google.com, pub-9591068673925608, DIRECT, f08c47fec0942fa0 Block ONWJ Referred to as Contractor's Reference - MEDIA MONITORING OIL AND GAS -->

MARKET

Friday, May 26, 2017

Block ONWJ Referred to as Contractor's Reference



Contract contractors are still awaiting the results of the implementation of the gross split-sharing scheme in the Offshore North West Java Block as a basis for returning the decision regarding the new scheme.

In the cost recovery scheme, all oil and gas production costs will be replaced by the state through the APBN. Meanwhile, the contractor's gross scheme hagi scheme covers the production cost so that it will not be replaced by the government.

The Offshore North West Java block operated by PT Pertamina Hulu Energi ONWJ has implemented a gross profit sharing scheme since the beginning of this year. Head of the Indonesian Association of Petroleum Engineering Experts (IATMI), Tutuka Anadji, said that business actors will wait for the performance of PT Pertamina Hulu Energi ONWJ after implementing the gross profit sharing scheme in the offshore oil block.

ONWJ Block will become a reference for contractor in the implementation of gross profit sharing scheme in oil and gas working area already in production. Oil and gas production activities in ONWJ Block will be an important lesson for contractor contractors to make decisions regarding the gross profit sharing scheme.

"It will wait this year for lessons that can be learned for both contractor and government contractors to make more definite decisions," he said.

He explained that there are six indicators that will be the concern of oil and gas contractors in the scheme of the implementation of gross profit sharing. First, the process of sharing discovery. Second, the composition of the results obtained. Third, the application of the level of domestic content. Fourth, the frequency of drilling and exploration activities. Fifth, the volume of oil and gas reserves. Sixth, oil and gas production volume.

Tutuka said the six indicators will be used to assess the successful implementation of the gross profit sharing scheme in ONWJ Block. He added that the implementation of the gross profit sharing scheme in the oil and gas working area that is still exploration phase will be seen from the enthusiasm of business actors when the government auction off new working area. In 2016. 14 oil and gas working areas offered through open auctions are not requested by contractors of cooperation contracts.

NEED PROOF

Meanwhile, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said businessmen wanted proof of how much efficiency can be obtained by business actors. According to him, the government needs to show evidence of efficiency in applying the gross product hagi scheme if it wants to get positive response from business actors. "The point has not ketemunya how much efficiency? Immediately demonstrated the efficiency that can be achieved. "Her Said.

Director of Operation Medco Energi Ronald Gunawan said earlier that his side has done a simulation and get the conclusion that the gross profit sharing scheme is not economical if applied to work areas that require large investment. On the other hand, on small investment schemes, the gross profit sharing scheme is more attractive than the implementation of production cost contract (PSC) cost recovery.

"We see that the PSC-PSC is oil and the investment profile is not too high," he said, adding that the simulation of the gross split scheme has not included the time-saving assumption with the non-performance of the Work Order Guidelines ) No. 007 in the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas).

But he says even if efficiency has to be done, it is no longer realistic to make oil and gas economic activities. He considered the need for further discussion to be able to explain in detail.

"Not counting the time savings component. However, we make the plot and it's big enough can not be opened here. So. If there is efficiency, not realislis again, "he said.

Meanwhile, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said, so far it has not heard the complaints directly from the business actors that the gloss split is no more attractive than the revenue sharing scheme returned.

He considered, contractors should be able to enter the component of time efficiency of 2-3 years before making a conclusion that the application of gross split does not make the field more attractive field. The reason, he mentioned that the efficiency of time obtained from the calculation of operations in 10 fields.

From the data of the Ministry of Energy and Mineral Resources, the data of development time of cooperation area using gross split is faster. In the Tangguh field simulation, Papua (BP) duration of 105 months was cut to 83 months in Banyu Urip Field (ExxonMobil Cepu Limited) from 152 months to 120 months; The Jambaran-Tiung Biru field (Pertamina EP Cepu) 86 months to 73 months; Field of crickets (ENI) 84 months to 71 months and Bangka Field (Chevron) from 106 months to 83 months.

Development time savings were also seen in the simulation in the Donggi field (Pertamina EP) from 104 months to 91 months. The Matindok field (Pertamina EP) dad 88 months to 73 months, Senoro field (JOB Medco Tomori) when using PSC cost recovery takes 130 months and becomes 116 months when using gross split. However, if still not attractive, there is still an additional 5% share that the contractor can obtain through the discretion of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan.

IN INDONESIAN

Blok ONWJ Dijadikan Acuan Kontraktor


Kontraktor kontrak kerjasama masih menunggu hasil penerapan skema bagi hasil kotor atau gross split di Blok Offshore North West Java sebagai dasar pengembalian keputusan terkait skema baru tersebut.

Pada skema cost recovery, seluruh biaya produksi minyak dan gas bumi akan diganti oleh negara melalui APBN. Sementara itu skema hagi hasil kotor bagian kontraktor sudah mencakup biaya produksi sehingga tidak akan diganti lagi oleh pemerintah.

Blok Offshore North West Java yang dioperatori oleh PT Pertamina Hulu Energi ONWJ telah menerapkan skema bagi hasil kotor sejak awal tahun ini. Kepala Ikatan Ahli Teknik Minyak Indonesia (IATMI) Tutuka Anadji mengatakan, pelaku usaha akan menunggu kinerja l tahun PT Pertamina Hulu Energi ONWJ selelah menerapkan skema bagi hasil kotor di blok minyak lepas pantai lersebut.

