google.com, pub-9591068673925608, DIRECT, f08c47fec0942fa0 All Posts - MEDIA MONITORING OIL AND GAS -->

Wikipedia

Search results

Monday, March 4, 2019

Pertamina Will Immediately Invest in Rokan Block



PT Pertamina (Persero) stated that it has a strong intention to invest in the Rokan Block before the existing block contract expires in 2021. Pertamina and PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) must reach a business model and key term agreement before the Company can be involved in investing in Blok Rokan.

Upstream Director of Pertamina Dharmawan H. Samsu said that the Rokan Block operatorship transition would be carried out in a more advanced way, namely the transition starting from this year. 



      A kick-off meeting between Pertamina, Chevron, and the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) regarding the management of the Rokan Block has also been carried out. One of the discussions is a drilling program that allows Pertamina to participate.

"How Chevron and Pertamina reached an agreement regarding the business model and key term for Pertamina could begin to drill. I don't know when to drill, but the intensity is very strong, "he said.


the Rokan Block by Chevron

He explained, it is not easy so that Pertamina can participate in investing in the Rokan Block before 2021. Because, legally, the Rokan Block is still Chevron's management rights. However, it needs to do this to maintain the production of the Rokan Block.

"It must be done so that when taking over management, there is already a drilling crew," he added.

In addition, added Dharmawan, there are plans to replace oil pipes from Minas-Duri-Dumai and Balam Bangko-Dumai this year. The reason is, if the pipe replacement is waiting for 2021, then there will be 18 months to 2 years in which the new pipeline is still being built where the existing pipeline is potentially not functioning.

"This means that to prevent production from being able to flow because the existing pipe must be treated, the pipe must be replaced. Now the execution plan is being studied and hopefully it will work in 2019. I cannot share who is building it, "he explained.

Finally, he discussed the discussion with Chevron about how to make institutional knowledge transferable to Pertamina. In the future, said Dharmawan, there will be a periodic steering committee meeting at SKK Migas regarding this transfer. Regarding the partnership in managing the Rokan Block, Dharmawan said that his party would follow the provisions of the government.

"Regarding the Rokan block, in the ministerial decree we were directed to look for partners, and we saw it as something we had to run," he said.

Referring to the Minister of Energy and Mineral Resources Decree 1923K / 10 / MEM / 2018, Pertamina or its affiliates must work with partners, whether business entities or permanent business entities, which have the ability in the field of upstream oil and gas in accordance with business to business prior to management in 8
August 2021.

So far, Dharmawan continued, Pertamina has paid the Rokan Block signature bonus of US $ 784 million. In addition, the company has also completed the formation of a subsidiary that is specifically working on this block on December 21, 2018, namely Pertamina Hulu Rokan.

"Pertamina Hulu Rokan is directly under the Pertamina Upstream Directorate," he said.

While the signature of the contract is targeted to be carried out this month.

IN INDONESIAN

Pertamina Segera Investasi di Blok Rokan 


PT Pertamina (Persero) menyatakan memiliki intensi yang kuat untuk ikut berinvestasi di Blok Rokan sebelum kontrak eksisting blok tersebut berakhir pada 2021. Pertamina dan PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) harus mencapai kesepakatan business model dan key term sebelum akhirnya Perseroan dapat terlibat berinvestasi di Blok Rokan.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu mengatakan, transisi operatorship Blok Rokan akan dilaksanakan dengan cara lebih maju, yakni transisi dimulai dari tahun ini. Kick off meeting antara Pertamina, Chevron, dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) soal alih kelola Blok Rokan juga telah dilaksanakan. Salah satu pembahasannya, adanya program pengeboran yang memungkinkan Pertamina berpartisipasi. 

“Bagaimana Chevron dan Pertamina capai kesepakatan mengenai business model dan key term untuk Pertamina bisa mulai mengebor. Saya tidak tahu kapan pengeboran, tetapi intensinya sangat kuat,” kata dia.

Dia menjelaskan, tidak mudah agar Pertamina bisa turut berinvestasi di Blok Rokan sebelum 2021. Pasalnya, secara hukum, Blok Rokan masih menjadi hak kelola Chevron. Namun, pihaknya perlu melakukan hal tersebut untuk menjaga produksi Blok Rokan.

“Harus dilakukan agar saat ambil alih kelola, di sana sudah ada kru pengeboran,” tambahnya.

Selain itu, tambah Dharmawan, ada rencana untuk penggantian pipa minyak dari Minas-Duri-Dumai dan Balam Bangko-Dumai pada tahun ini juga. Pasalnya, jika penggantian pipa menunggu 2021, maka ada waktu 18 bulan sampai 2 tahun di mana pipa baru masih dibangun di mana pipa eksisting berpotensi tidak berfungsi.

“Artinya untuk mencegah produksi tidak bisa dialirkan karena pipa (eksisting) harus dirawat, maka diputuskan pipa harus diganti. Sekarang sedang dikaji execution plan-nya dan mudah-mudahan bisa jalan di 2019. Saya tidak bisa share siapa yang membangun," jelas dia.

Terakhir, pembahasan dengan Chevron disebutnya juga tentang bagaimana agar institutional knowledge bisa ditransfer ke Pertamina. Ke depannya, kata Dharmawan, akan ada pertemuan steering committee periodik di SKK Migas tentang alih kelola ini. Terkait kemitraan dalam mengelola Blok Rokan, Dharmawan menyatakan pihaknya akan mengikuti ketentuan dari pemerintah. 

“Mengenai blok Rokan, dalam ketetapan menteri kami memang diarahkan untuk mencari mitra, dan kami melihat itu sebagai sebagai sesuatu yang harus kami jalankan,” tutur dia.

