Government Will Offer 10 oil and gas blocks

New Field offered by the Gross Split scheme.

Ministry of Energy and Mineral Resources is preparing the tender documents 10 new working area of ​​oil and gas. The offer will begin on May. According to Director of Upstream Oil and Gas, Single, Ministry of Energy will use a joint study scheme in seven blocks. "The rest will be offered through a regular auction," he said in a press release.

He added that the government is also reviewing offers oil and gas blocks 10 others outside the working area. "There is likely to rise. From the evaluation, if allowed to grow. "

Currently the Ministry of Energy is still facing the problem has not showed interest in 15 of the 17 oil and gas working areas are offered. Seven of the 17 blocks were offered through open auction scheme, namely South CPP in Riau, Suremana I Makassar Strait; South East Mandar off the coast of South Sulawesi, North Arguni in West Papua, Kasuri II in West Papua, Manakarra Mamuju in the Makassar Strait, and Oti offshore East Kalimantan.

Regional offered directly among other things block the West Hill off the coast of Riau Islands, Block Batu Gajah Two in Jambi, Block Kasingan Sampit off the coast of Central Kalimantan, Block Powerful off the coast of Java Sea, Block Ebuny offshore Southeast Sulawesi, Block Onin in West Papua, as well as Block West Kaimana in West Papua.

Likewise, the Bloc King, Bungamas, and Batu Ampar. Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja, said the deals these blocks can be reopened by the Ministry of Energy. Later, the Ministry will regulate the terms and conditions to attract new investors. Points consideration of the auction is not the amount of profit-sharing, but the technical proposal and the amount of signature bonus.

The government gives the lure a scheme for gross proceeds or gross split. The revenue sharing stipulated in Minister of Energy No. 8 of 2017. The scheme is believed to improve oil and gas investment climate in Indonesia.

"If using the gross split, more efficient, more profit," said Wiratmaja. Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar said the profit-sharing scheme contract made upstream oil and gas operations are not efficient. By contrast, gross scheme split will increase exploration. Currently, the rate of return Indonesia to stop oil and gas reserves at 50 percent. "The contractor shall appoint, free to use any technology. You who bear the cost. "

In the research business consultants Wood Mackenzie, a copy of which was obtained by Tempo, for gross proceeds of the scheme had lower rates of return on investment and make the net present value, especially oil and gas projects located in Iaut, becoming negative. The payback in gross schemes split a long time because the government does not change the operating costs (cost recovery).

IN INDONESIAN

Pemerintah Akan Menawarkan 10 blok migas

Lapangan baru ditawarkan dengan skema bagi hasil kotor.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang menyiapkan dokumen lelang 10 wilayah kerja baru minyak dan gas bumi. Penawaran akan dimulai pada Mei nanti. Menurut Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas, Tunggal, Kementerian Energi akan menggunakan skema studi bersama di tujuh blok. “Sisanya akan ditawarkan melalui lelang reguler,” ujarnya dalam keterangan pers.

Ia menambahkan, pemerintah juga sedang mereview penawaran blok migas lain di luar 10 wilayah kerja tersebut.“ Ada kemungkinan bertambah. Dari hasil evaluasi, kalau memungkinkan bisa bertambah.”

Saat ini Kementerian Energi masih menghadapi masalah belum diminatinya 15 dari 17 wilayah kerja migas yang ditawarkan. Tujuh dari 17 blok itu ditawarkan melalui skema lelang terbuka, yakni South CPP di Riau, Suremana I di Selat Makassar; South East Mandar di lepas pantai Sulawesi Selatan, North Arguni di Papua Barat, Kasuri II di Papua Barat, Manakarra Mamuju di Selat Makassar, dan Oti di lepas pantai Kalimantan Timur.

Wilayah yang ditawarkan secara langsung antara lain Blok Bukit Barat di lepas pantai Kepulauan Riau, Blok Batu Gajah Dua di Jambi, Blok Kasingan Sampit di lepas pantai Kalimantan Tengah, Blok Ampuh di lepas pantai Laut Jawa, Blok Ebuny di lepas pantai Sulawesi Tenggara, Blok Onin di Papua Barat, Serta Blok West Kaimana di Papua Barat.

Demikian juga dengan Blok Raja, Bungamas, dan Batu Ampar. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja, mengatakan penawaran blok-blok tersebut bisa dibuka kembali oleh Kementerian Energi. Nantinya, Kementerian akan mengatur syarat dan ketentuan baru untuk menarik investor. Poin pertimbangan lelang bukanlah besaran bagi hasil, melainkan proposal teknis dan besarnya bonus tanda tangan.

Pemerintah memberikan iming-iming skema bagi hasil kotor atau gross split. Pembagian hasil diatur dalam Peraturan Menteri Energi Nomor 8 Tahun 2017. Skema ini diyakini bisa memperbaiki iklim investasi migas Indonesia.

“Kalau menggunakan gross split, lebih efisien, lebih dapat profit,” kata Wiratmaja. Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar mengatakan skema bagi hasil kontrak membuat operasi hulu migas tidak efisien. Sebaliknya, skema gross split akan meningkatkan eksplorasi. Saat ini, tingkat pengembalian cadangan migas Indonesia berhenti pada angka 50 persen. “Kontraktor boleh menunjuk, bebas menggunakan teknologi apa pun. Cost kamu yang menanggung.”

Dalam hasil riset konsultan bisnis Wood Mackenzie, yang salinannya diperoleh Tempo, skema bagi hasil kotor justru menurunkan angka pengembalian investasi dan membuat net present value, terutama proyek migas yang berlokasi di Iaut dalam, menjadi negatif. Adapun pengembalian modal dalam skema gross split cukup lama karena pemerintah tidak mengganti biaya operasional (cost recovery).

Koran Tempo, Page-22, Wednesday, March, 22, 2017

Advantages Restrictions Not Hitting Gas Prices

Government asked to reduce prices at the upstream level

Association of Indonesian Gas Trader (INGTA) asked the government to review the plans to regulate the gas trading business advantage. The regulations set a limit on profit distribution of gas by 7 percent rated the Association did not effectively lower the price.

"Restrictions margin integral not only covers commercial sector. Whereas 92 percent of the price comes from the upstream side and transmission costs, "said Chairman Jamil Amperawan Sabrun Association.

