DAFTAR ISI PENDAHULUAN BAB I POTRET KINERJA SKK MIGAS

PENDAHULUAN 03 Visi dan Misi SKK Migas 04 Prinsip Kelembagaan 05 Sambutan Komisi Pengawas SKK Migas 07 Sambutan Kepala SKK Migas 09 Manajemen SKK Migas 11 Struktur Organisasi SKK Migas 12 Kondisi Hulu Migas - Global dan Nasional 13 Ringkasan Laporan Tahun 2015

DAFTAR ISI

BAB I POTRET KINERJA SKK MIGAS 19 Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi 21 Sumber Daya dan Cadangan 23 Realisasi Komitmen Kontraktor KKS 30 Realisasi Investasi Kontraktor KKS Eksploitasi dan Eksplorasi 32 Kegiatan Produksi / Lifting Minyak dan Gas Bumi 36 Distribusi Revenue Minyak dan Gas Bumi 38 Efisiensi Pengembalian Biaya Operasi

BAB II UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI DAN CADANGAN

BAB IV PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL

43 Realisasi Proyek Baru

89 Optimalisasi Produksi Minyak Bumi untuk Kilang Domestik

44 Upaya Peningkatan Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi

92 Peningkatan Pasokan Gas untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik

50 Forum Sharing Knowledge

97 Pemanfaatan Barang dan Jasa Dalam Negeri

59 Kerja Sama dengan Lembaga Lain

99 Keterlibatan Bank BUMN / BUMD untuk Kegiatan Minyak dan Gas Bumi

63 Tantangan Dalam Pencapaian Target Produksi 2015

101 Pengelolaan dan Pengembangan SDM Kontraktor KKS 103 Pengembangan TKI

BAB III PROYEK-PROYEK UTAMA

BAB V INTERNAL SKK MIGAS

69 Proyek Banyu Urip - ExxonMobil Cepu Limited 71 Proyek Indonesia Deepwater Development Chevron Indonesia Co. 73 Proyek Abadi - Inpex Masela Ltd. 75 Proyek Tangguh Train 3 - BP Berau Ltd. 77 Proyek Jangkrik - eni Muara Bakau

107 Laporan Hasil Audit BPK-RI 107 Continuous Improvement pada Aspek Tata Kelola Organisasi 115 Sistem Teknologi Komunikasi dan Informasi

81 Proyek Senoro - JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi dan Proyek Donggi Matindok PT. Pertamina EP 85 Proyek Kepodang - Petronas Carigali Muriah Ltd.

LAMPIRAN WILAYAH KERJA

VISI DAN MISI SKK MIGAS VISI Menjadi entitas yang proaktif dan terpercaya serta penggerak utama 03

pengembangan industri strategis hulu minyak dan gas bumi bagi kepentingan bangsa dan negara.

MISI • Melakukan kegiatan pengawasan dan pengendalian kontrak kerja sama kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi (migas) untuk menjamin efektivitas, efisiensi, dan tetap menjaga kelestarian lingkungan hidup; • Melakukan sinergi dengan pemangku kepentingan dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) untuk meningkatkan cadangan dan produksi migas Indonesia; • Meningkatkan budaya kerja yang kondusif melalui sinergi, koordinasi, serta penerapan sistem manajemen perubahan, ilmu pengetahuan, dan teknologi; • Mendukung dan menumbuhkembangkan kemampuan nasional untuk lebih mampu bersaing di tingkat nasional, regional, dan internasional; • Meningkatkan pendapatan negara untuk memberikan kontribusi yang sebesar-besarnya bagi perekonomian nasional dan mengembangkan serta memperkuat posisi industri hulu migas Indonesia.

PENDAHULUAN | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

PRINSIP KELEMBAGAAN (CORE VALUES)

Sebagai bentuk komitmen dan keseriusan SKK Migas dalam pengembangan industri hulu migas di Indonesia, SKK Migas memegang nilai-nilai yang disebut

“P R U D E N T” yang dijabarkan sebagai sebagai berikut:

PROFESSIONAL

RESPONSIVE

UNITY IN DIVERSITY

DECISIVE

ETHICS

NATION FOCUSED

TRUSTWORTHY

Berpikir dan bertindak sesuai dengan standar yang berlaku dalam melaksanakan pekerjaan. Memberikan reaksi/respon secara cepat dengan cara yang tepat dan positif dalam pelaksanaan pekerjaan. Mampu menerima, mengakui, menghargai, dan mensinergikan keragaman untuk mencapai tujuan yang disepakati bersama. Berani mengambil keputusan sesuai dengan kewenangan berdasarkan pertimbangan rasional dan dengan melihat implikasi/risiko dari keputusan yang dibuat. Bertindak sesuai dengan norma-norma, peraturan dan/atau etika bisnis yang berlaku dalam melaksanakan tugas pokok dan fungsi serta kewenangan jabatan. Memahami dan berupaya memaksimalkan potensi dan kemampuan nasional dalam pengambilan keputusan dan pelaksanaan tugas sehari-hari. Dapat dipercaya dan diandalkan dalam melaksanakan tugas pokok dan fungsi serta kewenangan jabatan.


04

05

SAMBUTAN KOMISI PENGAWAS SKK MIGAS Sumber daya minyak dan gas bumi harus dikelola dengan tepat dan benar agar dapat memberikan nilai tambah yang sebesar-besarnya bagi bangsa dan negara; namun di sisi lain tetap mampu memberikan nilai keekonomian yang cukup adil bagi para investor karena investasi di sektor hulu migas bersifat padat modal, berisiko tinggi, dan berjangka panjang.

Assalamu’alaikum Wr. Wb

Dengan mengucapkan puji syukur ke hadirat Allah SWT, saya menyambut gembira atas terbitnya buku Laporan Tahunan 2015 SKK Migas ini, yang secara umum menggambarkan berbagai capaian dan tantangan yang dihadapi industri hulu migas di tahun 2015.

Sebagaimana kita rasakan bersama, tahun 2015 merupakan tahun yang penuh tantangan bagi industri hulu migas terutama akibat penurunan harga minyak dunia secara terus menerus sejak Kuartal III tahun 2014 hingga menyentuh tingkatan harga US$30-an per barel di penghujung tahun 2015. Namun teramati bahwa meskipun dalam situasi yang sulit, para pemangku kepentingan tetap berupaya maksimal sehingga industri hulu migas Indonesia dapat tetap berjalan. Untuk itu, saya sampaikan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada para pelaku usaha dan seluruh pemangku kepentingan yang telah mendukung kesinambungan berjalannya industri ini.

Tugas utama yang dibebankan Pemerintah kepada industri hulu migas diantaranya meningkatkan produksi, menambah cadangan, serta menumbuhkembangkan kapasitas nasional. Dari sisi Pemerintah, terutama dari sisi kebijakan dan regulasi, kami terus berupaya agar iklim investasi migas tetap menarik bagi investor antara lain dengan cara melakukan simplifikasi perizinan, meninjau ulang sistem fiskal, serta mengkaji berbagai insentif dan kemudahan yang memungkinkan untuk diterapkan di industri hulu migas.

Di tengah situasi krisis saat ini hendaknya kita harus tetap optimis. Seperti yang lalu-lalu kondisi krisis sifatnya sementara karena pada dasarnya semua orang menghendaki keluar dari situasi krisis. Dengan menjalin sinergi yang lebih erat antara para pemangku kepentingan, diharapkan industri hulu migas tetap dapat mempersembahkan kinerja yang baik.

Wassalamu’alaikum Wr. Wb.

SUDIRMAN SAID Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral selaku Ketua Komisi Pengawas SKK Migas


06

02 07

SAMBUTAN KEPALA SKK MIGAS Assalamu’alaikum Wr. Wb.

Puji syukur kita panjatkan ke hadirat Allah SWT yang telah memperkenankan kegiatan industri hulu migas di Indonesia tetap berjalan. Tahun 2015 merupakan tahun yang tidak mudah bukan hanya bagi sektor hulu migas atau Indonesia saja, namun juga nyaris melanda semua sektor ekonomi secara global. Hal ini utamanya disebabkan turunnya harga minyak dunia dari level US$100-an per barel di Kuartal III tahun 2014 menjadi hanya US$30-an per barel di penghujung tahun 2015, dimana pada awalnya dipicu oleh kelebihan pasokan di kuartal pertama tahun 2014.

Di tengah situasi yang sulit, kami dan segenap pemangku kepentingan tetap bahu-membahu dan bekerja sama sehingga kegiatan industri hulu migas di Indonesia dapat terus bergulir. Atas nama SKK Migas, saya mengucapkan terima kasih kepada para Kontraktor KKS serta pihak-pihak lain yang telah memberi dukungan demi kesinambungan kegiatan hulu migas di Indonesia.

Menghadapi krisis harga minyak ini, SKK Migas melalui kerja sama yang erat dengan Kontraktor KKS dan para pemangku kepentingan lainnya melakukan berbagai upaya antara lain; efisiensi penggunaan Capex dan Opex, mempertahankan kehandalan fasilitas produksi agar frekuensi kejadian gangguan produksi (unplanned shutdown) dapat berkurang, dan implementasi Right to Audit terhadap penyedia barang/jasa Kontraktor KKS untuk lebih menjamin efisiensi biaya pengadaan serta peningkatan good corporate governance. SKK Migas akan terus bekerja lebih efisien, meningkatkan koordinasi dengan instansi pemerintah dan para pemangku kepentingan terkait, serta memberikan asistensi kepada Kontraktor KKS yang membutuhkan.

Melalui rapat Work Program & Budget (WP&B) yang diselenggarakan selama dua bulan di akhir tahun 2015, telah disepakati target indikator utama sektor hulu migas di tahun 2016 sebagai berikut: a. Lifting minyak 827,8 Mbopd b. Lifting gas 6.256 MMscfd c. Lifting migas 1.945 Mboepd d. Cost recovery US$14,93 miliar e. Penerimaan negara US$10,77 miliar f. Expenditure US$17,22 miliar, terdiri dari US$15,98 miliar untuk WK eksploitasi dan US$1,24 miliar untuk WK eksplorasi.

Tentunya menjadi harapan kita bersama agar target yang telah disepakati tersebut dapat dicapai. Akhir kata, kami mengucapkan terima kasih atas dukungan seluruh pemangku kepentingan dan komponen bangsa. Pencatatan kinerja dalam buku laporan tahunan ini merupakan bentuk pertanggungjawaban kami terhadap dukungan dan kepercayaan yang diberikan selama ini. Kami berharap agar tetap memperoleh dukungan di tahun-tahun mendatang sehingga industri hulu migas dapat mempersembahkan kinerja yang lebih baik lagi dalam memberikan nilai tambah sebesar-besarnya bagi bangsa dan negara.

Wassalamu’alaikum Wr. Wb.

AMIEN SUNARYADI Kepala SKK Migas


08

MANAJEMEN SKK MIGAS KEPALA SKK MIGAS AMIEN SUNARYADI dilantik sebagai Kepala SKK Migas pada tanggal 21 November 2014. Sebelumnya beliau menjabat sebagai Wakil Ketua KPK (2003-2007), Senior Governance and Anti-Corruption Officer di World Bank (2007-2012), dan Partner Fraud Investigation & Dispute Services di EY Indonesia (2012-2014). Pria kelahiran tahun 1960 ini menamatkan pendidikan di Sekolah Tinggi Akuntansi Negara dan College of Business Administration, Georgia State University, Atlanta. Beliau memulai karirnya dengan bekerja sebagai Pegawai Negeri Sipil di Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan.

09

WAKIL KEPALA SKK MIGAS M.I. ZIKRULLAH dilantik sebagai Wakil Kepala SKK Migas, setelah menjabat sebagai Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis SKK Migas pada tanggal 17 Juli 2014 sampai dengan 28 April 2015. Beliau juga merangkap selaku Deputi Pengendalian Komersial dan Pengawas Internal. Pria kelahiran Bogor tahun 1961 ini memperoleh gelar Magister Hukum di Universitas Indonesia. Beberapa posisi lainnya yang pernah dijabat oleh beliau di BPMIGAS/SKK Migas adalah Kepala Bagian Program dan Pelaporan, Kepala Divisi Pertimbangan Hukum dan Formalitas, Vice President Management Representatives Donggi Senoro, Kepala Monetisasi Minyak dan Gas Bumi, Kepala Divisi Pertimbangan Hukum, dan Kepala Divisi Pengadaan dan Manajemen Aset.

SEKRETARIS SKK MIGAS BUDI AGUSTYONO dilantik sebagai Sekretaris SKK Migas pada tanggal 15 Mei 2015 setelah sebelumnya menjabat sebagai Deputi Pengendalian Keuangan SKK Migas. Pria kelahiran Jakarta, 1958 ini meraih gelar Sarjana Akuntansi dari Universitas Indonesia pada tahun 1985 dan kemudian meraih gelar Magister Manajemen dari Universitas Gajah Mada pada tahun 1999. Beberapa jabatan yang pernah dipegang oleh Budi di BPMIGAS/SKK Migas antara lain Kepala Divisi Pemeriksaan Biaya Operasi, Kepala Perwakilan Kalimantan dan Sulawesi BPMIGAS.

DEPUTI PENGENDALIAN PERENCANAAN GUNAWAN SUTADIWIRIA dilantik menjadi Deputi Pengendalian Perencanaan SKK Migas pada tanggal 7 Mei 2015 setelah sebelumnya sebagai Tenaga Ahli Kepala SKK Migas sejak bulan Oktober 2014. Pria kelahiran Jakarta, 1962 ini memperoleh gelar S1 Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, Magister S2 Teknik Perminyakan ITB dan meraih gelar Ph.D dalam bidang Petroleum Engineering di Texas A&M University. Beberapa jabatan yang pernah dipegang oleh Gunawan adalah Kepala Divisi Eksploitasi, Kepala Divisi Pengawasan Realisasi Komitmen Rencana Pengembangan Lapangan, Spesialis Utama Deputi Perencanaan, Kepala Divisi Pengkajian dan Pengembangan, serta Vice President Management Representative PT. Chevron Pacific Indonesia.

DEPUTI PENGENDALIAN OPERASI MULIAWAN dilantik sebagai Deputi Pengendalian Operasi SKK Migas pada tanggal 8 Februari 2013. Pria kelahiran Jakarta, 1961 ini adalah alumni Teknik Tambang Eksplorasi dari ITB dan Program Magister Manajemen dari UGM telah memiliki pengalaman panjang dalam bidang operasi kegiatan hulu migas, baik saat masih bekerja di Pertamina maupun saat bergabung dengan BPMIGAS/SKK Migas. Beberapa jabatan yang pernah dipegang oleh Muliawan di BPMIGAS/SKK Migas antara lain Kepala Perwakilan Sumatera Bagian Utara serta Kepala Divisi Operasi Produksi.

DEPUTI PENGENDALIAN KEUANGAN PARULIAN SIHOTANG dilantik sebagai Deputi Pengendalian Keuangan SKK Migas pada bulan Mei 2015. Pria kelahiran 1963 ini mendapatkan beasiswa dari Pemerintah Indonesia untuk pendidikan Akuntan di Sekolah Tinggi Akuntansi Negara (STAN), mendapatkan beasiswa Bank Dunia untuk program Master of Accountancy dari Case Western Reserve University di Cleveland, USA dan PhD dari Dundee University, UK pada tahun 2003. Sebelum bergabung dengan SKK Migas tahun 2008, akuntan yang merupakan lulusan terbaik LEMHANAS tahun 2014 ini bekerja sebagai Auditor di BPKP. Jabatan yang pernah dipegang oleh Parulian di BPMIGAS/SKK Migas antara lain Kepala Bagian Program dan Pelaporan, Vice President Management Representative, Kepala Divisi Pemeriksaan Penghitungan Bagian Negara, serta Kepala Divisi Manajemen Risiko dan Perpajakan.

DEPUTI PENGENDALIAN DUKUNGAN BISNIS RUDIANTO RIMBONO dilantik sebagai Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis SKK Migas pada tanggal 7 Mei 2015. Alumni Teknik Sipil ITB (1989, Sangat Memuaskan) dan program Magister Project Manajement Universitas Indonesia (2009, Cum Laude) ini bergabung dengan BPMIGAS/SKK Migas sejak 2004 dan telah menerima berbagai penugasan sebelumnya antara lain sebagai Kepala Kantor Perwakilan Sumatera Bagian Selatan, Kepala UPP Indonesia Deepwater Development Project, Sekretaris Pimpinan, Kepala Divisi Manajemen Proyek dan Pemeliharaan Fasilitas, serta sebagai Kepala Bagian Humas.


10

STRUKTUR ORGANISASI SKK MIGAS 11 TENAGA AHLI

KEPALA

WAKIL KEPALA

MANAGEMENT REPRESENTATIVES

SEKRETARIS

PENGAWAS INTERNAL

KELOMPOK KERJA PENGAWASAN

BAGIAN PROGRAM DAN PELAPORAN BAGIAN HUBUNGAN MASYARAKAT BAGIAN INTERNAL

DEPUTI PENGENDALIAN PERENCANAAN

DEPUTI PENGENDALIAN OPERASI

DEPUTI PENGENDALIAN KEUANGAN

DEPUTI PENGENDALIAN KOMERSIAL

DEPUTI PENGENDALIAN DUKUNGAN BISNIS

DIVISI EKSPLORASI

DIVISI MANAJEMEN PROYEK & PEMELIHARAAN FASILITAS

DIVISI MANAJEMEN RISIKO & PERPAJAKAN

DIVISI KOMERSIALISASI MINYAK BUMI & KONDENSAT

DIVISI SUMBER DAYA MANUSIA

DIVISI PENGKAJIAN DAN PENGEMBANGAN

DIVISI OPERASI PRODUKSI

DIVISI AKUNTANSI

DIVISI KOMERSIALISASI GAS BUMI

DIVISI PENGELOLAAN RANTAI SUPLAI KONTRAKTOR KKS

DIVISI EKSPLOITASI

DIVISI PENUNJANG OPERASI

DIVISI PEMERIKSAAN BIAYA OPERASI

DIVISI PERTIMBANGAN HUKUM DAN FORMALITAS

DIVISI PENGENDALIAN PROGRAM DAN ANGGARAN

DIVISI SURVEI & PEMBORAN

DIVISI PEMERIKSAAN PENGHITUNGAN BAGIAN NEGARA

DIVISI PENGAWASAN REALISASI KOMITMEN RENCANA PENGEMBANGAN LAPANGAN

DIVISI MANAJEMEN SISTEM INFORMASI

KONDISI HULU MIGAS – GLOBAL DAN NASIONAL Sejak dimulainya industrialisasi migas modern pada pertengahan abad ke-19, industri migas telah memainkan peran dominan bagi pertumbuhan ekonomi di berbagai belahan dunia, baik dari sisi penghasil (produsen) maupun dari sisi pengguna (konsumen). Industri migas juga telah melalui berbagai siklus dan perubahan yang mengharuskannya beradaptasi. Salah satu siklus tersebut adalah naik turunnya harga. Tahun 2015 ditandai dengan anjloknya harga minyak dunia dari rata-rata US$100-an per barel di kuartal III tahun 2014 menjadi hanya rata-rata US$30-an per barel di penghujung tahun 2015. Ini berarti harga minyak yang stabil di level US$100-an selama 3,5 tahun sejak tahun 2011 telah berakhir. Penurunan harga minyak ini pada mulanya dipicu oleh kelebihan pasokan di awal tahun 2014. Peningkatan produksi minyak di negara-negara non-OPEC (terutama shale oil di Amerika Serikat), gagalnya OPEC mencapai kesepakatan untuk menurunkan tingkat produksi, serta isu-isu geopolitik dan keamanan di berbagai kawasan dunia diduga merupakan faktor-faktor yang menyebabkan penurunan harga minyak.

PERGERAKAN HARGA MINYAK DUNIA 2011-2015

140 120

ICP WTI BRENT

100 Turun sampai ke level 30-an

80 60 40

Nov-15

Jul-15

Sep-15

Mei-15

Jan-15

Mar-15

Nov-14

Jul-14

Sep-14

Mei-14

Jan-14

Mar-14

Nov-13

Jul-13


Sep-13

Mei-13

Jan-13

Mar-13

Nov-12

Jul-12

Sep-12

Mei-12

Jan-12

Mar-12

Nov-11

Jul-11

Sep-11

Mei-11

0

Jan-11

20

Mar-11

US$/BAREL

SUMBER : WTI dan BRENT : U.S. Energy Information and Administration (EIA) ICP : Kementerian ESDM

Stabil di level 100-an selama 3,5 tahun

12

Anjloknya harga minyak menyebabkan perlambatan dalam kegiatan eksplorasi dan produksi migas. Perusahaan migas, baik yang berstatus IOC maupun NOC, banyak yang harus merekstrukturisasi pengeluaran belanjanya. Sejumlah proyek pengembangan terpaksa ditunda karena tidak lagi ekonomis dengan level harga minyak saat ini. Jumlah rig pemboran yang aktif menciut, rencana investasi dikaji ulang, biaya operasional dipotong, dan pengangkatan pegawai baru ditunda. Menurut kajian Wood Mackenzie, telah terjadi penurunan biaya eksplorasi dan produksi di tahun 2015 sekitar 20% meliputi jasa pemboran, seismik, Opex, fasilitas proses produksi, fasilitas bawah permukaan laut, FPSO, dan fasilitas anjungan lepas pantai dibandingkan tahun 2014. Pemutusan hubungan kerja (PHK) banyak terjadi di berbagai belahan dunia, terutama di perusahaan-perusahaan penunjang sebagai pihak yang paling dulu terkena dampak akibat menurunnya volume permintaan barang dan jasa untuk kegiatan eksplorasi dan produksi. Penurunan harga minyak yang tajam sebetulnya bukan merupakan hal baru. Menurut catatan Bank Dunia, selama 30 tahun terakhir sudah terjadi lima episode penurunan harga minyak dengan tingkat penurunan lebih dari 30%. Siklus naik turun harga merupakan karakteristik alamiah sistem pasar di mana sejak awal bisnis minyak sudah biasa menghadapi siklus ini. Di setiap situasi krisis biasanya muncul peluang-peluang baru. Untuk perusahaan migas yang memiliki dukungan finansial yang kuat sebetulnya saat inilah waktu yang tepat untuk menggalakkan kegiatan eksplorasi, yaitu pada saat harga komoditas barang/jasa penunjang migas sedang berada di level rendah. Dari sisi biaya dan teknologi, sekarang saatnya melakukan efisiensi dan terobosan teknologi baru yang lebih murah tanpa mengorbankan human capital. Di tengah situasi krisis harga minyak, SKK Migas melalui kerja sama yang erat dengan Kontraktor KKS dan para pemangku kepentingan lainnya melakukan upaya-upaya berikut: (1) Efisiensi penggunaan Capex dan Opex: • Optimasi kegiatan pemboran pengembangan. Jika tingkat kemungkinannya rendah untuk terlaksana, programprogram pemboran dikurangi. • Meningkatkan kegiatan kerja ulang dan perawatan sumur. Kegiatan ini lebih digalakkan karena unit biaya yang lebih rendah dibanding pemboran dan dengan tingkat kemungkinan yang lebih tinggi untuk mendapatkan tambahan produksi dari sumur-sumur produksi yang sudah ada. • Mempertahankan kehandalan fasilitas produksi agar frekuensi kejadian gangguan produksi (unplanned shutdown) dapat berkurang. • Negosiasi harga dengan penyediaan barang dan jasa agar kegiatan hulu migas masih dapat berlangsung dengan nilai keekonomian yang cukup memadai. • Menganalisa kembali kegiatan proyek dan rencana pengembangan yang keekonomiannya dipengaruhi harga minyak. • Implementasi Right to Audit terhadap penyedia barang/jasa Kontraktor KKS untuk lebih menjamin efisiensi biaya pengadaan serta peningkatan good corporate governance. (2) Mempertahankan kegiatan eksplorasi (studi, survei, dan pemboran): peluang meningkatkan volume kegiatan eksplorasi di tengah harga barang/jasa yang sedang berada di level rendah. (3) Antisipasi ketenagakerjaan: seluruh upaya akan dilakukan dalam meminimalisasi dampak terhadap tenaga kerja, antara lain efisiensi biaya pelatihan dan perjalanan dinas, pensiun alami, serta pengaturan ulang jam/hari kerja. (4) Meminimalisasi dampak negatif terhadap perusahaan nasional terutama industri barang/jasa penunjang yaitu agar tetap konsisten memperhatikan pengembangan kapasitas nasional. (5) SKK Migas akan terus bekerja lebih efisien, meningkatkan koordinasi dengan instansi pemerintah terkait terhadap implementasi peraturan dan perizinan, serta memberikan asistensi kepada Kontraktor KKS, utamanya yang belum memahami karakter spesifik hulu migas Indonesia, baik secara teknis maupun nonteknis.

Priority areas to cut costs

30

Sumber : Wood Mackenzie

17%

20 15 10

Offshore platforms

FPSOs

24%

Subsea

15%

Processing

0

Opex

5

Seismic

Cut spend on existing high cost projects (EOR etc) Push contractors to cut costs Defer E&A costs Delay pre-FID projects Cut discretionary expenditure

% cost reduction

25

30%

14%

Level of cost reductions expected

Drilling/ rig rates

PRIORITAS EFISIENSI BIAYA

Di tengah cadangan yang makin menipis, sesuai dengan karakteristik migas sebagai “natural depleted resource” dan kegiatan eksplorasi yang belum membuahkan hasil memadai untuk mengganti cadangan migas yang telah diproduksikan, maka hal yang paling utama adalah melakukan berbagai upaya percepatan atau debottlenecking. Dari sisi regulasi dibutuhkan kepastian tata kelola serta kemudahan berbisnis dengan tetap mengacu kepada prinsipprinsip good governance. Revisi Undang-undang Migas perlu segera disahkan mengingat status kesementaraan SKK Migas sudah berjalan tiga tahun lebih semenjak Mahkamah Konstitusi membubarkan BPMIGAS pada tanggal 13 November 2012. Termin-termin dalam kontrak dievaluasi kembali agar tetap menarik bagi investor. Peraturan yang sifatnya disinsentif layak dihilangkan. Dalam hal yang lebih makro yaitu terkait kebijakan energi, sekarang waktunya memformulasi ulang kebijakan energi Indonesia dimana migas masih merupakan jenis sumber energi yang sangat dominan perananannya, baik sebagai pasokan energi primer maupun sebagai sumber penerimaan negara. Dengan tingkat cadangan yang semakin menipis, sudah sepatutnya pengembangan industri hulu migas lebih diarahkan sebagai modal pembangunan dan engine of economic growth. Modal pembangunan dalam arti mengalokasikan semaksimal mungkin produksi migas nasional untuk diolah serta dikonsumsi di dalam negeri guna kelangsungan pembangunan Indonesia. Sedangkan engine of economic growth berhubungan dengan peningkatan kapasitas nasional yang dapat dilakukan melalui strategi: (1) meningkatkan peran dan kompetensi pekerja nasional; (2) meningkatkan keterlibatan pemangku kepentingan (terutama di daerah penghasil migas); (3) meningkatkan peran perusahaan domestik sebagai penunjang kegiatan usaha hulu migas; (4) meningkatkan kandungan dalam negeri (TKDN) barang/jasa produksi dalam negeri; serta (5) turut menumbuhkembangkan perekonomian di daerah penghasil migas. Di tengah situasi krisis harga minyak seperti saat ini, diperlukan berbagai terobosan dan kreativitas agar kegiatan hulu migas Indonesia terus berjalan dengan baik meskipun dalam situasi yang penuh tantangan.


