LAPORAN TAHUNAN 2013

LAPORAN TAHUNAN

2013

DAFTAR ISI

I

PENDAHULUAN

POTRET KINERJA SKK MIGAS 2013

A VISI DAN MISI

6

A WILAYAH KERJA MIGAS

19

B

CORE VALUES

7

B

SUMBER DAYA DAN CADANGAN

23

C

SAMBUTAN KETUA KOMISI PENGAWAS

8

C

INVESTASI KONTRAKTOR KKS

27

9

D KEGIATAN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI

30

E

37

D KOMISI PENGAWAS SKK MIGAS E

SAMBUTAN KEPALA SKK MIGAS

F

PIMPINAN SKK MIGAS

10

KEGIATAN PRODUKSI, LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI

11 F

G SEJARAH PEMBENTUKAN SKK MIGAS

12

H

STRUKTUR ORGANISASI SKK MIGAS

13

I

RINGKASAN LAPORAN TAHUNAN 2013

14

IV

INTERNAL SKK MIGAS

91

A PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM

KEBUTUHAN DOMESTIK B

PEMANFAATAN BARANG DAN JASA DALAM

PENGELOLAAN NATIONAL CAPACITY

96

B

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM

115

KONTRAKTOR KKS 100

C

BUILDING D PEMBANGUNAN BERKELANJUTAN

109

INTERNAL

NEGERI C

48

BIAYA OPERASI

V

PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL

A REALISASI PEMANFAATAN GAS UNTUK

PENERIMAAN NEGARA DAN PENGEMBALIAN

HASIL AUDIT BPK-RI ATAS LAPORAN

118

KEUANGAN INTERNAL SKK MIGAS 103

D CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK

120

TATA KELOLA ORGANISASI E

SISTEM TEKNOLOGI KOMUNIKASI DAN

124

INFORMASI F

2

LAPORAN TAHUNAN 2013

BANTUAN KEPADA MASYARAKAT

130

II

III

UPAYA MEMPERTAHANKAN DAN MENINGKATKAN PRODUKSI

PROYEK - PROYEK UTAMA

A REALISASI PROYEK BARU

53

A LAPANGAN BANYU URIP - MOBIL CEPU LTD.

74

B

55

B

76

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI

C

INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENT CHEVRON INDONESIA COMPANY

KERJA SAMA DENGAN LEMBAGA LAIN

60

C

D TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN

62

D LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3 -

PENCAPAIAN TARGET 2013

LAPANGAN ABADI - INPEX MASELA LTD.

78 80

BP INDONESIA E

LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK

82

NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU F

LAPANGAN BD-MDA-HUSKY - CNOOC LTD.

84

MADURA STRAIT G LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASI -

86

PHE WMO H

LAPANGAN SENORO DONGGI - JOB

88

PERTAMINA - MEDCO SENORO TOILI

LAMPIRAN

PETA WILAYAH KERJA MIGAS DAN GMB 2013

145


3

4


PENDAHULUAN

FA_14070401 SKKMIGAS_AR_ENG.indd 5

7/10/14 4:15 PM

VISI Menjadi mitra proaktif dan terpercaya dalam mengoptimalkan manfaat industri hulu minyak dan gas bumi bagi bangsa dan seluruh pemangku kepentingan serta menjadi salah satu lokomotif penggerak aktivitas ekonomi Indonesia

MISI Melakukan pengawasan dan pengendalian terhadap pelaksanaan kontrak kerja sama dengan semangat kemitraan untuk menjamin efektivitas dan efisiensi kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi guna sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat

6


CORE VALUES PROFESSIONAL Bertindak sebagai seorang profesional yang berkomitmen tinggi RESPONSIVE Cepat tanggap terhadap permintaan informasi dan penyelesaian masalah UNITY IN DIVERSITY Mensinergikan perbedaan untuk mewujudkan pencapaian yang lebih baik DECISIVE Berani mengambil resiko dengan didasari oleh perhitungan dan pertimbangan matang sesuai kewenangan yang dimiliki ETHICS Menjalankan bisnis dengan standar etika yang tinggi dan konsisten NATION FOCUSED Memaksimalkan potensi dan kemampuan nasional TRUSTWORTHY Menjaga kredibilitas sehingga mendapatkan kepercayaan dari seluruh stakeholders


7

SAMBUTAN KETUA KOMISI PENGAWAS SKK MIGAS

Minyak dan gas bumi merupakan komoditas strategis Indonesia, baik sebagai salah satu sumber energi maupun sebagai sumber devisa negara. Oleh karena itu perencanaan dan pengawasan yang cermat pada pengelolaan kegiatan hulu migas dibutuhkan, agar industri yang merupakan investasi jangka panjang dan beresiko tinggi tersebut dapat memberikan hasil maksimal bagi negara. Pada tahun 2013, usaha penyempurnaan sistem pengawasan kegiatan usaha hulu migas oleh pemerintah memasuki babak baru, seiring dengan dibentuknya Komisi Pengawas untuk SKK Migas. Badan ini dibentuk untuk memastikan agar kegiatan dan persetujuan yang ditetapkan oleh SKK Migas sesuai dengan tujuan. Unsur-unsur strategis pemerintahan yang berkepentingan langsung dalam kegiatan ini dilibatkan dalam badan ini. Selain Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral, juga ada Kementrian Keuangan dan Badan Koordinasi Penanaman Modal. Secara berkala, lembaga ini juga melaporkan kinerja hulu migas kepada Presiden. Saya berharap kolaborasi yang lebih erat antar lembaga pemerintah ini juga dapat meningkatkan investasi pada indusri hulu migas, sehingga pemenuhan energi khususnya dari minyak dan gas bumi pada masa-masa yang akan datang juga dapat ditingkatkan.

Jero Wacik Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

8


KOMISI PENGAWAS SKK MIGAS

KETUA MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

JERO WACIK WAKIL KETUA

WAKIL MENTERI KEUANGAN

ANNY RATNAWATI ANGGOTA WAKIL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

SUSILO SISWOUTOMO ANGGOTA

KEPALA BADAN KOORDINASI PENANAMAN MODAL

MAHENDRA SIREGAR


9

SAMBUTAN KEPALA SKK MIGAS

Pengelolaan sumber daya minyak dan gas bumi (migas) diharapkan memberi manfaat yang maksimal bagi negara. Untuk mencapai tujuan tersebut, SKK Migas membuat perencanaan jangka pendek, menengah dan panjang secara komprehensif yang akan dievaluasi setiap tahun dan disesuaikan dengan dinamika kegiatan operasional hulu migas. Memasuki tahun 2013, berbagai kegiatan telah dilakukan untuk mencapai target-target tersebut. Banyak terobosan dilakukan, mengingat munculnya berbagai permasalahan operasional di kegiatan usaha hulu migas. Namun kami bersyukur kepada Allah Yang Maha Kuasa, walaupun menghadapi berbagai tantangan teknis dan non teknis, kami dapat mencapai target yang ditetapkan, baik dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) maupun rencana kerja dan anggaran tahun 2013. Untuk memaksimalkan manfaat industri hulu migas bagi negara, SKK Migas bersama para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) meningkatkan pelaksanaan program-program ekonomi dan sosial yang dapat memberi manfaat langsung pada warga di sekitar wilayah operasi termasuk pengembangan industri dalam negeri. Dapat dilihat bahwa pemanfaatan komponen dalam negeri pada pengadaan barang/jasa yang akan digunakan Kontraktor KKS di tahun 2013 mencapai sekitar 55,8% dari total nilainya. Penyempurnaan tata kelola hulu migas terus menerus dilakukan demi terwujudnya visi utama institusi. Kami bersyukur setiap tahapan dapat dilalui dengan baik, terbukti pada Laporan Keuangan SKK Migas tahun 2012 kembali memperoleh predikat Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dari Badan Pemeriksa Keuangan (BPK). Dengan demikian, selama 5 tahun terakhir, SKK Migas (d/h BPMIGAS) dapat mempertahankan kinerja positif ini. Kami mengucapkan terima kasih kepada para pemangku kepentingan (stakeholders) yang telah mendukung pencapaian ini. Semoga hasil yang diperoleh hari ini memberi manfaat maksimal bagi bangsa dan Negara hari ini dan pada masa-masa yang akan datang.

J. Widjonarko Plt. Kepala SKK Migas

10


PIMPINAN SKK MIGAS

Plt. Kepala SKK Migas

J. WIDJONARKO Sekretaris SKK Migas

GDE PRADNYANA Pengawas Internal SKK Migas

BUDI IBRAHIM

Deputi Pengendalian Perencanaan

AUSSIE B. GAUTAMA Deputi Pengendalian Operasi

MULIAWAN

Deputi Pengendalian Keuangan

BUDI AGUSTYONO

Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis

LAMBOK H. HUTAURUK Deputi Pengendalian Komersial

WIDHYAWAN PRAWIRAATMADJA


11

SEJARAH BERDIRINYA SKK MIGAS

12


STRUKTUR ORGANISASI SKK MIGAS


13

RINGKASAN LAPORAN TAHUNAN 2013

1. WILAYAH KERJA EKPLOITASI DAN EKSPLORASI Pada tahun 2013 terdapat 317 wilayah kerja yang terdiri dari 238 wilayah kerja eksplorasi dan 79 wilayah kerja eksploitasi.

2. KINERJA SKK MIGAS 2013 A. Reserves Replacement Ratio Lebih kecilnya volume cadangan yang didapat dari persetujuan pengembangan lapangan baru tahun 2013 dibandingkan dengan volume yang diproduksikan, mengakibatkan pencapaian Reserves Replacement Ratio (RRR) di bawah target (73,64%).

14


B. Produksi Minyak dan Gas Bumi Hingga akhir tahun 2013, realisasi produksi minyak dan gas bumi Indonesia sebesar 2,28 juta BOEPD. Pencapaian tersebut diperoleh dari produksi minyak dan kondensat rata-rata sebesar 824,09 ribu BOPD, dan produksi gas sebesar 8,13 miliar SCFD.

C. Lifting Minyak dan Gas Bumi Realisasi lifting minyak periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 825,31 ribu BOPD atau 98,25% dari target APBN-P 2013 sebesar 840 ribu BOPD. Realisasi penyaluran gas bumi periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 6,83 miliar SCFD atau sebesar 98,37% dari target APBN-P 2013 sebesar 6,94 miliar SCFD.

