Undepreciated Cost In New Contractor responsibility

The government issued the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 26 of 2017 regulating the investment cost recovery mechanism in the upstream oil and gas activities.

According to this rule, the investment costs are not depreciated (undepreciated cost) until the contract expires, to be borne by the new contractor. Mentioned in the Ministerial Regulation 26/2017, the issuance of this policy to maintain the fairness of the level of production and the optimization of state revenues from oil and gas upstream activities at the end of the cooperation contract (production sharing contract / PSC). This Ministerial Decree was signed by Minister Ignasius Jonan on 30 March.

Article 2 of this policy require the contractor to maintain reasonable levels of oil and gas production until the PSC ends. That is, investments in the block are the responsibility of the contractor should not stop until the end of the contract. The investment made must be in accordance with the work plan and budget (work plan and budget / WP & B) approved SKK Migas for the contract with the PSC cost recovery and work plans for contractors with gross PSC split.

As a reward beyond it, the government in Article 3 of this policy promises the contractor will get the best return of investment costs with appropriate mechanisms PSC signed. The investment cost recovery is given during the contract period. if after the contract is completed the investment cost has not been rebuilt, the government also set up a payment mechanism in this policy.

First, in terms of the PSC extended, Article 5 states that the return on investment costs can be continued for the duration of the contract for the extension of the PSC with the cost recovery scheme. Meanwhile, if extended with gross schemes split, the remaining undelivered investment costs taken into account in part of contractors. Then if there is a new contractor in addition to the existing contractor, the contractor recently also bear the undepreciated cost proportionally to the amount of participation rights (participating interest / PI) owned.

Second, when the PSC is not extended, Article 6 states that the return on investment is not depreciated cost is to be borne by the new contractor. "In the event Cooperation Contract not renewed and there are still investment costs have not been returned, the return to the contractor carried out by the new contractor," written in the Ministerial Regulation 26 / 2017. The value is in accordance with the rest of the cost of the investment to be returned.

Furthermore, Article 8 states, this obligation will be listed role in the determination letter and the management of the new PSC. The paid value will be used as a deduction from the operating costs of the existing contractor. Then the value of completed investment returns calculated as part of the new contractor.

Then in chapter 10 is mentioned, the completion of undepreciated cost is already calculated in part the contractor and can not affect the calculation for gross proceeds to the PSC split.

Of investment costs, Article 12 states that Menteridapat assign its value by considering the economics of upstream investment activities and the recommendation SKK Migas. Ministers can also set a policy on return of investment costs has not been restored in the event there are no new contractor until the contract expires cooperation.

Not clear

When asked about this policy, President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Mount Sardjono Hadi claimed not clearly understand the contents of the new regulations. Supposedly if undepreciated cost to be paid by the new contractor, it should be taken into account in the determination of profit sharing (split). "If you do not put the split calculation, very heavy," he said.

He claimed, for the Offshore North West Java, for example, the burden of undepreciated cost is quite large, reaching US $ 450 million. Against the investment costs have yet to return, it wants the additional split. It required the company to survive and still need.

Moreover, after the switch to gross PSC split, it did find a few things that make the results received less attractive. Some of the factors that reduce the economics of the project namely the Value Added Tax (VAT) to be borne by the contractor fully borne investment costs of participation rights granted to local governments by 10%, and the cost of renting considering a production facility in ONWJ belongs to the government because the previous contract using a cost recovery scheme.

He admits, gross split also makes the company more efficient by not more regulation comes Governance (PTK) 007 SKK Migas. However, the calculation of the efficiency gained from this suit ascertained. "So I make the estimated efficiency of 10-15%. So invest in a discount of 15%, as well as internal challange, "said Mount.

Undepreciated cost problem can occur in other oil and gas blocks were rescinded and replaced with gross schemes split contract. It includes eight oil and gas blocks that have been declared assigned to Pertamina. However, he acknowledges that the amount of undepreciated cost will not be as big as in ONWJ.

IN INDONESIAN

Undepreciated Cost Di Tanggung Kontraktor Baru

Pemerintah menerbitkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No 26 Tahun 2017 yang mengatur soal mekanisme pengembalian biaya investasi pada kegiatan usaha hulu migas.

Menurut aturan ini, biaya investasi yang tidak terdepresiasi (undepreciated cost) sampai kontrak berakhir, menjadi tanggungan kontraktor baru. Dalam Peraturan Menteri 26/2017 disebutkan, penerbitan beleid ini untuk menjaga kewajaran tingkat produksi dan optimalisasi penerimaan negara dari kegiatan hulu migas pada masa akhir kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC). Peraturan Menteri ini diteken oleh Menteri ESDM Ignasius Jonan pada 30 Maret lalu.

Pasal 2 beleid ini mewajibkan kontraktor untuk menjaga tingkat kewajaran produksi migas sampai PSC berakhir. Artinya, investasi di blok yang menjadi tanggung jawab kontraktor tidak boleh berhenti sampai akhir kontrak. Investasi yang dilakukan harus sesuai dengan rencana kerja dan anggaran (work plan and budget/WP&B) yang disetujui SKK Migas bagi kontrak dengan PSC cost recovery dan rencana kerja bagi kontraktor dengan PSC gross split.

Sebagai imbal baliknya, pemerintah dalam Pasal 3 beleid ini menjanjikan kontraktor akan memperoleh pengembalian biaya investasi dengan mekanisme sesuai PSC yang diteken. Pengembalian biaya investasi ini diberikan selama masa kontrak. jika setelah kontrak selesai biaya investasi belum kembali seluruhnya, pemerintah juga menyiapkan mekanisme pembayarannya dalam beleid ini.

Pertama, dalam hal PSC diperpanjang, Pasal 5 menyebutkan bahwa pengembalian biaya investasi dapat dilanjutkan selama masa perpanjangan kontrak untuk PSC dengan skema cost recovery. Sementara jika diperpanjang dengan skema gross split, sisa biaya investasi yang belum dikembalikan diperhitungkan dalam bagian kontraktor. Kemudian jika terdapat kontraktor baru selain kontraktor eksisting, maka kontraktor baru ini juga turut menanggung undepreciated cost secara proporsional sesuai besaran hak partisipasi (participating interest/PI) yang dimiliki.

