PetroChina will be Expansive in Indonesia

PetroChina International Companies, an oil and gas company from China, is interested in several oil and gas blocks auctioned by the government.

PetroChina International Companies

In addition to attracting the oil and gas blocks, PetroChina is also exploring opportunities for cooperation with several oil and gas blocks operators. Several blocks that PetroChina glimpsed include the Mahakam Block, Attaka, East Kalimantan, East Natuna, Strait Panjang, Kasuri, and Arguni.

The Attaka and East Kalimantan blocks have been offered to PT Pertamina (Persero), but the company is not interested in becoming operators in both oil and gas blocks.

The East Kalimantan Block contract expires in 2018. The oil and gas block located in East Kalimantan is currently managed by Chevron Pacific Indonesia. In fact, the Chevron-run Attaka block has ended its contract in March 2017.

Mahakam Block

Meanwhile, Pertamina as the operator of Mahakam Block is still looking for partners in managing the oil and gas fields. Vice President of Supply Chain Management & Support Operator of PetroChina Gusminar said that for Mahakam block still in unofficial discussion stage with Pertamina.

From the response of the government-owned company, it sees no opportunity, but Pertamina is still discussing it in the internal study.

"Pertamina Total and Inpex are also still discussions. If we want it from this year there has been a decision, "he said.

Attaka and East Kalimantan blocks

For the Attaka and East Kalimantan blocks, PetroChina said it will bid on both blocs to be auctioned earlier this year. Gusminar admitted it is preparing technical data in accordance with the requirements in the auction of the second block.

"We have included a letter of intent related to the interest of the two blocks [Attaka and East Kalimantan. We will join the auction this year, "he said.

He continued that PetroChina is also interested in the East Kalimantan Block where Pertamina is not interested in going there.

"We have been officially informed there, this is again waiting for the tender course," he continued.

PetroChina is also interested to enter East Natuna Block through cooperation with Pertamina. Gusminar said that his side is currently conducting a study. The advantage of the company from Panda State is to have the technology already tested on Jabung Block.

Jabung Block

"For this project [East Natuna Block] can be considered quite expensive about US $ 40 billion, but since there is OBOR [One Belt One Road Line silk] Chinese government makes Indonesia as one of the important investment destination. There is a support for us to get into that [East Natuna] block. "

Block East Natuna

Beyond that, PetroChina is also eyeing the Long Strait Block in line with its current operator status, Petroselat Ltd., declared bankrupt.

"Petroselat has been declared bankrupt, and we are ready to fill there. We've submitted also, now just wait for the government's decision says Gusminar.

PetroChina also plans to acquire the Kasuri and Arguni Blocks. He mentioned, for the Kasuri Block has approached and reached the stage of commercial discussion. For the percentage of ownership, PetroChina is said to be taking the majority share of the block in eastern Indonesia.

"Our acquisition of Genting Malaysia [Genting Oil Kasuri Pte. Ltd.], is expected this year, "he said.

PetroChina also glances at Kasuri block because it looks at the future of Indonesia's oil and gas in the east. For the planned acquisition of Arguni Block, Gusminar explained, still entering the stage of the technical stage, has not yet discussed the commercial phase.

"We continue to try the Arguni Block discussion with Eni Indonesia Ltd."

GOOD PRODUCTION

Meanwhile, PetroChina is targeting oil production from blocks in Indonesia this year to 105,000 barrels per day (bpd) up 5% compared to 2017 of 100,000 bpd. Companies from China that will activate some blocks that had been off. President Director of PetroChina Gong Bencai said it would reactivate several blocks that had previously been inactive, such as the Bangko Block in Jambi. In the block, there are four old wells with a current production capacity of 7 bph.

"We will work over [re-drilling] within the next 2 months so it is targeted to produce 600 barrels per day. In addition, in Bangko there is also a gas prospect, we are making PoP [put on production] and POD [plan of development] he said.

Gong mentioned that the potential of gas production capacity in Bangko is around 5 million to 10 million cubic feet per day [Mmscfd]. To that end, it is looking for buyers of gas to regional-owned enterprises.

"If the GSA [gas sales agreement] can sign this year. In 2019 it will be able to start production, "he said.

He said the problem of Block Bangko this had fallen asleep because the distance away from the Block Jabung so rather ignored. "With the new management, this sleep asset will be activated again."

Vice President of Supply Chain Management & Operator Suppon PetroChina Gusminar said, in addition to Bangko, PetroChina will get additional production from South Jambi Block B.

"You see, ConocoPhillips who became operators in the block was not interested in developing so we propose as an operator. If it is an operator, we can increase production there. "

Currently, PetroChina has a participation stake in South Jambi B Block, but not as operator PetroChina manages nine oil and gas blocks in Indonesia including the Strait Block (non-operator), Jabung Block (operator), West Jambi Block (operator), South Block Jambi B (non-operator), Bangko Block (operator), Tuban Block (non-operator), Madura Block (operator), and Salawati Island Block and Basin (non-operator).

PetroChina is preparing a capital expenditure of US $ 57 million or Rp741 billion for oil and gas exploration and production in Indonesia this year.

Gong Bocai said the program plan this year is related to the drilling of 16 new wells, 17 re-operation activities, and 123 well maintenance activities.

The company's capital expenditure and operating expenses this year have increased compared to 2017. Last year, the company poured US $ 43.9 million in capital expenditure, while for operational expenditure was US $ 201.9 million.

The implementer of the task of Director General of Oil and Gas Ministry of ESDM Ego Syahrial said, in the appointment of parties who will manage four termination blocks, it has assigned to Pertamina. However, the Ministry of Energy and Mineral Resources does not close opportunities for foreign contractors and current operators to re-manage the block of contracts.

"So, both the existing operators and Pertamina are both submitting proposals.Once seen, it turns out the proposals from the existing better. To that end, Pertamina is deciding to take the right to match [the right privilege to be the manager of the oil and gas block out contract] or not, "he said.

Ego admitted, currently the process of transfer of oil and gas blocks runs out of the contract is running and is expected to be completed.

"We continue to meet, for the completion target, we hope he finishes soon enough."

