Exxon and Copi Expand Exploration

ExxonMobil don Conocohillips (Copi) plans to conduct exploration outside its operations area. This opens the contractor's opportunity to get additional new reserves.

Head of the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Dwi Soetjipto said the two cooperation contract contractors (KKKS) from the United States had stated the plan. According to him, the KKKS choice to conduct exploration outside its working area has considered the potential for additional oil and gas reserves. This is considered positive.

Dwi Soetjipto

 "That means a lot of potential for the country, rather than drilling in existing areas where additional production and reserves are not too large," he said.

Dwi added that currently the funds collected from the defined work commitment (KKP) for exploration have reached US $ 2.5 billion. The funds are obtained from gross profit sharing contracts. One of the KKKS that have conducted exploration activities from the KKP fund is PT Penamina Hulu Energi Jambi Merang (PHE Jambi Merang) in the form of a 2D seismic survey with a track length of 30,000 kilometers. Cumulatively, an additional investment of the Jambi Merang MPA is up to US $ 239.3 million for exploration and exploitation activities.

"What the Jambi Merang PHE has done with its KKP does not have a better meaning if it is [only] done in Jambi Merang. So [they] were given the opportunity to use the KKP in other areas, "he added.

SKK Migas also encouraged Pertamina and Medco as a local oil and gas company to boost exploration to keep up with Repsol's success in the Top 10 Discovery 2019. Pertamina and Medco have the largest areas number 1 and 3 in the same basin. To encourage investors to explore, SKK Migas claims to have conducted a roadshow to introduce oil and gas basins in the country.

The reason is the success ratio of exploration well discovery in Indonesia is higher and the global average. Referring to the SKK Migas data, until the third quarter of 2019 exploration success ratio was 45%, while in the world in the last 2 years it was 35%. From the latest exploration findings, there are at least an additional 880 million barrel oil equivalent (MMboe) and 230 MMbo from 13 work areas.

Azi N. Alam

Regarding exploration plans in open areas, ExxonMobil agrees to the possibility. Vice President of Public and Government Affairs of ExxonMobil Indonesia Azi N. Alam said that the company remained committed to Indonesia and continued to look for other opportunities.

the Cepu Block in East Java Indonesia

"Both in the Cepu Block and throughout Indonesia, as part of our long-term commitment in Indonesia," he said.

At present, ExxonMobil is the largest oil-producing KKKS in Indonesia, passing Chevron Pacific Indonesia. As of September 2019, ExxonMobil Cepu Ltd recorded a production of ready to sell or lifting of 216,011 barrels per day (bpd) or exceeding the target set at 216,000 bpd. On the other hand, ConocoPhillips (Grissik) Ltd also recorded a brilliant performance in terms of lifting. The Corridor Block operator successfully recorded 833 MMscfd of gas lifting as of September 2019 or 102.8% of the target set by the 2019 APBN.

Meanwhile, Vice President of Commercial and Business Development at ConocoPhillips Taufik Ahmad said that his party always evaluates open areas as a routine part of the search for potential new oil and gas reserves. Moreover, with the extension of the Corridor Block, the activity will continue, "he said.

Meanwhile, the government gave ConocoPhillips the management of Corridor Block 46% (operator), PT Pertamina Hulu Energi Corridor 30%, and Talisman (Corridor) Ltd. 24%. The Corridor Block production sharing contract will be valid for 20 years, effective from December 20, 2023. The estimated investment value from the implementation of the first 5 year KKP is US $ 250 million and a signature bonus of US $ 250 million.

Participation rights owned by the contractor include a 10% participation right that will be offered to Regionally Owned Enterprises according to ESDM Regulation No. 37/2016. Existing work commitments are directed to work on six work packages that include Lower Palembang Paddles, Lower Palembang Suban, Telisa Well Suban Far East, and Suban Far East (continued prospects).

The Corridor Block is one of the oil and gas blocks of strategic value considering the amount of gas production around 1,100 MMscf or equivalent to 12% of the total national natural gas production at this time. In addition, oil and condensate production reached 6,600 bopd.

IDD PROJECT

In other developments, Chevron Pacific Indonesia needs partners to share the risk of developing a deep sea project or Indonesia Deepwater Development (IDD) phase II. Acting Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources Djoko Siswanto agrees that Chevron is looking for partners before submitting a revised phase II development plan (POD). They ask for time until 2020, "he said.

Previously, the approval of the development plan (POD) had the potential to be delayed due to the possibility of a change in the consortium of companies working on the IDD project. Deputy Head of SKK Migas Fatar Yani Abdurrahman said that he did not yet know Chevron's future in developing the IDD Project. However, there will be a change in the consortium and waiting for the entry of new partners.

"Still waiting. I don't know whether Chevron is coming out or not, but the consortium has changed. He [Chevron] did not say to leave, but he was definitely looking for [partners] to develop. ”

In the IDD Project, Chevron is recorded as a project operator with 62% participating rights. Based on SKK Migas's explanation, the IDD Gendalo-Gehem Project is targeted to start production in the first quarter of 2024. The project is now in the stage of drafting detailed design auction documents (FEED), contract awarding, and submission of expenditure approvals (AFE) for surveys.

     With the potential change in the consortium, continued Fatar, the preparation and approval of the IDD Project POD was delayed again. SKK Migas is waiting for a new consortium report before discussing POD.

"Maybe if he deals in January, after he reports to us. Well, partner or what is the point, this is our final [POD material] proposal, "he said.

He added that there was no specific deadline for determining new partners in the development of the IDD project. Fatar claimed that he could not force the development of the project without looking at the economics of the project considered by KKKS.

IN INDONESIA

Exxon dan Copi Perluas Eksplorasi

ExxonMobil don Conocohillips (Copi) berencana melakuakn eksplorasi di luar area operasinya. Hal tersebut membuka peluang kontraktor untuk mendapatkan tambahan cadangan baru.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto mengatakan kedua kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) asal Amerika Serikat itu telah menyatakan rencananya tersebut. Menurutnya, pilihan KKKS untuk melakukan eksplorasi di luar wilayah kerjanya telah mempertimbangkan potensi tambahan cadangan minyak dan gas bumi (migas). Hal tersebut dinilai positif.

 “Itu potensi berarti buat negara, daripada mereka ngebor di wilayah existing yang tambahan produksinya dan cadangannya gak terlalu besar," ujarnya.

Dwi menambahkan saat ini dana yang dihimpun dari komitmen kerja pasti (KKP) untuk eksplorasi sudah mencapai US$2,5 miliar. Dana tersebut didapatkan dari kontrak bagi hasil kotor atau gross split. Salah satu KKKS yang telah melakukan aktivitas eksplorasi dari dana KKP adalah PT Penamina Hulu Energi Jambi Merang (PHE Jambi Merang) berupa survei seismik 2D dengan panjang lintasan 30.000 kilometer. Secara kumulatif, tambahan investasi KKP Jambi Merang hingga 2024 senilai US$239,3 juta untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasi.