Mengacu Keputusan Menteri ESDM 1923K/ 10/ MEM/ 2018, Pertamina atau afiliasinya wajib bekerja sama dengan mitra, baik badan usaha atau badan usaha tetap, yang memiliki kemampuan di bidang hulu migas sesuai dengan kelaziman bisnis (business to business) sebelum alih kelola pada 8
Agustus 2021.

Sejauh ini, lanjut Dharmawan, Pertamina sudah membayarkan bonus tanda tangan Blok Rokan sebesar US$ 784 juta. Selain itu, perseroan juga telah merampungkan pembentukan anak usaha yang khusus menggarap blok ini pada 21 Desember 2018, yakni Pertamina Hulu Rokan.

“Pertamina Hulu Rokan berada langsung di bawah Direktorat Hulu Pertamina,” ujarnya. 

Sementara tanda tangan kontrak ditargetkan bisa dilakukan bulan ini.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Press Import, Pertamina Pumping Subsidiaries



Pressing Imports, Pertamina Pumping Subsidiaries PT Pertamina targets oil and gas production this year to reach 922,000 boepd.

PT Pertamina is determined to boost its subsidiary's oil and gas production. The policy was an attempt by Pertamina to suppress crude oil imports which triggered a national trade balance deficit.

The Central Statistics Agency (BPS) noted, Indonesia's trade balance throughout 2018 recorded a deficit of US $ 8.57 billion. This is the biggest deficit value in history. The culprit of the trade balance deficit is the oil and gas (oil and gas) trade deficit which reached US $ 12.4 billion.

Oil and gas production continues to decline, while oil fuel needs are increasing and increasing imports. This year, Pertamina must import crude oil and condensate 342,000 barrels of oil per day (bopd). Understandably, crude oil needs reached 1.6 million bopd.

Pertamina continues to try to reduce oil imports. One of them brought crude oil from the Pertamina International EP (PIEP) field to Indonesia.

"But not all crude oil can be absorbed by our refineries. Therefore, we ask for a refined refinement project. If it can be improved, crude utilization can be better," said Dharmawan Samsu, Upstream Director of PT Pertamina.

It is targeted that oil contribution from PIEP this year will reach 112,000 bopd and gas production of 300 cubic feet per day (mmscfd). Besides PIEP, Pertamina relies on production from other subsidiaries such as Pertamina Hulu Energi (PHE). PHE oil production this year is estimated to contribute 79,000 BOPD and 209 mmscfd gas.

In addition, Pertamina Upstream Indonesia (PHI) is targeted to achieve oil production of 47,500 bopd and 849 mmscfd this year. As a result, this year Pertamina targets oil and gas production to reach 922,000 barrels of oil equivalent per day, with details of 414,000 bopd of oil and 2944 mmscfd of gas rising compared to 2018 which was only 768,000 boepd, for 291,000 bopd oil and 2,763 mmsfcd gas.

In addition to trying to hoist the production of subsidiaries, said Dharmawan, Pertamina continues to strive to carry out the government's mandate to buy crude oil from oil and gas contractors or cooperation contract contractors (KKKS).

the Rokan Block

During January-June 2019, Pertamina will get crude oil from the Rokan Block by 2.5 million barrels per month. In addition to Chevron Pacific oil from Blok Rokan, Pertamina also targets EXXonMobil's crude oil from the Cepu Block.

the Cepu Block

"In accordance with the decision of the Minister of Energy and Mineral Resources related to the purchase of KKKS oil, Chevron and Pertamina have agreed to 100% oil to domestic refineries. We are also discussing ExxonMobil with 220,000 bopd, hopefully the agreement can be obtained," Dharmawan said.

Secretary General of the Association of Oil and Gas Producing Regions, Andang Bachtiar, suspects that the deficit, oil and gas, is still continuing. Because, there are still a number of issues that block the country's oil and gas sector. Moreover, the demand for fuel oil continues to increase.

IN INDONESIAN

Tekan Impor, Pertamina Memompa Anak Usaha


Tekan Impor, Pertamina Memompa Anak Usaha PT Pertamina menargetkan produksi migas tahun ini mencapai 922.000 boepd.

PT Pertamina bertekad menggenjot produksi migas anak usahanya. Kebijakan tersebut sebagai upaya Pertamina menekan impor minyak mentah yang menjadi pemicu defisit neraca perdagangan nasional.

Badan Pusat Statistik (BPS) mencatat, neraca perdagangan Indonesia sepanjang tahun 2018 mencatatkan defisit sebesar US$ 8,57 miliar. Ini adalah nilai defisit terbesar sepanjang sejarah. Biang kerok defisit neraca perdagangan adalah defisit neraca perdagangan minyak dan gas bumi (migas) yang mencapai US$ 12,4 niiliar.

Produksi migas terus menurun, sementara kebutuhan bahan bakar minyak semakin meningkat dan menaikkan impor. Tahun ini, Pertamina harus mengimpor minyak mentah dan kondensat 342.000 barel oil per day (bopd). Maklumlah, kebutuhan minyak mentah mencapai 1,6 juta bopd.

Pertamina terus berupaya mengurangi impor minyak. Salah satunya membawa minyak mentah dari lapangan Pertamina Internasional EP (PIEP) ke Indonesia. 

"Tapi tidak semua minyak mentah bisa diserap kilang kami. Oleh karena itu kami minta project refinefy di-improve. Kalau bisa di-improve, pemanfaatan crude bisa lebih baik," ungkap Dharmawan Samsu, Direktur Hulu PT Pertamina.

