Production of the Cepu Block Increases

Crude oil production from the Cepu Block has increased again. Previously, in 2017, the block's production reached 185 thousand barrels per day (bpd). At present, production and lifting (ready to sell) of petroleum reaches 220 bpd.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said the increase in production was due to the installation of Exxon-Mobil's cooler facilities as the Cepu Block operator. With improved performance, this block is arguably one of the biggest supports for Indonesia's crude oil production.

Exxon-Mobil's cooler facilities

"The Cepu block is now overtaking Chevron (Rokan Block), at the beginning of the 165 thousand barrel Plan of Development (POD), then we are trying to 185 thousand, then up to 220 thousand, that's the effort by installing cooler facilities," Djoko said.

Chevron ( the Rokan Block)

The cooler installation is believed to be able to maintain the production of the Cepu Block according to the Program and Budget Plan (WP & B) until 2020. That way, if in 2021 a decline occurs, petroleum production from there can be overcome from the production of the Kedung Keris field which will be operational later this year.

 the Banyu Urip field

Djoko explained that ExxonMobil, the first operator of the Cepu Block, found the Banyu Urip field with reserves reaching 450 million barrels. Started production in 2008 with a capacity of 20 thousand bpd in 2009. In 2011, EXxonMobile found new reserves in the Kedung Keris field and will be fully operational in the third quarter of 2019 with projected additional production of 10 thousand bpd.

Now, the Cepu Block is the mainstay of the national oil lifting shifting the Rokan Block which only produces an average of 190 thousand bpd because it is included in the mature category.

"Naturally, if oil is taken continuously, right away," said Djoko.

Meanwhile, to increase oil and gas production, the Ministry of Energy and Mineral Resources is preparing five working areas (WK) to be offered to investors in the near future. The five WKs are planned to be included in the 2019 phase I auction. 

     Djoko said, these five blocks are divided into three exploration blocks, namely the Anambas Block, the West Ganal-Makassar Strait Block, and the West Kaimana Block. While the two production blocks, namely West Kampar and Selat Panjang.

"In the 2019 work plan the range is ten. But in the first phase there are five first. Arranged in stages.

IN INDONESIAN

Produksi Blok Cepu Naik

Produksi minyak mentah dari Blok Cepu kembali meningkat. Sebelumnya, pada 2017, produksi blok ini mencapai 185 ribu barel per hari (bph). Saat ini, produksi dan lifting (siap jual) minyak bumi mencapai 220 bph.

Direktur Jenderal Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, peningkatan produksi ini terjadi karena pemasangan fasilitas alat pendingin (cooler) yang dilakukan Exxon-Mobil selaku operator Blok Cepu. Dengan capaian yang makin membaik, blok ini bisa dibilang sebagai salah satu penopang produksi minyak mentah Indonesia terbesar.

"Blok Cepu itu sekarang menyalip Chevron (Blok Rokan), di awal Plan of Development (POD) 165 ribu barel, lalu kami upayakan ke 185 ribu, lalu naik ke 220 ribu, itu upayanya dengan memasang fasilitas cooler," ujar Djoko.

Pemasangan cooler diyakini bisa mempertahankan procluksi Blok Cepu sesuai Rencana Program dan Anggaran (WP&B) sampai 2020. Dengan begitu, jika pada 2021 terjadi penurunan, produksi minyak bumi dari sana bisa teratasi dari produksi lapangan Kedung Keris yang akan mulai beroperasi akhir tahun ini.

Djoko menjelaskan, ExxonMobil selaku operator pertama kali Blok Cepu, menemukan lapangan Banyu Urip dengan cadangan mencapai 450 juta barel. Mulai berproduksi pada 2008 dengan kapasitas 20 ribu bph pada 2009. 

   Pada 2011, EXxonMobile menemukan cadangan baru di lapangan Kedung Keris dan akan beroperasi penuh pada kuartal III 2019 dengan proyeksi penambahan produksi sebesar 10 ribu bph.

Kini, Blok Cepu didaulat sebagai andalan utama lifting minyak nasional menggeser Blok Rokan yang hanya memproduksi rata-rata 190 ribu bph lantaran masuk dalam kategori mature. 

"Secara alamiah, kalau minyak diambil terus menerus ya abis," ungkap Djoko.

Sementara itu, untuk meningkatkan produksi minyak dan gas (migas), Kementerian ESDM sedang mempersiapkan lima wilayah kerja (WK) untuk ditawarkan kepada para investor dalam waktu dekat. Kelima WK direncanakan akan diikutsertakan dalam lelang tahap I 2019. 

     Djoko menyebut, lima blok ini terbagi dalam tiga blok eksplorasi, yaitu Blok Anambas, Blok West Ganal-Makasar Strait, dan Blok West Kaimana. Sementara dua blok eksproduksi, yaitu West Kampar dan Selat Panjang.

"Kalau dalam rencana kerja 2019 range-nya ada sepuluh. Tapi, dalam tahap I ada lima dulu. Disusun bertahap.

Republika, Page-13, Monday, Jan 14, 2019

Chevron Manages the West Seno Field Again

PT Chevron Pacific Indonesia won the West Seno field which they once managed. The government again provided the field because there were already production facilities owned by Chevron. The field entered the Rapak Block which is currently managed by the oil and gas company from the United States.

Previously, the West Seno Field entered the Makassar Strait working area which will be auctioned this year. The Director General of Oil and Gas (Director General of Oil and Gas) of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Djoko Siswanto said, there would be five oil and gas Working Areas (WK) to be auctioned in stage l in 2019. Of the five oil and gas blocks, there were three exploration blocks and two production blocks.

the Makassar Strait

The exploration block includes WK Anambas, Makassar Strait WK which changed its name to West Ganal, and WK West Kaimana. The two production blocks consist of WK West Kampar and WK Selat Panjang. 