D. Penerimaan Negara Penerimaan Negara pada tahun 2013 mencapai US$31,36 milliar atau 98,89% dari target penerimaan dalam APBN-P 2013 sebesar US$31,71 miliar. Adapun pengembalian biaya operasi untuk tahun 2013 mencapai US$15,93 miliar atau 28% dari gross revenue minyak dan gas bumi. LAPORAN TAHUNAN 2013

15

16


I


POTRET KINERJA SKK MIGAS

7/10/14 4:26 PM

18


7/10/14 4:26 PM


Salah satu cara pemerintah meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas) adalah melakukan usaha ekstensifikasi, yaitu menambah jumlah wilayah kerja baru

I.A WILAYAH KERJA MIGAS

WILAYAH KERJA MIGAS

1. PENAMBAHAN WILAYAH KERJA BARU Salah satu cara pemerintah meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas) adalah melakukan usaha ekstensifikasi, yaitu menambah jumlah wilayah kerja (WK) baru. Sepanjang tahun 2013 telah dilakukan 2 kali pengumuman pemenang tender WK baru oleh Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas). Pengumuman tersebut ditindaklanjuti dengan penandatanganan Kontrak Kerja Sama (KKS) pada bulan Maret dan Mei untuk 13 WK migas konvensional dan 1 WK migas non konvensional (shale gas). Pada tahun yang sama, Pemerintah menyetujui pengembalian sepenuhnya (total relinquishment) atas 5 WK oleh Kontraktor KKS, di samping itu masih terdapat 23 WK yang dalam proses total relinquishment. WK tersebut dikembalikan karena Kontraktor KKS tidak dapat memenuhi komitmen pasti yang telah ditetapkan atau tidak berhasil menemukan cadangan yang dapat dikembangkan secara ekonomis sampai dengan berakhirnya masa eksplorasi. Dari penambahan dan pengembalian WK di atas, maka pada akhir tahun 2013 terdapat 317 WK dengan rincian sebagai berikut:

20


2. WILAYAH KERJA EKSPLORASI Pada akhir tahun 2013, terdapat 238 WK eksplorasi yang terdiri dari 160 WK migas konvensional, 55 WK migas non konvensional (54 WK gas metana batubara (GMB) dan 1 WK shale gas), serta 23 WK yang sedang dalam proses total relinquishment. Dari 183 WK ekplorasi migas konvensional terdapat 107 WK yang dapat diukur pemenuhan komitmen pastinya karena kontraknya berumur lebih dari 3 tahun, 51 WK (48%) di antaranya dapat memenuhi komitmen pasti, sementara 56 WK (52%) belum dapat memenuhi komitmen pasti (50 WK dalam proses pemenuhan komitmen pasti dan 6 WK tidak aktif). Sisanya 53 WK belum berumur 3 tahun sehingga belum memasuki tahap evaluasi komitmen pasti tiga tahun pertama, dan 23 WK lainnya sedang dalam proses total relinquishment. Dari 55 WK ekplorasi migas non konvensional terdapat 23 WK yang berada pada tahap pemenuhan komitmen pasti tiga tahun pertama, sebanyak 4 WK (17%) dapat memenuhi komitmen pasti, sementara 19 WK (83%) lainnya belum dapat memenuhi komitmen pasti. Kendala dalam pemenuhan komitmen pasti untuk WK migas non konvensional adalah permasalahan pembebasan lahan dan perizinan (52%), permasalahan ketersediaan alat dan jasa penunjang operasi (23%), permasalahan internal Kontraktor KKS (11%), permasalahan kompleksitas subsurface (7%), permasalahan sosial dan masyarakat (5%), serta permasalahan operasional (2%).


21

WILAYAH KERJA MIGAS

3. WILAYAH KERJA EKSPLOITASI Pada tahun 2013, terdapat 4 WK tahap eksplorasi yang memperoleh persetujuan plan of development (POD) pertama dari Menteri ESDM, yaitu WK Pandan, WK Belida, dan WK West Air Komering yang terletak di Sumatera Selatan, serta WK Bengara I yang terletak di Kalimantan Timur; yang akan memberikan tambahan cadangan sebesar 9.74 juta barel minyak ekuivalen (BOE). Dengan adanya persetujuan tersebut, maka jumlah WK dengan status eksploitasi bertambah menjadi 79 WK, dimana 57 WK kerja diantaranya telah berproduksi dan 22 WK lainnya sedang dalam masa pengembangan.

22



Total cadangan terhitung tanggal 31 Desember 2013 adalah sebesar 7,39 Miliar STBB untuk cadangan minyak (3P) dan 149,97 triliun SCF untuk cadangan gas (3P)

I.B SUMBER DAYA DAN CADANGAN

FA_14050801 SKKMIGAS_AR.indd 23

7/4/14 4:39 PM


1. SUMBER DAYA MINYAK DAN GAS BUMI Perkiraan sumber daya terambil status 31 Desember 2013 merupakan status berdasarkan angka yang dimiliki SKK Migas yang dihasilkan dari sumber daya 1 Januari 2013 dikurangi sejumlah struktur yang telah berubah statusnya menjadi Lapangan, sehingga potensi sumber daya terambil (recoverable resources) status 31 Desember 2013 adalah minyak (P50) sebesar 23,55 miliar stock tank barrel (STB) dan gas (P50) sebesar 122,68 triliun SCF sehingga jumlah potensi sumber daya terambil minyak dan gas setara dengan 44,70 miliar stock tank barrel oil equivalent (STBOE). Potensi sumber daya tersebut berada di dalam 1.330 prospek, yang terdiri dari 1.206 prospek siap bor, 43 prospek dengan indikasi hidrokarbon setelah dibor (belum dilakukan uji produksi) dan 81 prospek penemuan hidrokarbon. Prospek-prospek tersebut tersebar di 32 cekungan yang terdiri dari 18 cekungan produksi, 7 cekungan dengan indikasi hidrokarbon, 6 cekungan yang terdapat penemuan hidrokarbon dan 1 cekungan yang belum ada penemuan hidrokarbon. Potensi Sumber Daya Minyak dan Gas Bumi

24


2. CADANGAN Minyak dan Gas Bumi Cadangan status 1 Januari 2013 adalah status cadangan yang telah diverifikasi oleh SKK Migas dan Ditjen Migas dengan cadangan minyak (3P) adalah sebesar 7,55 miliar STB dan cadangan gas (3P) adalah sebesar 150,39 triliun SCF. Cadangan status 31 Desember 2013 adalah status cadangan yang belum diverifikasi oleh SKK Migas dan Ditjen Migas atau merupakan status berdasarkan angka yang dimiliki SKK Migas yang dihasilkan dari cadangan 1 Januari 2013 dikurangi kumulatif produksi tahun 2013 dan ditambah dengan angka cadangan berdasarkan POD yang disetujui. Jumlah kumulatif produksi minyak bumi tahun 2013 sebesar 300,76 juta STB dan produksi gas bumi sebesar 3,12 triliun SCF. Sedangkan penambahan cadangan dari POD yang disetujui pada tahun 2013 sebesar 140,55 juta STB untuk minyak (2P Risk) dan 2,71 triliun SCF (2P Risk) sehingga total cadangan 31 Desember 2013 sebesar 7,39 miliar STB untuk cadangan minyak (3P) dan 149,97 triliun SCF untuk cadangan gas (3P).



25

7/4/14 4:41 PM


3. RESERVES REPLACEMENT RATIO (RRR) Reserves replacement ratio (RRR) diukur dari tambahan cadangan terbukti yang dibukukan dibandingkan dengan volume migas yang diproduksikan untuk kurun waktu yang sama. Idealnya untuk setiap 1 barel migas yang diproduksi, digantikan sekurang-kurangnya dengan 1 barel migas yang ditemukan. Berdasarkan 36 usulan POD/POP/POFD yang disetujui pada tahun 2013 didapatkan pencapaian RRR 74,56%, dengan perincian RRR minyak bumi sebesar 46,6% (perhitungan RRR minyak didapatkan dari 29 dari 36 POD/POP/POFD dengan kandungan minyak), sedangkan untuk gas bumi sebesar 90,27% (perhitungan RRR gas didapatkan dari 20 dari 36 POD/POP/POFD dengan kandungan gas).

26



Sepanjang tahun 2013, investasi kegiatan eksplorasi di WK eksplorasi sekitar US$1.38 miliar.

I.C INVESTASI KONTRAKTOR KKS

INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLOITASI DAN EKSPLORASI

1. INVESTASI DI WK EKSPLORASI Investasi kegiatan eksplorasi di wilayah kerja eksplorasi dibutuhkan untuk menemukan cadangan migas baru yang akan memberikan dampak positif bagi prospek pengembangan sektor hulu migas, serta menjaga ketersediaan energi untuk generasi yang akan datang. Pada periode tahun 2013, nilai investasi kegiatan eksplorasi di WK eksplorasi sekitar US$1.38 miliar.

Sampai dengan akhir tahun 2013, terdapat nilai investasi Kontraktor KKS eksplorasi sebesar US$7.20 miliar yang berpotensi tidak dapat dikembalikan kepada Kontraktor KKS apabila tidak ditemukan cadangan yang dapat dikembangkan secara komersial. Selain itu, terdapat investasi sebesar US$1,82 miliar untuk kegiatan eksplorasi pada WK yang telah terminasi, sehingga terhadap nilai investasi tersebut tidak dikembalikan kepada Kontraktor KKS. Kegagalan eksplorasi merupakan bagian dari risiko investasi yang harus ditanggung oleh Kontraktor KKS dalam melakukan kegiatan atau aktifitas di industri hulu migas. Bagi Pemerintah, investasi tersebut tetap bermanfaat untuk menambah kelengkapan data eksplorasi di masa mendatang.

28



7/10/14 3:22 PM

2. INVESTASI DI WK EKSPLOITASI Pada tahun 2013, investasi sektor hulu migas di WK eksploitasi sebesar US$19,01 miliar, lebih tinggi 15% jika dibandingkan dengan tahun 2012. Nilai investasi tersebut digunakan untuk membiayai kegiatan eksplorasi sebesar US$1,74 miliar, kegiatan pengembangan sebesar US$4,18 miliar, kegiatan produksi sebesar US$11,87 miliar dan kegiatan administrasi sebesar US$1,22 miliar. Dari komposisi tersebut, terlihat bahwa sebagian besar investasi di sektor hulu migas diperuntukkan bagi kegiatan produksi dan pengembangan yang mencapai sebesar US$16,05 miliar atau 84% dari total investasi hulu migas.



29

7/10/14 3:22 PM


Terkait usaha ekstensifikasi untuk peningkatan cadangan migas, SKK Migas terus mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan kegiatan eksplorasi, baik di WK eksplorasi maupun di WK eksploitasi.