Ditargetkan kontribusi minyak dari PIEP pada tahun ini mencapai 112.000 bopd dan produksi gas 300 kaki kubik per day (mmscfd). Selain PIEP, Pertamina mengandalkan produksi dari anak usaha lain seperti Pertamina Hulu Energi (PHE). Produksi minyak PHE tahun ini diperkirakan menyumbang 79.000 BOPD dan gas 209 mmscfd.

Selain itu, Pertamina Hulu Indonesia (PHI) ditargetkan bisa mencapai produksi minyak 47.500 bopd dan 849 mmscfd sepanjang tahun ini. Hasilnya, di tahun ini Pertamina menargetkan produksi migas mencapai 922.000 barel setara minyak per hari (boepd), dengan perincian minyak 414.000 bopd dan gas 2944 mmscfd naik dibandingkan tahun 2018 yang hanya 768.000 boepd, di mana untuk minyak 291.000 bopd dan gas 2.763 mmsfcd.

Selain berusaha mengerek produksi anak usaha, kata Dharmawan, Pertamina terus berusaha menjalankan amanat pemerintah untuk membeli minyak mentah dari kontraktor migas atau kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Sepanjang Januari-Juni 2019, Pertamina akan mendapatkan minyak mentah dari Blok Rokan sebesar 2,5 juta barel per bulan. Selain minyak Chevron Pacific dari Blok Rokan, Pertamina juga mengincar minyak mentah milik EXXonMobil dari Blok Cepu.

"Sesuai keputusan Menteri ESDM terkait pembelian minyak KKKS, Chevron dan Pertamina telah sepakat 100% minyak ke kilang dalam negeri. Kami juga sedang berdiskusi ke ExxonMobil sebesar 220,000 bopd mudah-mudahan bisa dapat agreementnya," kata Dharmawan.

Sekretaris Jenderal Asosiasi Daerah Penghasil Migas, Andang Bachtiar menduga defisit, migas masih terus terjadi. Sebab, masih ada sejumlah persoalan yang mengganjal sektor migas tanah air. Apalagi permintaan Bahan Bakar Minyak terus meningkat.

Kontan, Page-14, Friday, Jan 18, 2019

The Transition of the Rokan Block Starts in This Year.



The process of managing the Rokan Block from PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) to PT Pertamina began. Pertamina along with Chevron and the Executive Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) have held a kick of meeting for the Rokan Block transition, which is planned for this year.

the Rokan Block

Upstream Director of PT Pertarnina, Dharmawan Samsu said, at the transition kick-off meeting, Pertamina would carry out the construction of a new pipeline in the oil and gas block located in the Riau Islands in Sumatra Indonesia. 

     The plan is to build an oil pipeline from Minas-Duri-Dumai and Balam-Bangko-Dumai this year without having to wait for the end of the Block Rokan contract, namely in the upcoming 2021.

Because, said Dharmawan, building a pipeline requires two years or 18 months. Then there will be a risk gap if the pipeline is not functioning and to prevent production from being able to flow because the pipe is stopped due to maintenance.

"So we decided that our pipe was replaced, now it is being studied in the execution plain and hopefully this project can run in 2019," he explained.



In addition, Pertamina plans to drill in the Rokan Block. But when exactly the drilling, Pertamina cannot yet confirm. He said, Pertamina is still optimizing how they and Chevron can reach an agreement so that the drilling process can begin this year.

"When it starts, we have not yet been able to declare because discussions are underway," Dharmawan said.

On the other hand, Pertamina has also finished forming a subsidiary to manage the Rokan Block.

IN INDONESIAN

Transisi Blok Rokan Mulai Berlangsung pada Tahun lni.


Proses transaksi pengelolaan Blok Rokan dari PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) kepada PT Pertamina mulai berlangsung. Pertamina bersama Chevron dan Satuan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Bumi (SKK Migas) telah melaksanakan kick of meeting untuk transisi Blok Rokan, yang rencananya dilakukan tahun ini.

Direktur Hulu PT Pertarnina, Dharmawan Samsu mengemukakan, dalam kick off meeting transisi tersebut, Pertamina akan melaksanakan pembangunan pipa baru di blok migas yang terletak di Kepulauan Riau di Sumatera Indonesia itu. 

     Rencananya akan dibangun pipa minyak dari Minas-Duri-Dumai dan Balam-Bangko-Dumai pada tahun ini tanpa harus menungggu berakhirnya kontrak Blok Rokan, yakni pada tahun 2021 mendatang.

Sebab, kata Dharmawan, membangun pipa memerlukan waktu dua tahun atau 18 bulan. Maka akan ada jeda risiko apabila pipa tidak berfungsi dan untuk mencegah adanya produksi tidak bisa dialirkan lantaran pipa dihentikan karena perawatan.

"Maka kami memutuskan pipa kami ganti, sekarang sedang dikaji execution plain-nya dan mudah-mudahan proyek ini bisa berjalan di 2019," jelas dia.

Selain itu, Pertamina berencana untuk melakukan pengeboran di Blok Rokan. Namun kapan tepatnya pengeboran itu, Pertamina belum bisa memastikan. Dia bilang, Pertamina masih melakukan optimasi bagaimana mereka dan Chevron bisa mencapai kesepakatan agar proses pengeboran bisa dimulai tahun ini juga.

"Kapan mulainya, kami belum bisa declare karena diskusi sedang dilakukan," kata Dharmawan.

Di sisi lain, Pertamina juga telah selesai membentuk anak usaha untuk mengelola Blok Rokan.

Kontan, Page-14, Friday, Jan 18, 2019

The Upstream Pertamina Investment target decreased



At a time of stagnation in oil production, PT Pertamina (Persero) actually lowered its investment target for oil and gas up to 19.1% this year to US $ 2.5 billion compared to last year's target of US $ 3.1 billion.