Kedua, ketika PSC tidak diperpanjang, Pasal 6 menyatakan bahwa pengembalian biaya investasi yang belum terdepresiasi ini menjadi tanggungan kontraktor baru. “Dalam hal Kontrak Kerja Sama tidak diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, pengembalian kepada kontraktor dilakukan oleh kontraktor baru,” demikian tertulis dalam Peraturan Menteri  26/ 2017.  Nilainya sesuai dengan sisa biaya investasi yang harus dikembalikan tersebut.

Selanjutnya Pasal 8 menyebutkan, kewajiban ini akan dicantumkan dalan surat penetapan pengelolaan dan PSC baru. Nilai yang dibayarkan akan dijadikan pengurang biaya operasi kontraktor eksisting. Kemudian nilai pengembalian investasi yang diselesaikan diperhitungkan sebagai bagian kontraktor baru.

Kemudian pada Pasal 10 disebutkan, penyelesaian undepreciated cost ini sudah diperhitungkan dalam bagian kontraktor dan tidak dapat mempengaruhi perhitungan bagi hasil pada PSC gross split.

Atas biaya investasi, Pasal 12 menyatakan bahwa Menteridapat menetapkan nilainya dengan mempertimbangkan keekonomian kegiatan investasi hulu setelah mendapat rekomendasi SKK Migas. Menteri juga dapat menetapkan kebijakan atas pengembalian biaya investasi yang belum dikembalikan dalam hal tidak terdapat kontraktor baru sampai kontrak kerja sama berakhir.

Belum Jelas

Ketika ditanyai soal beleid ini, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengaku belum memahami secara jelas isi peraturan baru tersebut. Seharusnya jika undepreciated cost harus dibayar oleh kontraktor baru, maka sebaiknya diperhitungkan dalam penentuan bagi hasil (split). “Kalau tidak dimasukkan perhitungan split, sangat berat," katanya.

Dia mengaku, untuk Blok Offshore North West Java misalnya, beban undepreciated cost ini cukup besar yaitu mencapai US$ 450 juta. Terhadap adanya biaya investasi yang belum kembali ini, pihaknya menginginkan adanya tambahan split. Hal ini dibutuhkan perusahaan untuk bertahan dan tetap butuh.

Apalagi setelah berganti ke PSC gross split, pihaknya menemukan beberapa hal yang membuat bagi hasil yang diterima kurang menarik. Beberapa faktor yang mengurangi keekonomian proyek yakni Pajak Pertambahan Nilai (PPN) yang menjadi tanggungan kontraktor sepenuhnya, tanggungan biaya investasi dari hak partisipasi yang diberikan ke pemerintah daerah sebesar 10%, dan adanya biaya sewa mengingat fasilitas produksi di Blok ONWJ menjadi milik pemerintah karena kontrak sebelumnya menggunakan skema cost recovery.

Dia mengakui, gross split juga membuat perusahaan lebih efisien dengan tidak lagi berlakunya Peraturan Tata Kelola (PTK) 007 SKK Migas. Namun, perhitungan efisiensi yang diperoleh dari hal ini suit dipastikan. “Jadi saya bikin estimasi efisiensi 10-15%. Jadi investasinya di diskon 15%, ini sebagai challange internal juga,” kata Gunung.

Masalah undepreciated cost ini dapat terjadi pada blok migas lain yang diputus kontraknya dan digantikan dengan kontrak skema gross split. Ini termasuk delapan blok migas yang telah dinyatakan ditugaskan ke Pertamina. Hanya saja, diakuinya besaran undepreciated cost itu tidak akan sebesar di Blok ONWJ.

Investor Daily, Page-9, Thursday, April, 13, 2017

Investors Need Certainty

Rule of law and government policies that encourage investment to be crucial for investors in oil and gas exploration and production. The reason, investment in oil and gas sector need big capital that investors need certainty in calculating the economics.

"There should be a meeting point between the desire of the government and the interests of investors. The balance of interests between the two parties must be maintained. Because, otherwise, the investment will be hard to walk," said Executive Director lndonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong

Related to the energy sector policies made by the government at this time, he considered it the concept of government rules that made good enough. However, the implementation details still require further explanation.

He pointed out about the Minister of Energy and Mineral Resources No. 26/2017 concerning Refund Mechanism Investments in Upstream Oil and Gas and Gas where incumbents still have to continue to invest and later results that can not be taken advantage will be replaced with new operator

In this rule, the problem is what if the oil and gas wells that have been worked on it then no further interest. The government has always relied Pertamina will pay compensation.

IN INDONESIAN

Investor Butuh Kepastian

Kepastian hukum dan kebijakan pemerintah yang mendukung investasi menjadi hal penting bagi investor minyak dan gas bumi dalam melakukan eksplorasi hingga produksi. Pasalnya, investasi di sektor migas butuh modal besar sehingga investor memerlukan kepastian dalam memperhitungkan keekonomiannya.

"Harus ada titik temu antara keinginan pemerintah dan kepentingan investor. Keseimbangan kepentingan antara kedua pihak harus dijaga. Karena, kalau tidak, investasi akan sulit berjalan,” ujar Executive Director lndonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong

Terkait kebijakan sektor energi yang dibuat pemerintah saat ini, dia menilai secara konsep aturan yang di buat pemerintah sudah cukup bagus. Namun, detail pelaksanaannya masih memerlukan penjelasan lebih lanjut.

Dia mencontohkan soal Peraturan Menteri Energi Sumber Daya Mineral No 26/ 2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya Investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Migas dan Gas Bumi yang mana operator lama tetap harus melanjutkan investasi dan nantinya hasil keuntungan yang tidak bisa dibawa akan digantikan dengan operator baru 

Pada peraturan ini, persoalannya adalah bagaimana jika sumur migas yang telah digarap itu kemudian tidak ada peminat selanjutnya. Pemerintah selalu mengandalkan Pertamina yang akan menanggung ganti ruginya.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, April, 13, 2017

PT Kreasindo Build Refinery capacity is 300,000 barrels per day

The government wants private companies also participate dalarn construction of an oil refinery. Currently the refinery project undertaken by private had received legal protection in the form of Energy and Mineral Resources Regulation No. 35/2016 on the Development of Domestic Oil Refinery By Private Enterprises.