14

RINGKASAN LAPORAN TAHUN 2015 Penurunan 15

harga

minyak

mentah

di tahun 2015 telah mempengaruhi keekonomian industri hulu migas secara signifikan

sehingga

Kontraktor

KKS

perlu melakukan penyesuaian program pengembangan

dan

konsekuensinya

Capaian masing-masing indikator / Key Performance Indicators (KPI) adalah sebagai berikut: NO

SASARAN KINERJA

1

Penahanan laju penurunan produksi

2

Peningkatan cadangan minyak dan gas

3

Pencapaian target lifting minyak dan gas

berpengaruh terhadap capaian indikator utama yang berbasiskan WP&B yaitu decline rate, lifting, cost recovery, dan

sesuai target Revisi WP&B 2015

penerimaan negara. Penyesuaian program tersebut berimplikasi pada optimalisasi pengeluaran biaya pengembangan dan

4

sesuai target Revisi WP&B 2015

operasi, diikuti dengan penurunan lifting dan penerimaan diikuti dengan, namun tetap

memprioritaskan

upaya

(decline rate). Upaya optimalisasi biaya juga dilaksanakan, utamanya melalui renegosiasi nilai pengadaan barang dan jasa yang diperlukan dalam petroleum operation.

5

Realisasi penerimaan negara sesuai target Revisi WP&B 2015

untuk

menahan laju penurunan produksi alamiah

Pengendalian atas cost recovery

6

Perbaikan tata kelola

16 REALISASI

TARGET PENCAPAIAN

YTD 31 Des 15*

% PENCAPAIAN

Rata-rata decline rate produksi minyak bumi nasional <5%

0,4%

Tercapai

Pencapaian Reserve Replacement Ratio pada tahun 2015 untuk

60%

Tercapai

a. Realisasi lifting minyak : 802 Mbopd

776 Mbopd

97,9%

b. Realisasi lifting gas : 6.029 MMscfd

6.330 MMscfd

105%

c. Realisasi lifting minyak dan gas : 1.880 Mboepd

1.906 Mboepd

101%

Realisasi cost recovery : US$16,1 Miliar

US$13,4 Miliar

83%

Realisasi penerimaan negara : US$13,8 Miliar

US$11,9 Miliar

86%

a. Laporan Keuangan SKK Migas tahun 2014 mendapat status

WTP

Tercapai

b. Berkurangnya temuan berulang audit BPK

-

Tercapai

c. Laporan Monitoring dan Evaluasi Enterprise Risk Management (ERM)

-

Tercapai

minyak dan gas bumi sebesar 60% (barrel oil equivalent)

“Wajar Tanpa Pengecualian” (WTP)

setiap semester * Data operasional per 19 April 2016 (unaudited)


POTRET KINERJA SKK MIGAS | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

BAB I

POTRET KINERJA SKK MIGAS 2015 POTRET KINERJA SKK MIGAS | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

19

WILAYAH KERJA MINYAK DAN GAS BUMI Menambah jumlah wilayah kerja (WK) baru dengan menandatangani Kontrak Kerja Sama (KKS) adalah salah satu upaya Pemerintah dalam meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas). Pada tahun 2015 terdapat 12 KKS baru yang ditandatangani oleh SKK Migas bersama dengan Kontraktor KKS, dimana sebanyak 8 KKS WK eksplorasi migas konvensional dan 4 KKS WK eksplorasi migas nonkonvensional (MNK). WILAYAH KERJA MIGAS TAHUN 2003-2015

350 308

321

318

312

2015

287

300

Jumlah WK

245

250

228 203

200

169

150

130

136

139

2004

2005

2006

110 100

50

0

2003

2007

WK Nonkonvensional

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

7

20

23

42

54

55

55

58

WK Eksplorasi Konvensional

59

76

79

80

110

132

141

155

172

179

187

183

170

WK Eksploitasi

51

54

57

59

59

64

67

67

73

75

79

80

84


Jika kita melihat distribusi status WK pada tahun 2015, terdapat 84 WK eksploitasi dan 228 WK eksplorasi, baik konvensional maupun nonkonvensional. Selain itu, Pemerintah telah menyetujui terminasi 16 KKS dan terdapat 60 KKS lain yang sedang dalam proses terminasi, sehingga pada akhir tahun 2015 terdapat sebanyak 312 KKS.

DISTRIBUSI STATUS WILAYAH KERJA MIGAS TAHUN 2015

TOTAL ONSHORE OFFSHORE ONSHORE / OFFSHORE

EKSPLOITASI

SHALE HC

GMB*

WK PENGEMBANGAN 18 WK

PROSES TERMINASI KONVENSIONAL

MNK

44 WK

5 WK

44 WK

50 WK

8 WK

8 WK

115 WK

28 WK

- WK

- WK

48 WK

39 WK

- WK

38 WK

12 WK

- WK

1 WK

20 WK

5 WK

- WK

WK MNK AKTIF 50 WK

WK PRODUKSI 66 WK

EKSPLORASI

160 WK

WK EKSPLOITASI 84 WK

WK MIGAS AKTIF 118 WK

PROSES TERMINASI 60 WK

WK EKSPLORASI KONVENSIONAL + MNK 228 WK

TOTAL WILAYAH KERJA 312 WK * Gas Metana Batubara

Keterangan perubahan selama tahun 2015: 1. 8 WK eksplorasi konvensional dan 4 WK eksplorasi MNK melakukan penandatangan KKS pada tanggal 22 Mei 2015. 2. WK Lemang dan Bontang telah menjadi WK eksploitasi. 3. WK Offshore Lampung I, Kumawa, Terumbu, West Tungkal, East Kangean, SW Bird’s Head, SE Mahakam, West Aru I, West Aru II, Sibaru, Malunda, South Mandar, NE Natuna, Warim, West Glagah Kambuna, East Sepanjang, West Belida, Pari, Citarum, Palangkaraya, Halmahera Kofiau, South Sageri, North Makasar Strait, East Bula, Sunda Strait I, Obi,

SE Seram, GMB Bentian Besar, GMB Indragiri Hulu, GMB Barito Banjar I, GMB Barito Banjar II, GMB Tabulako,

GMB Barito Tapin, GMB Pulang Pisau, GMB Batangasin menjadi Proses Terminasi.

4. WK Sadang, Kuma, Rombebai, Sula I, Mandala, Sageri, Gunting, Bengkulu, Mandar, South CPP, South Madura, Kerapu, Northern Papua, Merangin I, Karapan, dan GMB Tanjung IV telah disetujui untuk terminasi dari Menteri ESDM.


20

SUMBER DAYA DAN CADANGAN (RESERVES REPLACEMENT RATIO) Dalam kurun waktu tahun 2003 hingga 2015, penurunan cadangan migas nasional telah terus terjadi dengan tingkatan rata rata 0,65 miliar setara barel minyak per tahun, SKK Migas bersama dengan Kontraktor KKS berupaya untuk menahan laju penurunan yang terjadi tersebut dengan berbagai program peningkatan aktivitas eksplorasi.

SUDAH BERPRODUKSI

BELUM BERPRODUKSI

CADANGAN

JUMLAH

1. Minyak (MMstb) 2. Gas (Bscf) a. Associated b. Non Associated

TERBUKTI

POTENSIAL

TERBUKTI

POTENSIAL

3.445,21

3.310,19

157,33

392,30

7.305,03

33.039,61

16.701,42

64.946,31

36.644,09

151.331,43

3.833,49

1.923,67

236,70

575,42

6.569,28

29.206,12

14.777,75

64.709,61

36.068,67

144.762,15

Kondisi terkini cadangan migas nasional secara umum tersebar sepanjang nusantara mulai dari pulau Sumatera hingga Papua dengan besaran cadangan di wilayah barat cenderung lebih besar daripada wilayah timur dimana secara detail dapat dijelaskan bahwa cadangan minyak (3P) secara total sebesar 7.305,03 MMstb dan cadangan gas (3P) secara total mencapai 151 Tscf. Sementara itu prospek sumber daya migas nasional masih cukup besar, untuk total in place resources migas nasional mencapai 106 Bstboe, dengan jumlah tiga terbesar ada di wilayah Jawa, Papua, dan Sumatera. PETA SUMBER DAYA MIGAS PER 1 JANUARI 2015

INPLACE RESOURCES 3P (P50) TOTAL INPLACE RESOURCES - 3P (P50) = 106 Bstboe

14,8

BSTBOE

21

CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI INDONESIA PER 1 JANUARI 2015

26,4

0,8

19,3

18,6 2,3

21,4 1,9


Untuk meningkatkan status dari resources ke proven resources dibutuhkan peningkatan program eksplorasi secara lebih intensif. Idealnya untuk setiap setara barel migas yang diproduksikan segera tergantikan oleh satu setara barel migas yang ditemukan. Laju penemuan cadangan baru terhadap cadangan yang terproduksikan disebut Reserves Replacement Ratio (RRR). RRR MINYAK

160,00%

RRR Minyak Target RRR

139,00% 140,00% 120,00% 100,00% 81,70% 80,00% 61,90%

62,50%

58,27%

60,00% 40,00%

52,20%

46,60%

32,20% 22,60%

20,00% 0,00% 2007

RRR GAS

2008

2009

2011

2012

129,70%

126,90%

2013

2014

2015

350,00%

RRR Gas Target RRR

2010

309,50% 300,00%

250,00%

200,00%

180,10%

150,00%

90,27%

100,00%

71,15%

69,20% 50,00%

34,60%

17,00%

0,00% 2007

2008

2009

2010

2011


2012

2013

2014

2015

22

REALISASI KOMITMEN KONTRAKTOR KKS KOMITMEN EKSPLORASI MIGAS KONVENSIONAL Terdapat 118 WK eksplorasi migas konvensional aktif yang terdiri dari 90 WK yang berumur lebih dari 3 tahun dan tidak sedang dalam proses terminasi, sehingga dapat diukur pemenuhan Komitmen Pasti-nya. Dari 90 WK tersebut, 44 WK telah memenuhi seluruh Komitmen Pasti dan 46 WK belum memenuhi Komitmen Pasti.

23

PELAKSANAAN KOMITMEN EKSPLORASI PADA WK EKSPLORASI TAHUN 2015 DAN HAMBATANNYA WK kurang dari 3 tahun WK sudah memenuhi komitmen pasti WK belum memenuhi komitmen pasti

44

28

170 WK eksplorasi migas konvensional, diantaranya terdapat 90 WK ≥ 3 tahun

46

11 WK EKSPLOITASI (Belum memenuhi Komitmen Pasti)

WK proses terminasi

118 WK

52

Kendala Pemenuhan Komitmen Pasti 46 WK - Desember 2015

Kendala Pemenuhan Komitmen Pasti

Regulasi & Sosial (23 WK)

28%

Internal Kontraktor (23 WK)

28% 20%

Ketersediaan Alat & Operasional (16 WK) 12%

Subsurface & Data (10 WK)

12%

Portofolio KKKS (10 WK) 0%

10%

20%

30%

Kendala Pemenuhan Komitmen Eksplorasi dari 118 WK Eksplorasi Migas - Desember 2015 Regulasi & Sosial (49 WK) Kendala Pelaksanaan Kegiatan Eksplorasi

27%

Internal Kontraktor (42 WK)

22% 18%

Subsurface & Data (33 WK)

17%

Portofolio KKKS (32 WK)

15%

Ketersediaan Alat & Operasional (27 WK) 0%

10%

20%

30%

*catatan : 1 WK bisa memiliki lebih dari 1 kendala


SKK Migas melakukan penilaian terhadap Kontraktor KKS WK eksplorasi yang yang telah memasuki kontrak tahun ke-3 dan setelahnya (di luar WK proses terminasi), dimana penilaian dilakukan berdasarkan kriteria yang mencakup penilaian minimum (basic/mandatory) dan penilaian pembuktian eksplorasi (advance). Berdasarkan hasil penilaian tersebut, SKK Migas telah memberikan penghargaaan pada tanggal 27 Mei 2015 kepada Kontraktor KKS yang mengalami perubahan status atau peningkatan kinerja, sebagai berikut: • Dua WK Kategori Emas WK Nunukan (PHE Nunukan Company) dan WK South Sesulu (PT. Saka Indonesia Sesulu); • Dua WK Kategori Hijau WK North Ganal (Eni North Ganal Ltd.) dan WK SW Bukit Barisan (PT. Radiant Bukit Barisan E&P); • Enam WK Kategori Biru WK Babar Selaru (Inpex Babar Selaru Ltd.), WK Halmahera II (Statoil Indonesia Halmahera II AS), WK Offshore Timor Sea I (Eni Indonesia Offshore Timor Sea I Ltd.), WK Lirik II (PT MRI Lirik II), WK South Bengara II (Caelus Energy South Bengara II Pte. Ltd.), dan WK Wokam II (Murphy Wokam Oil Co. Ltd.). PENILAIAN KINERJA KOMITMEN EKSPLORASI PADA WK EKSPLORASI TAHUN 2015

PERBANDINGAN PENILAIAN MEI DAN DESEMBER 2015 35

33 30

30 25

Penilaian Mei 2015 96 WK

20

Penilaian Desember 2015 90 WK

15

23 21

10

15

13

14 10 10

10

4 3

5 0 HITAM

MERAH

MERAH MUDA

BIRU

HIJAU

EMAS

Keterangan: hanya melakukan kegiatan studi G&G atau belum sama sekali melaksanakan kegiatan Komitmen Pasti telah melaksanakan sebagian kecil Komitmen Pasti telah melaksanakan sebagian besar Komitmen Pasti memenuhi seluruh Komitmen Pasti masuk dalam Kategori Biru dan sudah menemukan cadangan hidrokarbon dengan kategori technical discovery masuk dalam Kategori Biru dan sudah ada penemuan yang memiliki peluang ekonomis


24

MIGAS NONKONVENSIONAL Untuk WK eksplorasi MNK hingga akhir tahun 2015 terdapat 58 WK, yang terdiri dari 53 WK GMB dan 5 WK MNK-Shale Hydrocarbon. Dari 53 WK GMB tersebut, terdapat 8 WK yang sedang dalam proses terminasi, sehingga WK eksplorasi MNK aktif berjumlah 50 WK. Dari 50 WK tersebut, terdapat 45 WK GMB yang berumur lebih dari tiga tahun dan tidak sedang dalam proses terminasi, sehingga dapat diukur pemenuhan Komitmen Pastinya. Status pemenuhan Komitmen Pasti dari 45 WK GMB tersebut adalah 8 WK GMB telah memenuhi seluruh Komitmen Pasti dan 37 WK GMB belum memenuhi Komitmen Pasti.

25 STATUS WILAYAH KERJA MNK EKSPLORASI 2015

5

50

60 TOTAL 312 WK

50 WK Eksplorasi MNK Aktif

WK Eksplorasi Migas Konvensional Aktif WK Eksploitasi WK MNK Aktif

WK berumur ≥ 3 tahun (tidak sedang dalam proses terminasi)

84

WK berumur < 3 tahun

WK Proses Terminasi (Konvensional & MNK)

118 45

37 Outstanding Komitmen Pasti di 37 WK MNK G&G

44 Kegiatan

Corehole

78 Kegiatan

Exploratory

61 Kegiatan

Prod. Test

42 Kegiatan

New Prod. Test Well Dewatering

45 WK ≥ 3 tahun WK SUDAH Memenuhi Komitmen Pasti WK BELUM Memenuhi Komitmen Pasti

8 Sumur 13 Kegiatan

8 18%


82%

SKK Migas juga melakukan penilaian terhadap Kontraktor KKS WK eksplorasi MNK yang telah memasuki kontrak tahun ke-3 dan setelahnya (di luar WK proses terminasi), dimana penilaian dilakukan berdasarkan pencapaian kegiatan Komitmen Pasti selama tahun 2015. Berdasarkan hasil penilaian tersebut SKK Migas memberikan kategori pencapaian kegiatan Komitmen Pasti Kontraktor KKS WK eksplorasi MNK selama tahun 2015 sebagai berikut: Kategori Basic – Pemenuhan terhadap kewajiban Komitmen Pasti, finansial, dan EBA a. Sedang proses pengembalian atau tidak aktif. b. Belum ada realisasi atau realisasi Komitmen Pasti hanya < 25% atau realisasi Komitmen Pasti hanya berupa studi G&G dan telah memasuki tahun kontrak ke-3 atau ke-4. c. (82%-99%): Belum ada realisasi atau realisasi Komitmen Pasti hanya < 25% atau realisasi Komitmen Pasti hanya berupa studi G&G dan telah memasuki tahun kontrak ke-3 atau ke-4. d. Realisasi Komitmen Pasti 80% < x > 50% atau baru melaksanakan studi G&G saja atau melakukan pemboran sumur eksplorasi namun belum melakukan dewatering dan telah memasuki tahun kontrak ke-3 s.d. ke-6. e. Realisasi Komitmen Pasti > 80% dan telah melakukan pemboran sumur eksplorasi (termasuk dewatering) dan telah memasuki tahun kontrak ke-3 s.d. ke-6. f. Realisasi Komitmen Pasti 100% (dan terdapat realisasi komitmen kerja), telah melakukan dewatering dan data yang diperlukan untuk pengembangan. PENCAPAIAN KOMITMEN PASTI WK MNK EKSPLORASI TAHUN 2015

8

8 7

6

6

5

5 4 3 2

1

1 0 EMAS

STATUS PENCAPAIAN KOMITMEN PASTI WK MNK > 3 TAHUN DI TAHUN 2015

EMAS

Realisasi Komitmen Pasti 100% (dan terdapat realisasi Komitmen Kerja), telah melakukan dewatering dan data yang diperlukan untuk pengembangan GMB OGAN KOMERING

HIJAU

HIJAU

BIRU

BIRU

0

0

MERAH MUDA

MERAH

MERAH MUDA

Realisasi Komitmen Realisasi Komitmen Pasti 80% < Belum ada realisasi atau realisasi Pasti > 80% dan telah x > 50% atau baru melaksanakan Komitmen Pasti hanya < 25% melakukan pengeboran Studi G&G saja atau melakukan atau realisasi Komitmen Pasti sumur eksplorasi (termasuk pengeboran sumur eksplorasi hanya berupa Studi G&G dan dewatering) dan telah namun belum melakukan telah memasuki tahun kontrak memasuki tahun kontrak dewatering dan telah memasuki ke-3 atau ke-4 ke-3 s/d ke-6 tahun kontrak ke-3 s/d ke-6 GMB SANGATTA II

GMB TANJUNG ENIM

-

HITAM

MERAH

HITAM

Belum ada realisasi atau realisasi Komitmen Pasti hanya < 25% atau realisasi Komitmen Pasti hanya berupa Studi G&G dan telah memasuki tahun kontrak ke-3 atau ke-4

Sedang Proses Pengembalian atau Tidak Aktif

-

GMB INDRAGIRI HULU

GMB BARITO

GMB RENGAT

GMB BENTIAN BESAR

GMB TANJUNG II

GMB SIJUNJUNG

GMB BARITO BANJAR I

GMB OGAN KOMERING II

GMB MUARA ENIM I

GMB BARITO BANJAR II

GMB KOTABU

GMB MUARA ENIM III

GMB BARITO TAPIN

GMB KUTAI

GMB TABULAKO GMB PULANG PISAU GMB BATANG ASIN


26

KOMITMEN EKSPLOITASI WK Bulu adalah satu-satunya WK tahap eksplorasi yang memperoleh persetujuan Plan of Development (POD) pertama dari Menteri ESDM pada tahun 2015. Dengan adanya persetujuan tersebut maka jumlah WK dengan status eksploitasi bertambah menjadi 84 WK. Selain itu, SKK Migas juga memberikan persetujuan atas 57 rencana POD lainnya, yang terdiri dari 5 POD, 47 Plan of Further Development (POFD), 3 Put on Production (POP) dan 2 revisi POD. Adapun perkiraan biaya investasi dan operasi yang dikeluarkan oleh Kontraktor KKS, produksi migas, serta penerimaan Negara dari POD-POD tersebut, sebagai berikut:

27

PERKIRAAN BIAYA OPERASI, INVESTASI, DAN PENERIMAAN NEGARA DARI PERSETUJUAN POD 2015

POD Tahun 2015 Minyak, MMbo

Item Kumulatif Produksi 2015

294,02

Gas, Bscf

MMUS$

Item

527,02

Investasi

6.749,44

Operasi

5.562,60

ASR

559,97

Pendapatan Pemerintah

27.081,60

SKK Migas telah menyetujui sebanyak 447 POD/POFD/POP sejak tahun 2003 s.d. 2015, namun dari 447 POD/POFD/POP tersebut 60 POD/POP berstatus tidak aktif dikarenakan telah dikembangkan dalam ruang lingkup POD lanjutan (POFD) atau menjadi tidak ekonomis untuk dikerjakan oleh Kontraktor KKS. Sehingga total POD/POFD/POP aktif hanya sebanyak 387 POD/POFD/POP dengan perkiraan kumulatif produksi minyak dan gas sebesar 4.004,77 MMbo dan 69.768,20 Bscf.

24% 32% DISTRIBUSI JENIS PRODUKSI MIGAS POD/POFD/POP 2003-2015 Minyak, MMbo Gas, MMboe

76%

88 125 DISTRIBUSI JENIS POD/POFD/POP 2003-2015 POD

POD I

POP POFD

137 35%


23%

37 10%

PROFIL DAN JENIS PERSETUJUAN POD/ POFD/POP 2003-2015 POD Aktif POD Tidak Aktif Kumulatif POD

55

550

50

500

45

450

40

400

35

350

30

300 57

25

45

20 27 26

24

10

19

200

35

33

33 15

250

41

150

28

100

17

5

50 2

-

-

2003

PROFIL TAMBAHAN PRODUKSI MINYAK BERDASARKAN PERSETUJUAN POD/ POFD/POP 2003-2015

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

1.000 878,17

900 800 700

MMBO

600 500 361,07

400

343,95

300

220,60 161,27

200

104,45

77,45

100 -

168,00

146,28

111,50

294,02

258,84

3,36 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010


2011

2012

2013

2014

2015

28

PROFIL TAMBAHAN PRODUKSI GAS BERDASARKAN PERSETUJUAN POD/ POFD/POP 2003-2015

20.000

18.430,73

18.000 16.000 14.000

BSCF

12.000 10.000 8.000

29

6.389,64

6.000

5.187,51

4.928,52 3.692,97

4.000 2.119,05

2.000 -

3.853,59 1.300,76

969,16

1.303,71

1.783,68 527,02

227,96 2004

2003

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

FASE PEKERJAAN PADA PERSETUJUAN POD/POFD/POP 2003-2015

Monitoring POD fase FEED execution & drilling plan Monitoring POD fase EPCI execution & drilling

2003

2004

2005

2006

Monitoring POD pasca komitmen teknis POD selesai

Monitoring POD pasca onstream (komitmen teknis POD belum selesai)

2007

2008

2009


2010

2011

2012

2013

2014

REALISASI INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLOITASI DAN EKSPLORASI REALISASI INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLOITASI Untuk WK eksploitasi, realisasi investasi industri hulu migas (expenditures) masih dalam trend peningkatan hingga tahun 2014, namun hal yang berbeda terjadi di tahun 2015. Kondisi perubahan harga minyak dunia yang mengalami pelemahan yang signifikan, dari level berkisar US$100 per barel turun menjadi US$30-an per barel, menyebabkan iklim investasi di sektor hulu migas Indonesia mengalami perlambatan, dan terjadi efisiensi dalam pemanfaatan biaya (expenses). Hal ini dapat berubah menjadi lebih positif dengan dukungan peningkatan harga minyak dunia di periode waktu mendatang. Pada tahun 2015, investasi sektor hulu migas WK eksploitasi mencapai US$15,1 miliar, atau sekitar 95% dari target di Revisi WP&B tahun 2015, namun mengalami penurunan 22% dibandingkan dengan realisasi tahun 2014. Nilai investasi tersebut digunakan untuk membiayai kegiatan eksplorasi sebesar US$0,8 miliar (6%), kegiatan pengembangan sebesar US$2,1 miliar (14%), kegiatan produksi sebesar US$10,9 miliar (72%) dan kegiatan administrasi sebesar US$1,1 miliar (8%). Dari komposisi tersebut, terlihat bahwa sebagian besar investasi di sektor hulu migas diperuntukkan bagi kegiatan produksi dan pengembangan yang mencapai sebesar US$13 miliar atau 86% dari total investasi untuk WK eksploitasi. REALISASI INVESTASI SEKTOR HULU MIGAS – WK EKSPLOITASI

25.000

20.000

Administrasi

18.987

Produksi

10%

Eksplorasi

9%

15.000 JUTA US$

*) Data tahun 2015 berdasarkan FQR Kuartal IV Tahun 2015 per 8 Maret 2016 (unaudited) **) Sumber data: Laporan keuangan gabungan Kontraktor KKS (unaudited)

9%

16.541

Pengembangan Total

19.275

13.986 11.535

10.000

5%

11.854

5%

6%

23%

21%

-

65%

66%

6%

7%

2009

2010

21%

6% 14%

20%

22%

66%

5.000

15.115 22%

7%

2011

64%

62%

6%

6%

2012

2013

64%

72%

6%

8%

2014

2015*

Kontinuitas investasi industri hulu migas di wilayah kerja eksploitasi diperlukan untuk menjaga profil produksi dan portofolio cadangan migas, serta kontribusi positif terhadap proses peningkatan kapasitas nasional di sektor industri pendukung migas domestik. Oleh karena itu, perlu komitmen semua pihak untuk bersama-sama menjaga iklim investasi yang kondusif.