“Yang dilakukan PHE Jambi Merang dengan KKP-nya tidak memiliki arti yang lebih bagus kalau [hanya] dilakukan di Jambi Merang saja. Jadi [mereka] diberi kesempatan menggunakan KKP-nya di area lain,” tambahnya.

SKK Migas juga mendorong Pertamina dan Medco sebagai perusahaan migas lokal untuk menggenjot eksplorasi guna mengikuti kesuksesan Repsol yang masuk Top 10 Discovery 2019. Adapun Pertamina dan Medco memiliki area terluas nomor 1 dan 3 di cekungan yang sama. Untuk mendorong ketertarikan investor melakukan eksplorasi, SKK Migas mengklaim telah melakukan roadshow untuk memperkenalkan cekungan-cekungan migas yang ada di Tanah Air. 

Pasalnya, success ratio penemuan sumur eksplorasi di Indonesia lebih tinggi dan rata-rata global. Merujuk data SKK Migas, hingga kuartal III/2019 success ratio eksplorasi sebesar 45%, sementara di dunia dalam 2 tahun terakhir sebesar 35%. Dari sisi penemuan eksplorasi terkini, setidaknya sudah ada tambahan 880 million barrel oil equivalent (MMboe) dan 230 MMbo dari 13 area kerja.

Terkait rencana eksplorasi di area terbuka, ExxonMobil mengamini adanya kemungkinan tersebut. Vice President Public and Government Affairs ExxonMobil Indonesia Azi N. Alam mengatakan pihaknya tetap berkomitmen kepada Indonesia dan terus mencari peluang lain.

“Baik di Blok Cepu maupun di seluruh Indonesia, sebagai bagian dari komitmen jangka panjang kami di Indonesia,” katanya.

Saat ini, ExxonMobil merupakan KKKS penghasil minyak terbesar di Indonesia melewati Chevron Pacific Indonesia. Per September 2019, ExxonMobil Cepu Ltd mencatatkan produksi siap jual atau lifting sebanyak 216.011 barel per hari (bph) atau melebihi target yang ditetapkan sebanyak 216.000 bph. Di sisi lain, ConocoPhillips (Grissik) Ltd pun mencatatkan kinerja cemerlang dalam segi lifting. Operator Blok Corridor ini berhasil mencatatkan lifting gas sebanyak 833 MMscfd per September 2019 atau 102,8% dari target yang ditetapkan APBN 2019.

Sementara itu, Vice President Commercial and Business Development ConocoPhillips Taufik Ahmad mengatakan pihaknya selalu melakukan evaluasi atas area terbuka sebagai bagian rutin pencarian potensi cadangan migas baru. Apalagi, dengan adanya perpanjangan Blok Corridor, kegiatan tersebut akan diteruskan,” katanya.

Adapun, pemerintah memberikan kewenangan pengelolaan Blok Corridor kepada ConocoPhillips sebesar 46% (operator), PT Pertamina Hulu Energi Corridor 30%, dan Talisman (Corridor) Ltd. 24%. Kontrak bagi hasil Blok Coridor akan berlaku untuk 20 tahun, efektif sejak 20 Desember 2023. Perkiraan nilai investasi dari pelaksanaan KKP 5 tahun pertama senilai US$250 juta dan bonus tanda tangan US$ 250 juta. 

Hak partisipasi yang dimiliki oleh kontraktor tersebut termasuk hak partisipasi 10% yang akan ditawarkan kepada Badan Usaha Milik Daerah sesuai Permen ESDM No. 37/2016. Komitmen kerja pasti yang ada diarahkan untuk mengerjakan enam paket pekerjaan yang mencakup Dayung Lower Palembang, Suban Lower Palembang, Telisa Well Suban Far East, Serta Suban Far East (prospek lanjutan).

Adapun Blok Corridor merupakan salah satu blok migas yang bernilai strategis mengingat besarnya produksi gas sekitar 1.100 MMscf atau setara dengan 12% dari total produksi gas bumi nasional saat ini. Selain itu, produksi minyak dan kondensat mencapai 6.600 bopd.

PROYEK IDD

Pada perkembangan lain, Chevron Pacific lndonesia membutuhkan mitra untuk berbagi risiko pengembangan proyek laut dalam atau Indonesia Deepwater Development (IDD) tahap II. Pelaksana Tugas Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengamini bahwa Chevron sedang mencari mitra sebelum mengajukan revisi rencana pengembangan (POD) IDD tahap II. Mereka minta waktu sampai 2020,” tuturnya.

Sebelummya, pengesahan rencana pengembangan (POD) berpotensi molor akibat kemungkinan perubahan konsorsium perusahaan yang menggarap proyek IDD muncul. Wakil Kepala SKK Migas Fatar Yani Abdurrahman mengatakan belum mengetahui masa depan Chevron dalam pengembangan Proyek IDD. Hanya saja, akan ada perubahan konsorsium dan menunggu masuknya mitra baru.

“Masih menunggu. Saya enggak tahu Chevron keluar atau tidak, tapi konsorsium berubah. Dia [Chevron] tidak bilang keluar, tapi yang jelas Iagi cari [mitra] agar bisa dikembangkan.”

Di Proyek IDD, Chevron tercatat sebagai operator proyek dengan hak partisipasi sebesar 62%. Berdasarkan paparan SKK Migas, Proyek IDD Gendalo-Gehem ditargetkan mulai produksi pada kuartal I/2024. Proyek ini kini masuk tahap penyusunan dokumen lelang desain rinci (FEED), contract awarding, dan pengajuan persetujuan pengeluaran (AFE) untuk survei. 

     Dengan adanya potensi perubahan konsorsium itu, lanjut Fatar, maka penyusunan dan persetujuan POD Proyek IDD kembali tertunda. SKK Migas menunggu laporan konsorsium baru terlebih dahulu sebelum melakukan pembahasan POD.

“Mungkin kalau dia deal pada Januari, setelah dia laporkan ke kami. Nah, mitra atau apa pokoknya ini proposal [bahan POD] terakhir kami,” tuturnya.

Dia menambahkan tidak ada tenggat waktu tertentu untuk menentukan mitra baru dalam pengembangan proyek IDD. Fatar mengaku tidak bisa memaksakan pengembangan proyek tanpa melihat keekonomian proyek yang dipertimbangkan KKKS. 

Bisnis Indonesia, Page-24, Thursday, Nov 14, 2019

Pertamina speeds up the construction of the Tiung Biru Jambaran

Jambaran Tiung Biru (JTB) as Pertamina's national strategic infrastructure project is moving forward. The Unitization Gas Field development project will be an economic driver by responding to the need for gas supply for the industry. 

      The project, which is carried out by Pertamina's upstream subsidiary PT Pertamina EP Cepu (PEPC), has entered the Gas Processing Facility (GPF) construction period. Until the second quarter / 2019, the project has progressed 25% and is faster than the target. At present JTB has employed 2,000 workers with 70% local workforce.

