Cepu Block EIA Revision Still Encountered Dead End

The government is targeting the production of 1 million barrels of oil per day in 2025. To pursue this target, the government wants to increase the production of the Cepu Block. 

    Based on SKK Migas data, oil and gas lifting until 30 December 2019 reached 1.79 million barrels of oil equivalent per day (boepd). The realization is only equivalent to 88.6396 of the target of oil and gas lifting in the 2019 State Expenditure Budget (APBN) of 2 million boepd.

This year, the government is targeting oil lifting to reach 755,000 barrels per day (bopd) and 1.19 million boepd of natural gas. As a result, the total oil and gas lifting target throughout 2020 reached 1.95 million boepd. SKK Migas hopes that ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) as an operator in the Cepu Block can immediately spur production. It's just that this effort is still hampered by the revision of the Environmental Impact Analysis (EIA) that has not yet been issued by the Bojonegoro Regency Government.

SKK Migas Deputy for Operations Julius Wiratno said, to date the process is still ongoing between the relevant ministries and the regional government.

"It's being worked on by the Ministry of Environment and Forestry (KLHK) which will invite the Amdal commission meeting," he said.

Dwi Soetjipto

Nevertheless, Julius was not sure when the meeting would take place. Not much different, the Head of SKK Migas Dwi Soetjipto stated until now the process of revision of the Cepu Block Environmental Impact Assessment is still ongoing.

"Yes, we are in the process, we have met several times," he said.

PT ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL) successfully recorded an annual oil production of 218,000 bopd at the Banyu Urip field last year, this amount is equivalent to 29% of the total national oil production.

Louise McKenzie

ExxonMobil Cepu President Director Louise McKenzie said, Banyu Urip oil production last year had met the number of produced reserves in accordance with the plan of development (POD) of 357 million barrels. Louise McKenzie also admitted, the produced reserves from Banyu Urip have been renewed and could reach 940 million barrels.

ExxonMobil Cepu (EMCL) also hopes to increase and maintain oil production in the Banyu Urip Field in the range of 220,000 bopd in 2020. This is in view of ExxonMobil Cepu's status as one of the main pillars of oil production in Indonesia.

"We are trying to create prudent reservoir management to ensure production is maintained," McKenzie said.

the Jambaran Tiung Biru Project

The approval process for the Amdal revision was held in the Bojonegoro Regional Government. This is because the arrest of the Amdal revision approval was also accompanied by other requests by the Regional Government, including a gas request of 30 MMscfd from the Jambaran Tiung Biru Project.

IN INDONESIA

Revisi Amdal Blok Cepu Masih Menemui Jalan Buntu

Pemerintah menargetkan produksi 1 juta barel minyak per hari pada tahun 2025 mendatang. Untuk mengejar target tersebut, pemerintah ingin meningkatkan produksi Blok Cepu. Berdasarkan data SKK Migas, lifting migas hingga 30 Desember 2019 mencapai 1,79juta barel setara minyak per hari (boepd). Realisasi tersebut hanya setara 88,6396 dari target hfting migas dalam Anggaran Pendapatan Belanja Negara (APBN) 2019 yang sebesar 2 juta boepd. 

Pada tahun ini, pemerintah menargetlkan lifting minyak mencapai 755.000 barel per hari (bopd) dan gas bumi 1,19juta boepd. Alhasil, total target lifting migas di sepanjang 2020 mencapai 1,95 juta boepd. SKK Migas berharap, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) sebagai operator di Blok Cepu bisa segera memacu produksi. Hanya saja upaya ini masih terganjal revisi Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (Amdal) yang belum terbit dari Pemerintah Kabupaten Bojonegoro.

Deputi Operasi SKK Migas Julius Wiratno mengatakan, hingga saat ini proses tersebut masih berlangsung di antara kementerian terkait dan pemerintah daerah. 

“Sedang diusahakan oleh Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK) yang akan mengundang untuk rapat komisi Amdal," ujarnya.

Kendati demikian, Julius belum bisa memastikan kapan pertemuan itu akan terealisasi. Tidak jauh berbeda, Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menyatakan, hingga kini proses revisi Amdal Blok Cepu masih berlangsung. 

"Ya, sedang berproses, kami sudah bertemu beberapa kali,” ujar dia.

PT ExxonMobil Cepu Ltd (EMCL) berhasil mencatatkan produksi minyak tahunan sebesar 218.000 bopd di Lapangan Banyu Urip pada tahun lalu jumlah ini setara dengan 29% dari total produksi minyak secara nasional. 

Presiden Direktur ExxonMobil Cepu Louise McKenzie menyebutkan, produksi minyak Banyu Urip tahun lalu sudah memenuhi angka cadangan terprodulsi sesuai plan of development (POD) yakni 357 juta barel. Louise McKenzie pun mengaku, cadangan terproduksi dari Banyu Urip sudah diperbarui dan bisa mencapai 940 juta barel.

ExxonMobil Cepu (EMCL) pun berharap dapat meningkatkan sekaligus mempertahankan produksi minyak di Lapangan Banyu Urip di kisaran 220.000 bopd di tahun 2020. Ini mengingat status ExxonMobil Cepu sebagai salah satu tumpuan utama produksi minyak di Indonesia. 