The investment target is down because many of Pertamina's upstream oil and gas projects have been completed in 2018. In addition, the company reasoned that efficiency efforts also helped reduce the value of investment in upstream oil and gas.

the Rokan Block

Upstream Director of Pertamina Dharmawan Samsu said that the company's upstream oil and gas investment in 2018 was allocated to the Rokan Block, which reached US $ 800 million. The funds are for signature bonuses to take over the Rokan Block from Chevron. 



     Pertamina has begun to take over 100% of the participation rights of Blok Rokan and PT Chevron Pacific Indonesia from August 2021. Pertamina will also make a transition to operations in the legendary oil and gas working area.

"For the Pertamina EP Cepu Jembaran-Tiung Biru field project, there is indeed efficiency there. If this year there are no [funds issued for] the Rokan Block so that it looks down, "he said.

the Jambaran-Tiung Biru project in Bojonegoro, East Java

According to him, the Jambaran-Tiung Biru project in Bojonegoro, East Java Indonesian was able to save US $ 500 million, from the investment plan of US $ 2.05 billion because of efficiency. 

     Pertamina will allocate around US $ 3010.2 million for the development of Jambaran-Tiung Biru. Pertamina's upstream oil and gas investment realization in 2018 amounted to US $ 2.9 billion or 93.5% of the target of US $ 3.1 billion

Although it is still below the target, Darmawan said, all projects throughout 2018 have been realized. In addition to being distributed for upstream oil and gas strategic projects, Pertamina's capital expenditure is also directed towards exploration activities. 

     This year, Pertamina also conducts joint studies for three oil and gas fields. Dharmawan said that his party had submitted an offer for two exploration blocks from the study results together with the government.

Upstream Performance

Meanwhile, the production target for the company's oil and gas sales is 922,000 barrels of oil equivalent per day or slightly growth compared to last year's 921,000 boepd. The oil and gas production target consists of 414,000 barrels of oil per day (bpd), up 5.6% compared to last year's 392,000 bpd.

In contrast, the natural gas production target for this year fell to 2,943 million cubic feet per day (MMscfd) compared to last year's 3,054 MMscfd.

The oil and gas production target includes Pertamina's oil and gas fields abroad, namely PT Pertamina Internasional EP. PT Pertamina Internasional EP targets oil production to reach 112,000 bpd and natural gas at 300 MMscfd. 

    In 2018, the contribution of oil from Pertamina's assets from abroad, especially its three assets in Algeria, Iraq, Malaysia, amounted to 102,000 bpd (oil) and 299 MMscfd (natural gas).

"Slightly below the target for gas production, but oil has increased. We will keep it in gas. The number of wells to be drill in 2019 is twice the amount drilled in 2018. "

Ida Yusmiati, Senior Vice President of Pertamina's Upstream Business Development, said that there was no reduction in investment in upstream oil and gas and indeed there had already been investment projects completed. 

     Pertamina's investment plan is expected to support the total investment target for upstream oil and gas in 2018 which is set at US $ 14.79 billion, with the target of cost recovery being set at US $ 10.22 billion. 

     The total investment of upstream oil and gas in the country last year was US $ 12 billion from the target in the agreed work plan and budget (work plan & budgeting / WP & B) of US $ 14.2 billion, or 84%.

The lack of optimal realization of upstream oil and gas investment last year was also influenced by the cost recovery of US $ 11.7 billion (unaudited) or 112% of the 2018 State Budget target of US $ 10.1 billion.

     In addition to oil and gas, Pertamina's geothermal production performance in 2018 also increased significantly. In 2018, the company's geothermal production reaches 4,145 gigawatt hours (GWh) or an increase of 6% compared to 2017 which was recorded at 3,900 GWh.

Managing Director of PT Pertamina Geothermal Energy Ali Mundakir said that his company targets geothermal production in 2019 to be 4,551 GWh. One of the focuses of geothermal activities this year is the operation of Lumut Balai Geothermal Power Plant (PLTPB) in the I / 2019 quarter.

"We ensure that the 55 MW [megawatt] Hulu Lais Unit.1 PLTPB project, accelerating exploration activities in the 1x55 MW Seulawah Aceh Working Area, and existing field optimization with binary cycle technology," he said.

Regarding the management of Pertamina's old field, at least there will be a number of unusual approaches in the operation of upstream assets.

IN INDONESIAN

Target lnvestasi Hulu Pertamina Turun


Di saat stagnasi produksi minyak bumi, PT Pertamina (Persero) justru menurunkan target investasi sektar Hulu minyak dan gas pada tahun ini sebesar 19/1% menjadi US$2,5 miliar dibandingkan dengan target tahun lalu US$ 3,1 miliar.

Target investasi turun karena banyak proyek hulu migas Pertamina yang telah selesai pada 2018. Selain itu, perseroan beralasan bahwa upaya efisiensi juga turut mengurangi nilai investasi di hulu migas.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan Samsu mengatakan bahwa investasi hulu migas perseroan pada 2018 lebih besar dialokasikan ke Blok Rokan, yaitu mencapai US$ 800 juta. Dana itu untuk bonus tanda tangan pengambilalihan Blok Rokan dari Chevron. 

     Pertamina mulai mengambil alih 100% hak partisipasi Blok Rokan dan PT Chevron Pacific Indonesia mulai Agustus 2021. Pertamina juga akan melakukan transisi operasi di wilayah kerja migas legendaris tersebut.