Sabrun exemplifies the distribution of gas in West Java. In this region, consumer prices reached US $ 9 per million metric British thermal unit (MMBTU). The price component coming from upstream of US $ 7.16 per MMBTU. While transportation costs to US $ 1.1 per MMBTU. The distributor gets only US $ 0.74 per MMBTU. Thus, although the distribution costs trimmed out, the price will drop to US $ 8.26 per MMBTU.

The figure was still higher than the price stipulated in Presidential Regulation No. 40 of 2016 of US $ 6 per MMBTU. Sabrun assured that gas trading businesses can not raise prices just because of the risk of reducing sales. Association noted the absorption of gas for industrial use only 50 per cent of the allocation by the government. These conditions make gas traders do not enjoy the benefits.

"In fact, in East Java, the price of gas from Block WMO (West Madura Offshore) and transmission costs of US $ 8.1 per MMBTU. But we are forced to sell US $ 8 per MMBTU. Because, if on top of that, consumers do not want to buy. "

According Sabrun, the price cuts are effective in the upstream sector. This plan ever created in 2015 by reducing the government's gas receiving countries in some oil and gas fields. However, until now, the plan has not been realized.

Ministry of Energy and Mineral Resources stated precisely arranged downstream sector, which does not make the price of gas is expensive. Therefore, the government considers necessary margin restrictions that gas prices can compete with fuel oil. "Prices in the upstream oil and gas only US $ 6 per MMBTU, but consumers could be US $ 14 per MMBTU. Though the distance is only 20 kilometers. That is, there is a transaction that is multi-layered, "said Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

He would not confirm when the regulations on gas will be completed. In addition to harming consumers, trade margin issue detrimental to the upstream oil and gas business because it makes the absorption of gas stopped. In fact, the industry has to bear the high risk and cost. While in the downstream sector, business operations only build the pipeline. "Just build the pipeline, taking advantage not too much"

Another policy to suppress the price of gas is a gas distributor require the infrastructure. The Ministry of Energy gave a deadline until 2018. If there are still companies that do not want to build the pipeline, business licenses will be revoked. Industrial gas price reduction policy into the economic policy package third. However, until now, the price of gas down just for the six companies in the steel sector, fertilizers and petrochemicals.

IN INDONESIAN

Pembatasan Keuntungan Tidak Menekan Harga Gas

Pemerintah diminta menurunkan harga di tingkat hulu

Asosiasi Trader Gas Indonesia (INGTA) meminta pemerintah meninjau ulang rencana mengatur keuntungan bisnis niaga gas. Regulasi yang menetapkan batas atas keuntungan distribusi gas sebesar 7 persen dinilai Asosiasi tidak efektif

menurunkan harga.

“Pembatasan margin tidak integral, hanya mencakup sektor niaga. Padahal 92 persen harga berasal dari sisi hulu dan biaya transmisi," ujar Ketua Asosiasi Sabrun Jamil Amperawan.

Sabrun mencontohkan distribusi gas di Jawa Barat. Di wilayah ini, harga di tingkat konsumen mencapai US$ 9 per million metric British thermal unit (MMBTU). Komponen harga terbesar berasal dari hulu sebesar US$ 7,16 per MMBTU. Sedangkan biaya transportasi US$ 1,1 per MMBTU. Adapun distributor hanya kebagian US$ 0,74 per MMBTU. Dengan demikian, meski biaya distribusi dipangkas habis, harga akan turun menjadi US$ 8,26 per MMBTU. 

Angka itu masih lebih tinggi dari batas harga yang ditetapkan dalam Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 sebesar US$ 6 per MMBTU. Sabrun meyakinkan bahwa pengusaha niaga gas tidak bisa menaikkan harga begitu saja karena berisiko mengurangi penjualan. Asosiasi mencatat penyerapan gas untuk kebutuhan industri hanya mencapai 50 persen dari alokasi yang diberikan pemerintah. Kondisi ini membuat pedagang gas tidak menikmati keuntungan. 

“Bahkan, di Jawa Timur, harga gas dari Blok WMO (West Madura Offshore) dan biaya transmisi sebesar US$ 8,1 per MMBTU. Tapi kami terpaksa menjual US$ 8 per MMBTU. Sebab, kalau di atas itu, konsumen tidak mau beli."

Menurut Sabrun, pemangkasan harga yang efektif adalah di sektor hulu. Rencana ini pernah di buat pemerintah pada 2015 dengan mengurangi penerimaan gas negara di beberapa lapangan migas. Namun, hingga sekarang, rencana tersebut belum terealisasi. 

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral justru menyatakan sektor hilir yang tidak tertata membuat harga gas mahal. Karena itu, pemerintah menganggap pembatasan margin diperlukan supaya harga gas bisa bersaing dengan bahan bakar minyak. “Harga di hulu migas hanya US$ 6 per MMBTU, tapi di konsumen bisa US$ 14 per MMBTU. Padahal jaraknya hanya 20 kilometer. Artinya, ada transaksi yang berlapis-lapis,” ucap Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Dia tidak mau memastikan kapan regulasi mengenai gas akan selesai. Selain merugikan konsumen, masalah margin niaga dinilai merugikan pebisnis hulu migas karena membuat penyerapan gas berhenti. Padahal, industri tersebut menanggung risiko tinggi dan biaya besar. Sedangkan di sektor hilir, operasional pebisnis hanya membangun pipa. “Hanya membangun pipa, mengambil keuntungannya jangan terlalu banyak"

Kebijakan lain untuk menekan harga gas adalah mewajibkan distributor gas memiliki infrastruktur. Kementerian Energi memberi tenggat hingga 2018. Jika masih ada perusahaan yang tidak mau membangun pipa, izin usahanya akan dicabut. Kebijakan penurunan harga gas industri masuk dalam paket kebijakan ekonomi ketiga. Namun, sampai sekarang, harga gas turun hanya untuk enam perusahaan di sektor baja, pupuk, dan petrokimia saja.

Koran Tempo, Page-20, Wednesday, March, 22, 2017

Upstream Oil and Gas Sector Governance Still Debated

Revised Law on Oil and Gas

Vice Chairman of Commission VII Satya Widya Yudha says there are seven points that a debate on the revision of the Law on Oil and Gas (Oil and Gas) in the debate among oil and gas upstream sector governance.