"Kami berusaha menciptakan manajemen reservoir yang prudent untuk memastikan produksi tetap terjaga," kata McKenzie.

Proses persetujuan revisi Amdal ini tertahan di Pemerintah Daerah Bojonegoro. Pasalnya, penahanan persetujuan revisi Amdal juga disertai permintaan lain oleh Pemerintah Daerah, termasuk permintaan gas sebesar 30 MMscfd dari Proyek Jambaran Tiung Biru.

Kontan, Page-14, Wednesday, Feb 12, 2020

PGN Targeting the International LNG Market Up to 34 Cargoes /Year

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk is developing a commitment to sell liquefied natural gas / LNG on the international market to 34 cargoes per year. Not only selling LNG, but PGN will also work on gas infrastructure projects in other countries.

PGN's Managing Director Gigih Prakoso revealed, with his ability in the field of LNG and gas infrastructure, his side began to develop the international LNG sales business. This is to optimize domestic and international LNG portfolios owned by Pertamina Group and PGN. Based on PGN data, there is at least a market potential of up to 34 cargoes per year that the company will work on.

"Namely Myanmar 9 cargoes per year for 5-7 years starting in 2021, the Philippines 18 cargoes per year for 2023-2043, China 6-7 cargoes per year, and Japan 1-2 cargoes and Europe 1-1 cargoes in 2020," said he was in a meeting with Commission VII of the House of Representatives.

Sinopec

So far, PGN has had a gas sale and purchase agreement (PJBG) with Sinopec, an oil and gas company from China, at the end of last year. Under this agreement, PGN will start shipping LNG to China starting this year around 6 cargoes. 

     While with other countries, PGN's Director of Business Strategy and Development Syahrial Muktar added, no binding agreement had been signed. So far, it has only received an initial commitment to supply LNG needs and build infrastructure in certain countries.

"For trading, we have made some initial commitments with several countries. We just talked about volume, about the price of adjusting existing developments, "he explained.

According to him, PGN focused on working on the LNG market in the Asian region, particularly Southeast Asia and South Asia. This is because LNG needs in this region are smaller in scale, both in terms of the volume and capacity of the required gas infrastructure. With the Arun LNG Terminal, he is optimistic that it can meet the needs of this small scale LNG.

"We made our location in Arun for the LNG Hub. Later we will bring [large LNG supplies] there, we transfer them to smaller vessels, then we will carry them for supply, "Syahrial said.

Specifically, in the Philippines, PGN will provide LNG supplies as well as build its infrastructure. Therefore, he projects that the LNG sales contract to the Philippines will be quite long. Originally, sales to the Philippines could begin in 2024 along with the completion of infrastructure development.

"There are stages. This year we have started the FID (final investment decision). We are currently working on the Joint Development Agreement, we cannot share the details, "he said.

Facilities to be worked on include LNG receiving, storing and regasification terminals. While the market potential in Myanmar, Europe, and Japan, PGN said he would only sell LNG. Syahrial added it was eyeing opportunities in Europe to optimize gas production from its oil and gas fields in the United States, namely the Fasken Field.

"For this year, the plan is up to 6 cargoes, some to China and Europe," he said.

However, he admitted that there would be a delay in the shipment of LNG to China following the Corona Virus.

Need support

Gigih added, his party expected the support of the government and the House of Representatives to support the monetization of the domestic gas field and optimize the LNG portfolio. He hopes PGN is supported to play a role in the LNG seller representative to market domestic gas. Then, the company also hopes to be trusted as a bidder for the auction of LNG spots for export destinations run by domestic oil and gas producers.

"Then, we hope to be supported by being able to run the domestic LNG business and international initiation as a global LNG player," he said.

Syahrial added the development of the LNG sales business will not collide with plans to open LNG imports. According to him, LNG imports can be done when prices in the spot market drop significantly so that they can be used to improve the domestic price structure.

"So it is not a long-term import, more to the spot, utilizing cheap external market conditions. But it is still the government that determines it, "he explained.

Cheniere Energy Inc.

Based on Investor Daily's notes, Pertamina had previously signed three LNG import contracts. Pertamina has signed a gas sale and purchases agreement (PJBG) with a subsidiary of Cheniere Energy Inc., Corpus Christi Liquefaction Liability Company, to supply 0.76 million tons of LNG per year starting in 2019 for 20 years.

Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume but started in 2018 with a duration of 20 years. Then, Pertamina has contracted with Woodside with a volume of around 0.6 million tons per year which could be increased to 1.1 million tons per year. Supply of 0.6 million tons per year began to be delivered in 2022-2034 and could be increased to 1.1 million tons per year in 2024-2038.

Finally, the company has ahead of agreement (HoA) with ExxonMobil to supply 1 million tons per year for 20 years starting in 2025. Pertamina has also signed a PJBG with Mozambique LNG 1 Company Pte Ltd for 1 million tons per year.

IN INDONESIA

PGN Incar Pasar LNG Internasional Hingga 34 Kargo/Tahun

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk tengah mengembangkan komitmen penjualan gas alam cair/LNG di pasar internasional hingga 34 kargo per tahun. Tidak hanya menjual LNG, PGN juga akan mengerjakan proyek infrastruktur gas di negara lain.

