Production Performance of PT Pertamina Reaches 109 Percent

The commitment of PT Pertamina EP to support the increase of national oil and gas production continues to be proven. This time is shown by the positive performance of PT Pertamina EP Asset 4 which has the widest operational area of ​​all assets managed by PT Pertamina EP starting from Cepu Field in Central Java, Sukowati Field and Poleng Field in East Donggi Matindok Field in Central Sulawesi and Papua Field in West Papua.

Positive performance was obtained from the gas sector, where as of May 22, 2018 Gas Year to Date (YTD) production reached 171.95 MMSCFD, 109% and YTD target of 157.59 MMSCFD. Or 104% of the 2018 target of 165.52 MMSCFD. Gas production of PT Pertamina EP Asset 4 is supported by 3 Central Processing Plant (CPP) CPP Gundih in Cepu Field, with production reaching around67 MMSCFD and added with CPP Donggi and CPP Matindok in Sulawesi with production reach 92.48 MMSCFD .

Agus Amperianto, Asset 4 General Manager at Press Briefing at KM 0 Cepu-Central Java, said the gas production can produce above the target set by the company. For CPP Gundih the majority of gas is channeled to PLTGU Tambak Lorok Semarang and for CPP Donggi and CPP Matindok our gas is channeled to Dongi Senoro LNG.

"Nevertheless, we continue to prepare an advanced strategy so that the gas that we produce can be used not only for electricity needs but also to meet the needs of the industry" said Agus Amperianto.

Furthermore, agus added, for the oil production realization sector as of May 22, 2018 reached 12,246 barrels per day (BOPD), 88% of YTD target of 13,932 BOPD. Or 87% of the 2018 target of 14,032 BOPD. For oil production, it projected until the end of 2018 could reach the target of 14,032 BOPD. The fulfillment of these targets is our effort and several strategies, one of which is the optimization of Sukowati field which started on May 20, 2018 which has been fully operated.

"Then we also do some well reaktivation work, well perforation and simulation and repair ESR" explains Agus Amperianto.

Meanwhile, in addition to continuing to increase oil and gas production, in the Asset 4 region, especially in eastern Indonesia, seismic activities are also conducted to seek new sources of reserves and provide new hope for the national oil and gas industry. According to Agus, in the vicinity of Klamono, Sorong regency, West Papua province, the exploration team of PT Pertamina EP has completed the 3D Seismic Klamasossa combing around 500 km2 of the area spread around Sorong regency.

IN INDONESIA

Kinerja Produksi PT Pertamina Capai 109 Persen

Komitmen PT Pertamina EP untuk mendukung peningkatan produksi migas nasional terus dibuktikan. Kali ini ditunjukkan dengan kinerja positif dari PT Pertamina EP Asset 4 yang memiliki wilayah operasi terluas dari seluruh asset yang dikelola oleh PT Pertamina EP yaitu mulai dari Cepu Field di Jawa Tengah, Sukowati Field dan Poleng Field dilawa Timur Donggi Matindok Field di Sulawesi Tengah dan Papua Field di Papua Barat.

Kinerja positif didapatkan dari sektor gas, dimana per 22 Mei 2018 produksi Gas Year to Date (YTD) mencapai angka 171.95 MMSCFD, 109 % dan target YTD sebesar 157.59 MMSCFD. Atau 104 % dari target 2018 sebesar 165.52 MMSCFD. Produksi gas PT Pertamina EP Asset 4 terbesar ditunjang oleh keberadaan 3 Pusat Pengolahan Gas / Central Processing Plant (CPP) yaitu CPP Gundih di Cepu Field, dengan produksi mencapai sekitar67 MMSCFD dan ditambah lagi dengan CPP Donggi dan CPP Matindok di Sulawesi dengan produksi mencapai 92.48 MMSCFD.

Agus Amperianto, Asset 4 General Manager saat Press Briefing di KM 0 Cepu-Jawa Tengah, mengatakan, produksi gas bisa berproduksi di atas target yang ditetapkan oleh perusahaan. Untuk CPP Gundih mayoritas gas disalurkan ke PLTGU Tambak Lorok Semarang dan untuk CPP Donggi dan CPP Matindok gas kami disalurkan ke Dongi Senoro LNG.

“Namun demikian kami tetap menyiapkan strategi lanjutan agar gas yang kami produksikan bisa dimanfaatkan tidak hanya untuk kebutuhan kelistrikan namun juga bisa memenuhi kebutuhan industry” ujar Agus Amperianto.

Lebih lanjut agus menambahkan, untuk sektor minyak realisasi produksi per tanggal 22 Mei 2018 mencapai 12.246 barel perhari (BOPD), 88% dari target YTD sebesar 13.932 BOPD. Atau 87 % dari target 2018 sebesar 14.032 BOPD. Untuk produksi minyak, pihaknya memroyeksikan hingga akhir tahun 2018 bisa mencapai target 14.032 BOPD. Pemenuhan terhadap target tersebut kami upayakan dan beberapa strategi, salah satunya optimalisasi lapangan Sukowati yang mulai tanggal 20 Mei 2018 yang lalu sudah secara penuh dioperasikan. 

“Kemudian kami lakukan juga beberapa pekerjaan reaktivasi sumur, perforasi sumur serta simulasi dan repair ESR” jelas Agus Amperianto.

Sementara itu, selain berupaya terus meningkatkan produksi minyak dan gas, di wilayah Asset 4 terutama di Kawasan Timur Indonesia juga dilakukan kegiatan seismik yang bertujuan untuk mencari sumber cadangan baru dan memberikan harapan baru bagi industry migas nasional. Menurut Agus, di sekitar wilayah Klamono, Kabupaten Sorong, Provinsi Papua Barat, tim Eksplorasi PT Pertamina EP telah selesai melakukan Seismik 3D Klamasossa yang menyisir sekitar 500 km2 wilayah yang tersebar di sekitar Kabupaten Sorong.

Memorandum, Page-14, Monday, June 11, 2018

ESDM Specifies Termination Block Operators

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will formally establish a contract extension operator in five working areas of oil and gas (oil and gas) or oil and gas blocks that will expire in 2020.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto, said the government will assign five working areas or oil and gas blocks to the existing contractors. It is the South Jambi Block to Petrochina, the Malacca Strait Block to Energi-Mega Persada, Brantas Block to Lapindo, Salawati Block and Bird's Head to Petrogas.