    At the Makassar Straits WK, according to Djoko, there will be no West Seno field. He said, the West Seno field was issued from the Makassar Strait WK and entered into the Rapak Block managed by Chevron.

"West Seno has a platform and production, later it will be replaced to Rapak Chevron, but only the production facilities," said Djoko.

Djoko also said that Chevron will continue the management of West Seno Field until 2020 which is the end of the Makassar Strait Block contract.

IN INDONESIAN

Chevron Mengelola Lagi Lapangan West Seno

PT Chevron Pacific Indonesia meraih lapangan West Seno yang dulu sempat mereka kelola. Pemerintah kembali memberikan lapangan tersebut lantaran sudah ada fasilitas produksi milik Chevron. Lapangan itu masuk Blok Rapak yang saat ini dikelola perusahaan migas asal Amerika Serikat itu.

Sebelumnya, Lapangan West Seno rmasuk ke dalam wilayah kerja Makassar Strait yang akan dilelang pada tahun ini. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Djoko Siswanto mengatakan, akan ada lima Wilayah Kerja (WK) migas yang akan dilelang pada tahap l di tahun 2019. Dari lima blok migas tersebut, terdapat tiga blok eksplorasi dan dua blok produksi.

Blok ekplorasi meliputi WK Anambas, WK Makassar Strait yang berubah nama menjadi West Ganal, dan WK West Kaimana. Adapun dua blok produksi terdiri dari WK West Kampar dan WK Selat Panjang. Di WK Makassar Straits, menurut Djoko, tidak akan ada lagi lapangan West Seno. Dia bilang, lapangan West Seno dikeluarkan dari WK Makassar Strait dan masuk ke dalam Blok Rapak yang dikelola Chevron.

"West Seno ada platform dan produksi, nanti diganti ke Rapak Chevron, namun fasilitas produksinya saja," ungkap Djoko.

Djoko pun menyebutkan Chevron akan meneruskan pengelolaan Lapangan West Seno hingga tahun 2020 yang merupakan akhir kontrak Blok Makassar Strait.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 14, 2019

Targeting Oil and Gas Cooperation in the Middle East

The government seeks to increase investment in the oil and gas subsector (oil and gas). One of them is aiming for cooperation with a number of countries in the Middle East region, namely Iraq and Azerbaijan. 

    Director of ESDM Ministry of Oil and Gas Development Program Soerjaningsih stated that the government had offered oil and gas exploration in Azerbaijan and imported crude oil.

"Iraq is also the main target of cooperation in developing the petrochemical industry, refinery construction, and oil and gas exploration in the country "through PT Pertamina (Persero)," said Soerjaningsih.

According to Soerjaningsih, Pertamina is interested in the Tuba Oil Field project in Iraq. Now it's still under discussion.

"The partnership between the two countries is still exploration or negotiation. We will discuss this later in a bilateral meeting between the two countries, "said Soerjaningsih.

Investment in the oil and gas sector abroad is not new to the Republic of Indonesia (RI). Throughout 2018 there were four main collaborations in the oil and gas sector which were successfully agreed upon. 

    First, RI-Russia and Rosneft built the GRR Tuban refinery with an investment of USD 15 billion - USD 16 billion. Then, RI-Saudi Arabia with Saudi Aramco worked on the Cilacap refinery RDMP project with an investment of USD 5.4 billion-USD 6 billion.

Next is RI-Azerbaijan. Namely, Pertamina with SOCAR in terms of crude oil imports and oil and gas field exploration. The investment value will be known after the signing of the memorandum of understanding. The fourth, RI-Bangladesh and RI-Pakistan work together to supply LNG with a receipt value of USD 14.3 billion.

"Cooperation with various countries is expected to be able to maintain the investment trend in the ESDM sector," said Soerjaningsih.

Realization of investment in the ESDM sector in 2018 reached USD 32.2 billion, equivalent to Rp 462.183 trillion. Of this amount, USD 12.5 billion represents the realization of the oil and gas subsector. 

     This gain has increased compared to 2017 with the achievement of the upstream and downstream oil and gas sector which has an investment of USD 11 billion. The 2018 oil and gas lifting only reaches 778 thousand barrels of oil per day and 1.139 million barrels of oil equivalent per day.

IN INDONESIAN

Incar Kerja Sama Migas di Timteng

Pemerintah berupaya meningkatkan investasi subsektor minyak dan gas bumi (migas). Salah satunya membidik kerja sama dengan sejumlah negara di kawasan Timur Tengah, yakni Iraq dan Azerbaijan. 

   Direktur Pembinaan Program Migas Kementerian ESDM Soerjaningsih menyatakan, pemerintah mendapat tawaran eksplorasi lapangan migas di Azerbaijan dan impor minyak mentah. 

"Iraq juga menjadi sasaran utama kerja sama dalam pengembangan industri petrokimia, pembangunan kilang, dan eksplorasi lapangan migas di negara tersebut melalui PT Pertamina (Persero)," kata Soerjaningsih.

    Menurut Soerjaningsih, Pertamina berminat pada proyek Tuba Oil Field di Iraq. Sekarang masih dalam tahap pembahasan. 

”Kemitraan kedua negara sifatnya masih penjajakan atau negosiasi. Nanti dibahas lebih lanjut dalam pertemuan bilateral antar kedua negara,” tutur Soerjaningsih.

Investasi sektor migas di luar negeri bukan hal baru bagi Republik Indonesia (RI). Sepanjang 2018 ada empat kerja sama pokok di sektor migas yang berhasil disepakati. Pertama, RI-Rusia dengan Rosneft membangun kilang GRR Tuban dengan nilai investasi USD 15 miliar - USD 16 miliar. Lalu, RI-Arab Saudi dengan Saudi Aramco mengerjakan proyek RDMP kilang Cilacap dengan investasi USD 5,4 miliar-USD 6 miliar.