One company plans refinery is Kreasindo Resources Indonesia. Kreasindo is going to build industrial zones of oil and gas (oil) of 600 hectares in Situbondo, East Java. In the area of ​​oil and gas industry, the company plans to build an oil refinery.

Kreasindo Resources Indonesia President Director Rudy Radjab asserted, the refinery project on the agenda Kreasindo business. But the refinery's capacity will change as the supply of crude oil (crude) feedstock for the refinery of Iran also changed. "Crude is different, refinery capacity rose to 300,000 barrels per day," he said

The previous plan, the refinery in Situbondo only has a production capacity of approximately 150,000 barrels per day. With these capacity changes, the investment value of the refinery also change. The investment value of the construction of the refinery capacity of 150,000 barrels per day is projected to reach US $ 5 billion. As a result of this capacity expansion, the refinery investment funds also rose to US $ 7.5 billion.

With these changes, Kreasindo must undertake a feasibility study again. So do not apply for permission to the Ministry of Energy and Mineral Resources for the construction of private refineries. Kreasindo also still have to get permission from Situbondo related PemeIintah land to be used for the construction of the refinery.

The permit is expected soon along with the feasibility study completed this year. In pursuit of the target, Rudy Kreasindo call likely will seek another location when Situbondo Local Government does not give permission locations.

So far, the central government has helped the efforts of private projects. For example, Regulation of Minister of Private Refinery published, as well as cooperation with Iran will supply crude to the refinery. If everything is fine this year, Kreasindo groundbreaking could begin at the end of the year.

We are targeting financial closing by early 2018, "said Rudy. He said, state-owned China is ready to give funding for the construction of this refinery. It is expected that the construction of the refinery that takes 30 months to run smoothly.

If the refinery is already production, most refined products to the top 92 types of gasoline will be channeled into the country if Pertamina is willing to be of takers. "But if not willing, I will export to China and Vietnam," he said

IN INDONESIAN

PT. Kreasindo Membangun Kilang Kapasitas 300.000 Barel per Hari

Pemerintah ingin perusahaan swasta juga ikut berperan dalarn pembangunan kilang minyak. Saat ini proyek kilang yang digarap swasta sudah mendapat perlindungan hukum berupa Peraturan Menteri ESDM Nomor 35/2016 tentang Pelaksanaan Pembangunan Kilang Minyak di Dalam Negeri Oleh Badan Usaha Swasta. 

Salah satu perusahaan yang berencana Kilang adalah Kreasindo Resources Indonesia. Kreasindo memang akan membangun kawasan industri minyak dan gas (migas) seluas 600 hektare di Situbondo, Jawa Timur. Dalam kawasan industri migas itu, perusahaan berencana membangun kilang minyak.

Direktur Utama Kreasindo Resources Indonesia Rudy Radjab menegaskan, proyek kilang masuk dalam agenda bisnis Kreasindo. Namun kapasitas kilang akan berubah karena pasokan minyak mentah (crude) bahan baku bagi kilang ini dari Iran juga berubah. "Crude berbeda, kapasitas kilang naik jadi 300.000 barel per hari," katanya

Rencana sebelumnya, kilang di Situbondo hanya memiliki kapasitas produksi sekitar 150.000 barel per hari. Dengan perubahan kapasitas tersebut, nilai investasi kilang juga ikut berubah. Nilai investasi pembangunan kilang kapasitas 150.000 barel per hari diproyeksikan mencapai  US$ 5 miliar. Akibat penambahan kapasitas ini, dana investasi kilang juga naik menjadi US$ 7,5 miliar.

Dengan perubahan tersebut, Kreasindo harus melakukan feasibility study lagi. Sehingga belum mengajukan izin kepada Kementerian ESDM untuk pembangunan kilang swasta. Kreasindo juga masih harus mendapatkan izin dari PemeIintah Situbondo terkait lahan yang akan digunakan untuk pembangunan kilang. 

Diharapkan izin tersebut beserta feasibility study segera selesai pada tahun ini. Demi mengejar target, Rudy menyebut kemungkinan besar Kreasindo akan mencari lokasi lain jika Pemerintah Daerah Situbondo tidak memberikan izin lokasi.

Sejauh ini, pemerintah pusat sudah membantu upaya proyek swasta. Misalnya, Peraturan Menteri ESDM tentang Kilang Swasta diterbitkan, serta kerjasama dengan Iran yang nantinya akan memasok crude untuk kilang tersebut. Jika segalanya lancar pada tahun ini, Kreasindo bisa memulai groundbreaking di akhir tahun. 

Financial closing kami targetkan paling lambat awal 2018,"ujar Rudy. Dia bilang, BUMN China sudah siap memberi pendanaan untuk pembangunan kilang ini. Sehingga diharapkan pembangunan konstruksi kilang yang memerlukan waktu 30 bulan bisa berjalan lancar.

Jika kilang sudah produksi, sebagian produk kilang yang jenis gasoline 92 ke atas ini akan disalurkan ke dalam negeri jika Pertamina bersedia menjadi of taker. "Tapi kalau tidak bersedia, saya akan ekspor ke China dan Vietnam," ujarnya.

Kontan, Page-14, Thursday, April, 13, 2017

Claims Pertamina, Total EP Willing to Participate in Mahakam

Negotiations between PT Pertamina and PT Total EP lndonesie still difficult. Total EP and Inpex still not provide certainty participate in the management of the Mahakam block whose contract runs out the end of the 2017's. Pertamina will continue to provide 30% and not 39% stake in the Mahakam to Total E & P and Inpex.

Syamsu Alam, Director of PT Pertamina Hulu, claims, Total EP already expressed an interest orally to Pertamina to get into the Mahakam. "They say, had no desire to join," he said, Tuesday (11/4).

However, Total EP asks requirement if it goes into the Mahakam. Natural affection would not explain the terms requested by Total. On the other hand, the total attitude has not been accompanied by an official letter to Pertamina. "We can not just talk it. If you want to join, please let us know through the Official Letter, like what the merger means, such desire," said Alam.

Until now, Pertamina has not received an official letter from Total E & P and related lnpex also wishes to join manage the Mahakam block after 2017. It is not surprising, if the business to business discussions between Pertamina, Total and Inpex have not been implemented.