PT Pertamina EP Cepu (PEPC)

"This project is very important and strategic to drive the national economy. PEPC continues to accelerate as Pertamina's commitment to optimize oil and gas production and reserves while increasing the welfare of the community in the operational area, "said Dharmawan H. Samsu, Upstream Director of Pertamina Natural gas is an alternative energy source and fossil fuels that are environmentally friendly and economical.

"With sufficient gas supply, the domestic industry will be able to operate more efficiently by up to 30%," he continued.

With a gas production capacity of 192 million cubic feet per day (MMSCFD) and 2.5 trillion cubic feet (TCF) reserves which will be channeled through the Gresik-Semarang gas pipeline, the JTB project will provide a multiplier effect in addressing the supply deficit for 19 industrial sectors in Central Java and East Java. 

     Not only does it have an impact on society and the future of the industry, PEPC has also succeeded in making capital expenditure efficiencies of US $ 509 million so that gas prices are cheaper and revenue for the state and contractor part increases.

The project, which is projected to be completed in the second quarter of 2021, will also contribute to increasing state revenues to US $ 3.61. Prudent planning management with efficient implementation made the JTB project successful in obtaining funding of US $ 1.85 billion from a consortium of 12 national and international financial institutions. 

    Dharmawan explained, "The success of project financing proves that PEPC uses world-class standards in managing Pertamina's upstream assets so that it is in good standing with international financial institutions."

Funding consists of 95% conventional and 5% sharia, which is a new achievement in the national oil and gas sector. In June, PEPC completed the financial close and first drawdown stages of creditors a month later. 

     Another success of PEPC is the technological change in the GPF unit so that the own use of gas as fuel (fuel gas) is reduced and results in an additional potential production of up to 20 MMSCFD, as well as an increase in oil and gas sales from 172 to 192 MMSCFD.

JTB is also projected to produce sulfuric acid up to 382 tons / day which supports the fulfillment of national needs while reducing imports. Sulfuric acid is needed by various industrial sectors, such as vehicle batteries, fertilizers, metal processing and clean water.

IN INDONESIA

Pertamina Kebut Pengerjaan Jambaran Tiung Biru

Jambaran Tiung Biru (ITB) sebagai proyek infrastruktur strategis nasional Pertamina melaju pasti. Proyek pengembangan Lapangan Gas Unitisasi ini akan menjadi penggerak penekonomian dengan menjawab kebutuhan pasokan gas bagi industri. 

     Proyek yang dikerjakan anak perusahaan hulu Pertamina PT Pertamina EP Cepu (PEPC) ini telah memasuki masa konstruksi Gas Processing Facility (GPF). Hingga kuartal II/2019, proyek telah mengalami kemajuan 25 % dan lebih cepat dari target. Saat ini JTB telah mempekerjakan 2.000 pekerja dengan 70% tenaga kerja lokal.

“Proyek ini amat penting dan strategis untuk menggerakkan perekonomian nasional. PEPC terus melakukan percepatan sebagai komitmen Pertamina mengoptimalkan produksi dan cadangan migas sekaligus meningkatkan kesejahteraan masyarakat di wilayah operasi,” kata Dharmawan H. Samsu, Direktur Hulu Pertamina Gas alam merupakan sumber energi alternatif dan bahan bakar fosil yang ramah lingkungan dan ekonomis. 

"Dengan pasokan gas yang cukup, kelak industri dalam negeri dapat beroperasi lebih efisien hingga 3O%," lanjutnya.

Dengan kapasitas produksi gas sebesar 192 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) dan cadangan 2,5 triliun kaki kubik (TCF) yang akan dialirkan melalui pipa gas Gresik-Semarang, proyek JTB akan memberikan multiplier effeck dalam mengatasi defisit pasokan bagi 19 sektor industri di Jawa Tengah dan Jawa Timur. 

      Tidak hanya berdampak pada masyarakat dan masa depan industri, PEPC juga berhasil melakukan efisiensi belanja modal sebesar US$ 509 juta sehingga harga jual gas lebih murah serta penerimaan bagian negara dan kontraktor meningkat.

Proyek yang diproyeksikan selesai pada kuartal II/2021 itu juga berkontribusi meningkatkan pendapatan negara hingga US$ 3,61. Pengelolaan perencanaan yang prudent dengan pelaksanaan yang efisien membuat proyek JTB sukses memperoleh pendanaan US$ 1,85 miliar dari konsorsium 12 lembaga keuangan nasional dan internasional. 

     Dharmawan menjelaskan, “Keberhasilan project financing membuktikan PEPC menggunakan standar kelas dunia dalam mengelola aset hulu Pertamina sehingga bereputasi baik di mana institusi keuangan internasional.”

Pendanaan terdiri atas 95% konvensional dan 5% syariah, yang merupakan prestasi baru di sektor migas nasional. Pada Juni lalu, PEPC telah menuntaskan tahapan Financial close dan drawdown pertama dari kreditor sebulan setelahnya. 

     Keberhasilan lain PEPC adalah perubahan teknologi pada unit GPF sehingga own use penggunaan gas sebagai bahan bakar (fuel gas) berkurang dan menghasilkan potensi tambahan produksi hingga 20 MMSCFD, serta kenaikan penjualan migas dari 172 menjadi 192 MMSCFD.

JTB juga diproyeksikan memproduksi asam sulfat hingga 382 ton/hari yang mendukung pemenuhan kebutuhan nasional sekaligus pengurangan impor. Asam sulfat amat dibutuhkan beragam sektor industri, seperti baterai kendaraan, pupuk, pengolahan logam dan air bersih.

Bisnis Indonesia, Page-1, Thursday, Nov 14, 2019

PGN Expands LNG Business to China

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk continues to expand its liquefied natural gas (LNG) business overseas, this time to China. PGN will supply LNG to the Chinese state-owned oil and gas company, Sinopec Corp, from 2020.

PGN's Director of Strategy and Business Development Syahrial Muktar said, to realize the LNG supply, PGN and Sinopec had signed a gas sale and purchase agreement (PJBG). Under this agreement, PGN will sell LNG to Sinopec starting next year.

"Sinopec requests for 2020 a minimum of [supply] 6 cargoes. The first cargo was requested [sent] early January 2020, "he said.

He explained, PGN entered China because the country has great potential for various business opportunities, one of which is energy. Based on energy needs to support economic growth in China, energy imports are inevitable. China needs global energy sources to fill the gap between energy production and increasing consumption. 

Sinopec

     Moreover, Sinopec is one of the biggest energy companies in China. He said he hoped the signing of the PJBG could be the beginning of future collaboration with the Chinese national oil and gas company.

"Hopefully, we can further explore the potential of LNG sales and the development of LNG infrastructure with this opportunity, starting from the terminal, small-scale, bunkers, and so on," said Syahrial.

Regarding LNG supplies sold to China, it is not always from domestic sources. PGN can also send LNG supplies from overseas sources. Therefore, business expansion abroad will not disrupt domestic gas supply.