"There are things that are being debated, and the process will now be submitted to the Legislative Body (Baleg)," said Satya Widya Yudha in Jakarta, Tuesday (21/3).

The first debate among other things, related to the upstream sector governance. Institutions implementing the upstream sector, the shape, the structure, duties and authorities as well as the holder of mining rights is still being discussed formation.

Second, the form of the contract. To shape the discussion in terms of contract type of contract that can be used, time period of the contract, the profit-sharing scheme, state sovereignty and clauses that can provide legal certainty.

While the third is 'privileged' or privilege to NOC (Pertamina) and Domestic Company. Privilege is related, among others, related to getting new working area and get a working area that will soon run out. In addition, the calculation of Participating Interest (PI) or the right to participate, for example, how many percent of the domestic company Pertamina and the definition itself.

Fourth is the right part for local governments. An example is how the form of a 'privilege' which is expected to provide a sense of ownership so as to simplify the licensing process and reduce the demands on local government. Fifth, the debate also touched on health issues, environmental impact and the welfare of its own for parties involved.

Sixth, the discussion of the law to also focus on the oil and gas petroleum fund or financing for the development of oil and gas as well as the search effort. Seventh of the debate is on the downstream sector. For example, for the determination of the pricing policy, privatization, what percentage of the obligation to meet domestic demand (excluding DMO), operates with a permit and the establishment of Buffer Enterprises as a parent.

"It could be later established the Special Effort, but not state-owned enterprises, due to the SOE domisi the Commission VI. There could collide, because a lot of overlap, "says Satya.

IN INDONESIAN

Tata Kelola Sektor Hulu Migas Masih Diperdebatkan

Wakil Ketua Komisi VII Satya Widya Yudha

Wakil Ketua Komisi VII Satya Widya Yudha menyebutkan ada tujuh poin yang menjadi perdebatan mengenai revisi Undang-Undang Minyak dan Gas Bumi (Migas) di antaranya perdebatan tata kelola sektor hulu Migas.

“Masih ada hal-hal yang menjadi perdebatan, dan prosesnya sekarang akan diserahkan kepada Badan Legislasi (Baleg),” kata Satya Widya Yudha di Jakarta, Selasa (21/ 3).

Perdebatan tersebut antara lain pertama, terkait tata kelola sektor hulu. Institusi pelaksana sektor hulu, bentuk, struktur, tugas dan kewenangan serta pemegang kuasa pertambangan masih dibahas pembentukannya.

Kedua, bentuk kontrak. Untuk bentuk kontrak pembahasannya dalam hal jenis kontrak yang dapat dipakai, jangka Waktu kontrak, skema bagi hasil, kedaulatan negara dan klausul yang dapat memberikan kepastian hukum.

Sedangkan yang ketiga adalah ‘privilege’ atau hak istimewa untuk NOC (Pertamina) dan Perusahaan Domestik. Privilege tersebut berkaitan antara lain terkait untuk mendapatkan Wilayah kerja baru dan mendapatkan Wilayah kerja yang akan segera habis. Selain itu juga perhitungan Participating Interest (PI) atau hak berpartisipasi, misal berapa persen bagian Pertamina dan definisi Perusahaan Domestik itu sendiri.

Keempat adalah hak bagian untuk pemerintah daerah. Contohnya adalah bagaimana bentuk ‘privilege’ yang diharapkan dapat memberikan rasa kepemilikan sehingga dapat mempermudah proses perizinan dan mengurangi tuntutan pemerintah daerah. Kelima, perdebatan juga menyinggung masalah kesehatan, dampak lingkungan dan kesejahteraan sendiri bagi pihak terkait.

Keenam, pembahasan Rencana Undang-Undang migas juga memfokuskan pada petroleum fund atau pendanaan bagi upaya pengembangan migas serta pencariannya. Pokok perdebatan yang ketujuh adalah pada sektor hilir. Misalnya untuk penetapan kebijakan harga, privatisasi, berapa persen kewajiban memenuhi kebutuhan dalam negeri (diluar DMO), beroperasi dengan Izin dan pembentukan Badan Usaha Penyangga sebagai induk.

“Bisa jadi nanti dibentuk Badan Usaha Khusus, tapi bukan BUMN, karena untuk BUMN itu domisi bagi Komisi VI. Nanti bisa bertabrakan, karena banyak bersinggungan,” kata Satya.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, March, 22, 2017

Jangrik Fields Soon Produce

FSU ship Inaugurated

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan, Tuesday (21/3), attended the naming ceremony Boat Floating Production Unit (FRU) Crickets in Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Riau Islands. It also marks the naming ships will soon berproduksinya gas from Block Muara Bakau where First gas is targeted to mid-2017, sooner than stated in the Strategic Plan of the Ministry of Energy and Mineral Resources In 2015-2018, the first production in 2018.

Present on the occasion SKK Migas Head Amien Sunaryadi and the Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources IGN Wiratmaja Puja. Crickets FPU ship will operate in the Muara Bakau block located in the Kutei Basin, offshore of Makassar Strait, about 70 km from the coastline of East Kalimantan. Crickets FPU is ship-shape and gas facilities. Before the ship sailed to the Crickets FPU operations place in the Makassar Strait, according maritime traditions for newly built vessel, carried a ship naming ceremony.

Crickets FPU ship naming ceremony marked by solving jug by Mrs. Ignatius Jonan. In the maritime history since the late 18th century, a ship naming ceremony intended as an expression of gratitude for all achievements, usually done by a woman.

Crickets FPU ship designed for the processing of gas with a capacity of up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD). A total of 10 production wells undersea gas that has been compressed and ready to be produced, will be linked with the FPU which will then process and deliver gas using subsea pipelines along the 79 km and further to the land that is in the network of gas producers in East Kalimantan and ultimately to the user domestic in East Kalimantan and the Bontang LNG plant.

Crickets FPU ship also serves as refining and stabilize the condensate and distribute it to the ground through a local distribution network and ended in Senipah condensate refinery.