Berikutnya RI-Azerbaijan. Yakni, Pertamina dengan SOCAR dalam hal impor minyak mentah dan eksplorasi lapangan migas. Nilai investasinya akan diketahui setelah penandatanganan nota kesepahaman. Yang keempat, RI-Bangladesh serta RI-Pakistan bekerja sama untuk pasokan LNG dengan nilai penerimaan USD 14,3 miliar. 

”Kerja sama dengan berbagai negara ini diharapkan mampu menjaga tren investasi sektor ESDM" kata Soerjaningsih.

Realisasi investasi di sektor ESDM pada 2018 mencapaiangka USD 32,2 miliar atau setara Rp 462,183 triliun. Dari jumlah tersebut, USD 12,5 miliar merupakan realisasi dari subsektor migas. Perolehan tersebut mengalami peningkatan jika dibandingkan 2017 dengan capaian sektor migas di hulu dan hilir yang mengantongi investasi USD 11 miliar. Adapun lifting minyak dan gas bumi 2018 hanya mencapai 778 ribu barel minyak per hari dan 1,139 juta barel setara minyak per hari.

Jaw Pos, Page-6, Monday, Jan 14, 2019

GPF Project Reaches Million Working Hours Congratulations

Jambaran-Tiung Biru (JTB) Unitization Gas Development Project managed by PT Pertamina EP Cepu (PEPC) carved out milestones at the beginning of 2019. After conducting the Project's Prime EPC Gas Processing Facility (GPF)] -TB on January 4, 2019, on January 13, 2019 PEPC appreciated the achievement of 1 million Working Hours without GPF JTB's Lost Time Injury (LTI) to the RU Consortium consisting of Industrial Engineering, JGC Corporation, and JGC Indonesia.

The award was handed over directly by the Bojonegoro Regency Government and Senior Project Manager, Firman Arif to the RJJ Project Manager, Budi Prianto at the JTB Project Site in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro.

"We hope that this appreciation can provide motivation and encouragement for related parties, both the RJJ Consortium, the JTB Unitization Gas Development Project workers, and PEPC workers and management, who have synergized applying the K3 norm in the GPF JTB project to reach 1 million working hours safely, "Said the Word.

The GPF JTB project has reached 1 million working hours safely from October 23, 2017 to December 1, 2018. The award ceremony was also witnessed by the Head of the Bojonegoro Industry and Labor Office (Disperinaker), Agus Supriyanto and the SKK Migas Operations Support Division, Bagus Edvantoro and all workers of the JTB Unitization Field Gas Development Project.

At present, PEPC as the sole operator has the role of maintaining the country's energy independence through the JTB Project, which is expected to provide a multiplier effect on the development of the industry in the Central Java and East Java regions.

PEPC manages the JTB Unitization Gas Development Project which is one of the National Strategic Projects (PSN) with Capex efficiency from 2.2 billion USD to 1,547 Millar USD. GPF units that reach 1 Hour of Work are targeted to produce flat gas sales. production line 192 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Proyek GPF Capai Juta Jam Kerja Selamat

Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi jambaran-Tiung Biru (JTB) yang dikelola oleh PT Pertamina EP Cepu (PEPC) mengukir milestones di awal tahun 2019. Setelah melakukan Pemancangan Perdana EPC Gas Processing Facility (GPF) Proyek ]-TB di tanggal 4 Januari 2019, pada tanggal 13 Januari 2019 PEPC memberikan apresiasi pencapaian 1 juta jam Kerja Selamat tanpa Lost Time Injury (LTI) GPF JTB kepada Konsorsium RU yang terdiri dari Rekayasa Industri, JGC Corporation, dan JGC Indonesia.

Penghargaan tersebut diserahkan langsung oleh Pemerintah Kabupaten Bojonegoro dan Senior Project Manager, Firman Arif kepada Project Manager RJJ, Budi Prianto bertempat di Site Proyek JTB di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Bojonegoro.

“Kami harapkan apresiasi ini dapat memberikan motivasi dan dorongan bagi pihak terkait, baik Konsorsium RJJ, pekerja Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB, serta pekerja dan manajemen PEPC, yang telah bersinergi menerapkan norma K3 dalam proyek GPF JTB hingga mencapai 1 juta jam kerja selamat,” ujar Firman.

Proyek GPF JTB telah mencapai 1 juta jam kerja selamat terhitung sejak 23 Oktober 2017 sampai dengan 01 Desember 2018. Seremoni penghargaan turut disaksikan oleh Kepala Dinas Perindustrian Dan Tenaga Kerja (Disperinaker) Bojonegoro, Agus Supriyanto dan Kepala Divisi Penunjang Operasi SKK Migas, Bagus Edvantoro serta seluruh pekerja Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB.

Saat ini PEPC sebagai operator tunggal mengemban peran menjaga kemandirian energi negeri melalui Proyek JTB yang nantinya diharapkan memberikan multiplier effect terhadap perkembangan industri di wilayah Jawa Tengah dan Jawa Timur.

PEPC mengelola Proyek Pengembangan Gas Lapangan Unitisasi JTB yang merupakan salah satu Proyek Strategis Nasional (PSN) dengan etisiensi Capex dari semula 2,2 Miliar USD menjadi 1,547 Millar USD.Unit GPF yang mencapai 1 jam Kerja Selamat tersebut nantinya ditargetkan untuk menghasilkan sales gas dengan rata-rata produksi 192 MMSCFD.

