Keep the Old Field Production Continuously Flowing

Contracts of oil and gas blocks that will expire during the period 2015-2018 as many as 35 work areas. In 2017-2018, there are 11 oil and gas blocks whose contracts will expire In early 2017, the Offshore Offshore North West Java (ONWJ) working contract has expired and is immediately signed a new contract with a gross split share scheme.

The Mahakam Block contributed 20 percent to national gas production with 1.504 million cubic feet per day (MMscfd) and condensate 55,100 barrels of condensate per day. After Mahakam, there are nine oil and gas blocks that will end in 2018 such as Tuban Block, Ogan Komering, Sanga-Sanga and South East Sumatera.

In 2021, the largest oil and gas block in Indonesia, the Rokan Block, will be finished. The Rokan Block operated by Chevron is capable of producing 226,500 barrels per day (bpd) or 28% of the national oil production. In 2023, the Corridor Block with gas production of 980 MMscfd or 13% of national gas production will also end.

Upstream Oil and Gas Analyst WoodMackenzie Johan Utama said that in addition to the investment climate oil prices and the development cycle of the field will be a determinant of whether the investment is still running so that oil and gas production activities are not disturbed. However, it is necessary to pay attention to the time of the contract renewal decision so that the current operator is more comfortable in establishing the investment plan.

As an illustration, for the three ending blocks such as the Mahakam Block operated by Total E & P Indonesie, Rokan Chevron Pacific Indonesia Block and Corridor ConocoPhillips Grissik Limited issued capital expenditures and operations in 2016 of US $ 3 billion. 

    From the material proposed by the Indonesian Petroleum Association (IPA) related to the Oil and Natural Gas Bill, there are several factors supporting the development of upstream oil and gas sector. To create an investment climate the government needs to provide more attractive fiscal provisions.

Fiscal provisions when it is considered to accelerate the decline in production because the portion of the country that is less flexible. Flexibility is also expected to be reflected in the terms of the cooperation contract. The reason, at this time, the government refers to the Government Regulation No. 35/2004 on Upstream Oil and Gas Business Activities with a 30-year contract life and a maximum extension twice for 10 years for one extension.

"Operators need a lot of time to plan activities and budgets, decisions that are too close to the end of the contract tend to result in a minimum budget and activity plan," he said.

Old squares or wells become the current operator's challenge to the government. The reason, the older age, the decline in production the faster. Thus excessive effort is required to maintain production. In particular, the government still uses oil and gas production as a macro assumption in the state budget.

LIFTING ASSUMPTIONS

Based on data on the preparation of Macroeconomic Framework and Fiscal Policy Principles 2018 and Medium Term Budget Framework 2018-2022, Minister of ESDM Ignasius Jonan conveyed his input to Finance Minister Sri Mulyati. In the proposal dated 14 February 2017, the assumption of oil and gas lifting made two versions of moderate and optimistic.

     For moderate assumptions, by 2018 oil lifting target of 771,000 bpd and gas 1.19 million barrels of oil equivalent per day (boepd). Oil assumption in 2019 fell to 722,000 bpd and gas rose to 1.21 million boepd.

By 2020, the moderate oil lifting assumption touches 695,000 bpd and gas 1.19 million boepd. Oil lifting assumptions continue to fall in 2021 and 2022 with 651,000 bpd and 589,000 bpd respectively. For cost recovery, the initial assumption, in 2019 touched US $ 12.49 billion, by 2020 of US $ 12.09 billion, at 2021 US $ 12/14 billion, and to US $ 12.18 billion in 2022.

The assumption is lower target through optimization efforts. Cost recovery in 2019 is US $ 10.82 billion, in 2020 of US $ 10.28 billion, in 2021 of US $ 9.76 billion and US $ 9.28 billion in 2022. The Government wants oil and gas production to be maintained even up. However, from-the-side operating cost recovery is expected to continue to fall.

"Of course, these techniques require more cost, and generally the ratio of production increase to the value of investment will tend to be high when compared with the field which generally still younger," he said.

Deputy Head of SKK Migas Sukandar said that currently there are 86 production working areas with one of them working area using gross split contract so that its impact on cost recovery reduction has not been seen next year.

Based on data in August 2017, the realized cost recovery was US $ 7.22 billion from the target of US $ 10.4 billion so far this year. However, it is estimated that the realization will exceed the target of US $ 10.7 billion. Previously mentioned the potential for additional cost recovery at the end of the year as capital expenditures usually increase towards the end of the year.

He said the reduction of cost recovery is difficult to realize because of the recorded data no matter how the ceiling is set realization is always missed because of the number of fields or old wells that cost more to produce oil or gas. Moreover, current drilling activities in the field easier to produce water than to produce oil so it costs more to achieve the production target.

"The more the production is even water instead of oil. The more days the oil gets smaller, "he said.

The government as the owner of the field, has a larger share in the revenue share and has the authority to set the direction of upstream oil and gas business. Of course the government wants upstream oil and gas activities both from old fields and new fields in order to provide maximum benefits.

The benefits of the government itself is decisive. It can be a huge state revenue or double effect that has always been voiced that oil and gas is not a commodity, but a lighter of economic growth.

IN INDONESIA

Menjaga Produksi Lapangan Tua Terus Mengalir

Kontrak blok minyak dan gas bumi yang akan berakhir selama periode 2015-2018 sebanyak 35 wilayah kerja. Pada 2017-2018, ada 11 blok migas yang kontraknya akan berakhir Pada awal 2017, kontrak kerja sama Blok Offshore North West Java (ONWJ) telah berakhir dan langsung diteken kontrak baru dengan skema bagi hasil kotor atau gross split.

Kemudian, disambung Blok Mahakam yang berkontribusi 20% terhadap produksi gas nasional dengan capaian produksi sebesar 1.504 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan kondensat 55.100 barel kondensat per hari. Setelah Mahakam, terdapat sembilan blok migas yang akan berakhir pada 2018 seperti Blok Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga, dan South East Sumatera.

Pada 2021, blok migas terbesar di Indonesia, Blok Rokan, akan berkhir. Blok Rokan yang dioperasikan oleh Chevron mampu memproduksi minyak 226.500 barel per hari (bph) atau 28% dari produksi minyak nasional. Pada 2023, Blok Corridor dengan produksi gas 980 MMscfd atau 13% produksi gas nasional juga akan berakhir.