Even so, according to Nature, Total still has exclusive rights until December 31, 2017 to apply an interest in Mahakam. If the time limit has passed, Total still be bidding, as well as other oil and gas companies' But it only would share down 30% stake in the Mahakam, "he said.

IN INDONESIAN

Pertamina Klaim, Total EP Bersedia Ikut di Mahakam

Negosiasi antara PT Pertamina dan PT Total EP lndonesie masih sulit. Total EP dan Inpex masih belum memberikan kepastian ikut dalam pengelolaan Blok Mahakam yang kontraknya habis akhir 2017 ini. Pertamina akan tetap memberi 30% , bukan 39% saham Mahakam ke Total EP dan Inpex.

Syamsu Alam, Direktur Hulu PT Pertamina, mengklaim, Total EP sudah menyatakan minat secara lisan kepada Pertamina untuk masuk ke Mahakam. "Mereka bilang, punya keinginan bergabung," katanya, Selasa (11/4). 

Namun, Total EP meminta syarat jika masuk ke Mahakam. Sayang Alam tidak mau menjelaskan syarat yang diminta oleh Total. Di sisi lain, sikap Total tersebut belum disertai Surat resmi kepada Pertamina. "Kami tidak bisa hanya pembicaraan saja. Kalau ingin bergabung, silahkan sampaikan melalui Surat Resmi, seperti apa cara bergabungnya, keinginan seperti apa," kata Alam.

Hingga saat ini Pertamina belum menerima surat resmi dari Total EP dan juga lnpex terkait keinginan bergabung mengelola blok Mahakam pasca tahun 2017. Maka tidak heran, jika diskusi business to business antara Pertamina, Total dan Inpex belum terlaksana.

Biarpun begitu, menurut Alam, Total masih memiliki hak eksklusif hingga 31 Desember 2017 untuk mengajukan minat di Mahakam. Jika lewat batas waktu itu, Total tetap bisa mengajukan penawaran, begitu juga dengan perusahaan migas lain "Tapi, Pertamina hanya akan share down 30% saham di Mahakam," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, April, 13, 2017

Covered Investment New Contractor

The transition operator of oil and gas blocks

New contractor will bear the costs of investments that have been incurred by the existing contractor in transition management of oil and gas blocks.

This is in accordance with the provisions of Regulation No. Minister of Energy and Mineral Resources 26/2017 on the Mechanism of Investment Refund on the Upstream Oil and Gas which was published on March 30, 2017, stated that there are 14 chapters with a few main points.

First, the government guaranteeing repayment of the cost of investment in the transition to the contractor exist. It was stated in Article 3 of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 26/2017 calling contractor is entitled to reimbursement of investments made to maintain production levels. In Article 5 and 6 is set on return on investment cost for a contract extension that implement operating cost recovery or cost recovery can proceed.

Meanwhile, when the next contract turned into a production sharing contract dirty or gross split, the cost of investment in the transition period investment cost has not been returned or unrecovered costs accounted for in part the contractor. 

    On the other hand, if there is any other contractor who has management rights, the return on investment costs can be divided in proportion to the shareholding participation.

In Article 6, if the contract is not renewed and there are still investment costs have not been returned, repayment burden carried by the new contractor. Meanwhile, the return value of the investment cost is the remainder of the investment costs that have not reverted to the old contract.

In Article 8 states that the value of the return on the investment cost included in the determination letter new working area and a new cooperation contract. Related to the type of contract, Article 10 is mentioned, the completion of undepreciated cost already accounted for in part so that the contractor does not affect the calculation of gross profit sharing scheme split.

Minister of Energy and Mineral Resources shall be entitled to the value of the return on investment by considering the economics of upstream investment activities and the recommendation SKK Migas. 

     Associated with the new beleid, President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Mount Sardjono Hadi admitted that it did not understand the contents of the new regulations. The reason is, there are still costs that can not be depreciated in the Offshore North West Java (ONWJ) who had switched to split the gross contract in January 2017.

PROFIT SHARING

PHE ONWJ is the same contractor well in the previous contract while using the gross cost recovery or split. In the old contract, the management ONWJ still leave undepreciated cost of US $ 450 million.

      According to him, the cooperation contract changes, it could be considered that these costs could increase the revenue share (split) contractor. Because, there are an additional burden in the form of taxes, rental fees for dependents facilities also charge a 10% share offer to enterprises.

Additional revenue can only be a maximum of 5% and considering the economic field. Conversion undepreciated cost into additional revenue only when the contractor contractor filed its own transition from contract gross cost recovery be split as stipulated in Article 25 of Regulation No. 8/2017 on Contracts Gross Split.

"If you do not put the split calculation, very heavy," he said, Wednesday (12/4).

Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Single say, the economic field would certainly be a consideration of the investment cost recovery. However, it was seen by case basis and can not apply to all areas of work.

Government commissioned PT Pertamina to manage eight blocks with a gross scheme split. This is the eighth block Tuban Block, Ogan Ogan, Sanga-Sanga, South East Sumatra, Central, North Sumatra Offshore, East Kalimantan, and Attaka.

IN INDONESIAN

Peralihan operator blok migas

Investasi Ditanggung Kontraktor Baru

Kontraktor baru akan menanggung biaya investasi yang telah sudah dikeluarkan oleh kontraktor existing dalam masa peralihan pengelolaan blok minyak dan gas bumi.

Hal itu sesuai dengan ketentuan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya Investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang terbit pada 30 Maret 2017. Dalam beleid itu terdapat 14 pasal dengan beberapa poin utama.

Pertama, pemerintah menjamin pengembalian biaya investasi pada masa transisi kepada kontraktor eksis. Hal itu tercantum pada Pasal 3 Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 yang menyebut kontraktor berhak atas pengembalian biaya investasi yang dilakukan untuk menjaga tingkat produksi. 

     Pada Pasal 5 dan 6 diatur tentang pengembalian biaya investasi untuk perpanjangan kontrak yang menerapkan pengembalian biaya operasi atau cost recovery bisa dilanjutkan.

Sementara itu, bila pada kontrak berikutnya beralih menjadi kontrak bagi hasil kotor atau gross split, biaya investasi di masa transisi juga biaya investasi yang belum dikembalikan atau unrecovered cost diperhitungkan dalam bagian kontraktor. 

     Di sisi lain, bila terdapat kontraktor lain yang memiliki hak pengelolaan, pengembalian biaya investasi bisa dibagi secara proporsional sesuai dengan kepemilikan saham partisipasi.

