease due to switch to gross split.

IN INDONESIA

IRR Proyek Migas Diperkirakan Naik Hingga 6,55 %

Tingkat pengembalian modal (internal rate of return/IRR) blok migas yang menggunakan kontrak gross sp/it mengacu  Peraturan Menteri ESDM No 52/2017, tidak kalah kompetitif jika dibandingkan mengacu kontrak cost recovery. Tingkat IRR diprediksi  bisa naik sekitar 6,55%. Pasca terbitnya aturan baru ini, tujuh kontrak migas segera diteken pada awal Oktober.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, dalam simulasi yang telah dilakukan pada beberapa blok migas, hasil simulai  justru menunjukkan IRR kontrak gross split lebih baik dibandingkan dengan cost recovery. Kondisi ini jauh lebih baik dibandingkan ketika  kontrak gross split masih mengacu aturan lama, yakni Peraturan Menteri 8/ 2017. Pada simulasi ini terlihat, begitu acuannya diubah  menjadi Peraturan Menteri 52/ 2017, IRR blok migas naik signifikan. 

Di beberapa blok migas, kenaikan IRR sekitar 2-5%. Namun, ada juga blok migas yang dalam siMulasi ini IRR-nya naik drastis  hingga 12%. Namun, IRR blok migas ini rata-rata naik 6,55%.

“Kami memodifikasi salah satu komponen progressive split, yakni kumulatif produksi migas. Kemudian, menambah komponen baru  progressive split, yaitu harga Kami juga memperbaiki variabel split berdasarkan karakteristik lapangan kata dia.

Perbaikan ini disebutnya untuk menjawab keluhan dan saran perusahaan migas. Pasalnya, mengacu Peraturan Menteri 8/ 2017, bagi hasil (split) kontraktor pada lima tahun awal memang jauh di bawah kontrak dengan skema cost recovery, yakni dari sekitar 90% ke 80%. Walaupun, jatah kontraktor dalam kontrak gross split ini kemudian akan lebih baik dibanding cost recovery di tahun-tahun  berikutnya.

“Kami harus membuat bagi hasil kontraktor pada lima tahun pertama tidak beda jauh dengan sistem cost recovery dan setelah itu  menjadi lebih baik dari cost recovery,” ujar Arcandra. 

Dia merinci, terdapat delapan poin perbaikan dalam Peraturan Menteri 52/ 2017. Rincinya, pada faktor kumulatif produksi  terdapat tambahan split hingga 10%, dari fase produksi split bisa naik hingga 10%, adanya rencana pengembangan lanjutan (plan of  development/ POD 2) menambah split 3%, dari kandungan hirodgen sulfida (H2S) split bisa meningkat sampai 5%, dan faktor  ketersediaan infrastruktur bisa mendongkrak split hingga 4%.

Tidak hanya itu, tambahan split sebagai dampak pergerakan harga minyak dan gas dihitung berdasarkan formula. Hal ini  membuat perusahaan migas berkesempatan mendapat tambahan split 11,25% pada harga minyak US$ 40 per barel dan 5% ketika harga  gas miliknya hanya US$ 5 per juta british thermal unit (mmbtu).

“Kami juga membuka batasan split yang bisa diberikan dari diskresi menteri sehingga blok migas bisa dikembangkan secara ekonomis"  tuturnya. Hal ini untuk menghindari adanya blok migas yang pemerintah ingin kembangkan, namun tidak bisa ekonomis setelah semua  insentif diberikan.

Ahli Pertambangan Bank Dunia Bryan C Land mengungkapkan, keekonomian blok migas turun signifikan jika kontrak gross split  mengacu pada Peraturan Menteri 8/ 2017. Namun, revisi beleid yang dilakukan telah membuat IRR dan nett present value (NPV) blok  migas tidak lebih buruk dari kontrak cost recovery, bahkan dalam beberapa kasus bisa lebih tinggi. 

Tentu saja masih harus diperhatikan apakah efisiensi berhasil dilakukan, tetapi setidaknya insentif sudah tersedia,” ujarnya.  Hanya saja, dia melihat bahwa penerapan kontrak gross split bakal sulit di implementasikan. Sistem gross split saat ini terlalu rumit dan  penerapannya bisa jadi tidak sesuai harapan. Terlebih dengan kondisi unik setiap blok migas dan tambahan split melalui diskresi menteri,  maka ada kemungkinan setiap kontrak harus direnegosiasi ketika POD diajukan.