I.D KEGIATAN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI

KEGIATAN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI

1. KEGIATAN EKSPLORASI Usaha ekstensifikasi untuk peningkatan cadangan migas, dilakukan dengan mendorong Kontraktor KKS melakukan kegiatan eksplorasi, baik di WK eksplorasi maupun di WK eksploitasi. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini mencakup kegiatan studi geologi & geofisika (G&G), survei geofisika (survei seismik 2D dan seismik 3D), pengeboran sumur eksplorasi, coring dan tes produksi. Khusus untuk WK GMB, rangkaian kegiatan eksplorasi tersebut ditambah dengan kegiatan pengeboran GMB (eksplorasi dan corehole) serta dewatering. a. Studi G&G untuk Kegiatan Eksplorasi Sebanyak 181 Kontraktor KKS mengusulkan kegiatan studi G&G termasuk Technical Service from Abroad (TSA). WP&B 2013 menyetujui sebanyak 381 studi; terdiri dari 310 studi dikerjakan di dalam negeri, 43 studi dikerjakan melalui TSA, dan 28 studi dikerjakan secara inhouse. b. Survei Seismik dan Non Seismik Pada tahun 2013, Kontraktor KKS eksplorasi dan eksploitasi telah merealisasikan survei seismik 2D sebanyak 11 kegiatan sepanjang 12.104 km, realisasi survei seismik 3D sebanyak 22 kegiatan seluas 13.561 km2, dan realiasi kegiatan survei non seismik sebanyak 26 kegiatan.


31


c. Pengeboran sumur Eksplorasi Pada tahun 2013, realisasi pengeboran sumur eksplorasi konvensional sebanyak 74 sumur dan realisasi pengeboran sumur eksplorasi non konvensional sebanyak 27 sumur.

Izin

GMB

Dari 74 sumur eksplorasi yang dibor, terdiri dari 55 sumur wildcat, 18 sumur deliniasi dan 1 sumur reentry. Dilihat dari lokasi pengeboran sumur, 43 sumur terdapat di onshore dan 31 sumur terdapat di offshore. Sampai dengan 31 Desember 2013, telah diselesaikan pengeboran 57 sumur dan 17 sumur masih dalam kegiatan pengeboran. Dari sumur yang telah diselesaikan, terdapat penemuan sumber daya dengan metode tes uji alir sebanyak 26 sumur yang terdiri dari 21 sumur wildcat dan 5 sumur deliniasi dengan penemuan sumber daya sebesar 608,57 juta BOE.

32


d. Pengeboran sumur GMB Kegiatan pengeboran sumur GMB pada tahun 2013 terdiri dari pengeboran corehole/eksplorasi sebanyak 15 kegiatan, pengeboran eksplorasi sebanyak 4 kegiatan, dewatering/tes produksi sebanyak 5 kegiatan dan sumur pilot sebanyak 3 sumur. Total produksi harian dari sumur uji produksi (dewatering/tes produksi) sebesar ±0,35 juta SCFD.



33

7/4/14 4:53 PM


2. PENEMUAN EKSPLORASI a. Penentuan Status Eksplorasi (PSE) Penentuan Status Eksplorasi (PSE) merupakan proses peralihan awal status perubahan sebuah struktur dari tahap eksplorasi ke fase eksploitasi. Pada tahun 2013 berhasil dilakukan 19 PSE untuk pengembangan penemuan eksplorasi sebesar 593,20 juta BOE yang akan dievaluasi lebih lanjut untuk dapat diajukan menjadi POD.

b. Penemuan Eksplorasi Sepanjang tahun 2013 terdapat 26 sumur penemuan eksplorasi, terdiri dari 6 sumur menemukan minyak bumi, 12 sumur menemukan gas bumi, dan 8 sumur menemukan minyak dan gas bumi, sehingga dihasilkan penemuan sumber daya sebesar 608,57 juta BOE.

34



7/4/14 4:53 PM

3. KEGIATAN EKSPLOITASI a. Studi G&G untuk Kegiatan Eksploitasi Sebanyak 30 Kontraktor KKS mengusulkan kegiatan studi Geologi, Geofisika dan Reservoar (GGR) termasuk TSA. WP&B 2013 sebanyak 150 studi; terdiri dari 139 studi dikerjakan di dalam negeri dan 11 studi dikerjakan melalui TSA (proyek). Anggaran total studi GGR dan TSA pada WK eksploitasi pada WP&B 2013 sebesar USD36,4 juta, yang terdiri dari USD29,1 juta untuk studi GGR, USD6,59 juta untuk TSA (proyek) dan USD731 ribu untuk TSA (QC). b.Rencana Pengembangan Lapangan (POD) Selama tahun 2013, terdapat 36 persetujuan rencana pengembangan lapangan/plan of development (POD) yang terdiri dari 4 POD Pertama, 9 POD, 12 plan of further development (POFD), dan 11 put on production (POP). c. Kegiatan Pengeboran Sumur Produksi (Sumur Eksploitasi) Dalam rangka mengurangi laju penurunan produksi, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan pengeboran sumur tambahan (infill/sumur sisipan), pemeliharaan sumur (well service) dan kerja ulang sumur (work over). Pada tahun 2013, realisasi pengeboran sumur eksploitasi sebanyak 1.052 sumur atau kurang dari rencana kegiatan sebanyak 1.107 sumur, hal ini dikarenakan adanya kendala pembebasan lahan, proses perizinan dan ketersediaan rig.

3


35


Sementara itu realisasi kegiatan pemeliharaan sumur (well service) sebanyak 30.854 kegiatan dari rencana 29.642 kegiatan. Sedangkan kerja ulang (workover) pada tahun 2013 sebanyak 837 sumur dari rencana 953 sumur, hal ini dikarenakan skala prioritas penggunaan rig workover dan hambatan dalam memperoleh perizinan HO (Hiring Ordinase), perizinan bahan peledak, serta pengadaan rig workover, sehingga rencana kegiatan belum dapat dieksekusi pada tahun 2013.

36



Sepanjang tahun 2013, realisasi produksi minyak dan gas bumi Indonesia sebesar 2,28 juta ekuivalen barel minyak per hari (BOEPD).

I.E KEGIATAN PRODUKSI, LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI


1. PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI Realisasi produksi minyak dan gas bumi Indonesia tahun 2013 sebesar 2,28 juta BOEPD. Pencapaian tersebut diperoleh dari produksi minyak dan kondensat rata-rata sebesar 824,09 ribu BOPD, dan produksi gas sebesar 8,13 miliar SCFD.

38




39

7/4/14 4:57 PM


Laju penurunan produksi minyak bumi pada tahun 2013 adalah 4,1%, lebih kecil daripada tahun sebelumnya sebesar 4,7%. Sedangkan laju penurunan produksi gas juga dapat ditekan dari 3,2% pada tahun 2012 menjadi hanya 0,2% pada tahun 2013. Profil produksi ini dapat dicapai utamanya karena dilakukan percepatan pekerjaan pengeboran sumur pengembangan di WK potensial, yaitu pada WK yang dikelola oleh PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) di Sumatra Utara, Total E&P di Kalimantan Timur, serta Pertamina Hulu Energi (utamanya di WK West Madura Offshore (WMO) di JawaTimur dan Onshore North West Java (ONWJ) di Jawa Barat). Berbagai upaya yang dilakukan dapat menghasilkan tambahan produksi minyak sekitar 104 ribu BOPD dan gas sekitar 864 juta SCFD. Produksi harian minyak dan kondensat tertinggi di tahun 2013 adalah sebesar 859,9 ribu BOPD pada tanggal 10 Februari 2013, sementara produksi terendah di level 773,2 ribu BOPD pada tanggal 5 Februari 2013. Beberapa kegiatan besar telah dilakukan Kontraktor KKS untuk mengurangi laju penurunan akibat natural decline maupun gangguan operasi selama tahun 2013. Kegiatan pengeboran pengembangan dan well service berkontribusi terbesar dalam realisasi produksi tahun 2013. Selain itu terdapat kegiatan work over dan POP serta optimasi fasilitas produksi di tahun 2013. Berikut gambaran kontribusi dari masing-masing kegiatan tersebut terhadap realisasi produksi tahun 2013:

40


Kontraktor KKS produsen minyak yang dapat melampaui target produksi tersebut, antara lain adalah PHE WMO dengan pencapaian 113,52% diikuti Mobil Cepu Ltd dengan pencapaian 104,46%, PHE ONWJ dengan pencapaian 100,53%, dan PT CPI dengan pencapaian 100,11%. Kinerja 10 Kontraktor KKS produksi minyak dan kondensat tertinggi digambarkan dalam grafik dibawah:

Dari keseluruhan Kontraktor KKS berproduksi minyak/kondensat, terdapat 9 Kontraktor KKS yang mempunyai selisih naik sebesar 4,54 ribu BOPD dari target APBN-P 2013. Sedangkan 40 Kontraktor KKS lainnya mempunyai selisih turun sebesar 20,68 ribu BOPD dari target APBN-P


41


a. Produksi Minyak/Kondensat Penurunan produksi minyak nasional mengalami penurunan per tahun seperti terlihat dalam grafik di bawah. Dalam 13 tahun terakhir penurunan produksi terbesar terjadi pada tahun 2003 yaitu sebesar 8,44%. Dan pada tahun 2008 terjadi kenaikan produksi sebesar 2,36% dari tahun sebelumnya karena kontribusi dari beberapa proyek pengembangan lapangan yang onstream seperti Lapangan Sukowati (JOB PPEJ & Pertamina EP), Optimasi produksi Lapangan Oyong (Santos Sampang Pty. Ltd.) dan Lapangan Sisi Nubi (Total E&P Indonesie).

Pada tahun 2013 masih terjadi penurunan produksi sebesar 4,1%, namun laju penurunan produksi itu telah lebih kecil dibandingkan penurunan produksi pada tahun 2012 sebesar 4,7%. Pada periode tahun 2002–2013, ada 5 kelompok Kontraktor KKS yang memiliki kontribusi tertinggi terhadap fluktuasi produksi nasional, yaitu kelompok Chevron (PT Chevron Pacific Indonesia, Chevron Indonesia Company, Chevron Makassar Limited), Pertamina EP, Total E&P Indonesie, ConocoPhillips (ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. dan ConocoPhillips (Grissik) Ltd.) dan CNOOC SES Ltd. sebagaimana terlihat dalam grafik berikut:

42


b. Produksi Gas Pada tahun 2013, Kontraktor KKS dan SKK Migas dapat mempertahankan decline rate produksi gas nasional dari 2,95% pada tahun 2012 menjadi 0,2% pada tahun 2013 atau sebesar 19 juta SCFD. Mulai tahun 2009 produksi gas Indonesia memang meningkat secara signifikan akibat dibukanya Lapangan Tangguh dari BP Berau, serta pengembangan Lapangan Sisi Nubi dari Total E&P Indonesie dan Lapangan Terang Sirasun Batur dari Kangean Energy Indonesia. Pergerakan produksi gas Indonesia periode tahun 2002–2013 menunjukkan 6 kelompok Kontraktor KKS yang berkontribusi tertinggi pada fluktuasi produksi Indonesia yaitu Total E&P Indonesie, ConocoPhillips, BP Berau, Pertamina EP, VICO dan EMOI, sebagaimana terlihat dalam grafik berikut:


43

KEGIATAN PRODUKSI LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI

Produksi gas bumi harian tertinggi di tahun 2013 pernah mencapai 8,751 miliar SCFD pada tanggal 19 Desember 2013, sementara produksi terendah mencapai 7,379 miliar SCFD pada tanggal 28 Januari 2013. Beberapa hal yang menyebabkan penurunan produksi gas antara lain: • Terjadi shut down pada Kilang LNG Train-1 BP Tangguh • Terjadi penurunan permintaan pasokan gas dari Singapura karena telah dioperasikannya fasilitas penerima LNG. • Gangguan Sulfur Recovery Unit (SRU) dan Glycol Unit di ExxonMobil Oil Indonesia (EMOI) • Tertundanya jadwal onstream proyek pengembangan Lapangan Gajah Baru oleh PremierOil akibat cuaca buruk

44


Dari 10 Kontraktor KKS dengan produksi gas terbesar, 4 Kontraktor KKS berhasil melampaui target WP&B Revisi 2013 yaitu Total E&P Indonesie dengan pencapaian 111,36% diikuti PremierOil dengan pencapaian 108,76 %, dan BP Berau dengan pencapaian 103,46% serta Kangean Energy Indonesia Ltd. dengan pencapaian 102,33%. Kontraktor

juta


45


2. LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI Untuk memudahkan administrasi dan menyesuaikan dengan metode pencatatan di APBN/ APBN-P, penghitungan lifting minyak dan gas Indonesia pada tahun berjalan dilakukan dengan menggunakan periodisasi Desember tahun sebelumnya hingga November pada tahun berjalan. Realisasi lifting minyak periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 825,31 ribu BOPD atau 98,3% dari target APBN-P 2013 sebesar 840 ribu BOPD. Dari realisasi lifting sebesar itu, masih terdapat stok minyak yang tersimpan di terminal-terminal pengumpul sebesar 9,9 juta barel di akhir bulan November 2013, dan akan dicatatkan menjadi penerimaan negara untuk periode fiskal berikutnya.

46


Realisasi penyaluran gas bumi sampai dengan November 2013 sebesar 6,83 miliar SCFD, ekuivalen 1,22 juta BOEPD, atau sebesar 98,83% dari target APBN-P 2013 sebesar 6,94 miliar SCFD, ekuivalen 1,24 juta BOEPD. Penyaluran gas yang tidak sesuai target disebabkan oleh beberapa hal, antara lain adanya pengurangan kebutuhan gas oleh PLN, PGN, dan pembeli gas lainnya, serta adanya gangguan kompresor pada lapangan-lapangan utama, seperti di WK Total E&P Indonesie di Kalimantan Timur, BP Berau Ltd. di Tangguh Papua, dan Hess Indonesia Ltd. di Jawa Timur.


47


Besaran penerimaan negara periode JanuariDesember 2013 mencapai US$31.04 miliar atau 102% dari target penerimaan WP&B Revisi 2013 sebesar US$30.56 miliar.

I.F PENERIMAAN NEGARA DAN PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI

PENERIMAAN NEGARA DAN PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI

1. Penerimaan negara Besaran penerimaan negara periode Januari sampai dengan Desember 2013 mencapai sekitar US$31.08 miliar, dengan perincian untuk penerimaan dari minyak sebesar US$18.66 milliar dan dari gas sebesar US$12.42 milliar, atau 102% dari target penerimaan WP&B Revisi 2013 sebesar US$30.56 miliar. Namun demikian, jika dibandingkan dengan penerimaan negara pada APBN-P tahun 2013 mencapai sekitar US$31.36 milliar, dengan perincian untuk penerimaan dari minyak sebesar US$18.99 milliar dan dari gas sebesar US$12.37 milliar, atau 99% dari target penerimaan negara sebesar US$31.71 miliar. Nilai penerimaan negara tersebut merupakan nilai penerimaan negara untuk periode Desember 2012 sampai dengan November 2013. Besaran penerimaan negara tersebut merupakan 55% dari gross revenue yang dihasilkan oleh industri hulu migas.



49

7/4/14 5:04 PM

PENERIMAAN NEGARA DAN PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI

2. PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI Kontraktor KKS akan memperoleh kembali penggantian atas biaya operasi yang telah dikeluarkan terlebih dahulu untuk membiayai kegiatan usaha hulu migas. Selanjutnya Kontraktor akan memperoleh pengembalian biaya operasi tersebut melalui mekanisme dari hasil penjualan minyak dan gas bumi, yang dikenal dengan istilah sebagai cost recovery. Cost recovery industri hulu migas pada tahun 2013 sebesar US$15.93 miliar atau 28% dari gross revenue minyak dan gas bumi.

50


II

UPAYA PENINGKATAN DAN MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

52


7/10/14 4:27 PM


Pada tahun 2013 terdapat 82 proyek hulu migas, sebanyak 16 proyek onstream dengan kapasitas produksi terpasang sekitar 907 juta SCFD gas bumi dan 63,1 ribu BOPD minyak bumi/ kondensat

II.A REALISASI PROYEK BARU

REALISASI PROYEK BARU

Pada tahun 2013 terdapat 82 proyek hulu migas, sebanyak 16 proyek onstream dengan kapasitas produksi terpasang sekitar 907 juta SCFD gas bumi dan 63,1 ribu BOPD minyak bumi/kondensat. Beberapa proyek onstream pada kuartal-III dan kuartal-IV 2013 sehingga kontribusi penambahan produksi dari proyek-proyek tersebut pada tahun 2013 rata-rata sekitar 65 juta SCFD dan 14,38 ribu BOPD.

54



SKK Migas dalam rangka meningkatkan produksi migas mendorong Kontraktor KKS melakukan Enhanced Oil Recovery (EOR).

II.B UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI


1. ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) Dalam rangka meningkatkan produksi migas, SKK Migas juga menyusun program program jangka menengah yang akan memberikan hasil pada 5-10 tahun mendatang dengan mendorong Kontraktor KKS melakukan Enhanced Oil Recovery (EOR). Memasuki tahun 2013, terdapat 2 lapangan yang telah berhasil menyelesaikan studi dan pilot project dengan menggunakan metode steam flooding. Kedua lapangan tersebut telah memasuki tahap produksi, yaitu Lapangan North Duri - Area 13 Pertama yang onstream pada September 2013 dan North Duri - Area 7 Windu yang onstream pada Oktober 2013.

Selain itu terdapat 5 lapangan yang melakukan, tetapi 2 di antaranya tidak diteruskan dan dinyatakan gagal, yaitu Lapangan Kenali Asam dan Ledok yang dikelola PT Pertamina EP. Sementara 3 lapangan lainnya masih meneruskan pilot project, yaitu Lapangan Minas (PT Chevron Pacific Indonesia), Lapangan Kaji - Semoga (PT Medco E&P Indonesia) dan Lapangan Tanjung (PT Pertamina EP). Pada tahun 2013, SKK Migas juga mendorong Kontraktor KKS produksi segera melakukan studi dan persiapan EOR, sehingga produksi dapat dipertahankan.

56


2. OPTIMASI FASILITAS PRODUKSI Salah satu usaha jangka pendek yang dilakukan untuk mengusahakan agar decline rate 0% adalah meningkatkan kehandalan sumur dan fasilitas produksi. Hingga akhir Desember 2013, telah berhasil ditekan Loss Production Opportunity akibat kegiatan pemeliharaan terencana hingga dapat mencegah kehilangan produksi sebesar 1,89 ribu BOPD untuk minyak dan 60 juta SCFD untuk gas.

Namun demikian masih terdapat kehilangan produksi akibat unplanned shutdown sebesar 10,40 ribu BOPD untuk minyak dan 182 juta SCFD untuk gas. Gangguan produksi tidak terencana ini terjadi paling banyak pada fasilitas produksi. Telah dilakukan berbagai upaya untuk menekan terjadinya gangguan produksi tidak terencana (unplanned shutdown) antara lain: • mendorong Kontraktor KKS untuk merubah pola pemeliharaan dari reactive maintenance menjadi protective maintenance. • melakukan audit kinerja pemeliharaan fasilitas Kontraktor KKS.


57


3. SHARING KNOWLEDGE Dalam rangka peningkatan produksi minyak dan gas bumi nasional, SKK Migas bersama Kontraktor KKS mengadakan forum sharing knowledge yaitu forum berbagi pengalaman, sekaligus membangun semangat kemitraan untuk menjawab berbagai tantangan yang semakin beragam. Dengan adanya forum ini, diharapkan tantangan dalam hal upaya peningkatan produksi dan perbaikan tata kelola dapat dicarikan jalan pemecahan. Berikut adalah beberapa forum dan workshop yang dilaksanakan SKK Migas pada tahun 2013: 1) FOKWE

Salah satu tujuan kegiatan eksplorasi adalah untuk menjaga kesinambungan produksi migas dari sektor hulu migas. Tanpa adanya kegiatan eksplorasi maka tidak akan ada penambahan cadangan migas. Rendahnya penemuan cadangan baru antara lain disebabkan oleh pemenuhan komitmen pasti yang tertuang dalam KKS dan realisasi pengeboran eksplorasi yang rendah.

Untuk mendapatkan solusi atas kendala pelaksanaan komitmen pasti, maka pada tahun 2011, BPMIGAS (sekarang SKK Migas) membentuk Forum Operator Kontraktor KKS Wilayah Kerja Eksplorasi (FOKWE) yang berfungsi sebagai wadah koordinasi dan konsultasi antara Kontraktor KKS WK eksplorasi dengan fungsi SKK Migas dan stakeholders terkait.

58

FOKWE memiliki 4 komite yaitu, Komite Partnership, Komite Perizinan dan Sosial, Komite Tender dan Operasional, serta Komite Teknis G&G. Fungsi-fungsi terkait SKK Migas yang tergabung dalam komite-komite pada FOKWE telah menghasilkan beberapa terobosan, antara lain: • Pengaktifan kembali Forum Koordinasi di Daerah oleh Fungsi Perwakilan. • Sistem LAP (Land Acquisition Program) oleh Fungsi Formalitas. • Sosialisasi mengenai social mapping, oleh Fungsi Humas. • Koordinasi dengan stakeholders proses perizinan oleh Fungsi Formalitas dan Fungsi Perwakilan. • Koordinasi antara Kontraktor KKS WK eksplorasi dengan Pokja-1 atau Forum SCMCF (Supply Chain Management Forum) dengan membentuk konsorsium-konsorsium pengadaan alat dan jasa operasional oleh Fungsi Rantai Suplai dan Fungsi Operasi. • Sunset Policy untuk penyerahan data terdahulu, mekanisme penyerahan data dan hal-hal terkait pengelolaan data lainnya oleh Fungsi Eksplorasi dan Fungsi Pengkajian Eksplorasi. • Sharing knowledge untuk South Sumatra Basin, East Java Basin, Barito-Kutei-Tarakan Basin oleh Fungsi Eksplorasi dan Fungsi Pengkajian Eksplorasi. • Konsultasi teknis bawah permukaan oleh Fungsi Eksplorasi dan Fungsi Pengkajian Eksplorasi.