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan 14, 2019

Government will auction 10 oil and gas blocks

The government plans to auction 10 oil and gas blocks this year, down compared to the 34 oil and gas blocks auctioned last year. This year's oil and gas block auction will be divided into two stages, where the first phase will be held this January.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said, of the 10 oil and gas blocks planned to be auctioned this year, five oil and gas blocks will be offered in the first phase of the auction.

Two of these five oil and gas blocks are production blocks whose existing contracts have been terminated, namely the West Kampar Block and the Long Strait located in Riau. While the remaining three other oil and gas blocks are exploration blocks, namely Blok Anambas, West Ganal, and West Kaimana.

"[First stage auction] this month. "It was just a T & C meeting," he said.

Djoko once explained that the West Kampar Block had oil and gas reserves of 8.3 million barrels. However, in this block there are still 3 prospects and 20 leads with a potential of 4.3 billion barrels of oil equivalent. 

    He said, the block last produced oil on March 27, 2017 with a production of 112 barrels per day (bpd). However, by 2021, the block's oil production is planned to be above 1,000 bpd.

The West Kampar Block contract was first signed in 2005. Originally, this contract will expire in 2035. However, because the existing operator's performance is not good, the government has terminated the contract on August 15 2018. 

    The government auctioned the block in September last year, but there were no winners . Next, the 1,311 square kilometer Long Strait Block is located in Riau.

In the beginning, the Long Strait Block had 37.5 million barrels of oil (MMSTB) and 118.4 billion cubic feet (BCF) of gas. According to SKK Migas data, the block production is currently at 0.94 bpd for oil and 0.05 mmscfd for gas. This block contract began in 1991 and will end on August 4, 2021 later.

However, this block was finally decided to be auctioned because the existing operator of this block, namely PT Petro Selat Ltd, was declared bankrupt. While the partner holders of participation rights in this block, namely Petrochina, are also reluctant to continue their management. The government has auctioned the block twice last year.

Two other exploration blocks, namely the West Kaimana Block and Anambas, were previously auctioned by the government. West Kaimana Block was auctioned in 2016. While the Anambas Block is offered in the third phase of the 2018 auction. In the Anambas Block, there are projected resources of 260.36 billion cubic feet for gas and 26.04 billion cubic feet for condensate.

While the West Ganal Block, explained Djoko, is the Makassar Strait Block area which is then separated from the cut-out block. The Ganal Block Area is part of the Makassar Strait Block, which has no production facilities built by Chevron Indonesia Company. While West Seno Field remains a part of Makassar Strait and will be continued by Chevron.

"The Ganal West was released from Makassar Strait," he said.

Last year, the government auctioned 34 oil and gas blocks in three stages. In the first stage, of the 24 oil and gas blocks offered, the government only obtained four winners. In particular, the Citarum Block was won by PT Cogen Nusantara Energi and PT Hutama Wiranusa Energy, East Ganal Block by Eni Indonesia Ltd, East Seram by Lion Energy Ltd, and Southeast Jambi by the Talisman West Consortium Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd.

In the second phase of the auction, from the six oil and gas blocks auctioned, the government only got two winners. The two winners were Hong Kong Jindi Group Co. Ltd for the South Jambi B Block and PT Minarak Brantas Gas for the Banyumas Block. 

    In the third stage, of the four offered, the government set three governments. In particular, Pearloil (Theralite) Limited for the South Andaman Block, Consortium Talisman Jawa BV and Mitsui Oil Exploration Co Ltd for the South Sakakemang Block, and PT Pertamina (Persero) for the Maratua Block.

IN INDONESIAN

Pemerintah bakal Lelang 10 Blok Migas

Pemerintah berencana melelang 10 blok migas pada tahun ini, turun dibandingkan dengan jumlah blok migas yang dilelang pada tahun lalu sebanyak 34 blok. Lelang blok migas tahun ini akan dibagi dalam dua tahap, di mana tahap pertama akan digelar pada Januari ini.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, dari 10 blok migas yang direncanakan dilelang pada tahun ini, lima blok migas diantaranya akan ditawarkan dalam lelang tahap pertama.

Dua dari lima blok migas ini merupakan blok produksi yang kontrak eksistingnya telah diterminasi, yakni Blok West Kampar dan Selat Panjang yang berlokasi di Riau. Sementara sisa tiga blok migas lainnya merupakan blok eksplorasi, yaitu Blok Anambas, West Ganal, dan West Kaimana.

“[Lelang tahap pertama] bulan ini. Tadi baru saja rapat T&C,” katanya.

Djoko pernah menjelaskan, Blok West Kampar memiliki cadangan migas sebesar 8,3 juta barel. Namun, di blok ini masih terdapat 3 prospek dan 20 lead dengan potensi sebesar 4,3 miliar barel setara minyak. 

    Dikatakannya, blok ini terakhir kali memproduksi minyak pada 27 Maret 2017 dengan besaran produksi 112 barel per hari (bph). Tetapi, pada 2021, produksi minyak blok ini direncanakan bisa di atas 1.000 bph.

Kontrak Blok West Kampar pertama kali diteken pada 2005. Sedianya, kontrak ini akan berakhir pada 2035. Namun lantaran kinerja operator eksisting tidak bagus, maka pemerintah memutus kontraknya pada 15 Agustus 2018. Pemerintah telah melelang blok ini pada September tahun lalu, namun tidak ada pemenang. Berikutnya, Blok Selat Panjang dengan luas 1.311 kilometer persegi berlokasi di Riau.

Di awal, Blok Selat Panjang memiliki kandungan minyak 37,5 juta barel (milion stock tank barrels of oil/ MMSTB) dan gas 118,4 miliar kaki kubik (billions standard cubic feet/ BCF). Sesuai data SKK Migas, produksi blok tersebut saat ini sebesar 0,94 bph untuk minyak dan 0,05 mmscfd untuk gas.

