Pertamina Issues Upstream Investment of US $ 2.5 Billion

PT Pertamina (Persero) plans upstream investment this year of US $ 2.5 billion, down from last year's realization of US $ 2.9 billion. Nevertheless, the company's oil and gas production target is pegged to rise from 921 thousand barrels of oil equivalent per day / BOEPD to 922 thousand BOEPD this year.

Upstream Director of Pertamina Dharmawan H. Samsu said, last year, the realization of the company's upstream investment was US $ 2.9 billion or 93.55% of the target of US $ 3.1 billion. The failure to achieve the target, he said, was not because the company reduced investment, but there were efficiency efforts that could cut costs.

the Jambaran-Tiung Biru project

"Investment in 2019 is US $ 2.5 billion. This year there is no one as big as the Rokan Block. While the JTB (Jambaran-Tiung Biru) project by Pertamina EP Cepu (PEPC) is multi-year (investment), "he said.

The Rokan Block

The Rokan Block investment that he meant was a signature bonus payment to the government amounting to US $ 784 million. While the Jambaran-Tiung Biru Project is still in the development stage.

"So our performance is controlled by two things, increasing production volume and increasing the effectiveness of investment and operating costs," Dharmawan said.

The difference in investment size compared to last year did not dampen Pertamina's upstream operating performance. This year, he said, the company targets oil and gas production this year to reach 922 thousand BOEPD, growing from last year's 921 thousand BOEPD. 

     In particular, oil production is targeted to increase 5.6% from 392 thousand barrels per day (BPH) to 414 thousand BPH, while gas production drops 6% from 3,064 million cubic feet per day / MMSCFD to 2,943 MMSCFD.

"Slightly lower for gas, but rising in oil. We will keep this in gas. "The number of wells to be drilled in 2019 is twice the number drilled in 2018," Dharmawan said.

The total wells to be drilled this year are 346 wells, namely 319 exploitation wells and 27 exploration wells. It will also work on a number of new projects starting this year. First, continued Dharmawan, the company will continue the Jambaran-Tiung Biru Project. 

     It has carried out the installation of piles for the project which is targeted to start operating in 2021. In addition, each upstream subsidiary has projects to be worked on.

the Mahakam Block

"As for the Jumlai, North Sisi and North Nubi Projects in the Mahakam Block in 2021, the connection to the interconnection of Mahakam resources will kick off this year," he explained.

It will also conduct an in-depth study for investment in Bunyu Field. Dharmawan added, starting this year, it would also be an asset in East Kalimantan and North Kalimantan as a focus. Because the assets of the two regions are used to meet oil and gas needs at the Balikpapan fuel oil refinery and the Bontang LNG natural gas refinery operated by Pertamina.

Eni Indonesia

For this reason, his party is committed to finding new oil and gas reserves in this region. The company will be involved in the development of the Merakes Field with Eni Indonesia. Then, the company will boost oil and gas production in the foreclosed oil and gas blocks, namely the Mahakam Block, and Sanga-Sanga.

In these two blocks, the company targets to drill up to 140 wells. For the operating performance in 2018, the realization of Pertamina's oil and gas production is still below the target, which is 922 thousand boepd from the target of 933 thousand BOEPD.

For oil production, the company's oil production is only 97.03 percent of the target of 404 thousand bpd. While for gas, production realization was recorded at 99.8% of the target of 3,069 MMSCFD

Overseas

Pertamina's oil and gas production of 922 thousand BOEPD includes contributions from overseas assets. President Director of PT Pertamina International EP Denie S Tampubolon said the company has assets in 12 countries spread across Asia, Africa and the Middle East. Oil and gas production in each of these regions is targeted to increase.

In particular, asset contribution in Asia is stable in the range of 30 thousand BOEPD, in Africa it rises from 78 thousand BOEPD to 81 thousand BOEPD, and in the Middle East it increases from 45 thousand BOEPD to 52 thousand BOEPD.

"In total oil production of foreign assets this year is 112 thousand bpd and gas is 300 MMSCFD," Denie said.

The target is up from last year's realization of oil production of 102 thousand bpd and 299 MMSCFD of gas. When compared to Pertamina's oil and gas production target, the contribution of oil and gas production from foreign assets is increasing. 

     In 2018, foreign assets produce 102 thousand bpd of oil or 26.02% of the company's oil production in the same year. Meanwhile PIEP gas production is 299 mmscfd, equivalent to 9.75 percent of the company's total gas production in 2018.

This year, foreign asset oil production is equivalent to 27.05% of Pertamina's total oil production. Furthermore, gas production is equivalent to 10.19% of the company's gas production target. Referring to the PIEP production target, Pertamina's domestic asset contribution this year was 302 thousand bpd for oil and 2,643 mmscfd for gas.

For oil, PT Pertamina EP Cepu contributed 93.62 thousand bpd, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) 79 thousand bpd, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) 47,500 bpd, and the rest PT Pertamina EP. Furthermore for gas, PHI contributed 849 mmscfd, PHE 804 mmscfd, and the rest Pertamina EP.

Whereas for geothermal energy, in 2019 Pertamina targets geothermal production of 4,551 GWh. According to Dharmawan, the focus of geothermal activities in 2019 is the operation of the Lumut Balai PLTP in the first quarter of 2019, ensuring the Hulu Lais Unit 1 project is 55 MW, accelerating exploration activities in the 15,455 MW Seulawah Aceh Working Area and optimizing existing fields with binary cycle technology.