Direktur Utama PGN Gigih Prakoso mengungkapkan, dengan kemampunan di bidang LNG dan infrastruktur gas, pihaknya mulai mengembangkan bisnis penjualan LNG internasional. Hal ini untuk mengoptimalisasi portofolio LNG dalam negeri maupun internasional yang dimiliki Pertamina Group dan PGN. Berdasarkan data PGN, setidaknya terdapat potensi pasar hingga 34 kargo per tahun yang akan digarap perusahaan.

“Yakni Myanmar 9 kargo per tahun selama 5-7 tahun mulai 2021, Filipina 18 kargo per tahun untuk 2023-2043, Tiongkok 6-7 kargo per tahun, serta Jepang 1-2 kargo dan Eropa 1-1 kargo di 2020,” kata dia dalam rapat dengan Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat.

Sejauh ini, PGN telah memiliki perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan Sinopec, perusahaan migas asal Tiongkok, pada akhir tahun lalu. Berdasarkan kesepakatan ini, PGN akan mulai mengirimkan LNG ke Tiongkok mulai tahun ini sekitar 6 kargo. Sementara dengan negara lain, Direktur Strategi dan Pengembangan Bisnis PGN Syahrial Muktar menambahkan, belum ada perjanjian mengikat yang ditandatangani. Sejauh ini, pihaknya baru memperoleh komitmen awal untuk memasok kebutuhan LNG dan membangun infrastruktur di negara-negara tertentu.

“Untuk trading-nya, kami sudah ada beberapa komitmen awal dengan beberapa negara. Kami baru bicara volume, soal harga menyesuaikan perkembangan yang ada,” jelasnya.

Menurutnya, PGN fokus menggarap pasar LNG di region Asia, utamanya Asia Tenggara dan Asia Selatan. Hal ini lantaran kebutuhan LNG di wilayah ini lebih banyak dalam skala kecil, baik volume maupun kapasitas infrastruktur gas yang dibutuhkan. Dengan adanya Terminal LNG Arun, pihaknya optimis bisa memenuhi kebutuhan LNG skala kecil ini.

“Kami jadikan lokasi kami di Arun untuk LNG Hub. Nanti kami bawa [pasokan LNG] besar ke sana, kami pindahkan ke kapal lebih kecil baru kami bawa untuk suplai,” kata Syahrial.

Khusus di Filipina, PGN akan menyediakan pasokan LNG sekaligus membangun inrastrukturnya. Karenanya, pihaknya memproyeksikan kontrak penjualan LNG ke Filipina ini bakal cukup lama. Sedianya, penjualan ke Filipina bisa dimulai pada 2024 bersamaan selesainya pembangunan infrastruktur.

“Ini ada tahapan. Tahun ini sudah mulai FID-nya (final investment decision) kami sedang mengerjakan Joint Development Agreement-nya, belum bisa share detailnya,” ungkapnya.

Fasilitas yang akan dikerjakan meliputi terminal penerimaan, penyimpanan, dan regasifikasi LNG. Sementara potensi pasar di Myanmar, Eropa dan Jepang, PGN disebutnya hanya akan menjual LNG saja. Syahrial menambahkan, pihaknya mengincar peluang di Eropa guna mengoptimalkan produksi gas dari lapangan migasnya di Amerika Serikat, yakni Lapangan Fasken.

“Untuk tahun ini, rencananya sampai dengan 6 kargo, ada yang ke Tiongkok dan Eropa,” tutur dia.

Namun, diakuinya kemungkinan akan ada penundaan pengiriman LNG ke Tiongkok menyusul menyebarkan Virus Korona.

Butuh Dukungan

Gigih menambahkan, pihaknya mengharapkan adanya dukungan pemerintah dan DPR untuk mendukung monetisasi lapangan gas domesik dan melakukan optimalisasi portofolio LNG. Pihaknya berharap PGN didukung untuk berperan dalam LNG seller representantive untuk memasarkan gas domestik. Kemudian, perusahaan juga berharap dipercaya sebagai bidder untuk lelang spot LNG tujuan ekspor yang dijalankan oleh produsen migas dalam negeri.

“Kemudian, kami berharap didukung bisa menjalankan bisnis LNG domestik dan inisiasi internasional sebagai global LNG player,” tutur dia.

Syahrial menambahkan, pengembangan bisnis penjualan LNG tidak akan bertabrakan dengan rencana membuka impor LNG. Menurutnya, impor LNG dapat dilakukan ketika harga di pasar spot turun signifikan, sehingga dapat digunakan untuk memperbaiki struktur harga di dalam negeri.

“Jadi bukan impor jangka panjang, lebih ke spot, memanfaatkan kondisi pasar luar yang murah. Tetapi itu tetap pemerintah yang tentukan,” jelas dia.

Berdasarkan catatan Investor Daily, Pertamina sebelumnya telah meneken tiga kontrak impor LNG. Pertamina telah menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan anak usaha Cheniere Energy Inc yakni Corpus Christi Liquefaction Liability Company untuk memasok 0,76 juta ton per tahun LNG mulai 2019 selama 20 tahun. 

Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama namun dimulai pada 2018 dengan durasi 20 tahun. Kemudian, Pertamina telah berkontrak dengan Woodside dengan volume sekitar 0,6 juta ton per tahun yang bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun. Pasokan 0,6 juta ton per tahun mulai dikirim 2022-2034 dan bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun pada 2024-2038. 

Terakhir, perseroan memiliki kesepakatan (head of agreement/HoA) dengan ExxonMobil untuk pasokan sebanyak 1 juta ton per tahun selama 20 tahun mulai 2025. Pertamina juga telah meneken PJBG dengan Mozambique LNG 1 Company Pte Ltd sebesar 1 juta ton per tahun.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Feb 12, 2020

Sufficient Gas Supply Guaranteed

Gas supply is certain to increase with the operation of a number of gas fields next few years. The government is planning to guarantee that there will be no problems with gas supply for domestic needs. Gas supply is getting stronger following the production of a number of gas fields in the next few years. As for the price, the price reduction option continues to be studied.

Dwi Soetiipto

Head of the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Dwi Soetiipto said, in 2026 and 2027 there were two gas projects that would produce in large quantities.

the Indonesia Deepwater Development (IDD)

The project is the Indonesia Deepwater Development (IDD) in the Makassar Strait and the Abadi Field of the Masela Block in the open sea of Maluku. IDD is targeted to produce 844 million standard cubic feet per day (MMSCFD) of natural gas, while Abadi Field produces 9.5 million tons of liquefied natural gas per year.

the Masela Block

"Completed overseas sales contracts can be transferred domestically. In addition, there are two upstream projects that will be producing in large quantities, namely IDD and Masela, which will increase supply, "Dwi said after a hearing with the Committee II of the Regional Representative Council, in Jakarta.

The government is also committed to expanding gas supplies for domestic needs. The share of gas for the country is 70 percent while the remaining 36 percent is for exports.

Arifin Tasrif

"Domestic gas demand continues to increase. In the next few years, the possibility for the interior to increase to 70 percent, "said Energy and Mineral Resources (ESDM) Minister Arifin Tasrif.

Throughout 2019, the realization of production is ready to sell (lifting) natural gas 5,934 MMSCFD or still below the state budget target of 7,000 MMSCFD. This year, the government is targeting 6,670 MMSCFD of gas lifting.

Regarding the government's plan to optimize domestic gas uptake, the Deputy Chairman of the Upstream and Petrochemical Industry Committee at the Indonesian Chamber of Commerce and Industry (Kadin) Achmad Widjaja said, if the government really wants to optimize gas, the diesel user industry must switch to gas. Because, 70 percent of the micro, small and medium businesses, small and medium industries to large industries in Java use diesel as the main fuel.

"Need special handling in order to switch to gas. What does the government want? That's the problem, "Achmad said.

The issue of infrastructure which is often used as a reason for hampering optimization of domestic gas, said Achmad, two regasification and floating storage (FSRU) vessels so far have been less than optimal to increase their role.

In addition, the cross-Java pipeline network is less connected to central Java. In addition, the pipeline network in Sumatra, which is mostly owned by SOEs, should be open access (use of shared gas pipes) so that gas prices are more affordable for consumers.

In the study, the Government is still examining various options regarding the reduction in gas prices. The price of gas for the industry is regulated through Presidential Regulation (Perpres) Number 40 of 2016 concerning Determination of Natural Gas Prices.

The regulation states that if gas prices cannot meet the economics of industrial users of natural gas and gas prices are higher than the US $ 6 per million British thermal units (MMBTU), the minister can set certain gas prices.

The stipulation is specifically for natural gas users in the fertilizer, petrochemical, oleochemical, steel, ceramic, glass, and rubber gloves industries. The options prepared by the government are reducing the country's share of upstream prices, requiring gas producers in Indonesia to meet the allocation policy for domestic needs, and freeing the private sector to import gas for industrial zones that are not yet connected to gas infrastructure.

IN INDONESIA

Pasokan Gas Dijamin Cukup

Suplai gas dipastikan bertambah seiring beroperasinya sejumlah lapangan gas beberapa tahun ko depan. Pemerintah mewacanakan menjamin tidak ada masalah pasokan gas untuk kebutuhan di dalam negeri. Pasokan gas semakin kuat menyusul berproduksinya sejumlah lapangan gas dalam beberapa tahun ke depan. Adapun soal harga, opsi penurunan harga terus dikaji.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetiipto mengatakan, pada 2026 dan 2027 ada dua proyek gas yang akan berproduksi dalam jumlah besar. 

Proyek itu adalah Indonesia Deepwater Development (IDD) di Selat Makassar dan Lapangan Abadi Blok Masela di laut lepas Maluku. IDD ditargetkan menghasilkan gas bumi 844 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD), sedangkan Lapangan Abadi menghasilkan gas alam cair 9,5 juta ton per tahun.

”Kontrak penjualan ke luar negeri yang selesai bisa dialihkan ke dalam negeri. Selain itu, ada dua proyek hulu yang bakal berproduksi dalam jumlah besar, yaitu IDD dan Masela, yang akan menambah pasokan,” kata Dwi seusai rapat dengar pendapat dengan Komite II Dewan Perwakilan Daerah, di Jakarta.