Analis Hulu Minyak dan Gas Bumi WoodMackenzie Johan Utama mengatakan bahwa selain iklim investasi harga minyak dan siklus pengembangan lapangan akan menjadi penentu apakah investasi tetap berjalan sehingga kegiatan produksi migas tidak terganggu. Namun, perlu memperhatikan waktu keputusan perpanjangan kontrak agar operator saat ini lebih nyaman menetapkan rencana investasi.

Sebagai gambaran, untuk tiga blok yang akan berakhir seperti Blok Mahakam yang dioperatori Total E&P Indonesie, Blok Rokan Chevron Pacific Indonesia, dan Blok Corridor ConocoPhillips Grissik Limited mengeluarkan belanja modal dan operasi pada 2016 sebesar US$ 3 miliar. 

     Dari materi usulan Indonesian Petroleum Association (IPA) terkait dengan RUU Minyak dan Gas Bumi, terdapat beberapa faktor pendukung pengembangan sektor hulu migas. Untuk menciptakan iklim investasi pemerintah perlu memberikan ketentuan fiskal yang lebih menarik.

Ketentuan fiskal saat justru dianggap mempercepat penurunan produksi karena porsi negara yang kurang fleksibel. Fleksibilitas juga diharapkan bisa tercermin pada masa kontrak kerja sama. Pasalnya, saat ini, pemerintah mengacu pada Peraturan Pemerintah Nomor 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas dengan umur kontrak 30 tahun dan perpanjangan maksimum dua kali sepanjang 10 tahun untuk sekali perpanjangan.

“Operator perlu banyak waktu untuk merencanakan kegiatan dan anggaran, keputusan yang terlalu dekat akhir kontrak cenderung menghasilkan anggaran dan rencana kegiatan yang minimum,” katanya.

Lapangan-lapangan atau sumur-sumur tua menjadi tantangan operator yang ada saat ini juga pemerintah. Pasalnya, semakin tua umurnya, penurunan produksi semakin cepat. Dengan demikian diperlukan upaya berlebih untuk bisa mempertahankan produksi. Terutama, pemerintah yang masih menggunakan produksi minyak dan gas sebagai asumsi makro dalam APBN.

ASUMSI LIFTING

Berdasarkan data penyusunan Kerangka Ekonomi Makro dan Pokok-Pokok Kebijakan Fiskal 2018 serta Kerangka Anggaran Jangka Menengah 2018-2022, Menteri ESDM Ignasius Jonan menyampaikan masukan kepada Menteri Keuangan Sri Mulyati. 

     Dalam usulan tertanggal 14 Februari 2017, asumsi lifting migas dibuat dua versi yakni moderat dan optimistis. Untuk asumsi moderat, pada 2018 target lifting minyak sebesar 771.000 bph dan gas 1,19 juta barel setara minyak per hari (boepd).  Asumsi minyak pada 2019 turun menjadi 722.000 bph dan gas justru naik menjadi 1,21 juta boepd.

Pada 2020, asumsi moderat lifting minyak menyentuh 695.000 bph dan gas 1,19 juta boepd. Asumsi lifting minyak terus turun pada 2021 dan 2022 dengan angka 651.000 bph dan 589.000 bph scara berturut-lurut. Untuk cost recovery, asumsi awalnya, pada 2019 menyentuh US$ 12,49 miliar, pada 2020 sebesar US$12,09 miliar, pada 2021 US$ 12/14 miliar, dan menjadi US$ 12,18 miliar pada 2022.

Asumsi tersebut lebih rendah targetnya melalui upaya optimalisasi. Cost recovery pada 2019 US$ 10,82 miliar, pada 2020 sebesar US$ 10,28 miliar, pada 2021 sebesar US$ 9,76 miliar dan US$ 9,28 miliar pada 2022. Pemerintah menginginkan agar produksi minyak dan gas bisa tetap terjaga bahkan naik. Namun, dari-sisi pengembalian biaya operasi diharapkan bisa terus turun.

“Tentunya teknik-teknik tersebut memerlukan biaya lagi, dan umumnya rasio penambahan produksi terhadap nilai investasi akan cenderung tinggi apabila dibandingkan dengan lapangan-lapangan yang umumya masih lebih muda," katanya.

Wakil Kepala SKK Migas Sukandar mengatakan bahwa saat ini terdapat 86 wilayah kerja produksi dengan satu di antaranya wilayah kerja yang menggunakan kontrak gross split sehingga dampaknya terhadap pengurangan cost recovery belum terlihat di tahun depan.

Berdasarkan data pada Agustus 2017, cost recovery yang terealisasi US$ 7,22 miliar dari target US$ 10,4 miliar sepanjang tahun ini. Namun, diperkirakan realisasinya akan melampaui target yakni menjadi US$ 10,7 miliar. Sebelumnya disebutkan potensi penambahan cost recovery di akhir tahun karena biasanya belanja modal bertambah menjelang akhir tahun.

Dia menyebut, pengurangan cost recovery sulit direalisasikan karena dari data tercatat berapa pun pagu yang ditetapkan realisasinya selalu meleset karena banyaknya lapangan atau sumur tua yang membutuhkan biaya lebih besar agar bisa menghasilkan minyak atau gas. Terlebih, saat ini kegiatan pengeboran di lapangan lebih mudah menghasilkan air daripada menghasilkan minyak sehingga membutuhkan biaya lebih agar target produksi bisa tercapai.

“Semakin hari produksi ini malah air bukan minyak. Semakin hari minyak semakin dikit,” katanya.

Pemerintah sebagai pemilik ladang, memiliki porsi lebih besar dalam bagi hasil dan memiliki kewenangan untuk menetapkan arah pengusahaan hulu migas. Tentunya pemerintah menginginkan kegiatan hulu migas baik dari lapangan tua maupun lapangan baru agar bisa memberikan manfaat sebesar-besarnya.

Manfaatnya pun pemerintah sendiri yang menentukan. Bisa berupa penerimaan negara yang besar atau efek berganda yang selama ini selalu disuarakan bahwa migas bukan komoditas, tetapi pemantik penumbuhan ekonomi.