Kontrak blok ini dimulai pada 1991 dan akan berakhir pada 4 Agustus 2021 nanti. 

Namun, blok ini akhirnya diputuskan untuk dilelang lantaran operator eksisting blok ini, yakni PT Petro Selat Ltd, dinyatakan bangkrut. Sementara mitra pemegang hak partisipasi di blok ini, yakni Petrochina, juga enggan melanjutkan pengelolaannya. Pemerintah telah dua kali melelang blok ini pada tahun lalu.

Dua blok eksplorasi lainnya, yakni Blok West Kaimana dan Anambas, sebelumnya juga pernah dilelang oleh pemerintah. Blok West Kaimana dilelang pada 2016 lalu. Sementara Blok Anambas ditawarkan dalam lelang tahap ketiga 2018. Di Blok Anambas, diproyeksikan terdapat sumber daya 260,36 miliar kaki kubik untuk gas dan 26,04 miliar kaki kubik untuk kondensat.

Sementara Blok West Ganal, jelas Djoko, merupakan wilayah Blok Makassar Strait yang kemudian dipisahkan dari blok tersebut (cut out). Wilayah BlokWest Ganal merupakan bagian Blok Makassar Strait yang tidak terdapat fasilitas produksi yang telah dibangun Chevron Indonesia Company. Sementara Lapangan West Seno tetap menjadi bagian Makassar Strait dan akan dilanjutkan pengelolaannya oleh Chevron. 

"West Ganal ini dikeluarkan dari Makassar Strait,” katanya.

Pada tahun lalu, pemerintah melelang 34 blok migas dalam tiga tahap. Pada tahap pertama, dari 24 blok migas yang ditawarkan, pemerintah hanya memperoleh empat pemenang. 

    Rincinya, Blok Citarum dimenangkan oleh PT Cogen Nusantara Energi dan PT Hutama Wiranusa Energi, Blok East Ganal oleh Eni Indonesia Ltd, East Seram oleh Lion Energy Ltd, dan Southeast Jambi oleh Konsorsium Talisman West Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd.

Pada lelang tahap kedua, dari enam blok migas yang dilelang, pemerintah hanya memperoleh dua pemenang. Kedua pemenang ini adalah Hong Kong Jindi Group Co Ltd untuk Blok South Jambi B dan PT Minarak Brantas Gas untuk Blok Banyumas. 

    Pada tahap ketiga, dari empat yang ditawarkan, pemerintah menetapkan tiga pemerintah. Rincinya Pearloil (Theralite) Limited untuk Blok South Andaman, Konsorsium Talisman Jawa BV dan Mitsui Oil Exploration Co Ltd untuk Blok South Sakakemang, serta PT Pertamina (Persero) untuk Blok Maratua.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Jan 12, 2019

PGN Budgeted US $ 500 Million in Investment

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk will invest around US $ 500 million, up 10 percent from last year's realization. The investment budget will be used for the construction of pipes with an additional target of around 700 kilometers (km). PGN President Director Gigih Prakoso said this year's investment plan was focused on developing a pipeline. 

    The company will increase the length of the pipeline, both distribution and transmission. One of the mistakes is by completing the pipeline projects undertaken by PT Pertamina Gas (Pertagas).

"The investment budget is around US $ 500 million. There is a 10% increase from 2018 realization, "he said.

He explained, there are at least three pipelines that Pertagas worked on that will be completed this year. In the fields, Gresik-Semarang Pipe, Duri-Dumai, and Grissik-PT Pupuk Sriwijaya (Pusri). In addition, it will also add distribution pipes to consumers. Thus, the length of PGN's pipeline segment of around 9,500 km will increase.

"Later it will probably increase by around 700 km this year, this is all, transmission, distribution, to pipes to consumers," said Gigih.

Pertagas began building the Grissik-Pusri Gas pipeline in July last year. This pipe was built to provide gas supply for energy and raw material needs of PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) in South Sumatra. The Grissik-Pusri gas pipeline that passes through Banyuasin and Musi Banyusin Regency is designed with a diameter of 20 inches and a length of 176 kilometers (Km).

The pipeline will deliver gas from ConocoPhillips (COPI) Grissik Gas Plant in Grissik, Musi Banyuasin 30 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / mmscfd) in the first year. Furthermore, the gas supply can increase to 70 mmscfd.

For Pipa Duri-Dumai with an investment of US $ 52.2 million, Pertagas works with PGN. The US $ 76 million Duri-Dumai pipeline has a diameter of 24 inches and a length of 64 km. The starting point of the transmission pipe is in the Grissik-Duri Pipe Meter Station and ends at Kilari Unit II Dumai. 

    The gas flowed through this pipeline comes from the Corridor Block which is managed by ConocoPhillips in South Sumatra. In addition, there will be additional gas from the Bentu Block which is operated by PT Energi Mega Persada (EMP). The total gas supply that can flow to the transmission pipeline network can reach 200 mmscfd.

The gas supply will be used by PT Pertamina (Persero) and PGN. Pertamina will use 57 mmscfd of gas and can increase to 120 mmscfd to meet the needs of Dumai Refinery. While PGN will deliver 37 mmscfd of gas to meet the needs of customers both industrial, commercial, small customers and households. Furthermore, the Gresik-Semarang transmission pipe is planned to have a capacity of up to 500 mmscfd and length 267 km.

The investment value of this project reaches US $ 250 million. The pipeline, which is equipped with 19 future connections, has the potential to channel gas to industries in seven districts / cities along the Central Java and East Java pipelines. 

     The gas supply for this pipe comes from the Jambaran-Tiung Biru Project which will be channeled to PT PLN (Persero) 100 mmscfd and 72 mmscfd industries. Construction of the distribution pipeline was also carried out to open new markets.

