The Government Guarantees Fertilizer and Petrochemical Industrial Gas Supply

The government is committed to meeting gas needs for the fertilizer and petrochemical industry, in accordance with the applicable regulations and production sharing contracts (PSCs). In fact, seven large gas projects operating in the next few years have the potential to be a source of gas for the industry.

Acting Director-General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said that in the Oil and Gas Law, the government has prioritized gas supply for the country, particularly the fertilizer and petrochemical industries. In fact, in some PSCs with oil and gas companies, there is an obligation to set aside a portion of their gas production for the domestic market (DMO).

"This DMO problem is only a matter of price. There are DMOs whose prices are set, there are market prices. Then, the DMO contract is five years old, [there is] the same as the contract. It depends on the economy when preparing the POD (the plan of development), "he said after a meeting with the House of Representatives Commission VII.

PUPUK ISKANDAR MUDA (PIM)

He admitted some fertilizer factories are still difficult to get gas, one of them is PT Pupuk Iskandar Muda (PIM). The reason is that the gas sources in this region are starting to run out. In return, the government covered the gas needs of this fertilizer plant using liquefied natural gas / LNG with the risk of very high gas prices.

Pupuk Kalimantan Timur (PKT)

However, fertilizer factories in some regions can obtain gas at competitive prices such as PT Pupuk Kalimantan Timur (PKT), PT Pupuk Kujang Cikampek (PKC), PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri), and PT Petrokimia Gresik. In fact, the CCP can obtain gas at prices below the US $ 5 per million British thermal units (MMBTU). Going forward, the fertilizer plant can get gas from supplies currently exported through pipes to Singapore and Malaysia.

"In 2022, fertilizer factories are needed, while the export of gas through pipes from the working area in Natuna and Grissik Field will be completed. So, Kujang and Sriwidjaja Fertilizers can use this, "said Djoko.

The Head of the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Dwi Soetjipto added that the gas supply for PIM had to wait for the development of several oil and gas blocks in the region. The supply of gas directly from the pipeline is expected to cut gas prices to PIM.

"In the future, we will discuss so that the price can be reduced by using other sources. Potential is in the Andaman Blocks I, II, and III. From the available data, the potential is good, "he said.

PT Pupuk Indonesia (Persero)

The Managing Director of PT Pupuk Indonesia (Persero) Aas Asikin Idat revealed that his gas supply shortage problem had already been faced. In addition, some gas supply contracts owned by fertilizer companies are short-term for around 2-3 years. He hopes to be able to obtain long-term supply certainty.

"Moreover, the majority of gas contracts expire in 2021-2022 and many have no certainty about the gas, including the allocation we have not received," he explained.

The absence of long-term supply, he claimed, would have an impact on the continued operation of the plant. Aas gave an example, the PIM-owned factory would stop operating altogether if there was no certainty of gas in 2020. Then, some of the Pupuk Kujang and Pusri factories would also immediately stop operating in 2023 and 2024 respectively due to supply shortages.

PUPUK SRIWIJAYA (PUSRI)

While the urea Petrochemical Gresik plant has the potential to operate in 2021. But he admitted, the absence of long-term gas supply is related to gas prices. At present, the gas price paid by his party exceeds the factory economy, which is an average of US $ 5.8 per MMBtu. 

    This figure is even higher than the price of gas for fertilizer plants in several other countries, where an average of US $ 3.95 per MMBtu. On the other hand, the price of this gas reaches 70% of the total production cost.

"Iskandar Muda has a contract, but this is not yet effective because the price is set at the US $ 7.8 per MMBtu. Some Sriwidjaja ended in 2023-2027 at a price of US $ 5.2-6 plus a toll fee. The Kujang Fertilizer Factory ends in 2022 at a price of US $ 5.73-6 per MMBtu. Petrokimia Gresik has a relatively large price of around US $ 6.36-7.85 per MMBtu, "said Aas.

Seven Projects

Meanwhile, Djoko continued there have been a number of gas projects that could secure gas supplies for fertilizer and petrochemical plants in the future. He hoped that a fertilizer and petrochemical plant would be built near this gas project.

"For example, building [a factory] in Bintuni, or [near] Sakakemang," he said.

Dwi added, there were seven gas projects that could be a source of gas for the fertilizer and petrochemical industries. The total potential supply of this gas reaches 1,167 million cubic feet per day / MMSCFD. The seven gas projects will start producing gas in the period 2023-2027.

"In South Sumatra there is a Sakakemang Project by Repsol SA starting production in 2021 of 300 mmscfd, this can be accelerated in part," he said.

The buyer of this gas is Pupuk Indonesia. Furthermore, the Nunukan PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Project 90 mmscfd began in 2024 with the buyer of PT Karya Mineral Jaya. Gas projects in the Bontang Area and Indonesia Deepwater Development (IDD) 100 MMSCFD starting in 2023 with buyers of PT Kaltim Methanol Industri (KMI) and Kaltim Pharma Industri (KPI). 