Bisnis Indonesia, Page-28, Tuesday, Sept 26, 2017

Hope Gas from Jambaran-Tiung Biru

The development of the Jambaran-Tiung Biru Blok Cepu block, Bojonegoro seems to be ready for operation. After ExxonMobil Cepu Limited, owner of 41.4% shares in the field is willing to sell its shares to PT Pertamina EP Cepu. Pertamina also gets gas buyers.

Currently Pertamina EP Cepu owns shares of Jambaran Tiung Biru, 41.4%, ExxonMobil Cepu 41, 4%, BUMD 9.2% and Pertamina EP 8%. If sales occur, the composition becomes Pertamina EP Cepu of 82.8%, Pertamina EP at 8% and BUMD of 9.2%.

Elia Massa Manik, President Director of PT Pertamina said that the project is a new hope to overcome the gas deficit in Central Java and East Java. Pertamina will channel approximately US $ 1.5 billion for the project of Jambaran Tiung Biru. With 1.9 trillion cubic feet of gas reserves -2.5 trillion cubic feet, he hopes that the industries in Central Java and East Java will have enough gas supply.

"The development of Tiung Biru Jambaran will open employment," he said during groundbreaking with the Minister of EMR and Head SKK Migas, Monday (25/9). Currently, Pertamina is still finalizing the share transfer negotiation of Jambaran Tiung Biru. Although there has been no agreement with ExxonMobil Cepu, Pertamina has received gas buyer, his own brother, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) at US $ 7.6 per mmbtu on August 8, 2017.

"The agreement was the beginning of developing the field, because there are buyers of gas," he said.

ExxonMobil Cepu field has high lmpleksitas with 34% CO2 content and gas processing facilities 330 million metric standard cubic feet per day (mmscfd). Medium production of gas sold as much as 172 mmscfd. Drilling will be done by PT Rekayasa Industri and PT Japan Gas Corporation.

Amien Sunaryadi, Head of SKK Migas, said the state revenue projection from this project until the contract is completed in 2035 reached US $ 3.61 billion or Rp 48 trillion. A total of 100 mmscfd to Pertamina, then to PLN for electricity needs in East Java and Central Java. The remaining 72 mmscfd for industries in Central Java and East Java.

IN INDONESIA

Berharap Gas dari Jambaran Tiung Biru

Pengembangan lapangan Jambaran-Tiung Biru Blok Cepu, Bojonegoro nampaknya siap dioperasikan Ini setelah ExxonMobil Cepu Limited sebagai pemilik 41,4 % saham di lapangan tersebut bersedia menjual sahamnya ke PT Pertamina EP Cepu. Pertamina juga mendapat pembeli gas.

Saat ini Pertamina EP Cepu memiliki saham Jambaran Tiung Biru, sebesar 41,4%, ExxonMobil Cepu 41, 4%, BUMD 9,2% dan Pertamina EP 8%. Jika penjualan terjadi, komposisinya menjadi Pertamina EP Cepu sebesar 82,8%, Pertamina EP sebesar 8% dan BUMD sebesar 9,2%.

Elia Massa Manik, Direktur Utama PT Pertamina mengungkapkan, proyek ini menjadi harapan baru mengatasi defisit gas di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Pertamina akan mengalirkan dana sekitar US$ 1,5 miliar untuk proyek Jambaran Tiung Biru. Dengan cadangan gas 1,9 triliun cubic feet -2,5 triliun cubic feet dirinya berharap industri di Jateng dan Jatim mendapat suplai gas yang cukup. 

"Pengembangan Jambaran Tiung Biru akan membuka lapangan kerja," kata dia saat groundbreaking bersama Menteri ESDM dan Kepala SKK Migas, Senin (25/9). Saat ini, Pertamina masih menyelesaikan negosiasi pengalihan saham Jambaran Tiung Biru. Meski belum terjadi kesepakatan dengan ExxonMobil Cepu, Pertamina sudah mendapat pembeli gas, saudaranya sendiri, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) dengan harga US 7,6 per mmbtu pada 8 Agustus 2017. 

"Kesepakatan itu jadi awal mengembangkan lapangan, karena ada pembeli gas," ujarnya.

Lapangan ExxonMobil Cepu memiliki lmpleksitas tinggi dengan kandungan CO2 34% dan fasilitas pemrosesan gas 330 million metric standard cubic feet per day (mmscfd). Sedang produksi gas jual sebanyak 172 mmscfd. Pengeboran akan dilakukan PT Rekayasa Industri dan PT Japan Gas Corporation.

Amien Sunaryadi, Kepala SKK Migas, menyatakan, proyeksi penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai tahun 2035 mencapai US$ 3,61 miliar atau Rp 48 triliun. Sebanyak 100 mmscfd ke Pertamina, kemudian ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jatim dan Jateng. Sisanya 72 mmscfd untuk industri di Jateng dan Jatim.

Kontan, Page-18, Tuesday, Sept 26, 2017

Lemigas Investigation of Kepodang Not Completed

The business certainty of Petronas Carigali and Saka Energi Indonesia in Kepodang Field, Muriah Block of Central Java is not yet clear. Supposedly, this September Lemigas-Center for Oil and Gas Technology Research and Development- has already revealed Kepodang's production decline, from 116 mmscfd to about 80 mmscfd - 85 mmscfd. While production was just done in 2015 ago.

Secretary of SKK Migas Arief Setiawan Handoko confirmed, Lemigas has not submitted Kepodang Field study results. Meanwhile, Head of Program and Communication Division of SKK Migas Wisnu Prabawa Taher also confirmed that the study of Lemigas on Kepodang Field has not been completed yet.

"The study from Lemigas is still progressive" said Vishnu.

The Lemigas study is important for the government to determine the fate of Kepodang Field. Earlier Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar stated, the government has not been able to decide any step after the announcement of force majure alias kahar "in Kepodang Field if subsurface analysis has not been completed.

Muriah Block - Petronas Carigali

IN INDONESIA

Investigasi Lemigas Soal Kepodang Belum Tuntas

Kepastian bisnis Petronas Carigali dan Saka Energi Indonesia di Lapangan Kepodang, Blok Muriah Jawa Tengah sampai saat ini belum jelas. Mestinya, September ini Lemigas-Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi- sudah membeberkan penurunan produksi Kepodang, dari 116 mmscfd menjadi sekitar 80 mmscfd - 85 mmscfd. Sementara produksi baru saja dilakukan tahun 2015 lalu.