More than 50% of production Cricket Field will be used to meet domestic needs, thus contributing significantly to the national energy needs and economic development. Muara Bakau block operated by ENI Muara Bakau BV since 2002 with a stake of as much as 55% and its partners engie E & P by 33.3%, and PT Saka Energi Muara Bakau of 11.7%.

The first gas discovery obtained in 2009 in line Crickets-1 wells. In the same block, at about 20 km to the Northeast Field Janfkrik, field crickets found North East in 2011. The development plan (Plan of Development / PoD) Cricket Field was approved in 2011, while the North East Cricket 2013. Approval POD Crickets North East include integration with Crickets field development in a single project called "project complex Crickets"

US$ save 300 Million

Jonan said the workmanship Field Crickets can run efficiently so that the investment made can be cut $ 300 million from a budget of US $ 4.5 billion. Not only that, oil and gas field can also produce gas more quickly, which began mid-year. 

    She appreciates the savings that can be done at Cricket Field Project. Moreover, the Government is encouraging the large efficiency of capex (capital expenditure / capex) and operating budget (operational expenditure / apex) national upstream oil and gas industry. This is because there is no one party that can control the price of oil and gas.

"The project is ahead of plan by nearly 12 months. My thanks to the acceleration of the licensing provided by local government. I think it's expected of us, because if licensing slowly, investing too slow, "said Jonan.

Boost Production

Going forward, Jonan expect gas production from the Field Crickets can be increased up to 800 MMSCFD. He guarantees, additional gas produced will certainly be absorbed. Because the government will prioritize the use of gas for power generation.

For many years why many built power plant for gas allocation is very difficult. We will make a gas guide is greater and greater. It also will ensure the Riau area as close to the source of gas, will obtain gas for electrical. Thus, the consumption of fuel oil and diesel oil in Riau can be eliminated.

Moreover, it is also close to the East Natuna Block gas reserves to 48 trillion cubic feet. If you missed the Riau gas to electricity, means outrageous set up, so it must be set so that gets all.

Cricket Field of the planned production of 450 MMSCFD or the equivalent of 3 million tons per year, more than 50% will be used to meet domestic needs. The gas purchased by PT Pertamina with a volume of 1.4 million tons per year for seven years since 2017. The gas supply can make a significant contribution to the national energy needs and economic development.

While the rest of the Cricket Field production will be allowed to be exported. Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gusti Nyoman had said, exports should be done because there is no domestic consumers absorb this gas production.

"So far there are bidding, but the patient was yes. If it's a deal, later given out, "he said.

IN INDONESIAN

Lapangan Jangrik Segera Berproduksi

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, Selasa (21/ 3), menghadiri acara Upacara Penamaan Kapal Floating Production Unit (FRU) Jangkrik di Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Kepulauan Riau.  Penamaan kapal ini juga menandai akan segera berproduksinya gas dari Blok Muara Bakau di mana First gas ditargetkan pertengahan tahun 2017, lebih cepat dari perkiraan yang tercantum dalam Rencana Strategis Kementerian ESDM Tahun 2015-2018, yaitu produksi pertama tahun 2018. 

Hadir dalam kesempatan tersebut Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi dan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja. Kapal FPU Jangkrik akan beroperasi di Blok Muara Bakau yang berlokasi di Cekungan Kutei, lepas pantai Selat Makassar, sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur. FPU Jangkrik merupakan fasilitas migas berbentuk kapal. Sebelum kapal FPU Jangkrik berlayar menuju ke tempat operasinya di Selat Makassar, sesuai tradisi kemaritiman bagi newly built vessel, dilakukan suatu upacara penamaan kapal.

Upacara penamaan kapal FPU Jangkrik ditandai dengan pemecahan kendi oleh Ny Ignasius Jonan. Dalam sejarah kemaritiman sejak akhir abad 18, upacara penamaan kapal yang bertujuan sebagai wujud rasa syukur atas segala pencapaian, biasanya dilakukan oleh seorang wanita.

Kapal FPU Jangkrik dirancang untuk pengolahan gas dengan kapasitas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut yang telah dikompresi dan siap untuk diproduksikan, akan dihubungkan dengan FPU yang kemudian akan mengolah dan menyalurkan gas menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 km dan selanjutnya ke darat yaitu ke dalam jaringan produsen gas Kalimantan Timur dan pada akhirnya kepada pemakai dalam negeri di Kalimantan Timur dan kilang LNG Bontang.

Kapal FPU Jangkrik juga berfungsi sebagai penyulingan dan menstabilkan kondensat serta menyalurkannya ke darat melalui jaringan distribusi setempat dan berakhir di kilang kondensat Senipah.

Lebih dari 50% produksi Lapangan Jangkrik akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik, sehingga memberikan kontribusi signifikan terhadap kebutuhan energi nasional dan pembangunan ekonomi. Blok Muara Bakau dioperasikan oleh ENI Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham sebanyak 55% dan mitranya Engie E&P sebesar 33,3%, serta PT Saka Energi Muara Bakau sebesar 11,7%.

Penemuan gas pertama didapatkan pada tahun 2009 pada garis sumur Jangkrik-1. Di blok yang sama, pada sekitar 20 km di sebelah Timur Laut Lapangan Janfkrik, ditemukan lapangan Jangkrik North East pada tahun 2011. Rencana pengembangan (Plan of Development/PoD) Lapangan Jangkrik disetujui tahun 2011, sedangkan Jangkrik North East tahun 2013. Persetujuan POD Jangkrik North East mencantumkan integrasi dengan pengembangan lapangan Jangkrik dalam satu proyek tunggal yang dinamakan “Proyek Komplek Jangkrik”

Hemat US$ 300 Juta

Jonan menyatakan, pengerjaan Lapangan Jangkrik dapat berjalan efisien sehingga investasi yang dikeluarkan dapat dipotong US$ 300 juta dari anggaran US$ 4,5 miliar. Tidak hanya itu, lapangan migas ini juga dapat menghasilkan gas lebih cepat, yakni mulai pertengahan tahun ini. 

    Dia mengapresiasi penghematan yang dapat dilakukan di Proyek Lapangan Jangkrik. Apalagi, Pemerintah memang mendorong adanya efisiensi besar-besaran dari belanja modal (capital expenditure/capex) dan anggaran operasi (operational expenditure/apex) industri hulu migas nasional. Hal ini mengingat tidak ada satu pihak pun yang dapat mengendalikan harga minyak dan gas bumi.