Kontribusi FOKWE dapat diukur dengan membandingkan penyelesaian kendala di akhir tahun dibandingkan dengan pemetaan kendala di awal tahun. Indikator terselesaikannya suatu kendala adalah dengan telah dilakukannya kegiatan eksplorasi sesuai rencana awal dalam WP&B tahun berjalan. Untuk Tahun 2013 penyelesaian kendala bervariasi dari 11%-61% dari masing-masing kendala yang ada. Penyelesaian kendala terbesar adalah untuk kendala operasional sementara yang terkecil adalah kendala internal Kontraktor KKS. 2) Rakor Kehutanan Untuk menyelesaikan berbagai masalah terkait pengadaan lahan yang bersinggungan dengan sektor kehutanan, pada bulan Desember 2013 dilakukan rakor antara Kontraktor KKS, Kementerian Kehutanan dan SKK Migas. Adapun rumusan hasil rakor dimaksud antara lain: a. Monitoring penggunaan kawasan hutan dilaksanakan oleh Pemda Kabupaten/Kota setiap tahun dan evaluasi penggunaan kawasan hutan dilaksanakan oleh Pemda Provinsi setiap 5 tahun. b. Terkait kegiatan sumur tua atau infrastruktur migas yang eksisting, diusulkan dalam pengajuan IPPKH tanpa diperlukannya rekomendasi Gubernur. c. Kegiatan reklamasi dan revegetasi seharusnya dilakukan paling lambat 3 tahun sebelum berakhirnya IPPKH, untuk memberi kesempatan penilaian keberhasilan reklamasi dan revegetasi. d. Akan dibentuk task force “Penyelesaian Perizinan Kawasan Hutan” yang anggotanya terdiri dari Kemenhut – SKK Migas – Kontraktor KKS. 3) Sehubungan dengan pelaksanaan Nota Kesepahaman dengan lembaga dan institusi terkait seperti KPK, BPK, dan BPKP, untuk bekerja sama dalam melakukan pembenahan dan peningkatan tata kelola SKK Migas, pada tahun 2013 telah dilakukan beberapa kegiatan yang diselenggarakan/diikuti yaitu : workshop tentang industri hulu migas dengan BPK, dan sebagai peserta dalam Pekan Anti Korupsi yang diselenggarakan oleh KPK.


59


Keberhasilan kegiatan industri hulu migas sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan dan berbagai lembaga lainnya.

II.C KERJA SAMA DENGAN LEMBAGA LAIN

KERJA SAMA DENGAN LEMBAGA LAIN

1. SERVICE LEVEL AGREEMENT (SLA) Keberhasilan kegiatan industri hulu migas sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan. Untuk meningkatkan sinergi antar pemangku kepentingan, Pemerintah telah menyetujui usulan SKK Migas terkait penyederhanaan dan percepatan proses perizinan pada kegiatan hulu minyak dan gas bumi pada 5 fase kegiatan eksplorasi dan produksi (survei awal, eksplorasi, pengembangan, produksi dan pasca operasi). Di bawah koordinasi Kementerian Koordinator Perekonomian (Kemenko Perekonomian), disepakati untuk membuat Kesepakatan Bersama (Service Level Agreement - SLA) dengan tujuan pengurangan dan pengelompokan izin di sektor hulu migas dari 69 jenis izin menjadi 8 jenis kelompok izin, yaitu:

2. NOTA KESEPAHAMAN DENGAN BPN-RI Nota Kesepahaman dengan BPN RI telah ditandatangani oleh Kepala SKK Migas dan Kepala BPN-RI pada tanggal 26 April 2013 dengan NKB Nomor MoU-0089/SKO0000/2013/S0 tentang Pensertipikatan dan Penanganan Permasalahan Tanah Aset Negara yang dikelola oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang dimanfaatkan oleh Kontraktor KKS.



61

7/4/14 5:17 PM


Permasalahan pengadaan tanah dan perizinan telah lama menjadi kendala yang cukup signifikan dalam peningkatan produksi minyak dan gas bumi. Hal ini telah menjadi perhatian khusus dari Pemerintah.

II.D TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN PENCAPAIAN TARGET 2013

TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN PENCAPAIAN TARGET 2013

1. PENGADAAN TANAH DAN PERIZINAN Permasalahan pengadaan tanah dan perizinan telah lama menjadi kendala yang cukup signifikan dalam peningkatan produksi minyak dan gas bumi. Hal ini telah menjadi perhatian khusus dari Pemerintah.


63


64


2. PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN Sepanjang tahun 2013, masih terdapat beberapa permasalahan terkait perundang-undangan untuk diimplementasikan di sektor hulu migas, antara lain : a. Peraturan Menteri Kehutanan No. P.18/Menhut-II/2012 jo. Permenhut No. P.38/Menhut-II/2012 jo. Permenhut No. P.14/Menhut-II/2013 khususnya untuk hal-hal sebagai berikut: 1) Rekomendasi Gubernur Belum ada aturan yang mengatur mengenai tata waktu dan tata biaya. 2) Persetujuan Prinsip Penggunaan Kawasan Hutan Proses ± 125 hari kerja terhitung sejak berkas diterima lengkap oleh Kementerian Kehutanan, rata–rata waktu yang dibutuhkan Kontraktor KKS untuk memenuhi kewajiban seperti yang dipersyaratkan di dalam Persetujuan Prinsip adalah 2 tahun. Adanya kewajiban bagi pemohon IPPKH untuk mendapatkan rekomendasi dari pemegang IUPHHK berdampak kepada beberapa Kontraktor KKS yang telah memiliki Persetujuan Prinsip Kehutanan tidak dapat mengajukan IPPKH karena pemegang IUPHHK tidak memberikan rekomendasi atau negosiasi mengalami jalan buntu.

Adanya kewajiban penyelesaian Tata Batas di bawah supervisi Balai Pemantapan Kawasan Hutan (BPKH) belum memiliki tata waktu dan mekanisme pembiayaan yang jelas. Adanya kewajiban menyediakan lahan kompensasi 1 : 2 dari luasan kawasan hutan untuk permohonan IPPKH yang berada di Pulau Jawa dan Madura.

3) Peraturan Dirjen BUK No. P.4/VI-BRPUK/2011 tentang Pedoman Penghitungan Penggantian Biaya Investasi khususnya Pasal 4 Ayat 2 huruf a dan b mengingat pembiayaan kegiatan usaha migas menggunakan anggaran negara. b. Kepmen Perhubungan No. KM 53/2000 tentang Perpotongan dan/atau Persinggungan Antara Jalur K.A. dengan Bangunan Lain dan Peraturan Dirjen. Perhubungan Darat No. SK.770/KA.401/ DRJ/2005 tentang Pedoman Teknis Perlintasan Sebidang antara Jalan dengan Jalur Kereta Api. Pihak PT. KAI keberatan jika rel KA dijadikan lintasan kegiatan usaha hulu migas. Pihak PT. KAI mengusulkan alternatif untuk membuat fly over atau underpass. Pembuatan fly over terkendala dengan lahan yang harus dibebaskan, harga tinggi atau jika lahan itu milik Bina Marga maka harus ada lahan pengganti.



65

7/4/14 5:19 PM


3. KONDISI OPERASIONAL Penurunan produksi cukup tajam terjadi pada semester 2 tahun 2013, yang diantaranya dipicu oleh tidak terealisasi program pengeboran/WO/WS dan komplesi sumur untuk menjaga penurunan produksi karena kendala ketersediaan rig di Chevron Indonesia Company dan tidak siapnya material pendukung sumur di PT. Chevron Pacific Indonesia. Selain itu beberapa gangguan operasi terjadi pada kuartal 4 antara lain kendala penempatan rig Parameswara, kebocoran shipping line CPI DCS di Belanak, diikuti oleh intensitas hujan dan gelombang yang cukup tinggi di Sumatera dan Jawa yang menimpa beberapa Kontraktor KKS di Desember 2013. Rekapitulasi gangguan produksi di tahun 2013 yang dikumpulkan dalam beberapa kategori yaitu gangguan fasilitas (seperti pompa, compressor, pipa dll), gangguan sumur (respond reservoir/kenaikan WC), kendala offtaker (kilang/kapal) dan gangguan eksternal (penutupan jalan, demo masyarakat, gangguan keamanan dan ketidakpastian kontrak).

66


Di tahun 2012 kendala compressor dan instrumentasi menjadi dominan dari total loss produksi yang terjadi pada tahun tersebut, namun dengan ditingkatkannya koordinasi dan pengawasan bersama Divisi Manajemen Proyek dan Pemeliharaan Fasilitas dengan meningkatkan reliability fasilitas khususnya compressor dan peralatan instrument, maka kehilangan produksi akibat gangguan compressor dan instrumentasi di tahun 2013 dapat ditekan. Kontraktor KKS yang masih mengalami gangguan fasilitas utamanya dikarenakan oleh peralatan instrumentasi dan compressor tahun 2013 digambarkan pada grafik di bawah:


67


4. PENGAMANAN OBYEK VITAL NASIONAL DAN GANGGUAN KEAMANAN Gangguan keamanan pada fasilitas produksi merupakan salah satu kendala yang sering mengganggu kegiatan industri hulu minyak dan gas bumi. Data yang dikumpulkan oleh SKK Migas selama tahun 2013 menunjukkan telah terjadi 862 kasus gangguan keamanan (pencurian peralatan dan pencurian minyak), terjadi peningkatan sebesar 257% dari tahun sebelumnya yang hanya terjadi 335 kasus. Demikian halnya untuk kasus lainnya seperti pencurian peralatan produksi, blokade area, unjuk rasa, kasus tanah, ancaman seperti memasuki area tanpa izin, dan lain-lain selama tahun 2013 telah terjadi 1.446 kasus meningkat sebesar 122% dari tahun sebelumnya yang hanya terjadi 1.186 kasus.

68


III



PROYEK PROYEK UTAMA

69

7/10/14 4:27 PM

70


7/10/14 4:27 PM

PROYEK - PROYEK UTAMA

Pada tahun 2013 SKK Migas mengawasi 76 proyek hulu migas, dimana sebanyak 23 proyek dijadwalkan onstream pada tahun 2013, 18 proyek akan onstream pada tahun 2014, sebanyak 9 proyek akan onstream pada tahun 2015, 2 proyek akan onstream pada tahun 2016 dan 1 proyek akan onstream pada tahun 2017.

Selain itu masih terdapat 4 proyek hulu migas besar yang berada dalam pengawasan utama SKK Migas, karena memiliki nilai dan skala pekerjaan yang cukup besar serta memiliki dampak produksi yang cukup signifikan, yaitu proyek Banyu Urip di Bojonegoro, Jawa Timur oleh Mobil Cepu Ltd (MCL); proyek Indonesia Deep Water (IDD) di perairan Makasar, Kalimantan Timur oleh Chevron Indonesia Company (Cico); proyek Abadi Masela di Laut Arafura Maluku oleh Inpex; dan proyek pengembangan Lapangan Jangkrik dan Jangkrik NE di Blok Muara Bakau, Kalimantan Timur oleh eni Muara Bakau B.V. Untuk membantu pelaksanaan proyek, SKK Migas telah membentuk unit percepatan untuk masing-masing proyek tersebut.