30

REALISASI INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLORASI Peningkatan kegiatan eksplorasi merupakan hal yang sangat penting, yang akan berdampak positif bagi prospek pengembangan sektor hulu migas di masa mendatang, serta menjaga ketersediaan energi untuk generasi mendatang. Investasi kegiatan eksplorasi di wilayah kerja eksplorasi dalam rangka menemukan cadangan (reserves) migas yang baru, masih mengalami peningkatan semenjak tahun 2000. Namun pada periode tahun 2012 sampai dengan 2015 mengalami penurunan dibandingkan periode waktu sebelumnya. Khususnya pada tahun 2015, sangat dipengaruhi oleh penurunan harga minyak dunia yang sangat signifikan hingga di level US$30-an per barel.

31

Sampai dengan akhir tahun 2015, nilai kumulatif investasi kegiatan eksplorasi di WK eksplorasi diperkirakan mencapai US$0,52 milliar atau hanya mencapai 31% dari target dalam Revisi WP&B tahun 2015, namun mengalami penurunan 53% dibandingkan dengan realisasi pada tahun 2014. Rendahnya realisasi investasi Kontraktor KKS Eksplorasi, selain disebabkan oleh penurunan harga minyak dunia, juga dikarenakan adanya kendala operasional baik kendala eksternal maupun kendala internal Kontraktor KKS. Kendala eksternal di antaranya adalah tumpang tindih lahan dengan perkebunan, hutan industri, dan hutan lindung, proses birokrasi perizinan dengan instansi lain, kekhawatiran masyarakat mengenai akibat kegiatan migas dan tuntutan adanya kegiatan tanggung jawab sosial, dan ketersediaan rig pemboran yang sangat terbatas. Sedangkan kendala internal Kontraktor KKS, yaitu kendala finansial dan kendala-kendala teknis operasional yang terjadi pada saat berlangsungnya kegiatan survei dan pemboran. Dukungan dari seluruh instansi dan pihak terkait diperlukan untuk menyelesaikan permasalahan di atas. Tantangan lain yang dihadapi adalah prospek cadangan migas di Indonesia saat ini lebih banyak berada di kawasan timur, terutama di laut dalam. Hal ini menyebabkan secara teknis lebih sulit ditemukan cadangan migas yang baru, serta membutuhkan biaya yang tidak sedikit. Oleh karena itu, perlu adanya insentif yang menarik agar investor mau berinvestasi dalam kegiatan eksplorasi, utamanya di wilayah timur Indonesia dan di area laut dalam. Dukungan infrastruktur yang bagus juga diperlukan untuk membantu kelancaran kegiatan mengingat lokasi eksplorasi berada di daerah terpencil. SKK Migas terus memberikan pemahaman kepada para stakeholder tentang pentingnya kegiatan eksplorasi karena tanpa eksplorasi, cadangan baru untuk minyak maupun gas tidak bisa ditemukan. REALISASI INVESTASI SEKTOR HULU MIGAS – WK EKSPLORASI

2.500 2.120 2.000 1.661

Administrasi Total *) Data tahun 2015 berdasarkan FQR Kuartal IV Tahun 2015 per 8 Maret 2016 (unaudited) **) Sumber data: Laporan keuangan gabungan Kontraktor KKS (unaudited)

JUTA US$

Eksplorasi

1.500

1.356

1.391 1.106

1.000

87%

917 88%

500

89%

-

11%

2009

89%

89%

11%

11%

83%

515 85%

12%

2010

13%

2011

2012


2013

17%

2014

15%

2015*

KEGIATAN PRODUKSI/ LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI PROFIL PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI Produksi migas Indonesia saat ini masih didominasi oleh produksi gas yang semenjak beberapa tahun terakhir produksinya berada di atas produksi minyak bumi nasional. Kondisi tersebut diperkirakan akan terus berlangsung dalam beberapa tahun yang akan datang. PROFIL PRODUKSI MIGAS NASIONAL

MBOEPD

Didominasi Minyak

32

Didominasi Gas

MINYAK

Kontribusi produksi gas nasional saat ini rata-rata adalah sebesar 60% terhadap produksi migas nasional. Berdasarkan perkiraan produksi jangka panjang, hal dimaksud akan terus meningkat sampai tahun 2020 yang mencapai 70%, kemudian hal ini akan terus meningkat hingga tahun 2050 yang mencapai 86%. 1.400

1.200

REALISASI & PERKIRAAN PRODUKSI MIGAS

Gas (Mboepd)

800 MBOEPD

Minyak (Mbopd)

1.000

600

400

200

0


REALISASI PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI Hingga 31 Desember 2015, realisasi produksi migas Indonesia sebesar 2,24 juta barel minyak ekuivalen per hari (MMboepd). Pencapaian tersebut diperoleh dari produksi minyak dan kondensat rata-rata sebesar 786 ribu barel per hari (Mbopd), sementara produksi gas sebesar 8.113 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Laju penurunan produksi tahun 2015 dapat ditekan menjadi 0,4% yang merupakan laju penurunan terendah selama kurun waktu 4 tahun terakhir. Hal ini dipicu oleh onstream full scale Lapangan Banyu Urip Kontraktor KKS ExxonMobil Cepu Limited, Lapangan Bukit Tua Kontraktor KKS Petronas Carigali Ketapang II Ltd., Lapangan Pematang Lantih Kontraktor KKS MontD’Or Oil Tungkal, dan Lapangan GG Kontraktor KKS PHE ONWJ pada tahun 2015.

33

LAJU PENURUNAN PRODUKSI 2008 - 2015

1.200

*) Status s.d. 31 Desember 2015 1.000

977

2,9%

0,4% 949

945

4,5% 902

4,7% 860

4,1% 824

MBOPD

800

4,3% 789

0,4%

786

600

400

200

0 2008

2009

1. Pecahnya pipa penyalur gas PT. TGI ke CPI, BOB dan SPR tgl 29 Sept 2010 2. Kodeco (PHE WMO), Tertabraknya platform KE-40 tgl 12 Agustus 2010

2010

2011

1. Tidak kembalinya produksi CPI sebagai akibat pecahnya pipa TGI (Lap. Duri) 2. Tertundanya keputusan operator baru, Kodeco/ PHE WMO 3. Kebakaran FSO Lentera Bangsa di CNOOC 4. Kebocoran Hose dan SBM di KKKS Star Energy, Camar, Kangean dan Pertamina EP - TAC PAN

2012

1. Tidak kembalinya produksi CPI sebagai akibat pecahnya pipa TGI (Lap. Duri) 2. Efek tertundanya keputusan operator baru, Kodeco/PHE WMO. 3. Decline yang tinggi di Lap. Tunu dan Peciko - TEPI 4. Kerusakan pada fasilitas produksi


2013

2014

Proyek Onstream 1. South Mahakam - TEPI 2. Ekspansi EPF MCL 3. POD PHE WMO (PHE KE-38B, KE-39, KE-40)

2015*

Proyek Onstream 1. EMCL - WPB dan Full Scale 2. Lap. GG PHE ONWJ 3. Lap. Bukit Tua - Petronas Ketapang 4. Lap. Pematang Lantih - MontD'Or Oil

KINERJA PRODUKSI MINYAK DAN KONDENSAT TAHUN 2015

PRODUKSI 2015 YTD Produksi s.d. 31 Des: 785.797 bopd Pencapaian thdp APBNP : 95,25% Pencapaian thdp WP&B Rev. : 94,85%

APBNP 2015 = 825 Mbopd WP&B Revisi 2015 = 828,5 Mbopd 950.000 18 Mei, Petronas: Produksinya Lapangan Bukit Tua

21 Mar, EMCL: First Oil Well Pas B

APBNP Produksi

913.595

900.000

Revisi WP&B

847.653

850.000

916.468

909.677

897.672

WP&B 841.589

825.000

804.132

34

BOPD

800.000

750.000

791.795 751.393

700.000

750.910

770.280

740.758

31 Juli: EMCL: kebocoran discharge pompa 1 Aug: Demo pekerja; EOE & Wellpad-B shutdown

Mei: CPI: problem comp. di Minas

Feb: TEPI: Maintenance comp Peciko ; CPI: perbaikan pipa di PKM 30

Nov: EMCL Shut in Wellpad-B commisioning CPF Train A CPI Power Outage

Agustus: TEPI: Maintenance Senipah comp, SNB-NPU sdown, BRC stop pumping di Bontang ke Santan

650.000

600.000 1 Jan 15

KINERJA PRODUKSI GAS DAN KONDENSAT TAHUN 2015

1 Feb 15

1 Mar 15

1 Apr 15

1 Mei 15

1 Jun 15

1 Jul 15

1 Agt 15

1 Sep 15

1 Okt 15

1 Nov 15

1 Des 15

PRODUKSI 2015 YTD Produksi s/d 31 Des: 8.113 MMscfd Pencapaian thdp WP&B Rev. : 100,7%

WP&B Prod. Rev 2015 = 8.056 MMscfd WP&B Salur Gas Rev 2015 = 6.402 MMscfd APBN 2015 = 6.989 MMscfd 9.500

APBNP Produksi WP&B Ori

8.145 8.000 MMSCFD

WP&B Revisi

30 Nov: BP Berau: Power Blackout

8.500

WP&B Salur Gas Rev. Salur Gas

25 Sept: BP Berau: keterlambatan Kalimantan Palm untuk lifting LNG

23 Agustus: TEPI: SNB-NPU sdown utk maintenance Copi: Duyong shutdown

9.000

7.972

7.894

7.986

7.950

7.867

7.500

7.424 7.048

7.000 6.631

6.641

6.598

6.665

6.590

6.731

6.651

6.915

6.500

7.119 6.989

6.863

6.159 9 Agustus: TEPI: ESD Test JOB Medco Tomori: Kegiatan perbaikan di plant buyer

6.000 22 Feb: BP Berau: Train 1 MR Gas Turbine trip

5.500 5.000

1 Jan: EMOI: NSO sdown Santos M: penggantian SDV 1 Jan 15

1 Feb 15

1 Mar 15

31 Jan: BP Berau: Train 2 shutdown, TEPI: maintenance comp, Peciko

3 Mar: BP Berau: Train 1 MR Compressor trip 1 Apr 15

1 Mei 15

10 & 14 Mei: BP Berau: Keg. TAR 6 Copi blok B: Belanak FPSO partial shutdown pd EGC-A & gas Plant train 1 1 Jun 15

1 Jul 15

4 Apr: CPGL: Total shutdown keg. Instalasi valve metering ke jalur GSPL

7 Juni: BP Berau: Sdown train 1 krn prblm VCMI & CPU card di MR GT 1 Agt 15

1 Sep 15

17 Okt: BP Berau: curtail akibat high inventory LNG, shutdown train 1 utk penggantian filter gas turbin

11 Okt: JOB Tomori: Maintenance pd buyer DSLNG 1 Okt 15

31 Mei: BP Berau: TAR 6 tmt 9 Mei TEPI: ESD 1.1 pd GTS-E aktif & shutdown GTS-G


1 Nov 15

1 Des 15

REALISASI LIFTING MINYAK DAN PENYALURAN GAS BUMI 35

Lifting migas adalah produksi minyak dan (atau) gas bumi yang telah berhasil dijual/disalurkan. Realisasi rata-rata lifting minyak bumi periode Januari – Desember 2015 adalah sebesar 776 ribu bopd, atau 96,7% dari target Revisi WP&B tahun 2015 sebesar 802 ribu bopd. Adapun realisasi penyaluran gas bumi pada periode yang sama sebesar 6.963 BBtud (ekuivalen 1,13 juta boepd), atau 105% dari target Revisi WP&B tahun 2015 sebesar 6.632 BBtud (ekuivalen 1,14 juta boepd).

LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI PERIODE JANUARI S.D. DESEMBER 2015

2.500 2.193 2.066

2.034

2.068 1.923

2.000

Total Migas

1.859

1.905

TARGET

1.965 1.844

1.940

1.873

1.917

MBOEPD

1.500

1.000

500

Jan

Feb

Lifting Minyak

723

743

Lifting Gas

1.136

1.162

Mar

Apr

727

727

1.117

1.238

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

806

828

714

766

858

754

913

753

1.067

1.238

1.226

1.151

1.176

1.314

1.280

1.170


DISTRIBUSI REVENUE MINYAK DAN GAS BUMI REALISASI REVENUE MINYAK DAN GAS BUMI PER 31 DESEMBER 2015

MINYAK BUMI Bagian GOI US$5,7 Miliar

Harga Minyak (US$48,3/bbl)

Cost Rec. US$7,2 Miliar Volume Lifting Minyak 776 Mbopd

Volume Lifting Gas 1.130 Mboepd (6.963 BBtud)

Penerimaan Minyak US$13,7 Miliar

Penerimaan Gas US$15,7 Miliar

Harga Gas (US$6,2/MMBtu) *)

Net Contr. Share US$0,8 Miliar

P S C

40%

Total Bagian GOI US$11,9 Miliar Rek. BI (S) No. 600.000 an. Menkeu

46%

Total Cost Recovery US$13,4 Miliar Bagian GOI US$6,2 Miliar

14%

Cost Rec. US$6,2 Miliar

Total Net Contractor Share US$4,1 Miliar

Net Contr. Share US$3,3 Miliar

GAS BUMI

Penerimaan negara dari sektor hulu migas periode 1 Januari sampai dengan 31 Desember 2015 mencapai US$11,9 miliar dengan perincian untuk penerimaan dari minyak sebesar US$5,7 miliar dan dari gas sebesar US$6,2 miliar, atau 86% dari target penerimaan negara pada Revisi WP&B tahun 2015 sebesar US$13,8 miliar. Besaran penerimaan negara tersebut merupakan 40% dari total revenue yang dihasilkan oleh industri hulu migas.


36

DISTRIBUSI PENERIMAAN SEKTOR HULU MIGAS

120,00

100 90

110,85

112,33 105,02

80

95,57

ICP Rata-rata 70

MILIAR US$

60 50

US$/BBL

37

80,00

78,87

*) Data tahun 2015 berdasarkan FQR Kuartal IV tahun 2015 per 19 April 2016 (unaudited)

48,26 40 40,00

30 20 10 -

2010

2011

2012

2013

2014

2015*

Cost Recovery

11,8

15,2

15,5

15,9

16,3

13,4

Indonesia Share

26,5

35,9

35,4

31,2

26,8

11,9

Net Contractor Share

7,6

10,2

10,3

9,4

8,2

4,1

Gross Revenue

45,9

61,3

61,3

56,5

51,2

29,4

Penurunan Indonesian Crude Price (ICP) secara signifikan (turun 50% dari tahun 2014) berdampak langsung terhadap penurunan penerimaan negara di tahun 2015, dengan rata-rata rasio penerimaan negara (Total GOI Take) terhadap pendapatan kotor (Gross Revenue) sebesar 40%, sementara rata-rata rasio penerimaan Kontraktor KKS (Net Contractor Take) terhadap pendapatan kotor (Gross Revenue) sebesar 14%. Hal ini menunjukkan Pemerintah masih mendapat benefit yang cukup, namun Return on Investment (ROI) dari mitra Kontraktor KKS mengalami penurunan. Untuk itu, perlu dukungan Pemerintah dalam memberikan deregulasi yang lebih sederhana, serta insentif fiskal secara selektif, untuk menjaga iklim investasi di hulu migas yang kondusif dan tetap menguntungkan.


EFISIENSI PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI (COST RECOVERY) SKK Migas senantiasa melakukan pengendalian biaya operasi agar mencapai tingkat yang paling efektif dan efisien, sehingga memberikan kontribusi yang optimal pada pencapaian produksi/lifting dan penerimaan negara dari sektor hulu migas. Pada tahun 2015, realisasi investasi (eksplorasi dan eksploitasi) yang telah dikeluarkan industri hulu migas sebesar US$15,6 miliar. Sementara itu, untuk biaya operasi yang dikembalikan kepada Kontraktor KKS (cost recoverable) pada periode yang sama mencapai US$13,6 miliar. Expenditure yang dianggarkan dan dibelanjakan bertujuan untuk mempertahankan profil produksi migas nasional, sehingga penggunaannya diprioritaskan untuk mendukung kegiatan produksi, melakukan work over dan well service, serta melakukan kegiatan pemeliharaan fasilitas produksi. Kegiatan pemboran pengembangan dan penambahan fasilitas produksi dilakukan dengan lebih selektif dan efisien, dengan memperhatikan keekonomian proyek, bahkan beberapa kegiatan pemboran pengembangan mengalami penundaan ke periode fiskal berikutnya. Sepanjang tahun 2015 dilakukan berbagai penghematan yang bertujuan untuk mempertahankan keberlangsungan operasi hulu migas dalam menghadapi tantangan harga minyak dunia yang rendah. Langkah penghematan tersebut antara lain melalui strategi pengadaan bersama, optimalisasi pemanfaatan aset bersama; yang utamanya diberlakukan terhadap para Kontraktor KKS yang memiliki wilayah operasi berdekatan, melakukan negosiasi harga dengan penyedia barang/jasa, serta mengevaluasi kembali proyek-proyek yang keekonomiannya terpengaruh dengan harga minyak bumi.

PENGADAAN BERSAMA Penghematan proses pengadaan baik barang maupun jasa oleh Kontraktor KKS pada tahun 2015 mencapai US$351,5 juta dari target US$100 juta. Penghematan dapat melampaui target dikarenakan pelaksanaan negosiasi keadaaan khusus terkait dengan penurunan harga minyak dunia pada kontrak-kontrak komoditas utama (rig, EPCI, kapal, OCTG-pipeline, dan jasa lainnya). 351,5

PENGHEMATAN PROSES PENGADAAN

350 300

Target 250 JUTA US$

Realisasi

200 147,96 125

150 100 50

70,9 33,2

99,7

165

150 109,7

80

89,11

100

50

20

0 2009

2010

2011

2012


2013

2014

2015

38

OPTIMALISASI PEMANFAATAN ASET Nilai penghematan dari optimalisasi pemanfaatan aset pada tahun 2015 sebesar US$47,03 juta yang terdiri dari kegiatan transfer material sebesar US$34,83 dan penghematan yang didapatkan dari penggunaan aset bekas pakai (ex-used) sebesar US$12,2 juta. OPTIMALISASI PEMANFAATAN ASET

43

45

Target

37

35

25

35

35

35

2013

2014

2015

30

28

30

20

47

43

40

40

Capaian

JUTA US$

39

49

50

25

25

2010

2011

15

15 10 5 0 2009

2012

Sepanjang tahun 2015, selain pemanfaatan aset melalui transfer material, terdapat sebelas perjanjian pemanfaatan fasilitas bersama (Facility Sharing Agreement/FSA) yang mendapatkan persetujuan SKK Migas. Sepuluh FSA merupakan perjanjian pemanfaatan bersama antar Kontraktor KKS, sementara terdapat satu perjanjian yang merupakan perjanjian pemanfaatan fasilitas Kontraktor KKS oleh pihak ketiga diluar industri hulu migas, berupa perjanjian pemanfaatan Right of Way (ROW) PT. Medco E&P Malaka oleh PT. Pertamina Gas (Pertagas). Perjanjian FSA antara Medco dan Pertagas telah diusulkan oleh SKK Migas kepada Menteri Keuangan pada November 2015 dan saat ini masih dalam proses evaluasi oleh Kementerian Keuangan. Adapun estimasi Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) yang akan didapatkan sebesar Rp584 juta, ditambah dengan biaya sewa yang nantinya akan ditetapkan berdasarkan persetujuan Menteri Keuangan. Adapun FSA dimaksud diusulkan untuk diberikan persetujuan sampai dengan jangka waktu Februari 2018.


No

Pemanfaatan

Judul Facility Sharing Agreement (FSA) Nama

1

2

Antar KKKS

KKKS & Non-KKKS

√

Kategori Fasilitas

Jangka Waktu FSA

Tanah (ROW)

28 Februari 2018

Pemanfaatan Bersama Right of Way (ROW) PT. Medco E&P Malaka (Medco) oleh PT. Pertamina Gas (Pertagas)

Medco Malaka & Pertagas

Konsep Amandemen atas Perjanjian Penggunaan Fasilitas Bersama

JOB PTM Talisman Jambi Merang & Petrochina International Jabung

√

Fasilitas Pipa

5 Juni 2014 - 9 Mei 2015

Permohonan Persetujuan Revisi Amandemen FSA Usulan Penandatanganan Amandemen Perjanjian Pengggunaan Fasilitas Bersama

3

Permohonan Persetujuan Facility Sharing Agreement (Revisi dan Klarifikasi)

CICO & TEPI

√

Fasilitas Produksi (Gas)

2 Januari 2013 - 31 Des 2017

4

Permohonan Persetujuan Facility Sharing Agreement (Revisi dan Klarifikasi)

CICO & TEPI

√

Fasilitas Produksi (Kondensat)

2 Januari 2013 - 31 Des 2017

PT. CPI & PT. SPE

√

Fasilitas Produksi (Pipa)

Tanggal Efektif - 8 Agustus 2016

CPI & BOB

√

Pipa dan Fasprod

9 Agustus 2013 - 8 Agustus 2016

CPI & PT. PHE SIAK

√

Pipa dan Fasprod

1 September 2014 - 27 Mei 2016

CPI & PT. PHE SIAK

√

Listrik

1 September 2014 - 27 Mei 2016

CPI & EMP Tonga

√

Lahan, Pipa, dan Fasprod

Tanggal Efektif - 8 Agustus 2016

√

Pipa dan Fasprod (Gas)

27 Oktober 2013 - 31 Desember 2017

√

Pipa dan Fasprod (Kondensat)

27 Oktober 2013 - 31 Desember 2017

5

Dokumen Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara di Blok West Kampar Perbaikan Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara antara PT. CPI dan PT. SPE

40

Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) antara PT. CPI dan BOB

6

Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) antara PT. CPI dan BOB Perbaikan Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) antara PT. CPI dan BOB

7

Amandemen No. 1 Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) - PT. CPI dan PT. PHE SIAK (Permohonan Persetujuan SKK Migas) – Pipa Revisi Amandemen No. 1 Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) - PT. CPI dan PT. PHE SIAK

8

9

Amandemen No. 1 Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) - PT. CPI dan PT. PHE SIAK (Permohonan Persetujuan SKK Migas) – Listrik Revisi Amandemen No. 1 Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara (FSA) - PT. CPI dan PT. PHE SIAK (Permohonan Persetujuan SKK Migas) – Listrik Penyerahan Revisi Perjanjian Pemanfaatan Bersama Lahan serta Fasilitas Sistem Jaringan Pipa, dan Terminal Milik Negara yang Dioperasikan oleh PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI) - untuk Persetujuan SKK Migas Perbaikan Perjanjian Pemanfaatan Bersama Fasilitas Milik Negara antara PT. CPI dan PT. EMP Tonga

10

Permohonan Persetujuan untuk FSA Gas dan Kondensat (Gas)

TOTAL & PEAROIL (Sebuku)

11

Permohonan Persetujuan untuk FSA Gas dan Kondensat (Kondensat)

TOTAL & PEAROIL (Sebuku)


BAB II

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI DAN CADANGAN

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI DAN CADANGAN | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015


REALISASI PROYEK BARU Terdapat 71 proyek hulu migas yang berjalan sepanjang tahun 2015, di mana 5 di antaranya dengan skala mega proyek yaitu Proyek Banyu Urip, Proyek Jangkrik dan Jangkrik North East, Proyek Tangguh Train-3, Proyek IDD, dan Proyek Abadi. Sebanyak 12 proyek pengembangan hulu migas yang telah onstream pada tahun 2015 dapat menghasilkan tambahan kapasitas fasilitas produksi migas terpasang sekitar 212.039 bopd dan 765 MMscfd.

43

PROYEK PENGEMBANGAN MINYAK DAN GAS BUMI ONSTREAM 2015

Kapasitas Produksi Terpasang No

Proyek

KKKS

Minyak (bopd)

Gas (MMscfd)

Onstream

1

Proyek SKG Lembak

PT. Pertamina EP

-

60

2015-Q1

2

Proyek Pengembangan Lapangan Pelikan

Premier Oil NS BV

-

100

2015-Q1

3

Bukit Tua Development

Petronas Carigali Ketapang 2 Ltd.

20.000

70

2015-Q2

4

Senoro Gas Development

JOB Pertamina Medco E&P Tomori

-

310

2015-Q2

5

Suban Mid Term Water Disposal

ConocoPhillips (Grissik) Ltd.

-

-

2015-Q2

6

South Mahakam Dev. 3

Total E&P Indonesie

-

120

2015-Q3

7

KL Gas Lift Compressor

PT. PHE ONWJ

-

-

2015-Q3

8

Kepodang Gas Development

Petronas Carigali Muriah Ltd.

-

116

2015-Q3

9

Bekapai Phase 2B Facilities Modification

Total E&P Indonesie

2.039

29

2015-Q3

10

Asti-A Platform Development

CNOOC SES Ltd.

-

30

2015-Q4

11

Mila-A Platform Development

CNOOC SES Ltd.