“Proyek ini lebih cepat dari rencana sekitar hampir 12 bulan. Saya terima kasih dengan adanya percepatan perizinan yang diberikan pemerintah daerah. Saya kira ini yang diharapkan kita semua, karena kalau perizinan pelan, investasi juga lambat,” jelas Jonan.

Dongkrak Produksi

Ke depannya, Jonan berharap produksi gas dari Lapangan Jangkrik dapat ditingkatkan hingga menjadi 800 mmscfd. Dia menjamin, tambahan gas yang dihasilkan pasti akan dapat terserap seluruhnya. Pasalnya, pemerintah akan memprioritaskan pemanfaatan gas untuk pembangkit listrik. 

Bertahun tahun kenapa banyak dibangun PLTU karena alokasi gasnya sangat sulit. Kami akan bikin satu panduan gas ini makin lama makin besar. Pihaknya juga akan memastikan daerah seperti Riau yang dekat dengan sumber gas, akan memperoleh gas untuk kelistrikannya. Dengan demikian, konsumsi minyak bakar dan minyak solar di Riau dapat dihilangkan.

Apalagi,  juga dekat dengan Blok East Natuna yang memiliki cadangan gas hingga 48 triliun kaki kubik. Kalau Riau tidak kebagian gas untuk listrik, berarti keterlaluan yang mengatur, jadi pasti kita atur supaya kebagian semua.

Dari produksi Lapangan Jangkrik yang direncanakan sebesar 450 mmscfd atau setara 3 juta ton per tahun, lebih dari 50% akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik. Gas tersebut dibeli oleh PT Pertamina dengan volume 1,4 juta ton per tahun untuk tujuh tahun sejak 2017. Pasokan gas ini dapat memberikan kontribusi signifikan terhadap kebutuhan energi nasional dan pembangunan ekonomi.

Sementara sisa produksi Lapangan Jangkrik akan diizinkan untuk diekspor. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja sempat menuturkan, ekspor boleh dilakukan karena tidak ada lagi konsumen dalam negeri yang menyerap produksi gas ini.

“Sejauh ini sudah ada yang menawar, tetapi sabar dulu ya. Kalau sudah deal, nanti dikasih tahu,” kata dia.

Investor Daily, Page-1, Wednesday, March, 22, 2017

Government Back Holds Auction 10 Block Oil and Gas

Although enthusiasts, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) again offered oil and gas blocks to the contractor cooperation contract (PSC). Understandably, the auction period last year, only two oil and gas blocks in demand of 14 oil and gas blocks were auctioned.

Well, this time the Ministry of Energy and Mineral Resources will auction 10 oil and gas blocks to conventional PSC. However, IGN Wiratmaja Puja is not willing to disclose the name of the block, its area, as well as the category position is in the deep sea or onshore. "It will be announced when the IPA Convention and Exhibition 2017," he said.

Single, Director of Upstream Oil and Gas added 10 new oil and gas blocks were auctioned, seven oil and gas blocks is a joint study. The remaining three oil and gas blocks offered via regular auctions.

The Government will evaluate oil and gas blocks previously not been getting offers. If the oil and gas block may be eligible for re-tendered, the government will offer back this year. There is a possibility to increase (the number of blocks auctioned). From the results of the evaluation, if possible increased.

As an illustration, in the period April 2016-April 2017, of the 14 oil and gas blocks were auctioned, only two blocks that have the winner of the auction. Related result of oil and gas blocks offered in 2016, the results of the evaluation have been reported to the Minister of Energy and Mineral Resources and the results are expected this month can be announced.

Special auction 10 oil and gas blocks in 2017 lahun or oil and gas blocks auction was repeated this year, the course will use the gross revenue share split scheme. Tuiuannya that investors are more interested in developing oil and gas blocks in Indonesia. Meanwhile, Komaidi Notonegoro, Executive Director ReforMiner Institute, said, if the government really wanted to try to auction off the block using a split gross scheme go ahead.

But, according to him, is more appropriate to split the gross blocks of termination or the oil and gas that are not renewed by the government. If new oil and gas blocks because the system is not yet clear, the perpetrators are still asked about rights obligations, including the division split.

He understood, wearing gross government objectives is to simplify the bureaucracy split than using the results (PSC) cost recovery. But in practice becomes more complex. Players attempt said, check out the split is offered, it is more obvious that uses PSC cost recovery due to the result 85:15. Later there are cots recovery.

In the end, the government wants a large part of the country and PSC also got a big part. It's definitely there will be a negotiation process. It's not simple.

IN INDONESIAN

Pemerintah Kembali Gelar Lelang 10 Blok Migas

Kendati sepi peminat, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) kembali menawarkan blok migas kepada kontraktor kontrak kerjasama (KKKS). Maklum, pada periode lelang setahun terakhir, hanya dua blok migas yang diminati dari 14 blok migas yang dilelang.

Nah, kali ini Kementerian ESDM akan melelang 10 blok migas konvensional ke KKKS. Namun, IGN Wiratmaja Puja belum bersedia mengungkapkan nama blok, wilayahnya, serta kategori posisi laut dalam atau berada di onshore. "Nanti akan diumumkan saat IPA Convention and Exhibition 2017," kata dia.

Tunggal, Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas menambahkan, dari 10 blok migas baru yang dilelang itu, tujuh blok migas merupakan joint study. Adapun sisa tiga blok  migas ditawarkan melalui lelang reguler.

Pemerintah akan mengevaluasi blok migas sebelumnya yang belum mendapatkan penawaran. Jika blok migas tersebut dapat memenuhi persyaratan untuk dilelang ulang, pemerintah akan menawarkan kembali pada tahun ini. Ada kemungkinan bertambah (jumlah blok dilelang). Dari hasil evaluasi kalau memungkinkan bertambah.

Sebagai gambaran, pada periode April 2016-April 2017, dari 14 blok migas yang dilelang, hanya dua blok yang memiliki pemenang lelang. Terkait hasil blok migas yang ditawarkan tahun 2016, hasil evaluasinya telah dilaporkan ke Menteri ESDM dan diharapkan bulan ini hasilnya sudah dapat diumumkan.