The signing bonus of Malacca Straits is US $ 2.5 million, Brantas US $ 1 million, South Jambi US $ 5 million, Salawati US $ 1 million and Bird Head US $ 1 million. The bonus signature of Makassar Strait Block will not be set, because as the existing operator Chevron Pasific Indonesia has not proposed a contract extension. According to the plan, the government will set the Makassar Strait Block by the end of June 2018.

"It will be combined with Indonesian Deepwater Development (IDD), so we also process IDD at the end of June," said Vice Minister of EMR, Arcandra Tahar.

Claim Arcandra, with the determination of termination working area, there will be additional investment. He mentioned that the determination of termination working areas in 2019-2020 already has an investment commitment of about US $ 500 million. The average investment commitment is definitely worth US $ 40 million. But there is also a certain high commitment value, such as the Jambi Merang Block with total investment for commitment must reach US $ 239 million.

While the oil and gas blocks terminated in 2021, especially the Rokan Block will be decided on July 2018 tones. However, Faisal Yusra, President of the Confederation of Indonesian Migrant Workers Union in written broadcasts requested. President Joko Widodo to revoke Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources 23 year 2018 which no longer gives direct termination block to Pertamina.

"Currently there is no urgency," he said.

He said that all Oil and Gas Blocks that have been discharged in the contracts in 2018-2019 have been processed by the decision of the old minister more "red-white". "Let the new policy of 2021 come to be thought of by the government of the new period, whoever becomes president," he advised.

IN INDONESIA

ESDM Tetapkan Operator Blok Terminasi

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) segera menetapkan secara resmi operator perpanjangan kontrak di lima wilayah kerja minyak dan gas (migas) atau blok migas yang akan habis kontrak tahun 2020 mendatang.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, pemerintah akan menetapkan lima wilayah kerja atau blok migas ke kontraktor eksisting. Yaitu Blok South Jambi kepada Petrochina, Blok Malaka Strait kepada Energi-Mega Persada, Blok Brantas kepada Lapindo, Blok Salawati dan Kepala Burung kepada Petrogas.

Bonus tandatangan Malaka Straitsebesar US$ 2,5 juta, Brantas US$ 1 juta, South Jambi US$ 5 juta, Salawati US$ 1 juta dan Kepala Burung US$ 1 juta. Adapun bonus tandatangan Blok Makassar Strait belum akan ditetapkan, karena sebagai operator eksisting Chevron Pasific Indonesia belum mengajukan perpanjangan kontrak. Rencananya, pemerintah akan menetapkan Blok Makassar Strait pada akhir Juni 2018. 

"Akan dikombinasikan dengan Indonesian Deepwater Development (IDD), jadi IDD juga kami proses di akhir Juni," klta Wakil Menteri ESDM, Arcandra Tahar.

Klaim Arcandra, dengan penetapan wilayah kerja terminasi, akan ada tambahan investasi. Dia menyebut, penetapan wilayah kerja terminasi tahun 2019-2020 sudah ada investasi komitmen kerja sekitar US$ 500 juta. Rata-rata investasi komitmen pasti mencapai US$ 40 juta. Namun ada juga nilai komitinen pasti yang cukup tinggi, seperti Blok Jambi Merang dengan total investasi untuk komitmen pasti mencapai US$ 239 juta.

Sementara blok migas yang terminasi tahun 2021, terutama Blok Rokan akan diputuskan nada Juli 2018. Namun, Faisal Yusra, Presiden Konfederasi Serikat Pekerja Migas Indonesia dalam siaran tertulis meminta. Presidenw Joko Widodo agar mencabut Keputusan Menteri ESDM 23 tahun 2018 yang tidak lagi memberikan langsung blok terminasi ke Pertamina. 

"Saat ini belum ada urgensinya," tegas dia.

Dia bilang, semua Blok Migas yang habis kontrak pada tahun 2018-2019 sudah diproses dengan Keputusan menteri lama yang lebih "merah-putih". "Biarkan kebijakan baru tahun 2021 mendatang dipikirkan pemerintahan periode baru nanti, siapapun yang menjadi presiden," kata dia memberi saran.

Kontan, Page-14, Monday, June 11, 2018

Gas Production of Pertamina EP Asset 4 exceeded Target

The declining trend of petroleum production in Indonesia is also experienced by PT Pertamina EP Aset 4. Until May 22, 2018, petroleum production reached 12,246 barrels of oil per day or just 88 percent of the target. Asset 4 General Manager of PT Pertamina (Persero) Agus Amperianto said oil production is projected until the end of 2018 to reach the target of 14,032 barrels of oil per day (bopd).

"The fulfillment of these targets is the effort of several strategies, one of which is the optimization of Sukowati field which started on 20 May 2018. We have also done some well reactivation work, well perforation, as well as stimulation and repair of ESR" explained Agus Amperianto .

PT Pertamina EP Asset 4 has the largest operating area among all assets managed by PT Pertamina EP. They include Cepu Field in Central Java, Sukowati Field and Poleng Field in East Java Donggi Matindok Field in Central Sulawesi, and Papua Field in West Papua. Meanwhile, for gas production, the company has exceeded the planned target. That is, it reaches 171.95 mmscfd (million standard cubic feet per day) or 109 percent and YTD (year to date) target of 157.59 mmscfd or 104 percent of the 2019 target of 165.52 mmscfd.

Gas production of PT Pertamina EP Asset 4 is greatest supported by the existence of three gas processing center / central processing plant (CPP). That is, CPP Gundih in Cepu Field with production about 67 mmscfd. Coupled with CPP Donggi and CPP Matindok in Sulawesi with production reaching 92.48 mmscfd.

"Alhamdulillah, our gas production can produce above the target set by the company," he said.

For CPP Gundih, the majority of the gas is supplied to PLTGU Tambak Lorok. Meanwhile, CPP Donggi and CPP Matindok gas is supplied to Donggi Senoro LNG.

"However, we are still preparing advanced strategies so that the gas that we produce can be utilized not only for electricity needs, but also can meet the needs of the industry," said Agus.

It also seismic activities to find new sources of reserves, especially in eastern Indonesia. For example, in the Klamono area, Sorong regency, West Papua.