"There are many new markets, areas that we have developed in Central Java, Duri, Dumai, and North Sumatra," he said.

Integration

After completing the acquisition of 51% of Pertagas shares at the end of last year, Gigih revealed, PGN immediately had control of Pertagas. With this control, it wants the entire Pertagas project to be integrated with the PGN project, both for the distribution pipeline project or transmission. Furthermore, his party will determine the pattern of operation between Pertagas and PGN.

He explained, one of the options, it would divide the management of the transmission pipeline to Pertagas and the distribution pipeline by PGN, or vice versa.

"PGN is on the distribution side, or we submit a new project in the transmission sector to Pertagas," he said.

With transmission pipes held entirely by Pertagas, it is expected that operational costs will be more edition. Gigih added that his party would also regulate the market which would be managed by PT Pertagas Niaga. So far, Pertagas Niaga has been said to tend to sell liquefied natural gas (LNG) in retail. Pertagas in the future can be focused on working on this market.

"PGN also has an idea (PT Gagas Energi Indonesia), we can give Gagak the assignment of the SPBG handle," he said.

Last December, PGN officially took ownership of 51% of the shares of PT Pertamina Gas (Pertagas) and four of its subsidiaries with a transaction value of Rp 20.18 trillion Four Pertagas subsidiaries namely PT Perta Arun Gas, PT Perta-Gas, PT Perta-Samtan Gas , and PT Perta Kalimantan Gas. Initially, PGN would only take over Pertagas and one of its subsidiaries, PT Pertagas Niaga. With this acquisition, PGN officially became a gas subholding.

However, the payment of this acquisition will be carried out in two stages. In the first stage, PGN has paid 50% of the total purchase price or equivalent to IDR 10.09 trillion in cash. As for the second stage, the company will issue a Promissory Note of 50% of the total purchase price within a period of six months.

IN INDONESIAN

PGN Anggarkan Investasi US$ 500 Juta

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk bakal mengeluarkan dana investasi sekitar US$ 500 juta, naik 10% dari realisasi tahun lalu. Anggaran investasi ini akan digunakan untuk pembangunan pipa dengan target tambahan sekitar 700 kilometer (km). Direktur Utama PGN Gigih Prakoso mengatakan, rencana investasi tahun ini difokuskan untuk pengembangan jaringan pipa. Perusahaan akan menambah panjang ruas pipa, baik distribusi maupun transmisi. Salah satimya yakni dengan merampungkan proyek-proyek pipa yang dikerjakan PT Pertamina Gas (Pertagas).

“Anggaran investasinya sekitar US$ 500 juta. Ada kenaikan 10% dari realisasi 2018,” katanya.

Dia merinci, setidaknya ada tiga proyek pipa yang digarap Pertagas yang akan diselesaikan pada tahun ini. Rincinya, Pipa Gresik-Semarang, Duri-Dumai, dan Grissik-PT Pupuk Sriwijaya (Pusri). Selain itu, pihaknya juga akan menambah pipa distribusi ke konsumen. Sehingga, panjang ruas pipa PGN sekitar 9.500 km akan meningkat.

“Nanti mungkin akan bertambah sekitar 700 km tahun ini, ini semuanya, transmisi, distribusi, sampai pipa-pipa ke konsumen,” tutur Gigih.

Pertagas mulai bangun pipa Gas Grissik-Pusri pada Juli tahun lalu. Pipa ini dibangun guna memberikan pasokan gas untuk kebutuhan energi dan bahan baku PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) di Sumatera Selatan. Pipa gas Grissik-Pusri yang melewati Kabupaten Banyuasin dan Musi Banyusin ini didesain berdiameter 20 inchi dan panjang 176 kilometer (Km).

Pipa akan mengalirkan gas dari Grissik Gas Plant ConocoPhillips (COPI) di Grissik, Musi Banyuasin 30 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd) pada tahun pertama. Selanjutnya, pasokan gas dapat bertambah menjadi 70 mmscfd.

Untuk Pipa Duri-Dumai dengan nilai investasi US$ 52,2 juta, Pertagas mengerjakannya bersama PGN. Pipa Duri-Dumai senilai US$ 76 juta ini memiliki diameter 24 inch dan panjang 64 km. Titik awal pipa tranmisi di Duri Meter Station Pipa Grissik-Duri dan berakhir di Kilari Unit II Dumai. Gas yang dialirkan melalui pipa ini berasal dari Blok Corridor yang dikelola oleh ConocoPhillips di Sumatera Selatan. Selain itu, akan ada tambahan gas dari Blok Bentu yang dioperasikan oleh PT Energi Mega Persada (EMP). Total pasokan gas yang dapat mengalir ke jaringan pipa transmisi tersebut bisa mencapai 200 mmscfd.

Pasokan gas tersebut akan digunakan PT Pertamina (Persero) dan PGN. Pertamina akan menggunakan gasnya 57 mmscfd dan bisa naik menjadi 120 mmscfd untuk memenuhi kebutuhan Kilang Dumai. Sementara PGN akan menyalurkan gasnya 37 mmscfd untuk memenuhi kebutuhan pelanggan baik industri, komersial, pelanggan kecil, dan rumah tangga. Selanjutnya, Pipa transmisi Gresik-Semarang rencananya memiliki kapasitas hingga 500

mmscfd dan panjang 267 km. 

Nilai investasi proyek ini mencapai US$ 250 juta. Pipa yang dilengkapi dengan 19 future connection ini berpotensi menyalurkan gas bagi industri di tujuh kabupaten/kota sepanjang Jawa Tengah dan Jawa Timur yang terlewati pipa. Pasokan gas untuk pipa ini berasal dari Proyek Jambaran-Tiung Biru

yang akan dialirkan ke PT PLN (Persero) 100 mmscfd dan industri 72 mmscfd. Pembangunan pipa distribusi juga dilakukan untuk membuka pasar baru.