Khusus lelang 10 blok migas pada Lahun 2017 atau blok migas yang lelangnya diulang pada tahun ini, tentu saja akan menggunakan skema bagi hasil gross split. Tuiuannya agar investor lebih tertarik mengembangkan blok migas di Indonesia. Sementara itu, Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, menyatakan, jika memang pemerintah ingin mencoba melelang blok dengan menggunakan skema gross split silahkan saja.

Tetapi, menurut dia, gross split lebih tepat bagi blok-blok terminasi atau blok migas yang sudah tidak diperpanjang oleh pemerintah. Kalau blok migas baru karena sistemnya belum jelas, para pelaku masih bertanya tentang hak kewajiban termasuk pembagian split.

Dia memahami, tujuan pemerintah memakai gross split adalah untuk menyederhanakan birokrasi dibandingkan dengan memakai bagi hasil (PSC) cost recovery. Tapi pada praktiknya menjadi lebih kompleks. Pemain usaha bilang, lihat dulu split yang ditawarkan, justru lebih jelas yang menggunakan PSC cost recovery karena bagi hasilnya 85:15. Nanti ada cots recovery.

Pada akhirnya pemerintah ingin bagian negara besar dan KKKS juga mendapat bagian besar. Ini pasti nanti ada proses negosiasi. Ini tidak sederhana.

Kontan, Page-14, Wednesday, March, 22, 2017

Eni Muara Ready Gas Production of Crickets Field

     Eni Muara Bakau B.V ready to produce Field Crickets, Muara Bakau block. As a support, a production facility in the form of a floating production unit (FRU) is also ready to process oil and gas from the deepwater field. 

    Head of SKK Migas  Amien Sunaryadi said the ship FPU Crickets will operate in Muara Bakau block located in the Kutai Basin, offshore of Makassar Strait, about 70 km from the coastline of East Kalimantan. These vessels are capable of processing gas with a capacity of up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

     A total of 10 subsea gas production wells that have been compressed and ready to be produced will be linked with the FPU. Then it will process and distribute gas using subsea pipelines along the 79 km and further to the ground, ie into the network of gas producers in East Kalimantan. And ultimately to users in the country in East Kalimantan and the Bontang LNG plant. "More than 50% of production Cricket Field will be used to meet domestic needs," said Amien.

IN INDONESIAN

Eni Muara Siap Produksi Gas dari Lapangan Jangkrik

Eni Muara Bakau B.V siap memproduksi Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau. Sebagai penunjang, fasilitas produksi berupa kapal floating production unit (FRU) juga siap mengolah gas dan minyak dari lapangan laut dalam itu.

   Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, kapal FPU Jangkrik akan beroperasi di Blok Muara Bakau yang berlokasi di Cekungan Kutai, lepas pantai Selat Makassar, sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur. Kapal ini mampu mengolah gas dengan kapasitas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd).

Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut yang telah dikompresi dan siap diproduksi akan dihubungkan dengan FPU. Kemudian akan mengolah dan menyalurkan gas menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 km dan selanjutnya ke darat, yaitu ke dalam jaringan produsen gas Kalimantan Timur. Dan pada akhirnya kepada pemakai dalam negeri di Kalimantan Timur dan kilang LNG Bontang. "Lebih dari 50% produksi Lapangan Jangkrik akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik," kata Amien.

Kontan, Page-14, Wednesday, March, 22, 2017

Immediately Cricket Field Produce

Owned gas processing unit floating oil and gas company Eni has been completed and inaugurated. Furthermore, the facility will be drawn into the gas field crickets in the Makassar Strait. In June, this gas field production soon.

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan, Tuesday (21/3), when the ship naming ceremony floating processing unit (Floating Processing Unit / FPU) Crickets in Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Riau Islands, said the construction of the facility The 12 months ahead of plan. Cost was originally estimated 4.5 billion US dollars could be reduced to 4.2 billion US dollars.

"We expect that in the near future Crickets can produce gas field after the completion of construction of this ship. This field will supply 6-7 per cent of the supply of natural gas, "said Jonan. Naming this vessel marks immediately berproduksinya gas from the field crickets are included in the Muara Bakau block, targeted at mid-2017 This is faster than forecast in the Strategic Plan of the Ministry of Energy and Mineral Resources In 2015-2018, the first production in 2018.

The event was attended among others Basirun Riau Islands Governor Nurdin, Head of SKK Migas Sunaryadi Amien, Director General of Oil and Gas IGN Wiratmaja Puja, and Executive Vice President Asia Pacific Upstream Eni and Iraq Franco Polo. Franco Polo said FPU construction has been completed so that this facility on March 24 will be drawn into the Makassar Strait.

FPU vessel will be operating in the Muara Bakau block located in the Kutai Basin, offshore of Makassar Strait, about 70 kilometers from the coastline of East Kalimantan. Crickets FPU is ship-shape and gas facilities. Before the ship sailed to the Crickets FPU operations place in the Makassar Strait, according maritime traditions for a new ship, the ship naming ceremony was held.

Crickets FPU ship designed for the processing of gas with a capacity of up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD). A total of 10 subsea gas production wells that have been compressed and ready to be produced will be associated with FPU. Furthermore, the gas is processed and delivered via subsea pipeline along 79 km. Then, flowed into the ground through a network of gas producers in East Kalimantan and to users in the country in East Kalimantan and the Bontang LNG plant.

FPU Crickets also serves as refining and stabilize the condensate. In addition, channel-to-ground through a local distribution network and ended in Senipah condensate refinery.

Muara Bakau block operated ENI (ITALY) Muara Bakau BV since 2002 with a stake of 55 percent and its partners engie E & P 33.3 percent of PT Saka Energi And Muara Bakau 11.7 percent. The first gas discovery in 2009 in line Crickets-1 wells. In the same block, at about 20 km north-east of the field crickets, field crickets North East discovered in 2011. The field development plan approved in 2011 Crickets, crickets while North East approved in 2013.

