East Kalimantan Block Further Review

PT Pertamina said it took an additional three months to evaluate the economics of the East Kalimantan Block. While the results of the study for the seven blocks of oil and gas assigned to the company have been submitted to the government.

As is known, the Government has assigned Pertamina to manage eight blocks whose contracts are mostly completed by 2018. In detail, the Tuban Block concluded its contract on February 23, Ogan Komering February 28, Sanga-Sanga August 7, South-east Sumatera September 5, Middle 4 October, North Sumatra Offshore 15 October, and East Kalimantan on 24 October. While the Attaka Bloc actually contracted out on March 31, 2017 ago.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the study of seven oil and gas blocks had been completed and submitted to the government at the end of last month. However, for East Kalimantan Block, his side requested additional time for further study.

 "We asked for an additional time of about three months," he said

Previously, Pertamina had requested an additional one month to complete the study of eight blocks of this termination. This state-owned oil and gas company argues that it needs an in-depth study of the implementation of production sharing contract (PSC) of gross split scheme in these eight blocks. The reason, when proposing the management of all these blocks, the company made a count with PSC cost recovery scheme.

In addition, Pertamina is also concerned about the impact of the abandonement and site restoration (ASR) of the old contract. The ASR problem is also what prompted Pertamina to request an additional three months to study the East Kalimantan Block. Because the ASR load to bear is quite large.

"For the East Kalimantan Block, we ask for additional time because the cost of ASR is quite large and result in less good economy," said Alam.

As is known, the obligation to set aside new ASR funds is applied to new oil and gas contracts. As for the old contracts such as East Kalimantan Block is not required to set aside post-mining funds. In fact, it takes a lot of money to clean up the rest of the oil mines, including technical planning costs, licensing fees and regulatory compliance, well closing costs (other than exploration wells), demolition costs, transportation costs, storage costs, and area recovery costs.

On the other hand, the government indicated it would divert this ASR payment charge to new contractors managing the related block, including the East Kalimantan Block. Not only that, because using a gross split contract, ASR fully becomes the contractor's expense. In the cost recovery scheme, the government shares the burden of post-mining.

"There is already a Ministerial Regulation, later on the new terms and conditions required ASR obligation," said Director of Upstream Coaching Ministry of Energy and Mineral Resources (EMR) Tunggal some time ago.

Earlier, IPA Executive Director Marjolijn Wajong said oil and gas contracts signed before 1990 did not require ASR allowance. In fact, if counting the number of wells drilled for decades, the required ASR funds would be quite large.

Collecting these funds to one of the companies, whether the contract is exhausted or taking over the management, will be a heavy burden.

For the contractor who took over running the block out of this contract, the imposition of ASR is said to be able to slash the economy of the block. Meanwhile, if billed to the old contractor there is no funds that can be deposited considering there is no provision of funds since the beginning of the contract. Coercion billing also has the potential for dispute between the government and the contractor.

IN INDONESIA

Blok East Kalimantan Dikaji Lebih Lanjut

PT Pertamina  menyatakan membutuhkan tambahan waktu tiga bulan untuk mengevaluasi keekonomian Blok East Kalimantan. Sementara hasil kajian untuk tujuh blok migas lain yang ditugaskan ke perseroan sudah diserahkan kepada pemerintah.

Seperti diketahui, Pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan blok yang kontraknya kebanyakan selesai pada 2018. Rincinya, Blok Tuban selesai kontraknya pada 23 Februari, Ogan Komering 28 Februari, Sanga-Sanga 7 Agustus, South-east Sumatera 5 September, Tengah 4 Oktober, North Sumatera Offshore 15 Oktober, dan East Kalimantan pada 24 Oktober. Sementara Blok Attaka justru kontraknya sudah habis pada 31 Maret 2017 lalu.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, kajian untuk tujuh blok migas sudah diselesaikan dan diserahkan kepada pemerintah pada akhir bulan lalu. Hanya saja, untuk Blok East Kalimantan, pihaknya meminta tambahan waktu untuk melakukan kajian lebih lanjut.

 “Kami minta tambahan Waktu sekitar tiga bulan,” kata dia 

Sebelumnya, Pertamina sudah meminta tambahan waktu satu bulan untuk merampungkan kajian delapan blok terminasi ini. Perusahaan migas milik negara ini beralasan butuh kajian mendalam terkait penerapan kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) skema bagi hasil kotor (gross split) pada delapan blok ini. Pasalnya, ketika mengajukan usulan pengelolaan seluruh blok ini, perseroan membuat hitungan dengan PSC skema cost recovery.

Selain itu, Pertamina juga mengkhawatirkan dampak dari pembebanan dana pasca tambang (abandonement and site restoration/ASR) dari kontrak lama. Masalah ASR ini jugalah yang mendorong Pertamina meminta tambahan waktu tiga bulan lagi untuk mengkaji Blok East Kalimantan. Pasalnya, beban ASR yang harus ditanggung cukup besar.

“Untuk Blok East Kalimantan, kami minta tambahan waktu karena biaya ASR cukup besar dan mengakibatkan keekonomian kurang bagus,” kata Alam.

Seperti diketahui, kewajiban menyisihkan dana ASR baru diberlakukan untuk kontrak migas baru. Sementara untuk kontrak lama seperti Blok East Kalimantan tidak diwajibkan menyisihkan dana pasca tambang. Padahal, dibutuhkan banyak biaya untuk membersihkan sisa tambang minyak, di antaranya biaya perencanaan teknik, biaya perizinan dan kepatuhan terhadap peraturan, biaya penutupan sumur (selain sumur eksplorasi), biaya pembongkaran, biaya transportasi, biaya penyimpanan, dan biaya pemulihan area.

Di sisi lain, pemerintah mengisyaratkan akan mengalihkan beban pembayaran ASR ini kepada kontraktor baru yang mengelola blok terkait, termasuk Blok East Kalimantan. Tidak hanya itu, lantaran menggunakan kontrak gross split, ASR sepenuhnya menjadi beban kontraktor. Dalam skema cost recovery, pemerintah ikut menanggung beban pasca tambang ini.