"The exploration team of PT Pertamina EP has completed the 3D Seismic Klamasossa which combed about 500 km2 of the area spread around Sorong regency, and of course, this seismic could give hope to find potential oil and gas reserves.

IN INDONESIA

Produksi Gas Pertamina EP Asset 4 Melampaui Target

Tren penurunan produksi minyak bumi di Indonesia juga dialami PT Pertamina EP Aset 4. Hingga 22 Mei 2018, produksi minyak bumi mencapai

12.246 barel minyak per hari atau hanya 88 persen dari target. Asset 4 General Manager PT Pertamina (Persero) Agus Amperianto mengungkapkan, produksi minyak diproyeksikan hingga akhir 2018 mencapai target 14.032 barel minyak per hari (bopd). 

"Pemenuhan terhadap target tersebut kami upayakan dari beberapa strategi. Salah satunya, optimalisasi lapangan Sukowati yang mulai 20 Mei 2018 sudah secara penuh kami operasikan. Kemudian, kami lakukan juga beberapa pekerjaan reaktivasi sumur, perforasi sumur, serta stimulasi dan repair ESR” jelas Agus Amperianto.

PT Pertamina EP Asset 4 memiliki wilayah operasi terluas di antara seluruh aset yang dikelola PT Pertamina EP. Yakni, meliputi Cepu Field di Jawa Tengah, Sukowati Field dan Poleng Field di Jawa Timur Donggi Matindok Field di Sulawesi Tengah, serta Papua Field di Papua Barat. Sementara itu, untuk produksi gas, perseroan telah melampaui target yang direncanakan. Yakni, mencapai 171.95 mmscfd (million standard cubic feet per day) atau 109 persen dan target YTD (year to-date) sebesar 157.59 mmscfd atau, 104 persen dari target 2019 sebesar 165.52 mmscfd.

Produksi gas PT Pertamina EP Asset 4 paling besar ditunjang keberadaan tiga pusat pengolahan gas/ central processing plant (CPP). Yakni, CPP Gundih di Cepu Field dengan produksi sekitar 67 mmscfd. Ditambah dengan CPP Donggi dan CPP Matindok di Sulawesi dengan produksi mencapai 92.48 mmscfd. 

"Alhamdulillah, produksi gas kami bisa berproduksi di atas target yang ditetapkan perusahaan,” katanya.

Untuk CPP Gundih, mayoritas gasnya disalurkan ke PLTGU Tambak Lorok. Sedangkan gas CPP Donggi dan CPP Matindok disalurkan ke Donggi Senoro LNG. 

"Namun, kami tetap menyiapkan strategi lanjutan agar gas yang kami produksi bisa dimanfaatkan tidak hanya untuk kebutuhan kelistrikan, namun juga bisa memenuhi kebutuhan industri," terang Agus.

Pihaknya juga melakukan kegiatan seismik untuk mencari sumber cadangan baru, terutama di kawasan timur Indonesia. Misalnya, di wilayah Klamono, Kabupaten Sorong, Papua Barat.

"Tim eksplorasi PT Pertamina EP telah selesai melakukan Seismik 3D Klamasossa yang menyisir sekitar 500 km2 wilayah yang tersebar di sekitar Kabupaten Sorong. Tentunya, adanya seismik ini bisa memberikan harapan untuk menemukan potensi cadangan migas.

Kontan, Page-14, Monday, June 11, 2018

Less Oil, Gas Exceed Target

Gas Production Pertamina EP Asset 4

PT Pertamina EP Asset 4 is claimed to establish a positive performance. Asset 4 runs ExxonMobil Banyu Urip Field, Cepu Block Central Java, Sukowati Field, Poleng Field in East Java, Donggi Matindok Square in Central Sulawesi and Papua Field in West Papua Positive performance comes from the gas sector. As of 22 May 2018, gas production year to date (ytd) was 171.95 mmscfd or 109% of the target of 157.59 mmscfd or 104% of the 2018 target of 165.52 mmscfd.

Gas production from Asset 4 is greatest thanks to the existence of three gas processing centers or central processing plants (CPP). That is CPP Gundih in Banyu Urip Field with production reaching about 67 mmscfd and added CPP Donggi and CPP Matindok in Sulawesi with production reach 92.48 mmscfd.

"Thank God our gas production can produce above the target set by the company," said Agus Amperianto, GeneraI Manager Pertamina EP Asset 4.

According to him, for CPP Gundih, the majority of the gas flows to the Gas and Steam Power Plant (PLTGU) Tambak Lorok and for CPP Donggi and CPP Matindok gas is supplied to Donggi Senoro LNG. Pertamina EP Asset 4 also continues to prepare an advanced strategy for gas production to be utilized for industrial needs.

In the oil sector, production realization as of May 22, 2018 reached 12,246 barrels per day (bpd). This achievement is 88% of the target of 13,932 bph (ytd), or 87% of the 2018 target of 14,032 bph.

IN INDONESIA

Minyak Kurang, Gas Lampaui Target

Produksi Gas Pertamina EP Asset 4 

PT Pertamina EP Asset 4 diklaim mengukuhkan kinerja positif. Asset 4 mengelola Lapangan Banyu Urip Milik ExxonMobil, Blok Cepu di Jawa Tengah, Lapangan Sukowati, Lapangan Poleng di Jawa Timur, Lapangan Donggi Matindok di Sulawesi Tengah dan Lapangan Papua di Papua Barat Kinerja positif bersumber dari sektor gas. Per 22 Mei 2018 lalu, produksi gas  year to date (ytd) sebanyak 171,95 mmscfd atau 109 % dari target sebesar 157,59 mmscfd atau 104% dari target tahun 2018 sebesar 165,52 mmscfd.

Produksi gas dari Asset 4 terbesar berkat keberadaan tiga pusat pengolahan gas atau central processing plant (CPP). Yaitu CPP Gundih di Lapangan Banyu Urip dengan produksi mencapai sekitar 67 mmscfd dan ditambah CPP Donggi dan CPP Matindok di Sulawesi dengan produksi mencapai 92.48 mmscfd. 

"Alhamdulillah produksi gas kami bisa berproduksi diatas target yang ditetapkan oleh perusahaan," ujar Agus Amperianto, General Manager Pertamina EP Asset 4.