PT Pertamina EP Cepu (PEPC)

     The Sandalwood and Alas Tua Project by PT Pertamina EP Cepu (PEPC) 150 mmscfd starting in 2023. Then, the Tangguh Train III Refinery Project for the petrochemical industry each amounted to 90 mmscfd for phase I in 2022 and phase II in 2026.

Genting Oil

The Kasuri Project by Genting Oil with petrochemical industry buyers amounted to 197 mmscfd starting in 2023. Finally, the Abadi LNG Project amounted to 150 mmscfd in 2027 and will be accelerated.

Dwi admitted it is not impossible that all national gas production is used domestically. However, this depends on the readiness and ability of the domestic industry to buy the gas supply. Not only that, but the readiness of the gas distribution infrastructure is also important. 

     Referring to SKK Migas data, the distribution of gas into the country until last September was recorded at 4,013.67 mmscfd from the total lifting gas of 6,103.26 mmscfd. While the total gas supply for the fertilizer industry is 749.44 mmscfd.

IN INDONESIA

Pemerintah Jamin Pasokan Gas Industri Pupuk dan Petrokimia

Pemerintah berkomitmen memenuhi kebutuhan gas untuk industri pupuk dan petrokimia, sesuai dalam regulasi dan kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) yang berlaku. Bahkan, tujuh proyek gas besar yang beroperasi dalam beberapa tahun ke depan berpotensi menjadi sumber gas bagi industri tersebut. 

Pelaksana Tugas Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, dalam Undang-Undang Migas, pemerintah telah memprioritaskan pasokan gas untuk dalam negeri, khususnya industri pupuk dan petrokimia. Bahkan di beberapa PSC dengan perusahaan migas, terdapat kewajiban menyisihkan sebagian produksi gasnya untuk pasar domestik (domestic market obligation/DMO).

“Soal DMO ini kan soal harga saja. Ada DMO yang hargasnya ditentukan, ada yang harga pasar. Kemudian, kontrak DMO ini ada yang lima tahun, [ada yang] sama dengan kontraknya. Itu tergantung keekonomian saat menyusun POD (plan of development),” kata dia usai rapat dengan Komisi VII DPR.

Diakuinya, beberapa pabrik pupuk memang masih sulit mendapatkan gas, salah satunya PT Pupuk Iskandar Muda (PIM). Pasalnya, sumber gas yang ada di wilayah ini memang mulai habis. Sebagai gantinya, pemerintah menutup kebutuhan gas pabrik pupuk ini menggunakan gas alam cair/LNG dengan risiko harga gas yang sangat tinggi. 

Namun pabrik pupuk di beberapa wilayah bisa memperoleh gas dengan harga kompetitif seperti PT Pupuk Kalimantan Timur (PKT), PT Pupuk Kujang Cikampek (PKC), PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri), dan PT Petrokimia Gresik. Bahkan, PKT bisa memperoleh gas dengan harga di bawah US$ 5 per juta british thermal unit (mmbtu). Ke depannya, pabrik pupuk bisa memperoleh gas dari pasokan yang saat ini diekspor melalui pipa ke Singapura dan Malaysia. 

“Di 2022, pabrik pupuk sudah butuh, sementara ekspor gas melalui pipa dari wilayah kerja di Natuna dan Lapangan Grissik akan selesai. Jadi, Pupuk Kujang dan Sriwidjaja bisa pakai ini,” tutur Djoko. 

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto menambahkan, pasokan gas untuk PIM memang harus menunggu pengembangan beberapa blok migas di wilayah tersebut. Adanya pasokan gas langsung dari pipa diharapkan bisa memangkas harga gas ke PIM.

“Ke depan, kami diskusi agar harganya bisa ditekan dengan memanfaatkan sumber lain. Potensi ada di Blok Andaman I, II, dan III. Dari data yang ada, potensinya bagus,” ujarnya.

Direktur Utama PT Pupuk Indonesia (Persero) Aas Asikin Idat mengungkapkan, masalah kekurangan pasokan gas sudah dihadapi pihaknya. Ditambah lagi, sebagian kontrak pasokan gas yang dimiliki perusahaan pupuk bersifat jangka pendek sekitar 2-3 tahun saja. Pihaknya berharap bisa memperoleh kepastian pasokan untuk jangka panjang.

“Apalagi, mayoritas kontrak gas berakhir di 2021-2022 dan banyak yang belum ada kepastian gasnya, termasuk alokasinya belum kami terima,” jelasnya.

Tidak adanya pasokan jangka panjang, diklaimnya akan berdampak pada kelanjutan operasi pabrik. Aas mencontohkan, pabrik milik PIM akan berhenti operasi seluruhnya jika tidak ada kepastian gas di 2020. Kemudian, sebagian pabrik Pupuk Kujang dan Pusri juga akan menyusul berhenti beroperasi masing-masing di 2023 dan 2024 karena ada kekurangan pasokan. 