Pemerintah juga berkomitmen memperbesar pasokan gas untuk kebutuhan dalam negeri. Bagian gas untuk dalam negeri menjadi 70 persen sedangkan 36 persen sisanya untuk ekspor.

”Kebutuhan gas dalam negeri terus meningkat. Beberapa tahun mendatang kemungkinan bagian dalam negeri naik jadi 70 persen,” kata Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif.

Sepanjang 2019, realisasi produksi siap jual (lifting) gas bumi 5.934 MMSCFD atau masih di bawah target APBN yang 7.000 MMSCFD. Tahun ini, pemerintah menargetkan lifting gas 6.670 MMSCFD. 

Terkait rencana pemerintah mengoptimalkan serapan gas di dalam negeri, Wakil Ketua Komite Industri Hulu dan Petrokimia pada Kamar Dagang dan Industri (Kadin) Indonesia Achmad Widjaja mengatakan, jika pemerintah benar ingin mengoptimalkan gas, industri pengguna solar harus beralih ke gas. Sebab, 70 persen sektor usaha mikro, kecil, dan menengah, industri kecil dan menengah sampai industri besar di Jawa memakai solar sebagai bahan bakar utama.

”Perlu penanganan khusus agar beralih ke gas. Apa pemerintah mau? Itu masalahnya,” kata Achmad.

Soal infrastruktur yang kerap dijadikan alasan terhambatnya optimalisasi gas dalam negeri, kata Achmad, dua unit kapal regasifikasi dan penyimpanan terapung (FSRU) selama ini kurang optimal untuk ditingkat kan perannya. 

Selain itu, jaringan pipa lintas Jawa kurang terhubung di Jawa bagian tengah. Selain itu, jaringan pipa di Sumatera yang sebagian besar dimiliki BUMN seharusnya open access (penggunaan pipa gas bersama) agar harga gas makin terjangkau konsumen. 

Dalam kajian Pemerintah masih mengkaji berbagai pilihan mengenai penurunan harga gas. Harga gas untuk industri diatur melalui Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 40 Tahun 2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi. 

Perpres itu menyebutkan, jika harga gas tidak dapat memenuhi keekonomian industri pengguna gas bumi dan harga gas Iebih tinggi dari 6 dollar AS per juta British thermal unit (MMBTU), menteri dapat menetapkan harga gas tertentu.

Penetapan itu khusus untuk pengguna gas bumi bidang industri pupuk, petrokimia, oleokimia, baja, keramik, kaca, dan sarung tangan karet. Opsi yang disiapkan pemerintah adalah mengurangi bagian negara pada harga di hulu, mewajibkan produsen gas di Indonesia memenuhi kebijakan alokasi untuk kebutuhan dalam negeri, dan membebaskan swasta mengimpor gas untuk kawasan industri yang belum tersambung dengan infrastruktur gas.

Kompas, Page-13, Wednesday, Feb 5, 2020

Petronas Begins Work on Phase 2B Bukit Tua Project

Petronas Carigali Ketapang II Ltd began construction of the foundation, procurement, construction, installation and operation (Engineering, Procurement, Construction, Installation, and Commissioning / EPCIC) Project Bukit Tua Phase 2B. The project is targeted to start producing oil and gas in February next year.

The execution of this project was marked by the inauguration of First Cut Steel by the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas). Referring to SKK Migas' official statement, this project is in the form of a four-foot platform construction with a wellhead complex that can be tied in with five wellheads and equipped with turbines.

The Bukit Tua Project Phase 2B

The Bukit Tua Project Phase 2B oil production is targeted at around 7 thousand barrels per day (BPD), so that the total production from the Bukit Tua Field will increase from 11 thousand BPD to 18 thousand BPD. In addition, this project will also produce a gas of 60 million cubic feet per day / mmsfd.

Blogger Agus Purnomo in PETRONAS Carigali Ketapang

Head of Project Management and Facility Maintenance Division Lucky Agung Yusgiantoro revealed, not only to increase the production of Bukit Tua Field, Ketapang Block II, the project will also help achieve the national oil and gas lifting target this year. Therefore, he is committed to contributing and the best performance.

"This program will be one of the first steps to continue to pursue better 2020 performance by increasing the production capacity target of the Bukit Tua Field," he said.

Previously, last year, Petronas worked on the Phase 3 Bukit Tua Project in the Ketapang Block, which was projected to produce 31.5 thousand BPD of oil and 31 mmscfd of gas. The US $ 15 million project includes the construction of deck extensions on the WHP BTJT-A existing, installation of four conductors and clamps, modification of the existing IRCD for chemical injection, the addition of a new wellhead control panel, and installation of a wet gas flowmeter.

This project is targeted to operate in the first quarter. In 2020, the national oil and gas lifting was set at 1.95 million barrels of oil equivalent per day (boepd), up slightly from last year's 1.8 million boepd. Specifically, oil production rose to 755 thousand BPD from the realization of 746 thousand BPD, and gas to 1.19 million boepd from the realization of 1.06 million boepd.