“Kemudian, revisi rezim fiskal ini perlu diikuti dengan perbaikan di rezim non-fiskal jika Indonesia ingin menarik lebih banyak investasi  hulu migas,” tegas Bryan.

Tunggu Perpajakan

Ketua Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere menyatakan, perubahan dalam Peraturan Menteri 52/2017  cukup meningkatkan daya saing Indonesia di sektor migas. Namun, pihaknya menunggu kepastian dan kejelasan soal mekanisme  perpajakan yang akan diterapkan dalam kontrak gross split ini. Pihaknya meminta pemerintah berhati-hati dalam menyusun mekanisme  perpajakan ini agar tidak timbul ketidakpastian.

“Pada akhirnya, kontrak gross split dan perpajakan akan berdampak pada keekonomian investor,” kata dia. 

Arcandra menuturkan, model ekonomi yang digunakannya untuk menyusun pajak gross split mengacu pada Peraturan  Pemerintah No 27 Tahun 2017. Namun, PP 27/2017 sendiri hanya mengatur perpajakan pada kontrak migas cost recovery. Progres  terbaru penyusunan beleid pajak gross split ini yakni Kementerian Keuangan akan mengundang IPA.

 “IPA akan diajak berdialog tentang proposal yang telah kami masukkan ke Kementerian Keuangan dan menyampaikan pandangannya,”  tuturnya.

Dalam proposalnya, pihaknya menyampaikan bahwa IPA menginginkan mekanisme pajak yang tidak jauh berbeda dengan PP  27/ 2017. Senada dengan Christina, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi juga meminta kepastian perpajakan.

Menurutnya, dengan menggunakan Peraturan Menteri 52/ 2017, blok terminasi yang ditugaskan ke pihaknya sudah cukup  ekonomis. Hal ini dengan catatan tidak ada perlakuan pajak dan biaya sewa aset sama dengan Blok Offshore North West Java (ONWJ).

“Artinya tax tetap 36,25% yang terdiri dari PPH, kalau PPN dan PBB tetap,” ujarnya. 

Sementara sewa aset dipatok 3-5% dikali fair value ditambah diskon 70%. Sebelumnya, Pertamina melalui PT Pertamina Hulu  Energi telah meneken kontrak migas Blok Offshore North Westjava menggunakan kontrak gross split. Namun, kontrak blok ini mengacu  pada peraturan lama, yakni Peraturan Menteri 8/2017. 

Pasca kontrak diteken awal tahun, split blok ini telah direvisi menjadi lebih tinggi lantaran untuk mendongkrak keekonomiannya, yakni dari 57,5% menjadi 73,5% untuk minyak dan 62,5% menjadi 81% untuk gas. Bersama dengan kenaikan split,  Pertamina Hulu Energi menjadi lebih agresif dalam investasi.

Siap Teken Kontrak

Gunung Sarjono menambahkan pihaknya siap meneken kontrak blok terminasi yang ditugaskan kepadanya. Pihaknya telah  mengirimkan proposal rencana pengembangan blok-blok ini kepada Kementerian ESDM. Kemudian, dengan terbitnya Peraturan Menteri  52/2017, lima blok yang diserahkan pengelolaannya ke PHE sudah mencapai keekonomian yang mencukupi.

"Jadi ada tambahan split 67% (dengan Peraturan Menteri 52/ 2017). Ini kalau kami lihat dari contractor take maupun NPV lebih bagus,”  kata dia, Pihaknya juga akan terus melakukan efisiensi.

Dikatakannya, keekonomian blok migas dengan skema kontrak gross split ini dapat dicapai dengan dua cara. Pertama,  kontraktor melakukan efisiensi. Kedua, jika memang tambahan split dari vaxiabel split dan progressive split tidak dapat mendongkrak  keekonomian, kontraktor dapat meminta tambahan yang merupakan diskresi menteri.

Seperti diketahui, pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa  kontraknya. Delapan wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Blok Ogan Komering, Sumatera Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Saka Energi; Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie); Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron) dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina).

PHE akan mengelola lima blok, yaitu Blok Tuban, Ogan Komering, South-east Sumatera, Lampung, dan North Sumatera  Offshore. Sementara dua blok lainnya akan dikelola anak usaha PT Pertamina yang baru, yakni PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI).  Seluruh blok tersebut, kata Gunung, akan diteken kontraknya dalam waktu dekat “Delapan blok itu targetnya (tanda tangan kontrak)  akhir September atau awal Oktober,” jelasnya.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengatakan, saat  ini memang hanya satu blok yang menggunakan kontrak gross split. Ke depannya, blok migas dengan kontrak cost recovery akan  semakin berkurang karena beralih ke gross split.