The four contracted oil and gas blocks include Tuban Block, Southeast Sumatra, Ogan Komering, and Sanga-Sanga. In addition, there are two blocks that are combined in the management, namely the Middle Block combined with Mahakam and North Sumatra Offshore combined with north Sumatra.

IN INDONESIA

PetroChina Akan Ekspansif di Indonesia

PetroChina International Companies, perusahaan minyak dan gas bumi asal China, tertarik dengan beberapa blok migas yang dilelang oleh pemerintah.

Selain tertarik terhadap lelang blok migas, PetroChina juga menjajaki peluang kerja sama dengan beberapa operator blok migas. Beberapa blok yang dilirik oleh PetroChina antara lain Blok Mahakam, Attaka, East Kalimantan, East Natuna, Selat Panjang, Kasuri, dan Arguni.

Blok Attaka dan East Kalimantan sudah ditawarkan ke PT Pertamina (Persero), tetapi perseroan itu tidak tertarik untuk menjadi operator di kedua blok migas tersebut.

Kontrak Blok East Kalimantan akan berakhir pada 2018. Blok migas yang berlokasi di Kalimantan Timur itu saat ini dikelola oleh Chevron Pacific Indonesia. Bahkan, Blok Attaka yang dikelola Chevron sudah berakhir kontraknya pada Maret 2017.

Sementara itu, Pertamina sebagai operator Blok Mahakam masih mencari mitra dalam mengelola ladang migas tersebut. Vice President Supply Chain Management & Operator Support PetroChina Gusminar mengatakan bahwa untuk Blok Mahakam masih dalam tahap diskusi tidak resmi dengan Pertamina.

Dari respons perusahaan milik pemrintah ini, pihaknya melihat ada peluang, tetapi Pertamina masih membahasnya dalam kajian internal.

“Pertamina sama Total dan Inpex juga masih diskusi. Kalau dari kami inginnya tahun ini sudah ada keputusannya,” ujarnya.

Untuk Blok Attaka dan East Kalimantan, PetroChina mengaku akan melakukan penawaran terhadap kedua blok itu yang akan dilelang awal tahun ini. Gusminar mengaku, pihaknya sedang menyiapkan data teknis sesuai dengan persyaratan dalam lelang kedua blok tersebut.

“Kami sudah memasukkan letter of intent [surat resmi] terkait dengan ketertarikan kepada dua blok itu [Attaka dan East Kalimantan. Kami akan ikut lelang pada tahun ini,” ujarnya.

Dia melanjutkan, PetroChina juga berminat pada Blok East Kalimantan di mana Pertamina disebut tidak tertarik masuk ke sana. 

“Kami sudah sampaikan secara resmi berminat di sana, ini lagi menunggu tendernya saja,” lanjutnya.

Petrochina juga berminat untuk masuk ke Blok East Natuna melalui kerja sama dengan Pertamina. Gusminar menyebutkan, saat ini pihaknya sedang melakukan kajian. Kelebihan perusahaan asal Negeri Panda itu adalah memiliki teknologi yang sudah diuji coba pada Blok Jabung.

“Untuk proyek ini [Blok East Natuna] bisa dibilang cukup mahal sekitar US$ 40 miliar, tetapi sejak ada OBOR [One Belt One Road Jalur sutera] pemerintah China menjadikan Indonesia sebagai salah satu tempat tujuan investasi yang penting. Ada dukungan kepada kami untuk masuk ke blok [East Natuna] itu.”

Di luar itu, PetroChina juga mengincar Blok Selat Panjang seiring dengan status operatornya saat ini, Petroselat Ltd., dinyatakan pailit.

“Petroselat sudah dinyatakan bangkrut, dan kami siap untuk mengisi di sana. Kami sudah submit juga, sekarang hanya tunggu keputusan pemerintah ujar Gusminar.

PetroChina juga berencana mengakuisisi Blok Kasuri dan Arguni. Dia menyebutkan, untuk Blok Kasuri sudah melakukan pendekatan dan mencapai tahap diskusi komersial. Untuk persentase kepemilikan, PetroChina disebut akan mengambil saham mayoritas dari blok di timur Indonesia tersebut.

“Kami akuisisi dari Genting Malaysia [Genting Oil Kasuri Pte. Ltd.], diharapkan tahun ini terlaksana," sebutnya.

PetroChina pun melirik blok Kasuri karena memandang masa depan migas Indonesia ada di bagian timur. Untuk rencana akuisisi Blok Arguni, Gusminar menjelaskan, masih masuk tahap tahap teknis, belum membahas tahap komersial. 

“Kami terus coba diskusi Blok Arguni itu dengan Eni Indonesia Ltd.”

PRODUKSI NAIK

Sementara itu, PetroChina menargetkan produksi minyak dari blok di Indonesia pada tahun ini 105.000 barel per hari (bph) naik 5% dibandingkan dengan 2017 sebesar 100.000 bph. Perusahaan asal China itu akan mengaktifkan beberapa blok yang sempat nonaktif. Presiden Direktur PetroChina Gong Bencai mengatakan, pihaknya akan kembali mengaktifkan beberapa blok yang sebelumnya sempat nonaktif, seperti Blok Bangko di Jambi. Di blok itu terdapat empat sumur tua dengan kapasitas produksi saat ini 7 bph.

“Kami akan work over [pengeboran ulang] dalam 2 bulan ke depan sehingga ditargetkan bisa berproduksi 600 barel per hari. Selain itu, di Bangko juga ada prospek gas, kami sedang membuat PoP [put on production] dan POD [plan of development] ujarnya.

Gong menyebutkan, potensi kapasitas produksi gas di Bangko sekitar 5 juta- 10 juta kaki kubik per hari [Mmscfd]. Untuk itu pihaknya sedang mencari pembeli gasnya kepada badan usaha milik daerah.

“Kalau GSA [kesepakatan penjualan gas] bisa tanda tangan tahun ini. Pada 2019 nanti sudah bisa mulai produksi,” ujarnya.