71

PETA PROYEK-PROYEK UTAMA

B. IDD E. Jangkrik & Jangkrik NE

G. POD Integrasi

A. Banyu Urip F. BD-MDA-MBH

72


H. Senoro Toili

D. Tangguh Train-3

C. Masela


73

LAPANGAN BANYU URIP MOBIL CEPU LTD.

Terdapat 3 Lapangan didalam Wilayah kerja Cepu, salah satunya adalah Lapangan Banyu Urip, dengan cadangan minyak bumi sebesar 265 juta barrel. Proyek Banyu Urip terdiri dari 5 bagian engineering, procurement, dan construction (EPC), yakni EPC-1 yaitu pembangunan fasilitas produksi, EPC-2 yaitu pembangunan pipa onshore, EPC-3 yaitu pembangunan pipa offshore dan mooring tower, EPC-4 yaitu pembangunan FSO dan EPC-5 untuk pembangunan fasilitas infrastruktur.

74


Proyek dikerjakan sejak tanggal 5 Agustus 2011, dan diharapkan dapat memulai kegiatan produksi secara penuh pada Januari 2015 sehingga dapat menambah produksi minyak Indonesia pada kapasitas penuh sebesar 165 ribu BOPD. Berdasarkan rencana pengembangan, pada Desember 2013 diharapkan pelaksanaan seluruh proyek telah mencapai 87,8%. Namun demikian, karena pelaksanaan pada EPC-1 dan EPC-5 tidak sesuai dengan komitmen, maka secara keseluruhan proyek baru mencapai 78,7%. Hambatan utama pelaksanaan proyek adalah permasalahan terkait dengan isu sosio ekonomi yang lebih lama dari rencana, pemberdayaan kemampuan daerah, pembebasan tanah, dan perizinan, serta kinerja kontraktor EPC-1 yang tidak sesuai dengan komitmen yang utamanya disebabkan kurangnya jumlah tenaga kerja yang berpengalaman dan peralatan pendukung.



75

7/4/14 5:26 PM

INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENT CHEVRON INDONESIA COMPANY

Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) merupakan proyek pengembangan 4 WK, yaitu Ganal, Rapak, Makasar Strait dan Kalimantan Timur. Pada 4 WK tersebut terdapat 5 lapangan yaitu Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, Maha dan Gandang. Kegiatan-kegiatan yang akan dilakukan antara lain mengebor 28 sumur bawah laut di 5 lapangan tersebut, yang nantinya akan diintegrasikan melalui 2 unit produksi terapung (Floating Production Unit/FPU) hub dan 1 subsea tie-back.

Diharapkan dari Lapangan Bangka akan diproduksikan gas sekitar 120 juta SCFD dan kondensat 4 ribu BCPD, Gehem Hub sebesar 420 juta SCFD dan kondensat 27 ribu BCPD, serta Gendalo Hub sebesar 700 juta SCFD dan 20 ribu BCPD kondensat.

76


Rencana pengembangan proyek telah disetujui Menteri ESDM pada tahun 2008, dan direncanakan pada tahun 2016 kegiatan produksi sudah dapat dimulai dari Lapangan Bangka. Front End Engineering Design (FEED) untuk Lapangan Bangka, Gendalo Hub dan Gehem Hub telah selesai pada tahun 2012. Pada akhir tahun 2013, proyek telah memasuki fase konstruksi, namun kelangsungan proyek masih membutuhkan persetujuan terhadap beberapa hal, antara lain perpanjangan KKS yang dibutuhkan untuk menjaga keekonomian proyek, keputusan dari Pertamina dan Kementerian Keuangan untuk penggunaan akses aset kilang Bontang, serta persetujuan Sales Purchase Agreement (SPA) antara Chevron dengan pembeli.



77

7/4/14 7:32 PM

LAPANGAN ABADI INPEX MASELA LTD.

WK Masela terdiri dari 1 lapangan yang telah discovery, yaitu Lapangan Abadi, dengan cadangan gas bumi sebesar 6,05 triliun SCF (90% P1) Proyek pengembangan Lapangan Abadi memiliki dampak produksi dan investasi yang cukup signifikan. Selain itu, lokasi proyek yang berada di WK Masela, Laut Arafura, Maluku Tenggara Barat ini merupakan garis batas wilayah Indonesia. POD Pertama telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 6 Desember 2010. Skema pengembangan lapangan akan menggunakan Floating LNG dengan kapasitas 2,5 million ton per annum (MTPA), sehingga proyek ini sekaligus merupakan model pengembangan lapangan gas yang baru pertama kali dilakukan di Indonesia.

Sesuai persetujuan POD Pertama, produksi gas bumi sebesar 449 juta SCFD dan kondensat sebesar 8,4 ribu BCPD selama 30 tahun diperkirakan akan dapat dimulai pada tahun 2016. Namun berdasarkan perkembangan terakhir, first gas diperkirakan pada akhir 2019.

78



7/4/14 7:32 PM

Untuk menyiapkan rencana pengembangan, Inpex sampai dengan tanggal 31 Desember 2103 melakukan berbagai kegiatan, yaitu FEED untuk SURF yang telah diselesaikan pada akhir 2013, FEED untuk FLNG yang diperkirakan selesai awal tahun 2014, dan penentuan lokasi shore base di Saumlaki yang akan digunakan untuk mendukung pelaksanaan proyek.


79

LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3 BP INDONESIA

Rencana Pengembangan Tangguh Train 3 (POD) telah disetujui Pemerintah pada 29 November 2012. Ini merupakan pengembangan lanjutan setelah Train 1 dan Train 2 (POD Pertama) yang telah beroperasi sejak tahun 2009 dan berlokasi di Bintuni, Papua Barat. Pengembangan Train 3 ini bertujuan mengembangkan dan memproduksi cadangan gas serta memonetisasi sebelum berakhirnya KKS pada tahun 2035. Train 3 akan dibangun dengan kapasitas 3,8 MTPA dan distandarisasi sehingga kilang LNG Tangguh Train 3 ini akan menggunakan peralatan yang sama dengan Train 1 dan Train 2.

80


Ruang lingkup Train 3 mencakup pembangunan kilang LNG di darat dengan kapasitas 3,8 MTPA LNG dan 3,2 ribu BOPD kondensat dan pembangunan gas production facilities di lepas pantai dengan kapasitas 700 juta SCFD, berupa 2 platform dengan total 7 well dan 2 jalur pipa dengan diameter 24” sepanjang 15 Km dan 24 Km. Sampai dengan akhir tahun 2013, proses pengadaan onshore LNG FEED sedang berjalan dan diharapkan onstream pada tahun 2019.


81

LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU B.V.

WK Muara Bakau dengan luas 1.081,81 km2 terdiri dari 2 lapangan yang telah discovery, yaitu Lapangan Jangkrik (“JKK”) dan Lapangan Jangkrik North East (“JNE”), dengan potensi eksplorasi yang tersisa adalah prospek Jangkrik Deep, Dara dan Katak Biru. Lapangan JKK dan JNE terletak di lepas pantai laut Selat Makassar dengan kedalaman sekitar 450-500 meter bawah permukaan laut. Pengembangan gas Lapangan JKK diawali dengan ditemukannya sumur JKK-1 pada tahun 2009, kemudian dilanjutkan sumur JKK-2 dan sumur JKK-2 dir dan JKK-3 tahun 2010, sedangkan Lapangan JNE dimulai sejak penemuan sumur JNE-1 dan JNE-2 tahun 2011. Rencana pengembangan Lapangan JKK (POD Pertama) telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 29 November 2011 dengan kumulatif gas sebesar 913 miliar SCF. Sedangkan rencana pengembangan Lapangan JNE (POD) telah disetujui Kepala SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 dengan kumulatif produksi gas sebesar 417,5 miliar SCF. Pengembangan lapangan JKK dan JNE akan dilakukan dengan skenario pembangunan fasilitas produksi serta komersialitas penjualan gas dan kondensat secara terintegrasi. Target first gas dari kedua lapangan ini diperkirakan pada awal tahun 2017. Lingkup proyek Muara Bakau meliputi 3 pekerjaan utama, yaitu EPCI-1 (FPU), EPCI-2 (Riser Flowline & Installation) dan EP-3 (Subsea Production System) termasuk pengeboran sumur pengembangan sebanyak 11 sumur.

82


Pengembangan Lapangan JKK terdiri dari 7 sumur bawah laut dan 4 sumur bawah laut di Lapangan JNE yang dihubungkan (tie-back) menuju FPU. Selanjutnya gas disalurkan melalui pipa ekspor bawah laut menuju Onshore Receiving Facility (“ORF”) untuk diukur sebelum disalurkan melalui pipa eksisting 42” dan 20” di Kalimantan Timur menuju Kilang LNG Badak dan Pasar Domestik. Adapun hasil lainnya berupa kondensat disalurkan melalui pipa eksisting 20” menuju Kilang Senipah. Status perkembangan proyek Muara Bakau pada akhir tahun 2013 sebagai berikut: a. Usulan AFE untuk 11 sumur pengembangan sudah disetujui bundling dan AFE-AFE pembangunan Fasilitas produksi (FPU, ORF, Pipeline dan Subsea Facility) sedang dalam tahap evaluasi akhir. b. Usulan penetapan pemenang lelang untuk pekerjaan EPCI-I, EPCI-2 dan EP-3 sedang dalam tahap evaluasi. c. FEED untuk proyek-proyek utama telah selesai, pelaksanaan proyek akan dimulai setelah pelaksana pekerjaan ditetapkan sesuai proses pengadaan. d. Rencana pelaksanaan tie-in dan sharing facilities ke sistem pipa gas Kalimantan Timur dalam pembahasan aspek teknis dan komersial.


83

LAPANGAN BD-MA-MBH-HUSKY CNOOC LTD. MADURA STRAIT

1. LAPANGAN BD Lapangan BD terletak di lepas pantai Madura Strait, Jawa Timur, sekitar 65 km di timur Surabaya dan sekitar 16 km selatan Pulau Madura. Dari pengembangan Lapangan BD diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 441,7 miliar SCF dan 18,7 juta barel kondensat dengan masa produksi selama 13 tahun. Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2016 dengan initial production sebesar 100 juta SCFD dan 6 ribu BCPD atau setara dengan 22,7 ribu BOEPD. Skenario pengembangan Lapangan BD dengan menggunakan Well Head Platform, FPSO – Gas Processing dengan CO2 removal dan sulfur recovery unit, serta condensate stabilizing and storage. Jalur pipa yang digunakan berupa multiphase flow-line dari Well Head Platform ke FPSO dan jalur pipa dari FPSO menuju Stasiun Pengukuran Gas di Pasuruan.