Sementara pabrik urea Petrokimia Gresik berpotensi beroperasi pada 2021. Namun diakuinya, tidak adanya pasokan gas jangka panjang ini berkaitan dengan harga gas. Saat ini, harga gas yang dibayarkan pihaknya melebihi keekonomian pabrik, yakni rata-rata US$ 5,8 per mmbtu. 

     Angka ini bahkan lebih tinggi dari harga gas bagi pabrik pupuk di beberapa negara lain, di mana rata-rata US$ 3,95 per mmbtu. Di sisi lain, harga gas ini mencapai 70% dari total biaya produksi.

“Iskandar Muda ada kontrak, tetapi ini belum juga efektif karena harga yang ditetapkan US$ 7,8 per mmbtu. Sriwidjaja ada yang berakhir di 2023-2027 dengan harga US$ 5,2-6 ditambah toll fee. Pabrik Pupuk Kujang berakhir di 2022 dengan harga US$ 5,73-6 per mmbtu. Petrokimia Gresik harga relative besar sekitar US$ 6,36-7,85 per mmbtu,” kata Aas.

Tujuh Proyek

Sementara itu, Djoko melanjutkan telah ada sejumlah proyek gas yang bisa mengamankan pasokan gas untuk pabrik pupuk dan petrokimia di masa mendatang. Dia berharap, pabrik pupuk dan petrokimia dibangun di dekat proyek gas ini. 

“Misalnya bangun [pabrik] di Bintuni, atau [dekat] Sakakemang,” ujarnya.

Dwi menambahkan, terdapat tujuh proyek gas yang bisa menjadi sumber gas bagi industri pupuk dan petrokimia. Total potensi pasokan gas ini mencapai 1.167 juta kaki kubik per hari/MMSCFD. Ketujuh proyek gas ini akan mulai memproduksi gas pada periode 2023-2027.

“Di Sumatera Selatan ada Proyek Sakakemang oleh Repsol SA mulai berproduksi di 2021 sebesar 300 mmscfd, ini bisa dipercepat sebagian,” ujarnya. 

Pembeli gas ini adalah Pupuk Indonesia. Selanjutnya, Proyek PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Nunukan 90 mmscfd mulai 2024 dengan pembeli PT Karya Mineral Jaya. Proyek gas di Area Bontang dan Indonesia Deepwater Development (IDD) 100 mmscfd mulai 2023 dengan pembeli PT Kaltim Methanol Industri (KMI) dan Kaltim Pharma Industri (KPI). 

     Proyek Cendana dan Alas Tua oleh PT Pertamina EP Cepu (PEPC) 150 mmscfd mulai 2023. Kemudian, Proyek Kilang Tangguh Train III untuk industri petrokimia masing-masing sebesar 90 mmscfd untuk tahap I di 2022 dan tahap II di 2026. 

Proyek Kasuri oleh Genting Oil dengan pembeli industri petrokimia sebesar 197 mmscfd mulai 2023. Terakhir, Proyek LNG Abadi sebesar 150 mmscfd di 2027 dan akan dipercepat. 

Dwi mengakui, bukan tidak mungkin seluruh produksi gas nasional digunakan di dalam negeri. Namun, hal ini tergantung kesiapan dan kemampuan industri domestik membeli pasokan gas tersebut. Tidak hanya itu, kesiapan infrastruktur distribusi gas juga penting. 

      Mengacu data SKK Migas, penyaluran gas ke dalam negeri hingga September lalu tercatat mencapai 4.013,67 mmscfd dari total lifting gas 6.103,26 mmscfd. Sementara total pasokan gas untuk industri pupuk yakni sebesar 749,44 mmscfd.

Investor Daily, Page-9, Friday, 6 Dec 2019

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 EP Cepu (PEPC) Field Wins Award

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina (Persero), carved an achievement in the Asia Sustainability Reporting Rating 2019. Through the Cepu Field Asset 4, Pertamina EP won a Gold rating at the event organized by the National Center for Sustainability Reporting (NCSR) in Badung, Bali. This is the 15th year award by NCSR.

National Center for Sustainability Reporting (NCSR)

Until 2017 it is called the Sustainability Reporting Awards, and last year in 2018 the system was changed from award to rating. The NCSR holds a fourth year sustainability practitioner conference. The activity was attended by 50 domestic and foreign companies, especially Asia. The participants consisted of 41 Indonesian companies / organizations, two Bangladesh companies, three Malaysian companies, two Singapore companies, and two Philippine companies.

Field Manager of Pertamina EP Asset 4 Cepu Field Afwan Daroni said, one of the manifestations of the company's commitment and initiative in implementing the Triple Bottom Line 3P (Profit, People, Planet) principle is to communicate various activities and investment of the company to support the balanced performance of financial, social aspects, and the environment through the Sustainability Report in accordance with the provisions in presenting the Global Reporting Initiative (GRI) Standard. 

Global Reporting Initiative (GRI)

    Pertamina EP Asset 4 Cepu Field has compiled the SR Report annually and in 2019 was nominated by NCSR for competing with other Asian countries such as the Philippines, Malaysia and Bangladesh in the Asia Sustainability Report Rating (ASRR) event.