“Pasar baru banyak, daerah-daerah yang kami kembangkan Jawa Tengah, Duri, Dumai, dan Sumatera Utara,” kata dia.

Integrasi

Pasca rampungnya akuisisi 51% saham Pertagas pada akhir tahun lalu, Gigih mengungkapkan, PGN langsung memiliki kendali pada Pertagas. Dengan adanya kendali ini, pihaknya menginginkan agar seluruh proyek Pertagas dapat diintegrasi dengan proyek PGN, baik untuk proyek pipa distribusi

maupun transmisi. Selanjutnya, pihaknya akan menentukan pola operasi antara Pertagas dan PGN.

Dia menjelaskan, salah satu opsinya, pihaknya akan membagi pengelolaan pipa transmisi ke Pertagas dan pipa distribusi oleh PGN, atau sebaliknya.

“PGN di sisi distribusinya, atau ada proyek baru di bidang transmisi kami serahkan ke Pertagas untuk membangun,” tutur dia. 

Dengan pipa transmisi dipegang seluruhnya oleh Pertagas, maka diharapkan biaya operasionalnya lebih edisiensi. Gigih menambahkan, pihaknya juga akan mengatur pasar yang akan dikelola oleh PT Pertagas Niaga. Selama ini, Pertagas Niaga disebutnya cenderung menjual gas alam cair (liquefied natural gas/ LNG) secara retail. Pertagas ke depannya bisa difokuskan untuk menggarap pasar ini.

“PGN juga punya Gagas (PT Gagas Energi Indonesia), Gagak bisa kami kasih penugasan handle SPBG,” ujarnya.

Pada Desember lalu, PGN resmi mengambil alih kepemilikan 51% saham PT Pertamina Gas (Pertagas) dan empat anak usahanya dengan nilai transaksi Rp 20,18 triliun Empat anak usaha Pertagas yakni PT Perta Arun Gas, PT Perta Daya Gas, PT Perta-Samtan Gas, dan PT Perta Kalimantan Gas. Awalnya PGN hanya akan mengambil alih Pertagas dan satu anak usahanya, PT Pertagas Niaga. Dengan akuisisi ini, PGN secara resmi menjadi subholding gas. 

Namun, pembayaran akuisisi ini akan dilakukan dalam dua tahap. Pada tahap pertama, PGN telah membayar sebesar 50% dari total harga pembelian atau ekuivalen Rp 10,09 triliun secara tunai. Adapun untuk tahap kedua, perusahaan akan menerbitkan Promissory Note sebesar 50 % dari total harga pembelian dalam jangka waktu enam bulan.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Jan 12, 2019

Chevron IDD Oil and Gas Project Contract Scheme Evaluated

The government through the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is currently evaluating the Ultra Deep Development (IDD) project contract scheme specifically for the Rapak and Ganal Blocks. Until the IDD project contract expires in 2027-2028, the contract uses a cost recovery scheme in the form of a production sharing contract (PSC).

The evaluation of the contract scheme was carried out because Chevron Asia Pacific had just submitted a contract extension at the IDD Project on the Rapak and Ganal Blocks. Deputy Minister of ESDM, Arcandra Tahar said, the contract extension of the two oil and gas blocks to date is still evaluated by the government.

"Their cost recovery is until the year 2027-2028. After that it is being processed," he said.

So far, the government always requires the extension of the new oil and gas block contract to use a profit sharing scheme or gross split. But unlike this one, the government still has to conduct a study and evaluate before deciding on the extension of Chevron's contract in the Rapak Block and Ganal Block.

"Depends on the government. This is being evaluated," he said.

Last year, Chevron officially revised the Plan of Development (POD) I with a value of US $ 6 billion. Chevron's Corporate Communication Manager, Sonitha Poernomo, confirmed that Chevron had submitted a Revised POD and a proposal to extend the Rapak Cooperation Contract and Ganal KKS.

However, Sonitha was not prepared to mention in detail the contract scheme to be used by Chevron to extend the Ganal Block and Rapak Block.

"For commercial reasons, we cannot convey the details of the contents of the proposal to the public," he added.

IDD projects are categorized as National Strategic Projects (PSN). The first phase IDD project at Bangka Field has been in production since August 2016. Currently, the gas field produces eight liquefied natural gas (LNG) cargoes shipped from the Bontang LNG Terminal, East Kalimantan.

Chevron previously targeted that gas could spurt from the second phase of IDD projects with the development of the Gendalo and Gehem fields in the period 2023-2024. Referring to data from the Special Task Force for Upstream Oil and Gas (SKK Migas), the production could reach up to 1,120 mmscfd of gas and 40,000 barrels per day (bpd) of oil. 

Dwi Soetjipto

    Head of SKK Migas, Dwi Soetjipto estimates that the cost of developing IDD projects reaches around US $ 5 billion. That value is still below the previous Chevron submission.

IN INDONESIAN

Skema Kontrak Proyek Migas IDD Chevron Dievaluasi

Pemerintah melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tengah mengevaluasi skema kontrak proyek ultra laut dalam atau Indonesia Deepwater Development (IDD) khusus untuk Blok Rapak dan Blok Ganal. Sampai kontrak proyek IDD berakhir pada tahun 2027-2028 nanti, kontraknya menggunakan skema bagi hasil atau cost recovery dalam bentuk production sharing contract (PSC).

Evaluasi skema kontrak itu dilakukan lantaran baru saja Chevron Asia Pacific mengajukan perpanjangan kontrak di Proyek IDD pada Blok Rapak dan Blok Ganal. Wakil Menteri ESDM, Arcandra Tahar menyebutkan, perpanjangan kontrak kedua blok migas tersebut sampai dengan saat ini masih dievaluasi oleh pemerintah. 