Investor Daily, Page-7, Monday, Sept 11, 2017.

Oil and Gas Industry Needs License Pruning

The reluctant attitude shown by the government has led to a decline in oil and gas exports in the last 20 years. The condition is accompanied by high needs that are not accompanied by adequate productivity. This is what causes Indonesia to be an importer of oil to cover domestic needs, "said Arif Gunawan, Secretary General of the Indonesian Geophysics Association (HAGI), in Media Gathering with Joint Operation Body Pertamina Petrochina East Java (JOB P-PEJ) in Banyuwangi on Wednesday (6/9).

According to him, the oil and gas sector can still be saved to become a strategic industry, one of them by providing stimulus by simplifying and cutting permit lines that reach hundreds of times.

"Exploration must be improved. That way, foreign exchange will rise. Therefore, this foreign exchange is driven by enhanced oil recovery (EOR) that can boost oil and gas production, "said Arif.

He added that currently many explorations are running alone. The problem is, exploration must be through permits that reach 373 scattered in 19 ministries and agencies. Clearly these complicated licensing matters make investors less likely to be lazy to explore the field.

In fact, to achieve ideal production must be increased 300 percent of existing production. While domestic oil production until 2016 ranges from 825-850 thousand barrels per day. The need reaches 1.5 to 1.6 million barrels per day.

"Our proposal should be increased by 500 percent. It is a safe number for imports to be suppressed, and optimize production of not less than 567,7 thousand barrels per day until 2025, "explained the former member of National Exploration Committee (KEN).

He said that the higher the dependence on oil imports, causing the weakening of the rupiah, eroding foreign exchange reserves, and burdening the trade balance.

Moreover, oil and gas production and demand in Indonesia is not comparable. Currently oil reserves in Indonesia until 2015 only 0.22 percent of the world's total oil reserves. The world's oil reserves are still controlled by Venezuela with a total of 17.54 percent, with production reaching 298 million barrels.

IN INDONESIA

Industri Migas Perlu Pemangkasan Perijinan

Sikap ogah-ogahan yang ditunjukkan pemerintah menyebabkan merosotnya ekspor migas dalam 20 tahun terakhir. Kondisi tersebut dibarengi dengan tingginya kebutuhan yang tidak diiringi produktivitas memadai. Hal ini yang menyebabkan Indonesia menjadi pengimpor minyak untuk menutupi kebutuhan dalam negeri," kata Arif Gunawan, Sekretaris Jenderal Himpunan Ahli Geofisika Indonesia (HAGI), dalam Media Gathering dengan Joint Operation Body Pertamina Petrochina East Java (JOB P-PEJ) di Banyuwangi, Rabu (6/9). 

Menurut dia, sektor migas masih bisa diselamatkan untuk menjadi industri strategis, salah satunya dengan memberi stimulus dengan mempermudah dan memangkas jalur perizinan yang mencapai ratusan kali.

“Eksplorasi harus ditingkatkan. Dengan begitu, devisa akan naik. Sebab, devisa ini digerakkan oleh enhanced oil recovery (EOR) yang bisa mendorong produksi migas,” ucap Arif.

Dia menambahkan, saat ini banyak eksplorasi yang berjalan sendiri. Masalahnya, eksplorasi harus melalui perizinan yang mencapai 373 yang tersebar di 19 kementerian dan lembaga. Jelas lika-liku perizinan yang rumit ini membuat investor cenderung malas melakukan eksplorasi lapangan.

Padahal, untuk mencapai produksi ideal harus ditingkatkan 300 persen dari produksi eksisting. Sementara produksi minyak dalam negeri hingga tahun 2016 berkisar 825-850 ribu barel per hari. Adapun kebutuhannya mencapai 1,5 hingga 1,6 juta barel per hari.

“Usulan kami harus dinaikkan hingga 500 persen. Itu angka aman agar impor bisa ditekan, dan mengoptimalkan produksi tidak kurang dari 567,7 ribu barel per hari hingga 2025 nanti,” jelas mantan anggota Komite Eksplorasi Nasional (KEN) itu.

Pihaknya menilai semakin tinggi ketergantungan terhadap impor minyak, menyebabkan meIemahnya nilai tukar rupiah, menggerus cadangan devisa, dan membebani neraca perdagangan.