IN INDONESIAN

Lapangan Jangkrik Segera Berproduksi

Unit pemroses terapung gas milik perusahaan minyak dan gas Eni telah selesai dibangun dan diresmikan. Selanjutnya, fasilitas ini akan ditarik ke lapangan gas Jangkrik di Selat Makassar. Pada Juni mendatang, lapangan gas ini segera berproduksi.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, Selasa (21/3), saat acara penamaan kapal unit pemroses terapung (Floating Processing Unit/FPU) Jangkrik di Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Kepulauan Riau, mengatakan, pembangunan konstruksi fasilitas ini 12 bulan lebih cepat dari rencana. Biaya yang semula diperkirakan 4,5 miliar dollar AS bisa ditekan menjadi 4,2 miliar dollar AS.

”Kita berharap dalam waktu dekat lapangan gas Jangkrik bisa berproduksi seusai penyelesaian konstruksi kapal ini. Lapangan ini akan memasok 6-7 persen pasokan gas bumi nasional,” kata Jonan. Penamaan kapal ini menandai segera berproduksinya gas dari lapangan Jangkrik yang termasuk dalam Blok Muara Bakau, yang ditargetkan pada pertengahan 2017 Hal ini lebih cepat dari perkiraan dalam Rencana Strategis Kementerian ESDM Tahun 2015-2018, yaitu produksi pertama pada 2018.

Acara dihadiri antara lain Gubernur Kepulauan Riau Nurdin Basirun, Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi IGN Wiratmaja Puja, dan Executive Vice President Eni Hulu Asia Pasifik dan Irak Franco Polo. Franco Polo mengatakan, konstruksi FPU telah selesai sehingga fasilitas ini pada 24 Maret akan ditarik ke Selat Makassar.

Kapal FPU ini akan beroperasi di Blok Muara Bakau yang berlokasi di Cekungan Kutai, lepas pantai Selat Makassar, sekitar 70 kilometer dari garis pantai Kalimantan Timur. FPU Jangkrik merupakan fasilitas migas berbentuk kapal. Sebelum kapal FPU Jangkrik berlayar menuju ke tempat operasinya di Selat Makassar, sesuai tradisi kemaritiman bagi kapal baru, digelar upacara penamaan kapal. 

Kapal FPU Jangkrik dirancang untuk pengolahan gas dengan kapasitas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut yang telah dikompresi dan siap untuk diproduksi akan dihubungkan dengan FPU. Selanjutnya, gas diolah dan disalurkan menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 km. Kemudian, dialirkan ke darat melalui jaringan produsen gas Kalimantan Timur dan kepada pemakai dalam negeri di Kalimantan Timur dan kilang LNG Bontang.

FPU Jangkrik juga berfungsi sebagai penyulingan dan menstabilkan kondensat. Selain itu, menyalurkan ke darat melalui jaringan distribusi setempat dan berakhir di kilang kondensat Senipah.

Blok Muara Bakau dioperasikan ENI (ITALY) Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham 55 persen dan mitranya Engie E&P 33,3 persen Serta PT Saka Energi Muara Bakau 11,7 persen. Penemuan gas pertama pada 2009 di garis sumur Jangkrik-1. Di blok yang sama, pada sekitar 20 km di sebelah timur laut lapangan Jangkrik, ditemukan lapangan Jangkrik North East pada 2011. Rencana pengembangan lapangan Jangkrik disetujui pada 2011, sedangkan Jangkrik North East disetujui pada 2013.

Kompas, Page-18, Wednesday, March, 22, 2017

Pertamina is targeting Asia

Rental Services Oil

PT Pertamina is targeting owners of oil refineries in the Asia Pacific region to participate in the auction of crude oil processing services provider. Senior Vice President Supply Chain Integrated Pertamina Daniel Purba said, the previous contract to process 1 million barrels of crude oil per month in the period from July to December 2016 has ended. The company is seeking opportunities to rake in companies other than Shell has completed crude processing services with a total volume of 6 million barrels per month.

Owners of the refineries in the Asia Pacific region, he said, will be the target in this auction. According to him, the location and the price is a major consideration in the selection of candidates for the cooperation partners of oil processing services. The problem, now refining capacity in the country is not directly proportional to the level of consumption of fuel oil (BBM).

BP Statistical Review also noted a trend of fuel consumption continues to rise. In 2005, fuel consumption was at the level of 1.3 million barrels per day (bpd). Five years later in 2010, the fuel consumption rose to 1.4 million bpd and rise to 1.6 million bpd in 2015.

To reduce the import of oil products, Pertamina innovate by using the service if the oil in refineries abroad. As an illustration, he mentioned that the need for imported Premium 7 million barrels per month. Meanwhile, 1 million barrels of which are filled with crude oil processing agreements. The rest is done by auction with a long-term contract with Integrated Supply Chain (ISC).

Daniel explained that the procurement of fuel oil processing services through a mechanism that is more efficient than importing finished products. However, it does not mean it becomes a fixed reference for the number of bidders who increasingly make deals more competitive opportunities.

IN INDONESIAN

Sewa Jasa Pengolahan Minyak

Pertamina Bidik Asia

PT Pertamina membidik pemilik kilang minyak di Asia Pasifik untuk mengikuti lelang penyedia jasa pengolahan minyak mentah. Senior Vice President lntegrated Supply Chain Pertamina Daniel Purba mengatakan, kontrak sebelumnya untuk mengolah 1 juta barel per bulan minyak mentah pada periode Juli-Desember 2016 telah berakhir. Perseroan mencari peluang dengan menggaet perusahaan lainnya selain Shell yang telah merampungkan jasa pengolahan minyak mentah dengan volume total 6 juta barel per bulan.

Pemilik kilang di Asia Pasifik, menurutnya, akan menjadi incaran dalam lelang kali ini. Menurutnya, lokasi dan harga menjadi pertimbangan utama memilih kandidat mitra dalam kerja sama jasa pengolahan minyak. Pasalnya, kini kapasitas kilang minyak dalam negeri belum berbanding lurus dengan tingkat konsumsi bahan bakar minyak (BBM).

BP Statistical Review pun mencatat tren konsumsi bahan bakar minyak yang terus naik. Pada 2005, konsumsi BBM berada di level 1,3 juta barel per hari (bph). Lima tahun kemudian yakni pada 2010, konsumsi BBM naik ke level 1,4 juta bph dan naik ke 1,6 juta bph pada 2015.