Dia menuturkan, permasalahan Blok Bangko ini sempat tertidur disebabkan jaraknya jauh dari Blok Jabung sehingga agak diabaikan. “Dengan manajemen baru, aset tidur ini mau diaktifkan lagi."

Vice President Supply Chain Mana-gement & Operator Suppon PetroChina Gusminar mengatakan, selain Bangko, PetroChina akan mendapatkan tambahan produksi dari Blok South Jambi B.

“Soalnya, ConocoPhillips yang menjadi operator di blok itu tidak terarik mengembangkan sehingga kami ajukan sebagai operator. Kalau sudah menjadi operator, kami bisa meningkatkan produksi di sana.”

Saat ini, PetroChina memiliki saham partisipasi di Blok South Jambi B, tetapi bukan selaku operator PetroChina mengelola sembilan blok migas di Indonesia antara lain Blok Selat Panjang (non-operator), Blok Jabung (operator), Blok West Jambi (operator), Blok South Jambi B (non-operator), Blok Bangko (operator), Blok Tuban (non-operator), Blok Madura (operator), dan Blok Salawati Island serta Basin (non-operator).

PetroChina menyiapkan belanja modal US$57 juta atau Rp741 miliar untuk kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi di Indonesia pada tahun ini. 

Gong Bocai mengatakan, rencana program pada tahun ini antara lain terkait dengan kegiatan pengeboran 16 sumur baru, 17 kegiatan kerja ulang, dan 123 kegiatan perawatan sumur.

Nilai belanja modal dan operasional perseroan pada tahun ini memang mengalami kenaikan dibandingkan pada 2017. Sepanjang tahun lalu, perseroan menggelontorkan belanja modal senilai US$43,9 juta, sedangkan untuk belanja operasional US$ 201,9 juta.

Pelaksana tugas Dirjen Migas Kementerian ESDM Ego Syahrial mengatakan, dalam penunjukan pihak yang akan mengelola empat blok terminasi, pihaknya telah menugaskan kepada Pertamina. Namun, Kementrian ESDM pun tidak menutup peluang bagi kontraktor asing dan operator saat ini untuk kembali mengelola blok habis kontrak tersebut.

"Jadi, baik operator existing dan Pertamina sama-sama mengirimkan proposal. Setelah dilihat, ternyata proposal dari existing lebih baik. Untuk itu, Pertamina sedang memutuskan untuk mengambil right to match [hak istimewa langsung menjadi pengelola blok migas yang habis kontrak] atau tidak," ujarnya.

Ego mengaku, saat ini proses pengalihan blok migas habis kontrak itu terus berjalan dan diharapkan bisa segera selesai. 

"Kami terus melakukan rapat, untuk target selesainya, kami sih harapnya cepat selesai saja."

Keempat blok migas yang habis kontrak itu antara lain Blok Tuban, Southeast Sumatera, Ogan Komering, dan Sanga-Sanga. Selain itu, ada dua blok yang digabung dalam pengelolaannya, yakni Blok Tengah yang digabung dengan Mahakam dan North Sumatera Offshore digabung dengan north sumatra.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Jan 11, 2018

Gas Masela Cheap Offer, SKK Migas Find Other Buyers

The Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas) said that it will seek other buyers if domestic industries are bidding on gas from Masela Block at US $ 3 per million British thermal unit (mmbtu). Because the indication of gas prices in the Bintuni region has now reached US $ 5.2 per mmbtu.

Amien Sunaryadi

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said, until now, has not been determined gas pipeline allocation from Masela Block and who the buyer. However, if the domestic industry asks a price of US $ 3 per mmbtu, it would prefer to find other buyers.

"Because of this, the indicative price of those bidding in Bintuni Bay is US $ 5.2 per mmbtu. I went to China, all the way there, where it costs US $ 6.2 per mmbtu. If US $ 3 per mmbtu, SKK Migas will find other buyers, the point is higher, "he said.

According to him, SKK Migas will not release gas to intermediaries. Companies that bid gas at low prices are called likely to be no more than middlemen, not credible companies. The intermediary will eventually sell returns the gas supply to the manufacturing industry at a higher price.

Amien added it wants to sell gas from this Masela Block with a better price and to the bonafide company. The company could be on the Fortune 500 list or at least known in Indonesia.

"Well, if in Indonesia intermediary companies are not known, there is no profit we business with them," he said.

Ego Syahrial

Secretary-General and Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial added that related to gas pipeline allocation from Masela Project, it is still waiting for data from the Ministry of Industry about industries that need gas supply.

"This process is still ongoing," he said.

As is known, initially there are two options of liquefied natural gas (LNG) capacity of Masela Block, depending on domestic demand for gas. The two options include 9.5 million tons per year (million ton per annum / MTPA) refinery plus 150 million standard cubic feet per day (mmscfd) and 7.5 MTPA plus 474 mmscfd.

Therefore, Inpex is currently conducting a pre-defined project or pre-end engineering (pre-FEED) study after receiving a work order from SKK Migas. Pre-FEED will be an important step to formulate revised field development plans.

Amien added that the PreFEED study includes offshore and offshore pipelines, offshore facilities and LNG plants, as well as refinery locations. Pre-FEED is targeted for completion by the middle of this year. "So the year-end revision POD (Plan of Development) 1 project can be completed," he said.

So far it has been agreed that Pre-FEED is conducted with one production capacity option and one island. This is in accordance with the decision the visit of Minister of Energy and Mineral Resources to Japan on May 16, 2017. Meanwhile, on the warrant mentioned that the LNG plant capacity is set 9.5 million tons per year and pipe gas production of 150 mmscfd.

the Masela Block

To ensure continuity of the project, the government will grant a production sharing contract for Inpex Corporation in Masela Block for 27 years. So the Masela Block contract will end in 2055, rather than in 2028 as the initial contract.

The decision was one of the results of a discussion between the Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Ignatius Jonan and Inpex Corporation CEO Toshiaki Kitamura in October last year. As is known, PSC Block Masela signed Inpex in 1998 yesterday.

Furthermore, in 2010, the POD block was approved by the government under a floating LNG plant scheme. Inpex then proceeded to drill appraisal wells in 2013-2014 which ensured additional reserves. However, when Inpex submitted POD revision due to increasing reserve size, the government in 2016 then established the Masela Block development with an onshore LNG plant scheme.

