PLN Becomes Potential Potential Buyer of LNG Masala Project

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) stated that PT PLN (Persero) is committed to buying liquefied natural gas / LNG from the Abadi LNG Project, Masela Block, around 2-3 million tons per year.

Dwi Soetjipto

Head of SKK Migas Dwi Soetjipto said, his party and Inpex Masela Ltd had obtained LNG purchase commitments from several companies, one of which was PLN. However, the purchase of LNG is still waiting for PLN to ensure its gas needs in the future.

"We have gotten an illustration from PLN, maybe 2-3 million tons per year. It's just that PLN is still waiting for the revision of the RUPTL (General Plan for Electric Power Supply) and later approval of the RUPTL in the future, "Dwi said after the socialization of the Abadi LNG Project to the National Upstream Oil and Gas Support Industry.

According to Dwi, other companies have also expressed their interest in absorbing LNG from the Abadi Project. One of these companies is the Japanese LNG company, Tokyo Gas. So, until now, around 40-50% of the total estimated LNG production of this project of 9.5 million tons per year has a commitment to purchase.

It was stated that Inpex had actually traveled to various countries offering LNG produced by the Abadi Project. It's just that, at this time the world market is indeed an excess of gas supply, so domestic LNG marketing is very challenging. The existence of this purchase commitment will only be binding after the prospective buyer sends a letter of intent (LoI).

"From the marketing side that has been awaited, is it the LoI from companies that indeed they will take a certain amount. This soon some friends have moved. The most obvious is PT PLN, "Dwi said.

Even though he already had a commitment, he admitted there had been no discussion about gas prices. Because the price of gas will follow the prices in the international market. In addition to LNG, the Abadi Project will also flow its gas through pipelines to an area of ​​around 150 million cubic feet per day / mmscfd. According to him, potential buyers for this gas supply also already exist.

"Gas pipelines that are interested in building petrochemicals there already exist," he said.

Dwi explained gas production from the Abadi Project was prioritized to meet domestic needs. This means that if there are no more domestic companies buying, the gas supply will be offered to international buyers. Domestically, besides PLN, PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk is also said to be interested in buying gas from the Abadi Project.

the Masela Block

"If we look at the gas balance, the possibility of decline from the existing [oil and gas block], later until 2027 added with piped gas, we have calculated approximately 60% for domestic and 40% exports," he said.

He stressed, this commitment to purchase gas is important for the continued development of the Abadi LNG Project. The reason, financial institutions will only be willing to provide funding if Inpex already has a commitment to buy from the end customer. 

    While marketing its gas, Inpex is now also completing an environmental impact analysis (EIA) and compiling a detailed front end engineering design (FEED) for this project. This commitment to purchase gas and FEED is needed to finalize the final investment / FID decision. After the FID is reached, the Abadi Project will enter the construction phase.

SKK Migas targets Proyak Abadi to start production in 2027. The project is projected to produce 9.5 million tons of gas per year in LNG and 150 mmscfd for pipeline gas. Inpex Corporation through its affiliate, Inpex Masela Ltd, has signed an amendment to the Masela Block production sharing contract (PSC).

The oil and gas block contract was extended by 27 years so that the contract expired in 2055 from 2028. The National SKK Migas National Industry also invited national industries engaged in upstream oil and gas support services to work on the Abadi LNG Refinery Project, the Masela Block. This is to maximize the level of domestic component (TKDN) in the project, as well as the development of national capacity for vendors and workers.

Dwi Soetjipto said the Abadi LNG Project is ready to begin in 2020. Therefore, it and the government continue to encourage capacity building and the ability of Indonesian vendors and workers according to the standards required by the Abadi LNG project.

"This project is a golden opportunity for Indonesia to build its national capacity and capabilities in the deep sea. Because in the future the potential of oil and gas reserves will shift to the deep sea, "Dwi said.

In this socialization, details of the national capacity building program were conveyed to the upstream oil and gas industry and banking supporting associations. Some of them are the identification and assessment of company and manufacturer capabilities, gap analysis between the capability and capacity of the manufacturer and the specifications and volume of the Abadi LNG project, coordination with potential manufacturers in increasing production capacity and quality in order to meet the Abadi LNG project standards, and assistance in accessing banking capital.

"This project is expected to be able to encourage multiplier effects at the national and regional levels, starting from the construction phase of the Abadi LNG project in the next 2-3 years. This is real multiple effects that will soon be realized, "Dwi said.

Dwi explained, strengthening the capability of regional companies and local communities was one of the programs that had been prepared by INPEX together with SKK Migas. So that the benefits of the Abadi LNG project really have an economic impact and prosperity in the surrounding area, such as in the Tanimbar Islands Regency and Maluku Province.

The efforts undertaken include facilitating cooperation between national contractors and regional vendors, assistance to regional governments in preparing local workers and vendors in accordance with the Abadi LNG project qualifications. According to him, the implementation of these programs will involve a variety of relevant stakeholders, such as vendors from the upstream oil and gas supporting industry, BUMN, banking and other financing institutions, regional governments, and prospective workers.

"I am optimistic that in the next 2-3 years the national capacity of vendors and Indonesian workers will be able to meet the needs of the Abadi LNG project and the TKDN target in the Abadi LNG project can be achieved," Dwi said.

Based on SKK Migas calculations which have also been agreed upon in the development plan (POD), the utilization of TKDN of the Abadi LNG project will reach 26.62%.

"With a project development value of around US $ 19.8 billion, there will be a potential of US $ 5.27 billion, equivalent to around Rp 73 trillion in domestic goods / services expenditure. This is a very large number, and is a tangible manifestation of the upstream oil and gas contribution in developing the Indonesian economy, "said Dwi.

This TKDN can be in the form of various goods and services that are available domestically and able to meet the needs of the Abadi LNG project construction and production phase. With the TKDN provided by Indonesian companies at the national and regional levels, employment for the Indonesian people will also emerge.