IN INDONESIAN

Pertamina Keluarkan Investasi Hulu US$ 2,5 Miliar

PT Pertamina (Persero) merencanakan investasi hulu pada tahun ini sebesar US$ 2,5 miliar, turun dari realisasi tahun lalu yang mencapai US$ 2,9 miliar. Meski demikian, target produksi migas perseroan dipatok naik tipis dari 921 ribu barel setara minyak per hari/BOEPD menjadi 922 ribu BOEPD pada tahun ini.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, pada tahun lalu, realisasi investasi hulu perseroan tercatat sebesar US$ 2,9 miliar atau 93,55% dari target US$ 3,1 miliar. Tidak tercapainya target tersebut, disebutnya bukan lantaran perseroan mengurangi investasi, namun ada upaya efisiensi yang bisa memotong biaya yang harus dikeluarkan.

“Investasi di 2019 itu sebesar US$ 2,5 miliar. Tahun ini tidak ada yang sebesar Blok Rokan. Sementara Proyek JTB (Jambaran-Tiung Biru) oleh Pertamina EP Cepu (PEPC) kan multiyears (investasinya),” kata dia. 

Investasi Blok Rokan yang dimaksudnya yakni pembayaran bonus tanda tangan kepada pemerintah sebesar US$ 784 juta. Sementara Proyek Jambaran-Tiung Biru kini masih tahap pengembangan.

“Jadi kinerja kami dikontrol oleh dua hal, peningkatan Volume produksi dan peningkatan efektifitas biaya investasi dan operasi,” tutur Dharmawan.

Selisih besaran investasi dibanding tahun lalu ini tidak menyurutkan kinerja operasi hulu Pertamina. Pada tahun ini, tutur dia, perseroan menargetkan produksi migas tahun ini sebesar 922 ribu BOEPD, tumbuh dari tahun lalu 921 ribu BOEPD. 

     Rincinya, produksi minyak ditargetkan naik 5,6% dari 392 ribu barel per hari (BPH) menjadi 414 ribu BPH, sementara produksi gas turun 6% dari 3.064 juta kaki kubik per hari /MMSCFD menjadi 2.943 MMSCFD.

“Sedikit di bawah untuk gas, tetapi naik di minyak. Ini akan kami pertahankan di gas. Jumlah sumur yang akan dibor 2019 itu dua kali dari jumlah yang dibor 2018,” ujar Dharmawan.

Total sumur yang akan dibor tahun ini sebanyak 346 sumur, yakni 319 sumur eksploitasi dan 27 sumur eksplorasi. Pihaknya juga akan mengerjakan sejumlah proyek baru mulai tahun ini. Pertama, lanjut Dharmawan, perseroan akan melanjutkan Proyek Jambaran-Tiung Biru. 

     Pihaknya telah melaksanakan pemasangan tiang pancang untuk proyek yang ditargetkan mulai beroperasi pada 2021 tersebut. Selain itu, tiap anak usaha hulu memiliki proyek-proyek yang akan digarap.

“Seperti Proyek Jumlai, North Sisi, dan North Nubi di Blok Mahakam di 2021 kaitannya dengan interkoneksi sumber daya Mahakam akan kick off tahun ini,” jelas dia. 

Pihaknya juga akan melakukan kajian mendalam untuk investasi di Lapangan Bunyu. Dharmawan menambahkan, mulai tahun ini, pihaknya juga akan menjadi aset di Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara sebagai salah satu fokus. 

      Pasalnya, aset dari dua Wilayah itu digunakan untuk memenuhi kebutuhan migas di kilang bahan bakar minyak (BBM) Balikpapan dan kilang gas alam cair/LNG Bontang yang dioperasikan Pertamina. 

Untuk itu, pihaknya berkomitmen untuk menemukan cadangan migas baru di wilayah ini. Perseroan akan terlibat dalam pengembangan Lapangan Merakes bersama Eni Indonesia. Kemudian, perseroan juga akan menggenjot produksi migas di blok migas yang diambil alih, yakni Blok Mahakam ,dan Sanga-Sanga. 

Di dua blok ini, pihaknya menargetkan dapat mengebor hingga 140 sumur. Untuk kinerja operasi di 2018, realisasi produksi migas Pertamina tercatat masih di bawah target, yakni 922 ribu boepd dari target 933 ribu BOEPD.

Untuk produksi minyak, produksi minyak yang dibukukan perseroan baru 97,03% dari target 404 ribu bph. Sementara untuk gas, realisasi produksinya tercatat sebesar 99,8% dari target 3.069 MMSCFD 

Luar Negeri

Produksi migas Pertamina sebesar 922 ribu BOEPD termasuk kontribusi aset di luar negeri. Direktur Utama PT Pertamina International EP Denie S Tampubolon menuturkan, perseroan memiliki aset di 12 negara tersebar di Asia, Afrika, dan Timur Tengah. 

    Produksi migas di setiap Wilayah ini ditargetkan naik. Rincinya, kontribusi aset di Asia stabil di kisaran 30 ribu BOEPD, di Afrika naik dari 78 ribu BOEPD menjadi 81 ribu BOEPD, serta di Timur Tengah meningkat dari 45 ribu BOEPD menjadi 52 ribu BOEPD.