"PGN can help sell LNG portfolio owned by Pertamina and carry out PGN's role as a gas sub-holding," he said.

Based on Investor Daily's notes, Pertamina had previously signed three LNG import contracts. Pertamina has signed a gas sale and purchase agreement (PJBG) with its subsidiary Cheniere Energy Inc., the Corpus Christi Liquefaction Liability Company, to supply 0.76 million tons of LNG per year starting in 2019 for 20 years. Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume but started in 2018 with a duration of 20 years.

Then, Pertamina has contracted with Woodside with a volume of around 0.6 million tons per year which can be increased to 1.1 million tons per year. Supply of 0.6 million tons per year began to be delivered in 2022-2034 and could be increased to 1.1 million tons per year in 2024-2038. Finally, the company has an agreement (head of agreement / HoA) with ExxonMobil to supply as much as 1 million tons per year for 20 years starting in 2025.

In addition to China, PGN has previously submitted a Letter of Intent to Philippine entities to explore LNG commercialization cooperation in the Philippines. PGN's Managing Director Gigih Prakoso briefly explained, to work on the gas business in the Philippines, the company will hold partners, from local Filipinos and from global LNG players. He explained, this cooperation was important to divide the investment burden and business risk.

"In the Philippines, PGN has sent a Letter of Intent (LoI) and is now at the stage of discussion to be finalized," he said.

LNG business

Syahrial explained, Pertamina's LNG business has now been handled by PGN as Subholding Gas.

"For the development of the new LNG business, both molecular and infrastructure, PGN has handled it," he said.

    According to him, PGN got the task of Pertamina is to manage the end-to-end LNG business in full since the middle of this year. This began with the initiative and development of new domestic and global LNG businesses. PGN also received a mandate from the government and shareholders to manage and integrate the gas and LNG business in Indonesia from midstream to downstream to achieve the most optimal value to all stakeholders. PGN will not stop serving energy needs in the form of commodities.

"We have reviewed the opportunity to take part and develop the gas and LNG infrastructure along the value chain, ranging from ownership of liquefaction, regasification, ships, energy regeneration or transmission infrastructure, pipelines and city gas facilities," Syarial said.

To supply domestic natural gas needs for all sectors, currently the PGN Group has provided gas or LNG in various markets, not only as energy and industry, but also for commercial, retail and household use. PGN seeks to ensure that gas supply flows for 24 hours by initiating the LNG business two years ago, one of which is by operating a floating storage and regasification unit (FSRU). This is to anticipate risks and technical problems in the gas well.

As happened recently in Central Sumatra and East Java, PGN replaced the gas supply with LNG from the LNG terminal in Lampung, so that the gas supply through the South Sumatra West Java (SSWJ) pipeline remained stable. Thus, PGN customers, who are mostly industrial sectors, can still obtain gas supply to meet their energy needs.

In addition to anticipating increased natural gas growth and maintaining gas supply security in East Java, PGN is building an LNG Terminal in Lamong Bay, Surabaya. The construction of an LNG terminal with a capacity of 40 billion British thermal units per day (billion British thermal units per day / BBTUD), which is divided into three phases, is targeted to operate by the end of this year and be completed in 2023.

Then, according to plan, PGN will build a number of new infrastructure, including 528 km transmission pipelines and 500 km distribution, until 2024. PGN will also build seven LNG filling stations for ships, five FSRUs, 3.59 million household connections, and 17 LNG facilities.

This is to achieve the portion of gas in the energy mix of 2024. The reason is to optimize the utilization of domestic natural gas, gas infrastructure is a necessity. As a sub-oil and gas holding, currently PGN's total gas pipeline network is more than 10,000 kilometers. PGN also operates two FSRUs, one LNG Regasification Terminal, 64 gas refueling stations (SPBG) and four mobile refueling units (MRU).

IN INDONESIA

PGN Ekspansi Bisnis LNG ke Tiongkok

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk terus memperluas bisnis gas alam cairnya (liquefied natural gas/LNG) ke luar negeri, kali ini ke Tiongkok. PGN akan memasok LNG ke perusahaan migas milik pemerintah Tiongkok, Sinopec Corp, mulai 2020. 

Direktur Strategi dan Pengembangan Bisnis PGN Syahrial Muktar mengatakan, untuk merealisasikan pasokan LNG ini, PGN dan Sinopec telah menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG). Berdasarkan perjanjian ini, PGN akan menjual LNG ke Sinopec mulai tahun depan.

“Sinopec request untuk tahun 2020 minimal [pasokan] 6 cargo. Kargo pertama diminta [dikirim] awal Januari 2020,” kata dia.

Dia menjelaskan, PGN masuk ke Tiongkok karena negara tersebut memiliki potensi besar untuk berbagai peluang bisnis, salah satunya energi. Berdasarkan kebutuhan energi untuk mendukung pertumbuhan ekonomi di Tiongkok, impor energi tidak dapat terelakkan. 

    Tiongkok membutuhkan sumber energi global untuk mengisi kesenjangan antara produksi energi dengan konsumsi yang meningkat.  Apalagi, Sinopec merupakan salah satu perusahaan energi terbesar di Tiongkok. Pihaknya berharap penandatanganan PJBG bisa menjadi awal kolaborasi ke depan dengan perusahaan migas nasional Tiongkok itu. 

“Harapannya, kami bisa mengeksplorasi potensi penjualan LNG dan pengembangan infrastruktur LNG secara lebih jauh dengan kesempatan ini, dari mulai terminal, skala-skala kecil, bungker, dan sebagainya,” tutur Syahrial.

Terkait pasokan LNG yang dijual ke Tiongkok, tidak selalu dari sumber dalam negeri. PGN juga dapat mengirimkan pasokan LNG ini dari sumber di luar negeri. Sehingga, ekspansi bisnis ke luar negeri ini tidak akan mengganggu pasokan gas di dalam negeri.

“PGN dapat membantu penjualan protofolio LNG yang dimiliki Pertamina dan menjalankan peran PGN sebagai sub holding gas,” ujarnya.

Berdasarkan catatan Investor Daily, Pertamina sebelumnya telah meneken tiga kontrak impor LNG. Pertamina telah menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan anak usaha Cheniere Energy Inc yakni Corpus Christi Liquefaction Liability Company untuk memasok 0,76 juta ton per tahun LNG mulai 2019 selama 20 tahun. Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama namun dimulai pada 2018 dengan durasi 20 tahun.

Kemudian, Pertamina telah berkontrak dengan Woodside dengan volume sekitar 0,6 juta ton per tahun yang bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun. Pasokan 0,6 juta ton per tahun mulai dikirim 2022-2034 dan bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun pada 2024-2038. Terakhir, perseroan memiliki kesepakatan (head of agreement/HoA) dengan ExxonMobil untuk pasokan sebanyak 1 juta ton per tahun selama 20 tahun mulai 2025.