"Alhamdulillah, this is the second time we have received an award at Sustainability Reporting at the international level," Afwan said.

Agus Amperianto

Agus Amperianto, General Manager of PT Pertamina EP Asset 4, expressed his pride in the Cepu Field. "A proud achievement, hopefully, it can be maintained and enhanced by its ongoing performance and reporting system," he said.

This year the report assessment process was carried out by 50 assessors who are lecturers from various universities in Indonesia who have competency as assessors because they already have a specialist certificate of ongoing reports issued by NCSR. 

Bambang Brodjonegoro

     Minister of Research and Technology Bambang Brodjonegoro in his remarks at the event said that innovation does not have to always be in the form of extraordinary findings, but innovation must also be able to facilitate and be used by the wider community.

"Innovation does not have to be an extraordinary finding that can win awards, it can also be innovations that can help people in general," Bambang said.

The holding of the conference in collaboration with the Certified Sustainable Practitioners Association, begins with the awarding of the 2019 Asia Sustainability Reporting Rating trophy to the best companies that have successfully communicated sustainability performance to stakeholders through sustainability reports.

"There are at least three signals that can be captured from ongoing reports, first is the triple bottom line (economic, environmental and social) performance of the company. The second is the environmental and social impact of the company's activities, the third is the achievement of the Sustainable Development Goals (SDGs), "said Ali Darwin, Chair of the NCSR.

Pertamina EP Cepu (PEPC) Field is one of the fields under the supervision of Asset 4. Currently Cepu Field produces 2,178 BOPD of oil and gas at 68.32 MMSCFD.

IN INDONESIA

Pertamina EP Cepu (PEPC) Field Raih Penghargaan

PT Pertamina EP, anak perusahaan PT Pertamina (Persero), menorehkan prestasi dalam ajang Asia Sustainability Reporting Rating 2019. Melalui Asset 4 Cepu Field, Pertamina EP meraih peringkat Gold pada ajang yang diselenggarakan National Centre Sustainability Reporting (NCSR) di Badung, Bali. Ini adalah penghargaan tahun ke-15 yang dilakukan oleh NCSR. 

Hingga 2017 disebut sebagai Sustainability Reporting Awards, dan tahun lalu pada 2018 sistem diubah dari award menjadi rating. NCSR menyelenggarakan konferensi praktisi keberlanjutan (sustainability practitioner conference) tahun keempat. Kegiatan tersebut di ikuti oleh 50 perusahaan-perusahaan dalam dan luar negeri, khususnya Asia. Para peserta terdiri dari 41 perusahaan/organisasi Indonesia, dua perusahaan Bangladesh, tiga perusahaan Malaysia, dua perusahaan Singapura, dan dua perusahaan Filipina.

Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu Field Afwan Daroni mengatakan, salah satu wujud komitmen dan inisiatif perusahaan dalam penerapan prinsip Triple Bottom Line 3P (Profit, People, Planet) adalah dengan mengomunikasikan berbagai kegiatan dan investasi perusahaan untuk mendukung keseimbangan kinerja aspek keuangan, sosial, dan lingkungan melalui Sustainability Report (Laporan Keberlanjutan) sesuai dengan ketentuan penyajian Global Reporting Initiative (GRI) Standard. 

    Pertamina EP Asset 4 Cepu Field telah melakukan penyusunan Laporan SR setiap tahunnya dan pada 2019 dinominasikan oleh NCSR untuk berkompetisi dengan negara Asia lainnya seperti Filipina, Malaysia, dan Bangladesh dalam event Asia Sustainability Report Rating (ASRR).

“Alhamdulillah ini kali kedua kami mendapatkan penghargaan terhadap Sustainability Reporting tingkat internasional, “ujar Afwan.

Agus Amperianto, General Manager PT Pertamina EP Asset 4, mengungkapkan kebanggaannya terhadap Field Cepu. “Suatu prestasi yang membanggakan, semoga dapat dipertahankan dan ditingkatkan lagi kinerja yang berkelanjutan dan sistem pelaporannya, “ ujarnya.

Tahun ini proses penilaian laporan dilakukan oleh 50 assesor yang merupakan dosen dari berbagai perguruan tinggi di Indonesia yang memiliki kompetensi sebagai assesor karena telah memiliki sertifikat spesialis laporan berkelanjutan yang dikeluarkan oleh NCSR. Menteri Riset dan Teknologi Bambang Brodjonegoro dalam sambutannya di acara tersebut mengatakan inovasi tidak harus selalu dalam bentuk temuan yang luar biasa, namun inovasi juga harus dapat memudahkan dan digunakan oleh masyarakat luas. 

“Inovasi tidak harus merupakan temuan luar biasa yang dapat memenangkan penghargaan, bisa juga inovasi yang dapat membantu orangorang secara umum,” ujar Bambang. 

Penyelenggaraan konferensi yang berkolaborasi dengan Ikatan Praktisi Berkelanjutan Bersertifikat ini, diawali dengan penyerahan trofi Asia Sustainability Reporting Rating 2019 kepada perusahaan-perusahaan terbaik yang telah berhasil mengkomunikasikan kinerja keberlanjutan kepada pemangku kepentingan melalui laporan keberlanjutan.