Menurutnya, untuk CPP Gundih mayoritas gas mengalir ke Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Tambak Lorok dan untuk CPP Donggi dan CPP Matindok gas disalurkan ke Donggi Senoro LNG. Pertamina EP Asset 4 juga tetap menyiapkan strategi lanjutan agar produksi gas bisa dimanfaatkan untuk kebutuhan industri. 

Di sektor minyak, realisasi produksi per tanggal 22 Mei 2018 mencapai 12.246 barel per hari (bph). Pencapaian ini 88% dari target sebesar 13.932 bph (ytd), atau 87% dari target tahun 2018 sebesar 14.032 bph.

Jawa Pos, Page-6, Monday, June 11, 2018

OPEC Production Meeting Rejects US Intervention

The Organization of Petroleum Exporting Countries or OPEC rejects the United States' demand for producing countries, particularly Saudi Arabia, to boost oil production as supply depreciates due to economic and political sanctions befalling Iran and Venezuela.

The US government unofficially requested Saudi Arabia and a number of OPEC producers to increase output a day before Uncle Sam imposed new sanctions on Iran banning firms to do business with the Persian nation.

US President Donald Trump had earlier withdrawn a nuclear deal last month but again announced high-level sanctions on Iran, OPEC's biggest producer after Saudi Arabia and Iraq. Iran's OPEC governor, Hossein Kazempour Ardebili, insists that US intervention efforts for OPEC oil production are out of bounds and outrageous.

"Surprisingly, seeing that instruction came from the US asking the Saudis to act to cover up the decline of Iranian exports due to their illegal sanctions against Iran and Venezuela," he said, quoted by Reuters.

Iran states that US demand on Saudi Arabia and generally to OPEC to pump oil in larger quantities is unwise. Kazempour revealed that OPEC would not ignore the request because it complicates the discussion of organizational meetings at the end of this month.

Earlier, in 2015, Tehran refused to approve the OPEC policy at the time, saying that the organization should increase output as sanctions cease. US sanctions this time affect the oil industry in Iran after 180 days of transition period ending on 4 November. However, before that period finished European oil processors have transferred its oil purchases from Iran.

Iran has called on OPEC to dictate the illegal sanctions at its June 22 OPEC meeting, which will also discuss the continuation of production policy. OPEC and its Russian-led allies have cut the total output by 1.8 million barrels per day since January 2017 and the cuts policy should end by the end of 2018.

However, Saudi Arabia and Russia say that the cuts policy will be reduced after receiving applications and consumers, including the US, China and India to boost global supplies. Kazempour predicted that the OPEC meeting would ignore the US demand and stated that oil prices would soar in response to US sanctions to Venezuela and Venezuela.

PRICE MOVEMENT

The price of crude oil is flushed after the market weighed on signals of oil supply problems and Saudi Arabia, Russia and Venezuela. At the close of trading on Friday (8/6) recorded West Texas Intermediate oil prices fell 0.32% or 0.21 points to US $ 65.74 per barrel, up 8.81% over the year.

Meanwhile, the price of Brent Futures oil fell 0.86 points or 1.11% to US $ 76.46 per barrel, up 14.3-4% during the year. The Petroleum Ministers of Saudi Arabia and Russia are scheduled to meet next week, adding to speculation that the world's two biggest oil exporters are poised to shift away from a deal on production restrictions. Discussions by Russian Energy Minister Alexander Novak and Saudi Oil Minister Khalid Al Falih in Moscow will likely be an opening for a meeting of OPEC members and allies discussing the continuation of production policy.

"The OPEC movement that actively discusses the reduction of oil production cuts has brought bearish forecasts on the oil market," said Rob Haworth. manager of US $ 151 billion at US Bank Wealth Management in Seattle.

Senior analyst at Danske Bank, Copenhagen, Jens Naervig Pedersen, said that after Saudi Arabia and Russia suggested OPEC to raise output in the second half of 2018, the market continues to focus which ultimately pushes OPEC's caution. Meanwhile, Venezuela's oil exports fell drastically considering that Latin America is facing an economic crisis.

"We will be exposed to tremendous risks. News about Venezuela about waiting cargo ships is loaded and the inability to supply the most active contract volumes has supported the market today, "said John Kilduff, partner of Again Capital LLC, hedge funds from New York.

PT Monex Investindo's research stated that WTI oil price is currently approaching resistance at US $ 66.00 per barrel, a steady movement above this level will bring the price up to the area of ​​US $ 66.50 per barrel. Achievements above that area have the potential to bring the price up to the area of ​​US $ 67.20 per barrel.

Meanwhile, the nearest support is in the range of US $ 6S, 60 per barrel. If able to pass, the price of oil potentially will fall to the area of ​​US $ 65.20. As long as it does not reach below US $ 65.20 per barrel, crude oil is predicted to strengthen.

IN INDONESIA

Rapat Produksi OPEC Tolak Intervensi AS

Organisasi Negara Pengekspor Minyak Mentah atau OPEC menolak permintaan Amerika Serikat kepada negara produsen, khususnya Arab Saudi, untuk meningkatkan produksi minyak seiring dengan penyusutan pasokan akibat sanksi politik ekonomi yang menimpa Iran dan Venezuela.

Pemerintah AS secara tidak resmi meminta Arab Saudi dan sejumlah produsen OPEC untuk meningkatkan hasil produksinya sehari sebelum Paman Sam menjatuhkan sanksi baru ke Iran yakni melarang perusahaan untuk berbisnis dengan Negeri Persia itu.

Presiden AS Donald Trump sebelumnya telah menarik kesepakatan nuklir pada bulan lalu, namun kembali mengumumkan sanksi tingkat tinggi pada Iran, produsen terbesar OPEC setelah Arab Saudi dan Irak. Gubernur OPEC dari Iran, Hossein Kazempour Ardebili, menegaskan bahwa upaya intervensi AS untuk produksi minyak OPEC di luar batas dan keterlaluan.

"Mengherankan, melihat instruksi itu datang dari AS yang meminta Saudi untuk bertindak menutupi kemerosotan ekspor Iran karena sanksi ilegal mereka terhadap Iran dan Venezuela,” tuturnya, dikutip dari Reuters.

Iran menyatakan bahwa permintaan AS pada Arab Saudi dan secara umum kepada OPEC untuk memompa minyak dalam jumlah yang lebih besar merupakan tindakan tidak bijaksana. Kazempour mengungkapkan bahwa OPEC tidak akan menghiraukan permohonan tersebut karena mempersulit pembahasan pertemuan organisasi pada akhir bulan ini.