“Untuk proyek lapangan Jembaran-Tiung Biru milik Pertamina EP Cepu, memang ada efisiensi di sana. Kalau tahun ini tidak ada [dana yang dikeluarkan untuk] Blok Rokan sehingga terlihat turun,” katanya.

Menurutnya, proyek Jambaran-Tiung Biru di Bojonegoro, Jawa Timur mampu menghemat US$ 500 juta, dari rencana investas sebesar US$ 2,05 miliar karena ada efisiensi. Pertamina akan mengalokasikan dana sekitar US$ 3010,2 juta untuk pengembangan Jambaran-Tiung Biru. Realisasi investasi hulu migas Pertamina pada 2018 sebesar US$ 2,9 miliar atau 93,5% dari target US$ 3,1 miliar

Kendati masih di bawah target, Darmawan menyebut, semua proyek sepanjang 2018 sudah direalisasikan. Selain didistribusikan untuk proyek strategis hulu migas, belanja modal Pertamina juga diarahkan untuk kegiatan eksplorasi. Pada tahun ini, Pertamina juga melakukan studi bersama untuk tiga lapangan migas. Dharmawan mengatakan, pihaknya sudah mengajukan penawaran terhadap dua blok eksplorasi hasil studi bersama dengan pemerintah.

Kinerja Hulu

Sementara itu, target produksi siap jual (lifting) minyak dan gas bumi perseroan pada tahun ini sebesar 922.000 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd) atau tumbuh sedikit dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 921.000 boepd. Target produksi migas itu terdiri dari minyak bumi sebesar 414.000 barel per hari (bph) naik 5,6% dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 392.000 bph.

Sebaliknya, target produksi gas bumi pada tahun ini turun menjadi 2.943 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 3.054 MMscfd.

Target produksi migas itu sudah meliputi lapangan migas Pertamina yang berada di luar negeri, yaitu PT Pertamina Internasional EP. PT Pertamina Internasional EP menargetkan produksi minyak sebanyak 112.000 bph dan gas bumi 300 MMscfd. Pada 2018, kontribusi minyak dari aset Pertamina dari luar negeri terutama tiga asetnya yang ada di Aljazair, Irak, Malaysia sebanyak 102.000 bph (minyak) dan 299 MMscfd (gas bumi). 

“Sedikit di bawah target untuk [produksi] gas, tetapi minyak mengalami kenaikan. Kami akan pertahankan di gas. Jumlah sumur yang akan di bor pada 2019 itu dua kali dari jumlah yang dibor pada 2018.”

Ida Yusmiati, Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina, mengatakan bahwa tidak ada pengurangan investasi hulu migas dan memang sudah ada proyek investasi yang sudah diselesaikan. 

     Rencana investasi Penamina diharapkan dapat mendukung target total investasi hulu migas pada 2018 yang ditetapkan senilai US$14,79 miliar dengan target pengembalian biaya operasi (cost recovery) ditetapkan sebesar US$ 10,22 miliar. 

    Realisasi total investasi hulu migas di Tanah Air pada tahun lalu US$12 miliar dari target dalam rencana kerja dan anggaran (work plan & budgeting/ WP&B) yang disepakati sebesar US$14,2 miliar atau masih mencapai 84%.

Belum optimalnya realisasi investasi hulu migas pada tahun lalu juga dipengaruhi oleh cost recovery sebesar US$ 11,7 miliar (belum diaudit) atau 112% dari target APBN 2018 sebesar US$10,1 milliar. 

     Selain migas, kinerja produksi panas bumi Pertamina pada 2018 juga meningkat signifikan. Pada 2018, produksi panas bumi perseroan mencapai 4.145 gigawatt hour (GWh) atau meningkat 6% dibandingkan dengan 2017 yang tercatat 3.900 GWh.

Direktur Utama PT Pertamina Geothermal Energy Ali Mundakir mengatakan bahwa pihaknya menargetkan, produksi panas bumi pada 2019 sebesar 4.551 GWh. Salah satu fokus kegiatan panas bumi pada tahun ini adalah pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTPB) Lumut Balai pada kuartal I/2019.

“Kami memastikan proyek PLTPB Hulu Lais Unit.1 sebesar 55 MW [megawatt], mempercepat aktivitas eksplorasi di Wilayah Kerja Seulawah Aceh 1x55 MW, dan optimasi lapangan yang sudah ada dengan teknologi binary cycle,” katanya.

Terkait dengan pengelolaan lapangan tua milik Pertamina, setidaknya akan ada sejumlah pendekatan yang tidak biasa dalam pengoperasian aset-aset hulu. 

Bisnis Indonesia, Page-24, Friday, Jan 18, 2019

Oil and Gas Reserves Potentially Increase 2.8 M Oil Equivalent Barrels



The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) said that Indonesia has the potential to obtain an additional oil and gas reserve of 2.8 billion barrels of oil equivalent this year. If realized, the national reserve replacement ratio (dRRR) rises to 300%.

SKK Migas Deputy Planning Director Jafee Arizon Suardin added, during the 2014-2017 period, the national RRR target was only 60%. This target is not always achieved. However, in 2018, it could reach RRR 105.5% or the equivalent of an additional oil and gas reserve of 831 million barrels per oil.

This year, it wants the RRR to be as high as possible, but at least the oil and gas volume produced can be replaced so that reserves do not decrease. Moreover, in 2019, he noted that there were 45 PODs planned to be approved. If it runs smoothly, then from the entire POD there will be additional significant oil and gas reserves.

"So if this (POD) works 100%, in 2019 that (additional reserves) is around 2.8 billion barrels of oil equivalent. So if current (RRR) can be up to 300% on December 31, 2019, "said Jafee.