Sekretaris SKK Migas Arief Setiawan Handoko membenarkan, Lemigas belum menyerahkan hasil kajian Lapangan Kepodang. Sedangkan Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher juga menegaskan hasil kajian Lemigas terhadap Lapangan Kepodang belum selesai. 

“Kajian dari Lemigas masih progres" kata Wisnu.

Kajian Lemigas ini penting bagi pemerintah untuk menentukan nasib Lapangan Kepodang. Sebelumnya Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyatakan, pemerintah belum bisa memutuskan satupun langkah pasca pengumuman kondisi force majure alias kahar" di Lapangan Kepodang jika analisa subsurface belum juga rampung.

Kontan, Page-18, Tuesday, Sept 26, 2017

Gas Project Donates Rp 48 Trillion

The development of the Jambaran-Tiung Biru gas field in Bojonegoro, East Java, will increase state revenues of Rp 48 trillion. The receipt came from the state in a gas sale and purchase contract for PT Perusahaan Listrik Negara. The gas reserves in the field are 1.9 trillion cubic feet.

On Monday (25/9), laying the first stone project development of gas field Jambaran-Tiung Biru made Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan. Amien Sunaryadi, President Director of PT Pertamina Elia Massa Manik, President of ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL) Daniel Wieczynski, Assistant II of the East Java Provincial Government Fatah Yasin, Regent Bojonegoro Suyoto, and the board of directors of PLN.

"Gas from the Jambaran-Tiung Biru field is being distributed to PLN plants in East Java and Central Java, as well as for industrial needs. With contracts up to 2035, the potential of state revenues is more than Rp 48 trillion, "said Amien.

The laying of the first stone of the project marks the execution of work that is expected to take four years. The project is expected to absorb a workforce of about 6,000 people. 

     In his speech, Suyoto hoped that the people of Bojonegoro, especially around the Jambaran-Tiung Biru gas field, benefited directly from the project. The gas field development project with operator PT Pertamina EP Cepu, a subsidiary of Pertamina, is expected to absorb the local workforce Suyoto.

"For example, for drivers or foremen, preferably from local personnel, not necessarily imported from outside Bojonegoro. In addition, the project this development could have an impact on the improvement of infrastructure around the project site, "said Suyoto.

Commercialization of gas on this project reached 172 million standard cubic feet per day (MMSCFD). A total of 100 MMSCFD for Pertamina and will be channeled to PLN for electricity needs in East Java and Central Java. The allocation of 72 MMSCFD is channeled to supply industrial needs in Central Java and East Java. 

    The price of gas at the wellhead is 6.7 US dollars per million metric British thermal unit (MMBTU) and unchanged for 30 years. With the transportation cost of 0.9 US dollars per MMBTU, then the price at the PLN power plant to 7.6 US dollars per MMBTU.

Regarding the price of gas, Jonan said the figure is the cheapest for the central part of Java. He hopes that cheap gas prices for power plants can generate cheap and affordable electricity tariffs. With regard to the participation stake of 10 percent, the central government will make its formulation in technical terms.

The total cost of investment and operation of this project is estimated at 3.457 billion US dollars or approximately Rp 46 trillion. The value does not include the cost of building the Gresik pipeline to Semarang along 267 kilometers with an investment of 515 million US dollars or about Rp 7 trillion. The gas pipeline is for gas for industrial sector.

IN INDONESIA

Proyek Gas Sumbang Rp 48 Triliun

Proyek pengembangan lapangan gas Jambaran-Tiung Biru di Bojonegoro, Jawa Timur, akan menambah penerimaan negara Rp 48 triliun. Penerimaan itu datang dari bagian negara dalam kontrak jual beli gas untuk PT Perusahaan Listrik Negara. Cadangan gas di lapangan itu sebanyak 1,9 triliun kaki kubik. 

Pada Senin (25/9), peletakan batu pertama proyek pengembangan lapangan gas Jambaran-Tiung Biru dilakukan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan. Sejumlah pejabat yang hadir antara lain Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi, Direktur Utama PT Pertamina Elia Massa Manik, Presiden ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL) Daniel Wieczynski, Asisten II Pemerintah Provinsi Jawa Timur Fatah Yasin, Bupati Bojonegoro Suyoto, serta jajaran direksi PLN.

”Gas dari lapangan Jambaran-Tiung Biru dialirkan untuk pembangkit PLN di Jatim dan Jateng, serta untuk kebutuhan industri. Dengan kontrak hingga 2035, potensi penerimaan negara lebih dari Rp 48 triliun,” ujar Amien.

Peletakan batu pertama proyek itu menandai pelaksanaan pekerjaan yang diperkirakan membutuhkan waktu empat tahun. Proyek ini diperkirakan bakal menyerap tenaga kerja sekitar 6.000 orang. 

     Dalam sambutannya, Suyoto berharap rakyat Bojonegoro, khususnya di sekitar lapangan gas Jambaran-Tiung Biru, mendapat manfaat langsung dari proyek tersebut. Proyek pengembangan lapangan gas dengan operator PT Pertamina EP Cepu, anak usaha Pertamina, diharapkan Suyoto dapat menyerap tenaga kerja lokal.

”Misal, untuk sopir atau mandor, sebaiknya dari tenaga lokal, tidak perlu didatangkan dari luar Bojonegoro. Selain itu, proyek pengembangan ini dapat berdampak bagi perbaikan infrastruktur di sekitar lokasi proyek,” ujar Suyoto.

Komersialisasi gas pada proyek ini mencapai 172 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Sebanyak 100 MMSCFD untuk Pertamina dan akan dialirkan ke PLN untuk pemenuhan kebutuhan listrik di Jatim dan Jateng. Adapun alokasi sebanyak 72 MMSCFD dialirkan untuk memasok kebutuhan industri di Jateng dan Jatim. 

    Harga gas di kepala sumur sebesar 6,7 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU) dan tidak berubah selama 30 tahun.  Dengan biaya pengangkutan sebesar 0,9 dollar AS per MMBTU, maka harga di pembangkit listrik PLN menjadi 7,6 dollar AS per MMBTU.