Terlebih kebutuhan dan produksi migas di Indonesia tidak sebanding. Saat ini cadangan minyak di Indonesia hingga tahun 2015 hanya 0,22 persen dari total cadangan minyak dunia. Adapun cadangan minyak dunia masih dikuasai Venezuela dengan total 17,54 persen, dengan produksinya yang mencapai 298 juta barel. 

Radar Surabaya, Page-5, Thursday, Sept 7, 2017

Socialization of Rimang Crow FSO for Glodok Fishermen

Dozens of fishermen from Glodok Village, Palang Subdistrict, Tuban District received a socialization about Floating Storage and Offloading (FSO) Crow Rang from Banyuurip Field Operator, Cepu Block, Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL) at the local village hall on Wednesday (6/9). Socialization is given for the sake of maintaining security and safety together. Thus, fishermen are asked not to approach the FSO which is 23 Kilometers from the Tuban coastline more than 500 meters.

In the socialization, EMCL External Field Affairs Manager Dave A. Seta requested that fishermen participate in keeping together the National vital objects in the northern seas of the Cross. Therefore, the FSO produces more than 200 thousand barrels per day (BPH).

This achievement automatically makes Banyuurip production, accounting for 26 percent of national production. Thus, the existence of the oil can be used to build the region of Aceh to Irian Iaya.

"The sustainability of oil production must be maintained together, including fishermen who move around every day around the FSO," he said.

Meanwhile, Head of Glodok Village, Sujianto gave an appreciation to EMCL who reminded the fisherman about security and safety around Crow Rang. He is also grateful for the help of the construction of the sea moor. Separately, Chairman of HSNI Tuban, Faisol Rozi appealed the same thing.

"Fishermen should know that a 500-meter radius of the facility is a forbidden area where all types of ships are not allowed to pass, while a 1,250-meter radius from the forbidden zone is limited.

In restricted zones, ships may still pass but may not lower anchor or anchor. Because the division of this zone is regulated in Government Regulation (PP) No.5 of 2010 on navigation. We ask the fishermen to obey the government regulation is the suggestion, "he said.

It is known that to flow the processed oil from the Central Processing Facility (CPF) to the coast of Palang, Tuban, EMCL constructed a 72 km land pipe. Four valve houses are placed along the 20-inch diameter and insulated pipe line. From Palang Beach, Tuban District-East Java, the ground pipe is connected with underwater pipes along the 23 km to the mooring tower. The 1,200-tonne mooring tower is planted on the seabed at a depth of 33 meters.

IN INDONESIA

Sosialisasi FSO Gagak Rimang untuk Nelayan Glodok

Puluhan nelayan Desa Glodok, Kecamatan Palang, Kabupaten Tuban menerima sosialisasi tentang Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang dari Operator Lapangan Banyuurip, Blok Cepu, Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL) di balai desa setempat, Rabu (6/9). Sosialisasi tersebut diberikan demi menjaga keamaman dan keselamatan bersama. Sehingga, nelayan diminta tidak mendekati FSO yang berjarak 23 Kilometer dari bibir pantai Tuban lebih dari 500 meter.

Dalam sosialisasi itu Field Exsternal Affairs Manager EMCL, Dave A. Seta meminta, agar nelayan ikut menjaga bersama objek vital Nasional yang berada di laut utara Palang. Sebab, FSO tersebut menghasilkan jumlah produksi yang sudah lebih dari 200 ribu Barrel Per Hari (BPH). 

Capaian ini otomatis membuat produksi Banyuurip, menyumbang 26 persen dari produksi nasional. Sehingga, keberadaan minyak tersebut bisa digunakan untuk membangun wilayah Aceh sampai Irian Iaya.

"Keberlangsungan produksi minyak harus dijaga bersama, termasuk nelayan yang tiap harinya beraktivitas di sekitar FSO," katanya.

Sementara itu, Kepala Desa Glodok, Sujianto memberi apresiasi kepada EMCL yang mengingatkan nelayan soal keamanan dan keselamatan sekitar Gagak Rimang. Ia juga berterimakasih atas bantuan pembangunan tambat laut. Terpisah, Ketua HSNI Tuban, Faisol Rozi mengimbau hal serupa. 

"Nelayan harus tahu, radius 500 meter dari fasilitas tersebut merupakan area terlarang. Di zona tersebut semua jenis kapal tidak diperbolehkan melintas. Sedangkan, radius 1.250 meter dari zona terlarang itu menjadi wilayah terbatas.