-

40

2015-Q4

12

Banyu Urip

ExxonMobil Cepu Limited

185.000

-

2015-Q4


UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI DAN CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI Upaya peningkatan produksi dan cadangan terus dilakukan oleh SKK Migas bersama Kontraktor KKS. Sejak awal tahun 2015, upaya yang dilakukan telah menunjukkan penurunan produksi yang lebih rendah dari tahun sebelumnya. Adapun usaha-usaha peningkatan produksi dan cadangan, antara lain:

KEGIATAN EKSPLORASI 44 Dalam upaya ekstensifikasi, SKK Migas terus mendorong Kontraktor KKS untuk meningkatkan cadangan dan produksi minyak dan gas bumi dengan melakukan kegiatan eksplorasi, baik di WK eksplorasi maupun di WK eksploitasi. Cakupan kegiatan pada tahap eksplorasi meliputi kegiatan survei geofisika (survei seismik 2D dan seismik 3D) dan pemboran sumur eksplorasi. Khusus untuk wilayah kerja GMB, rangkaian kegiatan eksplorasi tersebut ditambah dengan kegiatan pemboran GMB (eksplorasi dan corehole) dan dewatering. MIGAS KONVENSIONAL • SURVEI Kontraktor KKS pada tahun 2015 telah merealisasikan survei seismik 2D sebanyak 10 kegiatan sepanjang 4.083 km, telah merealisasikan survei seismik 3D sebanyak 5 kegiatan seluas 1.773 km2 dan juga telah merealisasikan 13 kegiatan nonseismik.

REALISASI KEGIATAN SURVEI SEISMIK 2015 JUMLAH KEGIATAN

4 3 2 1 0 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

Offshore

1

0

0

0

2

1

0

0

0

0

0

0

4

Onshore

1

1

1

1

0

3

0

1

1

0

0

2

11


TOTAL

5 4 JUMLAH KEGIATAN

REALISASI KEGIATAN SURVEI NONSEISMIK 2015

3 2 1 0 Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

TOTAL

0

0

1

0

0

0

0

1

0

1

0

1

4

Onshore

0

0

0

0

1

2

1

4

0

0

1

0

9

• PEMBORAN SUMUR EKSPLORASI Realisasi kegiatan pada sumur eksplorasi pada tahun 2015 sebanyak 35 kegiatan dengan rincian 30 sumur baru dan 5 di antaranya merupakan sumur reentry. Berdasarkan lokasi, 33 kegiatan dilakukan di onshore dan 2 kegiatan dilakukan di offshore. REALISASI KEGIATAN PEMBORAN SUMUR EKSPLORASI 2015

22% 7 JUMLAH KEGIATAN

45

Jan Offshore

3 10%

KENDALA REALISASI 21

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

Onshore Nonkonvensional

1

2

4

5

1

4

3

2

2

3

5

0

Izin Pembebasan Lahan

Onshore Konvensional

1

2

4

1

3

4

2

4

4

2

2

4

Proses Pengadaan

Offshore Konvensional

0

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

1

Internal KKKS

Total Realisasi

2

4

8

6

5

8

5

6

6

5

7

5


68%

MIGAS NONKONVENSIONAL Kontraktor KKS pada tahun 2015 telah merealisasikan pemboran sebanyak 25 sumur baru GMB dan 7 kegiatan reentry sumur existing sehingga total realisasi ada 32 kegiatan. KENDALA PELAKSANAAN KOMITMEN EKSPLORASI WK MNK PER AREA 2015

36

22%

19

42%

KENDALA REALISASI

8 4

9% 5%

22% 19

Onshore Nonkonvensional

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

1

2

4

5

1

4

3

2

2

3

5

0

Izin Pembebasan Lahan Proses Pengadaan Internal KKKS Persiapan Lokasi

0

Perubahan Rencana Kerja

7 12 1 3

Identifikasi dari*

Peralatan

SUMATERA

Lahan

10 11

Perizinan

KALIMANTAN

: 28 WK

Infrastruktur

TOTAL

: 50 WK

Internal KKS

* 1 WK dapat mempunyai lebih dari 1 kendala

1

Operasional

pembebasan lahan, dan perizinan sedangkan di area

G&G Sosial

Kendala utama di area SUMATERA adalah peralatan,

: 22 WK

3

1

6

3 4

KALIMANTAN adalah peralatan, pembebasan lahan, perizinan, dan infrastruktur

9 11


46

KEGIATAN EKSPLOITASI KEGIATAN PEMBORAN SUMUR PRODUKSI (SUMUR EKSPLOITASI) Sebagai upaya menahan laju penurunan produksi, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan pemboran sumur pengembangan (infill/sumur sisipan) serta pemeliharaan sumur (workover/well service). Pada tahun 2015, realisasi pemboran sumur eksploitasi sebanyak 541 sumur atau kurang 86 sumur dari rencana kegiatan sebanyak 627 sumur, hal ini dikarenakan adanya kendala jadwal rig, keekonomian sumur terkait harga minyak, evaluasi subsurface, dan kendala internal KKKS. REALISASI KEGIATAN PEMBORAN EKSPLOITASI

REALISASI KEGIATAN PEMBORAN PENGEMBANGAN JAN-DESEMBER 2015

REALISASI PENCAPAIAN WP&B 2015 REV

80

627

70 60 50

JUMLAH SUMUR

JUMLAH SUMUR

47

40 30 20

541

10 0 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

Total

Realisasi

Realisasi Offshore WP&B 2015

14

14

17

17

11

7

12

11

10

6

12

5

136

Target

Realisasi Onshore WP&B 2015

44

36

42

32

31

36

40

40

22

26

32

24

405

Rencana kegiatan sesuai revisi WP&B 2015

2

sebanyak 627 sumur kegiatan, pencapaian hingga

4

9

akhir tahun sebanyak 541 sumur. Terdapat 86 sumur yang tidak dapat direalisasikan karena

KENDALA REALISASI

terkendala jadwal rig, keekonomian sumur terkait

Jadwal Rig

harga minyak, evaluasi subsurface, dan kendala internal KKKS. 15

Keekonomian sumur terkait harga minyak Evaluasi Subsurface Evaluasi POFD Kendala Internal KKKS 56

KEGIATAN WORKOVER DAN WELL SERVICE Pemeliharaan sumur dilakukan melalui kerja ulang (workover) sebanyak 1.320 kegiatan dari rencana 1.354 kegiatan, hal ini dikarenakan skala prioritas penggunaan rig workover sehingga rencana kegiatan belum dapat dieksekusi pada tahun 2015.


97% 1.350

100%

97%

100%

1.354

1.354 1.321

1.300

40%

1.200 Apr

Mei

Jun

Jul

97

81

110 149 113 130 122

56

Offshore

29

29

27

23

17

11

16

31

29

15

38

7

Onshore

84

82

88

100

80

70

94

118

84

115

84

49

Agt

Sep Okt Nov Des

1.150

20%

1.100

0% WP&B Revisi 2015

Feb Mar

Proyeksi Pencapaian

Jan

80% 60%

1.250

113 111 115 123

Jumlah

1.320

Rencana YTD

160 140 120 100 80 60 40 20 0

Realisasi YTD

JUMLAH KEGIATAN

REALISASI KEGIATAN WORKOVER

48

34.000

34.060

33.000 32.000 Feb Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov Des

2.848 2.765 3.042 2.872 2.603 2.808 2.627 2.812 2.130 2.169 2.470 2.432 839

920

792

741

729

656

850

661

687

669

746

698

93%

33.751

60%

31.578

40%

31.000

20%

30.000 29.000

2.009 1.845 2.250 2.131 1.874 2.152 1.777 2.151 1.443 1.500 1.724 1.734

100%

34.060 80%

0% WP&B Revisi 2015

Jan

94%

Proyeksi Pencapaian

Onshore

93%

35.000

Rencana YTD

Jumlah Offshore

3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 -

Realisasi YTD

REALISASI KEGIATAN WELL SERVICE

JUMLAH KEGIATAN

Sedangkan pemeliharaan sumur (well service) telah dilakukan sebanyak 31.578 kegiatan dari rencana 34.060 kegiatan.

KEGIATAN ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) Dalam rangka peningkatan cadangan maupun produksi minyak, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan kegiatan implementasi EOR, baik pada tahap studi maupun Field Trial/Pilot. Pada tahun 2015, terdapat satu usulan kegiatan pilot EOR (Pertamina EP) tiga pekerjaan Field Trial/Pilot yang sedang berjalan, diantaranya: LAPANGAN LIMAU (METODE ALKALINE SUFACTANT POLYMER), PERTAMINA EP Status pada tahun 2015 Pertamina EP sedang mempersiapkan untuk mengajukan proposal pilot EOR metode ASP Flooding ke SKK Migas. LAPANGAN WIDURI (METODE POLYMER), CNOOC Kegiatan Pilot Project Polymer Flooding di Lapangan Widuri sedang berjalan dan direncanakan selesai di tahun 2018. Perkiraan incremental recovery hingga akhir proyek adalah sebesar 236 Mbo untuk unrisked case dan 162 Mbo untuk risked case. Namun karena harga minyak yang terus menurun, maka CNOOC memutuskan untuk memberhentikan field trial ini diakhir tahun 2015 dengan kumulatif produksi minyak sebesar 46,1 Mbo.


WIDC-16 PRODUCTION FORECAST

350,00

300,0

WF Base Polymer Flooding Risked

250,0

Polymer Flooding Unrisked

OIL RATE (BOPD)

200,0

49

150,0

100,0

50,0

0,0 1 Apr 12

14 Agt 13

27 Des 14

10 Mei 16

22 Sep 17

4 Feb 19

LAPANGAN OLD RIMAU (METODE ELECTRICAL EOR), MEDCO E&P Kegiatan Field Trial Electrical EOR di Lapangan Old Rimau sedang berjalan dan diperkirakan akan selesai di tahun 2015. Field Trial dilakukan di beberapa sumur dan saat ini masih berjalan serta sedang dievaluasi hasilnya. KATODA (-)

METODE ELECTRICAL EOR

ANODA (+)

5 Minyak disekitar well-bore dipanaskan sehingga minyak menjadi tidak kental dan dapat dipompa ke permukaan

1 Listrik dari pembangkit dikirim ke anoda (+) permukaan dan katoda (-) well-bore

4 Elektrokinetik mengakibatkan fluida dalam reservoir bermigrasi ke arah katoda (-) menciptakan driving mechanism

2 Arus listrik malalui tanah menuju anoda (+)

3 Dimulainya cold cracking sehingga memecah struktur molekul minyak yang berat

LAPANGAN MINAS (POLYMER FIELD TRIAL), PT. CHEVRON PACIFIC INDONESIA Field trial injeksi polymer di lapangan Minas ini di mulai pada 13 April 2015 dan berakhir pada 24 November 2015. Field trial ini di laksanakan pada 4,5 acre area yang menghasilkan kumulatif minyak sebesar 14,7 Mbo dengan recovery factor sebesar 4,6%.


FORUM SHARING KNOWLEDGE Dalam upaya peningkatan produksi minyak dan gas bumi nasional, SKK Migas bersama Kontraktor KKS mengadakan forum sharing knowledge yaitu forum berbagi pengalaman kesuksesan, sekaligus membangun semangat kemitraan untuk menjawab berbagai tantangan yang semakin beragam. Penyelenggaraan forum diharapkan dapat menemukan pemecahan terhadap tantangan dalam upaya peningkatan produksi, baik yang bersifat teknis maupun nonteknis. Berikut adalah beberapa forum dan workshop yang dilaksanakan SKK Migas pada tahun 2015:

SUPPLY CHAIN MANAGEMENT SUMMIT 2015 DI JAKARTA, 14-17 MARET 2015

50

Industri hulu migas berkomitmen mengutamakan peran industri dalam negeri dalam kegiatan operasionalnya untuk meningkatkan multiplier effect bagi perekonomian nasional. Salah satu bentuk komitmen itu dicontohkan dalam Pedoman Tata Kerja (PTK) yang dikeluarkan SKK Migas untuk mengatur pengelolaan rantai suplai Kontraktor KKS di industri hulu migas. Salah satu tujuan utama pedoman tersebut adalah peningkatan kapasitas nasional, seperti adanya kewajiban pelaksanaan pengadaan barang/jasa di daerah dan ketentuan mengenai konsorsium harus beranggotakan perusahaan dalam negeri. Selain itu, perlu dilakukan untuk meningkatkan partisipasi pebisnis nasional dalam industri hulu migas adalah keterbukaan informasi baik dari sisi industri hulu migas (demand) maupun dari sisi industri pendukung (supply). SCM Summit yang digelar SKK Migas bersama dengan BP dan Petronas merupakan pertemuan tahunan yang menjadi ajang bagi seluruh profesional pengelolaah rantai suplai hulu migas untuk saling bertukar informasi, berbagi pengetahuan, dan merumuskan strategi dan terobosan dalam pengelolaan rantai suplai.


WORKSHOP MONITORING KOMITMEN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI DI JAKARTA, 27 MEI 2015

Workshop diawali dengan pemberian penghargaan untuk kinerja Kontraktor KKS eksplorasi. Tahun ini, penilaian kinerja WK eksplorasi dilakukan pada 96 WK dengan masa kerja lebih dari 3 tahun. Kriteria penilaian meliputi kewajiban finansial, kewajiban lingkungan, kewajiban komitmen pasti, pemboran eksplorasi, dan penemuan hidrokarbon. Seluruh Kontraktor KKS lebih dulu dinilai berdasarkan pemenuhan kategori basic, yakni pemenuhan kewajiban komitmen pasti, finansial, serta environment and baseline assessment (EBA). Hasil penilaian untuk kategori basic terbagi dalam empat zona, yakni Hitam, Merah, Merah Muda, dan Biru. Kontraktor KKS dinyatakan masuk zona Hitam apabila belum memenuhi seluruh atau sebagian komitmen pasti, finansial, dan atau hanya melakukan kegiatan eksplorasi berupa studi geologi dan geofisika, atau belum melakukan apa pun. Kontraktor KKS masuk zona Merah apabila baru melaksanakan sebagian kecil komitmen pasti. Zona Merah Muda diperuntukkan bagi Kontraktor KKS yang telah melaksanakan sebagian besar komitmen pasti. Kontraktor KKS dinyatakan masuk zona Biru apabila telah melaksanakan seluruh komitmen pasti, komitmen finansial, dan EBA. Apabila Kontraktor KKS sudah memenuhi kategori basic dan masuk dalam zona Biru, SKK Migas selanjutnya melakukan penilaian berdasarkan pemenuhan kategori advance, yakni penemuan hidrokarbon. Penilaian untuk kategori advance terbagi dalam dua zona, yakni zona Hijau dan Emas.

51 Kontraktor KKS dinyatakan masuk zona Hijau apabila sudah masuk zona Biru dan memiliki technical discovery. Sedangkan zona Emas diperuntukkan bagi Kontraktor KKS dengan hasil penilaian basic berada pada zona Biru dan memiliki kemungkinan economic discovery. Dari hasil penilaian kinerja, 13 Kontraktor KKS masuk zona Hitam, 15 Kontraktor KKS masuk zona Merah, 21 Kontraktor KKS masuk zona Merah Muda, 33 Kontraktor KKS masuk zona Biru, 10 Kontraktor KKS masuk zona Hijau, dan 4 Kontraktor KKS masuk zona Emas. Selain pemberian penghargaan sebagai bentuk reward, SKK Migas juga berupaya secara intensif dan komprehensif untuk mendukung percepatan komersialisasi WK eksplorasi ke WK eksploitasi yang ditandai dengan rekomendasi dan persetujuan rencana pengembangan lapangan pertama (POD I). Permasalahan di internal Kontraktor KKS menjadi penyebab utama belum terpenuhinya komitmen pasti. Kendala lain yang membuat Kontraktor KKS belum bisa memenuhi komitmen pasti meliputi regulasi, ketersediaan alat dan operasional, subsurface, serta permasalahan fiskal.


DISKUSI PANEL MONETISASI FLARE GAS INDONESIA DI JAKARTA, 16 JUNI 2015

52 Acara tersebut dihadiri oleh ratusan investor dan pelaku usaha yang tertarik untuk melihat peluang bisnis dari pemanfaatan gas suar bakar atau flare gas. Acara diskusi dilakukan dalam rangka mengoptimalkan hasil dari kegiatan hulu migas, termasuk flare gas. Flare gas masih mempunyai nilai ekonomis dan masih bermanfaat untuk digunakan oleh masyarakat dan industri, namum pemanfaatan flare gas masih menghadapi beberapa tantangan serius baik secara operasional maupun secara regulasi. Saat ini terdapat sekitar 200 MMscfd gas suar bakar yang tersebar di berbagai lokasi dengan volumenya berada pada kisaran 0,1 sampai dengan 5 MMscfd di setiap lokasi. Tantangannya adalah bagaimana memanfaatkan gas suar bakar yang ada di remote area. Pemanfaatan gas suar bakar juga masih menghadapi tantangan dari sisi regulasi. Saat ini pemanfaatan gas suar bakar masih diperlakukan sama dengan gas konvensional, yaitu dengan memprioritaskan pasukan untuk sektor kelistrikan. Hal inilah yang masih menjadi kendala dalam monetisasi flare gas di Indonesia.


DISKUSI PANEL PROSPEK DAN PENGALAMAN PEMANFAATAN MINYAK UNTUK KILANG MINI DI INDONESIA DI JAKARTA, 27 AGUSTUS 2015

53

SKK Migas memfasilitasi pemangku kepentingan untuk mendiskusikan peluang pembangunan kilang minyak mini dengan menitikberatkan kepada identifikasi peluang bisnis kilang mini di Indonesia. Kehadiran kilang minyak mini di sekitar wilayah operasi bisa menjadi solusi atas kebutuhan bahan bakar minyak yang tinggi sekaligus kondisi lapangan minyak yang tersebar di wilayah Indonesia dengan lokasi terpencil, minim infrastruktur pengangkutan dan pemipaan, serta jauh dari lokasi pembeli. Transportasi minyak dari lapangan-lapangan tersebut selama ini dilakukan dengan menggunakan mobil truk atau angkutan sungai. Dua metode ini sangat sensitif terhadap ketersediaan armada angkut, kondisi cuaca, dan kondisi sosial keamanan. Sedangkan pengangkutan melalui pipa juga tidak selalu ekonomis mengingat jaraknya bisa mencapai 100 sampai dengan 400 kilometer. Kondisi di atas sering kali menyebabkan produksi minyak pada lapangan-lapangan tersebut harus dihentikan sementara waktu sampai tersedianya armada angkut, yang tetap memakan biaya yang tinggi. Akibatnya, lifting minyak dari lapangan-lapangan tersebut tidak maksimal, yang pada akhirnya mengakibatkan berkurangnya nilai keekonomian lapangan. SKK Migas berharap diskusi panel ini dapat menghasilkan suatu rumusan rekomendasi kepada pemerintah sebagai masukan untuk penyusunan roadmap pembangunan kilang mini.


THE 7TH INDONESIA HR SUMMIT 2015 DI YOGYAKARTA, 8 SEPTEMBER 2015

Indonesia HR Summit merupakan acara tahunan yang mempertemukan praktisi SDM di seluruh Indonesia. Digelar SKK Migas bersama Perhimpunan Manajemen Sumber Daya Manusia (PMSM) Indonesia, penyelenggaraan Indonesia HR Summit berlangsung pada 8-9 September 2015 dan mengangkat tema “Shaping Strong Organization Capability to Sustain Harmonious Industrial Relations in the World’s Business Turbulence”. Acara ini memberi kesempatan bagi kalangan profesional di bidang SDM untuk saling berbagi pengalaman serta membangun dan memperluas jaringan, baik dengan praktisi SDM dalam negeri maupun luar negeri. Selain Menteri ESDM, The 7th Indonesia HR Summit 2015 menghadirkan Menteri Kelautan dan Perikanan, Susi Pudjiastuti, sebagai salah satu pembicara. Dalam kesempatan ini, Susi menekankan pentingnya kontribusi sumber daya manusia untuk membenahi efisiensi proses kerja. Banyak hal menarik dan provokatif yang didiskusikan dari berbagai sudut pandang dalam The 7th Indonesia HR Summit 2015. Pentingnya membangun relasi industri, keanekaragaman usaha, serta karakter dan etika bisnis menjadi topik yang banyak dibicarakan selama konferensi. Benang merah yang bisa ditarik dari pertemuan tahunan ini adalah pentingnya untuk tetap bersikap positif dan terus berinisiatif dalam menghadapi situasi perekonomian yang sedang lambat.


54

FORUM EP 2015 DI JAKARTA, 21-23 SEPTEMBER 2015

55

Pelaksanaan Forum Eksplorasi dan Produksi tahun ini mengangkat tema “Riset dan Eksplorasi: Masa Depan Cadangan dan Produksi Migas Nasional”. Forum ini diharapkan menjadi wadah sharing knowledge antara SKK Migas, Kontraktor KKS, dan para ahli kebumian dalam hal eksplorasi dan eksploitasi migas di Indonesia. Dalam beberapa tahun terakhir, tidak ada penambahan cadangan yang signifikan. Di saat yang sama, cadangan yang telah ditemukan terus diangkat ke permukaan. Potensi penemuan cadangan baru di Indonesia sebenarnya masih sangat besar. Potensi sumber daya tersebut hingga saat ini masih menunggu untuk dieksplorasi. Kondisi harga minyak mentah yang turun drastis sejak akhir tahun lalu menambah justifikasi para pelaku usaha di industri hulu migas untuk mengurangi kegiatan eksplorasi dan eksploitasi. Padahal, kondisi tersebut seharusnya dijadikan kesempatan untuk meningkatkan kegiatan eksplorasi, baik survei geologi dan geofisika, pemboran eksplorasi, maupun studi. Turunnya harga minyak mentah berimplikasi pada penurunan biaya barang dan jasa industri penunjang hulu migas sehingga terbuka peluang untuk memperbanyak kegiatan eksplorasi dengan harapan saat cadangan ditemukan, harga minyak sudah kembali naik. Hasil diskusi dalam Forum Eksplorasi dan Produksi menjadi acuan dalam menyusun strategi eksplorasi dan eksploitasi yang tepat di masing-masing area sehingga Kontraktor KKS bisa melaksanakan kegiatan tersebut dengan optimal.


MENGENAL LEBIH DEKAT INDUSTRI HULU MINYAK DAN GAS BUMI DI ACEH, 12-15 OKTOBER 2015

56

SKK Migas melakukan rangkaian kegiatan sosialisasi industri hulu migas di Provinsi Aceh, 12-15 Oktober 2015. Kegiatan bertajuk “Mengenal Lebih Dekat Industri Hulu Minyak dan Gas Bumi” ini terdiri atas empat kegiatan diskusi di universitas dan satu sesi diskusi dengan media massa dan lembaga swadaya masyarakat. Kegiatan sosialisasi ini merupakan bagian dari dukungan SKK Migas atas dibentuknya Badan Pengelola Migas Aceh (BPMA). Sosialisasi tersebut turut menghadirkan nara sumber dari Direktoran Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM, dan Kepala Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Aceh. SKK Migas menyampaikan materi tentang bisnis hulu migas, mulai dari kegiatan eksplorasi dan produksi, sampai tata kelola sektor strategis ini. Sosialisasi ini dilakukan di Universitas Syiah Kuala, Universitas Islam Negeri (UIN) Ar-Raniry, Universitas Abulyatama, dan Universitas Malikussaleh. Selain itu, SKK Migas juga menggelar satu sesi diskusi dengan media massa, lembaga swadaya masyarakat, dan organisasi kepemudaan.


FORUM AKADEMISI DI DEPOK, 25 NOVEMBER 2015

57

Selama ini, sektor hulu migas dan perguruan tinggi sudah terhubung melalui kerja sama studi, kompetisi penulisan karya tulis ilmiah, maupun kerja sama lainnya. Untuk memperlebar hubungan tersebut, SKK Migas menyelenggarakan Forum Akademisi mengenai industri hulu migas bersama Institut Teknologi Bandung (ITB), Universitas Indonesia, dan Universitas Trisakti di Balairung Universitas Indonesia di Depok pada 25 November 2015. Banyak tantangan yang dihadapi sektor hulu migas dalam upaya memaksimalkan produksi dan lifting migas untuk sebesar-besarnya kemakmuran rakyat Indonesia. Salah satu tantangan yang dihadapi adalah kendala operasional yang tidak jarang menghambat upaya sektor hulu migas dalam mengoptimalkan produksi, meningkatkan penerimaan negara, serta menumbuhkan multiplier effect pada perekonomian lokal, regional maupun nasional. Permasalahan yang muncul seringkali disebabkan adanya kesalahpahaman maupun kurangnya pemahaman yang menyeluruh mengenai industri hulu migas. Harapannya melalui acara tersebut dan kerja sama yang berkesinambungan, kalangan akademisi bisa menjadi agen pemberi informasi yang efektif. Obyektivitas yang dimiliki oleh kalangan akademisi bisa mendukung upaya SKK Migas dan seluruh pihak di sektor hulu migas dalam memberikan pemahaman yang benar kepada publik mengenai proses bisnis di hulu migas. Dalam skala yang lebih besar, akademisi mampu menjadi tumpuan bagi pembangunan Indonesia, tak terkecuali di sektor hulu migas.


WORKSHOP PENENTUAN STATUS EKSPLORASI (PSE) DI YOGYAKARTA, 22-23 DESEMBER 2015

Sejak tahun 2013, Divisi Eksplorasi SKK Migas melakukan pemetaan terhadap prospek maupun suspended structure yang mungkin dikembangkan dalam jangka waktu dekat setiap tahunnya. Dalam workshop tersebut, Pertamina EP diberikan kesempatan untuk mengajukan PSE untuk struktur-struktur temuan yang dianggap sudah ekonomis dan kondusif untuk dikembangkan. Pada kesempatan tersebut, Pertamina EP mempresentasikan 12 struktur yang terdiri dari 32 closure dengan total potensi sumber daya cadangan (2C) terambil sebesar 351 MMboe dan 11 prospek dengan potensi sumber daya cadangan (2C) terambil sebesar 179 MMboe. Berdasarkan evaluasi Divisi Eksplorasi SKK Migas, PSE yang dapat diterima dan ditindaklanjuti terdiri dari sembilan PSE yakni, Melandong, Northern PDM, Bambu Merah, Mangkang, North KTB, Karang Makmur, Gandaria, Tundan, dan Step Out Sangatta dengan potensi sumberdaya cadangan (2C) terambil sebesar 285 MMboe. Selain itu, SKK Migas menetapkan target PSE untuk PT. Pertamina EP di tahun 2016 dengan potensi sumber daya cadangan (2C) terambil sebesar 228 MMboe yang berasal dari 5 struktur, yakni Benggala, Bambu Besar, Akasia Bagus, Bunyu, dan Tapen. Dalam workshop tersebut juga dibahas perihal eksplorasi Pertamina EP di kawasan timur Indonesia. Meski temuan cadangan migas di kawasan timur Indonesia beberapa tahun terakhir ini cukup signifikan, Pertamina EP terlihat kurang agresif dalam mengeksplorasi wilayah kerja yang dimilikinya.