Mengenai harga gas tersebut, Jonan menyebut angka itu adalah yang termurah untuk wilayah Jawa bagian tengah. Ia berharap, harga gas yang murah untuk pembangkit listrik dapat menghasilkan tarif listrik yang murah dan terjangkau. Terkait saham partisipasi sebesar 10 persen, pemerintah pusat akan membuat formulasinya dalam hal teknis.

Total biaya investasi dan operasi proyek ini diperkirakan mencapai 3,457 miliar dollar AS atau sekitar Rp 46 triliun. Nilai itu belum termasuk biaya pembangunan pipa Gresik ke Semarang sepanjang 267 kilometer dengan investasi 515 juta dollar AS atau sekitar Rp 7 triliun. Pipa gas itu untuk pengaliran gas bagi sektor industri.

Kompas, Page-18, Tuesday, Sept 26, 2017

Blue Tiung Gas Starts Flowing in 2021

The project of unitization of the Jambi Tiung Biru (JTB) gas field in Bojonegoro will start production in 2021. The national strategic project (PSN) is projected to increase state revenues of USD 3.61 billion (Rp 48 trillion) until the contract expires in 2035. Pertamina through its subsidiaries , Pertamina EP Cepu (PEPC) has invested USD 1.547 billion for the project.

Head of Special Unit for Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi revealed that all gas production from JTB field will be used for domestic needs. The allocation of 100 mmscfd will be channeled to PLN for electricity needs in East Java and Central Java, "he said.

In addition, 72 mmscfd is used to supply industrial needs in Central Java and East Java. The price of gas agreed at the wellhead is USD 6.7 per million British thermal unit (mmbtu) flat for 30 years. In addition to the toll fee of USD 0.9 per mmbtu, the gas price after arriving at the PLN power plant becomes USD 7.6 per mmbtu.

"So far, the largest users of domestic gas pipelines have come from the industry since 2013, domestic allocations are already higher than exports," added the former KPK commissioner.

SKK Migas noted that in 2017, domestic gas contracts reached 3,855 mmscfd. Exports reached 2,618 mmscfd. The project with 2.5 trillion cubic feet of gas reserves (TCF) has 34 percent carbon dioxide.

Tiung Biru field also has a gas processing facility with a capacity of 330 mmscfd and gas production of 172 mmscfd. The drilling will be done by PT Rekayasa Industri (Rekind) and PT Japan Gas Corporation. In January, the Ministry of Energy and Mineral Resources ruled Pertamina to fully develop the JTB field and complete the field transfer process with a business-to-business scheme with ExxonMobil Cepu Limited.

Exxon releases Tiung Biru gas field because its selling price is considered inefficient. Exxon previously offered gas prices from JTB valued at USD 9 per mmbtu. President Director of Pertamina Elia Massa Manik stated that Pertamina continues to complete the negotiation on the transfer of participation rights in JTB development. Currently, Pertamina still has 45 percent participation right (PI).

After the transfer of management, Pertamina will control PI up to 91 percent and the remaining 9 percent owned by regionally owned enterprises (BUMD). The Unitization of the Field is also accelerating the utilization of gas transmission pipeline Gresik-Semarang.

"Utilization of gas can be expanded so that projects that had been delayed and the economy will doubtlessly re-start one by one," he added.

Pertamina through its subsidiary, PT Pertamina Gas (Pertagas), is completing the construction of 267 km of Gresik-Semarang pipeline with investment value of approximately USD 515.7 million or Rp 7 trillion.

"This project will be onstream by mid 2018" said Elijah.

IN INDONESIA

Gas Tiung Biru Mulai Mengalir pada 2021

Proyek unitisasi lapangan gas Jambaran Tiung Biru (JTB) di Bojonegoro akan mulai berproduksi pada 2021. Proyek strategis nasional (PSN) itu diproyeksikan mampu menambah penerimaan negara USD 3,61 miliar (Rp 48 triliun) hingga kontraknya berakhir pada 2035. Pertamina melalui anak usahanya, Pertamina EP Cepu (PEPC) mengalirkan investasi senilai USD 1,547 miliar untuk proyek tersebut.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengungkapkan, seluruh produksi gas dari lapangan JTB akan digunakan untuk kebutuhan dalam negeri. Alokasi sebesar 100 mmscfd akan dialirkan ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jawa Timur dan Jawa Tengah,” ujarnya.

Selain itu, sebanyak 72 mmscfd digunakan untuk memasok kebutuhan industri di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Harga gas yang disepakati di kepala sumur sebesar USD 6,7 per juta British thermal unit (mmbtu) flat selama 30 tahun. Ditambah biaya penggunaan pipa (toll fee) sebesar USD 0,9 per mmbtu, harga gas setelah sampai di pembangkit listrik PLN menjadi USD 7,6 per mmbtu.

"Selama ini pemakai gas pipa domestik terbesar berasal dari industri. Sejak 2013, alokasi domestik sudah lebih besar daripada ekspor,” tambah mantan komisioner KPK tersebut.

SKK Migas mencatat, pada 2017, kontrak gas domestik mencapai 3.855 mmscfd. Sedangkan ekspor mencapai 2.618 mmscfd. Proyek dengan cadangan gas sebesar 2,5 triliun kaki kubik (TCF) itu memiliki kandungan karbon dioksida sebesar 34 persen.

Lapangan Tiung Biru juga memiliki fasilitas pemrosesan gas berkapasitas 330 mmscfd dan produksi gas jual 172 mmscfd. Pengeboran akan dilakukan PT Rekayasa Industri (Rekind) dan PT Japan Gas Corporation. Pada Januari lalu, Kementerian ESDM memerintah Pertamina untuk mengembangkan secara penuh lapangan JTB dan menyelesaikan proses pengalihan lapangan dengan skema business to-business dengan ExxonMobil Cepu Limited. 

Exxon melepas Lapangan gas Tiung Biru karena harga jualnya dinilai tidak efisien. Exxon sebelumnya menawarkan harga gas dari JTB senilai USD 9 per mmbtu. Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik menyatakan, Pertamina terus menuntaskan negosiasi pengalihan hak partisipasi dalam pengembangan JTB, saat ini, Pertamina masih memiliki hak partisipasi (PI) 45 persen.