Pada Pasal 6, jika kontrak tidak diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, beban pengembalian dilakukan oleh kontraktor baru. Adapun, nilai pengembalian biaya investasi merupakan sisa biaya investasi yang belum dikembalikan pada kontrak lama. 

Pada Pasal 8 menyebutkan bahwa nilai pengembalian atas biaya investasi dicantumkan dalam surat penetapan pengelolaan wilayah kerja baru dan kontrak kerja sama baru. Terkait dengan jenis kontrak, pada Pasal 10 disebutkan, penyelesaian undepreciated cost sudah diperhitungkan dalam bagian kontraktor sehingga tidak mempengaruhi perhitungan bagi hasil pada skema gross split.

Menteri ESDM juga berhak menetapkan nilai pengembalian investasi dengan mempertimbangkan keekonomian kegiatan investasi hulu setelah mendapat rekomendasi SKK Migas. Terkait dengan beleid baru itu, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengaku bahwa pihaknya belum memahami isi peraturan baru tersebut. Pasalnya, saat ini masih terdapat biaya yang tidak bisa terdepresiasi pada Blok Offshore North West Java (ONWJ) yang baru beralih ke kontrak gross split pada Januari 2017.

BAGI HASIL

PHE ONWJ merupakan kontraktor yang sama baik pada kontrak sebelumnya saat menggunakan cost recovery maupun gross split. Pada kontrak lama, pengelolaan ONWJ masih meninggalkan undepreciated cost US$ 450 juta.

     Menurutnya, dengan perubahan kontrak kerja sama, bisa dipertimbangkan agar biaya tersebut bisa menambah bagi hasil (split) kontraktor. Pasalnya, masih terdapat tambahan beban berupa pajak, biaya sewa fasilitas juga biaya tanggungan untuk penawaran saham 10% kepada BUMD.

Tambahan bagi hasil hanya bisa dilakukan maksimum 5% dan mempertimbangkan keekonomian lapangan. Konversi undepreciated cost menjadi tambahan bagi hasil kontraktor hanya dilakukan bila kontraktor mengajukan sendiri peralihan kontrak dari cost recovery menjadi gross split seperti diatur dalam Pasal 25 Peraturan Menteri No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split.

“Kalau tidak dimasukkan perhitungan split, sangat berat," katanya, Rabu (12/4). 

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tunggal mengatakan, keekonomian lapangan tentunya akan menjadi pertimbangan tentang pengembalian biaya investasi. Namun, hal itu dilihat per kasus dan tidak bisa berlaku untuk semua wilayah kerja. 

Pemerintah menugaskan PT Pertamina untuk mengelola delapan blok dengan skema gross split. Kedelapan blok ini adalah Blok Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga, South East Sumatera, Tengah, North Sumatera Offshore, East Kalimantan, dan Attaka. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, April, 13, 2017

Saka Energy and PGN Synergy

PT Saka Energi Indonesia strengthen gas supply, while PT Perusahaan Gas Negara Tbk to build a pipeline.

While spur drilling at existing oil and gas fields, PT Saka Energi Indonesia to seek opportunities bam gas source. The plan they synergize with the agenda of gas downstream holding company of PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk.

Saka Energi Indonesia has a duty to supply gas, while PGN build a gas pipeline. "So PGN can build infrastructure, so they build a gas pipeline, we set up the gas," said Tumbur Parlindungan, Director of Operations of PT Saka Energi Indonesia.

Target Saka Energi Indonesia this year gas production of 50,000 barrels of oil equivalent per day (boepd). The target is 31.58% higher than last year's actual production of gas, which is 38,000 boepd. Plan Saka Energi Indonesia gas production is located in South Sesulu Block, East Kalimantan and gas field Sedayu, Pangkah block, East Java.

They had to drill two wells in Block South Sesulu. While the development plan alias plan of development (POD) Pangkah block is still in the preparation stage.

According to the Saka Energi Indonesia, both oil and gas fields are still highly economical. Thus, the increase in production is still a great opportunity. Only, they are not detailing the investment value of the field development.

While other production resources development plan is still under consideration. References Saka Energi Indonesia is a market demand and the economic value of oil and gas fields. Construction of gas pipeline one of these plans PGN gas pipeline this year ie from West Natuna to Batam. The total length is 10 kilometers (km).

Through the pipe., PGN will utilize gas West Natuna for the domestic market. During this time they are exporting many West Natuna gas due to lack of infrastructure. But keep in mind, PGN infrastructure development not only in the form of a pipe.

PGN shares coded company in Indonesia Stock Exchange also make hubs, terminals and other infrastructure gas downstream. Through. pipe line or virtual terminal, PGN gas supply will be more flexible because it does not rely on oil and gas field connections. Later, the gas supply can be in the form of liquefied natural gas from domestic or imported.

When relying on domestic production, logistics costs them more competitive. "It's hard to imagine cheaper imports, except in the spot market was only once or twice, but if mid term and long term it production in the country certainly compete, "said Hendi Prio Santoso, President Director of PT Perusahaan Gas Negara Tbk, Tuesday (11/4).

Furthermore PGN count, to achieve the target mix of renewable energy (EBT) of 22.6% in 2025, the government needed the gas volume two times larger than the current realization. Estimates, 400 million tons of oil equivalent.

It also requires a pipeline of 25,000 km. So far, the length of the gas pipeline built 9,000 km. The total investment cost for developing the infrastructure reaches US $ 25 billion.

Just so you know, PGN is not only aiming for distribution of gas to the industrial sector. The government-owned company also wants to strengthen the gas supply to the household sector. Last year, PGN distribute 1,599 MMSCFD of natural gas. While the addition of reaching 252 Km long pipeline. By the end of 2016, the total length of 7278 Km pipeline.

IN INDONESIAN

Saka Energi dan PGN Bersinergi

PT Saka Energi Indonesia memperkuat suplai gas, sedangkan PT Perusahaan Gas Negara Tbk membangun jaringan pipa.

Sembari memacu pengeboran di lapangan minyak dan gas eksisting, PT Saka Energi Indonesia mencari peluang sumber gas bam. Rencana itu mereka sinergikan dengan agenda hilirisasi gas induk usaha, PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk.