“Paling tidak ada tiga sinyal yang dapat ditangkap dari laporan berkelanjutan, pertama kinerja triple bottom line (ekonomi, lingkungan, dan sosial) perusahaan. Kedua dampak lingkungan dan sosial dari aktivitas perusahaan, ketiga pencapaian tujuan pembangunan berkelanjutan (Sustainable Development Goals / SDGs), “ujar Ali Darwin, Ketua NCSR.

Pertamina EP Cepu (PEPC) Field merupakan salah satu lapangan yang berada di bawah pengawasan Asset 4. Saat ini Cepu Field memproduksikan minyak sebesar 2.178 BOPD dan gas sebesar 68.32 MMSCFD.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Nov 26, 2019

Four New Oil and Gas Fields, East Java to be Oil and Gas Fields

SKK Migas expects that four large upstream oil and gas sector projects in the Java, Bali and Nusa Tenggara (Jabanusa) regions will be completed on schedule. Thus, the four projects can immediately support the national oil and gas lifting target. Also able to restore East Java (East Java) as oil and gas fields in Indonesia.

ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL) Field

Head of SKK Migas Jabanusa Nur Wahidi said that the four upstream oil and gas strategic projects were in Bojonegoro and Madura. Exactly, the Kedung Keris project, Bojonegoro, operated by ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), the Jambaran Tiung Biru project in Bojonegoro with the Pertamina EP Cepu (PEPC) operator, the Bukit Tua Phase 3 project in Sampang, which was carried out by Petronas Carigali Ketapang II Ltd, and the TSB project in Bojonegoro with the Pertamina EP Cepu (PEPC) operator, the Bukit Tua Phase 3 project in Sampang, which was carried out by Petronas Carigali Ketapang II Ltd. Phase 2 in Sumenep with operator Kangean Energi Indonesia (KEI).

Petronas

"Completion of the project on schedule has a positive effect on achieving the lifting target set by the government," Nur said during the Media Workshop on Period III SKK Migas Jabanusa-KKKS with the leaders of the East Java and Central Java mass media.

the Jambaran Tiung Biru project

Until now, the work on the Jambaran Tiung Biru project has reached 37.72 percent. The target is that in June 2021 the project will be finished and can start production.

"From this project, the maximum target for gas sales can increase 10 percent nationally or equivalent to 192 million cubic feet per day," he explained.

Komaidi Reforminer Executive Director added that upstream oil and gas investment requires 73 supporting sectors and 45 user sectors. A total of 73 supporting sectors were able to contribute 55.99 percent of GDP. Meanwhile, the workforce that can be employed reaches 61.53 percent.

IN INDONESIA

Empat Ladang Migas Baru, Jawa Timur menjadi Ladang Minyak dan Gas

SKK Migas mengharapkan empat proyek besar sektor hulu migas di kawasan  Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara (Jabanusa) selesai sesuai dengan jadwal. Dengan demikian, empat proyek tersebut bisa segera mendukung target capaian lifting migas nasional. Juga mampu mengembalikan Jawa Timur (Jatim) sebagai ladang migas di Indonesia. 

Kepala SKK Migas Jabanusa Nur Wahidi mengatakan bahwa keempat proyek strategis hulu migas itu berada di Bojonegoro dan Madura. Tepatnya, proyek Kedung Keris, Bojonegoro, yang dioperatori ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), proyek Jambaran Tiung Biru di Bojonegoro dengan operator Pertamina EP Cepu (PEPC), proyek Bukit Tua Phase 3 di Sampang yang dikerjakan Petronas Carigali Ketapang II Ltd, dan proyek TSB Phase 2 di Sumenep dengan operator Kangean Energi Indonesia (KEI).

"Selesainya proyek sesuai jadwal berpengaruh positif terhadap pencapaian target lifting yang telah ditetapkan pemerintah," ujar Nur saat Lokakarya Media Periode III SKK Migas Jabanusa-KKKS dengan para pemimpin media massa Jawa Timur dan Jawa Tengah.

Hingga saat ini, pengerjaan proyek Jambaran Tiung Biru mencapai 37,72 persen. Targetnya, Juni 2021 proyek tersebut sudah selasai dan bisa mulai berproduksi. 

"Dari proyek ini, target maksimum sales gas bisa meningkat 10 persen secara nasional atau setara 192 juta kaki kubik per hari,” terangnya.

Direktur Eksekutif Reforminer Institute Komaidi menambahkan bahwa investasi hulu migas membutuhkan 73 sektor pendukung dan 45 sektor pengguna.

Sebanyak 73 sektor pendukung itu mampu berkontribusi 55,99 persen terhadap PDB. Sementara itu,  tenaga kerja yang bisa dipekerjakan mencapai 61,53 persen.