Sebelumnya, pada 2015, Teheran menolak menyetujui kebijakan OPEC kala itu, yakni mengatakan bahwa organisasi seharusnya meningkatkan hasil produksi seiring dengan penghentian sanksi. Sanksi AS kali ini berpengaruh pada industri minyak di Iran setelah 180 hari periode peralihan yang berakhir pada 4 November. Namun, sebelum periode tersebut habis pengolah minyak Eropa sudah mengalihkan pembelian minyak nya dari Iran.

Iran telah meminta OPEC untuk mendikskusikan sanksi yang dinilai ilegal tersebut pada pertemuan OPEC 22 Juni mendatang, yang juga akan membicarakan soal kelanjutan kebijakan produksi. OPEC dan sekutunya yang dipimpin oleh Rusia telah memangkas total hasil produksi sebanyak 1.8 juta barel per hari sejak Januari 2017 dan kebijakan pemangkasan tersebut semestinya berakhir pada akhir 2018.

Namun, Arab Saudi dan Rusia mengatakan bahwa kebijakan pemangkasan tersebut akan dikurangi setelah menerima permohonan dan konsumen, termasuk AS, China, dan India untuk mendorong pasokan global. Kazempour memprediksi bahwa pertemuan OPEC tidak akan menghiraukan permintaan AS itu dan menyatakan bahwa harga minyak akan melonjak sebagai respons untuk sanksi AS ke han dan Venezuela.

PERGERAKAN HARGA

Harga minyak mentah bergerak memerah setelah pasar mempertimbangkan sinyal permasalahan pasokan minyak dan Arab Saudi, Rusia, dan Venezuela. Pada penutupan perdagangan Jumat (8/6) tercatat harga minyak West Texas Intermediate turun 0,32% atau 0,21 poin menjadi US$ 65,74 per barel, naik 8,81 % selama tahun berlalu.

Adapun, harga minyak Brent Futures turun 0,86 poin atau 1,11% menjadi US$ 76,46 per barel, naik 14,3-4% sepanjang tahun berjalan. Menteri Perminyakan Arab Saudi dan Rusia di jadwalkan mengadakan pertemuan pada pekan depan sehingga menambah spekulasi bahwa kedua pengekspor minyak terbesar dunia itu siap untuk beralih dari kesepakatan pembatasan produksi. Diskusi oleh Menteri Energi Rusia Alexander Novak dan Menteri Perminyakan Arab Saudi Khalid Al Falih di Moskow kemungkinan akan menjadi pembuka untuk pertemuan anggota OPEC dan sekutunya yang membahas kelanjutan kebijakan produksi.

“Pergerakan OPEC yang secara aktif membahas pengurangan pemangkasan produksi minyak telah membawa perkiraan bearish pada pasar minyak,” ujar Rob Haworth. pengelola dana US$ 151 miliar di US Bank Wealth Management di Seattle.

Analis Senior di Danske Bank, Copenhagen, Jens Naervig Pedersen, mengatakan bahwa setelah Arab Saudi dan Rusia menyarankan OPEC untuk menaikkan produksi pada semester II/2018, pasar terus fokus yang pada akhirnya mendorong kehati-hatian OPEC. Adapun, ekspor minyak Venezuela turun drastis mengingat Amerika Latin sedang menghadapi krisis ekonomi.

“Kami akan terkena risiko yang luar biasa. Berita tentang Venezuela tentang kapal kargo yang menunggu dimuat dan ketidakmampuan untuk memasok volume kontrak teraktif telah mendukung pasar saat ini,” kata John Kilduff, mitra Again Capital LLC, hedge-funds asal New York. 

Riset PT Monex Investindo menyatakan bahwa harga minyak WTI saat ini bergerak mendekati resistan US$ 66.00 per barel, pergerakan stabil diatas level ini akan membawa harga naik ke area US$ 66,50 per barel. Pencapaian di atas area tersebut berpotensi membawa harga naik ke area US$67,20 per barel. 

Sementara itu, support terdekat berada di kisaran US$ 6S,60 per barel. Jika mampu dilewati, harga minyak berpotensi turun ke area US$ 65,20. Selama tidak mencapai ke bawah US$ 65,20 per barel, minyak mentah diprediksi cenderung menguat.

Bisnis Indonesia, Page-19, Monday, June 11, 2018

Pertamina Manage 12 Government-Owned Oil and Gas Blocks

The government commissioned PT Pertamina to provide premium Fuel (BBM) throughout the archipelago at a price set by the government. As compensation for the loss of SOEs, the government provides the management of 12 oil and gas blocks that have been in production.

"What is Pertamina? What does the premium price need to be adjusted (with world oil prices)? It's a matter of people's purchasing power. We are Government to compensate Pertamina by providing 12 working areas (WK) upstream oil and gas production, "said Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan as quoted from the Ministry of Energy and Mineral Resources website.

The management of the 12 oil and gas blocks handed over to Pertamina includes the Mahakam Block that they currently manage. In addition, Block ONWJ, Central, Attaka, East Kalimantan, North Sumatra Offshore, Sanga-sanga, Southeast Sumatra, Tuban and Ogan Komering. Finally, Jambi Merang and Raja or Pendopo Blocks are delivered in May 2018.

"This will fulfill the government's commitment and the President's promise during the campaign that will make the domestic operator a host for upstream oil and gas production," added Jonan.

With the increase of Pertamina's oil and gas block management, their contribution in national oil and gas production increased from 23% in 2017 to 36% in April 2018. Pertamina's contribution is estimated to increase to 39% by 2019, in line with fully managed termination blocks that have been rejected for Pertamina.

"This is a block that has been submitted. but its diversion early next year. Later early next year its participation has reached 39% to 40%. Almost 2 times. So Pertamina's (contribution) production from 20% to 40%, "said Minister of EMR.

Pertamina's additional revenue is estimated at US $ 24 billion from 13 termination blocks that have been granted for the next 20 years. Pertamina's large contribution is at once a challenge for this government-owned company to maintain national production levels. The government hopes Pertamina can maintain upstream oil and gas production and increase exploration activities.

