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

Work on Four Strategic Oil and Gas Projects Continues to Continue

Work on the four upstream oil and gas projects included in the National Strategic Project (PSN) continues to roll. Two of them, namely the Project Indonesia Deepwater Development (IDD) by Chevron and Abadi Field, are targeted to immediately obtain development plan approval (plan of development / POD). 

    Referring to data from the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), there are four projects that are listed, including the IDD Project and Abadi Field. The other two projects are the Jambaran-Tiung Biru Project by PEPC and Train-3 Tangguh Refinery. These last two projects have entered the construction phase.

"There are four main PSNs and are included in the KKKS (key performance index) (cooperation contract contractor)," said Head of the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Dwi Soetjipto in Jakarta.

He said, for the IDD Project and Abadi Field, it is still in the preparation stage of the POD. For IDD Project POD, now entered the finalization stage. So, the project POD is predicted to be completed earlier than the Abadi Field Project, the Masela Block.

"There are still a number of things Wang has discussed), hopefully faster than Masela," Dwi said.

POD Abadi Field

Regarding POD Abadi Field, technical discussions will be held with experts in the next two weeks. After the final technical aspects, the discussion will continue with the calculation of capital expenditure and the rate of return on investment (IRR).

"Hopefully by the end of January, no later than the beginning of February, SKK Migas will be able to submit recommendations," he said.

Referring to the SKK Migas exposure, the IDD Gendalo-Gehem project that was developed by Chevron Indonesia Company is estimated to begin production (on stream) in the first quarter of 2024. The estimated production of this project is 1,120 million cubic feet per day / mmscfd for gas and 40 thousand barrels per day ( bph) for oil. 

     The project with an estimated development cost of US $ 5 billion is targeted to enter the front end engineering design / FEED and contract awarding this year.

IN INDONESIAN

Pengerjaan Empat Proyek Migas Strategis Terus Berlangsung

Pengerjaan empat proyek hulu migas yang masuk dalam Proyek Strategis Nasional (PSN) terus bergulir. Dua diantaranya, yakni Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) dan Lapangan Abadi, ditargetkan segera memperoleh persetujuan rencana pengembangan (plan of development/POD). 

     Mengacu data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), terdapat empat proyek yang masuk daftar, termasuk Proyek IDD dan Lapangan Abadi. Dua proyek lainnya yakni Proyek Jambaran-Tiung Biru dan Train-3 Kilang Tangguh. Dua proyek terakhir ini sudah masuk tahap konstruksi.

“Ada empat PSN yang utama dan masuk dalam KPI (key performance index) KKKS (kontraktor kontrak kerja sama),” kata Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto di Jakarta.

Dia menuturkan, untuk Proyek IDD dan Lapangan Abadi, kini masih dalam tahap penyusunan POD. Untuk POD Proyek IDD, saat ini sudah masuk tahap finalisasi. Sehingga, POD proyek ini diprediksi akan rampung lebih dulu dibandingkan Proyek Lapangan Abadi, Blok Masela. 

“Masih ada beberapa hal Wang dibahas), mudah-mudahan lebih cepat dari Masela,” tutur Dwi.

Terkait POD Lapangan Abadi, akan dilakukan pembahasan teknis dengan para ahli dalam dua pekan ke depan. Setelah aspek teknis final, maka pembahasan akan dilanjutkan soal perhitungan belanja modal dan tingkat pengembalian investasi (internal rate ofretnrn/IRR). 

“Mudah-mudahan akhir Januari, paling lambat awal Februari, SKK Migas sudah bisa sampaikan rekomendasi,” ujarnya.

Mengacu paparan SKK Migas, Proyek IDD Gendalo-Gehem yang digarap Chevron Indonesia Company ini diperkirakan mulai produksi (on stream) pada kuartal pertama 2024. Estimasi produksi proyek ini sebesar 1.120 juta kaki kubik per hari/mmscfd untuk gas dan 40 ribu barel per hari (bph) untuk minyak. 

      Proyek dengan perkiraan biaya pengembangan US$ 5 miliar ini ditargetkan bisa masuk tahap desain rinci (front end engineering design/ FEED) dan contract awarding pada tahun ini.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan 16, 2019

Pertamina will immediately invest in the Rokan Block

The government said PT Pertamina (Persero) was immediately involved in investing in Block Rokan after the new production sharing contract / PSC was signed. The discussion of the management of this block between Pertamina and PT Chevron Pacific Indonesia has been started since last year.