58

KERJA SAMA DENGAN LEMBAGA LAIN Keberhasilan kegiatan industri hulu minyak dan gas bumi sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan. Untuk itu, pada tahun 2015 SKK Migas telah menandatangani beberapa kerja sama dengan lembaga lain sebagai berikut: NOTA KESEPAHAMAN DENGAN UNIVERSITAS PAPUA DI JAKARTA, 24 MARET 2015

59

Guna menjalin hubungan baik dengan stakeholder dan masyarakat di sekitar wilayah operasi, SKK Migas terus meningkatkan kerja sama dengan lembaga masyarakat maupun institusi pendidikan setempat. Salah satu wujud upaya tersebut adalah dengan menggandeng Universitas Papua. Kerja sama SKK Migas dengan Universitas Papua dituangkan dalam nota kesepahaman yang ditandatangani Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi, dan Rektor Universitas Papua, Suriel S. Mofu, di Jakarta pada 24 Maret 2015. Melalui kerja sama tersebut, SKK Migas dan Universitas Papua melaksanakan kegiatan-kegiatan yang dapat bersinergi dengan industri hulu migas, salah satunya melakukan pemetaan atas hak ulayat dan social mapping masyarakat di Provinsi Papua Barat serta membantu memfasilitasi hubungan dengan masyarakat adat di wilayah tersebut untuk kelancaran operasi industri hulu migas. Kegiatan ini dilakukan sejalan dengan upaya SKK Migas dan Kontraktor KKS untuk merangkul masyarakat adat agar mendukung kegiatan operasi hulu migas di wilayah Papua Barat. Kelancaran kegiatan operasi di industri hulu migas diharapkan bisa memberikan manfaat sebesarbesarnya bagi masyarakat di Provinsi Papua Barat. Selain menjalin hubungan baik dengan masyarakat setempat, kerja sama ini diharapkan bisa turut berperan membangun sumber daya manusia, khususnya yang berasal dari Provinsi Papua Barat. Sinergi antara kalangan akademisi dengan tenaga profesional akan mendukung upaya perguruan tinggi dalam menyiapkan sumber daya manusia yang mampu bersaing di era Masyarakat Ekonomi Asia (MEA).


PENANDATANGANAN PERPANJANGAN PIAGAM KESEPAKATAN BERSAMA SKK MIGAS-TNI AL DI SURABAYA, 12 MEI 2015

Selain pengamanan yang dilakukan oleh internal Kontraktor KKS, SKK Migas turut menggandeng pihak polisi dan militer, salah satunya TNI Angkatan Laut. Sebagai objek vital nasional, fasilitas dan peralatan migas berfungsi menjaga kesinambungan penyediaan energi nasional serta menjadi simbol kedaulatan negara, terutama yang berada di kawasan perbatasan. Fasilitas dan peralatan tersebut perlu dijaga agar kegiatan produksi migas tidak terganggu. Perpanjangan Piagam Kesepakatan Bersama antara SKK Migas dan TNI Angkatan Laut ditandatangani oleh Amien Sunaryadi dan Kepala Staf TNI Angkatan Laut (KSAL), Laksamana TNI Ade Supandi di Surabaya pada 12 Mei 2015. Kerja sama ini berlaku selama lima tahun mulai 2015 hingga 2020. Penandatanganan tersebut dilakukan sebagai penyempurnaan dari kesepakatan yang sudah ditandatangani pada tahun 2010 menyusul adanya perubahan nomenklatur dari BPMIGAS menjadi SKK Migas. Selain itu, industri hulu migas masih membutuhkan dukungan TNI AL dalam melakukan pengamanan dan pengawasan mengingat makin kompleksnya gangguan keamanan di laut. Saat ini, ada 28 Kontraktor KKS offshore yang sudah berproduksi dengan lokasi tersebar mulai dari perairan Aceh hingga Papua. Aktivitas operasi Kontraktor KKS offshore perlu dijaga karena gangguan keamanan seperti pencurian peralatan operasi dan pelanggaran batas pengambilan ikan oleh nelayan asing maupun tradisional dapat menghambat kegiatan operasi. TNI AL akan mendukung SKK Migas untuk menghindari terjadinya teror maupun sabotase terhadap fasilitas migas di lepas pantai serta mengamankan sarana dan prasarana kegiatan hulu migas. Selain itu, TNI Angkatan Laut akan memberikan pelatihan untuk meningkatkan sumber daya manusia di bidang pengamanan serta saling tukar informasi melalui penempatan personel (liaison officer).


60

NOTA KESEPAHAMAN (MEMORANDUM OF UNDERSTANDING/ MOU) SKK MIGAS DENGAN UNIVERSITAS ABERDEEN DI BALI, 20 OKTOBER 2015

61

SKK Migas mengambil langkah pro aktif melalui kerja sama dengan institusi pendidikan, baik di dalam maupun luar negeri. Pada 20 Oktober 2015, SKK Migas menjalin kerja sama resmi dalam bidang pendidikan dengan Universitas Aberdeen. Kerja sama yang tertuang dalam nota kesepahaman (MoU) ini ditandatangani oleh Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi, dan Emre Usenmez selaku Deputy Director for Internationalization School of Law di Universitas Aberdeen. Berdasarkan nota kesepahaman tersebut, SKK Migas dan Universitas Aberdeen sepakat untuk melakukan kerja sama dan kolaborasi yang saling menguntungkan dalam kegiatan usaha hulu migas. Salah satu fokus kegiatan dalam kesepakatan ini adalah pengembangan personel melalui program studi pasca sarjana. Kerja sama ini juga memberi kesempatan bagi kedua belah pihak untuk bertukar materi, informasi, penelitian, serta publikasi akademik maupun profesional. Kesempatan pendidikan yang diberikan juga tidak terbatas pada program studi pasca sarjana. Pekerja sektor hulu migas nasional bisa mengikuti program pelatihan jangka pendek khusus serta studi singkat. Selain itu, SKK Migas dan Universitas Aberdeen bisa saling memberikan pendapat teknis, finansial, dan/ atau hukum terkait hal-hal yang berhubungan dengan kegiatan usaha hulu migas. Meski nota kesepahaman menekankan pada lima poin utama, namun lingkup kerja sama dan kolaborasi yang dijalin bisa lebih luas dan tidak hanya terbatas pada kegiatan tersebut. Selama ini, SKK Migas telah menjalin kerja sama dengan berbagai institusi pendidikan, baik perguruan tinggi maupun lembaga-lembaga pelatihan. Kerja sama serupa juga telah dilakukan beberapa Kontraktor KKS demi mendukung pengembangan SDM lokal. Melalui kerja sama dengan Universitas Aberdeen, wawasan pekerja diharapkan bisa bertambah sehingga kualitas SDM di sektor hulu migas menjadi lebih baik.


PENANDATANGAN MOU DENGAN POLITEKNIK KEUANGAN NEGARA STAN (PKN STAN) DI TANGERANG SELATAN, 21 NOVEMBER 2015

Kompetensi tenaga kerja yang berkualitas di bidang Keuangan dibutuhkan SKK Migas dalam menjalankan fungsi Pengawasan dan pengendalian, terutama yang berkaitan dengan audit biaya operasi kegiatan usaha hulu migas. Guna memenuhi kebutuhan tersebut, SKK Migas menjalin kerja sama dengan PKN STAN. Kerja sama tersebut dituangkan dalam MoU yang ditandatangani Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi, dan Direktur PKN STAN, Kusmanadji. Penandatanganan dilakukan di sela-sela acara reuni Ikatan Keluarga Alumni Pendidikan Tinggi Kedinasan Keuangan (Ikanas) STAN di kampus PKN STAN di Tangerang Selatan pada 21 November 2015. Kerja sama antara SKK Migas dan PKN STAN mencakup pelaksanaan audit terhadap kepatuhan Kontraktor KKS dalam lingkup pengelolaan rantai suplai. Kerja sama ini berkaitan erat dengan tugas SKK Migas dalam menjalankan fungsi pengawasan dan pengendalian, terutama yang terkait dengan pengawasan terhadap biaya operasi sejak awal penggunaan hingga Kontraktor KKS mengajukan cost recovery. Selain itu, SKK Migas dan PKN STAN bersepakat untuk mendukung pengembangan sumber daya manusia di bidang keuangan melalui kerja sama dalam pendidikan dan pelatihan. Kerja sama ini meliputi penyelenggaraan pendidikan dan pelatihan bagi pekerja SKK Migas terkait aspek Keuangan negara yang dilakukan oleh PKN STAN. SKK Migas juga berperan dalam menyiapkan tenaga kerja siap pakai dengan menyediakan tempat magang bagi mahasiswa PKN STAN. Dalam penyelenggaraan pendidikan dan pelatihan di PKN STAN, SKK Migas akan menyediakan pembicara atau narasumber yang kompeten dari industri hulu migas. Selama tiga tahun ke depan, SKK Migas dan PKN STAN juga akan menjalin kerja sama untuk penelitian dan pengabdian masyarakat. Dengan berbekal pemahaman yang benar, para mahasiswa diharapkan bisa lebih siap ketika terjun ke dunia kerja di sektor hulu migas maupun saat bekerja di instansi pemerintah yang selama ini berhubungan dengan SKK Migas dalam hal audit, seperti Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan (BPKP), Badan Pemeriksa Keuangan (BPK), dan Direktorat Jenderal Pajak Kementerian Keuangan.


62

TANTANGAN DALAM PENCAPAIAN TARGET PRODUKSI 2015 OPPORTUNITY LOSS OPPORTUNITY LOSS KENDALA DALAM CAPAIAN TARGET PRODUKSI bopd

63

MMscfd

Jadwal Proyek Onstream Mundur 1. Full Scale Banyu Urip – MCL (46.000 bopd & 37 MMscfd) 2. Lapangan Ridho – Odira Karang Agung (1.600 bopd) 3. Lapangan TBA – JOB Pertamina PetroChina Salawati (600 bopd & 3 MMscfd) 4. Lapangan Bukit Tua – Petronas Ketapang II (100 bopd & 4 MMscfd)

48.350

60

9.200

-

200

-

10.400

194

68.150

254

5. Lapangan Kepodang – Petronas Muriah (13 MMscfd), kendala di hilir 6. Lapangan Bayan – Manhattan Kalimantan Investment (50 bopd & 3 MMscfd) Kontribusi Kegiatan dan Existing Decline dari Pertamina EP Keekonomian Lapangan (EMP Tonga, EMP Gebang) Unplanned Shutdown • Fasilitas Produksi (peralatan, kelistrikan, operasional, hose, SBM) (7.600 bopd & 91 MMscfd) • Offtaker (penyerapan buyer) (1.700 bopd & 100 MMscfd) • Eksternal (gangguan sosial dan alam) (600 bopd & 1 MMscfd) • Subsurface (kepasiran, kenaikan watercut, dlsb.) (500 bopd & 2 MMscfd) TOTAL


UPAYA YANG DILAKUKAN

TANTANGAN DALAM MENCAPAI TARGET PRODUKSI

64 UPAYA YANG DILAKUKAN

A. Kondisi Global - Penurunan harga minyak dunia

• Efisiensi penggunaan biaya untuk menjaga keekonomian

B. Kendala Utama - Jadwal onstream mundur

• Monitoring lebih intensif terhadap on going project

- Decline rate yang tajam (sekitar 28%)

• Menambah sumur pengembangan, workover dan well services

- Kendala subsurface

• Mengatasi masalah subsurface

- Kendala operasional

• Meminimalkan gangguan operasi

- Unplanned/planned shutdown

• Mengurangi terjadinya unplanned shutdown

C. Kendala Lainnya - Kendala pembebasan lahan dan perizinan

• Koordinasi lebih aktif dengan instansi terkait

- Kendala pengadaan

• Strategi pengadaan yang lebih baik

- Penyerapan buyer yang rendah

• Mendorong penyelesaian masalah di midstream dan downstream

- Kendala Pengelolaan WK terkait perpanjangan Kontrak Wilayah

• Memberi kepastian pengeloaan WK jauh sebelum masa waktu kontrak berakhir


PROYEK-PROYEK UTAMA | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

BAB III

PROYEK-PROYEK UTAMA


Sejumlah 71 proyek pembangunan fasilitas produksi hulu migas dalam rangka pengembangan lapangan baik minyak maupun gas bumi dilaksanakan dalam tahun 2015. Dari berbagai tahapan proyek yang terlaksana dalam tahun 2015, sebanyak 12 proyek dijadwalkan onstream pada tahun 2015, 25 proyek akan onstream pada tahun 2016, sebanyak 14 proyek akan onstream pada tahun 2017, 5 proyek akan onstream pada tahun 2018, 9 proyek akan onstream pada tahun 2019, 5 proyek akan onstream pada tahun 2020, serta 1 proyek akan onstream pada tahun 2024.

300

250

237

223

214

214

200

Minyak Gas

MBOEPD

67

PENAMBAHAN KAPASITAS TERPASANG FASILITAS PRODUKSI HULU MIGAS 2015-2024

155

148

150

137

100 55

47

50

25

25

8

21 -

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2024

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2024

Pelikan

Donggi

Madura BD

Lengo

Jambaran Tiung Biru

Jambu Aye Utara

Abadi

Bukit Tua

Wasambo

Matindok

TSB Phase 2

West Belut

BP Train-3

Senoro

Karendan

Jangkrik

Ande-Ande Lumut

Buntal-5

Kilo

KLD

YY

Gajah Putri

OO-OC-OX

South Mahakam 3

CPP 2

Kepodang

IDD Bangka

Paku Gajah

SP

MDK

Mila dan Asti

MDA-MBH

Banyu Urip

Petapahan


IDD BANGKA: Tahap Konstruksi 115 MMscfd, 4.000 bopd (Q2-2016)

ANDE ANDE LUMUT Tahap Tender EPC Produksi (2018) : 25.000 bopd

PROYEK-PROYEK UTAMA HULU MIGAS S.D. TAHUN 2024

GENDALO-GEHEM: Tahap Revisi POD-1 Gendalo Hub: 700 MMscfd, 20.000 bopd (Q4-2022)* Gehem Hub: 420 MMscfd, 27.000 bopd (Q2-2023)*

DONGGI SENORO SENORO: Telah Onstream Q2-2015 310 MMscfd ; 6.000 bopd

JAMBU AYE UTARA Tahap Persiapan Tender FEED Produksi (2020)* : 110 MMscfd

BANYU URIP Telah Konstruksi (partly onstream Q4-2015, full onstream Q1-2016) Produksi : 185.000 bopd

JANGKRIK

DONGGI: Tahap Konstruksi 60 MMscfd (Q2-2016)

Tahap Konstruksi Produksi (Q3-2017) : 450 MMscfd, 200 bopd

MATINDOK: Tahap Konstruksi 65 MMscfd (Q1-2017), 500 bopd

ABADI

JIMBARAN TIUNG BIRU - CENDANA

Tahap Revisi POD-1 Produksi (Q4-2024)*: 7,5 MTPA (1.200 MMscfd)

Tahap Tender EPC Produksi (2019): 330 MMscfd

MDA dan MBH

MADURA BD Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 110 MMscfd

KEPODANG

TANGGUH TRAIN-3 Tahap FEED (Final) Produksi (Q2-2020) : 3,8 MTPA (700 MMscfd), 3.200 bopd

Telah onstream (Q3-2015) Produksi : 116 MMscfd

BUKIT TUA Telah onstream (First Oil Q2-2015, full onstream 2016) Produksi : 20.000 bopd; 50 MMscfd

FPU: Tahap Tender EPC WHP: Tahap Konstruksi Produksi (Q4-2017): 175 MMscfd

SOUTH MAHAKAM 3 Telah Onstream (Q3-2015) Produksi: 120 MMscfd

Khusus untuk proyek-proyek dengan kategori mega proyek yang memiliki nilai proyek serta kapasitas produksi yang signifikan, SKK Migas secara khusus mengawasinya. Terdapat sejumlah lima mega proyek yaitu Proyek Banyu Urip di Bojonegoro, Jawa Timur oleh KKKS ExxonMobil Cepu Limited (EMCL); Proyek Indonesia Deep Water Development (IDD) di Selat Makassar, Kalimantan Timur oleh KKKS Chevron Indonesia Company (Cico); Proyek Abadi di Laut Arafura, Maluku oleh Inpex Masela Ltd.; Proyek Jangkrik di Selat Makassar, Kalimantan Timur oleh eni Muara Bakau B.V.; dan proyek Tangguh Train-3 di Bintuni, Papua Barat oleh BP Berau Ltd. SKK Migas secara khusus menugaskan satu Unit Percepatan Proyek (UPP) untuk masing-masing proyek besar tersebut supaya dapat membantu keberhasilan pelaksanaan proyek-proyek tersebut.


68

69

PROYEK BANYU URIP – EXXONMOBIL CEPU LIMITED Proyek Banyu Urip merupakan proyek pengembangan Lapangan Banyu Urip Wilayah Kerja Cepu di Kabupaten Bojonegoro, Jawa Timur dengan kapasitas 165 Mbopd yang dikerjakan oleh ExxonMobil Cepu Limited (EMCL). Pelaksanaan Proyek Banyu Urip dibagi menjadi 5 bagian EPC (Engineering, Procurement, and Construction) Kontrak, dengan kemajuan yang dicapai pada tahun 2015 sebagai berikut : a. EPC1 : Pembangunan Fasilitas Produksi Central Processing Facility (CPF) dan 3 Wellpads. • 12 Desember 2015 : start-up Train A 12 Desember 2015. • 13 Desember 2015 : hydrocarbon 4 sumur dari Wellpad B mengalir ke CPF Train A dengan laju +/- 40 kbopd. • 15 Desember 2015 : stabilized crude dari CPF Train A dikirimkan ke FSO via jalur pipa. b. EPC2 : Pembangunan pipa minyak onshore sepanjang 72 km. • Telah beroperasi sejak 18 Januari 2015. c. EPC3 : Pembangunan pipa minyak offshore sepanjang 23 km beserta Mooring Tower. • Telah beroperasi sejak 28 Januari 2015. d. EPC4 : Pembangunan Floating Storage Offloading (FSO) “Gagak Rimang”. • FSO konversi dari tanker MT Chios kapasitas 2 juta barel beroperasi 28 Januari 2015. e. EPC5 : Pembangunan fasilitas infrastruktur. • Jalan layang (fly over) beroperasi September 2014. Waduk air injeksi (raw water basin) kapasitas 2,75 juta m3 beroperasi Maret 2015. Bangunan utama yaitu kantor-kantor, logistic warehouse, maintenance building, open yard storage beroperasi September 2015. Di samping kelima kontrak EPC tersebut, dilaksanakan pemboran sumur-sumur di Wellpad A, Wellpad B, dan Wellpad C dengan total 42 sumur menggunakan 2 unit rig pemboran (Discovery 8/ DS-8 dan Discovery 9/ DS-9). Penyelesaian Proyek Banyu Urip mengalami keterlambatan sekitar 19-23 bulan dari jadwal awal kontrak EPC disebabkan antara lain : • Dampak negatif terkait sosio-ekonomi (a.l. jumlah dan lamanya proses perizinan, kewajiban penggunaan sub kontraktor/vendor/pekerja lokal, berlarutnya pembebasan lahan, serta adanya unjuk rasa anarkis) • Kinerja buruk Kontraktor EPC (a.l. keterlambatan engineering, kekurangan tenaga kerja dan peralatan kontruksi, produktivitas kerja sub kontraktor rendah, masalah finansial kontraktor).


70

Selama menunggu selesainya pekerjaan EPC, telah diupayakan untuk memproduksikan minyak dengan mengoperasikan Early Production Facilty (EPF) dari Wellpad A dan Early Oil Production dari WellPad B, serta mengubah skenario Commissionning CPF. Perubahan skenario tersebut berupa commissioning secara parsial dengan memprioritaskan penyelesaian proses separasi minyak yang terbagi menjadi 3 tahap, yaitu Tahap 1 melalui start up Train A dengan target produksi 90 ribu bopd; Tahap 2 melalui start up Train B dengan target produksi 135 ribu bopd; dan Tahap 3 skala penuh (full scale) dengan target produksi sebesar 165 ribu bopd. Sampai dengan akhir tahun 2015, kemajuan pembangunan Proyek Banyu Urip secara keseluruhan telah mencapai 98,87% (actual) dari 99,90% (terhadap recovery plan) dan 100% (terhadap contractual baseline). Sebagian besar pekerjaan sudah diserahterimakan dari Tim Proyek EMCL kepada Tim Operasional EMCL. Dengan dicapainya start up CPF maka rata-rata produksi yang dihasilkan sampai dengan akhir Desember 2016 adalah 169,31 bopd. Sisa pekerjaan tahun 2016 adalah penyelesaian pekerjaan EPC1 untuk mencapai target kapasitas terpasang (full scale) dan penyelesaian pekerjaan EPC5 pada 2016 kuartal kedua.


PROYEK INDONESIA DEEPWATER DEVELOPMENT – CHEVRON INDONESIA CO. Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) merupakan proyek pengembangan empat Wilayah Kerja (WK) yang terletak di Selat Makassar, yaitu WK Ganal, WK Rapak, WK Makassar Strait dan WK Muara Bakau (unitisasi). Pada empat WK tersebut terdapat lima lapangan yang akan dikembangkan, yaitu Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, Maha, dan Gandang. Direncanakan produksi dari sumur-sumur yang dibor di lima lapangan tersebut akan dialirkan secara terintegrasi melalui dua Hub Unit Produksi Terapung (Floating Production Unit/FPU) yaitu Gehem Hub dan Gendalo Hub, serta satu Bangka Subsea Tie-back di West Seno. Gas dari FPU akan dialirkan menuju Kilang LNG Bontang untuk diproses lebih lanjut menjadi LNG.

71 LOKASI PROYEK IDD DI SELAT MAKASSAR


Kapasitas produksi Lapangan Bangka adalah sekitar 115 MMscfd gas dan 4 Mbpd kondensat. Perkiraan produksi gas pertama (gas onstream) dari Lapangan Bangka adalah pada kuartal kedua tahun 2016. Pengembangan Lapangan Gendalo – Gehem mengalami penundaan yang mengakibatkan Proyek IDD menjadi tidak ekonomis dalam konteks skenario Rencana Pengembangan Awal (POD-1 IDD), sehubungan dengan: 1. Pengurangan volume yang dapat diproduksi dalam masa KKS yang ada akibat tertundanya pelaksanaan karena belum selesainya beberapa kesepakatan dengan berbagai pihak terkait 2. Kenaikan biaya investasi akibat perubahan harga pasar 3. Turunnya harga gas karena lesunya pasar LNG Asia di masa mendatang. Berdasarkan hal tersebut, Chevron Indonesia Co. mengusulkan Revisi POD-1 IDD pada akhir Desember 2015 yang mencakup beberapa hal di bawah ini: a. Adanya tambahan cadangan berupa secondary reservoir dari Lapangan Maha dan Gandang (belum termasuk dalam POD-1 IDD yang telah disetujui sebelumnya) b. Penyesuaian syarat dan ketentuan untuk perpanjangan kontrak WK Makassar Strait, WK Ganal dan WK Rapak mengacu Revisi POD-1 IDD. Mengacu Usulan Revisi POD-1 IDD, perkiraan produksi pertama (gas onstream) untuk Gendalo Hub adalah kuartal keempat tahun 2022 dan untuk Gehem Hub adalah kuartal kedua tahun 2023. Kapasitas produksi dari Gehem Hub diperkirakan sebesar 420 MMscfd gas dan 27 ribu bpd kondensat, sedangkan kapasitas produksi dari Gendalo Hub diharapkan sebesar 700 MMscfd gas dan 20 ribu bpd kondensat.

SKEMA PENGEMBANGAN PROYEK IDD


72

PROYEK ABADI – INPEX MASELA LTD. Proyek Abadi adalah proyek pengembangan lapangan gas Abadi oleh Inpex Masela Ltd. yang berlokasi di Laut Arafura dengan kedalaman laut antara 600 – 800 m. Produksi gas dari Lapangan Abadi yang ditujukan untuk memenuhi kebutuhan gas domestik dan ekspor. Lapangan gas Abadi terletak di dalam WK Masela yang ditandatangani Pemerintah tanggal 16 November 1998.

LAPANGAN GAS ABADI - BLOK MASELA

73


74

Rencana Pengembangan Lapangan (POD-1) Abadi disetujui Pemerintah Negara Republik Indonesia pada tanggal 6 Desember 2010, dimana Pemerintah menyetujui untuk pengembangan Lapangan Abadi dengan menggunakan fasilitas produksi Kilang Terapung atau Floating LNG (FLNG) yang berkapasitas produksi sebesar 2,5 Million ton per annum (Mtpa) LNG dan 8.400 bopd kondensat selama masa produksi 30 tahun (perkiraan cadangan gas terambil sebesar 4,6 Tcf dan kondensat sebesar 91,02 MMbo). Perkiraan total biaya investasi pada POD-1 sebesar US$5 miliar dan biaya operasi sebesar US$4 miliar. Inpex Masela Ltd. mengajukan draft usulan Revisi POD-1 dengan skenario FLNG 7,5 Mtpa tanggal 23 April 2015. Usulan ini didukung oleh sertifikasi cadangan oleh Lemigas yang menyatakan ada tambahan cadangan gas (dari pemboran Sumur Abadi-8, 9, dan 10) yang cukup signifikan menjadi 10,37 Tcf (90% P1) dan dapat memenuhi kebutuhan untuk skenario FLNG 7,5 Mtpa, dengan produksi gas setara 1.200 MMscfd hingga tahun 2048. Sampai dengan Agustus 2015, SKK Migas mengevaluasi usulan Revisi POD-1 dan pemilihan teknologi LNG yang diusulkan Inpex Masela Ltd., termasuk membentuk Tim Studi Teknologi LNG dengan tugas mengkaji skenario teknologi pengolahan LNG untuk pengembangan Lapangan Abadi. Inpex Masela Ltd. menyampaikan usulan final Revisi POD-1 Pengembangan Lapangan Abadi tanggal 3 September 2015. Selanjutnya SKK Migas mengirimkan surat rekomendasi Persetujuan Revisi POD-1 Lapangan Abadi kepada Menteri ESDM tanggal 10 September 2015. Dengan mempertimbangkan berbagai masukan dan tanggapan yang ada dalam proses pembahasan Revisi POD-1 Lapangan Abadi, kemudian dilakukan kajian lebih lanjut tehadap pilihan skenario kilang LNG darat (OLNG) dan kilang LNG terapung (FLNG), termasuk dampak dan manfaatnya bagi masyarakat dan industri setempat (multiplier effects). Kajian ini dilakukan oleh konsultan independen dan diselesaikan tanggal 23 Desember 2015 dengan kesimpulan bahwa FLNG memberi benefit lebih besar dari pada OLNG. Mengacu hasil kajian tersebut, tanggal 23 Desember 2015 SKK Migas menyampaikan rekomendasi tambahan kepada Menteri ESDM sebagai pertimbangan lebih lanjut untuk persetujuan Revisi POD-1 Lapangan Abadi. Sampai penghujung tahun 2015, proses pembahasan Revisi POD-1 Pengembangan Lapangan Abadi belum selesai.