The Masela Block, signed in 1998, is administered by Inpex as an operator with 65% share ownership and Shell Upstream Overseas Services of 35%. The Indonesian government hopes that Inpex can immediately start the gas field project.

IN INDONESIA

Gas Masela Ditawar Murah, SKK Migas Cari Pembeli Lain

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengaku bakal mencari pembeli lain jika industri dalam negeri menawar gas dari Blok Masela pada harga US$ 3 per juta british thermal unit (mmbtu). Pasalnya, indikasi harga gas di wilayah Bintuni saat ini sudah mencapai US$ 5,2 per mmbtu. 

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, hingga saat ini, belum ditetapkan alokasi gas pipa dari Blok Masela dan siapa pembelinya. Namun, jika industri dalam negeri meminta harga US$ 3 per mmbtu, pihaknya lebih memilih mencari pembeli lain.

“Karena begini, indicative price dari yang menawar di Teluk Bintuni itu US$ 5,2 per mmbtu. Saya pergi ke China, jauh-jauh ke sana, di sana harganya US$ 6,2 per mmbtu. Kalau US$ 3 per mmbtu, SKK Migas akan mencari pembeli lain, intinya yang lebih tinggi,” kata dia.

Menurutnya, SKK Migas tidak akan melepas gas kepada perantara. Perusahaan yang menawar gas pada harga rendah disebutnya kemungkinan besar tidak lebih dari sekedar perantara, bukan perusahaan kredibel. Perantara tersebut pada akhirnya akan menjual kembali pasokan gas tersebut ke industri manufaktur dengan harga yang lebih tinggi.

Amien menambahkan, pihaknya ingin menjual gas dari Blok Masela ini dengan harga yang lebih baik dan kepada perusahaan bonafid. Perusahaan tersebut bisa saja termasuk dalam daftar Fortune 500 atau setidaknya dikenal di Indonesia. 

“Nah, kalau di Indonesia saja perusahaan perantara tidak dikenal, tidak ada untungnya kita bisnis dengan mereka,” ujarnya.

Sekretaris Jenderal merangkap Direktur Jenderal Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial menambahkan, terkait alokasi gas pipa dari Proyek Masela, pihaknya masih menunggu data dari Kementerian Perindustrian tentang  industri-industri yang membutuhkan pasokan gas. 

“Ini prosesnya masih berlangsung,” tutur dia.

Seperti diketahui, awalnya terdapat dua opsi kapasitas kilang gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) Blok Masela, tergantung pada kebutuhan gas di dalam negeri. Dua opsi itu yaitu kilang berkapasitas 9,5 juta ton per tahun (million ton per annum/MTPA) plus 150 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ mmscfd) serta 7,5 MTPA plus 474 mmscfd.

Untuk itu, kini Inpex sedang melakukan kajian pra-pendefinisian proyek atau pre front end engineering design (pre-FEED) setelah menerima surat perintah kerja dari SKK Migas. Pra-FEED akan menjadi tahapan penting untuk memformulasikan revisi rencana pengembangan lapangan.

Amien menambahkan, kajian PreFEED tersebut mencakup pipa offshore hingga darat, fasilitas offshore dan kilang LNG, serta lokasi kilang. Pre-FEED ditargetkan selesai pada pertengahan tahun ini. “Sehingga akhir tahun revisi POD (plan of development/rencana pengembangan) 1 proyek ini bisa selesai,” kata dia.

Sejauh ini telah disepakati bahwa Pre-FEED dilakukan dengan satu opsi kapasitas produksi dan satu pulau. Hal ini sesuai keputusan usai kunjungan Menteri ESDM ke Jepang pada 16 Mei 2017. Adapun, pada surat perintah disebutkan bahwa kapasitas kilang LNG ditetapkan 9,5 juta ton per tahun dan produksi gas pipa sebesar 150 mmscfd.

Untuk menjamin kelanjutan proyek, pemerintah akan memberikan perpanjangan kontrak kerja sama (production sharing contract) bagi Inpex Corporation di Blok Masela selama 27 tahun. Sehingga kontrak Blok Masela akan berakhir pada 2055, alih-alih pada pada 2028 seperti kontrak awal.

Keputusan tersebut merupakan salah satu hasil pembahasan antara Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan dan CEO Inpex Corporation Toshiaki Kitamura pada Oktober tahun lalu. Seperti diketahui, PSC Blok Masela ditandatangani Inpex pada 1998 lampau.

Selanjutnya pada 2010, POD blok ini disetujui pemerintah dengan skema kilang LNG terapung. Kemudian, Inpex melanjutkan pengeboran sumur appraisal pada 2013-2014 yang memastikan tambahan cadangan, Namun, ketika Inpex mengajukan revisi POD karena bertambahnya besaran cadangan, pemerintah pada 2016 lalu menetapkan pengembangan Blok Masela dengan skema kilang LNG di darat.

Blok Masela yang ditandatangani tahun 1998 dikelola oleh Inpex sebagai operator dengan kepemilikan saham 65% dan Shell Upstream Overseas Services sebesar 35%. Pemerintah Indonesia berharap agar Inpex bisa segera memulai proyek lapangan gas tersebut.

Media Indonesia, Page-18, Wednesday, Jan 10, 2018

2018, Oil and Gas Investment Targeted to Rise 67.38%

The Ministry of Energy from Mineral Resources (ESDM) targets oil and gas sector investment this year to reach US $ 17.04 billion, up 67.38 percent from last year's US $ 10.18 billion.

A significant increase occurred in the downstream sector of oil and gas from US $ 845.58 million to US $ 2.59 billion. Secretary-General and Executor of Duty Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Ego Syahrial admitted the realization of investment in oil and gas sector was at its lowest point in 2017, due to falling crude oil prices.

Ego Syahrial

However, this year, oil and gas investment is expected to be the same again in 2014-2015. The realization of oil and gas investment reached US $ 20.72 billion in 2015 and fell to US $ 17.38 billion in 2014.