Jawa Pos, Page-6, Saturday, Nov 23, 2019

Four Upstream Oil and Gas Strategic Projects in Jabanusa

A total of four (4) major upstream oil and gas sector projects in the SKK areas of Java, Bali and Nusa Tenggara (Jabanusa) are expected to be completed according to the specified schedule. Because the four projects strongly support the achievement of oil and gas lifting targets nationally. 

     The four upstream oil and gas strategic projects are the Kedung Keris project in Bojonegoro Regency, East Java Province with the operator ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL), the Jambaran Tiung Biru project in Bojonegoro Regency with the Pertamina EP Cepu (PEPC) operator, the Bukit Tua Phase 3 project operated by Petronas Carigali Ketapang II Ltd in Sampang Regency, East Java Province, and finally the Phase 2 TSB project with Kangean Energi Indonesia operator in Sumenep Regency, East Java Province.

Petronas

This was said by the Head of SKK Migas Jabanusa, Nur Wahidi during the media workshop activities of Period III SKK Migas Jabanusa-KKKS with mass media leaders from East Java and Central Java, Tuesday (19 / Nov / 2019).

"We expect the four projects to be completed on schedule. Because, the completion of the project on schedule has a positive effect on achieving the lifting target set by the government, "he said.

In the workshop III of SKK Migas Jabanusa with the leaders of the mass media in Bali, a number of speakers appeared to provide material. Among them, Chairperson of the Central Advisory Board of PWI Margiono, Heri Susanto (Director of Research & Data, Katadata), Komaidi Notonegoro (Executive Director of the ReforMiner Institute), and Nur Wahidi (Head of SKK Migas Representative Jabanusa).

In the context of achieving project targets according to schedule, according to Nur Wahidi, constructive support from all stakeholders is highly expected, both local governments, community leaders, mass media, and society at large.

"I also say many thanks for the support of the mass media to SKK Migas so far. Only one percent of negative news about upstream oil and gas in Jabanusa during 2019, "he said.

Specifically for the Jarmbaran Tiung Biru project, Nur Wahidi explained, the overall project progress reached 37.72 percent. Where is the progress for project engineering work with 80.72 percent, procurement with 40.36 percent, and construction with 14.49 percent. It is targeted that in June 2021 the Jambaran Tiung Biru project will be completed and start production.

From this project, the maximum target for gas sales is to increase 10 percent nationally or equivalent to 192 million cubic feet per day. During this time, as many as 15 cooperation contract contractors (KKKS) in the Jabanusa SKK Migas area are currently carrying out oil and gas exploitation. In addition, there are 6 KKKS carrying out exploration activities. Jabanusa's position in national oil and gas lifting is very important and becomes a backbone.

2018 data shows that the realization of oil lifting from Jabanusa amounted to 253,822 thousand barrels per day or reached 102.60 percent of the target. While the gas lifting target is 753.2 million cubic feet per day. In 2019, the oil lifting target from Jabanusa is 258,169 thousand barrels per day and until 2019 it will reach 100.87 percent of the target.

The target for lifting gas from Jabanusa is set at 731.3 million cubic feet per day. Support from all parties is needed by SKK Migas Jabanusa in this context, Nur Wahidi stressed, because until now from monitoring related to permits and land issues in Jabanusa, there are a number of problems that must be resolved immediately. 13 non-technical licensing issues, 77 explosive licensing issues, 5 land acquisition issues, and 3 forest area lease-to-use permits issues.

 "SKK Migas and KKKS work in the interests of the country, especially in the context of fulfilling national energy and state revenues," he warned.

IN INDONESIA

Empat Proyek Strategis Hulu Migas di Jabanusa

Sebanyak empat (4) proyek besar sektor hulu minyak dan gas di kawasan SKK Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara (Jabanusa) diharapkan selesai sesuai jadwal yang ditetapkan. Sebab, keempat proyek sangat mendukung target capaian lifting minyak dan gas secara nasional. 

      Empat proyek strategis hulu migas itu adalah proyek Kedung Keris di Kabupaten Bojonegoro, Propinsi Jawa Timur dengan operator ExxonMobil Cepu Ltd, proyek Jambaran Tiung Biru di Kabupaten Bojonegoro dengan operator Pertamina EP Cepu (PEPC), proyek Bukit Tua Phase 3 yang dioperatori Petronas Carigali Ketapang II Ltd di Kabupaten Sampang, Propinsi Jawa Timur, dan terakhir proyek TSB Phase 2 dengan operator Kangean Energi Indonesia di Kabupaten Sumenep, Propinsi Jawa Timur. 

Hal tersebut dikatakan Kepala SKK Migas Jabanusa, Nur Wahidi pada kegiatan lokakarya Media Periode III SKK Migas Jabanusa-KKKS dengan pimpinan media massa dari Jatim dan Jateng, Selasa (19/Nov/2019). 

“Kita harapkan ke-empat proyek tersebut selesai on schedule. Sebab, selesainya proyek sesuai jadwal berpengaruh positif terhadap pencapaian target lifting yang telah ditetapkan pemerintah,” ujarnya. 