Meanwhile, President Director of Indonesia INPEX Masela Ltd Akihiro Watanabe said, INPEX supported the TKDN utilization program, the use of vendors, and the absorption of Indonesian workers for the development of the Abadi LNG Project.

"The Abadi LNG project is very important both for us and for Indonesia, so we support this joint synergy step fully," he said.

IN INDONESIA

PLN Menjadi Calon Pembeli Potensial LNG Proyek Masala

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan PT PLN (Persero) berkomitmen membeli gas alam cair/LNG dari Proyek LNG Abadi, Blok Masela sekitar 2-3 juta ton per tahun. 

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menuturkan, pihaknya dan Inpex Masela Ltd telah memperoleh komitmen pembelian LNG dari beberapa perusahaan, salah satunya PLN. Namun pembelian LNG ini masih menunggu PLN memastikan kebutuhan gasnya di masa mendatang.

“Kami sudah dapat gambaran dari PLN, mungkin 2-3 juta ton per tahun. Hanya saja, PLN masih menunggu revisi RUPTL (Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik) dan nanti persetujuan RUPTL ke depan,” kata Dwi usai Sosialisasi Proyek LNG Abadi Kepada Industri Nasional Penunjang Hulu Migas.

Menurut Dwi, perusahaan lain juga telah menyatakan minatnya untuk menyerap LNG dari Proyek Abadi. Salah satu perusahaan ini yakni perusahaan LNG asal Jepang, Tokyo Gas. Sehingga, hingga kini, sekitar 40-50% dari total estimasi produksi LNG proyek ini sebesar 9,5 juta ton per tahun sudah memiliki komitmen pembelian. 

Disebutkan bahwa Inpex sebenarnya telah berkeliling ke berbagai negara menawarkan LNG yang dihasilkan Proyek Abadi. Hanya saja, saat ini pasar dunia memang sedang kelebihan pasokan gas, sehingga pemasaran LNG domestik ini sangat menantang. Adanya komitmen pembelian ini pun baru akan mengikat setelah perusahaan calon pembeli mengirimkan letter of intent (LoI).

“Dari pihak marketing yang ditunggu itu kan LoI dari perusahaan-perusahaan bahwa memang dia akan mengambil pada jumlah tertentu. Ini segera beberapa kawan sudah bergerak. Yang paling jelas PT PLN,” kata Dwi. 

Meski sudah memiliki komitmen pun, diakuinya belum ada pembicaraan soal harga gas. Pasalnya, harga gas nantinya akan mengikuti harga yang ada di pasar internasional. Selain LNG, Proyek Abadi juga akan mengalirkan gasnya melalui pipa untuk wilayah sekitar sebesar 150 juta kaki kubik per hari/mmscfd. Menurutnya, calon pembeli untuk pasokan gas ini juga sudah ada.

“Gas pipa yang berminat untuk yang membangun petrokimia di sana juga sudah ada,” ujarnya.

Dwi menjelaskan, produksi gas dari Proyek Abadi diutamakan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Artinya, jika perusahaan dalam negeri tidak ada lagi yang memebeli, maka pasokan gas akan ditawarkan ke pembeli internasional. Di dalam negeri, selain PLN, PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk disebut juga berminat membeli gas dari Proyek Abadi.

“Kalau kita lihat dari gas balance, kemungkinan decline dari existing [blok migas], nanti sampai 2027 ditambah gas pipa, kami sudah menghitung kira-kira 60% untuk dalam negeri dan ekspor 40%,” kata dia.

Ditegaskannya, komitmen pembelian gas ini penting untuk kelanjutan pengembangan Proyek LNG Abadi. Pasalnya, lembaga keuangan hanya akan mau memberikan pendanaan jika Inpex telah memiliki komitmen pembelian dari konsumen akhir. Sembari memasarkan gasnya, Inpex kini juga seang merampungkan analisis dampak lingkungan (Amdal) dan menyusun desain rinci (front end engineering design/FEED) proyek ini. Komitmen pembelian gas dan FEED ini dibutuhkan untuk penyelesaian keputusan akhir investasi /FID. Setelah FID tercapai, Proyek Abadi akan masuk tahap konstruksi.

SKK Migas menargetkan Proyak Abadi akan mulai berproduksi pada 2027. Proyek ini diproyeksikan menghasilkan gas sebesar 9,5 juta ton per tahun dalam bentuk LNG dan 150 mmscfd untuk gas pipa. Inpex Corporation melalui afiliasinya, Inpex Masela Ltd, telah menandatangani amendemen kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) Blok Masela. 

Kontrak blok migas ini diperpanjang 27 tahun sehingga kontraknya berakhir pada 2055 dari awalnya 2028 Industri Nasional SKK Migas juga mengajak industri nasional yang bergerak di bidang jasa penunjang hulu migas untuk ikut menggarap Proyek Kilang LNG Abadi, Blok Masela. Hal ini guna memaksimalkan tingkat komponen dalam negeri (TKDN) dalam proyek tersebut, serta pengembangan kapasitas nasional untuk vendor dan tenaga kerja.

Dwi Soetjipto menuturkan, Proyek LNG Abadi siap dimulai pada tahun 2020. Karenanya, pihaknya dan pemerintah terus mendorong peningkatan kapasitas serta kemampuan vendor dan tenaga kerja Indonesia sesuai standar yang diperlukan proyek LNG Abadi.

“Proyek ini adalah kesempatan emas bagi Indonesa untuk membangun kapasitas nasional dan kemampuannya di laut dalam. Karena di masa mendatang potensi cadangan migas akan bergeser ke laut dalam,” kata Dwi.

Dalam sosialisasi ini, detil dari program peningkatan kapasitas nasional disampaikan kepada asosiasi industri penunjang hulu migas dan perbankan. Beberapa diantaranya yakni identifikasi dan penilaian kemampuan perusahaan dan pabrikan, analisa gap antara kemampuan dan kapasitas pabrikan dengan spesifikasi dan volume proyek LNG Abadi, koordinasi bersama pabrikan potensial dalam meningkatkan kapasitas dan kualitas produksi agar bisa memenuhi standar proyek LNG Abadi, serta bantuan akses modal perbankan.