He explained, the process until the findings of oil and gas reserves can be recorded is indeed very long. For example, for the Indonesia Deepwater Development (IDD) Project which has been worked on by the Chevron Indonesia Company for quite a long time, just this year its oil and gas reserves can be listed.

"So it can be seen from investors, then drilling, entering POD, just getting into the RRR, the effort is very large," he said.

Of the total 45 POD, Jafee said there were at least three major projects. POD with the largest oil and gas reserves is the Abadi Field Project, Masela Block. Then followed by POD Senoro Phase-2 Project and IDD Project.

the Abadi Field Project, Masela Block

SKK Migas Head Dwi Soetjipto is optimistic that future investment and upstream oil and gas exploration will improve. If the Abadi Field Project can operate, this can convince investors that the surrounding area has potential oil and gas that can be developed. This has also happened after the discovery of oil and gas reserves in the Kasuri Block by Genting Oil.

"The more exploration activities carried out, maybe you can find (the field) that is giant. So the regions that are still open in the future will be more active in our market, "he said.

Moreover, according to Jafee, the government has also recorded a definite work commitment (KKP) totaling USS 2.08 billion for 2018-2026. Of the total commitments, US $ 1.13 billion is allocated for exploration. It is planned that this fund will be used for the implementation of 63 G & G studies, 28 seismic survey activities, 4 other surveys, and drilling of 59 wells.

To continue to add reserves, it must find 10-20 areas that can be explored to find giant reserves. Furthermore, this region will be offered by displaying data to be seen by investors so that they are interested in conducting a joint study

"Then the KKP is used, later on from there, they find a new WK," he said.

Referring to the data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), as of January 1, 2018, national oil reserves were recorded at 7.5 billion barrels and 135.55, trillion cubic feet of gas. While over the past year, oil produced amounted to 772.25 thousand barrels per day (bpd) and gas was 7,760 million standard cubic feet per day / mmscfd. This year, oil lifting in 2019 is targeted to reach 775 thousand barrels per day and 1.25 million boepd gas.

The addition of oil and gas reserves determines the national oil and gas lifting level in the future. Until now, oil and gas lifting continues to decline every year. In 2016, oil and gas lifting had risen to 2.01 million boepd after previously only 1.97 million boepd. 

     After that, oil and gas lifting fell to 1.95 million boepd in 2017 and reached 1.91 million boepd last year. Before 2017, the rate of replacement of national reserves was still around 60%.

IN INDONESIAN

Cadangan Migas Berpotensi Naik 2,8 M Barel Setara Minyak


Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan Indonesia berpotensi memperoleh tambahan cadangan, migas sebesar 2,8 miliar barel setara minyak pada tahun ini. Jika terealisasi, maka tingkat penggantian cadangan (reserve replacement ratio/dRRR) nasional naik menjadi 300%.

Deputi Perencanaan SKK Migas Jafee Arizon Suardin menambahkan, selama periode 2014-2017, target RRR nasional hanya sebesar 60%. Target ini pun tidak selalu tercapai. Namun, di 2018 lalu, pihaknya dapat mencapai RRR 105,5% atau setara tambahan cadangan migas sebesar 831 juta barel setam minyak.

Pada tahun ini, pihaknya menginginkan RRR bisa setinggi-tingginya, namun minimal volume migas yang diproduksikan dapat digantikan sehingga cadangan tidak berkurang. Apalagi, di 2019 ini, pihaknya mencatat terdapat 45 POD yang direncanakan dapat disetujui. Jika berjalan lancar, maka dari seluruh POD tersebut akan ada tambahan cadangan migas yang sangat signifikan.

“Jadi kalau ini (POD) berhasil 100%, tahun 2019 itu (tambahan cadangan) itu sekitar 2,8 miliar barel setara minyak. Jadi kalau lancar (RRR) bisa sampai 300% di 31 Desember 2019,” tutur Jafee.

Dia menjelaskan, proses sampai temuan cadangan migas dapat dicatat memang sangat panjang. Contohnya, untuk Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) yang digarap Chevron Indonesia Company sejak cukup lama, baru saja pada tahun ini cadangan migasnya dapat dicatatkan. 

“Jadi bisa dilihat dari dapat investor, kemudian drilling, masuk POD, baru saja bisa masuk di RRR, effort-nya sangat besar,” ujarnya.

Dari total 45 POD tersebut, Jafee menyebut setidaknya ada tiga proyek besar. POD dengan cadangan migas terbesar adalah Proyek Lapangan Abadi, Blok Masela. Kemudian disusul POD Proyek Senoro Fase-2 dan Proyek IDD.

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto optimis, investasi dan eksplorasi hulu migas ke depannya akan semakin membaik. Jika Proyek Lapangan Abadi bisa beroperasi, hal ini bisa meyakinkan investor bahwa wilayah sekitarnya memiliki potensi migas yang dapat dikembangkan. Hal ini pun sudah terjadi pasca ditemukannya cadangan migas di Blok Kasuri oleh Genting Oil. 

“Semakin banyak kegiatan eksplorasi yang dilakukan, mungkin bisa temukan (lapangan) yang giant. Jadi daerah-daerah yang masih terbuka ke depan
akan lebih aktif kami pasarkan,” kata dia.

Apalagi, menurut Jafee, pemerintah juga telah membukukan komitmen kerja pasti (KKP) total USS 2,08 miliar untuk 2018-2026. Dari total komitmen tersebut, sebesar US$ 1,13 miliar dialokasikan untuk eksplorasi, Rencananya dana ini digunakan untuk pelaksanaan 63 Studi G&G, 28 kegiatan survei seismik, 4 survei lain, dan pengeboran 59 sumur.