Pada kegiatan lokakarya III SKK Migas Jabanusa dengan pimpinan media massa di Bali, sejumlah narasumber tampil memberikan materi. Di antaranya, Ketua Dewan Penasihat PWI Pusat Margiono, Heri Susanto (Direktur Riset & Data, Katadata), Komaidi Notonegoro (Direktur Eksekutif ReforMiner Institute), dan Nur Wahidi (Kepala SKK Migas Perwakilan Jabanusa). 

Dalam konteks capaian target proyek sesuai jadwal, menurut Nur Wahidi, dukungan konstruktif dari semua stakeholder sangat diharapkan, baik pemerintah daerah, tokoh masyarakat, media massa, dan masyarakat secara luas. 

“Saya juga sampaikan banyak terima kasih atas dukungan media massa kepada SKK Migas selama ini. Hanya satu persen berita negatif tentang hulu migas di Jabanusa sepanjang 2019,” katanya. 

Khusus untuk proyek Jarmbaran Tiung Biru, Nur Wahidi menjelaskan, progress proyek secara keseluruhan mencapai 37,72 persen. Di mana progress untuk pekerjaan engineering proyek dengan 80,72 persen, procurement dengan 40,36 persen, dan construction dengan 14,49 persen. Ditargetkan pada Juni 2021 mendatang, proyek Jambaran Tiung Biru selasai dan mulai berproduksi. 

Dari proyek ini, target maksimum sales gas meningkat 10 persen secara nasional atau setara 192 juta kaki kubik per hari. Selama ini, sebanyak 15 kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) di kawasan SKK Migas Jabanusa yang sedang menjalankan eksploitasi migas. Selain itu, ada 6 KKKS menjalankan aktifitas eksplorasi. Posisi Jabanusa dalam lifting migas nasional sangat penting dan menjadi backbone. 

Data 2018 menunjukkan, realisasi lifting minyak dari Jabanusa sebesar 253,822 ribu barel per hari atau mencapai 102,60 persen dari target. Sedangkan target lifting gas sebesar 753,2 juta kaki kubik per hari. Di tahun 2019, target lifting minyak dari Jabanusa sebesar 258,169 ribu barel per hari dan hingga berakhir tahun 2019 tercapai 100,87 persen dari target. 

Untuk target lifting gas dari Jabanusa ditetapkan sebesar 731,3 juta kaki kubik per hari. Dukungan dari semua pihak itu sangat  dibutuhkan SKK Migas Jabanusa dalam konteks ini, tegas Nur Wahidi, karena sampai sekarang dari monitoring terkait perizinan dan pertanahan di Jabanusa, ada sejumlah masalah yang harus segera diselesaikan. Masalah perizinan nonteknis sebanyak 13, masalah perizinan bahan peledak sebanyak 77, masalah pengadaan tanah sebanyak 5, dan masalah izin pinjam pakai kawasan hutan sebanyak 3.

 “SKK Migas dan KKKS bekerja untuk kepentingan negara, terutama dalam rangka pemenuhan energi nasional dan pendapatan negara,” katanya mengingatkan.

Duta Masyarakat, Page-16, Thursday, Nov 21, 2019

Pertamina's oil and gas production target misses

PT Pertamina (Persero) projects oil and gas production to be in the range of 910,000 barrels of oil equivalent per day (mboed) at the end of the year or lower compared to the company's initial target of 922,000 boepd. Pertamina Upstream Director Dharmawan H. Samsu said Pertamina recorded oil and gas production of 894,000 boepd as of September 2019 or 97% of the target set.

The oil and gas production achievements consisted of 410,000 barrels of oil per day (bpd) and 2,806 million cubic feet per day (mmscfd) of gas. This performance due to obstacles in the operations of subsidiaries on the upstream side. For example, the compressor is not optimal at Pertamina International EP Algeria Asset Algeria and the condition of high ambient temperature. In addition, Pertamina Hulu Indonesia experienced a decrease in constraints due to the performance of new wells and well intervention work that was not yet optimal.

"Pertamina will continue to make efforts to achieve the target even though there are upstream subsidiaries who have not yet achieved the oil and gas production target," he said.

According to him, Pertamina's oil and gas production until the end of the year is estimated to be around 910,000 boepd.

"The 910,000 boepd target is specifically 414,000 bpd and 2,928 mmscfd of gas," Dharmawan added.

Annually, Pertamina's oil and gas production performance is also corrected. The company's oil and gas production reached 911,000 boepd as of September 2018. For gas production, the decline was recorded to be very drastic, gas production reached 3,059 mmscfd in the third quarter of 2018. It's just that Pertamina's oil production recorded an increase compared to the same period last year 383,000 bpd.

If we refer to last year's production performance, this year's production projection will grow 18.48% with a target of 910,000 boepd. Over the past year, Pertamina's oil and gas production was recorded at 768,000 boepd, with a contribution of 291,000 bpd of oil and 2,763 mmscfd of gas. The realization of Pertamina's oil and gas production last year also increased significantly compared to the 2017 performance of 542,000 boepd with the realization of 238,000 bpd of oil production and 1,760 mmscfd of oil.