Pada zona terbatas, kapal masih boleh melintas tapi tidak boleh menurunkan sauh atau jangkar. Karena pembagian zona ini diatur dalam Peraturan Pemerintah (PP) No.5 tahun 2010 tentang kenavigasian. Kami minta nelayan harus mentaati peraturan pemerintah tersebut sarannya," ujarnya.

Diketahui, untuk mengalirkan minyak yang diproses dari Fasilitas Pusat Pengelolan (Central Processing Fasility/CPF) menuju ke pantai Palang, Tuban, EMCL membangun pipa darat yang ditanam sepanjang 72 Km. Empat rumah katup ditempatkan di sepanjang jalur pipa berdiameter 20 inci dan berinsulasi tersebut. Dari Pantai Palang, Kabupaten Tuban-Jawa Timur, pipa darat tersambung dengan pipa bawah laut sepanjang 23 Km menuju menara tambat. Menara tambat sebesar 1.200 ton ditanam di dasar laut pada kedalaman 33 meter.

Harian Bangsa, Page-9, Thursday, Sept 7, 2017

Tuban Block Wait Management Certainty

Although the management of Tuban Block Working Area (WK) by Joint Operating Body of Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) will end on February 28, 2018, until now there is no official explanation who will manage the block.

According to Superintendent Admin JOB PPEJ Akbar Pradima, Tuban Block Working Area which will be submitted by JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government will be submitted to Pertamina Hulu Energi (PHE).

"As far as I know, the Tuban Block Working Area will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Akbar Pradima.

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by Pertamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as a part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed Pertamina EP Asset 4," said Didik Susilo in a meeting with 36 national media editors who conduct field trips in Tuban, Bojonegoro and Cepu.

The working area of ​​Tuban Block, which is divided into Tuban Timur Block covers Sidoarjo Regency, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency. The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies.

At the beginning of the contract signing on 29 February 1988, the Tuban Block Working Area was 7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is only about 1,478 km2. After obtaining a mandate to manage the Tuban Block Working Area, the discovery of the first proved reserves in April 1994.

The discovery of the first reserve is named Mudi Field. The next discovery occurred in 2001 known as the Sukowati field.

Prior to the world oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was about 25,083 BOPD of crude oil (crude oil) and 25.73 MMCPD of gas (July 2014). The highest production JOB PPEJ occurs in 2012 which could reach 48,000 barrels per day.

Now, due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB production in Mudi and Sukowati Fields is managed by well care and innovation. The total number of active wells is managed by JOB PPEJ at this time as many as 35 wells, with details Sukowati Field 26 wells and Field, Mudi 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. In Mudi Field, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is only about 1,100 - 1,200 BOPD.

"So is Sukowati Field with its water production 19,000 - 20,000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," said Acting Field Manager JOB PPEJ, Fauzy Mayanullah.

IN INDONESIAN

Blok Tuban Tunggu Kepastian Pengelola

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) akan berakhir 28 Februari 2018 mendatang, hingga kini belum ada penjelasan resmi siapa yang akan mengelola blok itu.

Menurut Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima, Wilayah Kerja Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya akan diserahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

“Setahu saya, Wilayah Kerja Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan bergabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Akbar Pradima.

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan bahwa Lapangan Sukowati akan dikelola oleh Pertamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset 4,” kata Didik Susilo dalam pertemuan dengan 36 editor media nasional yang melakukan kunjungan lapangan di wilayah Tuban, Bojonegoro dan Cepu.

Wilayah Kerja Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi Wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan. Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro.

Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988, Wilayah Kerja Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja hanya sekitar 1.478 km2. Setelah mendapatkan mandat mengelola Wilayah Kerja Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada bulan April 1994.

Penemuan cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi di tahun 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati.

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCPD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB PPEJ terjadi pada tahun 2012 yang bisa mencapai 48,000 barel per hari.

Kini, akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan, Mudi 9 sumur.

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Lapangan Mudi saja air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000 - 19.000 barel water per day (BWPD), sementara produksi minyak hanya sekitar 1.100 - 1.200 BOPD.

“Begitu juga dengan Lapangan Sukowati yang produksi airnya 19.000 - 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” kata Acting Field Manager JOB PPEJ, Fauzy Mayanullah.