"In 2018, we plan upstream and downstream oil and gas investment of US $ 17.04 billion, returning to the level in 2014-2015," he said.

In detail, upstream oil and gas investment is targeted to reach US $ 14.45 billion and oil and gas downstream of US $ 2.59 billion. The target of upstream oil and gas investment is up 54.87 percent from the 2017 realized amount of US $ 9.33 billion. 

     Meanwhile, downstream oil and gas investment target increased by 204.7 percent from last year's realization of US $ 845.58 million. For downstream investment in oil and gas in 2017 and the construction of oil refineries is still in the initial stage of initiation.

"The addition of refinery capacity has not impacted by 2017 as some projects have just started such as in Balikpapan, probably earlier this year (starting construction), "he said.

In addition, other refinery projects, including the new plant in Tuban with the Rosneft Oil Company, are still beginning. Not only refinery projects, The Downstream Regulatory Agency for Oil and Gas (BPH Migas) also confirmed two pipeline projects starting construction this year. 

Fanshurullah Asa

     Head of BPH Migas Fanshurullah Asa said, it has called Bakrie & Brothers Tbk and PT Rekayasa Industri (Persero) (Rekind) to immediately build their own pipeline project which has been very long there is no progress.

"Rekind has been an ultimatum in July 2018 for groundbreaking, if not started, then BPH Migas can revoke its license and auction or appoint another business entity. Bakrie also called and asked to commit in 2018 can build, "he said.

Rekind is working on a 255 kilometer (km) Cirebon-Semarang pipeline with an estimated investment of US $ 400 million. In its official statement, Rekind also promised gas at Pipe Cirebon-Semarang can start flowing in 2020, assuming pipeline construction for 33 months.

The gas flowed will be from the Jangkrik Field, Muara Bakau Block in the Makassar Strait which is brought in the form liquefied natural gas (LNG). Bakrie & Brothers holds Kalimantan-Java Pipeline (Kalija) Pipeline Permit which is divided into two stages.

Pipe Kalija Stage I from PLTGU Tambaklorok Semarang Central Java to Kepodang Field along the 200 km is now in operation. However, the Kalija Stage II pipeline from Kepodang field to Kalimantan 1,000 km has not yet begun.

Amien Sunaryadi

For the upstream sector, Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi recorded at least three major projects that will start this year. In detail, Indonesia Deepwater Development Project (IDD) for the Gendalo-Gehem Field undertaken by Chevron Indonesia Company, Masela Project by Inpex Japan Corporation, and Meresia Field development by ENI Italy.

Pipe Auction

To boost downstream investment in oil and gas, it will also auction three gas pipeline projects this year. The three projects are included in the list of projects in the National Gas Transmission and Distribution Master Plan (2012-2025) which is a mandate of the Oil and Gas Law, so it must be auctioned.

He explained that the three projects are Pipe Natuna-West Kalimantan along 687 km, West Kalimantan Pipe-Central Kalimantan 1.018 km, and Pipe Central Kalimantan-South Kalimantan 192 km.

Later this pipeline project will be connected to Kalija Pipe, so that all gas pipelines will be integrated starting from Sumatra, Kalimantan, to Java.

"For the investment value, Natuna-West Kalimantan Pipe is US $ 595 million, Kalimantan Goods-Central Kalimantan US $ 516.14 million, and Central Kalimantan-South Kalimantan US $ 97.34 million, Total US $ 1.2 billion, so this big enough for downstream investment, "he said.

Construction of this pipeline claims will improve the welfare of people in the region. The reason is, with the construction of transmission pipes, then the next business entity can develop the distribution pipeline to industrial and domestic gas network pipeline.

Thus, this project will also cut the consumption of fuel oil (BBM) and liquid gas (liquefied petroleum gas / LPG). In terms of gas demand in the region, it noted the need for power plants and a number of industrial estates.

"Moreover, there is a discourse that the State Capital will be developed in Central Kalimantan," added Fanshurullah. However, it has not yet confirmed the source of gas supply for this pipeline.

"The issue of gas from which, it's the government's duty because it is not the authority of BPH Migas. If the buyer is the task businessman how to convince PLN and industry, "he said.

In addition, BPH Migas will auction Pipe Tanjung Api-Api until Muntok. The pipeline project is a proposal from Mining and Energy Regional Enterprise (PDPDE) of South Sumatra in cooperation with Korea Gas. However, PDPDE South Sumatra not yet submitted the design (front-end engineering design / FEED) details of the South Sumatra Regional Energy and Mining Company (PDPDE).

Because the pipeline project is a proposed PDPDE. This pipeline is planned along 138 kilometers (km) with a diameter of 20 inches. If the gas pipeline more and more, the excess production of LNG no longer need to be exported "Moreover gas lifetime pipes can be up to 40 years," he said.

According to data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, until last year, the length of the installed gas pipeline was recorded as long as 10,671 km. The length of this gas pipeline is targeted to grow every year and reach 17,584 km by 2020. The pipeline consists of open access pipes of 5,665 km, dedicated downstream of 7,095 km, dedicated upstream of 4,697 km, and own pipe for 127 km.

IN INDONESIA

2018, Investasi Migas Ditargetkan Naik 67,38%

Kementerian Energi dari Sumber Daya Mineral (ESDM) menargetkan investasi sektor minyak dan gas bumi tahun ini mencapai US$ 17,04 miliar naik 67,38% dari realisasi tahun lalu US$ 10,18 miliar.

Kenaikan signifikan terjadi di bagian hilir migas dari US$ 845,58 juta menjadi US$ 2,59 miliar. Sekretaris Jenderal sekaligus Pelaksana Tugas Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Ego Syahrial mengakui, realisasi investasi sektor migas berada di titik terendah pada 2017 lalu, karena jatuhnya harga minyak mentah. 

Namun, pada tahun ini, investasi migas diharapkan kembali sama pada 2014-2015 lalu. Realisasi investasi migas tercatat mencapai US$ 20,72 miliar pada 2015 dan turun menjadi US$ 17,38 miliar pada 2014.