“Secara total produksi minyak aset luar negeri tahun ini 112 ribu bph dan gas 300 MMSCFD,” tutur Denie.

Target tersebut naik dari realisasi produksi minyak tahun lalu sebesar 102 ribu bph dan gas 299 MMSCFD. Jika dibandingkan target produksi migas Pertamina, kontribusi produksi minyak dan gas dari aset luar negeri ini meningkat Pada 2018, aset luar negeri menghasil minyak 102 ribu bph atau setara 26,02% realisasi produksi minyak perseroan pada tahun yang sama. Sementara produksi gas PIEP 299 mmscfd setara 9,75% dari total produksi gas perseroan di 2018. 

Pada tahun ini, produksi minyak aset luar negeri setara 27,05% dari total produksi minyak Pertamina. Selanjutnya, produksi gasnya setara 10,19% dari target produksi gas perseroan. Mengacu target produksi PIEP kontribusi aset dalam negeri Pertamina tahun ini tercatat sebesar 302 ribu bph untuk minyak dan 2.643 mmscfd untuk gas. 

Untuk minyak, PT Pertamina EP Cepu menyumbang 93,62 ribu bph, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) 79 ribu bph, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) 47.500 bph, dan sisanya PT Pertamina EP. Selanjutnya untuk gas, PHI berkontribusi 849 mmscfd, PHE 804 mmscfd, dan sisanya Pertamina EP. 

Sedangkan untuk panas bumi, pada 2019 Pertamina menargetkan produksi panas bumi sebesar 4.551 GWh. Menurut Dharmawan, fokus kegiatan panas bumi pada 2019 adalah pengoperasian PLTP Lumut Balai pada kuartal pertama 2019, memastikan proyek Hulu Lais Unit 1 sebesar 55 MW, mempercepat aktivitas eksplorasi di Wilayah Kerja Seulawah Aceh 15.455 MW dan optimasi lapangan eksisting dengan teknologi binary cycle.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Areas of Dugong Work Switch to Gross Split

WK's working area of ​​oil and gas merged to increase the number of employment contracts using gross split schemes. The oil and gas block, which is located off the coast of the West Natuna Basin, previously used a scheme for sharing revenue recovery results.

The transfer of the production sharing contract scheme was signed yesterday and witnessed by Archandra Tahar Deputy Minister of Energy and Mineral Resources.

Archandra Tahar

"I promised to complete a gross split change contract in a month. And today is a true witness for one month, "said Arcandra.

Arcandra explained that the Duyung WK ​​cooperation contract previously signed on January 16, 2007 uses a cost recovery scheme and is currently in the status of Exploration Working Area with West Natuna Exploration Ltd. contractor. 

    This change in scheme does not affect the period of the production sharing contract for 30 years from the effective date of the initial contract or until January 16, 2037. The current working area is 926.94 square kilometers.

"The government advised the contractor to continue the process of completing the Plan of Development, so that the field can immediately produce," he said.

West Natuna Exploration Ltd is the second KKKS to switch to using the Gross Split scheme. The change to the previous gross split scheme was carried out by Eni East Sepinggan on December 11, 2018.

"Thus, 37 oil and gas contracts using gross split schemes are listed," Arcandra said.

In accordance with the applicable rules and regulations, the costs incurred by the contractor during the exploration period are still recognized and applied as operating costs.

IN INDONESIAN

Wilayah Kerja Duyung Beralih ke Gross Split

Wilayah Kerja WK) minyak dan gas bumi Duyung menambah jumlah kontrak kerja yang menggunakan skema gross split. Blok migas yang terletak di lepas pantai Cekungan Natuna Barat itu sebelumnya menggunakan skema bagi hasil cost recovery.

Peralihan skema kontrak bagi hasil itu ditandatangani kemarin dan disaksikan oleh Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Archandra Tahar. 

“Saya waktu itu berjanji selesaikan kontrak ganti gross split dalam sebulan. Dan hari ini menjadi saksi benar satu bulan,” kata Arcandra.

Arcandra menerangkan kontrak kerja sama WK Duyung sebelumnya ditandatangani 16 Januari 2007 menggunakan skema bagi hasil cost recovery dan saat ini masih berstatus Wilayah Kerja Eksplorasi dengan kontraktor West Natuna Exploration Ltd. 

    Perubahan skema ini tidak mempengaruhi masa kontrak bagi hasil selama 30 tahun dari tanggal efektif kontrak awal atau sampai dengan 16 Januari 2037. Luas Wilayah kerja saat ini adalah 926,94 kilometer persegi.

“Pemerintah berpesan kepada kontraktor agar melanjutkan proses penyelesaian Plan Of Development, sehingga lapangan tersebut dapat segera berproduksi,” ujarnya.

West Natuna Exploration Ltd merupakan KKKS kedua yang beralih menggunakan skema Gross Split. Perubahan menjadi skema gross split sebelumnya telah dilakukan oleh Eni East Sepinggan pada 11 Desember 2018 lalu. 

“Dengan demikian, kontrak migas yang menggunakan skema gross split tercatat sebanyak 37 kontrak,” ujar Arcandra.

Sesuai dengan ketentuan peraturan dan perundangan yang berlaku, biaya yang sudah dikeluarkan kontraktor pada masa eksplorasi tetap diakui dan diberlakukan sebagai biaya operasi. 