IN INDONESIA

Petronas Mulai Pengerjaan Proyek Bukit Tua Fase 2B

Petronas Carigali Ketapang II Ltd memulai pengerjaan rekayasan, pengadaan, konstruksi, instalasi, dan operasi (Engineering, Procurement, Construction, Installation, dan Commissioning/EPCIC) Proyek Bukit Tua Fase 2B. Proyek ini ditargetkan mulai memproduksi migas pada Februari tahun depan. 

Pengerjaan proyek ini ditandai peresmian First Cut Steel oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Mengacu keterangan resmi SKK Migas, proyek ini berupa pembangunan anjungan (platform) empat kaki dengan well head complex yang dapat digabungkan (tie in) dengan lima well head dan dilengkapi dengan turbin. 

Produksi minyak Proyek Bukit Tua Fase 2B ditargetkan sekitar 7 ribu barel per hari (bph), sehingga secara total produksi dari Lapangan Bukit Tua akan naik dari 11 ribu bph menjadi 18 ribu bph. Selain itu, proyek ini juga akan menghasilkan gas sebesar 60 juta kaki kubik per hari/mmsfd.

Kepala Divisi Manajemen Proyek dan Pemeliharaan Fasilitas Luky Agung Yusgiantoro mengungkapkan, tidak hanya menaikkan produksi Lapangan Bukit Tua, Blok Ketapang II, proyek tersebut juga akan membantu pencapaian target lifting migas nasional pada tahun ini. Karena itu pihaknya berkomitmen memberikan kontribusi dan kinerja terbaik.

“Program ini akan menjadi salah satu langkah awal yang baik untuk terus mengejar capaian kinerja 2020 yang lebih baik dengan dapat meningkatkan target kapasitas produksi dari Lapangan Bukit Tua,” katanya.

Sebelumnya, di tahun lalu, Petronas menggarap Proyek Bukit Tua Fase 3 di Blok Ketapang yang diproyeksikan menghasilkan minyak 31,5 ribu bph dan gas 31 mmscfd. Proyek senilai US$ 15 juta ini mencakup pembangunan deck extention pada eksisting WHP BTJT-A, pemasangan empat buah konduktor dan clamp, modifikasi eksisting IRCD untuk chemical injection, penambahan wellhead control panel baru, serta pemasangan wet gas flowmeter. 

Proyek ini ditargetkan beroperasi pada kuartal pertama ini. Pada 2020, lifting migas nasional ditetapkan 1,95 juta barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd), naik tipis dari realisasi tahun lalu 1,8 juta boepd. Rincinya, produksi minyak naik menjadi 755 ribu bph dari realisasi 746 ribu bph, serta gas menjadi 1,19 juta boepd dari realisasi 1,06 juta boepd.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Feb 5, 2020

Pertamina-OOG Discontinues Cooperation in Build Bontang Refinery

PT Pertamina (Persero) did not continue to work with the oil and gas company from Oman, Overseas Oil and Gas (OOG) Llc, in working on a new refinery with a capacity of 300 thousand barrels per day (BPD) in Bontang, East Kalimantan. Pertamina is now looking for new partners to complete the project.

Overseas Oil and Gas (OOG)

This was known in a meeting between Pertamina and the House of Representatives Commission VI on Monday (3/2). In his presentation, Pertamina reported the development of the Bontang refinery development in which the proposed Regional Spatial Plan (RSP/RTRW) had been submitted to the local regional government.

However, the company also said that the framework agreement / FWA agreement with partners had ended. The intended partner is OOG. FWA is the basis for both companies to form a joint venture / JV. This FWA is valid for 12 months. Therefore, the company formation between Pertamina and OOG should have been completed at the end of 2019. One of the things discussed in the formation of the JV is the share ownership of each company.

Pertamina Megaprocess Processing and Petrochemical Director Ignatius Tallulembang confirmed that cooperation with OOG did not continue. Furthermore, he will look for new partners in building the refinery project.

"We are open [looking for new partners]. But with Oman, we have [not continued], "he said in Jakarta.

In fact, according to Pertamina's data, the Bontang Refinery Project is targeted to start operating in the next five years or in February 2025. So far, OOG has signed a memorandum of understanding with PT Meta Epsi and PT Sanurhasta Mitra Tbk (MINA) to build the Bontang Refinery facility. The two companies will build supporting facilities (outside battery limit / OSBL), such as pipes, water treatment facilities, and fabrication.

In addition, OOG has also conducted open bidding in Singapore to engineering companies with a good reputation for conducting a financial feasibility study on 30 April 2019. This study will be used as a reference by lenders and banks to participate in funding the new refinery project.

The Bontang refinery requires a total investment of between the US $ 10-15 billion. In contrast to the cooperation between Pertamina and Rosneft Oil Company, for the Bontang Refinery Project, the funding needed to build the refinery is fully borne by OOG. While Pertamina obtained a 10% golden share as well as offtake of several products. The shareholding of this company can be increased.

Luhut Binsar Pandjaitan

Signals of continued cooperation with OOG have been voiced by the Coordinating Minister for Maritime Affairs and Investment Luhut Binsar Pandjaitan. The project partner at that time Luhut revealed that it could also be replaced if the performance was not good. The reason is, even though the project has been agreed since a few years ago this project has not yet been completed.

"What [Omani] company we want to find is a possible partner with Abu Dhabi, ADNOC or whatever," he said.