Duta Masyarakat, Page-15, Friday, August 25, 2017

Tuban Block Wait Management Certainty

Although the management of the Work Area (WK) (Tuban Block by Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) will end February 28, 2018, but until now there has been no official explanation who will manage the block.According to Superintendent Admin JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Tuban Block which will be submitted by JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government will be submitted to Pertamina Hulu Energi (PHE).

 "As far as I know, WK Block Tuban will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Akbar Pradima

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by PErtamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed Pertamina EP Asset" said Didik Susilo in a meeting with 36 national media editors who conduct field trips in Tuban, Boionegoro and Cepu.

WK Tuban Block which is divided into East Tuban Block covers Sidoarjo District, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency.

The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies. At the beginning of contract signing February 29, 1988. WK Block Tuban area of ​​7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is only about 1,478 km2.

After obtaining a mandate to manage WK Block Tuban, the first proven reserve discovery in April 1994. The discovery of the first reserve was named Mudi Field. The next discovery occurred in 2001 known as the Sukowati field.

Prior to the global oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was 25,083 BOPD of crude oil and 25.73 MMCFD of gas (July 2014). The highest production of JOB-PPEJ occurs in 2012 which can reach 48,000 barrels per day.

Now due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB-PPEJ production at Mudi and Sukowati Fields is managed by well care and innovation. The total number of active wells being managed by JOB PPEJ at this time is 35 wells, with details of Sukowati Field 26 wells and Mudi Field 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. In Well Mudi, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is only about 1,100 - 1,200 BOPD.

"So also with Sukowati whose water production is 19.000 20.000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," said Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

IN INDONESIA

Blok Tuban Tunggu Kepastian Pengelola

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) (Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) akan berakhir 28 Februari 2018 mendatang, namun hingga kini belum ada penjelasan resmi siapa yang akan mengelola blok itu. Menurut Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya akan diserahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

 “Setahu saya, WK Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan gabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Akbar Pradima 

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan bahwa Lapangan Sukowati akan dikelola oleh PErtamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset" kata Didik Susilo dalam pertemuan dengan 36 editor media nasional yang melakukan kunjungan lapangan di wilayah Tuban, Boionegoro dan Cepu.

WK Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi Wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan.

Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro. Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988. WK Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja hanya sekitar 1.478 km2.

Setelah mendapatkan mandat mengelola WK Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada bulan April 1994. Penemuan cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi di tahun 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati. 

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ  sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCFD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB-PPEJ terjadi pada tahun 2012 yang bisa mancapai 48,000 barel per hari.

Kini akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB-PPEJ di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan Mudi 9 sumur. 

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Sumur Mudi saja air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000- 19.000 barel water per day ( BWPD), sementara produksi minyak hanya sekitar 1.100 - 1.200 BOPD. 

“Begitu juga dengan Sukowati yang produksi airnya 19.000 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” kata Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

Harian Bangsa, Page-4, Wednesday, August 23, 2017

Revenue Shares of Pertamina in ONWJ Block Significantly

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) is getting an increase of 6,0027 for Offshore North West Java (ONWJ) Block from 57.5% to 73.5% for oil and gas from 62.5% to 81%. The amount of profit sharing is because PHE ONWJ gets additional from the fluctuation factor of oil price and cumulative production.

Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam said that under the oil and gas contract scheme of gross split scheme, there are split base components, split variable, progressives split, and 5% minister of Energy and Mineral Resources (EMR)). Previously, ONWJ Block has been granted an additional split through ministerial discretion of 5%. Now additional splits are also obtained from the progressive split factor.

"Then with the perception that the gas production is equivalent to oil and it is agreed that the cumulative volume of production from the beginning of the contract is considered zero, then get additional split again in ONWJ Block," he said in Jakarta on Monday (21/8).

President Director of Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi confirmed that the split in ONWJ Block has changed from the beginning of the contract signed, ie 62.5% for gas and 57.5% for oil. With oil prices at an average of US $ 45-50 per barrel, it gets an additional 5% split for oil and 7.5% for gas. Then from the cumulative factor of production, it can increment split each 3% for oil and gas.

"So the total split for PHE ONWJ by the end of 2017 is 73.5% for oil and 81% for gas," he said.

This split amount is included with the addition of a ministerial discretion of 5%.

But the amount of split in Block ONWJ will change again next year. In the production sharing contract (PSC), it is agreed that the ONWJ Block split is dynamic. For the split in 2018, it will depend on the movement of crude oil prices and the cumulative oil and gas production from the offshore block of West Java. As for the amount of split from the factor of Domestic Content Level (TKDN) will depend on its realization. Although the split changed, he said there is no need to change the contract.