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Pertamina Will Immediately Invest in Rokan Block

PT Pertamina (Persero) stated that it has a strong intention to invest in the Rokan Block before the existing block contract expires in 2021. Pertamina and PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) must reach a business model and key term agreement before the Company can be involved in investing in Blok Rokan.

Upstream Director of Pertamina Dharmawan H. Samsu said that the Rokan Block operatorship transition would be carried out in a more advanced way, namely the transition starting from this year. 

      A kick-off meeting between Pertamina, Chevron, and the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) regarding the management of the Rokan Block has also been carried out. One of the discussions is a drilling program that allows Pertamina to participate.

"How Chevron and Pertamina reached an agreement regarding the business model and key term for Pertamina could begin to drill. I don't know when to drill, but the intensity is very strong, "he said.

the Rokan Block by Chevron

He explained, it is not easy so that Pertamina can participate in investing in the Rokan Block before 2021. Because, legally, the Rokan Block is still Chevron's management rights. However, it needs to do this to maintain the production of the Rokan Block.

"It must be done so that when taking over management, there is already a drilling crew," he added.

In addition, added Dharmawan, there are plans to replace oil pipes from Minas-Duri-Dumai and Balam Bangko-Dumai this year. The reason is, if the pipe replacement is waiting for 2021, then there will be 18 months to 2 years in which the new pipeline is still being built where the existing pipeline is potentially not functioning.

"This means that to prevent production from being able to flow because the existing pipe must be treated, the pipe must be replaced. Now the execution plan is being studied and hopefully it will work in 2019. I cannot share who is building it, "he explained.

Finally, he discussed the discussion with Chevron about how to make institutional knowledge transferable to Pertamina. In the future, said Dharmawan, there will be a periodic steering committee meeting at SKK Migas regarding this transfer. Regarding the partnership in managing the Rokan Block, Dharmawan said that his party would follow the provisions of the government.

"Regarding the Rokan block, in the ministerial decree we were directed to look for partners, and we saw it as something we had to run," he said.

Referring to the Minister of Energy and Mineral Resources Decree 1923K / 10 / MEM / 2018, Pertamina or its affiliates must work with partners, whether business entities or permanent business entities, which have the ability in the field of upstream oil and gas in accordance with business to business prior to management in 8

August 2021.

So far, Dharmawan continued, Pertamina has paid the Rokan Block signature bonus of US $ 784 million. In addition, the company has also completed the formation of a subsidiary that is specifically working on this block on December 21, 2018, namely Pertamina Hulu Rokan.

"Pertamina Hulu Rokan is directly under the Pertamina Upstream Directorate," he said.

While the signature of the contract is targeted to be carried out this month.

IN INDONESIAN

Pertamina Segera Investasi di Blok Rokan 

PT Pertamina (Persero) menyatakan memiliki intensi yang kuat untuk ikut berinvestasi di Blok Rokan sebelum kontrak eksisting blok tersebut berakhir pada 2021. Pertamina dan PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) harus mencapai kesepakatan business model dan key term sebelum akhirnya Perseroan dapat terlibat berinvestasi di Blok Rokan.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu mengatakan, transisi operatorship Blok Rokan akan dilaksanakan dengan cara lebih maju, yakni transisi dimulai dari tahun ini. Kick off meeting antara Pertamina, Chevron, dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) soal alih kelola Blok Rokan juga telah dilaksanakan. Salah satu pembahasannya, adanya program pengeboran yang memungkinkan Pertamina berpartisipasi. 

“Bagaimana Chevron dan Pertamina capai kesepakatan mengenai business model dan key term untuk Pertamina bisa mulai mengebor. Saya tidak tahu kapan pengeboran, tetapi intensinya sangat kuat,” kata dia.

Dia menjelaskan, tidak mudah agar Pertamina bisa turut berinvestasi di Blok Rokan sebelum 2021. Pasalnya, secara hukum, Blok Rokan masih menjadi hak kelola Chevron. Namun, pihaknya perlu melakukan hal tersebut untuk menjaga produksi Blok Rokan.

“Harus dilakukan agar saat ambil alih kelola, di sana sudah ada kru pengeboran,” tambahnya.

Selain itu, tambah Dharmawan, ada rencana untuk penggantian pipa minyak dari Minas-Duri-Dumai dan Balam Bangko-Dumai pada tahun ini juga. Pasalnya, jika penggantian pipa menunggu 2021, maka ada waktu 18 bulan sampai 2 tahun di mana pipa baru masih dibangun di mana pipa eksisting berpotensi tidak berfungsi.

“Artinya untuk mencegah produksi tidak bisa dialirkan karena pipa (eksisting) harus dirawat, maka diputuskan pipa harus diganti. Sekarang sedang dikaji execution plan-nya dan mudah-mudahan bisa jalan di 2019. Saya tidak bisa share siapa yang membangun," jelas dia.

Terakhir, pembahasan dengan Chevron disebutnya juga tentang bagaimana agar institutional knowledge bisa ditransfer ke Pertamina. Ke depannya, kata Dharmawan, akan ada pertemuan steering committee periodik di SKK Migas tentang alih kelola ini. Terkait kemitraan dalam mengelola Blok Rokan, Dharmawan menyatakan pihaknya akan mengikuti ketentuan dari pemerintah. 

“Mengenai blok Rokan, dalam ketetapan menteri kami memang diarahkan untuk mencari mitra, dan kami melihat itu sebagai sebagai sesuatu yang harus kami jalankan,” tutur dia.