Selain Tiongkok, PGN sebelumnya telah menyampaikan Letter of Intent kepada entitas Filipina untuk menjajaki kerja sama komersialisasi LNG di Filipina. Direktur Utama PGN Gigih Prakoso sempat menjelaskan, untuk mengerjakan bisnis gas di Filipina, perusahaan akan menggandeng mitra, dari lokal Filipina maupun dari pemain LNG global. Dijelaskannya, kerja sama ini penting untuk membagi beban investasi dan risiko bisnis. 

“Di Filipina, PGN telah mengirimkan Letter of Intent (LoI) dan kini pada tahap diskusi untuk dapat difinalisasi,” kata dia.

Bisnis LNG

Syahrial menjelaskan, bisnis LNG Pertamina kini telah ditangani oleh PGN sebagai Subholding Gas. 

“Untuk pengembangan bisnis LNG yang baru, baik molekul maupun Infrastruktur, sudah di-handle PGN,” tuturnya.

     Menurutnya, PGN mendapat tugas dari Pertamina untuk mengelola bisnis LNG end-to-end secara penuh sejak pertengahan tahun ini. Hal ini dimulai dengan inisiatif dan pengembangan bisnis baru bisnis LNG baik domestik maupun global. PGN juga menerima mandat dari pemerintah dan pemegang saham untuk mengelola dan mengintegrasi bisnis gas dan LNG d Indonesia dari midstream ke downstream untuk mencapai nilai paling optimal kepada seluruh pemangku kepentingan. PGN tidak akan berhenti untuk melayani kebutuhan energi dalam bentuk komoditas saja.

“Kami sudah meninjau kesempatan untuk mengambil peran dan mengembangkan infrastruktur gas dan LNG sepanjang rantai nilai, mulai dari kepemilikan bidang likuifaksi, regasifikasi, kapal, regenerasi energi atau transmisi infrastruktur, saluran pipa dan fasilitas gas kota,” kata Syarial.

Untuk memasok kebutuhan gas bumi domestik bagi seluruh sektor, saat ini PGN Grup telah menyediakan gas atau LNG pada berbagai pasar, tidak hanya sebagai energi dan industri, tetapi juga untuk komersial, ritel, dan rumah tangga. PGN berupaya menjamin agar pasokan gas mengalir selama 24 jam dengan menginisiasi bisnis LNG sejak dua tahun lalu, salah satunya dengan mengoperasikan unit penampungan dan regasifikasi terapung (floating storage and regasification unit/FSRU). Hal ini untuk mengantisipasi risiko-risiko dan gangguan-gangguan teknis di sumur gas.

Seperti yang terjadi baru-baru ini di Sumatera Tengah dan Jawa Timur, PGN mengganti pasokan gas dengan LNG dari terminal LNG di Lampung, sehingga membuat pasokan gas melalui pipa South Sumatera West Java (SSWJ) tetap stabil. Sehingga, para pelanggan PGN yang sebagian besar merupakan sektor industri tetap dapat memperoleh pasokan gas guna memenuhi kebutuhan energinya. 

Selain itu untuk mengantisipasi peningkatan pertumbuhan gas bumi dan menjaga ketahanan pasokan gas di Jawa Timur, PGN sedang membangun Terminal LNG di Teluk Lamong, Surabaya. Pembangunan Terminal LNG berkapasitas 40 miliar british thermal unit per hari (billion british thermal unit per day/ BBTUD) yang terbagi dalam tiga fase itu ditargetkan beroperasi pada akhir tahun ini dan rampung seluruhnya pada 2023. 

Kemudian, sesuai rencana, PGN akan membangun sejumlah infrastruktur baru, di antaranya jaringan pipa transmisi 528 km dan distribusi 500 km, hingga 2024. PGN juga akan membangun tujuh LNG filling station untuk kapal, lima FSRU, 3,59 juta sambungan rumah tangga, dan 17 fasilitas LNG.

Hal ini untuk mencapai porsi gas dalam bauran energi 2024. Pasalnya, untuk optimalisasi pemanfaatan gas bumi domestik, infrastruktur gas adalah keniscayaan. Sebagai sub holding migas, saat ini total jaringan pipa gas PGN lebih dari 10.000 kilometer. PGN juga mengoperasikan dua FSRU, satu Terminal Regasifikasi LNG, 64 stasiun pengisian bahan bakar gas (SPBG) dan empat mobile refueling unit (MRU).

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Nov 13, 2019

PGAS and Sinopec signed 3 LNG sale and purchase agreement

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk and Sinopec signed a Liqufied natural gas or LNG sale agreement in China for 2020. This agreement is an important history of PGN as subholding gas in Indonesia. Moreover, in mid-2019, this oil and gas issuer with PGAS code got the assignment from Pertamina to manage the end-to-end LNG business in Indonesia.

PGN's Director of Strategy and Business Development Syahrial Muktar said, China is a large country with a variety of business opportunities. Based on energy needs to support economic growth in China, China needs energy sources to fill the gap between energy production and rising consumption. 

    For PGN, this sale and purchase helped sell LNG portfolio owned by Pertamina and carried out the role of PGAS as a gas holding sub-company.

Sinopec

"We are very enthusiastic to build cooperation between Sinopec and PGN. "Sinopec is one of the biggest energy companies in China," he said.

Syahrial explained, the purpose of signing the LNG purchase agreement with Sinopec was the beginning of collaborating in the future.

"Hopefully, we can further explore the potential of LNG sales and the development of LNG infrastructure with this opportunity, from the terminals, small-scale, bunkers, and so on," he added.

IN INDONESIA

PGAS dan Sinopec Teken 3 Perjanjian Jual Beli LNG

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk dan Sinopec menandatangani perjanjian jual beli Liqufied natural gas atau LNG di China untuk tahun 2020. Perjanjian ini menjadi sejarah penting PGN sebagai subholding gas di Indonesia. Apalagi, pada pertengahan 2019, emiten migas bersandi PGAS ini mendapat tugas dari Pertamina untuk mengelola bisnis LNG end-to-end di Indonesia.

Direktur Strategi dan Pengembangan Bisnis PGN Syahrial Muktar mengatakan, China merupakan negara besar dengan beragam peluang bisnis. Berdasarkan kebutuhan energi untuk mendukung pertumbuhan ekonomi di China, China membutuhkan sumber energi untuk mengisi kesenjangan antara produksi energi dengan konsumsi yang terus naik. 

    Bagi PGN, jual beli ini membantu penjualan protofolio LNG yang dimiliki Pertamina dan menjalankan peran PGAS sebagai sub holding gas. 

“Kami sangat antusias untuk membangun kerjasama antara Sinopec dan PGN. Sinopec adalah salah satu perusahaan energi terbesar di China," katanya.

Syahrial menjelaskan, tujuan meneken kerjasama jual beli LNG dengan Sinopec merupakan awal dari untuk terus berkolaborasikan ke depannya. 