"So it has been define from the beginning, there should be no amendment of PSC every year," said Gunung Sarjono.

With this split increase, it is also more aggressive in investing in Block ONWJ. In the initial agreement, the total investment commitment of the company in this block is only US $ 8.5 billion for the entire contract period of 20 years. However, this figure was later revised up to US $ 15.9 billion.

While investment commitments in the first three years remain US $ 82.3 million. He said the increase in investment because the oil and gas production target ONWJ Block along the contract also changed to be higher. The block is targeted to produce oil and gas of 556 million barrels of oil equivalent over 20 years, with details of 331 million barrels of oil and 1.2 trillion cubic feet of gas. The government recorded oil reserves in ONWJ Block recorded at 309.8 million barrels and gas 1,114.9 billion cubic feet.

For this year, his side began to work on some activities that will be done to pursue production targets. In detail, it will work on drilling six development wells, 12 wells re-work, adding well maintenance activities, and improving production facilities.

"We will also do our best to do cost eficiency from the procurement side of goods and services that have not followed the PTK 007," said Gunung.

Still Discussed

Meanwhile, for the eight block-out of contracts assigned to Pertamina, Alam said that it is still being discussed for its work program with the Ministry of Energy and Mineral Resources and the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas). With the exception of East Kalimantan Block, it has stated that it is ready to manage the blocks under certain conditions.

Meanwhile, for East Kalimantan Block, his side requested additional time to make consideration because of the abandonment and site restoration (ASR) burden to the economy.

"We have special experience with SKK Migas for East Kalimantan Block," he said.

Syamsu Alam revealed, it is not want to slow down the certainty about the East Kalimantan Block. It is also of interest immediately that there is a solution for the block in East Kalimantan considering the contract will be completed next year. Moreover, SKK Migas also expects Pertamina to manage the block.

"But the thing is we do not want to rush to say we can manage, but then the hassles," he added.

As is known, the government commissioned Pertamina to manage eight working areas that will expire the contract. The eight working areas are Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Block Ogan Komering, South Sumatera (JOB Pertamina-Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (Saka Energi); Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Central Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie); Block of Attaka, East Kalimantan (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron) and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina).

WORKING AREA OIL AND GAS IN INDONESIA

Previously, Deputy Minister of EMR Arcandra Tahar explained that this block's block is given to Pertamina because the government wants to strengthen the national oil and gas company. Because the contribution of oil and gas production Pertamina compared to the national oil and gas production recorded only about 24%. While the contribution of national oil and gas companies of other countries on average reaches 90% of the total oil and gas production of the country.

"One of the ways (strengthening national oil and gas companies) offers block of contracts to Pertamina. If interested, then the government gives preference for Pertamina to manage, "he said.

IN INDONESIA

Bagi Hasil Pertamina di Blok ONWJ Naik Signifikan

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mendapat tambahah bagi hasil 6,0027 untuk Blok Offshore North West Java (ONWJ), yakni dari 57,5% menjadi 73,5% untuk minyak dan untuk gas dari 62,5% menjadi 81%. Besaran bagi hasil dinaikkah lantaran PHE ONWJ mendapat tambahan dari faktor fluktuasi harga minyak dan kumulatif produksi.

Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, sesuai kontrak migas skema bagi hasil kotor (gross split), terdapat komponen base split, variable split, progressives split, serta dikresi Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) 5%. Sebelumnya, Blok ONWJ telah diberikan tambahan split melalui diskresi menteri sebesar 5%.  Kini tambahan split juga diperoleh dari faktor progressive split.

“Kemudian dengan disamakannya persepsi bahwa produksi gas diekuivalenkan dengan minyak dan disepakati bahwa volume kumulatif produksi dari awal kontrak dianggap nol, maka mendapat tambahan split lagi di Blok ONWJ,” kata dia di Jakarta, Senin (21/8).

Presiden Direktur Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi membenarkan bahwa split di Blok ONWJ telah berubah dari awal kontrak diteken, yakni sebesar 62,5% untuk gas dan 57,5% untuk minyak. Dengan harga minyak di rata-rata US$ 45-50 per barel, pihaknya mendapat tambahan split 5% untuk minyak dan 7,5% untuk gas. Kemudian dari faktor kumulatif produksi, pihaknya dapat kenaikan split masing-masing 3% untuk minyak dan gas.