Mengacu Keputusan Menteri ESDM 1923K/ 10/ MEM/ 2018, Pertamina atau afiliasinya wajib bekerja sama dengan mitra, baik badan usaha atau badan usaha tetap, yang memiliki kemampuan di bidang hulu migas sesuai dengan kelaziman bisnis (business to business) sebelum alih kelola pada 8

Agustus 2021.

Sejauh ini, lanjut Dharmawan, Pertamina sudah membayarkan bonus tanda tangan Blok Rokan sebesar US$ 784 juta. Selain itu, perseroan juga telah merampungkan pembentukan anak usaha yang khusus menggarap blok ini pada 21 Desember 2018, yakni Pertamina Hulu Rokan.

“Pertamina Hulu Rokan berada langsung di bawah Direktorat Hulu Pertamina,” ujarnya. 

Sementara tanda tangan kontrak ditargetkan bisa dilakukan bulan ini.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan 18, 2019

Press Import, Pertamina Pumping Subsidiaries

Pressing Imports, Pertamina Pumping Subsidiaries PT Pertamina targets oil and gas production this year to reach 922,000 boepd.

PT Pertamina is determined to boost its subsidiary's oil and gas production. The policy was an attempt by Pertamina to suppress crude oil imports which triggered a national trade balance deficit.

The Central Statistics Agency (BPS) noted, Indonesia's trade balance throughout 2018 recorded a deficit of US $ 8.57 billion. This is the biggest deficit value in history. The culprit of the trade balance deficit is the oil and gas (oil and gas) trade deficit which reached US $ 12.4 billion.

Oil and gas production continues to decline, while oil fuel needs are increasing and increasing imports. This year, Pertamina must import crude oil and condensate 342,000 barrels of oil per day (bopd). Understandably, crude oil needs reached 1.6 million bopd.

Pertamina continues to try to reduce oil imports. One of them brought crude oil from the Pertamina International EP (PIEP) field to Indonesia.

"But not all crude oil can be absorbed by our refineries. Therefore, we ask for a refined refinement project. If it can be improved, crude utilization can be better," said Dharmawan Samsu, Upstream Director of PT Pertamina.

It is targeted that oil contribution from PIEP this year will reach 112,000 bopd and gas production of 300 cubic feet per day (mmscfd). Besides PIEP, Pertamina relies on production from other subsidiaries such as Pertamina Hulu Energi (PHE). PHE oil production this year is estimated to contribute 79,000 BOPD and 209 mmscfd gas.

In addition, Pertamina Upstream Indonesia (PHI) is targeted to achieve oil production of 47,500 bopd and 849 mmscfd this year. As a result, this year Pertamina targets oil and gas production to reach 922,000 barrels of oil equivalent per day, with details of 414,000 bopd of oil and 2944 mmscfd of gas rising compared to 2018 which was only 768,000 boepd, for 291,000 bopd oil and 2,763 mmsfcd gas.

In addition to trying to hoist the production of subsidiaries, said Dharmawan, Pertamina continues to strive to carry out the government's mandate to buy crude oil from oil and gas contractors or cooperation contract contractors (KKKS).

the Rokan Block

During January-June 2019, Pertamina will get crude oil from the Rokan Block by 2.5 million barrels per month. In addition to Chevron Pacific oil from Blok Rokan, Pertamina also targets EXXonMobil's crude oil from the Cepu Block.

the Cepu Block

"In accordance with the decision of the Minister of Energy and Mineral Resources related to the purchase of KKKS oil, Chevron and Pertamina have agreed to 100% oil to domestic refineries. We are also discussing ExxonMobil with 220,000 bopd, hopefully the agreement can be obtained," Dharmawan said.

Secretary General of the Association of Oil and Gas Producing Regions, Andang Bachtiar, suspects that the deficit, oil and gas, is still continuing. Because, there are still a number of issues that block the country's oil and gas sector. Moreover, the demand for fuel oil continues to increase.

IN INDONESIAN

Tekan Impor, Pertamina Memompa Anak Usaha

Tekan Impor, Pertamina Memompa Anak Usaha PT Pertamina menargetkan produksi migas tahun ini mencapai 922.000 boepd.

PT Pertamina bertekad menggenjot produksi migas anak usahanya. Kebijakan tersebut sebagai upaya Pertamina menekan impor minyak mentah yang menjadi pemicu defisit neraca perdagangan nasional.

Badan Pusat Statistik (BPS) mencatat, neraca perdagangan Indonesia sepanjang tahun 2018 mencatatkan defisit sebesar US$ 8,57 miliar. Ini adalah nilai defisit terbesar sepanjang sejarah. Biang kerok defisit neraca perdagangan adalah defisit neraca perdagangan minyak dan gas bumi (migas) yang mencapai US$ 12,4 niiliar.

Produksi migas terus menurun, sementara kebutuhan bahan bakar minyak semakin meningkat dan menaikkan impor. Tahun ini, Pertamina harus mengimpor minyak mentah dan kondensat 342.000 barel oil per day (bopd). Maklumlah, kebutuhan minyak mentah mencapai 1,6 juta bopd.

Pertamina terus berupaya mengurangi impor minyak. Salah satunya membawa minyak mentah dari lapangan Pertamina Internasional EP (PIEP) ke Indonesia. 