“Sudah ada Peraturan Menteri, nanti pada term and condition yang baru diwajibkan ada tanggungan ASR,” kata Direktur Pembinaan Hulu Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Tunggal beberapa waktu lalu.

Sebelumnya, Direktur Eksekutif IPA Marjolijn Wajong mengatakan, kontrak migas yang diteken sebelum 1990 memang tidak mewajibkan penyisihan ASR. Padahal, jika menghitung jumlah sumur yang dibor selama berpuluh-puluh tahun, dana ASR yang diperlukan bakal cukup besar.

Penagihan dana ini kepada salah satu perusahaan, baik yang kontraknya habis ataupun yang mengambil alih pengelolaannya, akan menjadi beban berat.

Bagi kontraktor yang mengambil alih kelola blok habis kontrak ini, pembebanan ASR disebutnya dapat memangkas keekonomian blok tersebut. Sementara jika ditagihkan kepada kontraktor lama tidak ada dana yang dapat disetor mengingat memang tidak ada penyisihan dana sejak awal kontrak. Pemaksaan penagihan juga berpotensi terjadinya dispute antara pemerintah dan kontraktor.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, July 4, 2017

Pertagas Find Gas for Pipe Cresik-Semarang

PT Pertamina Gas (Pertagas), a subsidiary of PT Pertamina, is still seeking gas sources to be poured through the Gresik-Semarang pipeline to be completed this year. Because the Field Jambaran-Tiung Biru which is the main gas source of this pipe is expected to begin production in 2020.

Public Relation and Corporate Social Responsibility Manager Pertagas Hatim Ilwan said the construction of Gresik-Semarang Pipeline is in accordance with the planned schedule. Currently, the pipeline's engineering, procurement, and construction (EPC) progress has reached 90%. While the physical construction of less than 70 kilometers that must be resolved.

"The Gresik-Semarang pipeline is targeted to be completed this year, will be completed this year," he said

Pipe Gresik-Semarang has a capacity of 500 million standard cubic feet per day / mmscfd and a length of 267 km. The plan of Pipe Gresik-Semarang will deliver gas from the Jambaran-Tiung Biru field which is done by PT Pertamina EP Cepu to Central Java industry.

Nevertheless, gas from the Jambaran-Tiung Biru field will not enter the Gresik-Semarang pipeline this year. Therefore, parallel to the completion of the pipeline, it continues to look for sources of gas that can be taken.

"We target to finish first [Pipe Gresik-Semarang]. In a sense, parallel while looking for gas, "Hatim said.

In addition, it is also looking for potential customers, especially the industries that require gas. In its initial design, the Gresik-Semarang Pipe called it was built to meet the needs of industrial and power generation gas. Because, in Central Java, not yet adequate gas infrastructure.

"We can say that in Central Java, there is not yet enough gas infrastructure. We are on the west and east side, it is not yet connected. It used to be a big plan to connect the tip of Java Island from Cilegon to Panarukan, "he explained.

Pipe Gresik-Semarang with an investment of US $ 360 million is part of Transjawa Pipe. Trans Java gas pipeline integration project consists of three main projects.

First, West Java worth US $ 300 million with Cirebon-KHT line (84 km) and Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Secondly, North Java worth US $ 400 million with Cirebon-Semarang line (255 km). Third, East Java worth US $ 360 million with Semarang-Gresik line (271 km) and East Java Gas Pipeline (EJ GP) -Grati worth US $ 58 million (22.1 km).

For the construction of Pipe Cirebon-Semarang, there has been no progress. For this project, Pertagas is said to be only a partner of PT Rekayasa Industri as the auction winner. As far as unclear gas source for Pipe Cirebon-Semarang is.

IN INDONESIA

Pertagas Cari Gas untuk Pipa Cresik-Semarang

PT Pertamina Gas (Pertagas), anak usaha PT Pertamina masih mencari sumber gas untuk dialirkan melalui pipa Gresik-Semarang yang akan selesai tahun ini. Pasalnya, Lapangan Jambaran-Tiung Biru yang menjadi sumber gas utama pipa ini diperkirakan baru akan mulai produksi pada 2020.

Public Relation and Corporate Social Responsibility Manager Pertagas Hatim Ilwan mengatakan, pembangunan Pipa Gresik-Semarang sesuai dengan jadwal yang direncanakan. Saat ini, progres rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (engineering, procurement, and construction/ EPC) pipa ini sudah mencapai 90%. Sementara pembangunan fisiknya kurang dari 70 kilometer saja yang harus diselesaikan.

“Pipa Gresik-Semarang memang targetnya tahun ini selesai, akan diselesaikan tahun ini,” kata dia

Pipa Gresik-Semarang memiliki kapasitas 500 million standard cubic feet per day/mmscfd dan panjang 267 km. Rencananya Pipa Gresik-Semarang akan mengalirkan gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru yang dikerjakan PT Pertamina EP Cepu ke industri Jawa Tengah.

Meski demikian gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru belum akan masuk ke Pipa Gresik-Semarang pada tahun ini. Karenanya, paralel dengan penyelesaian pipa, pihaknya terus mencari sumber-sumber gas yang dapat diambil.

“Kami targetnya selesaikan dulu [Pipa Gresik-Semarang]. Dalam artian, paralel sambil mencari gas,” tutur Hatim. 

Selain itu, pihaknya juga sambil mencari calon pelanggan, utamanya industri yang membutuhkan gas. Dalam rancangan awalnya, Pipa Gresik-Semarang disebutnya memang dibangun untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik dan industri. Pasalnya, di Jawa Tengah, belum tersedia infrastruktur gas yang memadai. 