“Proyek ini diharapkan dapat mendorong multiplier effect di tingkat nasional maupun daerah, mulai dari fase konstruksi proyek LNG Abadi sekitar 2-3 tahun lagi. Ini merupakan efek berganda nyata yang akan segera terwujud,” ujar Dwi.

Dijelaskan Dwi, penguatan kemampuan perusahaan daerah dan masyarakat lokal menjadi salah satu program yang sudah disiapkan oleh INPEX bersama SKK Migas. Sehingga manfaat proyek LNG Abadi ini benar-benar memberikan dampak ekonomi dan kesejahteraan di wilayah sekitar, seperti di Kabupaten Kepulauan Tanimbar dan Provinsi Maluku. 

Upaya yang dilakukan antara lain dengan memfasilitasi kerja sama antara kontraktor nasional dan vendor daerah, bantuan kepada pemda dalam menyiapkan tenaga kerja dan vendor setempat sesuai kualifikasi proyek LNG Abadi. Menurutnya, pelaksanaan program-program ini akan melibatkan berbagai para pemangku kepentingan terkait, seperti para vendor dari industri penunjang hulu migas, BUMN, lembaga perbankan dan pembiayaan lainnya, pemerintah daerah, dan calon tenaga kerja.

“Saya optimis 2-3 tahun lagi kapasitas nasional dari vendor maupun tenaga kerja Indonesia akan mampu memenuhi standar kebutuhan proyek LNG Abadi serta target TKDN di proyek LNG Abadi dapat tercapai,” tutur Dwi.

Berdasarkan perhitungan SKK Migas yang juga telah disepakati dalam rencana pengembangan (Plan of Development/POD), pemanfaatan TKDN proyek LNG Abadi akan mencapai 26,62 %. 

“Dengan nilai pembangunan proyek sekitar US$ 19,8 miliar, maka akan ada potensi US$ 5,27 miliar atau setara dengan sekitar Rp 73 triliun belanja barang/jasa di dalam negeri. Ini adalah jumlah yang sangat besar, dan salah satu wujud nyata kontribusi hulu migas dalam membangun perekonomian Indonesia,” tegas Dwi.

TKDN ini dapat berupa kebutuhan berbagai barang dan jasa yang telah tersedia di dalam negeri dan mampu memenuhi kebutuhan fase konstruksi dan produksi proyek LNG Abadi. Dengan TKDN itu disediakan oleh perusahaan Indonesia di tingkat nasional dan daerah, maka lapangan pekerjaan bagi masyarakat Indonesia juga akan muncul. 

Sementara itu, Presiden Direktur Indonesia INPEX Masela Ltd Akihiro Watanabe mengatakan, INPEX mendukung program pemanfaatan TKDN, penggunaan vendor, dan penyerapan tenaga kerja Indonesia untuk pengembangan Proyek LNG Abadi.

“Proyek LNG Abadi ini sangat penting baik bagi kami maupun bagi Indonesia, sehingga langkah sinergi bersama ini kami dukung sepenuhnya,” ungkapnya.

Investor Daily, Page-9, Friday, Dec 20, 2019

SKK Migas Maping the Block Abadi LNG Buyers

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) stated that it has received an idea of ​​a buyer of 40% of the production capacity of the Masela Blok Abadi LNG project as much as 9.5 million tons per year (mtpa).

Migas Dwi Soetjipto

The Head of SKK Migas Dwi Soetjipto said that he had obtained a description of the gas needs of PT PLN (Persero) of around 2-3 million mtpa. However, to ensure these needs, PLN is still waiting for approval of the Electricity Supply Business Plan (RUPTL). In addition to prospective buyers from within the country, SKK Migas also captured the interest of foreign gas buyers, namely Tokyo Gas and Japan Corporation.

"Now maybe around 40% -50% have committed and conveyed their interest to take it," he said after the Socialization of the Abadi LNG Project to the National Upstream Oil and Gas Support Industry.

In addition to potential buyers who have been recorded, SKK Migas is also still waiting for a letter of interest to purchase gas from the Masela Block. Dwi added that the excess supply of world gas made searching for buyers even more challenging. The SKK Migas team together with lnpex Corporation are currently holding a roadshow in the search for potential buyers of the Masela refinery gas.

"Indeed, the problem is that lately, the world's excess gas supply is very much. This is a challenge. We haven't talked about prices yet, but we talk about volume because prices will depend on the market, "he added.

the Masela Block

The government has set the Masela Block production capacity of 9.5 metric tons per year (mtpa) of LNG and 150 million standard cubic feet (mmscfd) of gas pipelines. Cumulative production of condensate during 2027-2025 is estimated at 255.28 million MMSTB. 

      Dwi added prioritizing finding buyers of gas from within the country after the needs were met after it was sold for export needs. He estimates that by calculating the gas balance, SKK Migas has calculated that 60% will be purchased for domestic needs.

"With national production also going down because of the existing decline, it is certain that PLN is a buyer, while PGN, which also supplies industry, gas is for domestic use. The rest go abroad, "he said.

And in terms of the progress of project development, Dwi admits that the government and Inpex Corporation are taking care of all the requirements for developing the Masela Block in parallel. For example, SKK Migas helps Inpex Corporation take care of various land permits and environmental impact analysis, to help marketing. Not only that, SKK and Inpex will open tenders to select contractors who work on the system design process to be built (EPC) at the LNG plant.

Currently, lnpex Corporation is working on Front End Engineering Design (FEED) which is expected to be completed in the next two to three years. He explained in parallel the government would help Inpex to get additional fundraising.

"Because there are four groups that move parallel and for licensing, thank God, we get good support from various ministries and local governments," he said.

In terms of capacity building, with a construction project value of around US $ 19.8 billion, it is estimated that there is a potential of US $ 5.27 billion in domestic goods or services expenditure.