Saka Energi Indonesia bertugas menyuplai gas, sedangkan PGN membangun jaringan pipa gas. "Supaya PGN bisa membangun infrastruktur, jadi mereka membangun jaringan pipa gas, kami menyiapkan gasnya," kata Tumbur Parlindungan, Direktur Operasi PT Saka Energi Indonesia.

Target Saka Energi Indonesia tahun ini memproduksi gas sebanyak 50.000 barel setara minyak per hari (boepd). Target tersebut 31,58% lebih tinggi ketimbang realisasi produksi gas tahun lalu, yakni 38.000 boepd. Rencana produksi gas Saka Energi Indonesia berada di Blok South Sesulu, Kalimantan Timur dan lapangan gas Sedayu, Blok Pangkah, Jawa Timur. 

Mereka telah mengebor dua sumur di Blok South Sesulu. Sementara rencana pengembangan alias plan of development (POD) Blok Pangkah masih dalam tahap persiapan. 

    Menurut catatan Saka Energi Indonesia, kedua lapangan migas tadi masih sangat ekonomis. Dus, peluang peningkatan produksinya masih besar. Hanya saja, mereka tidak mendetailkan nilai investasi pengembangan lapangan.

Sementara rencana pengembangan sumber produksi lain masih dalam pertimbangan. Acuan Saka Energi Indonesia adalah permintaan pasar dan nilai keekonomian lapangan migas. Pembangunan pipa gas salah satu rencana rute pembangunan pipa gas PGN tahun ini yakni dari West Natuna ke Batam. Total panjangnya 10 kilometer (km).

Lewat pipa tersebut, PGN akan memanfaatkan gas West, Natuna untuk pasar dalam negeri. Selama ini mereka banyak mengekspor gas West Natuna karena kurangnya infrastruktur. Namun perlu diketahui, pembangunan infrastruktur PGN tidak hanya dalam bentuk pipa. 

Perusahaan berkode saham PGAS di Bursa Efek Indonesia tersebut juga membikin hub, terminal dan prasarana hilirisasi gas yang lain. Lewat. terminal atau virtual pipe line, suplai gas PGN akan lebih fleksibel karena tidak hanya mengandalkan koneksi lapangan migas. Nanti, suplai gas bisa dalam bentuk gas alam cair dari domestik maupun impor.

Kalau mengandalkan produksi dalam negeri, biaya logistik mereka bisa lebih kompetitif. "Sulit membayangkan impor lebih murah, kecuali di pasar spot itu hanya sekali dua kali, tetapi kalau mid term dan long term itu produksi dalam negeri pasti bersaing," ujar Hendi Prio Santoso, Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk, Selasa (11/4).

Lebih jauh PGN menghitung, untuk mencapai target bauran energi baru terbarukan (EBT) 22,6% pada tahun 2025, pemerintah membutuhkan volume gas dua kali lebih besar dari realisasi saat ini. Perkiraannya, mencapai 400 juta ton setara minyak.

Selain itu juga membutuhkan pipa sepanjang 25.000 km. Sejauh ini, panjang pipa gas terpasang mencapai 9.000 km. Adapun total biaya investasi untuk mengembangkan infrastruktur tersebut mencapai US$ 25 miliar.

Asal tahu, PGN tidak hanya membidik penyaluran gas ke sektor industri. Perusahaan milik pemerintah itu juga ingin memperkuat penyaluran gas ke sektor rumah tangga. Tahun lalu, PGN menyalurkan 1.599 mmscfd gas bumi. Sementara penambahan panjang pipa mencapai 252 Km. Hingga akhir tahun 2016, total panjang pipa 7.278 Km.

Kontan, Page-13, Wednesday, April, 12, 2017

Pertamina EP Develop Two Projects

PT Pertamina EP to develop two projects in April. The project involved the development of Matindok gas that cost 692 million dollars and the project development costs elephant Paku 139.7 million US dollars. Both projects have a production capacity of each 105 MMSCFD and 45 MMSCFD well as a condensate of 1,100 BOPD.

"It is expected to come on stream its two projects, we can surpass the production target at the set at 85 thousand BOPD and the target of a net profit of 5% million US dollars," said PTH President Director of PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf.

In carrying out its operations, PT Pertamina EP is faced with the challenge of the expansion of the mining area to reach the area of ​​131,614 km2. Pertamina EP also manages more than 300 oil and gas structures and more than 2,100 active oil and gas wells throughout Indonesia.

"We continue to do all it can to address these challenges so that oil and gas production target can be fulfilled," said Nana.

IN INDONESIAN

Pertamina EP Kembangkan Dua Proyek

PT Pertamina EP mengembangkan dua proyek pada April ini. Proyeknya adalah pengembangan gas Matindok yang membutuhkan biaya 692 juta dolar AS dan proyek pengembangan Paku Gajah yang menelan biaya 139,7 juta dolar AS. Kedua proyek tersebut memiliki kapasitas produksi masing-masing 105 MMSCFD dan 45 MMSCFD Serta kondesat 1.100 BOPD.

"Diharapkan dengan on stream-nya dua proyek tersebut, kami dapat melampaui target produksi yang di tetapkan sebesar 85 ribu BOPD dan target laba bersih sebesar 5% juta dolar AS," kata PTH President Director PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf. 

Dalam menjalankan operasinya, PT Pertamina EP dihadapkan dengan tantangan berupa perluasan wilayah kerja pertambangan yang mencapai seluas 131.614 km2. Pertamina EP juga mengelola lebih dari 300 struktur migas serta Lebih dari 2.100 sumur migas aktif di seluruh indonesia.

"Kami tetap berupaya semaksimal mungkin untuk menjawab tantangan tersebut agar produksi migas yang ditargetkan dapat kami penuhi," kata Nanang.

Republika, Page-14, Wednesday, April, 12, 2017

PGN Accelerate Gas Infrastructure

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) to prepare an investment of approximately US $ 25 billion to accelerate development of gas infrastructure. "This is to support the assimilation energy targets of 26% of natural gas in 2025.

Estimated investment of about US $ 25 billion in new capital expenditure is in the form of investment (capital expenditure). We build new transmission and distribution pipeline in addition to the virtual form, ie in order to receive LNG terminal, "said President Director of PGN Hendi Prio Santoso in between Indonesia Energy Conference.