“Boleh dibilang selama ini di wilayah Jawa Tengah itu relatif belum tersedia infrastruktur gas. Kita ada di sisi barat dan timur, ini belum terhubung. Dulu rencana besarnya menyambung ujung Pulau Jawa dari Cilegon hingga Panarukan,” jelasnya. 

Pipa Gresik-Semarang dengan nilai investasi US$ 360 juta ini merupakan bagian dari Pipa Transjawa. Proyek integrasi pipa gas Trans Jawa terdiri atas tiga proyek utama. 

Pertama, Jawa bagian Barat senilai US$ 300 juta dengan jalur Cirebon-KHT (84 km) dan Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Kedua, Jawa bagian Utara senilai US$ 400 juta dengan jalur Cirebon-Semarang (255 km). Ketiga, Jawa bagian Timur senilai US$ 360 juta dengan jalur Semarang-Gresik (271 km) dan East Java Gas Pipeline (EJ GP)-Grati senilai US$ 58 juta (22,1 km).

Untuk pembangunan Pipa Cirebon-Semarang, belum ada progres apapun. Untuk proyek ini, Pertagas disebutnya hanya sebagai mitra PT Rekayasa Industri selaku pemenang lelang. Sejauh belum jelas sumber gas untuk Pipa Cirebon-Semarang ini.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, July 4, 2017

PLN Ready to Work on Natural Gas Project PK 52 This year

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) prepares to build a natural gas pipeline PK 52, which connects Tanjung Batu, East Kalimantan. This is after the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) revoked the authority of PT Pertamina which was tasked to build and operate the gas pipeline project.

This will be a pipe project for PLN. Previously, Pertamina was unable to work on the assignment project that must be built soon this year. PLN declared the ability to immediately build the project.

According Superintendent Iwan Santoso, Director of Procurement PLN, it has done some preparation. Such as completing the tender process of engineering contractor, procurement, and construction (EPC) of the project. In addition, it has completed the process of land permitting and environmental impact analysis (AMDAL) related to the project. "The government wants this year to finish," said Iwan, Monday (3/7).

Actually, the government wants the PLN project to work on. But because there is a desire gas pipe can also be used for consumers other than PLN or open access, then the government submit the project assignment to Pertamina.

In the middle of the road, Pertamina raises a white flag or gives up on the project, because it must be able to finish the project quickly. Finally, the government turned back to PLN.

The PK 52 section gas pipeline is very important for PLN. This gas pipe can PLN utilize to supply gas from Pertamina for the benefit of Tanjung Batu Power Plant (PLTGU) with a capacity of 180 mega-Watt (MW). Because, PLN can increase the capacity of PLTGU Tanjung Batu up to 100 MW again. Because the pipeline PK 52 is able to carry gas up to 80 million cubic feet per day (mmscfd).

IN INDONESIA

PLN Siap Garap Proyek Gas Bumi PK 52 Tahun ini

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) bersiap membangun pipa gas bumi PK 52, yang menghubungkan Tanjung Batu, Kalimantan Timur. Ini setelah Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencabut wewenang PT Pertamina yang mendapat tugas membangun dan mengoperasikan proyek pipa gas tersebut.

Ini akan menjadi proyek pembangunan pipa perdana bagi PLN. Sebelumnya, Pertamina tidak sanggup mengerjakan proyek penugasan tersebut yang harus segera dibangun pada tahun ini juga. PLN menyatakan kesanggupan segera membangun proyek itu.

Menurut Supangkat Iwan Santoso, Direktur Pengadaan PLN, pihaknya sudah melakukan beberapa persiapan. Seperti menyelesaikan proses tender kontraktor engineering, procurement, and construction (EPC) dari proyek tersebut. Selain itu sudah menuntaskan proses perizinan lahan dan analisis mengenai dampak lingkungan (amdal) terkait proyek. "Pemerintah ingin tahun ini selesai," kata Iwan, Senin (3/7).

Sebenarnya, pemerintah ingin proyek tersebut PLN yang mengerjakan. Tapi karena ada keinginan pipa gas tersebut juga bisa dipakai untuk konsumen selain PLN atau open access, maka pemerintah menyerahkan penugasan proyek tersebut kepada Pertamina.

Di tengah jalan, Pertamina justru mengibarkan bendera putih atau menyerah di proyek tersebut, karena harus bisa menyelesaikan proyek tersebut dengan cepat. Akhirnya, pemerintah kembali berpaling ke PLN. 

Pipa gas ruas PK 52 sangat penting bagi PLN. Pipa gas ini bisa PLN manfaatkan untuk memasok gas dari Pertamina untuk kepentingan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Tanjung Batu yang berkapasitas 180 mega-Watt (MW). Sebab, PLN bisa menambah kapasitas PLTGU Tanjung Batu hingga 100 MW lagi. Pasalnya, pipa PK 52 ini sanggup membawa gas hingga 80 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Kontan, Page-14, Tuesday, July 4, 2017

Gresem Pipe Can Not Be Certain

Gresik-Semarang transmission gas pipeline network, which is expected to be completed in the fourth quarter of 2017, has yet to be assured of gas supply.

Gresik-Semarang transmission grid segment (Gresem) will be connected along the 276 kilometers (km) through the provinces of Central Java and East Java. Currently, the project that invests about US $ 515.7 million is still about 70 km longer on the eastern side.

According to Public Relations Manager of PT Pertamina Gas Hatim Ilwan, the supply option from Jambaran-Tiung Biru field, Cepu Block can not be realized because it is still in negotiation phase with PT Perusahaan Listrik Negara. Similarly, supply options from other gas fields in East Java.

"Our target is to finish [fourth quarter / 2017]. The gas will certainly the government must think, Pertamina is also in the process continues. In this sense, we are inline, we are parallel, while finishing [pipeline construction], while looking for gas, "he said.

Under the initial plan, the Gresik-Semarang pipeline will distribute gas to the electricity and industrial sectors. Thus, despite the uncertainty of gas supply, Pertagas is still looking for consumer opportunities and industrial sectors that are likely to absorb larger gas volumes.