IN INDONESIA

Pertamina Kelola 12 Blok Migas Milik Pemerintah

Pemerintah menugasi PT Pertamina untuk menyediakan Bahan Bakar Minyak (BBM) premium di seluruh Nusantara dengan harga yang ditetapkan pemerintah. Sebagai kompensai atas kerugian BUMN tersebut, pemerintah memberikan pengelolaan 12 blok migas yang telah berproduksi. 

“Pertamina ruginya berapa? Apa maunya premium harganya disesuaikan (dengan harga minyak dunia)? Ini masalah daya beli masyarakat. Kita Pemerintah mengompensasi Pertamina itu dengan memberikan 12 Wilayah kerja (WK) produksi hulu migas,” ujar Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan seperti di kutip dari situs kementerian ESDM.

Pengelolaan ke-12 blok migas yang diserahkan kepada Pertamina tersebut termasuk Blok Mahakam yang telah mereka kelola saat ini. Selain itu, Blok

ONWJ, Tengah, Attaka, East Kalimantan, North Sumatra Offshore, Sanga-sanga, Southeast Sumatra, Tuban dan Ogan Komering. Terakhir, Blok jambi Merang dan Raja atau Pendopo yang diserahkan Mei 2018. 

“Dengan begitu ini memenuhi komitmen pemerintah dan janji Presiden saat kampanye yang akan menjadikan operator dalam negeri itu tuan rumah untuk produksi hulu migas,” tambah Jonan. 

Dengan bertambahnya pengeloaan blok migas oleh Pertamina, kontribusi mereka dalam produksi migas nasional meningkat dari 23% pada 2017 menjadi 36% pada April 2018. Kontribusi Pertamina diperkirakan meningkat menjadi 39% pada 2019, seiring dengan dikelola sepenuhnya blok terminasi yang telah dialihkelolakan ke Pertamina.

“Ini ada blok yang sudah diserahkan. tapi pengalihannya awal tahun depan. Nanti awal tahun depan partisipasinya sudah mencapai 39% sampai 40%. Hampir 2 kali. Jadi Pertamina itu (kontribusi) produksinya dari 20% menjadi 40%,” kata Menteri ESDM.

Tambahan pendapatan Pertamina diperkirakan US$24 miliar dari 13 blok terminasi yang telah diberikan untuk 20 tahun ke depan. Kontribusi Pertamina yang besar ini sekaligus menjadi tantangan bagi perusahaan milik pemerintah ini untuk menjaga tingkat produksi nasional. Pemerintah berharap Pertamina dapat menjaga produksi hulu migas serta meningkatkan kegiatan eksplorasi.

Media Indonesia, Page-17, Saturday, June 9, 2018

2 Blocks of Oil and Gas Generate Investment Commitment of Rp 68 Billion

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has an additional US $ 5.07 million or Rp 68 billion investment commitment. This investment comes from the signing of two oil and gas production sharing contract (PSC) from 2017 and 2018.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto, said that the two oil and gas blocks signed by this contract are Lampung Merak Block which is auctioned in 2017 and Citarum offered earlier this year.

"The Merak block of Lampung is committed to invest US $ 1.32 million and Citarum US $ 3.75 million," he said after signing the contract in Jakarta.

Lampung Peak Block was won by PT Balmoral Gas previously named PT Tansri Madjid Energi. Meanwhile, Citarum Block is obtained by PT Cogen Nusantara Energi and PT Hutama Wiranusa Energi Consortium. Determination of the winners of both blocks has been announced in the first quarter of this year.

Before the contract was signed, firmly Djoko, the two companies have paid the guarantee of investment commitments in the form of performance bond and signature bonus. Of the two contracts, the government obtained a signature bonus of US $ 500 thousand each in the Merak Lampung Block and US $ 750 thousand in Citarum Block.

The signing of the Lampung Merak Block contract took longer than four other blocks auctioned last year, namely the Andaman II Block, Andaman I, Pekawai, and West Yamdena. According to Djoko, this is because the winning company of this block changed its name simultaneously while taking care of the performance bond payments.

"It's a company name, so it's an administrative issue and it should be legal," he said.

The Citarum Block is the first of four blocks that the winner has awarded for the 2018 direct offer auction. The other three blocks are East Ganal Block won by Eni Indonesia Ltd, East Seram by Lion Energy Ltd, and Southeast Jambi by Talisman Consort West Bengara BV -MOECO South Sumatra Co. Ltd.

According to Djoko, the other three oil and gas blocks can not be done because there are still contract requirements that have not been met the winners, namely the guarantee of investment commitments and signature bonuses.

"The others (three other winners) have made a letter July 17 for commitment to pay signature bonus and performance bond," said Djoko.

Eni Indonesia Ltd undertakes a definite commitment of US $ 35.35 million and a signature bonus of US $ 1.5 million. Lion Energy Ltd has a definite commitment of US $ 900 thousand and a signature bonus of US $ 500 thousand. Finally, Talisman West Bengara Consortium BV-MOECO South Sumatra Co Ltd promises a definite commitment of US $ 4.65 million and a signature bonus of US $ 500 thousand.

The activities promised in Lampung Merak Block are G & G exploration and 2D 500 km (km) seismic data acquisition. While in the Citarum Block, the winner promises G & G exploration activities and 2D 300 km seismic data acquisition. Djoko hopes there will be additional oil and gas reserves from these two oil and gas blocks.

"It is expected that (the winner) can find new oil and gas reserves," he said.

As for the regular auction is currently still ongoing. In detail, South CPP Block, Nibung, Batu Gajah Dua, Air Komering, West Bukit, East Sokang, Banyumas, East Muriah, North Kangean, Andika Bumi Kita, Belayan, West Sangasanga, Suremana I, Southeast Mahakam, Mamuju Manukra, Karaeng, Ebuny , West Berau, and Cendrawasih Bay II.

"Regular auction 2018 as much as 19 WK (working area) is still running until the deadline on July 3, 2018," said Djoko.

At the auction of this oil and gas block the government set a minimum investment commitment and signature bonus that must be met by investors. In every oil and gas block, minimum investment commitment requested on average in the form of geological and geophysical (G & G) and seismic studies, only 12 oil and gas blocks are required to drill one exploration well. As for the average signature bonus is set at least US $ 500 thousand.