“Sehingga total split untuk PHE ONWJ sampai akhir 2017 yakni sebesar 73,5% untuk minyak dan 81% untuk gas,” katanya.

Besaran split ini sudah termasuk dengan tambahan dari diskresi menteri sebesar 5%.

Namun besaran split di Blok ONWJ ini akan berubah lagi pada tahun depan. Dalam kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC), memang disepakati bahwa split Blok ONWJ bersifat dinamis. Untuk besaran split di 2018, nantinya akan tergantung pada pergerakan harga minyak mentah dan komulatif produksi migas dari blok di lepas pantai Jawa Barat ini.  Sementara untuk besaran split dari faktor Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) akan tergantung pada realisasinya. Meski split berubah, dikatakannya tidak perlu ada perubahan kontrak. 

“Jadi sudah di-define dari awal, tidak perlu ada amendemen PSC setiap tahunnya,” kata Gunung Sarjono.

Dengan adanya kenaikan split ini, pihaknya juga semakin agresif dalam berinvestasi di Blok ONWJ. Dalam kesepakatan awal, total komitmen investasi perseroan di blok ini hanya sebesar US$ 8,5 miliar untuk sepanjang masa kontrak 20 tahun. Namun, angka ini kemudian direvisi naik menjadi US$ 15,9 miliar. 

Sementara komitmen investasi pada tiga tahun pertama tetap US$ 82,3 juta. Dikatakannya, kenaikan investasi lantaran target produksi migas Blok ONWJ sepanjang kontrak juga diubah menjadi lebih tinggi. Blok ini ditargetkan menghasilkan migas sebesar 556 juta barel setara minyak selama 20 tahun, dengan rincian minyak 331 juta barel dan gas 1,2 triliun kaki kubik. Pemerintah mencatat cadangan minyak di Blok ONWJ tercatat masih 309,8 juta barel dan gas 1.114,9 miliar kaki kubik. 

Untuk tahun ini, pihaknya mulai mengerjakan beberapa kegiatan yang akan dilakukan untuk mengejar target produksi. Rincinya, pihaknya akan mengerjakan pengeboran enam sumur pengembangan, kerja ulang 12 sumur, penambahan kegiatan perawatan sumur (well services), dan perbaikan fasilitas produksi. 

“Kami juga akan berusaha semaksimal mungkin melakukan cost eficiency dari sisi pengadaan barang dan jasanya yang sudah tidak mengikuti PTK 007,” kata Gunung.

Masih Dibahas

Sementara itu, untuk delapan blok habis kontrak yang ditugaskan ke Pertamina, Alam menuturkan masih dibahas untuk program kerjanya dengan Kementerian ESDM dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Kecuali Blok East Kalimantan, pihaknya sudah menyatakan siap mengelola blok-blok tersebut dengan kondisi-kondisi tertentu.

Sementara untuk Blok East Kalimantan, pihaknya meminta tambahan waktu untuk membuat pertimbangan lantaran beban dana pasca tambang (abandonment and site restoration/ ASR) yang memberatkan ke-ekonomiannya. 

“Kami ada pendalaman khusus dengan SKK Migas untuk Blok East Kalimantan,” ujarnya.

Syamsu Alam mengungkapkan, pihaknya bukan ingin memperlambat adanya kepastian soal Blok East Kalimantan. Pihaknya juga berkepentingan segera ada solusi untuk blok di Kalimantan Timur ini mengingat kontraknya akan selesai pada tahun depan. Apalagi, SKK Migas juga berharap Pertamina mengelola blok ini.

“Tetapi masalahnya kami tidak mau buru-buru bilang sanggup mengelola, tetapi kemudian kerepotan,” tambahnya.

Seperti diketahui, pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya. Delapan wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Blok Ogan Komering, Sumatera Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Saka Energi); Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie); Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron) dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina).

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menjelaskan, kedepalan blok ini diberikan ke Pertamina lantaran pemerintah ingin memperkuat perusahaan migas nasional. Pasalnya, kontribusi produksi migas Pertamina dibandingkan produksi migas nasional tercatat baru sekitar 24%. Sementara kontribusi perusahaan migas nasional negara-negara lain rata-rata mencapai 90% dari total produksi migas negara tersebut.

“Salah satu caranya (memperkuat perusahaan migas nasional) menawarkan blok habis kontrak ke Pertamina. Apabila berminat, maka pemerintah beri preference untuk Pertamina untuk kelola,” ujarnya.

Investor Daily, Page-17, Tuesday, August 22, 2017