However, in fact, the oil and gas company from the United Arab Emirates actually did not enter the Bontang Refinery Project. The Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) agreed to explore further the potential of developing the Integrated Petrochemical Refinery Complex in Balongan, West Java. Pertamina and Adnoc signed a memorandum of understanding at the end of last year.

Mubadala Petroleum

While Mubadala Investment Company, a financial investment company from the United Arab Emirates (UAE), is interested in becoming an investor in the Balikpapan Refinery Project worth the US $ 5.5 billion. Pertamina has signed a principle agreement or Refinery Investment Principle Agreement to further evaluate investment cooperation opportunities in the processing sector.

Saudi Aramco

The agreement will provide a clear structure to ensure cooperation as a pathway to potential joint investment. Not only Bontang Refinery, but Pertamina also does not have an agreement with Saudi Aramco regarding the continued cooperation in capacity building and upgrading of the Cilacap Refinery.

After the asset valuation polemic that never ended, the two agreed to change the cooperation scheme into a lease. Under this scheme, Pertamina will pay the rental fees for the joint venture with Saudi Aramco which is building a new refinery unit at the Cilacap Refinery Complex. While the refinery unit which is currently in operation remains the property of Pertamina.

Nicke Widyawati

"The target is that we will agree to a leasing agreement within the next month. And if this happens, then the deal will happen, after that, we will carry out development, "said Pertamina President Director Nicke Widyawati.

The Bontang and Cilacap refineries are part of the six refinery projects developed by Pertamina. In addition to the Bontang refinery, another new refinery project developed by the company is Tuban Refinery in East Java. While the upgrading projects undertaken by other companies are in Balikapapan, East Kalimantan, in Balongan, West Java, and Dumai, Riau.

Arifin Tasrif 

Previously, Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arifin Tasrif encouraged the speeding of the refinery project undertaken by Pertamina. The refinery upgrading project is expected to start operating in the second period of President Joko Widoro's government. While the new refinery project has at least begun the construction phase.

IN INDONESIA

Pertamina-OOG Tidak Lanjutkan Kerja Sama Membangun Kilang Bontang

PT Pertamina (Persero) tidak melanjutkan kerja sama dengan perusahaan minyak dan gas dari Oman, Overseas Oil and Gas (OOG) Llc, dalam mengerjakan kilang baru berkapasitas 300 ribu barel per hari (bph) di Bontang, Kalimantan Timur. Pertamina kini mencari mitra baru untuk merampungkan proyek tersebut.

Hal ini diketahui dalam rapat antara Pertamina dan Komisi VI DPR RI pada Senin (3/2) lalu. Dalam presentasinya, Pertamina melaporkan perkembangan pembangunan Kilang Bontang di mana usulan Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW) telah disampaikan kepada pemerintah daerah setempat. 

Namun, perseroan juga menyampaikan bahwa kesepakatan frame work agreement/FWA dengan mitra telah berakhir. Mitra yang dimaksud adalah OOG. FWA merupakan dasar bagi kedua perusahaan untuk membentuk joint venture/JV. FWA ini berlaku selama 12 bulan. Sehingga, seharusnya pembentukan perusahaan antara Pertamina dan OOG ini rampung di akhir 2019 lalu. Salah satu hal yang dibahas dalam pembentukan JV adalah kepemilikan saham masing-masing perusahaan.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Ignatius Tallulembang membenarkan bahwa kerja sama dengan OOG tidak berlanjut. Selanjutnya, pihaknya akan mencari mitra baru dalam membangun proyek kilang tersebut.

“Kami open [cari mitra baru]. Tetapi dengan Oman, kami sudah [tidak dilanjutkan],” kata dia di Jakarta.

Padahal, mengacu data Pertamina, Proyek Kilang Bontang ditargetkan mulai beroperasi dalam lima tahun ke depan atau pada Februari 2025. Sejauh ini, OOG telah menandatangani nota kesepahaman dengan PT Meta Epsi dan PT Sanurhasta Mitra Tbk (MINA) untuk membangun fasilitas Kilang Bontang. Kedua perusahaan ini akan membangun fasilitas pendukung (outside battery limit/OSBL), seperti pipa, fasilitas water treatment, dan fabrikasi. 

Selain itu, OOG juga telah melakukan open bidding di Singapura kepada perusahaan engineering dengan reputasi bagus untuk melakukan kajian kelayakan finansial pada 30 April 2019. Kajian ini akan digunakan sebagai acuan oleh para pemberi pinjaman dan perbankan untuk turut serta mendanai proyek kilang baru tersebut.

Kilang Bontang membutuhkan total investasi antara US$ 10-15 miliar. Berbeda dengan kerja sama Pertamina dan Rosneft Oil Company, untuk Proyek Kilang Bontang, pendanaan yang dibutuhkan dalam membangun kilang ditanggung sepenuhnya oleh OOG. Sementara Pertamina memperoleh golden share 10% sekaligus sebagai offtaker beberapa produk. Bagian kepemilikan saham perseroan ini dapat ditingkatkan.