"Tapi tidak semua minyak mentah bisa diserap kilang kami. Oleh karena itu kami minta project refinefy di-improve. Kalau bisa di-improve, pemanfaatan crude bisa lebih baik," ungkap Dharmawan Samsu, Direktur Hulu PT Pertamina.

Ditargetkan kontribusi minyak dari PIEP pada tahun ini mencapai 112.000 bopd dan produksi gas 300 kaki kubik per day (mmscfd). Selain PIEP, Pertamina mengandalkan produksi dari anak usaha lain seperti Pertamina Hulu Energi (PHE). Produksi minyak PHE tahun ini diperkirakan menyumbang 79.000 BOPD dan gas 209 mmscfd.

Selain itu, Pertamina Hulu Indonesia (PHI) ditargetkan bisa mencapai produksi minyak 47.500 bopd dan 849 mmscfd sepanjang tahun ini. Hasilnya, di tahun ini Pertamina menargetkan produksi migas mencapai 922.000 barel setara minyak per hari (boepd), dengan perincian minyak 414.000 bopd dan gas 2944 mmscfd naik dibandingkan tahun 2018 yang hanya 768.000 boepd, di mana untuk minyak 291.000 bopd dan gas 2.763 mmsfcd.

Selain berusaha mengerek produksi anak usaha, kata Dharmawan, Pertamina terus berusaha menjalankan amanat pemerintah untuk membeli minyak mentah dari kontraktor migas atau kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Sepanjang Januari-Juni 2019, Pertamina akan mendapatkan minyak mentah dari Blok Rokan sebesar 2,5 juta barel per bulan. Selain minyak Chevron Pacific dari Blok Rokan, Pertamina juga mengincar minyak mentah milik EXXonMobil dari Blok Cepu.

"Sesuai keputusan Menteri ESDM terkait pembelian minyak KKKS, Chevron dan Pertamina telah sepakat 100% minyak ke kilang dalam negeri. Kami juga sedang berdiskusi ke ExxonMobil sebesar 220,000 bopd mudah-mudahan bisa dapat agreementnya," kata Dharmawan.

Sekretaris Jenderal Asosiasi Daerah Penghasil Migas, Andang Bachtiar menduga defisit, migas masih terus terjadi. Sebab, masih ada sejumlah persoalan yang mengganjal sektor migas tanah air. Apalagi permintaan Bahan Bakar Minyak terus meningkat.

Kontan, Page-14, Friday, Jan 18, 2019

The Transition of the Rokan Block Starts in This Year.

The process of managing the Rokan Block from PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) to PT Pertamina began. Pertamina along with Chevron and the Executive Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) have held a kick of meeting for the Rokan Block transition, which is planned for this year.

the Rokan Block

Upstream Director of PT Pertarnina, Dharmawan Samsu said, at the transition kick-off meeting, Pertamina would carry out the construction of a new pipeline in the oil and gas block located in the Riau Islands in Sumatra Indonesia. 

     The plan is to build an oil pipeline from Minas-Duri-Dumai and Balam-Bangko-Dumai this year without having to wait for the end of the Block Rokan contract, namely in the upcoming 2021.

Because, said Dharmawan, building a pipeline requires two years or 18 months. Then there will be a risk gap if the pipeline is not functioning and to prevent production from being able to flow because the pipe is stopped due to maintenance.

"So we decided that our pipe was replaced, now it is being studied in the execution plain and hopefully this project can run in 2019," he explained.

In addition, Pertamina plans to drill in the Rokan Block. But when exactly the drilling, Pertamina cannot yet confirm. He said, Pertamina is still optimizing how they and Chevron can reach an agreement so that the drilling process can begin this year.

"When it starts, we have not yet been able to declare because discussions are underway," Dharmawan said.

On the other hand, Pertamina has also finished forming a subsidiary to manage the Rokan Block.

IN INDONESIAN

Transisi Blok Rokan Mulai Berlangsung pada Tahun lni.

Proses transaksi pengelolaan Blok Rokan dari PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) kepada PT Pertamina mulai berlangsung. Pertamina bersama Chevron dan Satuan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Bumi (SKK Migas) telah melaksanakan kick of meeting untuk transisi Blok Rokan, yang rencananya dilakukan tahun ini.

Direktur Hulu PT Pertarnina, Dharmawan Samsu mengemukakan, dalam kick off meeting transisi tersebut, Pertamina akan melaksanakan pembangunan pipa baru di blok migas yang terletak di Kepulauan Riau di Sumatera Indonesia itu. 

     Rencananya akan dibangun pipa minyak dari Minas-Duri-Dumai dan Balam-Bangko-Dumai pada tahun ini tanpa harus menungggu berakhirnya kontrak Blok Rokan, yakni pada tahun 2021 mendatang.

Sebab, kata Dharmawan, membangun pipa memerlukan waktu dua tahun atau 18 bulan. Maka akan ada jeda risiko apabila pipa tidak berfungsi dan untuk mencegah adanya produksi tidak bisa dialirkan lantaran pipa dihentikan karena perawatan.

"Maka kami memutuskan pipa kami ganti, sekarang sedang dikaji execution plain-nya dan mudah-mudahan proyek ini bisa berjalan di 2019," jelas dia.

Selain itu, Pertamina berencana untuk melakukan pengeboran di Blok Rokan. Namun kapan tepatnya pengeboran itu, Pertamina belum bisa memastikan. Dia bilang, Pertamina masih melakukan optimasi bagaimana mereka dan Chevron bisa mencapai kesepakatan agar proses pengeboran bisa dimulai tahun ini juga.