Untuk terus menambah cadangan, pihaknya harus menemukan 10-20 area yang dapat dieksplorasi untuk menemukan cadangan raksasa. Selanjutnya wilayah ini akan ditawarkan dengan memajang data-data untuk dapat dilihat investor sehingga tertarik melakukan joint study 

“Lalu KKP yang dipakai, nanti dari situ, mereka menemukan WK baru," tuturnya.

Mengacu data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), per 1 Januari 2018, cadangan minyak nasional tercatat sebesar 7,5 miliar barel dan gas 135,55 triliun kaki kubik. Sementara sepanjang tahun lalu, minyak yang diproduksikan sebesar 772,25 ribu barel per hari (bph) dan gas 7.760 million standard cubic feet per day/ mmscfd. Pada tahun ini, lifting minyak pada 2019 ditargetkan sebesar 775 ribu barel per hari dan gas 1,25 juta boepd. 

Penambahan cadangan migas menentukan tingkat lifting migas nasional ke depannya. Sampai saat ini, lifting migas terus menurun setiap tahunnya. Pada 2016, lifting migas sempat naik menjadi 2,01 juta boepd setelah sebelumnya hanya 1,97 juta boepd. 

     Setelahnya, lifting migas turun menjadi 1,95 juta boepd pada 2017 dan mencapai 1,91 juta boepd pada tahun lalu. Sebelum 2017, tingkat penggantian cadangan nasional masih di kisaran 60%.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Jan 17, 2019

Pertamina Aims for ExxonMobil's Ration Oil in the Cepu Block



PT Pertamina (Persero) is negotiating with ExxonMobil Cepu Limited to purchase crude oil from the US oil and gas company in the Banyu Urip Field, Cepu Bojonegoro Block, East Java, Indonesia. The potential of oil that can be bought by Pertamina reaches 30 thousand barrels per day (bpd).

the Banyu Urip Field

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said that around 180 thousand bpd of oil from the contract of cooperation contract (KKKS) currently being sold domestically or to Pertamina. Now, Pertamina is negotiating for the purchase of crude oil with a volume of 30 thousand bpd from ExxonMobil.


According to Djoko, ExxonMobil Indonesia's President Louise McKenzie had informed that ExxonMobil had a schedule of negotiations with Pertamina.

"They have had a meeting appointment with Pertamina to continue the business to business discussion about their crude. "They hope to get satisfying results for all," he said.

The sale of oil belonging to the KKKS to Pertamina was carried out after the ESDM Ministerial Regulation No. 42 of 2018 concerning the priority of petroleum utilization to fulfill domestic needs. Article 2 of this regulation states that Pertamina and business entities holding petroleum processing business licenses must prioritize domestic oil supplies. 

     For this reason, before planning imports, Pertamina and business entities must seek supplies from domestic contractors.

In the next article, the KKKS or its affiliates are obliged to offer part of their oil to Pertamina and / or its Mechanism business entity, referring to Article 4, the bidding must be carried out no later than three months prior to the start of the export recommendation period for all oil contractor parts.

Furthermore, pertamina and / or business entities with contractors or affiliates must conduct negotiations in the normal manner of business. From the results of negotiations, in accordance with Article 5, Pertamina can directly appoint contractors to purchase oil from contractors.

"In the direct appointment, Pertamina can enter into a 12-month long-term contract," said in paragraph 2 Article 5 Ministerial Regulation 42 / 2018. The results of negotiations must be reported to the Directorate General of Oil and Gas.

Previously, Deputy Minister of ESDM Arcandra Tahar said, until semester I-2018, the potential of oil that Pertamina could buy could reach 217 thousand bpd. However, as a whole, oil from the KKKS which has been exported and can be taken by Pertamina reaches 225 thousand bpd.



Some of the products of this KKKS are Chevron 92 thousand bpd, ExxonMobil 30 thousand bpd, Petronas Carigali 13,400 bpd, CNOCC 13 thousand bpd, Medco E & P Indonesia 11 thousand bpd, and Chevron Indonesia Company 11 thousand bpd.



"The rest is the other KKKS's part," he said.

Pertamina has a crude oil purchase contract with 11 KKKS. In detail, RH Petrogas Limited, PT SPR Langgak, PetroChina International Jabung Ltd, PT Bumi Siak Pusako, PT Chevron Pacific Indonesia, SAKA Pangkah Indonesia Ltd, PT Energi Mega Persada Tonga, Petronas Carigali Ketapang I Ltd, Husky CNOOC Madura Ltd, PT Energi Mega Persada Tbk, and PetroChina International (Bermuda) Ltd.



IN INDONESIAN

Pertamina Incar Minyak Jatah ExxonMobil di Blok Cepu.


PT Pertamina (Persero) sedang negosiasi dengan ExxonMobil Cepu Limited untuk pembelian minyak mentah bagian perusahaan migas dari Amerika Serikat itu di Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu Bojonegoro Jawa Timur Indonesia. Potensi minyak yang bisa dibeli Pertamina ini mencapai 30 ribu barel per hari (bph).

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto menuturkan, sekitar 180 ribu bph minyak jatah kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) saat ini sudah dijual ke dalam negeri atau ke Pertamina. Kini, Pertamina sedang melakukan negosisasi untuk pembelian minyak mentah dengan volume 30 ribu bph dari ExxonMobil.

Menurut Djoko, Presiden ExxonMobil Indonesia Louise McKenzie telah mengabari bahwa ExxonMobil telah memiliki jadwal negosiasi dengan Pertamina.

“Mereka telah memiliki janji meeting dengan Pertamina untuk melanjutkan diskusi business to business tentang crude mereka. Mereka berharap bisa
mendapatkan hasil yang memuaskan bagi semua,” kata dia.