“Di 2018 ini, kami rencanakan investasi hulu dan hilir migas sebesar US$ 17,04 miliar, kembali ke level pada 2014-2015 lalu,” kata dia.

Rincinya, investasi sektor hulu migas ditargetkan mencapai US$ 14,45 miliar dan hilir migas US$ 2,59 miliar. Target investasi hulu migas itu naik 54,87% dari realisasi 2017 yang sebesar US$ 9,33 miliar. Sementara target investasi hilir migas meningkat drastis 204,7% dari realisasi tahun lalu US$ 845,58 juta. Untuk investasi hilir migas pada 2017 lalu pembangunan kilang pengolahan minyak memang masih pada tahap inisiasi awal. 

“Penambahan kapasitas kilang belum berdampak pada 2017 karena beberapa proyek memang baru saja dimulai seperti di Balikpapan, mungkin di awal tahun ini (mulai konstruksi) ,” ujarnya. 

Selain itu proyek kilang lainnya, termasuk kilang baru di Tuban dengan Rosneft Oil Company, masih dimulai. Tidak hanya proyek kilang, Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) juga memastikan dua proyek pipa mulai konstruksi pada tahun ini. 

      Kepala BPH Migas Fanshurullah Asa menuturkan, pihaknya telah memanggil Bakrie & Brothers Tbk dan PT Rekayasa Industri (Persero) (Rekind) untuk segera membangun proyek pipa masing-masing yang sudah sangat lama tidak ada progres.

“Rekind sudah diultimatum pada Juli 2018 untuk ground breaking, kalau tidak dimulai, maka BPH Migas bisa mencabut izinnya dan melelang atau menunjuk badan usaha lain. Bakrie juga dipanggil dan diminta commit pada 2018 bisa membangun,” tegas dia.

Rekind menggarap Pipa Cirebon-Semarang sepanjang 255 kilometer (km) dengan perkiraan investasi US$ 400 juta. Dalam keterangan resminya, Rekind juga menjanjikan gas di Pipa Cirebon-Semarang dapat mulai dialirkan pada 2020, dengan asumsi konstruksi pipa selama 33 bulan. 

Gas yang dialirkan dinyatakan akan berasal dari Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau di Selat Makassar yang dibawa dalam bentuk gas alam cair (liquefied natural gas/LNG). Sementera Bakrie & Brothers memegang izin pembangunan Pipa Kalimantan-Jawa (Kalija) yang dibagi menjadi dua tahap.

Pipa Kalija Tahap I dari PLTGU Tambaklorok Semarang Jawa Tengah hingga Lapangan Kepodang sepanjang 200 km kini sudah beroperasi. Namun, Pipa Kalija Tahap II dari Lapangan Kepodang hingga Kalimantan 1.000 km belum juga mulai dikerjakan.

Untuk sektor hulu, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mencatat setidaknya tiga proyek besar yang akan dimulai pada tahun ini. Rincinya, Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) untuk Lapangan Gendalo-Gehem yang dikerjakan Chevron Indonesia Company, Proyek Masela oleh Inpex Corporation Jepang, dan pengembangan Lapangan Merakes oleh ENI Italia.

Lelang Pipa

Untuk mendorong investasi hilir migas, pihaknya juga akan melelang tiga proyek pipa gas pada tahun ini. Ketiga proyek tersebut masuk dalam daftar proyek di Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional (RIJTDGBN) 2012-2025 yang merupakan amanat Undang-Undang Migas, sehingga harus dilelang.

Dia menjelaskan, ketiga proyek ini adalah Pipa Natuna-Kalimantan Barat sepanjang 687 km, Pipa Kalimantan Barat-Kalimantan Tengah 1.018 km, dan Pipa Kalimantan Tengah-Kalimantan Selatan 192 km.

Nantinya proyek pipa ini akan tersambung dengan Pipa Kalija, sehingga seluruh pipa gas akan terintegrasi mulai dari Sumatera, Kalimantan, hingga Jawa.

“Untuk nilai investasinya, Pipa Natuna-Kalbar itu US$ 595 juta, Kalimantan Barang-Kalimantan Tengah US$ 516,14 juta, dan Kalimantan Tengah-Kalimantan Selatan US$ 97,34 juta, Total US$ 1,2 miliar, jadi ini cukup besar untuk investasi hilir,” ujarnya.

Pembangunan pipa ini diklaimnya akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat di wilayah tersebut. Pasalnya, dengan terbangunnya pipa transmisi, maka badan usaha selanjutnya bisa mengembangkan pipa distribusi ke industri dan pipa jaringan gas rumah tangga. Sehingga, proyek ini juga bakal memangkas konsumsi bahan bakar minyak (BBM) dan gas minyak cair (liqufied petroleum gas/ LPG). Dari sisi permintaan gas di wilayah tersebut, pihaknya mencatat adanya kebutuhan untuk pembangkit listrik dan sejumlah kawasan industri.

“Apalagi ada wacana kalau Ibu Kota Negara akan dikembangkan di Kalimantan Tengah,” tambah Fanshurullah. Meski demikian, pihaknya belum memastikan sumber pasokan gas untuk pipa ini. 

“Persoalan gasnya dari mana, itu tugasnya pemerintah, karena bukan wewenang BPH Migas. Kalau pembeli itu tugas penguasaha bagaimana meyakinkan PLN dan industri,” ujarnya.

Selain itu, BPH Migas akan melelang Pipa Tanjung Api-Api sampai Muntok. Proyek pipa tersebut merupakan usulan dari Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) Sumatera Selatan bekerja sama dengan Korea Gas. Namun, PDPDE Sumatera Selatan belum menyerahkan rincian desain (front end engineering design/ FEED) dari Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) Sumatera Selatan. 

Pasalnya, proyek pipa ini merupakan usulan PDPDE. Pipa ini direncanakan sepanjang 138 kilometer (km) dengan diameter 20 inch. Jika ruas pipa gas semakin banyak, kelebihan produksi LNG tidak perlu lagi diekspor “Apalagi pipa gas lifetime-nya bisa sampai 40 tahun,” tuturnya.