IN INDONESIA

SKK Migas Petakan Penyerap LNG Abadi

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan sudah mendapat gambaran pembeli 40% kapasitas produksi proyek LNG Abadi Blok Masela sebanyak 9,5 juta ton per tahun (mtpa). 

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan telah mendapatkan gambaran kebutuhan gas dari PT PLN (Persero) sekitar 2-3 juta mtpa. Hanya saja, untuk kepastian kebutuhan tersebut, PLN masih menunggu persetujuan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL). Selain calon pembeli dari dalam negeri, SKK Migas juga menangkap minat pembeli gas dari luar negeri, yakni Tokyo Gas dan Japan Corporation.

“Sekarang mungkin sekitar 40%-50 % sudah ada yang berkomitmen dan menyampaikan minat untuk mengambil,” tuturnya usai acara Sosialisasi Proyek LNG Abadi kepada lndustri Nasional Penunjang Hulu Migas.

Selain calon pembeli yang sudah terekam, SKK Migas juga masih menunggu surat pernyataan minat untuk membeli gas dari Blok Masela tersebut. Dwi menambahkan pasokan gas dunia yang berlebih membuat pencarian pembeli menjadi semakin menantang. Adapun tim SKK Migas bersama lnpex Corporation saat ini sedang roadshow dalam pencarian pembeli potensial gas Kilang Masela. 

“Memang yang menjadi masalah bahwa belakangan ini suplai gas dunia berlebih sangat banyak. Ini yang menjadi tantangan. Kami belum berbicara harga, tapi bicara masalah volume karena harga nanti tergantung market,” tambahnya.

Pemerintah menetapkan kapasitas produksi Blok Masela 9,5 metrik ton per tahun (mtpa) LNG dan 150 juta standar kaki kubik (mmscfd) gas pipa. Kumulatif produksi kondensat selama 2027-2025 ditaksir 255,28 juta MMSTB. Dwi menambahkan mengutamakan mencari pembeli gas dari dalam negeri setelah kebutuhan terpenuhi setelah itu dijual untuk kebutuhan ekspor. Dia memperkirakan dengan memperhitungkan neraca gas, SKK Migas telah menghitung 60% akan terbeli untuk kebutuhan dalam negeri.

“Dengan produksi nasional nanti juga akan turun karena decline yang existing, memang sudah pasti pembeli PLN, sementara PGN yang juga supply ke industri, gas itu untuk dalam negeri. Sisanya ke luar negeri,” katanya.

Dan sisi kemajuan pengembangan proyek, Dwi mengaku pemerintah dan Inpex sedang membereskan semua persyaratan pengembangan Blok Masela

secara paralel. Misalnya, SKK Migas membantu Inpex mengurus bermacam perizinan lahan dan analisis dampak lingkungan, hingga membantu pemasaran. Tidak hanya itu, SKK dan Inpex akan membuka tender untuk memilih kontraktor yang mengerjakan proses perancangan sistem yang akan dibangun (EPC) di kilang LNG.

Saat ini, lnpex sedang mengerjakan Front End Engineering Design (FEED) yang diharapkan rampung dalam dua sampai tiga tahun mendatang. Ia menjelaskan secara paralel pemerintah akan membantu Inpex untuk mendapatkan tambahan penggalangan dana.

“Karena ada empat grup yang bergerak paralel dan untuk perizinan, alhamdulillah, kita mendapat support yang bagus dari berbagai kementerian dan pemerintah daerah,” ujarnya. 

Dari sisi peningkatan kapasitas, dengan nilai proyek pembangunan sekitar US$19,8 miliar diperkirakan ada potensi senilai US$5,27 miliar belanja barang atau jasa di dalam negeri. 

Bisnis Indonesia. Page-20, Friday, Dec 20, 2019

ExxonMobil Wants to Increase Production

ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) is applying for an environmental impact analysis (Amdal) permit to produce oil to a maximum capacity of 235,000 barrels per day (BPD) in the Cepu Block. Their maximum production permit is currently 220,000 BPD.

EMCL has conducted a technical study with the Ministry of Environment and Forestry (KLHK). Furthermore, the company which is headquartered in Texas, United States (US), will hold a joint study with the community.

Louise McKenzie

"This process has many stages, but we hope that EIA will come out within a month or two," said Louise McKenzie, President of ExxonMobil Cepu Limited in Bojonegoro, East Java.

For information, the Cepu Block has two production sources namely the Banyu Urip Field and the Kedung Keris Field. EMCL acts as an operator. The company is partnering with Pertamina EP Cepu (PEPC) and the Cepu Block Participating Interest Cooperation Agency.

The Kedung Keris Field

The Kedung Keris Field appeared later in 2011 and is located east of the Banyu Urip Field. The project consists of a well site for the operation of a well and a 15 km underground pipeline connected to the Banyu Urip Central Processing Facility. Estimated oil reserves from the Kedung Keris Field reach 20 million barrels of oil.

Since November this year, EMCL began producing oil at the Kedung Keris Field. Production volumes in the early stages are around 5,000 BPD. They believe they can increase production volume to 10,000 BPD at peak production.

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) notes. The Cepu Block is now the backbone of the national oil production source with a contribution of around 25%. Even his position has shifted the Rokan Block managed by PT Chevron Pacific Indonesia.

At present, the Rokan Block produces around 190,000 BPD of oil. While the production of the Cepu Block has reached more than 216,000 BPD. Even though in 2018, the Rokan Block will still be the largest national contributor.

Dwi Soetjipto

"2019 has been overtaken by Exxon Cepu and at the same time Rokan continues to decline," said Dwi Soetjipto, Head of SKK Migas.

And it is proven that additional production from the Kedung Keris Field has further strengthened the position of the Cepu Block. SKK Migas predicts that by 2020 the block will still hold the main control of national oil production. The reason is that the production of the Rokan Block will still go down in line with the transition of management transfer approaching the end of the contract.