75

PROYEK TANGGUH TRAIN-3 – BP BERAU LTD. Saat ini di Bintuni, Papua Barat, telah terdapat Kilang LNG Tangguh Train-1 dan Train-2 yang beroperasi sejak tahun 2009. Kilang tersebut menghasilkan produk LNG dari pengolahan gas bumi yang berasal dari beberapa Wilayah Kerja, yaitu WK Berau, WK Muturi dan WK Wiriagar, yang masing-masing dikelola oleh Kontraktor BP Berau, BP Muturi, dan BP Wiriagar. Rencana Pengembangan Tangguh Train-3 (POD-2 Tangguh) merupakan pengembangan lanjutan setelah Train-1 dan Train-2 (POD-1 Tangguh) dan telah disetujui Pemerintah pada tahun 2012. Pengembangan Train-3 bertujuan mengembangkan dan memproduksi serta memonetisasi cadangan gas sebelum berakhirnya KKS pada tahun 2035. Manfaat yang akan dapat dirasakan dari Pengembangan Lanjutan Tangguh (Tangguh Train-3) adalah: • tersedianya kebutuhan dasar dan untuk mendukung kesejahteraan masyarakat setempat; • dukungan atas rencana pembangunan Pemerintah Indonesia untuk daerah Papua; serta • penyediaan gas untuk kelistrikan di Papua Barat. Persiapan pelaksanaan Pengembangan Kilang LNG Tangguh telah dimulai sejak tahun 2014 dengan pekerjaan awal/persiapan, yaitu camp, infrastructure, gas production facility, serta pipeline. Karena pengaruh harga minyak yang terus mengalami penurunan, pada tahun 2015 strategi Proyek Kilang Tangguh Train-3 mengalami sedikit perubahan. Pekerjaan awal (early work) yang semula akan dilaksanakan tersendiri, digabungkan dengan pelaksanaan EPC Onshore Kilang Tangguh Train-3, namun perubahan strategi pekerjaan pendahuluan ini diharapkan tidak akan mengganggu jadwal pekerjaan maupun jadwal rencana onstream pada Juli 2020.


76

Tahun 2015 juga merupakan tahun terakhir untuk persiapan pembangunan Proyek Kilang Tangguh Train-3, dimana pada tahun ini pekerjaan teknis FEED telah berhasil diselesaikan sesuai rencana. Kedua konsorsium pelaksana FEED telah mengirimkan hasil teknis dari pekerjaan FEED tersebut pada 5 Desember 2015. Selesainya pekerjaan FEED akan menjadi salah satu dasar penentuan Keputusan Akhir Investasi Proyek (Final Investment Decision – FID).

GRAFIK KEMAJUAN FEED TANGGUH TRAIN-3 YANG DIKERJAKAN OLEH 2 KONSORSIUM

Progress % - Cumulative Actual % - Cumulative

16,00%

90% 80%

14,00% PROGRESS % - PERIOD

Actual % - Period

100%

70%

12,00%

60%

10,00%

50% 8,00%

40%

6,00%

30%

4,00%

20%

2,00%

10% 0%

0,00% Des-14 Jan-15 Feb-15 Mar-15 Apr-15 Mei-15 Jun-15 M01 M02 M03 M04 M05 M06 M07

Jul-15 M08

Agt-15 Sep-15 Okt-15 Nov-15 Des-15 Jan-16 M09 M10 M11 M12 M13 M14

Skema pendanaan dan kesepakatan prinsip (Principles of Agreement – PoA) juga menjadi salah satu hal yang penting dalam pelaksanaan Proyek Tangguh Train-3. Pembahasan PoA Train 3 terkait beberapa hal antara lain mengenai pengaturan FTP (First Trance Petroleum), transportasi, penjualan, serta hal-hal lain yang menyangkut pengawasan dan operasional LNG.


PROGRESS % - CUMULATIVE

Progress% - Period

18,00%

PROYEK JANGKRIK – ENI MUARA BAKAU Pengembangan gas Lapangan Jangkrik (“JKK”) diawali dengan penemuan (discovery) cadangan gas pada tahun 2009 dan tahun 2010. Sedangkan pengembangan Jangkrik North East (“JNE”) dimulai sejak penemuan cadangan gas pada tahun 2011. Rencana Pengembangan Lapangan Pertama (POD-1) untuk Lapangan JKK telah disetujui pada bulan November 2011 dengan kumulatif gas terjual 913 Bscf, plateau selama 5 tahun 9 bulan. POD-2 Lapangan JNE telah memperoleh persetujuan pada bulan Januari 2013, dengan kumulatif produksi gas 417,5 Bscf. Pengembangan kedua lapangan tersebut diprediksikan dapat menghasilkan produksi gas total 450 MMscfd, terdiri dari sebesar 300 MMscfd dari Lapangan JKK dan 150 MMscfd dari Lapangan JNE. Lapangan JKK dan JNE terletak di Wilayah Kerja Muara Bakau yang berlokasi di lepas pantai laut Selat Makassar, kurang lebih 70 km timur laut Delta Mahakam - Selat Makassar dengan kedalaman sekitar 450 - 500 m dari permukaan laut, dan dikelola oleh Kontraktor KKS eni Muara Bakau.

77

Pengembangan Lapangan JKK dan JNE dilakukan secara terintegrasi dalam sebuah proyek yang dinamakan Proyek Kompleks Jangkrik (Jangkrik Complex Project).

LOKASI WK MUARA BAKAU


Produksi gas dari Kompleks Jangkrik akan diproses lebih lanjut menjadi LNG di Kilang LNG Bontang melalui Pipa Gas Kalimantan Timur 42” Peciko – Bontang mulai lokasi tie-in di KM-7. Pemanfaatan pipa tersebut melalui skema pemanfaatan bersama (facility sharing) dengan Kontraktor KKS lain yang telah ada yaitu Total E&P Indonesie, VICO Indonesia, dan Chevron Indonesia Co. Sedangkan produksi kondensat dari Kompleks Jangkrik akan dikirimkan ke Tangki Senipah dengan memanfaatkan Pipa Kondensat 12” Handil-Senipah melalui skema pemanfaatan bersama dengan Kontraktor KKS Total E&P Indonesie. Dalam pelaksanaannya, Proyek Kompleks Jangkrik mencakup tiga pekerjaan utama untuk fasilitas produksi yang terdiri dari: a. EPCI 1 - Floating Production Unit (“FPU”) dengan kapasitas terpasang 450 MMscfd gas; b. EPCI 2 - Risers & Flowlines Installation (“RFI”) termasuk onshore pipeline dan ORF; c. EP3 - Subsea Production System (“SPS”) serta beberapa paket untuk mendukung kegiatan pemboran dan komplesi sumur-sumur pengembangan. PIPA JANGKRIK DAN SISTEM PIPA EKS (EAST KALIMANTAN SYSTEM)

1. Gas: Tie-in di Km. 7 dengan pipa 42" Peciko 2. Kondensat: Tie-in di Km. 7 dengan pipa 12" Handil-Senipah 3. New 20" pipeline dari Km. 7 ke Km. 21,65 (PK6,3)-15 km 4. Tie-in 20" Jangkrik branch dengan pipa existing 20" Handil-Nilam di Km. 21,65

78

20" NilamBadak MP 20" Nilam-Badak Bypass

20" NilamBadak LP

6" condensate from FPU

HANDIL

DESAIN PROYEK PENGEMBANGAN KOMPLEKS JANGKRIK

MAIN DESIGN

Umur design: 20 tahun

Produksi dikirim ke Sistem East Kalimantan


Perkembangan kemajuan keseluruhan Proyek Kompleks Jangkrik sampai dengan Desember 2015 adalah sebesar 57,42%. Produksi pertama gas dari Lapangan Kompleks Jangkrik diperkirakan pada kuartal ke-3 2017. Gas tersebut akan dimanfaatkan sebagian besar untuk memenuhi kebutuhan di dalam negeri baik sebagai bahan baku industri maupun sebagai bahan bakar. TATA WAKTU PROYEK PENGEMBANGAN KOMPLEKS JANGKRIK

JADWAL UTAMA

2013 Q3

2014 Q4

Q1

Q2

Q3

Q4

Perkembangan Proyek Kompleks Jangkrik

Izin dan Lisensi

Perjanjian Penggunaan Fasilitas Bersama

79

Perjanjian dengan TEPI, CICO

Komersial Perjanjian dengan Pembeli

Key Terms/HOA LNG SPA untuk kebutuhan domestik disepakati dengan Pertamina

Hull/LQ dan Topsides Kontrak PPU ECM1

Kontrak PPU ECM2

CA

LLIs PO Placement

Fabrikasi Topside & LQ dimulai

Integration@Shore, commissioning, towing, mooring, hook up dan commissioning Rigid Pipes PO (24" LSAW)

Detailed Engineering, Procurement dan Fabrication

CA

Flexible Pipes PO

Rigid Pipes PO (12"&4" SMLS)

Offshore Campaign and SURF Hook Up

2nd Tie-in Pipeline Extension

Kontrak SPS-EP3

Kegiatan Pemboran Pengeboran Kegiatan Completion


L01

Exploration Well XX drill Start

2015 Q1

Q2

2016 Q3

Q4

Q1

Q2

2017 Q3

FPU Flag Tersedia

Sertifikasi Tanah

Q4

Q1

Q2

Q3

FPU Class Tersedia

POA & BM

Swap & Allocation Agreement

80 LNG SPAs Qty A&B with Pertamina signed

LNG Export HOAs Complete

LQ eretion on Hull

Hull Dock Out

Hull @ Karimun Onshore Commissioning Completed

Start Hull Fabrication

Hull Ked Laying

Hull mega block integration

Hull/LQ ready for Sail-away FPU ready for SURF Hook up

ITM loadout @ Shore Comm. Start

1st GAS

MWA Fabrication Start Flex Pipe Delivery Coated Pipe 1st Delivery

Onshore work Started

MWA Installation start Shore approach pretrench started Shore Pull start

Deep Water PL Installation start

Manifolds Installation start

SURF Hook up start

PL Installation start Early Work started

ORF equipment Found start

Hot tap start

Lot2 X-Tree Delivery Lot1 X-Tree Delivery

X-Tree 7&8 Delivery

JKK Cluster3 drill completed JKK C1 drill completed JKK Cluster2 drill completed

JNE-8dir JKNE#1 drill drill completed completed

Mechanical Completion

Umbilical Delivery Connector last Delivery Manifolds Delivery

JKK 11

JNE Wells Ready

JKK4Dir Completion LLI delivery

JKK3Dir

JNE Wells ready JKK 11 JKK C1 ready

JKK C3 ready

JNE C1 ready

JKK 11 Well Ready


PROYEK SENORO - JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI SULAWESI DAN PROYEK DONGGI MATINDOK PT. PERTAMINA EP PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS SENORO – JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI SULAWESI Lapangan Senoro terletak pada bagian timur laut dari Blok Senoro-Toili yang ditemukan melalui sumur eksplorasi Sumur Senoro-1 pada bulan April 1999. POD Lapangan Senoro disetujui pada tanggal 16 Mei 2005. Adanya perubahan cadangan dan keputusan alokasi gas oleh pemerintah telah menyebabkan adanya perubahan perkiraan produksi sehingga menyebabkan perubahan kapasitas fasilitas produksi yang menjadi dasar Revisi POD yang disetujui pada tanggal 9 Mei 2011.

81 ALOKASI PRODUKSI GAS

Alokasi (MMscfd)

Lapangan Senoro

Lapangan Cendanapura

TOTAL

PT. PAU

50

5

55

PT. PLN

-

5

5

PT. DSLNG

250

-

250

TOTAL

300

10

310

Produksi gas dari Lapangan Senoro dengan produksi net sebesar 310 MMscfd. Ruang lingkup pekerjaan dalam POD mencakup antara lain fasilitas produksi yang terdiri dari: a. Central Processing Plant (CPP) berkapasitas 2 x 155 MMscfd; b. Pipa Gas 30”sepanjang 27 km dari CPP Senoro menuju ke Kilang LNG PT. Donggi-Senoro LNG (“DSLNG”); c. Condensate Jetty Terminal; d. Fasilitas penunjang. JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi (“JOB PMTS”) merupakan joint operating body antara PT. Pertamina Hulu Energi, PT. Medco Tomori E&P, dan Tomori E&P Ltd. Pelaksanaan konstruksi dimulai bulan September 2012, saat ini fasilitas produksi telah mencapai gas onstream secara penuh pada tanggal 21 Mei 2015. Presiden RI Joko Widodo didampingi Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, Sudirman Said, meresmikan Proyek Senoro sebagai bagian dari Mega Proyek Pertamina Terintegrasi pada tanggal 2 Agustus 2015. Produksi gas Senoro disalurkan ke kilang LNG Donggi Senoro. Kilang LNG Donggi Senoro berkapasitas 2,1 Mtpa dengan investasi senilai US$2,8 milliar. Kilang tersebut telah menjadi kunci bagi upaya pengembangan dan monetisasi cadangan gas yang selama 30 tahun belum dikembangkan di Sulawesi Tengah. Kilang LNG Donggi Senoro yang dikelola oleh PT. Donggi Senoro LNG tersebut merupakan kilang LNG yang dibangun dengan model hilir pertama di Indonesia, tidak membebani negara untuk investasinya dan memberikan multiplier effect yang tinggi bagi perekonomian nasional dan setempat.


PETA LOKASI PROYEK SENORO

82

PERESMIAN MEGA PROYEK PERTAMINA TERINTEGRASI OLEH PRESIDEN RI JOKO WIDODO


PROYEK AREA MATINDOK – PT. PERTAMINA EP Pengembangan Lapangan Gas Matindok ini didasarkan pada penemuan gas di Area Matindok pada Lapangan Donggi, Matindok, Maleoraja, Minahaki, Sukamaju, dan Mentawa dengan total cadangan sebesar ~ 0,7 Tcf (GCA certification of EUR) dan adanya kebutuhan pemanfaatan gas dari Area Matindok untuk LNG dan Power Plant.

83

POD Area Matindok (Lapangan Gas Donggi, Matindok, Maleoraja, dan Minahaki untuk pasokan gas ke kilang LNG) disetujui BPMIGAS pada 24 Desember 2008. Adanya penambahan cadangan lapangan Matindok sehingga total menjadi 852,75 Bcf dan produksi gas dari Area Matindok sebesar 105 MMscfd. Perubahan tersebut dicakup dalam POD Revisi 1 yang disetujui oleh BPMIGAS tanggal 22 September 2010.

SKEMA PASOKAN GAS DARI AREA MATINDOK DAN AREA SONORO

Dari skema di atas, dapat digambarkan tujuan dari pengembangan lapangan ini adalah memonetisasi gas dari Area Matindok sebesar 105 MMscfd (net) dengan alokasi sales gas sebagai berikut : a. Sebagai penyedia gas sebesar 85 MMscfd bersama-sama dengan gas dari Area Senoro – JOB PMTS sejumlah 250 MMscfd ke Kilang LNG PT. DSLNG (pihak pembeli); b. Sebagai penyedia gas sebesar 20 MMscfd bersama-sama dengan gas dari Area Senoro – JOB PMTS sejumlah 5 MMscfd ke PLN (calon pembeli).


Untuk tujuan tersebut di atas, saat ini dibangun fasilitas produksi di Area Matindok dengan pembagian berdasarkan wilayah sebagai berikut: a. Fasilitas Produksi Lapangan Donggi (CPP Donggi) dengan kapasitas desain 60 MMscfd untuk memproses gas dari Lapangan Donggi dan Minahaki; b. Fasilitas Produksi Lapangan Matindok (CPP Matindok) dengan kapasitas desain 65 MMscfd untuk memproses gas dari Lapangan Matindok dan Maleoraja. Produksi dari Lapangan Matindok dapat mencapai puncak sebesar 116 MMscfd selama 12 tahun, setelah itu produksi akan terus menurun hingga mencapai tekanan abandonment setelah 20 tahun produksi. Produksi kondensat akan dimulai bersamaan dengan produksi gas dan akan mencapai puncak sebesar 643 bopd. Produksi gas dari Area Matindok bergabung dengan gas dari Area Senoro pada Tie-in Point 1 (TIP 1) dan Tie-in Point 2 (TIP 2). Kondensat yang dihasilkan dari kedua fasilitas produksi akan dialirkan menuju fasilitas produksi Lapangan Senoro KKKS JOB Pertamina - Medco EP Tomori Sulawesi. PROYEK PENGEMBANGAN GAS MATINDOK

84 RUANG LINGKUP PROYEK 1. Pembangunan Gas Plant kapasitas desain: • Proyek Donggi

: 60 MMscfd

• Proyek Matindok : 65 MMscfd 2. Pembangunan Pipe Trunkline • Proyek Donggi menuju Tie in point 1: 35kmx16" • Proyek Matindok menuju Tie in point 2: 1km x 16"

Kemajuan konstruksi Proyek Donggi pada bulan Desember 2015 telah mencapai 97%. Fasilitas Produksi Proyek Donggi diperkirakan akan onstream pada bulan Juni tahun 2016. Sedangkan kemajuan konstruksi Proyek Matindok pada bulan Desember 2015 telah mencapai 78%. Perkiraan onstream untuk Fasilitas Produksi Proyek Matindok adalah pada bulan Maret 2017. Proyek Pengembangan Gas Donggi dan Matindok (PPGM) merupakan proyek yang penting bagi industri minyak dan gas bumi di Indonesia dan nantinya akan berperan penting dalam mempertahankan dan memperkuat posisi Indonesia sebagai negara pengekspor LNG terbesar di dunia. Pembangunan PPGM diyakini akan meningkatkan kontribusi sektor minyak dan gas bumi dalam menyumbangkan devisa bagi negara dan kemungkinan sebagian untuk substitusi BBM dalam negeri.


PROYEK KEPODANG – PETRONAS CARIGALI MURIAH LTD. Lapangan Kepodang berada di lepas pantai Jawa Timur, sekitar 180 km sebelah timur laut kota Semarang. Lapangan Kepodang merupakan lapangan pertama yang akan dikembangkan di Blok Muriah. POD original Lapangan Kepodang Blok Muriah disetujui pada tahun 2005 dan kemudian direvisi pada tahun 2012. Blok Muriah dioperasikan Petronas Carigali Muriah Ltd. sejak 1 Januari 2004. Skenario pengembangan Lapangan Muriah memproduksikan gas secara terintegrasi dari skema hulu hingga skema hilir. Dari cadangan hidrokarbon di Lapangan Kepodang, diharapkan dapat diproduksikan gas sekitar 354 Bcf. Produksi gas dari Lapangan Kepodang diperkirakan dapat mencapai 116 MMscfd.

85

LOKASI PENGEMBANGAN LAPANGAN KEPODANG

Lingkup pengembangan fasilitas produksi gas secara terintegrasi, mencakup skema hulu yang terdiri dari pembangunan CPP (Central Processing Platform) yang terdiri dari 8 slot sumur, WHT-C (Wellhead Tower-C) yang terdiri dari 5 slot sumur, infield flowline 10” sepanjang 2,7 km dari WHT-C ke CPP, serta onshore remote control. Skema hilir yang dioperasikan oleh PT Bakrie and Brothers Tbk. (BNBR) serta PT Perusahaan Gas Negara (PGN) terdiri dari pembangunan export pipeline sepanjang 200 km serta Onshore Receiving Facilities (ORF) di Tambak Lorok Power Plant, Semarang.


LOKASI PENGEMBANGAN LAPANGAN KEPODANG

CENTRAL PROCESSING PLATFORM (CPP) PHASE 2 DN150 (6"ND) 4,7 km Flowline

Phase 1 Development Phase 2 Development

WHT-D DN350 (14"ND) 200 km Export Pipeline: by transporter

DN250 (10"ND) 2,7 km Flowline

WHT-C

ONSHORE RECEIVING FACILITIES (ORF) Transporter will build and Own Control Building in ORF PCML will lease other onshore remote control

Phase

Total No. of Well

No. of Well at CPP

No. of Well at WHTC

No. of Well at WHTD

1

6

4

2

-

2

4

1

1

2

ORF inside PTIP area

Gas yang diproduksi diperuntukkan ke pembeli domestik untuk kebutuhan kelistrikan pembangkit listrik di Jawa Tengah. Proyek Kepodang telah onstream pada Agustus 2015.


86

PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

BAB IV

PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL


OPTIMALISASI PRODUKSI MINYAK BUMI UNTUK KILANG DOMESTIK Selama tahun 2015, SKK Migas telah menjalankan kegiatan komersialisasi sebagai berikut:

A. Penandatanganan beberapa dokumen terkait skema komersialisasi Election in Kind, yaitu:

89

DAFTAR KOMERSIALISASI MINYAK BUMI/ KONDENSAT DENGAN ELECTION IN KIND

NO.

TANGGAL

DOKUMENTASI TERKAIT SKEMA KOMERSIALISASI ELECTION IN KIND

1

13 Agustus 2015

SK Kepala SKK Migas Nomor KEP-0131/SKKO0000/2015/S2 tentang Penunjukan PT. Pertamina (Persero) sebagai Penjual seluruh Minyak Mentah dan/atau Kondensat bagian Negara

2

18 September 2015

Perjanjian Penunjukan Penjual Seluruh Minyak Mentah dan/atau Kondensat bagian Negara antara SKK Migas dan PT. Pertamina (Persero)

3

1 Oktober 2015

Surat Kepala SKK Migas Nomor SRT-0836/SKKO0000/2015/S2 perihal Pasokan Minyak Mentah dan/atau Kondensat bagian Negara ke Kilang TPPI Tuban selama Periode Tolling Oktober 2015 - Januari 2016

B. Untuk skema komersialisasi Election Not to Take in Kind, telah diselesaikan beberapa Prosedur Election Not to Take in Kind (“Prosedur ENTIK”), yaitu: DAFTAR KOMERSIALISASI MINYAK BUMI/ KONDENSAT DENGAN ELECTION NOT TO TAKE IN KIND

NO.

TANGGAL

PROSEDUR ENTIK

1

24 April 2015

Prosedur ENTIK Kondensat Geragai untuk WK Jabung Periode Triwulan II 2015 antara SKK Migas dengan Petrochina International Jabung Ltd. dan Petronas Carigali (Jabung) Ltd.

2

24 April 2015

Prosedur ENTIK Kondensat Geragai untuk WK Jabung Periode Triwulan II 2015 antara SKK Migas dengan PT. Pertamina Hulu Energi Jabung

3

24 April 2015

Prosedur ENTIK Kondensat Geragai untuk WK Jambi Merang Periode Triwulan II 2015 antara SKK Migas dengan Talisman (Jambi Merang) Ltd. dan Pacific Oil & Gas (Jambi Merang) Ltd.

4

14 Juli 2015

Prosedur ENTIK BRC dari WK Mahakam Periode Triwulan III 2015 antara SKK Migas dengan Inpex Corporation


NO.

TANGGAL

PROSEDUR ENTIK

5

31 Juli 2015

Prosedur ENTIK Kondensat Geragai untuk WK Jabung Periode Triwulan III 2015 antara SKK Migas dengan Petrochina International Jabung Ltd. dan Petronas Carigali (Jabung) Ltd.

6

31 Juli 2015

Prosedur ENTIK Kondensat Geragai untuk WK Jambi Merang Periode Triwulan III 2015 antara SKK Migas dengan Talisman (Jambi Merang) Ltd. dan Pacifc Oil & Gas (Jambi Merang) Ltd.

7

28 Agustus 2015

Prosedur ENTIK BRC dari WK Mahakam Periode Triwulan III 2015 antara SKK Migas dengan Total E&P Indonesie

8

30 Desember 2015

Prosedur ENTIK untuk Kondensat Sengkang dari WK Sengkang antara SKK Migas dengan Energy Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd.

Prosedur ENTIK mengatur sebagai berikut: • Kewenangan dan kewajiban Kontraktor yang diberikan oleh SKK Migas untuk memasarkan minyak mentah dan/atau kondensat bagian Negara (MMKBN); • Mekanisme penyelesaian entitlement antara Kontraktor dan SKK Migas; • Harga MMKBN; • Mekanisme penagihan, mekanisme pembayaran, dan biaya-biaya yang timbul; • Denda apabila terjadi keterlambatan pembayaran.

C. Untuk formula harga minyak mentah dan kondensat Indonesia/Indonesia Crude Price (ICP), telah ditetapkan lima formula ICP sementara, yaitu: 1. Kondensat Senoro (Ref. Keputusan Menteri ESDM No. 156.K/12/DJM.B/2015); 2. Kondensat Ruby (Ref. Keputusan Menteri ESDM No. 156.K/12/DJM.B/2015); 3. Minyak Mentah Ketapang (Ref. Keputusan Menteri ESDM No. 584.K/12/DJM.B/2015); 4. Kondensat Kresna (Ref. Keputusan Menteri ESDM No. 584.K/12/DJM.B/2015); 5. Minyak Mentah Banyu Urip (Ref. Keputusan Menteri ESDM No. 209.K/12/DJM.B/2015).