Sinyal tidak berlanjutnya kerja sama dengan OOG ini pernah disuarakan oleh Menteri Koordinator Kemaritiman dan Investasi Luhut Binsar Pandjaitan. Mitra proyek ini saat itu Luhut mengungkapkan juga dapat diganti jika kinerjanya tidak bagus. Pasalnya, meski proyek sudah disepakati sejak beberapa tahun lalu proyek ini belum juga rampung.

“Yang [perusahaan] Oman kami mau carikan mitra mungkin dengan Abu Dhabi, ADNOC atau mana,” kata dia.

Namun, nyatanya, perusahaan minyak dan gas asal Uni Emirat Arab itu justru tidak masuk ke Proyek Kilang Bontang. Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) sepakat mendalami lebih lanjut potensi pengembangan Kompleks Kilang Terintegrasi Petrokimia di Balongan, Jawa Barat. Pertamina dan Adnoc telah menandatangani nota kesepahaman pada akhir tahun lalu.

Sementara Mubadala Investment Company, perusahaan investasi keuangan dari Uni Emirat Arab (UEA), berminat menjadi investor dalam Proyek Kilang Balikpapan senilai US$ 5,5 miliar. Pertamina telah meneken perjanjian prinsip atau Refinery Investment Principle Agreement untuk mengevaluasi lebih lanjut peluang kerja sama investasi di sektor pengolahan. 

Perjanjian tersebut akan memberikan struktur yang jelas untuk memastikan kerja sama sebagai jalur menuju investasi bersama yang potensial. Tidak hanya Kilang Bontang, Pertamina juga belum memiliki kesepakatan dengan Saudi Aramco terkait kelanjutan kerja sama peningkatan kapasitas dan perbaikan (upgrading) Kilang Cilacap. 

Setelah polemik valuasi aset yang tidak kunjung usai, keduanya sepakat mengubah skema kerja sama menjadi sewa. Dalam skema ini, Pertamina akan membayar biaya sewa terhadap perusahaan patungan dengan Saudi Aramco yang membangun kilang unit baru di Komplek Kilang Cilacap. Sementara unit kilang yang saat ini sudah beroperasi tetap menjadi milik Pertamina.

“Targetnya, kami dalam maksimum satu bulan ke depan akan menyepakati leasing agreement. Dan kalau ini terjadi, maka deal itu akan terjadi, setelah itu kami akan melakukan pembangunan,” kata Direktur Utama Pertamina Nicke Widyawati.

Kilang Bontang dan Cilacap merupakan bagian dari enam proyek kilang yang dibangun Pertamina. Selain Kilang Bontang, proyek kilang baru lainnya yang dibangun perseroan yakni Kilang Tuban di Jawa Timur. Sementara proyek upgrading yang dikerjakan perseroan lainnya adalah di Balikapapan, Kalimantan Timur, di Balongan, Jawa Barat, dan Dumai, Riau. 

Sebelumnya, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mendorong percepat proyek kilang yang dikerjakan oleh Pertamina. Untuk proyek upgrading kilang, diharapkan sudah mulai beroperasi di periode kedua pemerintah Presiden Joko Widoro ini. Sementara proyek kilang baru setidaknya sudah mulai tahap konstruksi.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Feb 5, 2020

Age Well Only 9 Years Remaining

PT Pertamina EP predicts the age of the well which is currently managed by the company only for the next nine years. This means that if the company does not find new reserves, the company can no longer produce. 

Nanang Abdul Manaf

    Pertamina EP's Managing Director, Nanang Abdul Manaf explained the company needs to carry out various strategies to be able to maintain production. Moreover, when there is an old well that is currently experiencing a natural decline in production it cannot be changed.

"It means that if we don't find new reserves, we will only have 9.7 years of production life. So, we really need to discuss exploration activities to maintain production," Nanang said in Commission VII of the Central House of Representatives.

Nanang explained that for the exploration activities the company made several efforts. As this year the company will drill 12 exploration wells. But it does not stop there, the company needs to make a discovery of reserves by conducting a seismic survey and also using technology around the well operating today.

IN INDONESIA

Usia Sumur Tersisa 9 Tahun Saja

PT Pertamina EP memprediksi usia sumur yang saat ini dikelola perusahaan hanya sampai sembilan tahun ke depan. Artinya jika perusahaan tidak menemukan cadangan baru perusahaan tidak bisa lagi berproduksi. 

    Direktur Utama Pertamina EP, Nanang Abdul Manaf menjelaskan perusahaan perlu melakukan berbagai strategi untuk bisa menjaga produksi. Apalagi, disaat sumur tua yang ada saat ini penurunan alami produksi tidak bisa diubah.

"Artinya kalau kami tidak menemukan cadangan baru, maka umur produksinya tersisa 9,7 tahun saja. Maka, betul sekali kami perlu diskusi kegiatan eksplorasi untuk menjaga produksi," ujar Nanang di Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat Pusat.

Nanang menjelaskan untuk kegiatan eksplorasi perusahaan melakukan beberapa upaya. Seperti pada tahun ini perusahaan akan mengebor 12 sumur eksplorasi.

    Namun tidak hanya sampai di situ, perusahaan perlu melakukan penemuan cadangan dengan melakukan survei seismik dan juga menggunakan teknologi di sekitar sumur yang beroperasi saat ini.

Harian Bangsa, Page-9, Wednesday, Feb 5, 2020