Menurut data Kementerian ESDM, hingga tahun lalu, panjang pipa gas yang telah terpasang tercatat sepanjang 10.671 km. Panjang pipa gas ini ditargetkan terus bertambah setiap tahun dan mencapai 17.584 km pada 2020. Pipa tersebut terdiri dari pipa open acces 5.665 km, dedicated hilir 7.095 km, dedicated hulu 4.697 km, dan pipa untuk kepentingan sendiri 127 km.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan 10, 2018

Government Claims Gross Split Scheme Investor Interest

The ESDM Ministry records the supply of oil and gas blocks under a production sharing scheme of gross production (gross split) enthused investors.

"The 'gross split' scheme is in demand by investors. There are already five oil and gas blocks reaching an agreement with the 'gross split' scheme in 2017, "said Secretary General of the ESDM Ministry Ego Syahrial.

Ego Syahrial

The five blocks are the Andaman I Block, Andaman II Block, Pekawai Block, West Yamdena Block Papu, and Merak-Lampung Block which is e auctioned and sold in 2017.

On the other hand, Ego stated that oil and gas blocks auctioned under the cost recovery scheme in 2015 and 2016, no one is interested.

According to him, in 2017, out of 10 conventional oil and gas blocks auctioned, five of them are sold or 50 percent of the target. Ego also added that by 2017, the government's efforts to boost the efficiency of operating costs of oil and gas activities have begun to be seen from the greater amount of revenue from "cost recovery".

In 2017, the realization of government revenue reached 13.1 billion US dollars, while "cost recovery" is only US $ 11.3 billion US dollars. Meanwhile, in 2016, government revenues were recorded at 9.9 billion US dollars and "cost recovery" was realized at US $ 11.5 billion

IN INDONESIA

Pemerintah Klaim Skema Gross Split Diminati Investor 

Kementerian ESDM mencatat penawaran blok minyak dan gas bumi dengan skema kontrak bagi hasil dari produksi kotor (gross split) diminati investor.

“Skema ‘gross split’ diminati oleh investor. Sudah ada lima blok migas yang mencapai kesepakatan dengan skema ‘gross split’ pada 2017,” kata Sekretaris Jenderal Kementerian ESDM Ego Syahrial.

Kelima blok tersebut adalah Blok Andaman I, Blok Andaman II, Blok Pekawai, Blok West Yamdena Papua, dan Blok Merak-Lampung yang dilelang dan terjual pada 2017.

Sebaliknya, Ego menyatakan blok migas yang dilelang dengan skema biaya operasi yang dikembalikan (cost recovery) pada 2015 dan 2016, justru tidak ada yang diminati.

Menurut dia, pada 2017, dari 10 blok migas jenis konvensional yang dilelang, lima di antaranya terjual atau 50 persen dari target. Ego juga menambahkan, pada 2017, upaya pemerintah mendorong efisiensi biaya operasi kegiatan migas sudah mulai terlihat dari jumlah penerimaan yang lebih besar dari “cost recovery".

Pada 2017, realisasi penerimaan pemerintah mencapai 13,1 miliar dolar AS, sementara “cost recovery” hanya sebesar US$, 11,3 miliar dolar AS. Sedangkan, pada 2016, penerimaan pemerintah tercatat sebesar 9,9 miliar dolar AS dan “cost recovery” terealisasi lebih besar yakni US$ 11,5 miliar

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan 10, 2018

Boost Oil and Gas Investment, 10 Rules Deleted

The government plans to remove 10 regulations to lure investment interest in the oil and gas sector which this year is targeted to reach US $ 17.4 billion.

The deregulation effort is part and plan of the Ministry of Energy and Mineral Resources to reduce about 40 ministerial regulations early next month.

Ego Syahrial

Ego Syahrial, Acting Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), said that the 10 regulations are considered irrelevant and hinder the business world.

"One example of minister regulation to be removed is related recommendations. Later, for certification will be done by experts, not from civil servants in ESDM, "said Ego.

This action is one of the answers to the low interest in investment in the oil and gas sector. In the past year, the realization of investment in this sector in the upstream and downstream sector has decreased. According to the Ministry of Energy and Mineral Resources, this is due to the decline in oil prices, thus reducing the level of investment.

"In 2017, the realization of approximately US $ 8 billion, lower compared to 2014, 2015 and 2016 which respectively US $ 20.72 billion, US $ 17.38 billion and US $ 12.74 billion, "said Ego.

This year, it believes the situation will improve and total investment in the oil and gas sector reaches US $ 17.4 billion, mostly from the upstream investment. The target is based on several projects that will be done throughout the year.

Amien Sunaryadi

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities Amien Sunaryadi said there are several projects that will be pushed to be done this year namely Jambaran-Tiung Biru field in Bojonegoro East Java and Tangguh Train 3 in Papua Province.

"For Jangkrik field there will be additional facilities so that production can be safe in the range of 600 million cubic feet per day," he said.

Meanwhile, for Indonesia Deepwater Development and Masela project, it is expected that the pre-FEED (Front End Engineering Design) process can be completed by the middle of this year and POD (Plans of Development) can be completed by the end of 2018.

Amien mentioned in the Masela project currently being finalized pre-FEED process for offshore to ground pipe, offshore pipeline, and Study for selection of final facility.

"Beyond that, there are still potential findings in some other places that can also boost investment," said Amien.

On the downstream side, Head of Downstream Oil and Gas Regulatory Agency Fanshurullah Asa revealed, there is a huge potential investment in downstream oil and gas this year worth US $ 1.2

This investment is used to build gas pipelines in three areas. The three areas are Natuna-West Kalimantan along 487 km with an investment of US $ 565 million, the West Kalimantan-Central Kalimantan area of 1,018 km worth US $ 16 million, and the Central Kalimantan-Kalimantan Kalimantan area of 106 km worth US $ 97.34 million.

POSITIVE IMPACT

Marjolijn Wajong

Marjolijn Wajong, Executive Director of the Indonesian Petroleum Association, said the deregulation of a number of rules could be a positive sentiment to boost oil and gas investment growth in Indonesia.

"The impact will not be immediately felt, but at least it will make business actors more daring in investment in oil and gas sector."