Blok ONWJ akan menjadi acuan bagi kontraktor dalam penerapan skema bagi hasil kotor di wilayah kerja migas yang sudah berproduksi. Kegiatan produksi migas di Blok ONWJ, akan menjadi pelajaran penting bagi kontraktor kontrak kerja sama untuk mengambil keputusan terkait skema bagi hasil kotor.

“Akan menunggu pada tahun ini untuk pelajaran yang bisa dipelajari baik bagi kontraktor kontrak kerja sama maupun pemerintah untuk mengambil keputusan lebih pasti," katanya.

Dia menjelaskan, ada enam indikator yang akan menjadi perhatian kontraktor migas dalam skema penerapan bagi hasil kotor. Pertama, proses penemuan bagi hasil. Kedua, komposisi bagi hasil yang diperoleh. Ketiga, penerapan tingkat kandungan dalam negeri. Keempat, frekuensi kegiatan pengeboran dan eksplorasi. Kelima, volume cadangan migas. Keenam, volume produksi migas.

Tutuka menuturkan enam indikator tersebut akan digunakan untuk menilai keberhasilan penerapan skema bagi hasil kotor di Blok ONWJ. Dia menambahkan penerapan skema bagi hasil kotor di wilayah kerja migas yang masih tahap eksplorasi akan terlihat dari antusiasme pelaku usaha ketika pemerintah melelang wilayah kerja baru. Pada 2016. 14 wilayah kerja migas yang ditawarkan melalui lelang terbuka tidak dimintai kontraktor kontrak kerja sama. 

PERLU BUKTI

Sementara itu, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan, pelaku usaha menginginkan bukti berapa efisiensi yang bisa di dapatkan oleh pelaku usaha. Menurutnya, pemerintah perlu menunjukkan bukti efisiensi penerapan skema hagi hasil kotor jika ingin mendapatkan tanggapan positif dari pelaku usaha. “Titik belum ketemunya seberapa besar efisiensinya? Secepatnya diperlihatkan efisiensi yang bisa dicapai." Her Said.

Direktur Operasi Medco Energi Ronald Gunawan sebelumnya mengatakan bahwa pihaknya telah melakukan simulasi dan mendapatkan kesimpulan bahwa skema bagi hasil kotor tidak ekonomis jika diterapkan pada wilayah kerja yang membutuhkan investasi besar. Sebaliknya pada Iapangan yang membutuhkan investasi kecil, skema bagi hasil kotor justru lebih menarik dari penerapan production sharing contract (PSC) cost recovery.

"Kita lihat PSC-PSC yang memang oil dan juga investment profile tidak terlalu tinggi ilu [skema bagi hasil kotor] oke,” katanya. Dia mengakui, simulasi skema gross split yang dilakukan belum memasukkan asumsi penghematan waktu dengan tidak berlakunya Pedoman Tata Kerja (PTK) No. 007 di Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

Namun dia menuturkan kalaupun efisiensi harus dilakukan, hal itu tak lagi realistis untuk membuat kegiatan migas ekonomis. Dia menilai perlu diskusi lebih lanjut untuk bisa menjelaskan secara detail.

“Belum [hitung komponen penghematan waktunya. Namun, kita buat plotnya dan itu cukup besar tidak bisa dibuka di sini. Jadi. kalau pun ada efisiensi, tidak realislis lagi," katanya.

Sementara itu, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, selama ini pihaknya belum mendengar keluhan secara langsung dari pelaku usaha bahwa gloss split tidak lebih menarik dari skema bagi hasil biaya operasional yang dikembalikan.

Dia menilai, seharusnya kontraktor bisa memasukkan komponen efisiensi waktu sebesar 2-3 tahun itu sebelum membuat kesimpulan bahwa penerapan gross split tidak membuat keenomian lapangan lebih menarik. Pasalnya, dia menyebut bahwa efisiensi waktu diperoleh dari hasil perhitungan operasi di 10 lapangan.

Dari data Kementerian ESDM, data waktu pengembangan wilayah kerja sama menggunakan gross split justru lebih cepat. Pada simulasi di lapangan Tangguh, Papua (BP) durasi 105 bulan terpangkas menjadi 83 bulan di Lapangan Banyu Urip (ExxonMobil Cepu Limited) dari 152 bulan menjadi 120 bulan; lapangan Jambaran-Tiung Biru (Pertamina EP Cepu) 86 bulan menjadi 73 bulan; lapangan Jangkrik (ENI) 84 bulan menjadi 71 bulan dan Lapangan Bangka (Chevron) dari 106 bulan menjadi 83 bulan.

Penghematan waktu pengembangan juga terlihat pada simulasi di lapangan Donggi (Pertamina EP) dari 104 bulan menjadi 91 bulan. Lapangan Matindok (Pertamina EP) dad 88 bulan menjadi 73 bulan, lapangan Senoro (JOB Medco Tomori) saat menggunakan PSC cost recovery membutuhkan waktu 130 bulan dan menjadi 116 bulan ketika menggunakan gross split. Namun, bila masih belum menarik, masih terdapat tambahan bagi hasil 5% yang bisa diperoleh kontraktor melalui diskresi Menteri ESDM Ignasius Jonan. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, May, 10, 2017

No comments:

Post a Comment

POP UNDER

Iklan Tengah Artikel 1

NATIVE ASYNC

Iklan Bawah Artikel