The government has set Pertamina as the manager of the Rokan Block in Riau starting August 9, 2021. With the management of the Rokan Block by Pertamina, the contribution of SOE's oil production has increased to 60% of national oil production.

 the Rokan Block

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar stated that Pertamina would immediately invest after the signing of a cooperation contract for gross split yields.

"Pertamina will immediately invest in Rokan Block. Immediately after signing the contract, immediately. Pertamina has also reported which wells will be drilled, "diA said.

Head of the Communication Bureau, Public Information Services and Cooperation of the Ministry of Energy and Mineral Resources Agung Pribadi added, since December last year, the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) was moving quickly so that the transition process went well. The collaboration of the working groups from SKK Migas, Pertamina and Chevron Pacific Indonesia has also begun.

According to him, this was done to discuss the preparation of transfer management, which intensively worked on analyzing technical, legal, and commercial aspects to maintain the production level of the Rokan Block until later management switched to Pertamina in 2021. 

     Learning from the transition experience The Mahakam Block, the discussion and preparation for the transition of the Rokan Block was carried out earlier, more intensively, but still effective, so it was expected to be accelerate the transition process with better results.

"Working group collaboration will be intensified in 2019 and in the future," Agung said.

As is known, during the transition to the management of the Mahakam Block, Pertamina began participating in disbursing investment before operatorship rights shifted from Total E & P Indonesie. Pertamina began to spend US $ 180 million in 2017. In fact, Pertamina was officially appointed as the operator since mid-2015 and the contract was signed in December 2015.

The Rokan Block contract is targeted to be signed this month. Previously, the Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources Djoko Siswanto said, there had been no further discussions with Pertamina for the new Rokan Block contract, currently, it is completing the preparation of this contract.

"This is finalization," he said.

The new Rokan Block contract uses a PSC gross split scheme, different from the previous one using the cost recovery scheme. Revenue sharing for contractors is set at 65% for oil and 70% for gas. While the government allotment is 35% for oil and 30% for gas, while the potential for state revenues from Block Rokan during Pertamina's management reaches US $ 57 billion.

In Blok Rokan, Pertamina promises a signature bonus of US $ 784 million or Rp. 11.3 trillion. In addition, Pertamina also has a definite work commitment (KKP) for the first five years worth US $ 500 million or around Rp 7.2 trillion. Pertamina has deposited a signature bonus and investment guarantee in the form of a performance bond.

Referring to the definite work commitment promised to the government, Pertamina has planned a number of activities, as contained in the ESDM Ministerial Decree 1923K / 10 / MEM / 2018. Some of these activities are enhanced oil recovery / EOR worth US $ 4 million, drilling of 11 exploration wells of US $ 69.8 million, drilling five Telisa wells US $ 18.1 million, stage-1 C EOR 7 patterns US $ 247 Jutaglan stage-1 steam flood Kulin or Rantau Bais US $ 88.6 million.

Based on SKK Migas data, in 2018, the realization of Block Rokan production was below the target set at only 209,466 barrels per day (bpd), of 213 thousand bpd. Realization of lifting is 10% lower than the realization in 2017 which was recorded at 223 thousand bpd. While in 2019, Blok Rokan oil production is projected to be around 180 thousand bpd. At present, the Rokan Block has oil reserves of 500 million to 1.5 billion barrels of oil equivalent per day.

IN INDONESIAN

Pertamina segera lnvestasi di Blok Rokan

Pemerintah menyatakan PT Pertamina (Persero) segera terlibat investasi di Blok Rokan pasca kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) baru blok tersebut diteken. Pembahasan alih kelola blok ini antara Pertamina dan PT Chevron Pacific Indonesia telah dimulai sejak tahun lalu.

Pemerintah telah menetapkan Pertamina sebagai pengelola Blok Rokan di Riau mulai 9 Agustus 2021 mendatang. Dengan dikelolanya Blok Rokan oleh Pertamina, maka kontribusi produksi minyak BUMN tersebut meningkat menjadi 60% dari produksi minyak nasional. 

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menyatakan bahwa Pertamlna segera akan menanamkan investasinya setelah ditandatanganinya kontrak kerja sama bagi hasil gross split.