Selanjutnya terdapat minyak mentah dan kondensat yang akan dibahas lebih lanjut penetapan formula ICPnya di tahun 2016 yaitu: 1. Minyak Mentah Akatara, Kontraktor KKS PT Hexindo Gemilang Jaya; 2. Minyak Mentah Tiung Biru Mix, Kontraktor KKS PT Pertamina EP; 3. Minyak Mentah dari Lapangan Parit, Kontraktor KKS Pacific Oil & Gas Ltd; 4. Kondensat Sungai Gerong, Kontraktor KKS PT Pertamina EP; 5. Kondensat dari lapangan BD, Kontraktor KKS Husky-CNOOC Madura Limited.


90

Juga terdapat minyak mentah dan kondensat yang akan dievaluasi ICP-nya yaitu: 1. Minyak Mentah Sampoerna, Kontraktor KKS PT. Tiarabumi Petroleum; 2. Kondensat Grissik Mix, Kontraktor KKS ConocoPhillips (Grissik) Ltd.; 3. Kondensat Pagerungan, Kontraktor KKS Kangean Energy Indonesia; 4. Kondensat Kerendan, Kontraktor KKS Ophir Indonesia (Bengkanai) Limited.

D. Realisasi lifting minyak mentah dan kondensat selama periode Januari sampai dengan Desember 2015 adalah sebesar 286,8 MMbo.

E. Selama periode Januari – Desember 2015 rata-rata produksi minyak mentah dan kondensat sebesar 785,7 Mbopd, rata-rata lifting sebesar 785,7 Mbopd dan total closing stock pada bulan Desember sebesar 7,88 MMbo.

91

REALISASI LIFTING MINYAK BUMI 2015 Lifting domestik bagian negara Lifting ekspor bagian negara Lifting domestik bagian KKKS Lifting ekspor bagian KKKS

F. SKK Migas telah menyetujui permohonan PT Pertamina (Persero) untuk melakukan pasokan MMKBN ke Kilang TPPI Tuban dalam rangka operasional tolling, hal ini mempertimbangkan bahwa Kilang TPPI Tuban yang idle dan dapat dimanfaatkan untuk produksi BBM sehingga dapat mengurangi impor BBM serta mengurangi penggunaan devisa Negara. Mulai tanggal 29 September 2015, minyak mentah/kondensat bagian Negara maupun Kontraktor KKS telah disalurkan ke Kilang TPPI dengan total penyaluran hingga Desember 2015 sebesar 4,58 juta barel minyak/kondensat. Lifting MMKBN digunakan semaksimal mungkin untuk mendukung pemenuhan feed kilang domestik. Realisasi lifting domestik tahun 2015 sebesar 60% dari total lifting, yaitu 39% oleh SKK Migas dan 21% oleh Kontraktor KKS. Lifting domestik bagian Kontraktor KKS merupakan lifting yang dilakukan melalui pipa serta lifting melalui pengapalan setelah terdapat kesepakatan jual beli, 39% 39% utamanya dilakukan oleh PT. Pertamina Hulu Energi dan PT. Pertamina EP. Lifting ekspor bagian Negara sebesar 1% dari total lifting minyak mentah dan kondensat, ekspor tersebut disebabkan oleh kondisi bagian 1% 21% Negara yang sangat kecil (FTP) dan komersialisasi dilakukan oleh Kontraktor KKS dan/atau PT. Pertamina (Persero) tidak dapat melakukan penyerapan. Lifting ekspor bagian Kontraktor KKS sebesar 39% dari total lifting, hal ini dilakukan setelah tidak terdapat kesepakatan jual beli dengan PT. Pertamina (Persero). SKK Migas melalui rapat shipping coordination dan rapat koordinasi dengan Kontraktor KKS lainnya terus menyarankan dan menghimbau kepada Kontraktor KKS untuk melakukan negosiasi business to business dengan PT. Pertamina (Persero) dalam upaya mendukung pemenuhan kebutuhan feed kilang PT. Pertamina (Persero).


PENINGKATAN PASOKAN GAS UNTUK MEMENUHI KEBUTUHAN DOMESTIK Pasokan gas untuk kebutuhan domestik secara rata-rata meningkat sebesar 9% sejak tahun 2003 sampai dengan tahun 2015. Pemanfaatan gas untuk kepentingan domestik pada tahun 2015 dapat ditingkatkan secara signifikan, bahkan telah melebihi volume gas yang diekspor. Sampai dengan 31 Desember 2015, gas untuk mendukung domestik telah dimanfaatkan sebesar 3.882 MMscfd (56%), melebihi volume untuk ekspor yang sebesar 3.090 MMscfd (44%). Dalam rangka mendorong percepatan pertumbuhan ekonomi nasional dan peningkatan daya saing melalui pemanfaatan gas bumi sebagai bahan baku atau bahan bakar untuk kegiatan perekonomian nasional serta untuk menjamin efisiensi dan efektivitas pengaliran gas bumi Pemerintah mengeluarkan Kebijakan Ekonomi Paket III melalui penurunan harga gas bumi untuk industri yang berlaku mulai 1 Januari 2016. Kebijakan tersebut dilakukan dengan penurunan harga gas di sisi hulu maupun di sisi hilir. Mekanisme penurunan harga dilakukan melalui pengurangan PNBP penjualan gas bumi serta penataan di sisi hilir sebagai berikut: • Pengaturan margin untuk trader gas bumi yang tidak memiliki fasilitas; • Pengurangan iuran dan pajak pada proses transmisi dan distribusi gas bumi; • Pengaturan margin/IRR untuk niaga gas bumi yang berfasilitas. Kebijakan alokasi dan pemanfaatan gas bumi mengacu pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 37 Tahun 2015 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi Serta Harga Gas Bumi, dimana Pemerintah berusaha menjamin efisiensi dan efektivitas ketersediaan gas bumi sebagai bahan bakar, bahan baku, atau keperluan lainnya untuk kebutuhan dalam negeri yang berorientasi pada pemanfaatan gas bumi secara optimal. Alokasi dan pemanfaatan didasarkan pada kebijakan energi nasional dengan mempertimbangkan: • kepentingan umum; • kepentingan negara; • kebijakan energi nasional; • cadangan dan peluang pasar gas bumi; • infrastruktur yang tersedia maupun yang dalam perencanaaan sesuai dengan Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional; dan/atau • keekonomian lapangan dari cadangan migas yang akan dialokasikan.


92

93 PENINGKATAN PASOKAN GAS UNTUK MEMENUHI KEBUTUHAN DOMESTIK

5.000 4.500

4.416

4.202

4.000

4.336 4.008

3.820

3.775

4.078

3.681

3.500 3.000 BBTUD

Ekspor Domestik

4.397

3.785

3.402

3.237

3.090

2013

2014

2015

3.550

3.323

3.379

3.267

2009

2010

2011

2.527

2.341

2.000 1.500 1.480

1.466

2003

2004

3.882

3.774

2.913

2.500

1.000

3.631

1.513

500 0

PEMANFAATAN GAS BUMI INDONESIA 2015

2005

2006

2007

2008

3%

4%

Kelistrikan

14%

Pupuk Industri

10%

Lifting Minyak City Gas

32%

BBG Transportasi Ekspor Gas Pipa

19%

LNG Ekspor LNG Domestik LPG Domestik

13%

o% o% 4%


2012

2.000

1.882,88

1.800

1.692,31 1.466,96

1.600 1.400

Total Kontrak + Alokasi Gas (BBtud)

1.200 BBTUD

Realisasi (BBtud)

1.324,68

995,64

1.000

728,73

800 600

375,00

400

273,27

200

40,45 4,48

3,51 2,36 City Gas

Lifting Minyak

Industri

Kelistrikan

Pupuk

0

BBG Transportasi

REALISASI PENYALURAN GAS PIPA UNTUK DOMESTIK 2015

Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu rata-rata 54% dari total alokasi gas.

ALOKASI GAS DOMESTIK 2015

25 21,6 20,1

20

14,6

15

22,2

22,8

23,5

20,5

15,3

TCF

13,3 10,6 9,0

10 6,2 5 2,4

0

Industri (Tcf) Kelistrikan (Tcf) Pupuk (Tcf)

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0,1

2,7

4,1

4,2

5,2

5,9

6,2

10,1

10,2

10,3

10,5

10,8

10,8

1,2

2,3

3,2

4,4

5,3

5,8

6,3

6,9

7,0

7,6

7,7

7,7

7,9

1,1

1,2

1,8

1,9

2,8

2,8

2,9

3,1

3,3

3,6

3,9

4,2

4,7


94

REALISASI LIFTING LNG 2012 - 2015

1.000,0 900,0 800,0 700,0

TBTU

600,0 500,0 400,0 300,0

95

200,0 100,0 0,0

Domestik Ekspor

2012

2013

2014

2015

41,3

67,5

86,7

114,0

949,4

888,4

834,2

811,0

Selain dalam rangka memenuhi kebutuhan LNG untuk domestik yang kian meningkat, ekspor kargo LNG juga menurun sehubungan dengan penurunan produksi akibat natural decline dan adanya kontrak ekspor existing yang telah berakhir. Di lain pihak, pemenuhan hal tersebut dikarenakan beroperasinya beberapa terminal regasifikasi LNG pada tahun 2014 dan 2015 yaitu FSRU Lampung dan Regasifikasi Arun, menyusul FSRU Nusantara Regas yang telah beroperasi pada tahun 2012. REALISASI LIFTING LNG DOMESTIK 2012 - 2015

120,0

114,0

100,0

86,7

TBtu

TBTU

80,0

60,0

67,5

41,3

40,0

20,0

0,0 2012

2013


2014

2015

Alokasi Kargo LNG yang dikirimkan kepada pembeli domestik yang dimulai pada tahun 2012 ke FSRU Nusantara Regas, Fasilitas Regasifikasi Arun (2014), dan FSRU Lampung (2015) mengalami peningkatan yang signifikan, Pemerintah terus menambah alokasi LNG untuk kebutuhan domestik, namun di lain pihak penyerapan kargo LNG oleh pembeli belum dapat maksimal direalisasikan karena beberapa kendala seperti adanya keterlambatan beroperasinya FSRU Lampung dan rendahnya penyerapan oleh pembeli domestik, sehingga target penyerapan LNG oleh pasar domestik tahun lalu masih belum terpenuhi. Diharapkan nantinya pasokan LNG untuk kebutuhan domestik akan bertambah tinggi seiring dengan bertambahnya terminal-terminal LNG berkapasitas besar ataupun kecil di Indonesia yang memasok gas untuk kebutuhan kelistrikan dan industri.

96


PEMANFAATAN BARANG DAN JASA DALAM NEGERI Untuk memaksimalkan manfaat industri hulu migas bagi bangsa dan negara, industri hulu migas selalu berusaha memaksimalkan penggunaan komponen dalam negeri pada setiap kegiatan yang dilakukannya.

97 Pada tahun 2015, komitmen Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) pada proses pengadaan barang dan jasa industri hulu migas (baik yang dilakukan melalui persetujuan SKK Migas maupun diadakan oleh Kontraktor KKS sendiri) mencapai 67,69% (cost basis) dari total nilai pengadaan barang dan jasa sebesar US$7.908 juta. PERTUMBUHAN TKDN INDUSTRI HULU MIGAS

100%

14.000

90% 12.000

% TKDN

80% 68%

JUTA US$

10.000

63%

61%

60%

54%

8.000

57%

60%

54%

43%

43%

70%

50% 49%

6.000

40% 30%

4.000

20% 2.000 10% 0 Barang Jasa

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

995

1.846

1.400

3.577

3.811

5.862

4.737

6.568

5.408

6.976

2014

2015

3.706

5.082

8.109

11.531

4.616

5.548

2.590

9.304

11.807

5.319

0%

Sejumlah pengusaha nasional telah memanfaatkan peluang bisnis hulu migas tersebut, termasuk BUMN, dalam pengadaan barang dan jasa industri hulu migas. Pada tahun 2015 nilai pengadaan barang dan jasa yang dipasok oleh perusahaan berstatus BUMN sebesar US$981,93 juta, sedangkan jika dihitung sejak tahun 2009 nilai pengadaan tersebut telah mencapai US$5,48 miliar.


NO.

TOTAL

BUMN

1

PT. Pertamina (Persero)

2

TKDN (%)

NILAI (RIBU US$) 3.087.817,27

74,51%

PT. Elnusa Geosains Tbk.

689.449,00

73,15%

3

PT. Wijaya Karya (Persero) Tbk.

485.912,49

55,85%

4

PT. Rekayasa Industri

388.063,35

47,58%

5

PT. PAL Indonesia (Persero)

275.800,00

51,20%

6

PT. Adhi Karya (Persero)

124.821,00

95,52%

7

PT. Surveyor Indonesia (Persero)

114.385,88

90,07%

8

PT. Hutama Karya (Persero)

112.020,53

92,41%

9

PT. SUCOFINDO (Persero)

95.584,58

83,35%

10

PT. Amarta Karya (Persero)

28.000,00

61,34%

11

PT. Dahana (Persero)

20.601,11

68,47%

12

PT. Biro Klasifikasi Indonesia (Persero)

20.576,20

85,34%

13

PT. Telekomunikasi Indonesia (Persero) Tbk.

17.775,48

86,99%

14

PT. Asuransi Jasa Indonesia (Persero)

10.246,58

71,93%

15

PT. Pembangunan Perumahan Tbk.

6.336,96

93,73%

16

BUMN dan PDN Lainnya

11.826,47

61,40%

Total

5.489.216,90

70,92%

1.600,00 1.378,84

1.400,00

1.233,73 1.200,00

1.108,93 981,93

1.000,00 JUTA US$

KEGIATAN PENGADAAN BARANG/ JASA BUMN – 2010 S.D. DESEMBER 2015

800,00

678,50

600,00 400,00 200,00

107,28

0,00 2010

2011

2012

2013


2014

2015

98

KETERLIBATAN BANK BUMN/ BUMD UNTUK KEGIATAN MINYAK DAN GAS BUMI Perbankan nasional mendapatkan penguatan modal dari kebijakan pembayaran traksaksi belanja barang dan jasa yang harus dilakukan melalui perbankan nasional. Kebijakan ini mulai diterapkan sejak tahun 2009.

PENGADAAN BARANG DAN JASA KONTRAKTOR KKS Nilai komitmen tahunan transaksi pembayaran melalui Bank BUMN/BUMD mengalami penurunan, dimana harga minyak dunia mempengaruhi nilai transaksi pembayaran tersebut.

99

KOMITMEN TRANSAKSI TAHUNAN

Nilai Transaksi 14.000 12.432,0 12.000

JUTA US$

10.000

9.337,9 8.195,4

8.000 6.348,6 6.000 4.626,2 4.000

3.969,6 2.948,3

2.000

0 2009

2010

2011

2012

2013

Mandiri 72,51% BNI 17,47% BRI 6,14% Syariah Mandiri 1,05%

April 2009 s.d. Desember 2015

US$47,86 Miliar

Mandiri & BNI 1,31% Mandiri & BRI 0,03% BNI & BRI 0,08% Muamalat 0,03% BUMD 0,23% Komitmen BUMN/BUMD 1,15%


2014

2015

ABANDONMENT AND SITE RESTORATION Perbankan BUMN juga mendapatkan penguatan modal dari penyimpanan dana Abandonment and Site Restoration (ASR) yang hingga Desember 2015 sebesar US$775 juta. DANA ASR

Kumulatif Dana ASR

100

900 775

800

JUTA US$

700

635

600 497

500 400

344

300

232

200

134

167

100 0 2009

2010

2011

BANK NEGARA INDONESIA US$269 JUTA 35%

2012

BANK RAKYAT INDONESIA US$254,84 JUTA 33%

Jumlah Saldo Dana ASR per 31 Desember 2015

BANK MANDIRI US$251,1 JUTA 32%


2013

2014

2015

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM KONTRAKTOR KKS Jumlah total tenaga kerja Kontraktor KKS pada tahun 2015 mencapai 32.769 pekerja, yang terdiri dari 31.745 orang Tenaga Kerja Indonesia (TKI) dan 1.024 orang Tenaga Kerja Asing (TKA). Jumlah TKI dan TKA di industri hulu migas sangat tergantung pada jumlah dan jenis kegiatan yang dilakukan pada tahun tersebut. Penggunaan tenaga kerja mengalami trend penurunan pada tahun 2015, yang disebabkan oleh penurunan harga minyak dunia sehingga Kontraktor KKS cenderung mengalami penurunan aktivitas.

23.668

22.914

21.835

23.735

1.500

23.328

1.300

1.069

1.140

1.078

1.032 960

15.000

1.024

975

928

901

1.100

890

900

10.000

700 500

5.000 2007

2006

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

25%

20%

20,22%

16,07%

15,88%

15%

14,04% 12,47%

10% 6,93% 5,08%


Business Development

Commercial

Finance

Leadership

0%

0,18%

0,18%

0,09%

0,09% Legal

2,59%

Business Compliance

3,05%

External Relations

3,14%

IT

5%

Operations

DEMOGRAFI TKA BERDASARKAN BIDANG KEAHLIAN

1.700

25.682

25.243

20.000

31.745

29.330

30.000 25.000

1.900

32.292

Engineering & Operation Support

Keterangan Grafik: • Data TKA dihitung berdasarkan surat persetujuan penggunaan TKA yang dikeluarkan SKK Migas sepanjang tahun. Angka jumlah TKA pada grafik di atas tidak menggambarkan jumlah TKA pada satu waktu tertentu. • Data TKI dihitung berdasarkan hasil WP&B tahun 2015.

35.000

Reservoir

TKA

2.100

G&G

TKI

40.000

Drilling

DATA TKI VS. TKA

Projects

101

Penggunaan TKA lebih banyak pada disiplin yang keahlian TKI masih belum mencukupi kebutuhan (misalnya Projects, Drilling, G&G, Reservoir, Engineering) atau sebagai perwakilan investor (Leadership). Secara umum, TKA disyaratkan untuk mempunyai minimum 10 tahun pengalaman. Untuk pengembangan TKI, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan program internasionaliasi (swapping dan TDE). KOMPARASI DATA TKI TERHADAP PERSETUJUAN RPTK TKI RPTK TKI Keterangan Grafik: • Data RPTK TKI merupakan data berdasarkan persetujuan RPTK Kontraktor KKS oleh SKK Migas. • Data TKI dihitung berdasarkan hasil WP&B tahun 2015.

40.000

38.028

38.000

36.443

36.000 34.000

34.883

32.630

32.000 32.292

31.745

2014

2015

30.000 29.330

28.000 26.000 24.000

25.682

22.000 20.000 2012

2013

Kesempatan kerja untuk TKI berdasarkan Rencana Penggunaan Tenaga Kerja (RPTK) yang telah disetujui sebanyak 38.028 posisi di berbagai bidang, sementara pengisian posisi sebanyak 31.745 orang (83%). Namun mempertimbangkan kondisi industri dengan rendahnya harga jual minyak dan gas bumi saat ini maka secara umum Kontraktor KKS akan menunda pengisian posisi-posisi kosong tersebut.


102

PENGEMBANGAN TKI SKK Migas tidak saja berfungsi melakukan pengawasan dan pengendalian terhadap pengelolaan SDM di seluruh Kontraktor KKS, namun juga berkewajiban memastikan TKI mendapatkan pengembangan kompetensi melalui transfer of knowledge baik dari TKA maupun TKI, pengiriman ke luar negeri maupun serangkaian progam-program pengembangan lain yang bertujuan agar TKI mampu menguasai kompetensi yang dibutuhkan pada kegiatan usaha hulu migas yang bersifat padat modal, padat risiko, dan padat teknologi. Beberapa inisiatif yang sudah dan sedang dilakukan SKK Migas di bidang pengembangan kompetensi TKI adalah: • Mengantisipasi pemberlakuan MEA, SKK Migas aktif berkontribusi dalam menyusun Standar Kompetensi Kerja Nasional Indonesia (SKKNI) di bidang Sumber Daya Manusia (SDM) bekerja sama dengan Kementerian Tenaga Kerja dan Transmigrasi dan Asosiasi Profesi di bidang SDM. Penyusunan SKKNI MSDM telah selesai dilakukan dengan dikeluarkannya Keputusan Menteri Tenaga Kerja dan Transmigrasi No.307/2014. • Bekerjasama dengan tujuh Perguruan Tinggi, Badan Pendidikan dan Pelatihan ESDM, dan Kontraktor KKS dalam merancang dan melaksanakan Program National Capacity Building (NCB) di bidang Petroteknikal dalam rangka mengakselerasi kompetensi TKI fresh graduate. • Menjadi sponsor program tahunan Indonesia HR Summit, yang merupakan kontribusi SKK Migas di bidang pengembangan SDM seluruh industri di Indonesia. • Mendorong Kontraktor KKS mengirimkan TKI berpotensi untuk bekerja di business unit di luar negeri, melalui Program Technical Development Exchange (TDE), Job Swapping, Job Assignment, Internasionalisasi, dan Pendidikan S2 di luar negeri.

103

PROGRAM PENGEMBANGAN TKI INDUSTRI HULU MIGAS NASIONAL

250

JUMLAH TKI

200

150

100

50

0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Job Swapping

78

62

62

62

34

60

55

50

45

34

37

43

6

TDE

3

5

13

15

32

30

18

10

14

16

14

17

7

Job Assignment

59

70

70

36

34

75

41

36

70

97

87

36

8

Internasionalisasi

9

25

47

132

187

240

220

144

100

67

39

34

12

4

3

3

5

5

4

1

3

6

11

6

On The Job Training

3

Program S2


SKK Migas juga secara konsisten melakukan evaluasi atas kinerja pengelolaan SDM yang dilakukan seluruh Kontraktor KKS Produksi melalui Program Career Development Montoring (CDM) tahunan. Berdasarkan hasil evaluasi CDM, SKK Migas dapat mengetahui kondisi ketenagakerjaan di Kontraktor KKS Produksi sehingga dapat melakukan upaya perbaikan berkelanjutan bersama dengan Kontraktor KKS agar pengelolaan SDM di Kontraktor KKS dilakukan secara efektif dan efisien. Atas inisiatif-inisiatif di bidang pengembangan kompetensi SDM, SKK Migas mendapatkan The HRD Excellence Award 2015 dari Organisasi ARTDO International di Cairo pada tanggal 28 Oktober 2015. Award berskala internasional ini menunjukkan bahwa apa yang sudah dan sedang dilakukan SKK Migas terkait pengembangan SDM di Indonesia khususnya di industri hulu migas mendapatkan perhatian oleh organisasi internasional.


104

INTERNAL SKK MIGAS | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

BAB V

INTERNAL SKK MIGAS


LAPORAN HASIL AUDIT BPK-RI Berdasarkan hasil pemeriksaan yang dilakukan oleh BPK RI atas Laporan Keuangan SKK Migas tahun buku 2015, SKK Migas mendapat opini Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dari BPK RI. Predikat opini WTP atas Laporan Keuangan SKK Migas tersebut merupakan opini WTP selama tujuh tahun sejak tahun 2008 sampai dengan tahun 2014. Namun demikian, Laporan Hasil Pemeriksaan BPK RI tersebut juga menghasilkan beberapa rekomendasi auditor yang harus ditindaklanjuti oleh SKK Migas, saat ini proses tindak lanjut atas rekomendasi tersebut masih terus menerus dilakukan dalam rangka perbaikan tata kelola SKK Migas.

107

CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK TATA KELOLA ORGANISASI PERBAIKAN PROSES BISNIS DI SKK MIGAS Setelah amar putusan Mahkamah Konstitusi pada November 2012 yang memutuskan fungsi dan tugas Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dilaksanakan oleh Pemerintah sampai diundangkannya Undang-Undang yang baru, yang kemudian diikuti dengan ditetapkannya Peraturan Presiden Nomor 9 Tahun 2013 yaitu bahwa penyelenggaraan pengelolaan kegiatan usaha hulu migas dilaksanakan oleh SKK Migas. Salah satu hal yang dituntut untuk segera diselesaikan adalah perbaikan tata kelola SKK Migas secara keseluruhan, yang meliputi proses bisnis, Pedoman Tata Kerja (PTK) dan Standard Operating Procedure (SOP) internal, penyelenggaraan administrasi umum serta organisasi SKK Migas, agar selaras dengan peraturan dan perundang-undangan yang berlaku tanpa mengesampingkan kualitas layanan kepada para stakeholder. Efisiensi, efektivitas, serta reformasi birokrasi menjadi tujuan utama dalam perbaikan tata kelola ini.


Sepanjang tahun 2015, perbaikan tata kelola menghasilkan output yang signifikan yaitu pengesahan sebelas PTK yang terdiri dari:

NO.

NAMA PTK

1

PTK Pengelolaan Rantai Suplai Buku Kesatu tentang Ketentuan Umum Revisi 02 dan Buku Kedua tentang Pengadaan Barang dan Jasa Revisi 03

2

PTK Peningkatan Recovery Factor Melalui Kegiatan Pilot Tertiary Recovery

3

PTK Pemeliharaan Fasilitas Produksi Migas Revisi 01

4

PTK Kebijakan Akuntansi Kontrak Kerja Sama

5

PTK Placed Into Service Revisi 02

6

PTK Pengelolaan Internal Buku Kelima tentang Akuntansi Aset

7

PTK Prosedur Perizinan Sertifikasi Kebandaran dan Kemaritiman Revisi 01

8

PTK Work Program & Budget Revisi 01

9

PTK Persetujuan Penyelesaian Pekerjaan

10

PTK Authorization for Expenditure Buku Kesatu tentang Persetujuan AFE Rev. 01 dan Buku Kedua tentang Closed Out AFE

11

PTK Pengelolaan Asuransi Revisi 01

Pengesahan PTK-PTK ini menyelaraskan tata kelola beberapa proses bisnis utama SKK Migas, antara lain terkait proses Authorization for Expenditure, Work Program and Budget, Pengadaan Barang dan Jasa Kontraktor KKS dan Placed Into Service, serta memperjelas hubungan kerja antara SKK Migas dan Kontraktor KKS antara lain mengenai kebijakan akuntansi KKS dan pengelolaan asuransi. Pengesahan PTK-PTK ini yang diikuti dengan penyelarasan proses bisnis berdampak langsung terhadap simplifikasi proses SKK Migas sehingga menjadi lebih efektif dan efisien. Salah satu PTK yang disahkan yaitu PTK Pengelolaan Rantai Suplai Buku Kedua tentang Pengadaan Barang dan Jasa Revisi 03 yang membuat paradigma baru dalam pengelolaan rantai suplai yaitu adanya klausul Right to Audit terhadap penyedia barang dan jasa. Penyederhanaan proses birokrasi di internal SKK Migas juga dilakukan selama tahun 2015 untuk perbaikan tata kelola SKK Migas antara lain; penyederhanaan penyelenggaraan administrasi umum dalam bentuk penggunaan email untuk seluruh naskah dinas dengan jenis memo, pengumuman, undangan dan nota; perubahan ketentuan risalah rapat dan pejabat sementara; serta optimalisasi teknologi melalui ePAU untuk menyederhanakan administrasi yang bersifat umum.