Banyu Urip Field

But until before the Amdal permit to increase maximum production is obtained, the total Cepu Block production from the two fields must not exceed 220,000 BPD. Banyu Urip Field oil production must consider additional production from the Kedung Keris Field.

IN INDONESIA

ExxonMobil Ingin Meningkatkan Produksi

ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) sedang mengajukan izin analisis mengenai dampak lingkungan (amdal) agar bisa memproduksi minyak hingga kapasitas maksimal sebesar 235.000 barel per hari (bph) di Blok Cepu. Izin maksimal produksi mereka saat ini mencapai 220.000 bph.

EMCL telah rnelakukan kajian teknis dengan Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK). Selanjutnya, perusahaan yang berkantor pusat di Texas, Amerika Serikat (AS), itu bakal menggelar kajian bersama dengan masyarakat. 

"Proses ini ada banyak tahapan, tetapi harapan kami amdal akan keluar dalam satu atau dua bulan ini," kata Louise McKenzie, Presiden ExxonMobil Cepu Limited di Bojonegoro, Jawa Timur.

Sebagai Informasi, Blok Cepu memiliki dua sumber produksi yakni Lapangan Banyu Urip dan Lapangan Kedung Keris. EMCL bertindak sebagai operator. Perusahaan tersebut bermitra dengan Pertamina EP Cepu (PEPC) dan Badan Kerjasama Participating Interest Blok Cepu. 

Lapangan Kedung Keris muncul belakangan pada 2011 dan terletak di sebelah timur Lapangan Banyu Urip. Proyek itu terdiri dari tapak sumur untuk operasi satu sumur serta pipa bawah tanah sepanjang 15 km yang tersambung dengan Fasilitas Pengolahan Pusat Banyu Urip. Perkiraan cadangan minyak dari Lapangan Kedung Keris mencapai 20 juta barel minyak.

Sejak November tahun ini, EMCL mulai memproduksi minyak di Lapangan Kedung Keris. Volume produksi pada tahap awal sekitar 5.000 barel BPH. Mereka yakin bisa menambah volume produksi hingga 10.000 bph pada saat puncak produksi. 

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat. Blok Cepu kini menjadi tulang punggung sumber produksi minyak nasional dengan kontribusi sekitar 25%. Bahkan posisinya telah menggeser Blok Rokan yang dikelola PT Chevron Pacific Indonesia. 

Saat ini, Blok Rokan memproduksi sekitar 190.000 bph minyak. Sementara produksi Blok Cepu sudah lebih dari 216.000 bph. Padahal tahun 2018, Blok Rokan masih menjadi kontributor terbesar nasional. 

"Tahun 2019 sudah disalip oleh Exxon Cepu dan di saat yang sama Rokan terus decline,” tutur Dwi Soetjipto, Kepala SKK Migas.

Dan terbukti tambahan produksi dari Lapangan Kedung Keris semakin memperkuat posisi Blok Cepu. SKK Migas memprediksi, tahun 2020 blok tersebut tetap memegang kendali utama produksi minyak nasional. Pasalnya, produksi Blok Rokan masih akan turun seiring dengan masa transisi alih kelola menjelang

akhir kontrak. 

Namun sampai sebelum izin amdal untuk meningkatkan produksi maksimal diperoleh, total produksi Blok Cepu dari dua lapangan tidak boleh melebihi 220.000 bph. Produksi minyak Lapangan Banyu Urip harus mempertimbangkan tambahan produksi dari Lapangan Kedung Keris.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 19, 2020

Tiung Biru Allocation US $ 591 Million in 2020

PT Pertamina EP-Cepu (PEPC) continues to develop the Jambaran-Tiung Biru unitization gas field project. Next year, a subsidiary of PT Pertamina (Persero) will allocate investment funds of US $ 591 million. PEPC 2020 investment value rose 78.55% compared to this year's allocation which reached the US $ 331 million. The realization of the absorption of the budget until November 2019 of US $ 297 million.

the Jambaran-Tiung Biru project

The project target for the Jambaran-Tiung Biru project next year is to complete well drilling and build a gas processing facility (GPF). The investment budget also includes drilling and land acquisition. According to PEPC internal records, the development of the Jambaran-Tiung Biru construction so far is still according to plan. 

    Until November 2019, the employment phase is up to 47.3%. The project has two clusters, namely the Jambaran East Gas Field and the Jambaran Central Gas Field. On October 9, 2019, PEPC began working on a well or spud in the Jambaran East Gas Field consisting of four wells.

PEPC has completed drilling at the Jambaran East Gas Field up to the 12-1 / 4-inch hole route at JAM-3 and JAM-5 wells. The next target is drilling in JAM-8 and then the following work in the JAM-4 Well. 

    The drilling completion target is around June 2020. If the work at the Jambaran East Gas Field is completed, PEPC will move to the Jambaran Central Gas Field with the workmanship target at JAM-6 and JAM-7 wells. 

     They hope to start drilling around July next year. Until now, PEPC still holds the project completion target or on stream Jambaran-Tiung Biru in the second quarter of 2021.

Jamsaton Nababan

"Hopefully everything can be finished and can save even more time because later there can be saving costs, more efficient and more gas who entered, "explained Jamsaton Nababan, President Director of PT Pertamina EP-Cepu during a media meeting in Bojonegoro, East Java.

If Jambaran-Tiung Biru operates, PEPC calculates that there will be an additional gas production of 192 million cubic feet per day (mmscfd) and 2.5 trillion cubic feet (TCF) reserves. The company managed to flow the gas through the Gresik-Semarang transmission pipeline.

Just so you know, the development of the Jambaran-Tiung Biru project requires a total cost of US $ 1.5 billion. PEPC has secured funding commitments of up to the US $ 1.8 billion from a syndicate of 12 local and foreign banks. 