“Pertamina segera menanamkan investasinya di Blok Rokan. Segera setelah ditandatanginya kontrak, secepatnya. Pertamina juga sudah melaporkan sumur-sumur mana yang akan di bor,” kata diA.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik Dan Kerja Sama Kementerian ESDM Agung Pribadi menambahkan, sejak Desember tahun lalu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bergerak cepat agar proses transisi berjalan dengan baik. Kolaborasi kelompok kerja dari SKK Migas, Pertamina, dan Chevron Pacific Indonesia pun telah dimulai.

Menurutnya, hal ini dilakukan untuk membahas persiapan alih kelola, yang secara intensif bekerja menganalisis aspek keteknikan, legal, dan komersial untuk menjaga tingkat produksi Blok Rokan hingga nanti pengelolaan beralih ke Pertamina pada 2021. Belajar dari pengalaman transisi Blok Mahakam, pembahasan dan persiapan transisi Blok Rokan dilakukan lebih awal, lebih intensif, namun tetap efektif, sehingga diharapkan akan mempercepat proses transisi dengan hasil yang lebih baik.

“Kolaborasi kelompok kerja akan semakin di intensifkan di 2019 dan ke depannya,” ujar Agung.

Seperti diketahui, pada saat transisi pengelolaan Blok Mahakam, Pertamina mulai ikut mengucurkan investasi sebelum hak operatorship beralih dari Total E&P Indonesie. Pertamina mulai mengeluarkan dana sebesar US$ 180 juta pada 2017. Padahal, Pertamina resmi ditunjuk menjadi operator sejak pertengahan 2015 dan kontrak ditandatangani pada Desember 2015.

Kontrak Blok Rokan ditargetkan dapat ditandatangani pada bulan ini. Sebelumnya, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, sudah tidak ada pembahasan lagi dengan Pertamina untuk kontrak baru Blok Rokan, saat ini, pihaknya sedang menyelesaikan penyusunan kontrak ini.

“Ini finalisasi,” ujar dia. 

Kontrak baru Blok Rokan ini menggunakan PSC skema bagi hasil kotor (gross split) , berbeda dari sebelumnya yang memakai skema cost recovery. Bagi hasil untuk kontraktor ditetapkan sebesar 65% untuk mninyak dan 70% untuk gas. Sementara jatah pemerintah yakni 35% untuk minyak dan 30% untuk gas, Sementara potensi penerimaan negara dari Blok Rokan selama dikelola Pertamina mencapai US$ 57 miliar.

Di Blok Rokan, Pertamina menjanjikan bonus tanda tangan sebesar US$ 784 juta atau Rp 11,3, triliun. Selain itu, Pertamina juga memiliki komitmen kerja pasti (KKP) untuk lima tahun pertama senilai US$ 500 juta atau sekitar Rp 7,2 triliun. Pertamina telah menyetorkan bonus tanda tangan dan jaminan investasi berupa performance bond tersebut.

Mengacu komitmen kerja pasti yang dijanjikan kepada pemerintah, Pertamina sudah merencanakan sejumlah kegiatan, sebagaimana ada di dalam Keputusan Menteri ESDM 1923K/10/MEM/2018, Beberapa kegiatan itu yakni studi pengurasan minyak tahap lanjut (enhanced oil recovery/EOR) senilai US$ 4 juta, pengeboraan 11 sumur eksplorasi US$ 69,8 juta, pengeboran lima sumur Telisa US$ 18,1 juta, stage-1 C EOR 7 pattern US$ 247 jutaglan stage-1 steam flood Kulin atau Rantau Bais US$ 88,6 juta.

Berdasarkan data SKK Migas, pada 2018 lalu, realisasi produksi Blok Rokan di bawah target yang ditetapkan, yakni hanya 209.466 barel per hari (bph) ,dari 213 ribu bph. Realisasi lifting ,tersebut lebih rendah 10% dibanding realisasi pada 2017 lalu yang tercatat sebesar 223 ribu bph.

    Sementara di 2019, produksi minyak Blok Rokan diproyeksikan sekitar 180 ribu bph. Saat ini, Blok Rokan memiliki cadangan minyak sebesar 500 juta hingga 1,5 miliar barel setara minyak per hari.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan 16, 2019