"Kan cost recovery mereka sampai tahun 2027-2028. Setelah itu sedang diproses," katanya.

Selama ini, pemerintah selalu mewajibkan perpanjangan kontrak baru blok migas harus menggunakan skema bagi hasil atau gross split. Namun berbeda dengan yang satu ini, pemerintah masih harus melakukan kajian dan mengevaluasi sebelum memutuskan perpanjangan kontrak Chevron di Blok Rapak dan Blok Ganal. 

"Tergantung dari pemerintah. Ini sedang dievaluasi," katanya.

Tahun lalu, Chevron secara resmi sudah merevisi biaya pengembangan atau Plan of Development (POD) I dengan nilai US$ 6 miliar. Manager Corporate Communication Chevron, Sonitha Poernomo membenarkan, bahwa Chevron sudah mengajukan POD Revisi I dan proposal perpanjangan Kontrak Kerja Sama (KKS) Rapak dan KKS Ganal.

Namun, Sonitha tidak bersedia menyebutkan secara detail skema kontrak yang akan digunakan oleh Chevron untuk perpanjangan Blok Ganal dan Blok Rapak. 

"Karena alasan komersial, kami tidak dapat menyampaikan detail isi proposal kepada publik," dia menambahkan.

Proyek IDD dikategorikan sebagai Proyek Strategis Nasional (PSN). Adapun proyek IDD tahap pertama di Lapangan Bangka telah berproduksi sejak Agustus 2016. Saat ini, lapangan gas tersebut  menghasilkan delapan kargo gas alam cair (LNG) yang dikapalkan dari Terminal LNG Bontang, Kalimantan Timur.

Chevron sebelumnya menargetkan gas bisa menyembur dari proyek IDD tahap kedua dengan pengembangan lapangan Gendalo dan Gehem pada periode 2023-2024. Mengacu data Satuan Kerja Khusus Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), produksi itu bisa mencapai hingga 1.120 mmscfd gas dan 40.000 barel per hari (bph) minyak. 

     Kepala SKK Migas, Dwi Soetjipto memperkirakan, biaya pengembangan proyek IDD mencapai sekitar US$ 5 miliar. Nilai itu masih di bawah dengan pengajuan Chevron sebelumnya.

Kontan, Page-14, Saturday, Jan 12, 2019

Six Oil and Gas Working Areas Become Gross Split

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) noted that there will be six Oil and Gas Working Areas (WK) that will change their oil and gas profit sharing scheme. From the previous use of the cost recovery production sharing contract (PSC) scheme, the scheme will be changed to gross split PSC

Arcandra Tahar

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM), Arcandra Tahar said, the change in the contract scheme from the cost recovery to gross split will be carried out in February 2019.

"In two weeks two blocks will change to gross split, then there will be four more exploration and WK production, and six more until next month," he claimed in ESDM Ministry Office.

Arcandra reasoned, the KKKS chose contract amendments to be gross split because it was far more efficient.

"Efficient, not complicated, simple, there is also certainty," he added.

The WK Migas whose contract scheme will change is first, the Block Supports the contractor Conrad; second, the Muralim and Tanjung Enim Blocks with the Dart Energy contractor; third, North Arafura WK with Madura Oil contractor; fourth, the Bungamas Block with the Bunga Mas International contractor; fifth, Blok Sebatik with Energy Star contractors.

Of the several Work Areas mentioned, Arcandra stated that the Tanjung Enim Block would be the first conventional oil and gas block to be turned into a gross split this year. So far, Tanjung Enim Block is indeed a working area that has the production of cool bed methane (CBM) types. While Arcandra itself is targeting the signing of the Tanjung Enim Block contract to be carried out on the upcoming February 9, 2019.

IN INDONESIAN

Enam Wilayah Kerja Migas Menjadi Gross Split

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat, akan ada enam Wilayah Kerja (WK) Migas yang bakal berubah skema bagi hasil migasnya. Dari sebelumnya memakai skema production sharing contract (PSC) cost recovery, skemanya akan diubah menjadi PSC gross split

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Arcandra Tahar bilang, perubahan skema kontrak dari cost recovery menjadi gross split itu akan dilakukan pada Februari 2019. 

"Dua pekan lagi dua blok berubah ke gross split, lalu akan ada empat lagi WK eksplorasi dan ada produksi, dan enam lagi sampai bulan depan," klaimnya di Kantor Kementerian ESDM.

Arcandra beralasan, para KKKS memilih amandemen kontrak menjadi gross split lantaran jauh lebih efisien.

"Efisien, tidak berbelit-belit, simpel, juga ada kepastian," imbuhnya.

Adapun WK Migas yang skema kontraknya akan berganti adalah pertama, Blok Dukung dengan kontraktor Conrad; kedua, Blok Muralim dan Blok Tanjung Enim dengan kontraktor Dart Energy; ketiga, WK North Arafura dengan kontraktor Madura Oil; keempat, Blok Bungamas dengan kontraktor Bunga Mas International; kelima, Blok Sebatik dengan kontraktor Star Energy.

Dari beberapa Wilayah Kerja yang disebutkan itu, Arcandra menyatakan, Blok Tanjung Enim akan menjadi blok migas konvensional pertama yang berubah menjadi gross split di tahun ini. Selama ini, Blok Tanjung Enim memang merupakan wilayah kerja yang memiliki produksi jenis cool bed methane (CBM). Sementara Arcandra sendiri menargetkan penandatanganan kontrak Blok Tanjung Enim bisa dilakukan pada 9 Februari 2019 mendatang.

Kontan, Page-14, Saturday, Jan 12, 2019