Pasca alih kelola, Pertamina akan menguasai PI hingga 91 persen dan sisanya 9 persen dimiliki badan usaha milik daerah (BUMD). Unitisasi Iapangan tersebut sekaligus mempercepat utilisasi pipa transmisi gas Gresik-Semarang. 

”Pemanfaatan gas bisa diperluas sehingga proyek-proyek yang sempat tertunda dan keekonomiannya diragukan akan kembali dimulai satu per satu," imbuhnya.

Pertamina melalui anak perusahaannya, PT Pertamina Gas (Pertagas), sedang menyelesaikan pembangunan pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 km dengan nilai investasi sekitar USD 515,7 juta atau Rp 7 Triliun. 

"Proyek ini akan onstream pada pertengahan 2018" kata Elia.

Jawa Pos, Page-6, Tuesday, Sept 26, 2017

Minister of EMR Puts the First Stone

Official Oil and Gas Field Working Facilities Started.

The construction of gas processing facilities / GPF oil and gas project in Jambaran - Tiung Biru Field (JTB) in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro begins. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM), Ignatius Jonan marked the beginning of physical work by laying the first stone, Monday afternoon (25/9/17).

The laying of the first stone is an important step to mark the start of the JTB Project whose production capacity reaches 330 million standard cubic feet per day (MMSCFD). It is estimated that the state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reaches US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion.

"In addition to state revenues, this project will have multiple effects for regional and national economies," said Ignatius.

The absorption of manpower in JTB Field is estimated to reach 6,000 more people during the construction period. While all gas production in JTB will be used for domestic needs.

The details of 100 MMSCFD are allocated to Pertamina, which then goes to PLN for electricity needs in East and Central Java. The ESDM Minister was present at the JTB field welcomed by the Bojonegoro District Leadership Communication Forum, the Pertamina board of directors and the surrounding community. Minister of EMR left Bojonegoro at around 16.00 WIB by road with guarded by police officers.

IN INDONESIA

Menteri ESDM Letakkan Batu Pertama

Pengerjaan Fasilitas Lapangan Migas J-TB Resmi Dimulai.

Pengerjaan konstruksi gas processing facilities/GPF proyek migas Lapangan Jambaran - Tiung Biru (JTB) di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Bojonegoro dimulai. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Ignasius Jonan menandai mulainya pengerjaan fisik dengan melakukan peletakan batu pertama, Senin siang (25/9/17).

Peletakan batu pertama ini merupakan tahapan penting untuk menandai dimulainya Proyek JTB yang kapasitas produksinya mencapai 330 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Diperkirakan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai tahun 2035 mendatang mencapai US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun.

"Selain penerimaan negara, proyek ini akan memberikan efek berganda bagi perekonomian daerah maupun nasional," kata Ignasius.

    Penyerapan tenaga kerja di Lapangan JTB ini diperkirakan mencapai 6.000 orang lebih dalam masa pengerjaan konstruksi. Sementara seluruh produksi gas di JTB ini akan digunakan untuk kebutuhan dalam negeri.

Rinciannya sebesar 100 MMSCFD diperuntukkan ke Pertamina, yang kemudian dialirkan ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jawa Timur dan Jawa Tengah. Menteri ESDM hadir di lapangan JTB disambut oleh Forum Komunikasi Pimpinan Daerah Kabupaten Bojonegoro, jajaran direksi Pertamina serta masyarakat sekitar. Menteri ESDM meninggalkan Bojonegoro sekitar pukul 16.00 WIB melalui jalur darat dengan dikawal ketat aparat kepolisian. 

Harian Bangsa, Page-9, Tuesday, Sept 26, 2017

Expected to Flow 2021

Gas from the Jambaran-Tiung Biru Field is expected to begin flowing in 2021 with a capacity of about 330 million cubic cookies per day / MMscfd. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said with an estimated physical construction time of 3.5 years, after 2021 the gas began to flow. Gas produced from six wells will be processed through gas processing facilities.

From the production capacity of about 330 MMscfd, the gas that can be sold from the field is 180 MMscfd which will be distributed through Gresik-Semarang transmission pipeline and will be built by PT Pertamina Gas. A total of 100 MMscfd of which is channeled to meet the needs of gas power plants in Gresik and Tambak Lorok. The rest, to meet the needs of industrial gas.

"For 3.5 years less, it should have been completed by 2021," he said in a press conference on the groundbreaking ceremony of Jambaran-Tiung Biru Field on Monday (25/9).

The project, which found its reserves 15 years ago, was previously targeted to produce the first gas in 2019. However, the target backward because of uncertainty factors among gas buyers. The current gas buyer, PT Pupuk Kujang Cikampek, complained about the exorbitant gas price of US $ 8 per MMBtu with a 2% escalation. As a result, the gas sale and purchase agreement (PJBG) was canceled.

The sale price is to compensate for the investment cost because the gas produced by the field contains carbon dioxide (CO2) and hydrogen sulfide (H2S), thus requiring separation technology to produce ready-to-sell gas. Gas price negotiations also require time that also affects the investment and the economy of the project.

Instead of directly providing additional revenue sharing to the contractor, the government issued a letter of assignment to PT Pertamina to increase the partner's management rights.

The project is a two-field unitization of two different work areas. The Jambaran Field is part of the Cepu work area and Tiung Biru field is part of Pertamina EP's working area. In Cepu Block, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) becomes operator and controls 20.5% of participating interest, Ampolex 24.5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% and several Regional Owned Enterprises with 10% participation shares.

Meanwhile, in the project, PEPC becomes operator and with EMCL each has 41.4% portion. BUMD has 9.2% and the remaining 8% is controlled by Pertamina EP. However, at this time still process the transfer of EMCL portion to PEPC.

The government, who wants affordable gas prices and efficient investments, has subsequently granted an additional proposal for contractor returns on the project after PEPC and EMCL. Agree to not partner in the project as well as adjustment of investment value and gas price.

Jonan said his party has granted the proposed additional 5% split contractor, so that the government and contractor share to 55%: 45%. An additional 5% is considered to hoist the economy when gas prices fall to US $ 6.7 per MMBtu upstream without escalation and investment down from US $ 2.1 billion to US $ 1.5 billion.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam added that the core process of transferring management rights has been completed. However, it is still in the administrative stage. Meanwhile, the transfer of rights is carried out under a sole-risks scheme, the partner releases his rights and obligations to the project, although the project is a unitization field of two different working areas.