     While working on the Jambaran-Tiung Biru project, in 2020 PEPC is aiming for profits of US $ 852 million or higher than this year's target of US $ 845 million. The strategy is to increase production next year and pursue operational cost-efficiency. Until November 2019, PEPC pocketed a net profit of US $ 790 million. They claim to be the biggest contributor among other Pertamina subsidiary companies.

"Our financial performance this year is according to plan and even the APBN oil production target has been achieved," said Jamsaton.

IN INDONESIA

Alokasi Tiung Biru US$ 591 Juta di 2020

PT Pertamina EP-Cepu (PEPC) terus melanjutkan pembangunan proyek lapangan gas unitisasi Jambaran-Tiung Biru. Tahun depan, anak usaha PT Pertamina (Persero) itu mengalokasikan dana investasi sebesar US$ 591 juta. Nilai investasi PEPC 2020 naik 78,55% dibandingkan alokasi pada tahun ini yang mencapai US$ 331 juta. Adapun realisasi penyerapan anggaran hingga November 2019 sebesar US$ 297 juta.

Target pengerjaan proyek Jambaran-Tiung Biru tahun depan adalah merampungkan pengeboran sumur dan membangun fasilitas pemrosesan gas alias gas processing facility (GPF). Anggaran investasi juga mencakup pengeboran dan akuisisi lahan. Menurut catatan internal PEPC, perkembangan pengerjaan Jambaran-Tiung Biru sejauh ini masih sesuai rencana.

     Hingga November 2019, tahap pekerjaan sampai 47,3%. Proyek itu memiliki dua kluster, yakni Lapangan Gas Jambaran East dan Lapangan Gas Jambaran Central. Pada 9 Oktober 2019, PEPC mulai mengerjakan tajak sumur atau spud in Lapangan Gas Jambaran East yang terdiri dari empat sumur.

PEPC sudah menyelesaikan pengeboran di Lapangan Gas Jambaran East sampai trayek lubang 12-1/4 inci di sumur JAM-3 dan JAM-5. Target berikutnya yakni pengeboran di JAM-8 lalu menyusul pekerjaan di Sumur JAM-4. Target penyelesaian pengeboran sekitar Juni 2020. 

     Kalau pekerjaan di Lapangan Gas Jambaran East rampung, PEPC bam bergeser ke Lapangan Gas Jambaran Central dengan target pengerjaan di Sumur JAM-6 dan Sumur JAM-7. Mereka berharap bisa memulai pengeboran sekitar Juli tahun depan. Hingga kini, PEPC masih memegang target penyelesaian proyek atau on stream Jambaran-Tiung Biru pada kuartal II 2021. 

"Mudah-mudahan bisa selesai semua dan bisa lebih banyak lagi menghemat waktu karena nanti bisa ada saving cost, lebih efisien dan lebih banyak gas

yang masuk," beber Jamsaton Nababan, Direktur Utama PT Pertamina EP-Cepu saat temu media di Bojonegoro, Jawa Timur.

Kalau Jambaran-Tiung Biru beroperasi, PEPC menghitung akan ada tambahan produksi gas sebesar 192 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dan Cadangan 2,5 triliun kaki kubik (TCF). Pemsahaan tersebut bercana mengalirkan gasnya melalui Pipa transmisi Gresik-Semarang.

Asal tahu, pengembangan proyek Jambaran-Tiung Biru membutuhkan total biaya sebesar US$ 1,5 miliar. PEPC telah memperoleh komitmen pendanaan hingga US$ 1,8 miliar dari sindikasi 12 bank lokal dan asing. Sambil mengerjakan proyek Jambaran-Tiung Biru, tahun 2020 PEPC membidik keuntungan sebesar US$ 852 juta atau lebih tinggi ketimbang target tahun ini yakni US$ 845 juta. 

     Strateginya dengan meningkatkan produksi pada tahun depan dan mengejar efisiensi biaya operasional. Hingga November 2019, PEPC mengantongi laba bersih sebesar US$ 790 juta. Mereka mengklaim sebagai kontributor terbesar di antara anak usaha Pertamina yang lain. 

"Kinerja keuangan kami tahun ini sesuai rencana dan bahkan target produksi minyak APBN sudah dicapai," ujar Jamsaton.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 19, 2020

2020, PEPC Issues Investment of US $ 591 Million

PT Pertamina EP Cepu (PEPC), a subsidiary of PT Pertamina (Persero), has budgeted an investment of US $ 591 million in 2020 to continue work on the Jambaran-Tiung Biru Field Unitization Project. The company is targeting the oil and gas project to start flowing gas by 2021. 

Jamsaton Nababan

    Pertamina EP Cepu President Director Jamsaton Nababan said, up to November 2019, the Jambaran-Tiung Biru Project construction had reached 47.3%, faster than the 46.5% plan.

The Jambaran-Tiung Biru Project 

In 2020 it will continue to work on this project by completing well drilling and construction of a gas processing facility (GPF). For this reason, he prepares a larger investment budget in 2020.

"Next year's PEPC investment budget will be US $ 591 million, including GPF, drilling and land acquisition," he said.

This investment budget is up 78.55% compared to this year's allocation of US $ 331. While the realization of the use of this year's investment budget until November 2019 is the US $ 297 million.

This year, the company has started drilling four wells in Jambaran East. It has completed the 12-1 / 4-inch hole route at the JAM-3 and JAM-5 wells. Now it is still carrying out JAM-8 drilling. After that, there will be optimization or re-entry of the existing well, JAM-4. Next, he will work on the JAM-6 Well and the JAM-7 Well in Central Jambaran.

"We will start drilling the two wells again in 2020," Jamsaton said.

The drilling work will begin with the removal of the rig from Blora Regency, Central Java from July to September 2020. PEPC is working with local police to oversee its journey. He added, related to the work on GPF, the mobilization of heavy equipment in the form of selexol 2 absorbers and was completed in early December 2019. In total, the execution of this GPF has exceeded the target.

"The actual GPF works are already 43.5%, while in the planning it is 42.6%," he said.