Because the construction of the Gresik-Semarang pipeline is a step to connect the gas pipelines from the westernmost region of Java Island to the easternmost region that will be connected with East Java Gas Pipeline (EJGP)

"We" also while looking at industry opportunities that really need, "he said.

In addition to the Gresem project, it is also working on another project, namely Grisik-Pusri in South Sumatra along the 300 km with a diameter of 20 inches. According to the plan, the pipeline will deliver 160 MMscfd gas with an investment of US $ 150 million. Together with PT Perusahaan Gas Negara Pertagas is completing the construction of a 67 km Duri-Dumai transmission pipeline with an investment of US $ 76 million divided by share ownership. Then, the pipeline connection to Petrokimia Gresik Factory along the 70 km.

Separately, Head of Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) Fanshurullah Asa said it was still waiting for a proposal from which section of the Business Entity to be built first.

Proposed results of feasibility study / FS and the results of the definition of the project (front end engineering design / FEED), will be a suggestion for the tender committee to prepare auctions in certain segments. Meanwhile, the proposed entry is the construction of transmission pipeline from Pusri to Tanjung Api-Api, South Sumatra and distribution pipeline in East Java.

IN INDONESIA

Pipa Gresem Belum Dapat Kepastian

Jaringan pipa gas transmisi Gresik-Semarang yang diperkirakan selesai dibangun pada kuartal IV/2017, hingga kini belum juga mendapat kepastian soal pasokan gas.

Ruas pipa transmisi Gresik-Semarang (Gresem) akan tersambung sepanjang 276 kilometer (km) melewati provinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur. Saat ini, proyek yang mengeluarkan investasi sekitar US$ 515,7 juta itu masih tersisa sekitar 70 km lagi di sisi paling timur.

Menurut Manajer Humas PT Pertamina Gas Hatim Ilwan, opsi pasokan dari lapangan Jambaran-Tiung Biru, Blok Cepu belum bisa direalisasikan karena masih dalam tahap negosiasi dengan PT Perusahaan Listrik Negara. Begitu pula dengan opsi pasokan dari lapangan gas lain di Jawa Timur.

“Target kami kan menyelesaikan [kuartal IV/2017]. Gasnya nanti tentu pemerintah pasti berpikir, Pertamina juga dalam proses terus. Dalam artian begini, kita inline, kita paralel, sambil menyelesaikan [konstruksi pipa], sambil mencari gas,” ujarnya.

Berdasarkan rencana awal, ruas pipa Gresik-Semarang akan menyalurkan gas bagi sektor ketenagalistrikan dan industri. Dengan demikian, kendati belum mendapatkan kepastian pasokan gas, Pertagas masih mencari peluang konsumen dan sektor industri yang kemungkinan bisa menyerap volume gas lebih besar.

Pasalnya, pembangunan ruas pipa Gresik-Semarang merupakan langkah untuk menyambungkan jaringan pipa gas dari wilayah paling barat Pulau Jawa hingga wilayah paling timur yang akan terhubung dengan East Java Gas Pipeline (EJGP)

“Kami” juga sambil melihat peluang-peluang industri yang memang membutuhkan,” katanya.

Selain proyek Gresem, pihaknya juga sedang mengerjakan proyek lainnya, yakni Grisik-Pusri di Sumatra Selatan sepanjang 300 km dengan diameter 20 inci. Menurut rencana, pipa akan mengalirkan gas 160 MMscfd dengan investasi sebesar US$ 150 juta. Bersama PT Perusahaan Gas Negara Pertagas sedang menyelesaikan pembangunan pipa transmisi Duri-Dumai sepanjang 67 km dengan investasi US$76 juta yang dibagi berdasarkan kepemilikan saham. Kemudian, sambungan pipa ke Pabrik Petrokimia Gresik sepanjang 70 km.

Secara terpisah, Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) Fanshurullah Asa mengatakan pihaknya masih menanti usulan dari Badan Usaha ruas mana yang akan dibangun lebih dulu. 

Usulan berupa hasil feasibility study/FS dan hasil pendefinisian proyek (front end engineering design/FEED) , akan menjadi saran bagi panitia lelang untuk menyiapkan lelang di ruas tertentu. Sementara ini, usulan yang masuk yakni pembangunan pipa transmisi dari Pusri ke Tanjung-Api-Api, Sumatra Selatan dan pipa distribusi di Jawa Timur.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, July 4, 2017

Oil Lifting Can not Be Enhanced

National crude oil production is projected to be no different from this year. In a meeting with Commission VII, next year's oil production is agreed at 771-815 thousand barrels per day (bpd), while this year's target is set at 815 thousand bpd.

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan said the targeting of oil production is based on the realization until last May which amounted to 788 thousand bpd.

"Thus, for 2018, the government proposes oil production in the range of 771-815 thousand bpd," he said.

Director General of Oil and Natural Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, I Gusti Nyoman Wiratmaja, added that the stagnation of oil production is due to the absence of a significant new discovery after Cepu Block. Additional oil production is only from small projects. "It (which is scheduled onstream) is on the POD (plan of development / development plan) that is being approved, some are being built," he said.

So Cepu Block is still the mainstay to realize the target of oil lifting next year. Therefore, the government installed the lowest limit of oil lifting at 771 thousand bpd. This is because it was done maintenance equipment production in Cepu Block.

"We expect in six months, [production] Cepu Block can be full, so 815 thousand bpd is still pursued," said Wiratmaja.

This condition is different from the production / lifting gas. Next year's gas production target is agreed at 1.19 to 1.23 million barrels of oil equivalent per day. The figure is up 3.47-6.95 percent from this year's gas production target of 1.15 million barrels of oil equivalent per day.

This is because there is a large gas project that began operating this year, namely Jangkrik Field, Muara Bakau Block which is done by ENI Indonesia.

"Lifting gas is a new production from Jangkrik Field operated by ENI Indonesia. Minimum next year production of 450 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / mmscfd). So the assumption changed slightly to 1.19 to 1.23 million barrels of oil equivalent per day, "said Jonan.