"Harapannya, kami bisa mengeksplorasi potensi penjualan LNG dan pengembangan infrastruktur LNG secara lebih jauh dengan kesempatan ini, dari mulai terminal, skala-skala kecil, bungker, dan sebagainya," imbuh dia.

Kontan, Page-14, Tuesday, Nov 12, 2019

Luhut Opens New Option for Cilacap Refinery Development

Maritime and Investment Coordinating Minister Luhut Binsar Panjaitan said there were other options for the development of the Cilacap Refinery if PT Pertamina (Persero) and Saudi Aramco did not reach an agreement. This is because both of them are still negotiating about the size of the asset valuation of the Cilacap Refinery.

Luhut Binsar Panjaitan

Pertamina has cooperated with Saudi Aramco to work on this project since 2014. In 2016, both of them even signed a joint venture development agreement (JVDA) agreement. However, until now, the two have not yet formed this joint venture because there is no asset valusi agreement yet.

Saudi Aramco

According to Luhut, Pertamina and Saudi Aramco are still conducting valuations and have not yet finished. The government will evaluate this project because there are still differences in the results of valuations conducted by each oil and gas company around US $ 1.5 billion.

"If it remains that much [the difference in asset valuations], we see other options, there are already other choices," he said in Jakarta.

This asset valuation is needed to fulfill one of the requests of the Saudi Arabian oil and gas company, namely Spin Off Assets to be subsequently included in a joint venture. However, the problem of asset valuation differences in the Cilacap Refinery has dragged on. 

     Director of Processing and Petrochemical Megaproject Ignatius Tallulembang said, this was the umpteenth evaluation done by his side. However, different from before, this valuation was carried out by an international finance advisory firm (international financial advisor) who was jointly appointed by the two companies. The results of this valuation have not yet come out.

"[With Saudi Aramco] already started, move forward," he said after a meeting with Minister Luhut.

He said the results of the asset valuation of the Cilacap Refinery will be released and will be agreed soon at the end of this year. Luhut said, the first valuation was carried out for other purposes, so that it was only used as an estimated project, which was around US $ 2.8 billion. Furthermore, with the approval of Saudi Aramco, Pertamina conducts valuations in accordance with the Financial Services Authority (OJK) standards.

Unfortunately, Saudi Aramco did not agree on the figures resulting from this valuation due to differences in parameters and assumptions. Next, he said, Pertamina conducted a valuation by appointing the best consultant in the international world, namely Price Water House Cooper (PWC). The appointment of the PWC was as required by Saudi Aramco, who asked to appoint one of the world's four major consultants.

Price Waterhouse Coopers (PWC)

However, the results of the PWC valuation, after negotiations, there was still no agreement from Saudi Aramco. Previously, Pertamina had expressed its ability to work on the Cilacap Refinery with or without Saudi Aramco. In fact, Tallulembang mentioned that it had prepared a new scheme. 

     In this new scheme offered, among others, Saudi Aramco began to be involved after Pertamina completed the development of the Cilacap Refinery. Thus, Pertamina will bear the development costs by itself. But it does not rule out the possibility of the company looking for funding partners in completing the refinery project.

In fact, parallel with valuation, it is ready to execute land acquisition for the Cilacap Refinery Project. In addition, the company is also holding an auction to find a contractor working on early work or site development. The signing of the early work contract is targeted to be carried out in December. The Cilacap refinery is targeted to start operating in 2025. 

      After upgrading, the crude oil processing capacity of the Cilacap Refinery will increase from 348 thousand barrels per day (bpd) to 400 thousand bpd. Furthermore, there will be additional production of gasoline (gasoline) 80 thousand bpd, diesel 60 thousand bpd, and aviation fuel of 40 thousand bpd. Fuel production increased significantly because the ability of refineries to process crude oil into finished products (NCI) rose from 74% to 92-98%.

Accelerated

At the same time, Luhut also asked Pertamina to accelerate the work on refinery projects. He requested that the company work on all refinery projects in parallel.

"So it's parallel, so that we can speed up the time maybe biennial, now we are evaluating one by one. "I have already identified, next week Pertamina will report me again about the time table," he said.

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arifin Tasrif also expressed the same thing. To accelerate the construction of the refinery, he will try to overcome the obstacles of this project, such as regulations, permits, and domestic problems.

"The Coordinating Minister for Maritime Affairs Luhut hopes that soon it will be possible. "In the next five years," he said.

Previously, Tallulembang had conveyed the progress of the refinery projects, where an important stage would be reached by the company in December this year.

"All projects are moving, everything is underway. So we accelerated and everything went according to the target, nothing was left behind, "he said.

Referring to the Committee for the Acceleration of Priority Infrastructure Provision (KPPIP), the investment value of all Pertamina refinery projects reached Rp 643.11 trillion. The entire refinery project is targeted to be completed in 2027. 

     With the construction of the refinery, the company's processing capacity will increase to 2 million bpd with a fuel production rate of 1.7 million bpd, from the current 1 million bpd. Thus, Pertamina will be able to meet the fuel needs in the next five years amounting to 1.7 million bpd, assuming growth in fuel needs is 3-4% per year and current needs are 1.5 million bpd.

IN INDONESIA

Luhut Buka Opsi Baru Pengembangan Kilang Cilacap

Menteri Koordinator Kemaritiman dan Investasi Luhut Binsar Panjaitan menyatakan ada opsi lain untuk pengembangan Kilang Cilacap jika PT Pertamina (Persero) dan Saudi Aramco tidak mencapai kesepakatan. Hal ini mengingat keduanya masih negosiasi soal besaran valuasi aset Kilang Cilacap.

Pertamina telah menggandeng Saudi Aramco untuk menggarap proyek ini sejak 2014 silam. Pada 2016, keduanya bahkan telah meneken perjanjian pembentukan perusahaan patungan (join venture development agreement/JVDA). Namun, hingga kini, keduanya belum juga membentuk perusahaan patungan ini lantaran belum ada kesepakatan valusi aset. 

Menurut Luhut, Pertamina dan Saudi Aramco masih melakukan valuasi dan belum selesai. Pemerintah akan mengevaluasi proyek ini mengingat masih ada perbedaan hasil valuasi yang dilakukan oleh masing-masing perusahaan migas sekitar US$ 1,5 miliar. 

“Kalau masih tetap segitu [selisih valuasi aset], kami melihat pilihan lain, sudah ada pilihan lain,” kata dia di Jakarta.

Valuasi aset ini dibutuhkan untuk memenuhi salah satu permintaan perusahaan migas Arab Saudi itu, yakni Spin Off Aset untuk selanjutnya dimasukkan dalam perusahaan patungan (joint venture). Namun, permasalahan perbedaan valuasi aset Kilang Cilacap ini sudah berlarut-larut. 

     Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Ignatius Tallulembang menuturkan, ini valuasi yang kesekian kali dilakukan pihaknya. Namun, berbeda dengan sebelumnya, valuasi ini dilakukan oleh perusahaan konsultan pembiayaan internasional (internasional financial advisor) yang ditunjuk bersama oleh kedua perusahaan. Hasil valuasi ini belum keluar.