With that investment, until 2025 PGN targets the development of a gas pipeline along 15 238 km, liquefaction facilities (liquefaction) of gas is 14 units, and 74 units regasification facilities.

For gas distribution, targeting the construction PGN 750 CNG filling stations and more than 2.8 million household connections domestic gas network. Associated with the virtual development pipeline, Hendi explained it very useful in the future because Iebih flexible in reaching the gas supply. Not only from the field that are already in production, virtual pipeline can also be used for flood of imported gas.

"In the future (virtual pipeline) not only presupposes that a dedicated field, but also to bring liquefied natural gas either domestic production or imports when needed," said Hendi. He emphasized infrastructure development is necessary in view of the projected gas demand in 2025 estimated to be very big, reaching 9,600 bbtud, especially for central and eastern part of Indonesia.

"Therefore, the number of pipelines required dimension as much as three times that of all the total length of the pipeline, which is about 9,000 km, so that the needs of the future and the electrification program using the gas reached

IN INDONESIAN

PGN Percepat Infrastruktur Gas

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) mempersiapkan investasi sekitar US$25 miliar untuk mempercepat pembangunan infrastruktur gas. “Ini untuk mendukung target pembauran energi sebesar 26% dari natural gas pada 2025. 

Estimasi investasi sekitar US$25 miliar ini berbentuk new capital expenditure investment (belanja modal). Kami membangun jaringan transmisi dan distribusi baru selain yang berbentuk virtual pipeline, yaitu terminal untuk bisa menerima LNG,” ujar Dirut PGN Hendi Prio Santoso di sela Indonesia Energy Conference.

Dengan investasi itu, hingga 2025 PGN menargetkan pembangunan jaringan pipa gas sepanjang 15.238 km, fasilitas liquefaction (pencairan) gas sebanyak 14 unit, dan fasilitas regasifikasi 74 unit. 

Untuk distribusi gas, PGN menargetkan pembangunan 750 Stasiun pengisian BBG dan lebih dari 2,8 juta sambungan rumah jaringan gas rumah tangga. Terkait dengan pembangunan virtual pipeline, Hendi menjelaskan itu sangat berguna di masa depan karena Iebih fleksibel dalam menjangkau suplai gas. Tidak hanya dari lapangan yang sudah berproduksi, virtual pipeline juga bisa dimanfaatkan untuk mengaliri gas dari impor.

“Di masa depan (virtual pipeline) tidak hanya mengandaikan lapangan yang dedicated, tapi juga membawa gas alam cair baik produksi domestik atau impor bila diperlukan,” jelas Hendi. Dia menegaskan pembangunan infrastruktur sangat perlu mengingat proyeksi kebutuhan gas pada 2025 diperkirakan sangat besar, yakni mencapai 9.600 bbtud, terutama untuk Indonesia bagian tengah dan timur.

“Karena itu, jumlah dimensi jaringan pipa yang dibutuhkan sebanyak tiga kali lipat dari semua jumlah panjang pipa, yaitu sekitar 9.000 km, agar kebutuhan masa depan dan program elektrifikasi menggunakan gas tercapai.”

Media Indonesia, Page-18, Wednesday, April, 12, 2017

Regulatory Changes Confusing lnvestor

Investors to invest in oil and gas sector in the country indicates an alarming trend. It is seen from the auction enthusiasts the quiet working area (WK) of oil and gas in the period of last two years. Policy Survey Perception Index 2016 released Fraser Institute also expressed Indonesia less competitive than neighboring countries in terms of acceptance of oil and gas investments.

In 2015, of 11 WK offered, none enthusiasts. Even in 2016, from 17 WK there is only one buyer. Patmosukismo Suyitno energy analyst said it happened because of various problems in the country that ultimately have an impact on investors.

Changes in contract scheme for the results of the gross cost recovery be split one of them. In the scheme there is also another problem, namely the tax provisions are not clear.

"There should be clarity on the tax regime used to gross split. There just mentioned taxation system adapted to that currently applies. Well, apply it where? No clear rules, "said Suyitno.

Regardless of the scheme is implemented, both gross cost recovery or split, Suyitno view of production sharing is still the best model to do.

Executive Director of the Indonesian Petroleum Association Marjolijn Wajong said the key to retract the interest of investors in the oil and gas sector is a good cooperation in all ministries involved in it. Ministry of Energy and Mineral Resources has decided the scheme, but in terms of taxation, which, according to the Ministry of Finance set the record, is still unclear.

"It's all in the hands of the government. If all the blame, then just wait it will not be finished, ".

On the other hand, the Ministry of Energy will auction off about 15 WK oil and gas in the first half of 2017. The Director General of Oil IGN said the government is optimistic Wiratmaja Pudja gross scheme split into an attraction for investors or cooperation contract (PSC) for work on oil and gas upstream sector.

"Everything is offered in gross PSC split. It will attract investors to participate in the auction, even if we admit the conditions of oil and gas investment is more difficult with the price of oil, "said Wiratmaja

IN INDONESIAN

Perubahan Regulasi Membingungkan lnvestor

Minat investor berinvestasi pada sektor minyak dan gas bumi di Tanah Air menunjukan tren yang mengkhawatirkan. Itu terlihat dari sepinya peminat lelang Wilayah kerja (WK) migas dalam periode dua tahun terakhir. Survei Policy Perception Index 2016 yang di rilis Fraser Institute juga mengungkapkan Indonesia kalah bersaing dari negara-negara tetangga dalam hal penerimaan penanaman modal migas.

Pada 2015 dari 11 WK yang ditawarkan, tidak ada satu pun peminat. Bahkan di tahun 2016, dari 17 WK hanya ada 1 peminat. Pengamat energi Suyitno Patmosukismo mengatakan hal itu terjadi karena berbagai persoalan di dalam negeri yang akhirnya berdampak pada para investor. 

Perubahan skema kontrak bagi hasil dari cost recovery menjadi gross split salah satunya. Dalam skema itu juga ada persoalan lain, yakni ketentuan perpajakan yang tidak jelas.

“Harus ada kejelasan tentang rezim pajak yang dipakai untuk gross split. Di sana hanya disebutkan sistem perpajakan disesuaikan dengan yang saat ini berlaku. Nah, yang berlaku itu yang mana? Tidak jelas aturannya,” tutur Suyitno.