But if added, the production / lifting of oil and gas next year is not much different from this year. High gas production, compensated by fixed oil production. Based on the agreement with Commission VII, next year's oil and gas lifting is targeted to be stagnant at 1.96-, 2.05 million barrels of oil equivalent per day.

While this year's target set 1.96 million barrels of oil equivalent per day. Meanwhile, for the realization of oil production this year, Special Unit for Upstream Oil and Gas Operations (SKK Migas) is still below target. Head of SKK Migas Amien Sunaryadi explained, as of June 12 last, the realization of oil production was recorded at 809,415 bpd. "This is approximately 99.3% of the target in the APBN of 815 thousand bpd," he said.

The realization has calculated additional production from projects operating this year. In january-March, SKK Migas noted there are six projects that have been on stream.

In detail, Ario Damar-Sriwijaya Project with capacity of 2,000 bph production facility, Kepodang Phase II to maintain existing production level at 116 mmscfd, and Ridho with production capacity of 2,000 bph.

In addition, there is also Cikarang Tegal Fishing Project with a production capacity of 14 mmscfd, PHE 12 with 3,000 bpd of gas and 1.7 mmscfd of gas, and CPP 2 Project West Madura Offshore Block with production capacity of 12,650 bph and 33 mmscfd.

Then there will also be two other projects that begin oration in 2017. Both projects should start production last year. First, Wasambo Project by Energy Equity Epic Sengkang with 80 mmscfd gas production planned on Stream first quarter of this year. However, the project is expected to fall back and can only be on the final stream

year.

The next project is the Matindok Project undertaken by Pertamina EP. The on-stream project schedule is backward from last year to the first quarter of 2017. The Matindok project is planned to produce 65 mmscfd and 800 bph gas. Pertamina had mentioned the project late because there is a problem in the processing of gas processing.

All efforts to ensure the target of oil production of 815 thousand bpd and gas 6,439.4 mmscfd achieved. To that end, SKK Migas targets oil and gas investment this year to reach US $ 13 billion, up 7% from 2016 prognosis amounting to US $ 12.015 billion.

The investment figure is needed to realize the various exploration and production activities targeted this year. In addition to ensuring new on-stream projects on time, to maintain oil and gas production, SKK Migas also plans a number of well management activities. This year, 223 wells are planned to be drilled, 907 wells, 57,512 wells, 40 seismic surveys, and 134 wells exploration drilling.

Previously, the ESDM Ministry wanted oil production to last in the range of 820 thousand to 2020. In fact, based on the projection, national oil production will continue to fall to 670 thousand bpd in 2018. 610 thousand bpd in 2019, and reach only 550 thousand bpd in 2020. While production Gas is projected to be stable in the range of 6,500 mmscfd.

Raising oil production is even higher, according to Vice Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar, is a difficult thing to do in the near future. The reason, it took quite a long time to wait for new projects began to produce oil. However, oil production will be retained so as not to decrease dramatically by suppressing the decline rate of production.

"In these five years, (oil production) 800 thousand bpd should not go down" he said.

To that end, the government made short-term programs to achieve these targets. This program includes three things, namely the identification of technology, the implementation of workshops (workshops), and program activities. The government will ensure what technology should be used to increase oil production, then introduce the technology to oil and gas companies, and together determine what activities are needed.

"Therefore, it is necessary to cooperate with the Ministry of Energy and Mineral Resources (EMR), Ministry of Energy and Mineral Resources (KKKS) (contractor of cooperation contract). Executor KKKS, so we call KKKS, "said Arcandra.

IN INDONESIA

Lifting Minyak Belum Bisa Ditingkatkan

Produksi minyak mentah nasional diproyeksikan tidak akan berbeda jauh dengan tahun ini. Dalam rapat dengan Komisi VII, produksi minyak tahun depan disepakati 771-815 ribu barel per hari (bph), sementara target tahun ini ditetapkan sebesar 815 ribu bph.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, penetapan target produksi minyak ini berdasarkan realisasi sampai Mei lalu yang sebesar 788 ribu bph.

“Sehingga, untuk 2018, pemerintah mengusulkan produksi minyak di kisaran 771-815 ribu bph,” kata dia.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja menambahkan, stagnasi produksi minyak ini lantaran tidak ada penemuan baru yang cukup besar setelah Blok Cepu. Tambahan produksi minyak hanya dari proyek-proyek kecil. “Itu (yang dijadwalkan onstream) ada di POD (plan of development/rencana pengembangan) yang sedang disetujui, ada yang sedang dibangun,” ujarnya.

Sehingga Blok Cepu masih menjadi andalan untuk merealisasikan target lifting minyak tahun depan. Karena itu juga, pemerintah memasang batas terendah lifting minyak pada angka 771 ribu bph. Hal ini karena sempat dilakukan perawatan peralatan produksi di Blok Cepu. 

“Kami harapkan dalam enam bulan, [produksi] Blok Cepu bisa full, jadi 815 ribu bph masih dikejar,” kata Wiratmaja.

Kondisi ini berbeda dengan produksi/lifting gas. Target produksi gas tahun depan disepakati sebesar 1,19-1,23 juta barel setara minyak per hari. Angka tersebut naik tipis 3,47-6,95% dari target produksi gas tahun ini sebesar 1,15 juta barel setara minyak per hari.

Hal ini lantaran terdapat proyek gas besar yang mulai beroperasi tahun ini, yakni Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau yang dikerjakan ENI Indonesia.

“Lifting gas ada produksi baru dari Lapangan Jangkrik yang dioperasikan ENI Indonesia. Minimal tahun depan produksinya 450 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd). Jadi asumsinya berubah sedikit ke 1,19-1,23 juta barel setara minyak per hari,” jelas Jonan.