“[Dengan Saudi Aramco] sudah dimulai, bergerak maju lah,” ujar dia usai rapat dengan Menteri Luhut. 

Hasil valuasi aset Kilang Cilacap disebutnya akan keluar dan segera disepakati akhir tahun ini. Luhut menceritakan, Valuasi yang pertama dilakukan untuk keperluan lain, sehingga hanya digunakan sebagai perkiraan proyek saja, yakni sekitar US$ 2,8 miliar. Selanjutnya, atas persetujuan Saudi Aramco, Pertamina melakukan valuasi sesuai dengan standar Otoritas Jasa Keuangan (OJK). 

Sayangnya, Saudi Aramco tidak menyepakati angka yang dihasilkan dari valuasi ini lantaran adanya perbedaan parameter dan asumsi. Berikutnya, Pertamina disebutnya melakukan valuasi dengan menunjuk konsultan terbaik di dunia internasional, yakni Price Water House Cooper (PWC). Penunjukkan PWC sesuai yang disyaratkan Saudi Aramco yang meminta untuk menunjuk salah satu empat konsultan besar dunia.

Namun, hasil valuasi PWC ini, setelah dilakukan negosiasi, tetap tidak ada kata sepakat dari Saudi Aramco. Sebelumnya, Pertamina pernah mengungkapkan mampu menggarap Kilang Cilacap dengan atau tanpa Saudi Aramco. Bahkan, Tallulembang sempat menyebut telah menyiapkan skema baru. 

      Dalam skema baru ini yang ditawarkan antara lain Saudi Aramco mulai terlibat setelah Pertamina menyelesaikan pengembangan Kilang Cilacap. Sehingga, Pertamina menanggung sendiri biaya pengembangan yang dilakukannya. Namun tidak menutup kemungkinan perseroan mencari mitra pendanaan dalam penyelesaian proyek kilang.

Bahkan, paralel dengan dilakukannya valuasi, pihaknya siap mengeksekusi pengadaan lahan untuk Proyek Kilang Cilacap. Selain itu, perseroan juga sedang menggelar lelang untuk mencari kontraktor yang mengerjakan early work atau penyiapan lokasi (site development). Penandatanganan kontrak pekerjaan early work ini ditargetkan dilakukan pada Desember nanti. 

     Kilang Cilacap ditargetkan mulai beroperasi pada 2025. Pasca upgrading, kapasitas pengolahan minyak mentah Kilang Cilacap akan naik dari 348 ribu barel per hari (bph) menjadi 400 ribu bph. Selanjutnya, akan ada tambahan produksi bensin (gasoline) 80 ribu bph, solar 60 ribu bph, dan avtur 40 ribu bph. Produksi bahan bakar meningkat signifikan lantaran kemampuan kilang mengolah minyak mentah menjadi produk jadi (NCI) naik dari 74% menjadi 92-98%.

Dipercepat

Pada saat yang sama, Luhut juga meminta Pertamina untuk mempercepat pengerjaan proyek-proyek kilang bahan bakar minyak (BBM). Pihaknya meminta agar perseroan menggarap seluruh proyek kilang secara paralel.

“Jadi paralel, sehingga kami bisa percepat waktunya mungkin dua tahunan, sekarang kami evaluasi satu per satu. Tadi sudah di identifikasi, minggu depan Pertamina lapor saya lagi bagaimana time table-nya,” tutur dia.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif juga mengungkapkan hal yang sama. Untuk mempercepat pembangunan kilang, pihaknya akan berupaya mengatasi hambatan proyek ini, seperti peraturan, perizinan, dan masalah dalam negeri. 

“Pak Menko Maritim Luhut berharap bisa segera mungkin. Dalam lima tahun ke depan lah,” ujarnya.

Sebelumnya, Tallulembang telah menyampaikan progres proyek-proyek kilang ini, di mana tahapan penting akan dicapai perseroan pada Desember tahun ini. 

“Semua proyek sudah bergerak, sudah berlangsung semua. Jadi kami lakukan percepatan dan semua berjalan sesuai target, tidak ada yang tertinggal,” kata dia.

Mengacu data Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas (KPPIP), nilai investasi seluruh proyek kilang Pertamina ini mencapai Rp 643,11 triliun. Seluruh proyek kilang perseroan ini ditargetkan selesai pada 2027. Dengan adanya pembangunan kilang maka kapasitas pengolahan perseroan akan naik menjadi 2 juta bph dengan tingkat produksi BBM 1,7 juta bph, dari saat ini 1 juta bph. Sehingga, Pertamina akan mampu memenuhi kebutuhan BBM dalam lima tahun mendatang sebesar 1,7 juta bph, dengan asumsi pertumbuhan kebutuhan BBM 3-4% per tahun dan kebutuhan saat ini 1,5 juta bph.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Nov 12, 2019

The Government Asks for Corridor Block Production Not to Decline

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arifin Tasrif urged that oil and gas Corridor Block production be maintained or even increased. This follows that a Corridor Block (2023-2043) production cooperation contract (PSC) has been signed. 

Arifin Tasrif

     Arifin said, after the current contract expired at the Corridor Block was again managed by the existing contractor namely ConocoPhilip (Grissik) Ltd, Talisman Corridor LTd (Repsol), and PT Pertamina Hulu Energi Corridor.

ConocoPhilip

Because the government considers that the existing contractor has good technical and financial skills to continue managing this block. He hopes the existing contractor can make a positive contribution to state revenue and national oil and gas production. 

the Corridor Block

      Especially considering the Corridor Block is one of the largest natural gas producer blocks in Indonesia with gas production of 1,100 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / mmscfd) or 12% of total national production, and oil and condensate 6,600 barrels per day ( bph).

"With the contract extension being signed, so that [the contractor] not only maintains, but also increases the rate of oil and gas production in the Corridor Block, and seeks to discover new oil and gas reserves through exploration activities," he said in Jakarta.

Based on ESDM Ministry data, the new PSC Corridor Block will use a gross split scheme. Regarding the profit sharing (split), for base split and variable split, KKKS received a 48.5% allocation for oil and 53.5% for gas. Furthermore, progressive splits will be adjusted to developments in oil prices and cumulative oil and gas production. 

     Furthermore, the portion of participating interest rights (participating interest / PI) in the Corridor Block will also change after 2023. At present, ConocoPhilips holds a PI of 54%, Repsol 36%, and Pertamina 10%. After the existing PSC ends, ConocoPhilips has a 46% stake, Pertamina 30%, and 24% Repsol.

Repsol Girls

According to Arifin, before the contract was signed, the existing cooperation contract contractor (KKKS) had deposited a signature bonus of US $ 250 million. In addition, the contractor also promised a five-year fixed work commitment (KKP) of US $ 250 million. This number is the second largest since the signing of the contract in Indonesia.