"Kapan mulainya, kami belum bisa declare karena diskusi sedang dilakukan," kata Dharmawan.

Di sisi lain, Pertamina juga telah selesai membentuk anak usaha untuk mengelola Blok Rokan.

Kontan, Page-14, Friday, Jan 18, 2019

The Upstream Pertamina Investment target decreased

At a time of stagnation in oil production, PT Pertamina (Persero) actually lowered its investment target for oil and gas up to 19.1% this year to US $ 2.5 billion compared to last year's target of US $ 3.1 billion.

The investment target is down because many of Pertamina's upstream oil and gas projects have been completed in 2018. In addition, the company reasoned that efficiency efforts also helped reduce the value of investment in upstream oil and gas.

the Rokan Block

Upstream Director of Pertamina Dharmawan Samsu said that the company's upstream oil and gas investment in 2018 was allocated to the Rokan Block, which reached US $ 800 million. The funds are for signature bonuses to take over the Rokan Block from Chevron. 

     Pertamina has begun to take over 100% of the participation rights of Blok Rokan and PT Chevron Pacific Indonesia from August 2021. Pertamina will also make a transition to operations in the legendary oil and gas working area.

"For the Pertamina EP Cepu Jembaran-Tiung Biru field project, there is indeed efficiency there. If this year there are no [funds issued for] the Rokan Block so that it looks down, "he said.

the Jambaran-Tiung Biru project in Bojonegoro, East Java

According to him, the Jambaran-Tiung Biru project in Bojonegoro, East Java Indonesian was able to save US $ 500 million, from the investment plan of US $ 2.05 billion because of efficiency. 

     Pertamina will allocate around US $ 3010.2 million for the development of Jambaran-Tiung Biru. Pertamina's upstream oil and gas investment realization in 2018 amounted to US $ 2.9 billion or 93.5% of the target of US $ 3.1 billion

Although it is still below the target, Darmawan said, all projects throughout 2018 have been realized. In addition to being distributed for upstream oil and gas strategic projects, Pertamina's capital expenditure is also directed towards exploration activities. 

     This year, Pertamina also conducts joint studies for three oil and gas fields. Dharmawan said that his party had submitted an offer for two exploration blocks from the study results together with the government.

Upstream Performance

Meanwhile, the production target for the company's oil and gas sales is 922,000 barrels of oil equivalent per day or slightly growth compared to last year's 921,000 boepd. The oil and gas production target consists of 414,000 barrels of oil per day (bpd), up 5.6% compared to last year's 392,000 bpd.

In contrast, the natural gas production target for this year fell to 2,943 million cubic feet per day (MMscfd) compared to last year's 3,054 MMscfd.

The oil and gas production target includes Pertamina's oil and gas fields abroad, namely PT Pertamina Internasional EP. PT Pertamina Internasional EP targets oil production to reach 112,000 bpd and natural gas at 300 MMscfd. 

    In 2018, the contribution of oil from Pertamina's assets from abroad, especially its three assets in Algeria, Iraq, Malaysia, amounted to 102,000 bpd (oil) and 299 MMscfd (natural gas).

"Slightly below the target for gas production, but oil has increased. We will keep it in gas. The number of wells to be drill in 2019 is twice the amount drilled in 2018. "

Ida Yusmiati, Senior Vice President of Pertamina's Upstream Business Development, said that there was no reduction in investment in upstream oil and gas and indeed there had already been investment projects completed. 

     Pertamina's investment plan is expected to support the total investment target for upstream oil and gas in 2018 which is set at US $ 14.79 billion, with the target of cost recovery being set at US $ 10.22 billion. 

     The total investment of upstream oil and gas in the country last year was US $ 12 billion from the target in the agreed work plan and budget (work plan & budgeting / WP & B) of US $ 14.2 billion, or 84%.

The lack of optimal realization of upstream oil and gas investment last year was also influenced by the cost recovery of US $ 11.7 billion (unaudited) or 112% of the 2018 State Budget target of US $ 10.1 billion.

     In addition to oil and gas, Pertamina's geothermal production performance in 2018 also increased significantly. In 2018, the company's geothermal production reaches 4,145 gigawatt hours (GWh) or an increase of 6% compared to 2017 which was recorded at 3,900 GWh.

Managing Director of PT Pertamina Geothermal Energy Ali Mundakir said that his company targets geothermal production in 2019 to be 4,551 GWh. One of the focuses of geothermal activities this year is the operation of Lumut Balai Geothermal Power Plant (PLTPB) in the I / 2019 quarter.

"We ensure that the 55 MW [megawatt] Hulu Lais Unit.1 PLTPB project, accelerating exploration activities in the 1x55 MW Seulawah Aceh Working Area, and existing field optimization with binary cycle technology," he said.

Regarding the management of Pertamina's old field, at least there will be a number of unusual approaches in the operation of upstream assets.

IN INDONESIAN

Target lnvestasi Hulu Pertamina Turun

Di saat stagnasi produksi minyak bumi, PT Pertamina (Persero) justru menurunkan target investasi sektar Hulu minyak dan gas pada tahun ini sebesar 19/1% menjadi US$2,5 miliar dibandingkan dengan target tahun lalu US$ 3,1 miliar.