Meanwhile, Vice Government of ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto said the key points in the negotiations have been reached. Currently entering the final stage for the administrative process. President Director of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim said he had expressed his desire to absorb gas in the field of Jambaran-Tiung Biru. He hopes to get 50 MMscfd up to 60 MMscfd which will be distributed to industrial consumers.

Potential Rp 48 Trillion

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi

projects the potential state revenues from Gas from the Jambaran-Tiung Biru field to US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion until the contract expires in 2035.

In addition to state revenues, the project will have multiple effects for regional and national economies. For example, the employment absorption reaches 6,000 people during the construction period. The price of gas at the wellhead was US $ 6.7 per million British thermal unit (MMBtu), remained for 30 years. With a toll fee fee of US $ 0.9 per MMBtu, the price at PLN's power plant amounts to US $ 7.6 per MMBtu.

According to Amien, the total investment and operating cost of the project is estimated at US $ 3.457 billion or around Rp 46 trillion. This amount not including the construction of 267 kilometers of Gresik-Semarang pipeline.

"Projected state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reached US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion," he said.

IN INDONESIA

Ditarget Mengalir 2021

Gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru diperkirakan mulai mengalir pada 2021 dengan kapasitas sekitar 330 juta kuki kubik per hari/MMscfd. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan dengan perkiraan waktu pembangunan fisik selama 3,5 tahun, setealha itu pada 2021 gas mulai mengalir. Gas yang dihasilkan dari enam sumur akan diolah melalui fasilitas pemrosesan gas. 

Dari kapasitas produksi sekitar 330 MMscfd, gas yang dapat dijual dari lapangan tersebut sebesar 180 MMscfd yang akan disalurkan melalui pipa transmisi Gresik-Semarang dan akan dibangun oleh PT Pertamina Gas. Sebanyak 100 MMscfd di antaranya disalurkan untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik di Gresik dan Tambak Lorok. Sisanya, untuk memenuhi kebutuhan gas industri.

"Selama 3,5 tahun kurang lebih. Mestinya 2021 selesai,“ ujarnya dalam jumpa pers acara peletakan batu pertama Lapangan Jambaran-Tiung Biru, Senin (25/9).

Proyek yang ditemukan cadangannya pada 15 tahun lalu itu sebelumnya ditarget menghasilkan gas pertama pada 2019. Namun, target mundur karena antara lain faktor ketidakpastian pembeli gas. Pembeli gas saat itu yakni PT Pupuk Kujang Cikampek mengeluhkan harga jual gas yang terlalu tinggi yakni US$ 8 per MMBtu dengan eskalasi 2%. Alhasil, perjanjian jual beli gas (PJBG) batal diteken.

Harga jual tersebut untuk mengompensasi biaya investasi karena gas yang dihasilkan lapangan tersebut mengandung karbondioksida (CO2) dan hidrogen sulfida (H2S), sehingga membutuhkan teknologi pemisah untuk menghasilkan gas siap jual. Negosiasi harga gas juga memerlukan waktu yang juga berpengaruh kepada investasi dan keekonomian proyek. 

Daripada langsung memberikan tambahan bagi hasil kepada kontraktor, pemerintah justru mengeluarkan surat penugasan kepada PT Pertamina agar menambah hak kelola milik mitra.

Proyek tersebut merupakan unitisasi dua lapangan dari dua wilayah kerja berbeda. Lapangan Jambaran merupakan bagian dari wilayah kerja Cepu dan lapangan Tiung Biru menjadi bagian dari wilayah kerja Pertamina EP. Pada Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) menjadi operator dan menguasai saham partisipasi sebesar 20,5%, Ampolex 24,5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% dan beberapa Badan Usaha Milik Daerah dengan saham partisipasi 10%.

Sementara, dalam proyek itu, PEPC menjadi operator dan bersama EMCL masing-masing memiliki porsi 41,4%. BUMD memiliki 9,2% dan sisanya 8% dikuasai Pertamina EP. Namun, saat ini masih berproses pengalihan porsi EMCL kepada PEPC.

Pemerintah, yang menginginkan agar harga gas terjangkau dan investasinya efisien, setelah itu mengabulkan usulan tambahan bagi hasil kontraktor pada proyek tersebut setelah PEPC dan EMCL. Sepakat untuk tidak bermitra dalam proyek tersebut serta penyesuaian nilai investasi dan harga gas dilakukan. 

Jonan mengemukakan pihaknya telah mengabulkan usulan tambahan split kontraktor sebanyak 5%, sehingga bagi hasil pemerintah dan kontraktor menjadi 55%:45%. Tambahan 5% dianggap bisa mengerek keekonomian saat harga gas turun menjadi US$ 6,7 per MMBtu di tingkat hulu tanpa eskalasi dan investasi turun dari US$ 2,1 miliar menjadi US$ 1,5i miliar.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan proses inti pengalihan hak kelola sudah selesai. Namun, saat ini masih dalam tahap administrasi. Adapun, pengalihan hak kelola dilakukan dengan skema sole risks yakni mitra melepas hak dan kewajibannya atas proyek tersebut meskipun proyek merupakan lapangan unitisasi dari dua wilayah kerja berbeda.

Sementara itu, Vice Government ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto mengatakan poin-poin penting dalam negosiasi telah tercapai. Saat ini masuk tahap final untuk proses administrasinya. Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim mengatakan telah menyampaikan keinginannya untuk menyerap gas di lapangan Jambaran-Tiung Biru. Dia berharap bisa mendapatkan 50 MMscfd hingga 60 MMscfd yang akan didistribusikan kepada konsumen industri.

Ada Potensi Rp 48 Triliun

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi

memproyeksikan potensi penerimaan negara dari Gas dari Iapangan Jambaran-Tiung Biru sebesar US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun hingga kontrak berakhir pada 2035.

Selain penerimaan negara, proyek ini akan memberikan efek berganda bagi perekonomian daerah maupun nasional. Misalnya, penyerapan tenaga kerja yang mencapai 6.000 orang pada masa konstruksi. Harga gas di kepala sumur sebesar US$ 6,7 per juta british thermal unit (MMBtu), tetap selama 30 tahun. Dengan biaya toll fee sebesar US$ 0,9 per MMBtu, harga di pembangkit listrik PLN menjadi sebesar US$ 7,6 per MMBtu.