2. LAPANGAN MDA - MBH Pengembangan Lapangan MDA – MBH disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 sedangkan pengalokasian gas disetujui pada tanggal 30 Oktober 2013. Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2017 dengan rencana produksi sebesar 120 juta SCFD selama 10 tahun yang akan disalurkan kepada pembeli gas melalui jalur pipa Jawa Timur dan Madura. Fasilitas produksi yang akan dibangun akan mempunyai kapasitas alir maksimal sebesar 140 juta SCFD yang bertujuan untuk melakukan antisipasi terhadap kegiatan perawatan atau shutdown time agar dapat memenuhi penyaluran gas sesuai dengan kontrak yang sudah disepakati. 84



85

LAPANGAN DONGGI SENORO JOB PERTAMINA-MEDCO SENORO TOILI

1. PROYEK SENORO (JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI) Proyek Senoro akan memproduksi gas sebesar 310 juta SCFD dari 2 lapangan yaitu Lapangan Senoro dan Lapangan Cendanapura. Produksi gas tersebut akan disalurkan ke beberapa pembeli yaitu DSLNG sebesar 250 juta SCFD, PAU sebesar 55 juta SCFD dan PLN sebesar 5 juta SCFD. a. EPC Senoro : Kemajuan proyek EPC secara keseluruhan telah mencapai 55,46% (Engineering 92,1%, Procurement 66,26%, dan Construction 12,73%) dari rencana (Recovery Plan) sebesar 58,60%, atau telah terjadi keterlambatan proyek sebesar –3,14%.

86

Kendala utama keterlambatan proyek adalah keterbatasan tenaga kerja terutama tenaga welder yang berpengalaman, serta kelambatan mobilisasi peralatan. 1) Condensate Jetty Loading Facility : Penunjukan pemenang lelang telah disetujui SKK Migas pada 22 Januari 2014. 2) Material Offloading Facilities (MOF) Jetty : Kemajuan kontruksi telah mencapai 94,31 dari rencana 100%. Keterlambatan ada pada pekerjaan concrete work pada jetty head yang baru mencapai 85%, sedang pekerjaan lainnya telah mencapai 100%


2. PROYEK DONGGI-MATINDOK (PPGM PT. PERTAMINA EP) POD Area Matindok (Donggi-Matindok) disetujui BPMIGAS tahun 2008 dan direvisi tahun 2011 dengan kapasitas produksi sebesar 105 juta SCFD (50 juta SCFD dari Donggi dan 55 juta SCFD dari Matindok) dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$762 juta. Dalam pelaksanaannya kemudian dipisah menjadi 2 proyek, yaitu EPC CPP Donggi dan EPC CPP Matindok. Produksi gasnya akan disuplai ke DSLNG sebesar 85 juta SCFD, dan PLN sebesar 20 juta SCFD bersama dengan produksi gas dari lapangan Senoro (310 juta SCFD). a. CPP Donggi : Saat ini kemajuan proyek telah mencapai 19,97% dari rencana awal sebesar 57,93 % (-37,96%). b. EPC Matindok : Pelaksanaan proyek akan dimulai pada tanggal 29 Januari 2014 selama 26 bulan. Saat ini sedang persiapan alignment contract yang diperkirakan tanggal 3-7 Februari 2014.


87

LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASI PHE WMO

Pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) yang terdiri dari Lapangan PHE-7, PHE-12, PHE-24, PHE-29, PHE-44, PHE-48 disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 23 Oktober 2013. Dari pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 62.21 BCF dan 15.84 juta barel minyak dengan masa produksi selama 12 tahun. Initial production diperkirakan sebesar 10 juta SCFD dan 1 ribu BOPD dengan produksi puncak diharapkan mencapai 27,4 juta SCFD dan 12,65 ribu BOPD. Untuk memproduksikan minyak dari Lapangan-Lapangan PHE 6, 29, 44 dan 48 dengan cara gas lift yang gasnya akan diperoleh dari Platform PPP dengan penambahan kompresor di CPP. Gas yang diproduksikan dari PHE 24 langsung dialirkan ke CPP eksisting dan kemudian dialirkan ke ORF Gresik sedangkan produksi multi fasa dari PHE 6, 12, 7, 29, 44 dan 48 akan dialirkan dan diproses di CPP 2. Minyak dari CPP 2 akan diteruskan ke PPP untuk selanjutnya ditampung dengan FSO sedangkan gas akan dialirkan ke ORF Gresik.

88



7/4/14 7:39 PM

IV


90


7/10/14 4:33 PM


Memasuki tahun 2013, pemanfaatan gas bumi untuk kepentingan domestik dapat ditingkatkan cukup signifikan, bahkan telah melebihi volume gas yang diekspor.

IV.A REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

Volume pemanfaatan gas bumi dalam rangka memenuhi kebutuhan gas domestik meningkat 3.774 BBTUD pada tahun 2013 atau meningkat 155% dalam kurun waktu 10 tahun. Saat ini, pemanfaatan gas bumi untuk kepentingan domestik telah melebihi komitmen penjualan gas ke pasar ekspor. Berdasarkan data pada tahun 2013, volume gas bumi yang dimanfaatkan untuk memenuhi kebutuhan gas domestik 5,2% lebih tinggi jika dibandingkan dengan volume gas bumi domestik sebesar 3.774 BBTUD, sementara untuk memenuhi komitmen penjualan ekspor hanya sebesar 3.402 BBTUD.

EKSPOR

DOMESTIK

Pemanfaatan gas bumi untuk domestik didukung oleh pembangunan infrastruktur gas bumi dari pengembangan lapangan gas yang berada di luar pulau Jawa dapat dialirkan ke pulau Jawa yang mempunyai populasi penduduk paling besar diantara pulau lain-nya di Indonesia. Salah satu tahapan penting dalam pembangunan infrastruktur gas bumi di pulau Jawa adalah beroperasinya perairan Tanjung Priuk, DKI Jakarta.

92



7/10/14 3:14 PM

Pemerintah telah menetapkan sejumlah alokasi kargo LNG kepada beberapa terminal penerima LNG baik yang sudah beroperasi seperti Nusantara Regas maupun kepada terminal penerima LNG yang masih dalam tahap perencanaan (FSRU Jawa Tengah) dan konstruksi (FSRU Lampung dan terminal regasifikasi LNG di Arun) seperti tertera pada tabel di atas. Namun demikian, perencanaan pembangunan infrastruktur gas bumi harus sejalan dengan rencana pengembangan lapangan gas bumi sehingga alokasi gas yang telah ditetapkan Pemerintah dapat dimanfaatkan dengan optimal. Sebagai contoh Nusantara Regas hanya dapat memanfaatkan 24 kargo LNG dari 27 kargo LNG yang telah ditetapkan oleh pemerintah pada tahun 2013. Selain menetapkan alokasi LNG, pemerintah juga menetapkan alokasi gas melalui pipa untuk mendukung pemenuhan gas domestik. Pemanfaatan gas bumi melalui pipa saat ini telah berjalan dengan baik terutama dalam rangka revitalisasi pabrik pupuk, peningkatan kapasitas pembangkit listrik tenaga gas serta pemenuhan gas untuk industri pada umumnya. Pemanfaatan ini harus didukung oleh pengembangan infrastuktur pipa gas yang berkesinambungan dan fasilitas penerima pasokan gas dari sisi pembeli. Berdasarkan data pada tahun 2013, beberapa pembeli gas masih memanfaatkan pasokan gas di bawah jumlah penyerahan pasokan gas harian yang telah disepakati pada perjanjian jual beli gas. Hal ini disebabkan oleh terbatasnya infrastruktur pipa gas dan peningkatan kapasitas pembangkit listrik yang pada umumnya baru dilakukan pada saat produksi gas telah mengalir sehingga pada awal produksi gas tidak dapat dimanfaatkan dengan baik. Beberapa proyek pengembangan gas melalui pipa telah berproduksi pada tahun 2013, salah satu diantaranya adalah pengembangan Lapangan gas Ruby dengan volume pengaliran gas sebesar 80 BBTUD di WK Sebuku yang dioperasikan oleh Mubadala Petroleum untuk memenuhi kebutuhan gas proyek revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kalimantan Timur. Secara berurutan dimulai pada tahun 2014, beberapa proyek pengembangan lapangan gas pipa mulai berproduksi yaitu Lapangan Gundih yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP dengan potensi pengaliran gas sebesar 50 BBBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat pembangkit listrik Tambak Lorok (Jawa Tengah), Lapangan Kepodang di WK Muriah yang dioperasikan oleh PC Muriah Ltd. dengan potensi pengaliran gas sebesar 116 BBTUD juga untuk memenuhi kebutuhan gas pusat


93

REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

pembangkit listrik Tambak Lorok, Lapangan Bukit Tua di WK Ketapang yang dioperasikan oleh PC Ketapang II Ltd. dengan potensi pengaliran gas sebesar 50 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat pembangkit listrik Gersik (Jawa Timur), Lapangan Senoro yang dioperasikan oleh JOB Pertamina-Medco Tomori dengan potensi pengaliran gas sebesar 60 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan pabrik amonia untuk pupuk, Lapangan gas Blok A yang dioperasikan oleh PT Medco E&P Malaka dengan potensi pengaliran gas sebesar 110 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pabrik pupuk PT Pupuk Iskandar Muda, Lapangan MDA dan MBH yang dioperasikan oleh HuskyCNOOC Madura Ltd. dengan potensi pengaliran sebesar 85 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kimia Gersik, Lapangan Tiung Biru Jambaran yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP Cepu dengan potensi pengaliran sebesar 185 BBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kujang Cikampek.

94



95


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.

IV.B PEMANFAATAN BARANG DAN JASA DALAM NEGERI

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. Hasilnya antara lain: a. Sampai dengan Desember 2013, komitmen Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) pada proses pengadaan barang dan jasa industri hulu migas mencapai 55,8% dari total belanja sebesar US$12.55 miliar. Faktor utama yang menyebabkan penurunan persentase TKDN adalah tidak siapnya industri dalam negeri untuk mendukung semakin banyaknya pengadaan proyek offshore.

SKK Migas secara konsisten terus mendorong para pelaku industri domestik, baik BUMN/BUMD maupun swasta nasional, untuk berpartisipasi secara lebih aktif di berbagai kegiatan sektor hulu migas. Sejumlah perusahaan nasional telah memanfaatkan peluang bisnis hulu migas tersebut, termasuk 15 BUMN dengan nilai transaksi pada tahun 2013 sebesar US$755.78 juta.


97

PEMANFAATAN BARANG DAN JASA DALAM NEGERI

b. Pada tahun 2013, penghematan dari optimalisasi aset sebesar US$43 juta atau 123% dari target yang ditetapkan. Sementara penghematan dari pengadaan bersama baik barang maupun jasa oleh Kontraktor KKS yang dikoordinir SKK Migas sebesar US$169,4 juta.