Target investasi turun karena banyak proyek hulu migas Pertamina yang telah selesai pada 2018. Selain itu, perseroan beralasan bahwa upaya efisiensi juga turut mengurangi nilai investasi di hulu migas.

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan Samsu mengatakan bahwa investasi hulu migas perseroan pada 2018 lebih besar dialokasikan ke Blok Rokan, yaitu mencapai US$ 800 juta. Dana itu untuk bonus tanda tangan pengambilalihan Blok Rokan dari Chevron. 

     Pertamina mulai mengambil alih 100% hak partisipasi Blok Rokan dan PT Chevron Pacific Indonesia mulai Agustus 2021. Pertamina juga akan melakukan transisi operasi di wilayah kerja migas legendaris tersebut.

“Untuk proyek lapangan Jembaran-Tiung Biru milik Pertamina EP Cepu, memang ada efisiensi di sana. Kalau tahun ini tidak ada [dana yang dikeluarkan untuk] Blok Rokan sehingga terlihat turun,” katanya.

Menurutnya, proyek Jambaran-Tiung Biru di Bojonegoro, Jawa Timur mampu menghemat US$ 500 juta, dari rencana investas sebesar US$ 2,05 miliar karena ada efisiensi. Pertamina akan mengalokasikan dana sekitar US$ 3010,2 juta untuk pengembangan Jambaran-Tiung Biru. Realisasi investasi hulu migas Pertamina pada 2018 sebesar US$ 2,9 miliar atau 93,5% dari target US$ 3,1 miliar

Kendati masih di bawah target, Darmawan menyebut, semua proyek sepanjang 2018 sudah direalisasikan. Selain didistribusikan untuk proyek strategis hulu migas, belanja modal Pertamina juga diarahkan untuk kegiatan eksplorasi. Pada tahun ini, Pertamina juga melakukan studi bersama untuk tiga lapangan migas. Dharmawan mengatakan, pihaknya sudah mengajukan penawaran terhadap dua blok eksplorasi hasil studi bersama dengan pemerintah.

Kinerja Hulu

Sementara itu, target produksi siap jual (lifting) minyak dan gas bumi perseroan pada tahun ini sebesar 922.000 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd) atau tumbuh sedikit dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 921.000 boepd. Target produksi migas itu terdiri dari minyak bumi sebesar 414.000 barel per hari (bph) naik 5,6% dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 392.000 bph.

Sebaliknya, target produksi gas bumi pada tahun ini turun menjadi 2.943 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 3.054 MMscfd.

Target produksi migas itu sudah meliputi lapangan migas Pertamina yang berada di luar negeri, yaitu PT Pertamina Internasional EP. PT Pertamina Internasional EP menargetkan produksi minyak sebanyak 112.000 bph dan gas bumi 300 MMscfd. Pada 2018, kontribusi minyak dari aset Pertamina dari luar negeri terutama tiga asetnya yang ada di Aljazair, Irak, Malaysia sebanyak 102.000 bph (minyak) dan 299 MMscfd (gas bumi). 

“Sedikit di bawah target untuk [produksi] gas, tetapi minyak mengalami kenaikan. Kami akan pertahankan di gas. Jumlah sumur yang akan di bor pada 2019 itu dua kali dari jumlah yang dibor pada 2018.”

Ida Yusmiati, Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina, mengatakan bahwa tidak ada pengurangan investasi hulu migas dan memang sudah ada proyek investasi yang sudah diselesaikan. 

     Rencana investasi Penamina diharapkan dapat mendukung target total investasi hulu migas pada 2018 yang ditetapkan senilai US$14,79 miliar dengan target pengembalian biaya operasi (cost recovery) ditetapkan sebesar US$ 10,22 miliar. 

    Realisasi total investasi hulu migas di Tanah Air pada tahun lalu US$12 miliar dari target dalam rencana kerja dan anggaran (work plan & budgeting/ WP&B) yang disepakati sebesar US$14,2 miliar atau masih mencapai 84%.

Belum optimalnya realisasi investasi hulu migas pada tahun lalu juga dipengaruhi oleh cost recovery sebesar US$ 11,7 miliar (belum diaudit) atau 112% dari target APBN 2018 sebesar US$10,1 milliar. 

     Selain migas, kinerja produksi panas bumi Pertamina pada 2018 juga meningkat signifikan. Pada 2018, produksi panas bumi perseroan mencapai 4.145 gigawatt hour (GWh) atau meningkat 6% dibandingkan dengan 2017 yang tercatat 3.900 GWh.

Direktur Utama PT Pertamina Geothermal Energy Ali Mundakir mengatakan bahwa pihaknya menargetkan, produksi panas bumi pada 2019 sebesar 4.551 GWh. Salah satu fokus kegiatan panas bumi pada tahun ini adalah pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTPB) Lumut Balai pada kuartal I/2019.

“Kami memastikan proyek PLTPB Hulu Lais Unit.1 sebesar 55 MW [megawatt], mempercepat aktivitas eksplorasi di Wilayah Kerja Seulawah Aceh 1x55 MW, dan optimasi lapangan yang sudah ada dengan teknologi binary cycle,” katanya.

Terkait dengan pengelolaan lapangan tua milik Pertamina, setidaknya akan ada sejumlah pendekatan yang tidak biasa dalam pengoperasian aset-aset hulu. 

Bisnis Indonesia, Page-24, Friday, Jan 18, 2019