IN INDONESIA

2 Blok Migas Hasilkan Komitmen investasi Rp 68 Miliar

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memperoleh tambahan komitmen investasi migas sebesar US$ 5,07 juta atau Rp 68 miliar. Investasi ini berasal dari penandatanganan dua kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) blok migas hasil lelang 2017 dan 2018.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, dua blok migas yang diteken kontraknya ini adalah Blok Merak Lampung yang dilelang pada 2017 dan Citarum yang ditawarkan awal tahun ini. 

“Blok Merak Lampung terdapat komitmen investasi US$ 1,32 juta dan Citarum US$ 3,75 juta,” kata dia usai penandatanganan kontrak di Jakarta.

Blok Merak Lampung dimenangkan oleh PT Balmoral Gas yang sebelumnya bernama PT Tansri Madjid Energi. Sementara Blok Citarum diperoleh hak pengelolaannya oleh Konsorsium PT Cogen Nusantara Energi dan PT Hutama Wiranusa Energi. Penetapan pemenang kedua blok ini telah diumumkan pada kuartal pertama tahun ini.

Sebelum kontrak diteken, tegas Djoko, kedua perusahaan telah membayarkan jaminan komitmen investasi berupa performance bond dan bonus tanda tangan. Dari dua kontrak ini, pemerintah memperoleh bonus tanda tangan masing-masing US$ 500 ribu di Blok Merak Lampung dan US$ 750 ribu di Blok Citarum. 

Penandatanganan kontrak Blok Merak Lampung ini membutuhkan waktu lebih lama dibandingkan empat blok lain yang juga dilelang pada tahun lalu, yakni Blok Andaman II, Andaman I, Pekawai, dan West Yamdena. Menurut Djoko, hal ini lantaran perusahaan pemenang blok ini berganti nama bersamaan ketika mengurus pembayaran performance bond. 

“ltu berganti nama perusahaan, jadi itu masalah administrasi dan harus ada legalnya,” ujarnya.

Sementara penandatanganan Blok Citarum justru yang pertama dari empat blok yang telah ditetapkan pemenangnya untuk lelang penawaran langsung 2018. Tiga blok lainnya adalah Blok East Ganal yang dimenangkan oleh Eni Indonesia Ltd, East Seram oleh Lion Energy Ltd, dan Southeast Jambi oleh Konsorsium Talisman West Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd.

Menurut Djoko, kontrak tiga blok migas lainnya belum dapat dilakukan lantaran masih ada persyaratan kontrak yang belum dipenuhi pemenang, yakni jaminan komitmen investasi dan bonus tanda tangan. 

“Yang lainnya (tiga pemenang lain) sudah membuat surat 17 Juli untuk komitmen bayar signature bonus dan performance bond,” tutur Djoko. 

Eni Indonesia Ltd menjalankan komitmen pasti US$ 35,35 juta dan bonus tanda tangan US$ 1,5 juta. Lion Energy Ltd memiliki komitmen pasti US$ 900 ribu dan bonus tanda tangan US$ 500 ribu. Terakhir, Konsorsium Talisman West Bengara BV-MOECO South Sumatra Co Ltd menjanjikan komitmen pasti US$ 4,65 juta dan bonus tanda tangan US$ 500 ribu.

Kegiatan yang dijanjikan di Blok Merak Lampung yakni eksplorasi G&G dan akuisisi data seismik 2D 500 kilometer (km). Sementara di Blok Citarum, pemenang menjanjikan kegiatan eksplorasi G&G dan akuisisi data seismik 2D 300 km. Djoko berharap nantinya ada tambahan cadangan migas dari dua blok migas ini.

“Diharapkan (pemenang) dapat menemukan cadangan migas baru,” ujar dia. 

Sementara untuk lelang reguler saat ini masih berlangsung. Rincinya, Blok South CPP, Nibung, Batu Gajah Dua, Air Komering, Bukit Barat, East Sokang, Banyumas, East Muriah, North Kangean, Andika Bumi Kita, Belayan, West Sangasanga, Suremana I, Southeast Mahakam, Manakarra Mamuju, Karaeng, Ebuny, West Berau, dan Cendrawasih Bay II. 

“Lelang reguler 2018 sebanyak 19 WK (wilayah kerja) masih berjalan sampai dengan batas akhir pada 3 Juli 2018,” kata Djoko.

Pada lelang blok migas ini pemerintah mengatur minimal komitmen investasi dan bonus tanda tangan yang harus dipenuhi investor. Di setiap blok migas, minimal komitmen investasi yang diminta rata-rata berupa studi geologi dan geofisika (G&G) dan seismik, hanya 12 blok migas yang diminta ada pengeboran masing-masing satu sumur eksplorasi. Sementara untuk bonus tanda tangan rata-rata ditetapkan minimal US$ 500 ribu.

Investor Daily, Page-9, Saturday, June 9, 2018

Investment Commitment on Oil and Gas Exploration Grows US $ 291 Billion

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has set a new manager for five of the six oil and gas blocks that will be exhausted by 2020. From this determination, the state gets additional investment commitment of oil and gas amounting to US $ 291 billion.

By 2020, there are six oil and gas blocks to be completed, namely South Block J Block B, Brantas, Malacca Strait, Salawati Bird's Head, Onshore Salawati Basin, and Makassar Strait. Except for the Makassar Strait Block, the government has established a new operator of this termination block.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar, said that for the term and condition just five blocks of oil and gas termination has been signed by the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan. Meanwhile, the signing of the five block production sharing contract (PSC) will be conducted next month.

With the assurance of the fate of the five blocks that are soon extinguished by the contract, the government gets additional investment commitment for oil and gas, "For WK (working area) terminated in 2020 (not including Makassar Strait), Rp 4 trillion for exploration," he said in Jakarta. This investment commitment has not calculated the nett present value (NPV) of each block.

The management of the Block J Block South Block, handed over to Petrochina International Jambi promising a five-year working commitment of US $ 32.75 million and a signature bonus of US $ 5 million. While the share (split) of this company set at 53% for gas. 

     For Brantas Block, the government appointed Lapindo Brantas, PT Prakasa Brantas, and Minarak Labuan Co Llc as managers. Lapindo Brantas is committed to invest in the first five years of US $ 115.55 million and a signature bonus of US $ 1 million. In this block, the government provides a split for contractors of 4-7% for oil and 52% for gas.