"Hopefully with the signing of the Corridor Block gross split contract, it will hopefully arouse investors' enthusiasm for investment in Indonesia's upstream oil and gas," he said.

Referring to the Ministry of Energy and Mineral Resources data, KKKS has proposed a number of activities that will be carried out using KKP funds. In the first year, the contractor will work on drilling one well in Rowung Lower Palembang-1 worth US $ 2.4 million and 3D seismic acquisition of US $ 23.93 million. In the second year, activities that will be carried out are drilling one well in Suban Lower Palembang-1 US $ 11.6 million and 3D seismic acquisition of US $ 31.53 million.

Following this, activities planned for the third year included the work of Telisa Well with two wells valued at US $ 20 million, 3D seismic acquisition of US $ 25 million, and the development of Suban Far East at US $ 33.04 million. 

     In the fourth year, the contractor will work on Telisa Well one well worth US $ 18.04 million, another prospect of US $ 28.2 million, and 3D seismic acquisition of US $ 20 million. Finally, in the fifth year, the activities that will be carried out are the development of Suban Far East of US $ 8.26 million and other prospects of US $ 28 million.

Although still managed by the existing contractor, the holder of the Corridor Block operator will change. Currently the operator of this block is ConocoPhilips. For three years, after 19 December 2023 to 19 December 2026, ConocoPililip remained the Corridor Block operator. After that, this block will enter the operatorhip transition period, where Pertamina will then switch to the operator. 

     The government did not specify how long this transition period would be. PT Pertamina Hulu Energi Corridor (PHE Corridor) President Director Taufik Aditiyawarman said, based on current data, the Corridor Block has an area of ​​2,095.25 kilometers square (km2) which is mostly located in South Sumatra Province. Pertamina also has four active work areas in the South Sumatra area, namely Pertamina EP Asset 1, Jambi Merang PHE, Ogan Komering PHE, and Raja Tempirai PHE.

IN INDONESIA

Pemerintah Minta Produksi Blok Corridor Tidak Turun

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mendorong agar produksi migas Blok Corridor bisa dipertahankan atau bahkan dinaikkan. Hal ini menyusul telah ditandatangani kontrak kerja sama atau (production sharing contract/PSC) Blok Corridor untuk 2023-2043. 

     Arifin menuturkan, setelah kontrak yang berlaku saat ini berakhir pada Blok Corridor kembali dikelola oleh kontraktor eksisting yakni ConocoPhilip (Grissik) Ltd, Talisman Corridor LTd (Repsol), dan PT Pertamina Hulu Energi Corridor. 

Pasalnya, pemerintah menilai bahwa kontraktor eksisting memiliki kemampuan teknis dan keuangan yang baik untuk melanjutkan pengelolan blok ini. Pihaknya berharap kontraktor eksisting dapat memberikan kontribusi positif bagi penerimaan negara dan produksi migas nasional. 

     Apalagi mengingat Blok Corridor merupakan salah satu blok produsen gas bumi terbesar di Indonesia dengan produksi gas 1.100 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ mmscfd) atau 12% dari total produksi nasional, dan minyak dan kondensat 6.600 barel per hari (bph).

“Dengan ditandatanganinya perpanjangan kontrak, agar [kontraktor] tidak hanya mempertahankan, tetapi juga meningkatkan laju produksi migas di Blok Corridor, dan mengupayakan penemuan cadangan migas baru melalui kegiatan eksplorasi,” kata dia di Jakarta.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, PSC baru Blok Corridor akan menggunakan skema bagi hasil kotor (gross split). Terkait besaran bagi hasil (split), untuk base split dan variable split, KKKS memperoleh jatah 48,5% untuk minyak dan 53,5% untuk gas. 

     Selanjutnya, progressif split akan disesuaikan dengan perkembangan harga minyak dan kumulatif produksi migas. Selanjutnya, porsi kepemilikan hak partisipasi (participating interest/PI) di Blok Corridor juga akan berubah setelah 2023. Saat ini, ConocoPhilips memegang PI sebesar 54%, Repsol 36%, dan Pertamina 10%. Setelah PSC yang ada berakhir, ConocoPhilips memiliki saham 46%, Pertamina 30%, dan Repsol 24%.

Menurut Arifin, sebelum kontrak diteken, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) eksisting telah menyetorkan bonus tanda tangan sebesar US$ 250 juta. Selain itu, kontraktor juga menjanjikan komitmen kerja pasti (KKP) untuk lima tahun sebesar US$ 250 juta. Jumlah ini merupakan terbesar kedua sejak penandatanganan kontrak di Indonesia.

“Semoga dengan ditandatanganinya kontrak gross split Blok Corridor ini semoga semakin membangkitkan gairah investor untuk investasi di hulu migas Indonesia,” ujar dia. 

Mengacu data Kementerian ESDM, KKKS telah mengajukan sejumlah kegiatan yang akan dikerjakan menggunakan dana KKP. Pada tahun pertama, kontraktor akan menggarap pengeboran satu sumur di Dayung Lower Palembang-1 senilai US$ 2,4 juta dan akuisisi seismik 3D US$ 23,93 juta. Di tahun kedua, kegiatan yang akan dilakukan adalah pengeboran satu sumur di Suban Lower Palembang-1 US$ 11,6 juta dan akuisisi seismik 3D US$ 31,53 juta. 

Berikutanya, kegiatan yang direncanakan di tahun ketiga mencakup pengerjaan Telisa Well sebanyak dua sumur senilai US$ 20 juta, akuisisi seismik 3D US$ 25 juta, dan pengembangan Suban Far East US$ 33,04 juta. Pada tahun keempat, kontraktor akan mengerjakan Telisa Well satu sumur senilai US$ 18,04 juta, prospek lain US$ 28,2 juta, dan akuisisi seismik 3D US$ 20 juta. Terakhir, di tahun kelima, kegiatan yang akan dikerjakan adalah pengembangan Suban Far East US$ 8,26 juta dan prospek lain US$ 28 juta.

Meski tetap dikelola kontraktor eksisting, pemegang operator Blok Corridor akan berubah. Saat ini operator blok ini adalah ConocoPhilips. Selama tiga tahun, setelah 19 Desember 2023 hingga 19 Desember 2026, ConocoPhilip tetap menjadi operator Blok Corridor. 

     Setelah itu, blok ini akan memasuki masa transisi operatorship, di mana kemudian Pertamina akan beralih menjadi operator. Pemerintah tidak menentukan berapa lama masa transisi ini. 

     Direktur Utama PT Pertamina Hulu Energi Corridor (PHE Corridor) Taufik Aditiyawarman mengatakan, berdasarkan data saat ini, Blok Corridor memiliki luas 2.095,25 kilometer persegi (km2) yang sebagian besar berada di Provinsi Sumatera Selatan. Pertamina juga memiliki empat wilayah kerja aktif di area Sumatera Selatan, yaitu Pertamina EP Aset 1, PHE Jambi Merang, PHE Ogan Komering, dan PHE Raja Tempirai. 

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Nov 12, 2019