For the 2020 production target, Dharmawan projects that oil and gas production will reach 923,000 boepd. At present, through its upstream subsidiary which manages the majority of fields that have been in production for a long time and belongs to the category of mature fields with a natural decline rate of 50%.

According to him, holding back the rate of natural decline is a major challenge that has been managed well. This is evidenced by the ability of these fields to survive to produce at an aggregate depletion rate that is much lower, even close to 0%.

"Oil and gas is non-renewable energy, and all fields will surely face a rate of decline in natural production," he said.

Furthermore, in 2021, Pertamina is targeting production in the range of 1 million boepd and is targeted to continue to increase in the following years. Currently, Pertamina is also working on 98 projects through a number of subsidiaries. In detail, 47 projects were carried out by PT Pertamina EP, 29 projects by PT Pertamina Hulu Energi (PHE), 19 projects by PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), 2 projects by PT Pertamina EP Cepu (PEPC), and 1 project by PT Pertamina EP Cepu ADK.

IN INDONESIA

Target Produksi Migas Pertamina Meleset

PT Pertamina (Persero) memproyeksikan produksi minyak dan gas bumi akan berada di kisaran 910.000 barel setara minyak per hari (mboed) pada akhir tahun atau lebih rendah dibandingkan dengan target awal perusahaan yang sebanyak 922.000 boepd. Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H. Samsu mengatakan Pertamina mencatat produksi minyak dan gas bumi sebesar 894.000 boepd per September 2019 atau 97% dari target yang ditetapkan. 

Capaian produksi migas tersebut terdiri atas minyak 410.000 barel per hari (bph) dan gas 2.806 juta kaki kubik per hari (mmscfd). Kinerja ini  disebabkan adanya kendala dalam operasional anak usaha di sisi hulu. Misalnya saja, belum optimalnya kompresor di Pertamina Internasional EP Asset Algeria dan adanya kondisi high ambient temperature. Selain itu, Pertamina Hulu Indonesia mengalami penurunan kendala karena performa sumur baru dan pekerjaan well intervention yang belum optimal. 

“Pertamina akan terus melakukan upaya untuk mencapai target Walaupun ada anak usaha hulu yang belum mencapai  target produksi migas,” tuturnya.

Menurutnya, produksi migas Pertamina hingga akhir tahun nanti diperkirakan sekitar 910.000  boepd. 

“Target 910.000 boepd ini rincinya inyak 414.000 bph dan gas 2.928 mmscfd,” Dharmawan menambahkan. 

Secara tahunan, kinerja produksi migas  Pertamina juga terkoreksi. Produksi migas perseroan mencapai 911.000 boepd per September 2018. Untuk produksi gas, penurunannya tercatat sangat drastis,  produksi gas sampai mencapai 3.059 mmscfd pada kuartal III/2018. Hanya saja, produksi minyak Pertamina tercatat naik dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu 383.000 bph. 

Jika merujuk kinerja produksi tahun lalu, proyeksi produksi tahun ini tumbuh 18,48% dengan target 910.000 boepd. Sepanjang tahun lalu, produksi migas Pertamina tercatat 768.000 boepd, dengan kontribusi minyak 291.000 bph dan gas 2.763 mmscfd. Realisasi produksi migas Pertamina tahun lalu juga meningkat signifikan dibandingkan dengan kinerja 2017 sebesar 542.000 boepd dengan realisasi produksi minyak 238.000 bph dan gas 1.760 mmscfd. 

Untuk target produksi 2020, Dharmawan memproyeksikan produksi migas perseron mencapai 923.000 boepd. Saat ini, melalui anak usaha sektor hulu yang mengelola lapangan yang mayoritas sudah berproduksi sejak lama dan termasuk kategori mature fields dengan angka laju penurunan alamiahnya mencapai 50 %. 

Menurutnya, menahan laju penurunan alamiah merupakan tantangan utama yang berhasil dikelola dengan baik. Hal ini dibuktikan dengan kemampuan lapangan-lapangan tersebut bertahan untuk berproduksi dengan laju pengurasan secara agregat yang jauh lebih rendah bahkan mendekati 0%. 

“Migas adalah energi yang tidak terbarukan, dan semua lapangan pasti akan menghadapi laju penurunan produksi alamiah,” katanya.

Selanjutnya, pada 2021, Pertamina menargetkan produksi di kisaran 1 juta boepd dan ditargetkan akan seterusnya naik di tahun-tahun berikutnya. Saat ini, Pertamina juga sedang mengerjakan 98 proyek melalui sejumlah anak usahanya. Perinciannya, 47 proyek dikerjakan oleh PT Pertamina EP, 29 proyek oleh PT Pertamina Hulu Energi (PHE), 19 proyek oleh PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), 2 proyek oleh PT Pertamina EP Cepu (PEPC), dan 1 proyek oleh PT Pertamina EP Cepu ADK.

Bisnis Indonesia, Page-24, Thursday, Nov 21, 2019