According to Marjolijn, to encourage oil and gas investment there are several things that must be considered by the government, namely simplification of licensing and fiscal regime that must be competitive compared to other countries.

"Given the oil and gas contract is long term, so do not change the regulation without the consent of both parties. This is important She said.

According to Marjolijn, to see the prospect of oil and gas investment this year, entrepreneurs will first see the results of block auction with the gross split scheme.

"The beginning of this year is practically a proof for monitoring progress."

Eni Maulani

Eni Maulani, Member of House of Representatives of Commission VII in the field of Energy, assessed the investment target in oil and gas sector worth US $ 17.04 billion this year is too optimistic. According to him investors may still wait and see because the regulations are often changed.

"Moreover, in terms of rising oil prices are also still uncertain," She said

Eni also highlighted the regulation of the scheme of gross split cooperation that made the block auction less desirable. According to Eni, it becomes one of the challenges for oil and gas investment.

"It still takes time to see the reaction of oil and gas investment this year," She said.

IN INDONESIA

10 Aturan Dihapus

Pemerintah berencana menghapus 10 peraturan untuk memancing minat investasi di sektor migas yang pada tahun ini ditargetkan mencapai US$ 17,4 miliar.

Upaya deregulasi tersebut merupakan bagian dan rencana Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mengurangi sekitar 40 peraturan menteri pada awal bulan depan.

Ego Syahrial, Pelaksana Tugas Dirjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), mengatakan bahwa 10 peraturan tersebut dinilai sudah tidak relevan dan menghambat dunia usaha.

“Salah satu contoh peraturan menteri yang akan dihapus adalah terkait rekomendasi. Nantinya, untuk sertifikasi akan dilakukan oleh ahlinya bukan dari pegawai negeri di ESDM,” ujar Ego.

Aksi ini merupakan salah satu jawaban atas rendahnya minat investasi di sektor minyak dan gas. Pada tahun lalu, realisasi investasi di sektor ini di bagian hulu maupun hilir mengalami penurunan. Menurut Kementerian ESDM, hal itu disebabkan penurunan harga minyak sehingga menekan tingkat investasi. 

“Pada 2017 itu realisasi sekitar US$8 miliar, lebih rendah dibandingkan dengan 2014, 2015, dan 2016 yang masing-masing US$ 20,72 miliar, US$17,38 miliar, dan US$12,74 miliar,” ujar Ego.

Pada tahun ini, pihaknya yakin situasi tersebut akan membaik dan menangetkan total investasi di sektor migas mencapai US$17,4 miliar, yang sebagian besar berasal dari investasi di sektor hulu. Target itu dibuat berdasarkan beberapa proyek yang akan dikerjakan sepanjang tahun.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Amien Sunaryadi mengatakan, ada beberapa proyek yang akan didorong untuk dikerjakan pada tahun ini yaitu lapangan Jambaran-Tiung Biru di Bojonegoro Jawa Timur, dan Tangguh Train 3 di Propinsi Papua.

“Untuk lapangan Jangkrik akan ada tambahan fasilitas sehingga produksi bisa aman di kisaran 600 juta kaki kubik per hari," ujarnya.

Adapun, untuk proyek Indonesia Deepwater Development dan Masela, diharapkan proses pre-FEED (Front End Engineering Design) bisa rampung pada pertengahan tahun ini dan POD (Plans of Development) bisa selesai pada akhir 2018.

Amien menyebutkan dalam proyek Masela saat ini sedang diselesaikan proses pre-FEED untuk pipa offshore ke darat, pipa untuk offshore, dan Studi untuk pemilihan fasilitas final.

“Di luar itu, masih ada potensi temuan di beberapa tempat lainnya yang juga bisa mendongkrak investasi," kata Amien.

Di sisi hilir, Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Fanshurullah Asa mengungkapkan, ada potensi investasi besar pada hilir migas pada tahun ini senilai US$ 1,2

Investasi ini digunakan untuk membangun pipa gas di tiga kawasan. Tiga kawasan itu adalah Natuna-Kalimantan Barat sepanjang 487 km dengan investasi US$ 565 juta, kawasan Kalimantan Barat-Kalimantan Tengah sepanjang 1.018 km senilai US$ 16 juta, dan kawasan Kalimantan Tengah-Kalimantan Selatan sepanjang 106 km senilai US$97,34 juta.

DAMPAK POSITIF

Marjolijn Wajong, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association, menilai deregulasi sejumlah aturan bisa menjadi sentimen positif untuk meningkatkan gairah investasi migas di Indonesia. 

“Dampaknya tidak akan langsung terasa, tetapi setidaknya akan membuat pelaku usaha lebih berani dalam investasi di sektor migas.”

     Menurut Marjolijn, untuk mendorong investasi migas ada beberapa hal yang harus diperhatikan pemerintah, yaitu penyederhanaan perizinan dan fiscal regime yang harus dapat bersaing dibandingkan dengan negara lain.

“Mengingat kontrak migas itu jangka panjang, jadi jangan ada perubahan di regulasi tanpa persetujuan kedua belah pihak. Ini penting   ujarnya.

Menurutnya, untuk melihat prospek investasi migas pada tahun ini, pengusaha akan melihat terlebih dahulu hasil lelang blok dengan skema gross split. 

“Awal tahun ini bisa dibilang menjadi pembuktian untuk memantau perkembangan.”

Eni Maulani, Anggota DPR Komisi VII dibidang Energi menilai target investasi di sektor migas senilai US$17,04 miliar pada tahun ini terlalu optimistis. Menurutnya investor kemungkinan masih wait and see karena regulasi yang sering berubah. 

“Apalagi, dari sisi kenaikan harga minyak juga masih belum pasti,” ujarnya 

Eni pun menyoroti regulasi skema kerja sama gross split yang membuat lelang blok kurang diminati. Menurutnya, hal tersebut menjadi salah satu tantangan untuk investasi migas. 

“Masih butuh waktu untuk melihat reaksi investasi migas bada tahun ini,” ujarnya.

Bisnis Indonesia, Page-1, Wednesday, Jan 10, 2018