However, shipments of heavy vehicle equipment will continue in 2020. The GPF contractor, the Industrial Engineering Consortium, Japan Gas Corporation, and Japan Gas Indonesia (RJJ) conducted intense coordination with relevant agencies and security forces in the mobilization of the equipment. Because the super-heavy transport vehicles will cross five bridges in three districts, namely Gresik, Lamongan, and Bojonegoro.

Previously, the five bridges had been previously strengthened by the RJJ Consortium. For project funding, Jamsaton stated that it had obtained syndicated commitments from 12 banks worth the US $ 1.8 billion. However, it is certain that the funds received by his party amounted to the US $ 1.6 billion.

The existence of this difference is because there is an additional estimate of gas production of 20 million cubic feet per day / MMSCFD that has not been sold as a result of the absence of government allocations. However, it is certain that the funding needs are safe considering the total investment needs for the Jambaran-Tiung Biru Project are the only US $ 1.55 billion.

"It means, we don't need to use our own money, all are money lenders.

"There are also no guarantees to lenders, there is nothing we mortgaged because what was sold was the performance or economics of the project," Jamsaton stressed.

Of the 12 banks that provided loans, he said four of them were domestic banks, namely BRI, Mandiri, BTPN, and BNI. In this funding, MUFG Bank is the financial advisor, facility agent, and lead arranger.

This funding agreement has a unique hybrid financing structure, which combines conventional financing and, for the first time, Islamic financing under the Trustee Borrowing scheme. Each section (tranche), conventional and sharia, provides project financing facilities with two tenors, namely 10 and 15 years.

Gas production generated by the JTB Project of 192 mmscfd will be channeled through the Gresik-Semarang transmission pipeline. With JTB gas reserves of 2.5 trillion cubic feet (TCF), JTB is expected to have a multiplier effect, specifically to overcome the gas supply deficit in Central and East Java. The JTB project is projected to also increase state revenue from the US $ 3.61 billion during the contract period.

Net Income Increases

In addition to working on and operating the Jambaran-Tiung Biru Project, PEPC also holds a 45% participating interest in the Cepu Block. From the block that has produced this oil, Jamsaton projects that its performance will remain brilliant next year.

Although PEPC's oil production is targeted to be stable at 96.16 thousand barrels per day (BPD) and the price of Indonesian crude oil (Indonesian Crude Price / ICP) drops to US $ 68.02 per barrel, the company's profit is targeted to increase.

"In 2020, the net profit is the US $ 852 million. This year, the projected net profit is the US $ 845 million," he said.

Meanwhile, next year's oil price assumption is the US $ 68.02 per barrel, lower than this year's US $ 74.56 per barrel assumption. This is in line with the average realization of oil prices up to November 2019 yesterday at the US $ 68.52 per barrel.

In 2020, it also budgeted an operating cost of US $ 157 million or higher than this year of US $ 150 million. Regarding production, the PEPC oil allotment is calculated assuming the Cepu Block oil production target next year will be 214 thousand BPD. The target is down slightly compared to this year which is called Jamsaton around 217 thousand BPD.

In 2019, from the PEPC production target of 96.16 thousand BPD, the realization up to November was 97.87 thousand BPD. With this production achievement, PEPC became Pertamina's upstream subsidiary with the largest oil production contribution.

"PEPC's financial performance this year is still very good and can still be according to plan. Even the APBN production target has been achieved. The benefits have also been achieved," he said.


Until last November, it had posted a net profit of US $ 790 million. While according to the state budget, the Cepu Block production target is 216 thousand BPD. To achieve the net profit target, Jamsaton explained, his party would increase oil production in the Cepu Block to be higher than the target. 

    Increased production is by continuing to complete the revised environmental impact analysis (EIA) with a maximum production of 235 thousand BPD. In addition, it will minimize the cessation of planned and unplanned operations.

IN INDONESIA

2020, PEPC Keluarkan Investasi US$ 591 Juta

PT Pertamina EP Cepu (PEPC), anak usaha PT Pertamina (Persero), menganggarkan dana investasi sebesar US$ 591 juta pada tahun 2020 untuk melanjutkan pengerjaan Proyek Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru. Perusahaan menargetkan proyek migas tersebut dapat mulai mengalirkan gas pada 2021. 

Direktur Utama Pertamina EP Cepu Jamsaton Nababan mengatakan, hingga November 2019 lalu, pengerjaan Proyek Jambaran-Tiung Biru telah mencapai 47,3%, lebih cepat dari perencanaan 46,5%. 

Pada tahun 2020 pihaknya masih akan melanjutkan pengerjaan proyek ini dengan merampungkan pengeboran sumur dan pembangunan fasilitas pemrosesan gas (gas processing facility/GPF). Untuk itu, pihaknya menyiapkan anggaran investasi yang lebih besar pada 2020.

"Anggaran investasi PEPC pada tahun depan itu US$ 591 juta, termasuk GPF, drilling, dan land acquisition," kata dia.

Anggaran investasi ini naik 78,55% dibanding alokasi tahun ini yang sebesar US$ 331. Sementara realisasi pengunaan anggaran investasi tahun ini hingga November 2019 yakni sebesar US$ 297 juta.

Di tahun ini, pihaknya telah memulai pengeboran empat sumur di Jambaran East. Pihaknya telah merampungkan trayek lubang 12-1/4 inch pada sumur JAM-3 dan JAM-5. Kini pihaknya masih melaksanakan pengeboran JAM-8. Setelah itu akan dilakukan optimasi atau re-entry sumur yang telah ada, yakni JAM-4. Berikutnya, pihaknya akan mengerjakan Sumur JAM-6 dan Sumur JAM-7 yang berada di Jambaran Central.

"Kami akan memulai lagi pengeboran dua sumur tersebut pada tahun 2020," ujar Jamsaton. 