Namun jika dijumlahkan, produksi/lifting migas tahun depan tidak jauh berbeda dengan tahun ini. Tingginya produksi gas, terkompensasi oleh produksi minyak yang tetap. Berdasarkan kesepakatan dengan Komisi VII, lifting migas tahun depan ditargetkan stagnan pada kisaran 1,96-,2,05 juta barel setara minyak per hari.

Sementara target tahun ini ditetapkan 1,96juta barel setara minyak per hari. Sementara itu, untuk realisasi produksi minyak tahun ini, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat masih di bawah target. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi memaparkan, per 12 Juni lalu, realisasi produksi minyak tercatat sebesar 809.415 bph. “Ini kira-kira sebesar 99,3% dari target dalam APBN sebesar 815 ribu bph,” ujarnya.

Realisasi tersebut telah menghitung tambahan produksi dari proyek-proyek yang beroperasi pada tahun ini. Pada januari-Maret lalu, SKK Migas mencatat terdapat enam proyek yang sudah on stream.

Rincinya, Proyek Ario Damar-Sriwijaya dengan kapasitas fasilitas produksi 2.000 bph, Kepodang Phase II untuk mempertahankan tingkat produksi eksisting pada 116 mmscfd, dan Ridho dengan kapasitas produksi 2.000 bph.

Selain itu, juga ada Proyek Cikarang Tegal Pancing dengan kapasitas produksi 14 mmscfd, PHE 12 dengan produksi minyak 3.000 bph dan gas 1,7 mmscfd, serta Proyek CPP 2 Blok West Madura Offshore berkapasitas produksi 12.650 bph dan 33 mmscfd.

Kemudian juga akan ada dua proyek lain yang mulai orperasi pada 2017. Kedua proyek ini seharusnya mulai produksi pada tahun lalu. Pertama, Proyek Wasambo oleh Energy Equity Epic Sengkang dengan produksi gas 80 mmscfd direncanakan on

stream kuartal pertama tahun ini. Namun, proyek ini diperkirakan akan kembali mundur dan baru dapat on stream akhir

tahun.

Proyek berikutnya adalah Proyek Matindok yang dikerjakan oleh Pertamina EP jadwal on stream proyek ini mundur dari tahun lalu menjadi kuartal pertama 2017. Proyek Matindok direncanakan akan menghasilkan gas 65 mmscfd dan 800 bph. Pertamina sempat menyebut proyek terlambat lantaran ada masalah dalam pengerjaan fasilitas pemrosesan gasnya.

Seluruh upaya tersebut untuk memastikan target produksi minyak 815 ribu bph dan gas 6.439,4 mmscfd tercapai. Untuk itu, SKK Migas menargetkan investasi migas pada tahun ini mencapai US$ 13 miliar atau naik 7% dari prognosa 2016 yang sebesar US$12,015 miliar. 

Angka investasi itu diperlukan untuk merealisasi berbagai kegiatan eksplorasi dan produksi yang menjadi target tahun ini. Selain memastikan proyek baru on stream tepat waktu, untuk mempertahankan produksi migas, SKK Migas juga merencanakan sejumlah kegiatan manajemen sumur. Pada tahun ini, direncanakan kegiatan pengeboran sumur pengembangan sebanyak 223 sumur, kerja ulang (work over) 907 sumur, perawatan sumur 57.512 sumur, survei seismik 40 kegiatan, dan pengeboran eksplorasi 134 sumur.

Sebelumnya, Kementerian ESDM menginginkan produksi minyak bertahan di kisaran 820 ribu sampai 2020. Padahal, berdasarkan proyeksi, produksi minyak nasional akan terus turun menjadi 670 ribu bph pada 2018. 610 ribu bph pada 2019, dan mencapai hanya 550 ribu bph pada 2020. Sementara produksi gas diproyeksikan akan stabil di kisaran 6.500 mmscfd.

Menaikkan produksi minyak menjadi lebih tinggi lagi, menurut Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar, adalah hal yang sulit dilakukan dalam waktu dekat. Pasalnya, butuh waktu cukup lama menunggu proyek baru mulai memproduksi minyak. Namun, produksi minyak akan bisa ditahan agar tidak turun drastis dengan menekan laju penurunan produksi (decline rate). 

“Dalam lima tahun ini, (produksi minyak) 800 ribu bph tidak boleh turun" kata dia.

Untuk itu pemerintah membuat program jangka pendek untuk mencapai target tersebut. Program ini mencakup tiga hal, yakni identifikasi teknologi, penyelenggaraan loka karya (workshop), dan program kegiatan. Pemerintah akan memastikan teknologi apa yang harus dipakai untuk dapat menaikkan produksi minyak, kemudian memperkenalkan teknologi itu kepada perusahaan migas, dan bersama-sama menentukan kegiatan apa saja yang diperlukan.

“Untuk itu perlu kerja sama Kementerian ESDM, SKK Migas, dan KKKS (kontraktor kontrak kerja sama). Eksekutor KKKS, jadi kami panggil KKKS,” tutur Arcandra.

Investor Daily, Page-6, Monday, July 3, 2017

ESDM Encourages Active Area in Oil & Gas Project

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) encourages local governments to actively participate in 10% ownership in the Oil and Gas Working Area. This was raised in the socialization of Participating Interest (PI) implementation of 10%, especially for Eastern Indonesia. The event provides explanation and understanding related to the implementation of Minister of Energy and Mineral Resources Ministerial Letter no. 37 of 2016.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said local governments are encouraged to participate actively in PI 10% because this is the right of the region for the ownership of oil and gas resources in their respective territories. The Ministry of Energy and Mineral Resources and the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) are trying to simplify the permit to PI 10%. This should be coupled with the active participation of local governments.

"Local active participation is required for PI 10%, which is to facilitate and simplify local permits for KKKS can operate, because the longer the permit area out, the longer the dividend distribution. Local Government not to issue Regional Regulations that do not add value to Petroleum Operation.