Untuk mengurangi impor produk BBM, Pertamina melakukan inovasi dengan menggunakan jasa olah minyak di kilang luar negeri. Sebagai gambaran, dia menyebut bahwa kebutuhan impor Premium 7 juta barel per bulan. Adapun, 1 juta barel di antaranya dipenuhi melalui kesepakatan pengolahan minyak mentah. Sisanya, dilakukan melalui lelang dengan kontrak jangka panjang melalui Integrated Supply Chain (ISC). 

Daniel menjelaskan, pengadaan BBM melalui mekanisme jasa pengolahan minyak itu lebih efisien daripada mengimpor produk jadi. Namun, tidak berarti hal itu menjadi acuan tetap karena jumlah peserta tender yang semakin banyak membuat peluang penawaran semakin kompetitif. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, March, 22, 2017

Crickets Field Operates Faster

Oil Block Development

Crickets Field development project, Muara Bakau block in the Makassar Strait along with the floating production facility with a total value of US $ 4.2 billion immediately to operate in June 2017. Initially, the project of oil and gas field located offshore East Kalimantan, is targeted to start operating in early 2018, with an estimated cost of US $ 4.5 billion.

EMR Minister Ignatius Jonan appreciate the acceleration of the Cricket Field development, including the construction of floating production facility. Jonan said, the acceleration of the contribution of local governments that simplify the whole licensing process.

"I think it is expected of us, because if licensing slowly, investing too slow," he said at the naming ceremony Boats floating production unit (FPU) Crickets in Saipem Karimun Yard, Riau Islands, on Tuesday (21/3).

Muara Bakau block operated by ENI (Italy) Muara Bakau BV since 2002 with a stake of 55% and its partners engie E & P 33.3%, as well as PT Saka Energi Muara Bakau 11.7%. Field crickets are structures found gas in 2009. After that, about 20 km to the east found Crickets North East in 2011. ITALY ENI as operator approved development plan Iapangan Crickets in 2011 and approval of development Crickets Filed North East in 2013.

These fields will be operated in an integrated manner due to its proximity. Crickets FPU ship is designed with a processing capacity of gas to 450 million cubic feet per day (MMSCFD). Production comes from 10 wells that will drain gas through a subsea pipeline along 79 km. Gas will be brought to the Bontang LNG plant.

Jonan claim gas investment as one of the biggest this year. This year there are 16 other oil and gas production facilities which will also operate with a total volume of 858.2 MMSCFD of gas and 37 280 barrels of oil per day (bpd).

The government is targeting upstream oil and gas investment this year amounted to US $ 13 billion, up 7% compared with last year. Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources said IGN Wiratmaja Puja FPU ship will be brought to the project site is located in the Makassar Strait. According to the plan, the ship began to depart this week. The journey from the Riau Islands to the Strait of Makassar, estimated to take 1-2 weeks.

Head of the Special Working Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Amien Sunaryadi add about 52% of gas production from Crickets Filed will be sold to Pertamina for the purposes of generating electricity, 38% purchased by ENI Midstream, and 10% are sold to the industry in East Kalimantan.

IN INDONESIAN

PENGEMBANGN BLOK MIGAS

Lapangan Jangkrik Beroperasi Lebih Cepat

Proyek pengembangan Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau di Selat Makassar beserta fasilitas produksi terapung dengan nilai total US$4,2 miliar segera beroperasi pada Juni 2017. Semula, proyek lapangan minyak dan gas bumi yang berlokasi di lepas pantai Kalimantan Timur itu ditargetkan beroperasi awal 2018, dengan perkiraan biaya US$4,5 miliar.

Menteri ESDM Ignasius Jonan mengapresiasi percepatan proses pengembangan Lapangan Jangkrik, termasuk pembangunan fasilitas produksi terapung. Jonan menyebut, percepatan tersebut terhadap kontribusi pemerintah daerah yang mempermudah seluruh proses perizinan. 

“Saya kira, ini yang diharapkan kita semua, karena kalau perizinan pelan, investasi juga lambat,” ujarnya saat upacara penamaan Kapal floating production unit (FPU) Jangkrik di Saipem Karimun Yard, Kepulauan Riau, Selasa (21/3).

Blok Muara Bakau dioperasikan oleh ENI (Italia) Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham 55% dan mitranya Engie E&P 33,3%, Serta PT Saka Energi Muara Bakau 11,7%. Lapangan Jangkrik merupakan struktur gas yang ditemukan pada 2009. Setelah itu, sekitar 20 km ke arah timur ditemukan Jangkrik North East pada 2011. ENI ITALY sebagai operator mendapatkan persetujuan rencana pengembangan Lapangan Jangkrik pada 2011 dan persetujuan pengembangan Lapangan Jangkrik North East pada 2013.

Kedua lapangan gas tersebut akan dioperasikan secara terintegrasi karena lokasinya yang berdekatan. Kapal FPU Jangkrik dirancang dengan kapasitas pengolahan gas hingga 450 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Produksi berasal dari 10 sumur yang nantinya akan mengalirkan gas melalui pipa bawah laut sepanjang 79 km. Gas akan dibawa ke Kilang LNG Bontang.

Jonan mengklaim investasi gas tersebut sebagai salah satu yang terbesar tahun ini. Pada tahun ini terdapat 16 fasilitas produksi migas lainnya yang juga akan beroperasi dengan volume total 858,2 MMscfd gas dan minyak 37.280 barel per hari (bph).

Pemerintah menargetkan investasi hulu migas pada tahun ini sebesar US$13 miliar atau naik 7% dibandingkan dengan tahun lalu. Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja mengatakan kapal FPU nantinya akan dibawa ke lokasi proyek yang berada di Selat Makassar. Rencananya, kapal mulai diberangkatkan pada pekan ini. Perjalanan dari Kepulauan Riau ke Selat Makassar diperkirakan membutuhkan waktu 1-2 pekan.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi menambahkan sekitar 52% produksi gas dari Lapangan Jangkrik akan dijual ke Pertamina untuk keperluan pembangkit listrik, 38% dibeli oleh ENI Midstream, dan 10% dijual ke industri di Kalimantan Timur.

Bisnis Indonesia, Page-1, Wednesday, March, 22, 2017