Then the Malacca Strait Block was handed over to EMP Malacca Strait SA with partners. The contractor promises a five-year working commitment of US $ 45.75 million and a signature bonus of US $ 2.5 million. While the split part of the contractor is set at 59% for oil and 64% for gas. 

     Finally, for the Salawati Head of Birds Head and Onshore Salawati Basin, it was decided that the operator changed to Petrogas. The Government obtained a definite working commitment of US $ 61.72 million on the Bird's Head Salawati Block and US $ 36.25 million in the Onshore Salawati Basin Block. While the signature bonus of each US $ 1 million.

"For split contractors, in Bird's Head set 43% plus 5.5% for oil and 48% plus 5.5% for gas. Next split contractors in Salawati ie 43% plus 5% for oil, "said Arcandra.

As for the fate of the Makassar Strait Block, the government is still waiting for its contractor, Chevron Indonesia. This is because Chevron Indonesia asked for an extension to prepare the proposal.

"Chevron asked for time. Until June this is pursued, "said Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources Djoko Siswanto. Makassar Strait Block is currently working on Chevron Makassar Strait 72%, PHE 10%, and Tiptop Makassar 18%.

Previously, Djoko explained, in accordance with Government Regulation no. 35 of 2004 Article 28, the existing contractor may apply for a contract extension not later than 10 years and no later than 2 years before the contract is completed. While the government must make new management decisions at least one year before the contract termination. However, the government will attempt to immediately establish new operators of this terminating oil and gas block.

"We are targeting for which (the contract is completed) 2020 set in June, next 2021 in July, 2022 in August, 2023 in September, 2024 in October, 2025 in November, and 2026 in December. So this year is over (new managers' determination) he said. For termination blocks until 2019, the government has established its managers.

IN INDONESIA

Komitmen Investasi Eksplorasi Migas Bertambah US$ 291 Milyar

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) telah menetapkan pengelola baru untuk lima dari enam blok migas yang akan habis kontraknya pada 2020. Dari penetapan ini, negara mendapat tambahan komitmen investasi migas sebesar US$ 291 miliar.

Pada 2020, terdapat enam blok migas yang akan selesai kontraknya, yakni Blok South Jambi Block B, Brantas, Malacca Strait, Salawati Kepala Burung,

Onshore Salawati Basin, dan Makassar Strait. Kecuali untuk Blok Makassar Strait, pemerintah telah menetapkan operator baru blok terminasi ini.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, untuk term and condition baru saja lima blok migas terminasi tersebut telah ditandatangani oleh Menteri ESDM Ignasius Jonan. Sementara penandatanganan kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) kelima blok ini akan dilakukan pada bulan depan.

Dengan sudah dipastikannya nasib lima blok yang segera habis kontraknya, pemerintah mendapat tambahan komitmen investasi migas, “Untuk WK (wilayah kerja) yang terminasi pada 2020 (tidak termasuk Makassar Strait), dapat Rp 4 triliunan untuk eksplorasi,” kata dia di Jakarta. Komitmen investasi ini belum menghitung nett present value (NPV) masing-masing blok.

Pengelolaan Blok South Jambi Block B, diserahkan kepada Petrochina International Jambi yang menjanjikan komitmen kerja pasti lima tahun sebesar US$ 32,75 juta dan bonus tanda tangan US$ 5 juta. Sementara bagian bagi hasil (split) perusahaan ini ditetapkan sebesar 53% untuk gas. 

     Untuk Blok Brantas, pemerintah menunjuk Lapindo Brantas, PT Prakasa Brantas, dan Minarak Labuan Co Llc sebagai pengelola. Lapindo Brantas berkomitmen mengeluarkan investasi dalam lima tahun pertama sebesar US$ 115,55 juta dan bonus tanda tangan US$ 1 juta. Di blok ini, pemerintah memberikan split bagi kontraktor sebesar 4-7% untuk minyak dan 52% untuk gas.

Kemudian Blok Malacca Strait diserahkan pengelolaannya ke EMP Malacca Strait SA bersama mitra. Kontraktor menjanjikan komitmen kerja pasti lima tahun sebesar US$ 45,75 juta dan bonus tanda tangan US$ 2,5 juta. Sementara bagian split kontraktor ditetapkan sebesar 59% untuk minyak dan 64% untuk gas. 

     Terakhir, untuk Blok Salawati Kepala Burung clan Onshore Salawati Basin, diputuskan bahwa operatornya berubah menjadi Petrogas. Pemerintah memperoleh komitmen kerja pasti masing-masing US$ 61,72 juta di Blok Salawati Kepala Burung dan US$ 36,25 juta di Blok Onshore Salawati Basin. Sementara bonus tanda tangannya masing-masing US$ 1 juta.

“Untuk split kontraktor, di Kepala Burung ditetapkan 43% ditambah 5,5% untuk minyak dan 48% ditambah 5,5% untuk gas. Selanjutnya split kontraktor di Salawati yakni 43% ditambah 5% untuk minyak,” kata Arcandra. 

Sementara untuk nasib Blok Makassar Strait, pemerintah masih menunggu kontraktornya, yakni Chevron Indonesia. Hal ini lantaran Chevron Indonesia meminta perpanjangan waktu untuk menyiapkan proposal. 

“Chevron minta waktu. Sampai Juni inilah dikejar,” kata Driektur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto. Blok Makassar Strait saat ini digarap Chevron Makassar Strait 72%, PHE 10%, dan Tiptop Makassar 18%.

Sebelumnya, Djoko menjelaskan, sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 Pasal 28, kontraktor eksisting dapat mengajukan perpanjangan kontrak paling cepat 10 tahun dan paling lambat 2 tahun sebelum kontrak selesai. Sementara pemerintah harus membuat keputusan pengelola baru paling telat satu tahun sebelum kontrak diterminasi. Namun, pemerintah akan berupaya secepatnya menetapkan operator baru dari blok migas terminasi ini. 

“Kami targetkan untuk yang (kontraknya selesai) 2020 ditetapkan pada Juni nanti, berikutnya yang 2021 di Juli, 2022 di Agustus, 2023 di September, 2024 di Oktober, 2025 di November, dan 2026 di Desember. Jadi tahun ini selesai (penetapan pengelola baru) kata dia. Untuk blok terminasi sampai 2019, pemerintah telah menetapkan pengelolanya.

Investor Daily, Page-9, Saturday, June 9, 2018