108

BERSIH DAN BEBAS KORUPSI, KOLUSI, DAN NEPOTISME Dalam rangka mewujudkan industri hulu migas yang bersih dan bebas dari Korupsi, Kolusi, dan Nepotisme (KKN), SKK Migas telah melakukan pembenahan dan perbaikan tata kelola secara terus menerus dengan melakukan program-progam pencegahan tindak pidana korupsi, fraud, dan gratifikasi. Beberapa kegiatan tersebut adalah: WAJIB LHKPN Sejak diterbitkannya Surat Keputusan Kepala SKK Migas Nomor KEP-0334/SKK0000/2013/S0 tentang Kewajiban Menyampaikan Laporan Harta Kekayaan Penyelenggara Negara (LHKPN), seluruh Manajemen dan Pekerja SKK Migas wajib untuk menyampaikan LHKPN. Sesuai dengan ketentuan tentang LHKPN, maka setiap dua tahun sekali atau setiap terjadinya promosi/ menduduki jabatan baru, Manajemen dan Pekerja SKK Migas diwajibkan untuk memperbarui LHKPN-nya dengan mengisi Form LHKPN B.

109

Berikut tabel penyampaian LHKPN Manajemen dan Pekerja SKK Migas selama tahun 2015 :

30

25

25 20 14

15

12 8 1

0

1

November

Desember

Agustus

Juli

Juni

Mei

April

0

Oktober

4

0

Maret

0

3

1

Februari

5

September

10

Januari

PELAPORAN LHKPN TAHUN 2015

PELAPORAN PENERIMAAN GRATIFIKASI Sejak diterbitkannya Surat Keputusan Kepala SKK Migas Nomor KEP-0161/SKK0000/2011/S0 tentang Pedoman Pengendalian Gratifikasi (PPG), seluruh Manajemen dan Pekerja SKK Migas wajib untuk menyampaikan/ melaporkan setiap penerimaan gratifikasi. Sesuai dengan ketentuan tentang gratifikasi, maka selambat-lambatnya tujuh hari setelah menerima gratifikasi, Manajemen dan Pekerja SKK Migas diwajibkan untuk melaporkan pemberian tersebut dengan mengisi formulir pelaporan gratifikasi.


Berikut tabel penyampaian gratifikasi Manajemen dan Pekerja SKK Migas selama tahun 2015 : PELAPORAN GRATIFIKASI TAHUN 2015

4.5

4

4 3.5 3 2.5

2 1

1

November

1.5

Oktober

2

1 0

0

0

0

0

April

Mei

Juni

Juli

0.5

Maret

1

0

0

Desember

September

Agustus

Februari

Januari

0

WHISTLE BLOWER SYSTEM (WBS) Sejak Agustus 2013 SKK Migas membuka Saluran Pelaporan Pelanggaran atau Whistle Blower System (WBS) dengan nama KAWAL SKK Migas. Saluran ini bisa digunakan baik oleh pelapor internal maupun eksternal, untuk melaporkan dugaan pelanggaran yang dilakukan oleh Manajemen dan/atau Pekerja SKK Migas. Seluruh laporan akan diverifikasi oleh KAWAL SKK Migas untuk memastikan kebenaran laporan tersebut. Kriteria dugaan pelanggaran yang dapat dilaporkan adalah dugaan korupsi, dugaan pelanggaran Pedoman Etika, dugaan pelanggaran PPG, dugaan kecurangan, dugaan konflik kepentingan, dugaan pelecehan, dan dugaan penyebaran atau pembocoran rahasia institusi. Selama tahun 2015, laporan pelanggaran yang diterima dari WBS KAWAL SKK Migas berjumlah sembilan laporan dengan rincian sebagai berikut: LAPORAN WBS TAHUN 2015

Desember

November

Oktober

September

1

Agustus

Juli

April

2

1

Juni

1

Mei

1

Maret

Februari

1

Januari

Sesuai Lingkup Tidak Sesuai Lingkup

2

Seluruh laporan yang masuk ke KAWAL SKK Migas, telah ditindaklanjuti sesuai dengan ketentuan yang berlaku.


110

PERBAIKAN TATA KELOLA Dalam rangka perbaikan tata kelola dan menindaklanjuti hasil Enterprise Risk Assessment Tahun 2014, maka pada tahun 2015 untuk pertama kalinya SKK Migas menerapkan Enterprise Risk Management (ERM) yang memonitor implementasi seluruh rencana mitigasi risiko di seluruh unit kerja SKK Migas sepanjang tahun 2015. Implementasi ERM di SKK Migas ini diharapkan dapat berkontribusi positif dalam konteks perbaikan tata kelola SKK Migas untuk meningkatkan assurance pada upaya pencapaian target/sasaran organisasi pada semua fungsi di SKK Migas. Rangkaian Sistem Manajemen Risiko (ERM) SKK Migas disusun dengan mengacu pada konsep ISO 31000 yang ditetapkan dalam Pedoman Manajemen Risiko SKK Migas Nomor EDR-0028/SKKF0000/2015/S0. Siklus Manajemen Risiko di SKK Migas intinya terdiri dari 6 proses sebagai berikut :

111

06

01

PELAPORAN RISIKO

IDENTIFIKASI RISIKO

05

MONITORING RISIKO

02

ANALISA RISIKO

04

MITIGASI RISIKO

03

EVALUASI RISIKO

Risk Assessment yang telah dilaksanakan tahun 2014 merupakan rangkaian proses Identifikasi – Analisa dan Evaluasi Risiko (termasuk risiko enterprise dan risiko korupsi) telah berhasil menyusun Risk Register SKK Migas yang mengidentifikasikan 117 risiko enterprise di level Divisi dan 371 risiko korupsi. Dari 117 risiko level Divisi tersebut kemudian dikonsolidasikan dalam dua tahap. Pada tahap pertama, 117 risiko dikonsolidasikan menjadi 58 risiko dan pada tahap kedua 58 risiko tersebut dikonsolidasikan kembali menjadi delapan risiko enterprise (top risk).


Berikut adalah delapan risiko tertinggi SKK Migas berdasarkan tingkat dampak dan kemungkinan terjadinya: DAMPAK DAN KEMUNGKINAN RISIKO TERTINGGI DI SKK MIGAS

NO

RISIKO

DAMPAK

LIKELIHOOD

1

Ketidakpastian status lembaga SKK Migas kedepan

sangat signifikan

hampir pasti akan terjadi

2

Tidak tercapainya target peningkatan cadangan migas

sangat signifikan


3

Ketidakpastian pembebanan biaya operasi ke dalam cost recovery

sangat signifikan

kemungkinan besar akan terjadi

4

Ketidakoptimalan upaya perbaikan reputasi SKK Migas / reputasi industri hulu migas

sangat signifikan


5

Tidak tercapainya target lifting migas

signifikan


6

Ketidakefektifan sistem TI dalam menunjang kegiatan operasional SKK Migas

signifikan


7

Ketidakoptimalan produksi migas

signifikan


8

Tidak tercapainya target penerimaan negara dari sektor migas

signifikan


Sesuai siklus manajemen risiko, dari 117 risiko level divisi tersebut, kemudian masing-masing disusun rencana mitigasinya untuk menurunkan dampak dan kemungkinan terjadinya risiko tersebut. Untuk 117 risiko enterprise, seluruh kepala unit kerja di SKK Migas selaku Risk Owner dengan dibantu oleh Risk Champion, total di tahun 2015 telah menyusun 299 rencana mitigasi ERM dan 425 rencana mitigasi risiko korupsi. Rencana-rencana mitigasi tersebut kemudian dimonitor pelaksanaannya setiap kuartal di sepanjang tahun 2015 oleh Pengawasan Internal selaku Unit Manajemen Risiko dan kemudian hasil monitoring mitigasi risiko tersebut kemudian dilaporkan kepada Manajemen.


112

ENTERPRISE RISK ASSESSMENT SKK MIGAS

ENTERPRISE RISK ASSESSMENT 8 Risiko Level Enterprise 58 Risiko Level Bidang 117 Risiko Level Divisi

ASSESSMENT RISIKO KORUPSI TINGGI

38%

143

SEDANG 54.5%

201

RENDAH 7.5%

27

371 RISIKO KORUPSI DI 28 PROSES BISNIS

ENTERPRISE RISK ASSESSMENT 113

299 RENCANA MITIGASI

STATUS PENYELESAIAN MITIGASI RISIKO 2015

RISK REGISTER SKK MIGAS

425 RENCANA MITIGASI

8%

Selesai Proses Belum

30% 62%

Secara umum, target monitoring penanganan risiko SKK Migas untuk tahun 2015 yang masih dalam tahap implementasi sistem ERM pada tahap awal, dapat dinilai telah cukup berhasil mencapai target “Awareness” dan “First-stage Implementation”. Hingga akhir tahun 2015, 62% dari seluruh rencana mitigasi risiko ERM dari seluruh unit kerja telah berhasil diselesaikan. Sisanya masih merupakan lanjutan program mitigasi tahun 2016. Selanjutnya untuk program tahun 2016, Pengawasan Internal akan melakukan inisiasi proses Risk Control Self-Assessment (RCSA) yang akan melibatkan seluruh Risk Owner/Risk Champion untuk mengidentifikasi, mengevaluasi, dan mengukur kembali efektivitas pelaksanaan mitigasi risiko ERM sepanjang tahun 2015 dan menetapkan Residual Risk yang masih tersisa di unit kerja masing-masing dan kemudian mengidentifikasi potensi risiko baru di tahun 2015-2016 untuk menjadi masukan dalam pemutakhiran Risk Register SKK Migas 2016.


Berikut adalah hasil monitoring mitigasi risiko korupsi yang telah dilaksanakan fungsi selama tahun 2015: MITIGASI RISIKO KORUPSI FUNGSI SKK MIGAS TAHUN 2015

DIVISI

SELESAI

DALAM PROSES

BELUM

Penunjang Operasi

28

0

0

Manajemen Proyek dan Pemeliharaan Fasilitas

20

0

6

Pemeriksaan Penghitungan Bagian Negara

0

0

1

Akuntansi

1

0

0

Komersialisasi Minyak Bumi dan Kondensat

2

0

4

Operasi Produksi

9

8

0

PRKRPL

0

1

1

Internal

32

4

0

Manajemen Sistem Informasi

38

0

13

Perwakilan Jabanusa

5

2

0

Perwakilan Pamalu

5

2

0

Perwakilan Sumbagsel

7

0

0

Perwailan Kalsul

7

0

0

Perwakilan Sumbagut

4

3

0

158

20

25

TOTAL


114

SISTEM TEKNOLOGI KOMUNIKASI DAN INFORMASI PENGELOLAAN PROYEK TEKNOLOGI INFORMASI SKK Migas telah melaksanakan inisiatif pemanfaatan teknologi untuk mendukung kegiatan operasional internal SKK Migas maupun dalam mendukung tugas pokok dan fungsi pengawasan dan pengendalian kegiatan usaha hulu migas, utamanya di Kontraktor KKS. Pemanfaatan teknologi informasi dan komunikasi oleh SKK Migas dimaksudkan sebagai perangkat guna mendukung dan peningkatan kinerja, efektivitas, efisiensi, dan transparansi kegiatan pengawasan dan pengendalian kegiatan usaha hulu migas melalui implementasi sistem informasi manajemen strategis yang terintegrasi, serta sebagai perangkat penyedia data dan informasi yang akurat, lengkap, dan tepat waktu yang digunakan dalam proses pengambilan keputusan Manajemen SKK Migas.

115

Prinsip dasar pembangunan dan pengembangan sistem aplikasi yang diterapkan adalah sistem aplikasi independen dari platform teknologi tertentu sehingga dapat dikembangkan, ditingkatkan, dan dioperasikan dalam lingkungan yang paling memadai dengan organisasi, tepat guna dan efisien. Beberapa sistem yang telah diimplementasikan diantaranya: SISTEM OPERASI TERPADU (SOT) Pada dasarnya SOT merupakan sistem pertukaran data/informasi strategis kegiatan usaha hulu migas antara Kontraktor KKS dengan SKK Migas, dimana data dipertukarkan secara langsung dari sistem operasional Kontraktor KKS dalam rangka peningkatan efektivitas, efisiensi, dan transparansi pelaporan kegiatan operasional usaha hulu migas.

KONTRAKTOR KKS (PSC)

SISTEM OPERASI TERPADU

SKK

(MONITORING PRODUKSI HARIAN)

SERVER APLIKASI MONITORING PRODUKSI

(D)

(Policy-Driven)

(E)

Prod M

SISTEM AKUNTANSI

VP

(B)

(B)

Prod ML

(A) (PolicyDriven)

Prod M

(Policy-Driven)

(F) DATA HISTORIAN, SCADA.

(D)


DATABASE

(C)

Ciri khas SOT adalah koneksi system-to-system/mesin ke mesin, tidak ada proses input data secara manual dan data diambil langsung dari sumbernya (database) di Kontraktor KKS melalui proses data mapping. Kegiatan pembangunan SOT pada prinsipnya merupakan kegiatan kolaboratif yang melibatkan Fungsi Teknis dan Fungsi Manajemen Sistem Informasi (MSI) di SKK Migas dan di Kontraktor KKS, serta dukungan pihak ketiga jika diperlukan. SOT yang telah diimplementasikan mencakup data-data strategis sebagai berikut: • SOT Production Monitoring & Lifting merupakan kegiatan kolaboratif antara Divisi Operasi Produksi dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait untuk penarikan data produksi, stok, dan lifting dari sistem pengelolaan data operasi produksi di Kontraktor KKS ke SKK Migas, dengan menggunakan standar pertukaran data ProdML dalam rangka peningkatan monitoring kegiatan produksi, stok, dan lifting. • SOT Drilling Monitoring merupakan kegiatan kolaboratif antara Divisi Survei dan Pemboran dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait penarikan data rencana dan realisasi kegiatan pemboran, kerja ulang, dan perawatan sumur dari sistem operasional pemboran Kontraktor KKS ke SKK Migas, dengan menggunakan standar pertukaran data WitsML, dalam rangka peningkatan monitoring kegiatan pemboran, kerja ulang, dan perawatan sumur di Kontraktor KKS. • SOT Financial Quarterly Report (FQR) merupakan kegiatan kolaboratif antara Divisi Akuntansi dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait penarikan data laporan keuangan kuartalan dari sistem keuangan Kontraktor KKS ke SKK Migas dengan menggunakan kombinasi akun, komponen Chart of Account - COA (Cost Center, WBS, dll), dengan menggunakan standar pertukaran data XBRL untuk menjaga akurasi dan validitas data/informasi dari Kontraktor KKS ke SKK Migas. • AFE Manager/Terpadu sebagai sebuah sistem terintegrasi untuk evaluasi dan persetujuan usulan AFE Kontraktor KKS, dalam rangka peningkatan kualitas dan transparansi data terkait pengajuan, revisi, dan persetujuan AFE dan Close Out AFE Kontraktor KKS, serta untuk peningkatan efektivitas dan efisiensi proses pengambilan keputusan oleh Manajemen SKK Migas. • SOT Interkoneksi Sistem SKK Migas dengan Kementerian Keuangan membangun pertukaran data antara SKK Migas dengan Kementerian Keuangan, dalam hal ini Direktorat Jenderal Anggaran (DJA), Direktorat Jenderal Kekayaan Negara (DJKN), Direktorat Jenderal Pajak (DJP) hal ini untuk mengoptimalkan proses pelaporan dari SKK Migas ke Kementerian Keuangan. • SOT Asset Lifecyle Management berbasis SOT Common Framework (CF) membangun prototype pelaporan data aset Kontraktor KKS Barang Milik Negara (BMN) system to system dari Kontrator KKS kepada SKK Migas untuk meningkatkan kualitas dan transparansi data. • Implementasi GIS Pengelolaan Sumberdaya Migas (pilot) sebagai suatu sistem untuk monitoring data bawah permukaan berbasis GIS dan pengawasan, pengendalian SKK Migas khususnya hal eksplorasi, eksploitasi, pengawasan rencana komitmen, dan realisasi pengembangan lapangan migas dalam terminologi PSC.


116

SISTEM INFORMASI INTERNAL (SII) Selain untuk kebutuhan integrasi dan interkoneksi dengan Kontraktor KKS maupun dengan stakeholder, pemanfaatan teknologi informasi dan komunikasi diimplementasikan untuk peningkatan kinerja internal SKK Migas utamanya terkait dengan peningkatan efektivitas, efisiensi, dan transparansi kegiatan operasional SKK Migas. Mekanisme atau metode aplikasi yang ditempuh melalui implementasi sistem informasi yang bertujuan mempercepat proses bisnis dan administrasi di lingkungan SKK Migas dengan tetap mengacu pada tata kelola yang berlaku.

Aplikasi Mobile (Prototype)

117

Sistem pertama di SKK Migas dengan konsep integrasi ke banyak sistem (merupakan role model integration system) yang akan digunakan sebagai acuan untuk integrated dan distributed system serupa di SKK Migas

Java Server Faces (JSF) Liferay Portal

webMethods Business Process Management

webMethods Integration Server

Database Penunjang

Database Penunjang

Database Pekerja

Alfresco ECM

Active Directory

Exchange Server

ERP - Human Capital Management (SAP)

Beberapa program SII yang telah diimplementasikan diantaranya: • Sistem Enterprise Resource Planning (ERP) untuk pengelolaan keuangan internal (modul FI/CO), kepegawaian (sumber daya manusia) (Modul HCM & ESS), fasilitas kantor, aset dan inventaris, serta proses pengadaan (Modul MM). • Penyelenggaraan Administrasi Umum secara Elektronik (e-PAU) untuk pengelolaan kegiatan administrasi, surat menyurat, dan kearsipan. • Pemanfaatan email dalam pembuatan naskah dinas secara elektronik untuk mendukung percepatan proses bisnis kegiatan operasional SKK Migas terkait dengan komunikasi dan proses persetujuan. • Pembangunan Enterprise Architecture (EA) berbasis SOA yang merupakan kegiatan untuk pemetaan dan penyelarasan proses bisnis antar fungsi, proses bisnis dengan sistem aplikasi, dalam rangka perbaikan komunikasi antara organisasi dan bisnis, peningkatan konsistensi, akurasi, ketepatan waktu, integritas, kualitas, ketersediaan, akses, serta percepatan integrasi sistem. • Performance Management System sebagai suatu sistem yang terintegrasi, dimana dapat mengelola, menampilkan, dan melakukan analisa data-data terkait kinerja setiap bagian yang ada di SKK Migas sehingga dapat membantu pencapaian target SKK Migas.


• Pembangunan Sistem Informasi Penjualan Migas dan Penerimaan Migas Membangun sistem informasi yang terintegrasi didalam proses penjualan dan penerimaan migas antara fungsi terkait, yaitu Divisi Akuntansi, Divisi Komersialisasi Minyak Bumi dan Kondensat, serta Divisi Komersialisasi Gas Bumi dan monitoring akuntansi penerimaan dan hutang piutang. • Pembangunan Sistem Perizinan dan Formalitas (SPF) Membangun sistem pelaporan data aset Kontraktor KKS Barang Milik Negara Tanah (BMN Tanah) web based dari Kontraktor KKS kepada SKK Migas untuk meningkatkan kualitas dan transparansi data. • Pembangunan Sistem Monitoring PPN & PPh Membangun sistem monitoring PPH Migas dan reimbursement PPN Kontraktor KKS dalam rangka memudahkan alur proses bisnis Dinas Perpajakan dan Pungutan SKK Migas serta terintegrasi dengan sistem stakeholder dengan tujuan peningkatan kualitas dan transparansi data. • Sistem Pengelolaan Dana Kontraktor KKS yaitu suatu sistem web based untuk pengelolaan dana deposit Kontraktor KKS yang dilakukan oleh Dinas Perbendaharaan dan Divisi Manajemen Risiko dan Perpajakan. • Pengembangan SI Pengelolaan Rantai Suplai yaitu sistem yang mendukung pengadaan dan memantau pergerakan material persediaan Kontraktor KKS, pengadaan, dan manajemen aset.

SISTEM INFORMASI MANAJEMEN & QUICK-WIN Selain SOT dan SII, pada tahun anggaran 2015 telah dibangun beberapa sistem aplikasi guna untuk mendukung manajemen operasional dan dalam rangka peningkatan kinerja SKK Migas di luar dari program reguler SOT dan SII. Beberapa sistem aplikasi yang telah dibangun atas arahan Kepala SKK Migas sebagai berikut: • Dashboard Lifting Kontraktor Kerjasama Migas untuk kebutuhan stakeholder hulu migas • Portal Kepabeanan Migas • PIS Online Fungsi Survei dan Pemboran • Aplikasi Monitoring Perkara Hukum SKK Migas • Aplikasi Management Report VPMR • Aplikasi Timesheet Management • Aplikasi Pakta Integritas • Aplikasi Monitoring Anggaran Desentralisasi SKK Migas • Aplikasi Laporan Monitoring Audit • Aplikasi Monitoring Perkara Hukum di Kontraktor KKS


118

PENGOLAHAN DAN PENGELOLAAN DATA Pengawasan dan pengendalian kegiatan hulu migas nasional dilakukan dalam banyak aspek yang sangat beragam. Mulai dari kontrak, anggaran dan kegiatan, keuangan, hingga laporan. Seluruh kegiatan tersebut harus bersinergi satu sama lain dan pelaporan yang dilakukan terhadap seluruh aspek tersebut seharusnya memiliki referensi, agar tidak terjadi duplikasi dan inkonsistensi pelaporan dan informasi. Untuk mencegah dan menghindari terjadinya duplikasi data dan inkonsistensi pelaporan dan informasi dari aplikasi-aplikasi yang ada, maka sejak tahun 2012 dikembangkan master data sebagai referensi untuk mengintegrasikan data-data dari setiap aplikasi yang ada dan diharapkan selesai tahun 2018. Dengan pengelolaan master data yang terintegrasi diharapkan juga akan mempermudah workflow dan akses ke data serta meningkatkan kualitas data dengan adanya “single source of truth”. Aplikasi Dashboard Harga Minyak Mentah yang berisi informasi terkait pergerakan harga minyak mentah Indonesia dan dunia, telah dapat diakses melalui situs SKK Migas.

119 DASHBOARD HARGA MINYAK MENTAH

Implementasi integrasi data yang telah dilaksanakan pada tahun ini: • Design Integrasi Master Data Management (MDM) dari sistem aplikasi sumber data MDM ke database MDM dan aplikasi SOT sebagai aplikasi pengguna. • Implementasi Penyelarasan MDM Tahap-1 untuk data-data Wilayah Kerja dan Nama Kontraktor dari aplikasi PSC Contract Management sebagai aplikasi sumber data MDM kedalam lingkungan database MDM.


DESAIN PENYELARASAN MDM TAHAP-1

120

Tujuan Implementasi Integrasi Data MDM agar data wilayah kerja dan nama kontraktor yang dihasilkan dan yang digunakan oleh semua fungsi di SKK Migas memiliki format dan standar yang sama serta konsisten ter-update sehingga menjadi informasi yang akurat. Dalam rangka peningkatan kompetensi pekerja SKK Migas di bidang pengolahan dan analisa data, bersama Divisi SDM telah diselenggarakannya inhouse training dengan topik “Data Mining” dan “Data Processing dan Data Analytic” untuk fungsi-fungsi di SKK Migas. Dalam rangka peningkatan kesadaran awareness terkait data security, bersama tim Operasi Teknologi Informasi (OTI) telah dilakukan sosialisasi melalui media PC Wallpaper. Dengan adanya perubahan operatorship untuk kepemlikan WK atau keputusan Pemerintah terkait alih kelola WK Kontraktor KKS, telah dilakukan koordinasi terkait migrasi Teknologi Informasi (TI) seperti aspek Infrastruktur TI, aplikasi TI, Telecommunication, IT Asset Management, Petro Application dan Data Management, sehingga proses alih kelola WK yang berakhir, dapat berjalan seamless atau tidak ada gangguan operasi. Proses mitigasi Teknolongi Informasi telah berjalan baik dan saat ini WK yang telah berubah operatorship dan atau alih operasi/ alih kelola, dari sisi teknologi informasinya telah berjalan sesuai dengan yang diharapkan.


OPERASI TEKNOLOGI INFORMASI 121

Kebutuhan sarana dan prasarana TI dalam menunjang kegiatan operasional SKK Migas sudah sangat kritikal bagi SKK Migas, oleh karena itu ketersediaan sarana dan prasarana TI yang handal merupakan suatu keharusan. Service Level atau tingkat layanan merupakan sarana untuk mengukur kehandalan dari sarana prasarana TI dalam melayani kebutuhan pengguna. Berdasarkan hasil kinerja tahun 2015 tingkat layanan TI secara menyeluruh melebihi target yang telah ditentukan yaitu 99,8% dari target 99,5%. SKK Migas telah menyediakan dua layanan yang mendukung pengguna yang bersifat mobile dengan menggunakan gadget atau laptop/notebook yaitu : • Layanan Video Conference dan Call Conference melalui jaringan publik untuk kebutuhan rapat atau kolaborasi, fasilitas ini baru tersedia untuk level Kepala Divisi dan Manajemen SKK Migas. • Layanan Virtual Private Network (VPN) yaitu jaringan khusus yang aman melalui jaringan publik/internet, agar pekerja yang berada di luar kantor SKK Migas tetap dapat mengakses data-data atau beberapa aplikasi seperti mereka berada dalam kantor SKK Migas.



PETA WILAYAH KERJA MIGAS DAN HNK DI INDONESIA 2015 123

LAMPIRAN | SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2015

124


LEGENDA PETA WILAYAH KERJA MIGAS DAN HNK DI INDONESIA 2015 125


126




128




130



DAFTAR ISI PENDAHULUAN BAB I POTRET KINERJA SKK MIGAS

Recommend Documents