Cooperation between Local Government and KKKS will accelerate the dividend distribution, "said Arcandra

Arcandra revealed Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 37 of 2016 aims to increase the participation of regional governments in the management of oil and gas by Regional Owned Enterprises (BUMD) or by Regional Companies (Perusda). 10% PI can not be traded or transferred or guaranteed.

The BUMD is authorized through a regional regulation and in the form of a Regional Government (Perusda) with 100% ownership or a limited liability company with 99% ownership of the Regional Government and the remainder affiliated with the Regional Government.

In accordance with beleid 37/2016, the 10% PI offer is executed through a scheme of cooperation through financing by the contractor and the development of financing derived from the BUMD / Regional Enterprise of the regional result, without interest being refundable annually on a business basis and the payback period commences at Production up to fulfillment of obligations.

"With this Ministerial Regulation, we also set the payment method through their dividend, if using the 10% APBD is heavy, again the spirit of PI 10% is regional ownership," said Vice Minister.

This Ministerial Regulation was also welcomed by the Governor of East Kalimantan, Awang Faroek Ishak.

"Gratitude alhamdullih in the era of this working cabinet, the central government siding is very clear to the local government, especially for PI 10%. Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 37 of 2016, funding problems BUMD and division of the BUMD part can be resolved, so disputes between regions can be resolved, and the welfare of people in oil-producing areas will be lifted, "he said.

The things that must be considered from PI 10% is the division of regional authority that is the mainland 1 province or waters 04 mil given to 1 BUMD (its formation is coordinated by Governor involving Regent / Mayor).

Waters 4-12 miles of Provincial BUMD (implementation coordinated by the Governor). Land or water more than 1 province agreement between the Governor.

In the event that the agreement can not be reached within 3 months, the Minister shall determine the amount of participating interest of each province. The percentage distribution is based on the reservoir area of ​​oil and gas reserves in each region. As for offshore waters over 12 miles, the Minister will set a 10% PI offer policy.

IN INDONESIA

ESDM Dorong Daerah Aktif di Proyek Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mendorong pemerintah daerah aktif berpartisipasi atas kepemilikan 10 % pada Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi. Hal tersebut mengemuka dalam sosialisasi implementasi Participating Interest (PI) 10% khususnya untuk Wilayah Timur Indonesia. Acara tersebut memberikan penjelasan dan pemahaman terkait implementasi Perturan Menteri ESDM No. 37 Tahun 2016.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan pemerintah daerah didorong untuk berpartisipasi aktif dalam PI 10% karena ini merupakan hak dari daerah atas kepemilikan sumber daya minyak dan gas di wilayahnya masing-masing. Kementerian ESDM dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) berupaya menyederhanakan izin untuk PI 10%. Hal ini harus dibarengi dengan partisipasi aktif pemerintah daerah.

“Partisipasi aktif daerah dibutuhkan untuk PI 10%, yaitu untuk memperlancar dan menyederhanakan izin-izin daerah untuk KKKS dapat beroperasi, karena semakin lama izin daerah keluar, semakin lama juga pembagian deviden. Pemerintah Daerah agar tidak menerbitkan Peraturan Daerah yang tidak memberi nilai tambah pada Petroleum Operation. 

Kerja sama antara Pemerintah Daerah dan KKKS akan mempercepat pembagian deviden,” kata Arcandra

Arcandra mengungkapkan Peraturan Menteri ESDM No. 37 Tahun 2016 bertujuan untuk meningkatkan peran serta Pemerintah Daerah dalam pengelolaan migas oleh Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) atau oleh Perusahaan Daerah (Perusda). PI 10% tidak bisa diperjualbelikan atau dialihkan atau dijaminkan. 

BUMD tersebut disahkan melalui peraturan daerah dan berbentuk Perusahaan Daerah (perusda) dengan kepemilikan saham 100% atau perseroan terbatas dengan kepemilikan saham 99% milik Pemerintah Daerah dan sisanya terafiliasi dengan Pemerintah Daerah setempat.

Sesuai dengan beleid 37/2016 itu penawaran PI 10% dilaksanakan melalui skema kerjasama melalui pembiayaan oleh kontraktor dan pengembangan pembiayaan diambil dari bagian BUMD/Perusahaan Daerah dari hasil daerah, tanpa dikenakan bunga dapat dikembalikan setiap tahunnya secara kelaziman bisnis dan jangka waktu pengembalian dimulai pada saat produksi sampai dengan terpenuhinya kewajiban. 

“Dengan Peraturan Menteri ini, cara pembayarannya pun kita atur melalui deviden mereka, kalau menggunakan APBD 10% itu berat, kembali lagi semangat PI 10% adalah kepemilikan daerah," ujar Wakil Menteri.

     Peraturan Menteri ini pun disambut baik oleh Gubernur Kalimantan Timur, Awang Faroek Ishak.

“Syukur alhamdullih di era kabinet kerja ini, keberpihakan pemerintah pusat sangat jelas terhadap pemerintah daerah terutama untuk PI 10%. Peraturan Menteri ESDM No. 37 Tahun 2016, masalah pendanaan BUMD serta pembagian bagian BUMD dapat terselesaikan, sehingga perselisihan antar daerah dapat diselesaikan, serta kesejahteraan masyarakat di wilayah penghasil migas pun akan terangkat,” ujarnya.

Hal-hal yang harus diperhatikan dari PI 10 % adalah pembagian kewenangan daerah yaitu daratan 1 provinsi atau perairan 04 mil diberikan kepada 1 BUMD (pembentukannya dikoordinasikan oleh Gubernur melibatkan Bupati/Walikota).

     Perairan 4-12 mil BUMD Provinsi (pelaksanaannya dikoordinasikan Gubernur). Daratan atau perairan lebih dari 1 provinsi kesepakatan antara Gubernur.

Dalam hal tidak dapat dicapai kesepakatan dalam waktu 3 bulan, Menteri menetapkan besaran participating interest masing-masing provinsi. Pembagian persentase didasarkan pada luasan reservoir cadangan migas pada masing-masing wilayah. Sedangkan untuk perairan lepas pantai diatas 12 mil, Menteri yang akan menetapkan kebijakan penawaran PI 10%.