Pekerjaan pengeboran ini akan dimulai dengan pemindahan rig dari Kabupaten Blora Jawa Tengah pada Juli hingga Semptember 2020. PEPC bekerja sama dengan Polsek setempat untuk mengawal perjalanannya. Dia menambahkan, terkait pengerjaan GPF, mobilisasi alat berat berupa alat absorber 2 dana selexol, telah selesai pada awal Desember 2019 lalu. Secara total, pengerjaan GPF ini telah melampaui target.

"Pengerjaan GPF actual sudah 43,5%, sementara dalam perencanaan 42,6%," tuturnya.

Namun, pengiriman peralatan kendaraan berat ini masih akan berlanjut di tahun 2020. Kontraktor GPF, Konsorsium Rekayasa Industri, Japan Gas Corporation, dan Japan Gas Indonesia (RJJ) melakukan koordinasi intens dengan dinas terkait dan aparat pengamanan dalam mobilisasi alat tersebut. Pasalnya, kendaraan pengangkutan super berat ini akan melintasi lima jembatan di tiga kabupaten, yakni Kabupaten Gresik, Lamongan, dan Bojonegoro. 

Sebelumnya, kelima jembatan ini sudah diperkuat terlebih dahulu oleh Konsorsium RJJ. Untuk pendanaan proyek, Jamsaton menyatakan bahwa pihaknya telah memperoleh komitmen sindikasi dari 12 bank senilai US$ 1,8 miliar. Namun, dana yang dipastikan telah diterima pihaknya yakni sebesar US$ 1,6 miliar.

Adanya selisih ini lantaran terdapat estimasi tambahan produksi gas 20 juta kaki kubik per hari /MMSCFD yang belum terjual sebagai dampak belum adanya alokasi dari pemerintah. Meski demikian, kebutuhan pendanaan dipastikannya aman mengingat total kebutuhan investasi untuk Proyek Jambaran-Tiung Biru hanya US$ 1,55 miliar.

"Artinya, kami tidak perlu menggunakan uang sendiri, semuanya uang lenders.

Tidak ada juga jaminan ke lenders, tidak ada yang kami gadaikan karena yang dijual performance atau keekonomian proyeknya," tegas Jamsaton.

Dari 12 bank yang memberikan pinjaman, dikatakannnya empat diantaran merupakan bank dalam negeri, yaitu BRI, Mandiri, BTPN, dan BNI. Dalam pendanaan ini, MUFG Bank menjadi penasihat keuangan, facility agent, dan lead arranger. 

Kesepakatan pendanaan ini memiliki struktur pembiayaan hybrid yang unik, yaitu menggabungkan pembiayaan konvensional dan, untuk pertama kalinya, pembiayaan syariah di bawah skema Trustee Borrowing (pinjaman wali amanat). Tiap bagian (tranche), konvensional dan syariah, memberikan fasilitas pembiayaan proyek dengan dua tenor, yaitu 10 dan 15 tahun. 

Produksi gas yang dihasilkan oleh Proyek JTB sebesar 192 mmscfd nantinya akan dialirkan melalui Pipa transmisi Gresik-Semarang. Dengan cadangan gas JTB sebesar 2,5 triliun kaki kubik (TCF), JTB diharapkan dapat memberikan multiplier effect , khususnya untuk mengatasi defisit pasokan gas di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Proyek JTB diproyeksikan juga akan meningkatkan pendapatan negara dari US $3,61 miliar selama masa kontrak.

Laba Bersih Naik

Selain mengerjakan dan mengoperatori Proyek Jambaran-Tiung Biru, PEPC juga memegang hak partisipasi sebesar 45% di Blok Cepu. Dari blok yang telah memproduksi minyak ini, Jamsaton memproyeksikan kinerjanya akan tetap cemerlang  pada tahun depan. 

Walaupun produksi minyak bagian PEPC ditargetkan stabil sebesar 96,16 ribu barel per hari (bph) dan harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) turun menjadi US$ 68,02 per barel, laba perusahaan justru ditargetkan naik.

"Pada 2020, laba bersih targetnya US$ 852 juta. Tahun ini proyeksi laba bersih US$ 845 juta," kata dia.

Sementara itu, asumsi harga minyak pada tahun depan US$ 68,02 per barel, lebih rendah dari asumsi tahun ini US$ 74,56 per barel. Hal ini sejalan dengan realisasi rerata harga minyak hingga November 2019 kemarin sebesar US$ 68,52 per barel. 

Pada tahun 2020, pihaknya juga menganggarkan biaya operasi sebesar US$ 157 juta atau lebih tinggi dari tahun ini US$ 150 juta. Terkait produksi, jatah minyak PEPC dihitung dengan asumsi target produksi minyak Blok Cepu pada tahun depan sebesar 214 ribu bph. Target tersebut turun sedikit jika dibandingkan tahun ini yang disebut Jamsaton sekitar 217 ribu bph.

Di tahun 2019 ini, dari target produksi bagian PEPC 96,16 ribu bph, realisasi hingga November kemarin sudah 97,87 ribu bph. Dengan capaian produksi ini, PEPC menjadi anak usaha hulu Pertamina dengan kontribusi produksi minyak terbesar.

"Kinerja keuangan PEPC tahun ini masih sangat bagus masih bisa sesuai rencana. Bahkan target produksi APBN pun sudah dicapai. Keuntungan juga tercapai," tutur dia.

Hingga November lalu, pihaknya telah membukukan laba bersih sebesar US$ 790 juta. Sementara sesuai APBN, target produksi Blok Cepu sebesar 216 ribu bph. Untuk mencapai target laba bersih, Jamsaton menjelaskan, pihaknya akan meningkatkan produksi minyak di Blok Cepu menjadi lebih tinggi dari target. Peningkatan produksi yakni dengan terus merampungkan revisi analisis dampak lingkungan (Amdal) dengan produksi maksimal 235 ribu bph. Selain itu, pihaknya akan meminimalkan penghentian operasi terencana maupun tidak terencana.

"Serta kami akan berusaha melakukan efisiensi biaya operasi," ujar dia.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Dec 19, 2020