Penjualan minyak milik KKKS ke Pertamina dilakukan setelah adanya Peraturan Menteri ESDM No 42 Tahun 2018 tentang prioritas pemanfaatan minyak bumi untuk pemenuhan kebutuhan dalam negeri. Pasal 2 regulasi ini menyatakan, Pertamina dan badan usaha pemegang izin usaha pengolahan minyak bumi wajib mengutamakan pasokan minyak yang berasal dari dalam negeri. Untuk itu, sebelum merencanakan impor, Pertamina dan badan usaha wajib mencari pasokan dari kontraktor dalam negeri.

Di pasal berikutnya, KKKS atau afiliasinya diwajibkan menawarkan minyak bagiannya kepada Pertamina dan atau badan usaha Mekanismenya, mengacu Pasal 4, penawaran dilakukan paling lambat tiga bulan sebelum dimulainya periode rekomendasi ekspor untuk seluruh volume minyak bumi bagian kontraktor. 

Selanjutnya, pertamina dan atau badan usaha dengan kontraktor atau afiliasinya wajib melakukan negosiasi secara kelaziman bisnis. Dari hasil negosiasi, sesuai Pasal 5, Pertamina dapat melakukan penunjukkan langsung kontraktor untuk pembelian minyak bagian kontraktor. 

“Pada penunjukkan langsung, Pertamina dapat mengadakan kontrak jangka panjang selama 12 bulan,” demikian tertulis dalam ayat 2 Pasal 5 Peraturan  Menteri 42/ 2018. Hasil negosiasi wajib dilaporkan kepada Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi.

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, sampai semester I-2018, potensi minyak yang dapat dibeli Pertamina bisa mencapai 217 ribu bph. Namun, secara keseluruhan, minyak bagian KKKS yang selama ini diekspor dan dapat diambil Pertamina mencapai 225 ribu bph. Beberapa hasil produksi KKKS ini yakni Chevron 92 ribu bph, ExxonMobil 30 ribu bph, Petronas Carigali 13.400 bph, CNOCC 13 ribu bph, Medco E&P Indonesia 11 ribu bph, dan Chevron Indonesia Company 11 ribu bph. 

“Sisanya adalah bagian KKKS lainnya,” kata dia.



Pertamina telah memiliki kontrak pembelian minyak mentah dengan 11 KKKS. Rincinya, RH Petrogas Limited, PT SPR Langgak, PetroChina International Jabung Ltd, PT Bumi Siak Pusako, PT Chevron Pacific Indonesia, SAKA Pangkah Indonesia Ltd, PT Energi Mega Persada Tonga, Petronas Carigali Ketapang I Ltd, Husky CNOOC Madura Ltd, PT Energi Mega Persada Tbk, serta PetroChina International (Bermuda) Ltd.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Jan 17, 2019

Boost Oil Production in East Java



The production of oil and gas (oil and gas) in East Java in Indonesia is expected to increase in 2019. The goal, East Java is able to contribute even more to oil production nationally. Until now, the total oil production in Indonesia is more than 750 thousand barrels of oil per day (BOPD).

Head of the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Jabanusa Ali Masyhar said that the East Java region of Indonesia is expected to be able to support oil and gas production in Indonesia.

"Because the potential is huge. For example, from the Banyu Urip Bojonegoro field in East Java, it is now able to produce 220 thousand BOPD of oil and become the largest contributor in Indonesia," he said.

This figure is equivalent to 25-30 percent of total national oil production.

"This is from one well, not the other. This year we and the contractor of the cooperation contract (KKKS) in Jabanusa continue to strive to strengthen production by carrying out various strategies," explained Ali.

Among other things, the focus was on developing the Jambaran Tiung Biru (JTB) field project in Bojonegoro which was operated by PT Pertamina EP Cepu. The gas project began in 2017.

"In addition, several sources have been found in Gresik, East Java, such as the Sidayu, Tambakboyo and Pangkah Kulon fields operated by Saka Indonesia," he explained.

IN INDONESIAN

Pacu Produksi Minyak di Jatim


Produksi minyak dan gas (migas) Jawa Timur Indonesia diharapkan bisa meningkat pada 2019. Tujuannya, Jatim mampu berkontribusi lebih besar lagi terhadap produksi minyak secara nasional. Sampai saat ini, total produksi minyak di Indonesia lebih dari 750 ribu barrel oil per day (BOPD).

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Jabanusa Ali Masyhar menyatakan, wilayah Jawa Timur Indonesia diharapkan bisa menjadi penopang produksi migas di Indonesia. 

"Karena potensinya memang besar. Contohnya dari lapangan Banyu Urip Bojonegoro Jawa Timur sekarang mampu memproduksi minyak 220 ribu BOPD dan jadi penyumbang terbesar di Indonesia,” ujarnya.

Angka tersebut setara dengan 25-30 persen total produksi minyak nasional. 

"Ini dari satu sumur saja, belum yang lainnya. Tahun ini kami dan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) di Jabanusa terus berusaha untuk memperkuat produksi dengan melakukan berbagai strategi,” terang Ali. 

Di antaranya, fokus mengembangkan proyek lapangan Jambaran Tiung Biru (JTB) di Bojonegoro yang dioperatori PT Pertamina EP Cepu. Proyek gas tersebut dimulai sejak 2017. 

"Selain itu, di Gresik Jawa Timur telah ditemukan beberapa sumber. Seperti lapangan Sidayu, Tambakboyo, dan Pangkah Kulon yang dioperatori Saka Indonesia,” terangnya.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Jan 17, 2019