Investor Daily, Page-6, Monday, July 3, 2017

Pertamina Will Cross Out East Kalimantan Block

       This is the result of evaluation to the economics of eight oil and gas blocks termination submitted to Pertamina

PT Pertamina has completed the economic evaluation of eight oil and gas blocks by the end of June 2017. This step is a continuation of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) decision to hand over the eight blocks of oil and gas to the government-owned oil and gas company.

Of the eight oil and gas blocks, Pertamina considers that the continuation of the East Kalimantan Block management could be detrimental to Pertamina. Therefore, Pertamina must spend more funds to manage the block compared to the needs of other oil and gas blocks.

Understandably, to manage the block Pertamina must use a gross split scheme which is claimed by many mining companies in terms of cost greater than cost recovery. The problem is, this company still has to bear the cost of mine closure or post mining alias Abandonment and Site Restoration (ASR)

This condition causes Pertamina not interested in managing the former East Kalimantan Block under management of Chevron. "In the new regulations have to bear a considerable ASR cost," said Syamsu Alam, Upstream Director of PT Pertamina

In managing the block, Pertamina is required to bear all post-mining costs of the block. It turned out that the previous block manager Chevron Indonesia did not reserve the post-mining funds in the block.

The previous government did not require contractors of cooperation contracts (KKKS) to prepare post-mining funds. This obligation will commence once the KKKS sign a new contract in which there is a clause regarding covering the mine closing costs.

With that in mind, according to Syamsfu Alam Pertamina will still re-evaluate its role in East Kalimantan Block.

"We are requesting additional evaluation time," he said further.

Actually, Pertamina can still request additional 5% maximum share from the discretion of EMR Minister in accordance with gross Split regulation. The profit sharing for petroleum KKKS in the regulation is 43% and the rest, 57%, for the state.

If the government approves Pertamina's request, then the gross split in the block is a maximum of 48% for Pertamina. And the rest of the country by 52%.

So far the government has not determined the right incentives to help Pertamina. Director General of Oil and Gas, IGN Wiratmaja Puja stated that the government still has to analyze Pertamina's evaluation result.

"We first study the results of Pertamina's analysis," said Wiratmaja

Just as a note, at the end of January 2017, the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan handed over the management of eight blocks of oil and gas to Pertamina. Eight oil and gas blocks consist of three oil and gas blocks managed by Pertamina, and five other blocks managed by other operators.

MAP OF WORKING AREA OIL AND GAS

IN INDONESIA

Pertamina Akan Mencoret Blok East Kalimantan

Inilah hasil evaluasi ke ekonomian delapan blok migas terminasi yang diserahkan ke Pertamina

PT Pertamina sudah menuntaskan hasil evaluasi keekonomian delapan blok minyak dan gas (migas) pada akhir Juni 2017. Langkah ini merupakan kelanjutan dari keputusan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang menyerahkan delapan blok migas tersebut ke perusahaan migas milik pemerintah ini.

Dari delapan blok migas tersebut, Pertamina menilai kelanjutan pengelolaan Blok East Kalimantan bisa merugikan Pertamina. Sebab, Pertamina harus mengeluarkan dana lebih besar untuk mengelola blok tersebut dibandingkan dengan kebutuhan dana blok migas lain.

Maklum, untuk mengelola blok tersebut Pertamina harus menggunakan skema gross split yang diklaim oleh banyak perusahaan tambang dari sisi biaya lebih besar daripada cost recovery. Persoalannya, perusahaan ini masih harus menanggung biaya penutupan tambang atau pasca tambang alias Abandonment and Site Restoration (ASR)

Kondisi inilah yang menyebabkan Pertamina tidak tertarik mengelola Blok East Kalimantan bekas kelolaan Chevron. "Dalam peraturan baru harus menanggung biaya ASR yang cukup besar," kata Syamsu Alam, Direktur Hulu PT Pertamina 

Dalam mengelola blok tersebut, Pertamina Wajib menanggung seluruh biaya pasca tambang blok tersebut. Ternyata pengelola blok sebelumnya yaitu Chevron Indonesia tidak mencadangkan dana pasca tambang di blok itu.

Pemerintah sebelumnya memang tidak mewajibkan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) menyiapkan dana pasca tambang. Kewajiban ini akan dimulai setelah para KKKS meneken kontrak baru yang di dalamnya ada klausul soal menanggung biaya penutupan tambang.

Dengan memperhatikan hal tersebut, menurut Syamsfu Alam Pertamina masih akan mengevaluasi kembali perannya di Blok East Kalimantan.

"Kami sedang meminta tambahan waktu evaluasi lagi," katanya lebih lanjut.

Sebenarnya, Pertamina masih bisa meminta tambahan bagi hasil maksimal 5% dari diskresi Menteri ESDM sesuai dengan peraturan gross Split. Adapun bagi hasil bagi KKKS minyak bumi dalam aturan tersebut adalah 43% dan selebihnya, 57%, untuk negara.

Bila pemerintah menyetujui permintaan Pertamina, maka gross split di blok tersebut adalah maksimal 48% untuk Pertamina. Dan selebihnya negara sebesar 52%.

Sejauh ini pemerintah belum menentukan insentif yang tepat untuk membantu Pertamina. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, IGN Wiratmaja Puja menyatakan, pemerintah masih harus menganalisa hasil evaluasi Pertamina. 

"Kami pelajari dulu hasil analisis Pertamina," kata Wiratmaja 

Sekedar catatan, pada akhir Januari 2017, Menteri ESDM Ignasius Jonan menyerahkan pengelolaan delapan blok migas berminasi kepada Pertamina. Delapan blok migas tersebut terdiri dari tiga blok migas dikelola Pertamina, dan lima blok lain dikelola operator lain.

Kontan, Page-14, Monday, July 3, 2017