Terlepas dari skema yang diterapkan, baik cost recovery maupun gross split, Suyitno memandang production sharing masih menjadi model yang terbaik untuk dilakukan.

Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association Marjolijn Wajong mengatakan kunci untuk menarik kembali minat para investor di sektor migas ialah kerja sama yang baik di semua kementerian yang terlibat di dalamnya. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral telah memutuskan skemanya, tetapi dari sisi perpajakan, yang menurut catatan diatur Kementerian Keuangan, masih belum jelas.

“Ini semua ada di tangan pemerintah. Kalau semua saling menyalahkan, lalu hanya menunggu saja, tidak akan selesai,”.

Di sisi lain, Kementerian ESDM akan melelang sekitar 15 WK migas pada semester I 2017. Dirjen Migas IGN Wiratmaja Pudja mengatakan pemerintah optimistis skema gross split menjadi daya tarik bagi investor atau kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) untuk menggarap sektor hulu migas.

“Semuanya ditawarkan dalam PSC gross split. Itu akan menarik investor untuk ikut lelang, walaupun kita akui kondisi investasi migas memang lagi sulit dengan harga minyak sekarang,” tutur Wiratmaja

Media Indonesia, Page-17, Wednesday, April, 12, 2017

Two Gas Compression Station operates of the Month

The realization of oil and gas upstream investments totaled $ 1.9 billion.

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) said there are two new projects that will be operational this month. The project is the Gas Compression Station (SKG) East Musi gas that will produce up to 150 million standard cubic feet per day (MMSCFD), and the elephant Nail SKG capacity of 45 MMSCFD. Two of the project is managed by PT Pertamina EP in South Sumatra.

"The support of all parties is required so that the target of the two projects will not be missed," said Secretary of SKK Migas Budi Agustyono.

SKK Migas also reported six projects in upstream oil and gas operations in the first quarter of this year. One of them Ario Damar-Sriwijaya field, which is managed Tropik Energy Pandan, in Musi Rawas, South Sumatra, which operates at the end of January.

     Ario Damar oil production project was 156 barrels of oil per hari.Proyek else is Kepodang phase II, which worked Petronas Carigali Muriah Ltd. The phase II project aims to maintain production of as much as 116 MMSCFD gas.

However, Budi said the project is still Emitter early stage so that production is not maximized. "From onstream between January and March. Over time, we expect production continues to increase in accordance with the target, "said Budi.

Odira Energy Karang Agung also successfully started production at Ridho Project in Block Karang Agung, South Sumatra, about 278 barrels of oil per day from a total capacity of 2,000 barrels per day. Oil aspirated contractors since mid-February.

PT Pertamina EP also boost production of Tegal Pacing Cikarang project in West Java at the end of February. 5 MMSCFD gas production reached a total capacity of 14 MMSCFD. 

     Another subsidiary, PT Pertamina Hulu Energi, also inaugurated the 12 PHE project in West Madura Offshore block, which produces 203 barrels of oil per day. On the same block, PHE operate the central processing facility 2, which suck up as much as 100 barrels of oil per day. PHE also siphoning 2 MMSCFD gas.

SKK Migas is targeting 16 oil and gas projects could be operational in 2017. These projects, said Budi, will help to achieve the target of oil lifting of 825 thousand barrels per day of gas and 1,275 thousand barrels of oil equivalent per day. Investment up to March reached US $ 1.9 billion.

IN INDONESIAN

Dua Stasiun Kompresi Gas Beroperasi Bulan Ini  

Realisasi investasi hulu migas mencapai US$ 1,9 miliar.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan ada dua proyek baru yang akan beroperasi bulan ini. Proyek tersebut adalah Stasiun Kompresi Gas (SKG) Musi Timur yang akan menghasilkan gas hingga 150 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD), dan SKG Paku Gajah berkapasitas 45 MMSCFD. Dua proyek ini dikelola PT Pertamina EP di Sumatera Selatan. 

“Dukungan semua pihak diperlukan supaya target dari dua proyek tidak meleset,” kata Sekretaris SKK Migas Budi Agustyono. 

SKK Migas juga melaporkan enam proyek hulu minyak dan gas bumi beroperasi pada kuartal I tahun ini. Salah satunya lapangan Ario Damar-Sriwijaya, yang di kelola Tropik Energi Pandan, di Musi Rawas, Sumatera Selatan, yang beroperasi pada akhir Januari lalu. 

     Produksi minyak proyek Ario Damar masih 156 barel minyak per hari.Proyek lain adalah Kepodang fase II, yang digarap Petronas Carigali Muriah Ltd. Proyek tahap II ini bertujuan mempertahankan produksi gas sebanyak 116 MMSCFD.

Namun Budi mengatakan proyek ini masih daIam tahap awal sehingga produksinya belum maksimal. “Mulai onstream antara Januari dan Maret. Seiring dengan berjalannya waktu, kami berharap produksinya terus meningkat sesuai dengan yang ditargetkan,” ujar Budi.

Odira Energy Karang Agung juga berhasil memulai produksi di Proyek Ridho di Blok Karang Agung, Sumatera Selatan, sebanyak 278 barel minyak per hari dari kapasitas total 2.000 barel per hari. Minyak disedot kontraktor sejak pertengahan Februari lalu.

PT Pertamina EP juga menggenjot produksi proyek Cikarang-Tegal Pacing di Jawa Barat pada akhir Februari. Produksi gasnya mencapai 5 MMSCFD dari kapasitas total 14 MMSCFD. 

      Anak usaha lainnya, PT Pertamina Hulu Energi, juga meresmikan proyek PHE 12 di Blok West Madura Offshore, yang menghasilkan minyak 203 barel per hari. Di blok yang sama, PHE mengoperasikan central processing facility 2, yang menyedot minyak sebanyak 100 barel per hari. PHE juga menyedot gas 2 MMSCFD.

SKK Migas menargetkan 16 proyek migas bisa beroperasi pada 2017. Proyek-proyek ini, kata Budi, akan membantu pencapaian target lifting minyak sebesar 825 ribu barel per hari dan gas 1.275 ribu barel setara minyak per hari. Investasi hingga Maret lalu mencapai US$ 1,9 miliar.

Koran Tempo, Page-21, Wednesday, April, 12, 2017