Menurut Amien, total biaya investasi dan operasi proyek ini diperkirakan US$ 3,457 miliar atau sekitar Rp 46 triliun. Jumlah ini

belum termasuk pembangunan pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 kilometer.

“Diproyeksikan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai pada 2035 mencapai US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 Triliun," katanya.

Bisnis Indonesia, Page-6, Tuesday, Sept 26, 2017

JTB Field Projected Contributed Rp 48 Trillion

Energy and Mineral Resources Minister Ignatius Jonan on Monday (25/9) staged the first stone development of the Jambaran - Tiung Biru (JTB) Unitization gas field project in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro District.

Attending the execution of the first stone laying was present, the Regent of Bojonegoro, Suyoto, Assistant II of East Java Province, Fatah Yasin, Vice Regent of Blora Regency, Arif Rohman, Head of SKK Migas Jabanusa, Ali Mashyar, Commission VII DPR RI, Satya W. Yudha, the ranks of Muspida Bojonegoro District Government, as well as some invitations.

The laying of the first stone is an important step that marks the start of the JTB project gas processing facilities (GPF) construction work with a production capacity of 330 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

"Projected state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reached USD 3.61 billion or more than Rp 48 trillion," said Head of SKK Migas, Amien Sunaryadi.

Furthermore, Amien said the entire gas production will also be used for domestic needs. The allocation of 100 MMSCFD is allocated to Pertamina, which is then channeled to PLN for electricity needs in East Java and Central Java. Meanwhile, 72 MMSCFD will supply industrial needs in Central Java and East Java.

This project was built for approximately 4 years, projected to be completed in early 2021 and will have a double effect on the regional economy in particular and the national general. One of them is the employment absorption reaching 6 thousand people to the construction period.

"This project creates the hope of people's happiness. The Bojonegoro Regency Government will support the project to run smoothly, "said Bojonegoro Regent Suyoto in his speech.

While Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) of the Republic of Indonesia, Ignatius Jonan ordered the Regent of Bojonegoro, Suyoto, to immediately call him when there are known obstacles in the implementation of the Jambihan-Tiung Blue Unit Unitization gas project.

"Please the Regent can call me if there is a problem, Regent already have my number when on the train," he said on the podium.

In the event, Ignatius also said many thanks to the Exxon, PLN, Pertamina EP, and SKK Migas. He also alludes to labor issues. Especially how the involvement of local residents with the existence of this gas mega project.

Known, JTB Gas field is a combination of the Work Area (WK) Cepu and WK Pertamina EP. The field reserves are estimated at 1.9 trillion cubic feet (TCF). Pertamina EP Cepu will be the sole operator after ExxonMobil releases its stake in JTB, so that Pertamina controls 90 percent of participating interest and 10 percent owned by local government.

IN INDONESIA

 Lapangan JTB Diproyeksi Sumbang Rp 48 Triliun

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, Senin (25/9) melakukan peletakan batu pertama pengembangan proyek lapangan gas Unitisasi Jambaran - Tiung Biru (JTB) di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Kabupaten Bojonegoro.

Hadir dalam pelaksanaan peletakan batu pertama ini hadir diantaranya, Bupati Bojonegoro, Suyoto, Asisten II Provinsi Jatim, Fatah Yasin, Wakil Bupati Pemkab Blora, Arif Rohman, Kepala perwakilan SKK Migas Jabanusa, Ali Mashyar, Komisi VII DPR RI, Satya W. Yudha, jajaran Muspida Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, serta beberapa undangan.

Peletakan batu pertama merupakan tahapan penting yang menandai dimulai pekerjaan konstruksi fasilitas pemroses gas (gas processing facilities/GPF) proyek JTB yang kapasitas produksinya mencapai 330 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

“ Diproyeksikan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai tahun 2035 mencapai USD 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun,” kata Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi.

Lebih lanjut, Amien mengatakan seluruh produksi gas ini juga akan digunakan untuk kebutuhan dalam negeri. Alokasi sebesar 100 MMSCFD diperuntukkan ke Pertamina, yang kemudian dialirkan ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jatim dan Jateng. Sementara sebesar 72 MMSCFD akan memasok kebutuhan industri di Jateng dan Jatim.

Proyek ini dibangun selama lebih kurang 4 tahun, diproyeksikan selesai pada awal tahun 2021 dan akan memberikan efek ganda terhadap perekonomian daerah khususnya dan nasional umumnya. Salah satunya adalah penyerapan tenaga kerja yang mencapai 6 ribu orang kepada masa konstruksi.

“ Proyek ini menciptakan harapan kebahagiaan rakyat. Pemerintah Kabupaten Bojonegoro akan mendukung agar proyek ini bisa berjalan secara mulus,” ujar Bupati Bojonegoro, Suyoto dalam sambutannya.

Sementara Menteri Energi dan Sumber daya Mineral (ESDM) Republik Indonesia, Ignasius Jonan berpesan kepada Bupati Bojonegoro, Suyoto, agar segera menelponnya ketika diketahui ada kendala dalam pelaksanaan proyek gas Unitisasi Jambaran-Tiung Biru (J-TB). 

“Tolong nanti  Bupati bisa menelpon saya kalau ada masalah, Bupati sudah punya nomer saya saat di kereta,” katanya saat diatas podium.

Dalam acara tersebut, Ignasius juga mengucapkan banyak terimakasih disampaikan kepada pihak Exxon, PLN, Pertamina EP, serta SKK Migas. Dia juga menyinggung masalah tenaga kerja. Terutama bagaimana keterlibatan warga lokal dengan adanya mega proyek gas ini. 

Diketahui, lapangan Gas JTB adalah gabungan dari bagian Wilayah Kerja (WK) Cepu dan WK Pertamina EP. Cadangan lapangan ini diperkirakan sebesar 1,9 triliun kaki kubik (TCF). Pertamina EP Cepu akan menjadi operator tunggal setelah ExxonMobil melepaskan sahamnya di JTB, sehingga Pertamina menguasai 90 persen participating interest dan 10 persen dimiliki pemerintah daerah.

Bhirawa, Page-1, Tuesday, Sept 26, 2017