98


c. Pada tahun 2013 nilai komitmen transaksi pembayaran melalui bank BUMN mencapai US$8,2 miliar. Perbankan BUMN juga mendapatkan penguatan modal dari penyimpanan dana Abandonment and Site Restoration (ASR) yang hingga 30 November 2013 sebesar US$478 juta.


99


Peningkatan kapasitas dan kompetensi TKI merupakan komitmen yang terus dijaga oleh SKK Migas melalui program NCB.

IV.C PENGELOLAAN NATIONAL CAPACITY BUILDING

PENGELOLAAN NATIONAL CAPACITY BUILDING

Peningkatkan kapasitas dan kompetensi Tenaga Kerja Indonesia (TKI) merupakan komitmen yang terus dijaga oleh SKK Migas melalui program National Capacity Building (NCB). Program NCB bertujuan untuk mempercepat penguasaan kompetensi TKI bidang petrotechnical dan kompetensi teknis terkait yang siap pakai serta memenuhi kebutuhan tenaga kerja profesional petrotechnical dan kompetensi teknis terkait untuk mendukung kegiatan usaha hulu migas nasional. SKK Migas juga mendorong Kontraktor KKS meningkatkan kompetensi TKI melalui kesempatan internasional dengan cara: • Program Technical Development Exchange (TDE), • Job Assignment/On The Job Training, • Job Swapping, dan • Internasionalisasi. Program penugasan internasional TKI meningkat sampai dengan tahun 2008 sebagai wujud komitmen Kontraktor KKS terhadap pengembangan kompetensi TKI. Setelah tahun 2008, terjadi tren penurunan akibat berkurangnya posisi yang tersedia di luar negeri untuk diisi oleh TKI serta meningkatnya kebutuhan TKI di dalam negeri akibat adanya proyek-proyek besar (Banyu Urip, IDD, Masela, Muara Bakau dan Tangguh). Sebagai bagian dari NCB, SKK Migas mengimplementasikan program yang berpihak pada institusi pendidikan nasional melalui kolaborasi dengan sejumlah Perguruan Tinggi yaitu ITB, Universitas Indonesia, UNPAD, UGM, UPN Veteran, USAKTI dan Pusdiklat Migas. Manfaat yang akan didapatkan dari program NCB antara lain meningkatkan potensi kapasitas nasional, mendekatkan industri migas dengan Perguruan Tinggi, menciptakan sinergi antar Perguruan Tinggi, mengajak Perguruan Tinggi bersama-sama menciptakan lulusan yang siap pakai di Kontraktor KKS melalui program bersifat tailor–made serta memberdayakan Perguruan Tinggi/Pusdiklat sebagai Center of Excellence bagi kompetensi teknis terkait. Pola atau mekanisme pelaksanaan program NCB dilakukan melalui swakelola dengan penandatanganan Nota Kesepahaman Bersama antara SKK Migas dan 6 Perguruan Tinggi serta Pusdiklat Migas Cepu. Ditindaklanjuti dengan penyusunan Perjanjian Kerja Sama yang melibatkan Perguruan Tinggi, LEMIGAS, Asosiasi Profesi (mis: HAGI, IAGI, IATMI) dan praktisi Kontraktor KKS (TKA dan TKI), untuk: • Mendayagunakan dan melibatkan kapasitas nasional yang mampu serta berpotensi untuk dikembangkan. • Menurunkan biaya terkait pengiriman fresh graduate ke Luar Negeri untuk menjalani program S2.


101

PENGELOLAAN NATIONAL CAPACITY BUILDING

Rencananya pada tahun 2014 akan dimulai program NCB yang melibatkan 240 peserta untuk pendidikan bidang G&G, drilling engineer, drilling supervisor, reservoir engineer, production/ operation engineer, process engineer, maintenance/reliability engineer dan rotating engineer.

102



Tahun 2013 konsep pembangunan berwawasan lingkungan ditingkatkan menjadi pembangunan berkelanjutan guna mendukung Millenium Development Goals (MDG) 2015

IV.D PEMBANGUNAN BERKELANJUTAN

PEMBANGUNAN BERKELANJUTAN

Tahun 2013 konsep pembangunan berwawasan lingkungan ditingkatkan menjadi pembangunan berkelanjutan guna mendukung Millenium Development Goals (MDG) 2015, yang salah satu tujuannya adalah memastikan kelestarian lingkungan hidup melalui pemenuhan kebutuhan sekarang tanpa mengorbankan kebutuhan generasi mendatang. Program Penilaian Peringkat Kinerja Perusahaan dalam Pengelolaan Lingkungan (Proper) yang dikembangkan Kementerian Lingkungan Hidup merupakan instrumen yang sangat baik karena tidak hanya memperhitungkan penaatan peraturan tetapi juga memasukkan unsur konservasi sumber daya serta aspek tanggung jawab sosial. Pada tahun 2013 terdapat tambahan 3 Kontraktor KKS yang ikut dalam Program Proper, namun terdapat 3 Kontraktor KKS yang tidak diikutsertakan karena sedang dalam proses hukum. Berdasarkan hasil penilaian kinerja Proper tahun 2013 terdapat 6 Kontraktor KKS yang mendapat peringkat Merah, 2 di antaranya Kontraktor KKS yang baru ikut serta, dan sisanya karena ketidakmampuan memenuhi baku mutu secara sesaat dan tidak menerus. Sedangkan 43 Kontraktor KKS memenuhi baku mutu sehingga memperoleh peringkat Biru. Jumlah Kontraktor KKS yang memperoleh peringkat Hijau bertambah dari 23 menjadi 33 karena sudah melengkapi sistem manajemen lingkungan dan menerapkan upaya konservasi sumber daya. 1 Kontraktor KKS yang memperoleh peringkat Emas karena sudah menerapkan program tanggung jawab sosial yang berkelanjutan.

104


Dokumen lingkungan merupakan komitmen Kontraktor KKS dalam pengelolaan kegiatan operasi yang disetujui oleh Pemerintah melalui mekanisme pemberian kelayakan lingkungan dan penerbitan izin lingkungan. Sepanjang 2013 persetujuan dokumen lingkungan mengalami penurunan karena kendala transisi kewenangan dari pusat ke daerah, dan tidak semua daerah sudah siap menjalankan kewenangan tersebut.

Guna memastikan keselamatan pelayaran, setiap kegiatan lepas pantai disebarluaskan kepada masyarakat pelayaran melalui Maklumat Pelayaran (Mapel) dan Berita Pelaut Indonesia (BPI) sehingga kegiatan operasi lepas pantai yang dilakukan tidak akan mengganggu lalu lintas pelayaran dan sebaliknya pun demikian. Sepanjang 2013 ada 64 kegiatan operasi lepas pantai yang diumumkan melalui Mapel BPI. Untuk tujuan yang sama, seluruh Kontraktor KKS diharuskan melengkapi instalasi lepas pantainya dengan Sarana Bantu Navigasi Pelayaran (SBNP) dan ditetapkan daerah terbatas dan terlarang (DTT) di sekitar fasilitas yang dioperasikan sesuai dengan ketentuan pemerintah di bidang kenavigasian. Sepanjang 2013 sudah dilakukan tambahan pemasangan SBNP di 14 lokasi kegiatan Kontraktor KKS dan penetapan DTT untuk 9 Kontraktor KKS.


105

PEMBANGUNAN BERKELANJUTAN

Semua hal mengenai keselamatan dan kesehatan kerja sangat terkait dengan pencapaian sasaran rencana kerja dengan selamat. Kinerja keselamatan kerja diukur dengan indeks tingkat kerjadian kecelakaan kerja sesuai American National Standard Institute (ANSI) dimana semakin kecil angka indeks semakin baik kinerja keselamatan Kontraktor KKS. Indeks kecelakaan tahun 2013 sebesar 0,88 yang merupakan pencapaian yang cukup baik sejak tahun 2002.

106


V

INTERNAL SKK MIGAS

108


7/10/14 4:36 PM

INTERNAL SKK MIGAS

Jumlah Pekerja SKK Migas per Desember 2013 adalah 912 Pekerja.

V.A PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM INTERNAL

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM INTERNAL

1. DEMOGRAFI PEKERJA Jumlah Pekerja SKK Migas per Desember 2013 adalah 912 Pekerja, yang terdiri dari 830 Pekerja Tetap dan 82 Pekerja Tidak Tetap

110


2. REKRUTMEN a. Dari 277 calon pekerja yang melamar ke SKK Migas, hanya 15 pekerja baru yang memenuhi kualifikasi dan direkrut sepanjang tahun 2013. b. Keragaman latar belakang pekerja baru mencapai target dalam aspek penempatan, latar pendidikan, dan suku, namun belum mencapai target pada tahun pengalaman kerja dan jenis kelamin.


111


3. PERKEMBANGAN ORGANISASI SKK MIGAS Perkembangan organisasi SKK Migas di tahun 2013 sebagai berikut: • Lingkungan Kepala dan Wakil Kepala – 6% • Sekretaris SKK Migas - 13% • Pengawas Internal – 3% • Deputi Pengendalian Perencanaaan – 16% • Deputi Pengendalian Operasi - 19% • Deputi Pengendalian Keuangan - 15% • Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis - 19% • Deputi Pengendalian Komersial - 8%

112


4. PEMBELAJARAN DAN PENGEMBANGAN

a. Pelatihan inhouse pada tahun 2013 direncanakan 50 kelas dan terlaksana sebanyak 36 kelas disebabkan oleh faktor eksternal (mis: perubahan kebijakan dari pihak penyelenggara dan ketidaksesuaian materi dengan harapan SKK Migas). b. Realisasi program pembelajaran dalam dan luar negeri dari RPI pada tahun 2013 adalah sebesar 78,85%, disebabkan oleh adanya kebijakan pembelajaran publik yang baru sehingga pekerja membutuhkan waktu untuk menyesuaikannya. c. Program On Boarding Pekerja Baru Angkatan XIX telah dilaksanakan, kecuali kegiatan On The Job Training di Kontraktor KKS yang akan dilaksanakan pada Kuartal 2 tahun 2014 hal tersebut disebabkan oleh kesibukan Kontraktor KKS pada akhir tahun. d. Beasiswa SKK Migas tahun 2013 sudah dilaksanakan proses seleksi dan terpilih masing-masing 5 pekerja untuk beasiswa dalam negeri dan luar negeri.


113


5. PENILAIAN KINERJA PEKERJA SKK MIGAS Tahap Penilaian Kinerja tahun 2013 telah berlangsung dan Survei Penilaian Perilaku Organisasi (Penilaian 360) dilakukan pada tanggal 16 Desember 2013 dan pengumpulan penilaian KPI Individu sudah dimulai pada tanggal 16 Desember 2013.

114


INTERNAL SKK MIGAS

Jumlah TKI dan TKA di industri hulu migas sangat tergantung pada jumlah dan jenis kegiatan yang dilakukan pada tahun tersebut.

V.B PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM KONTRAKTOR KKS

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM KONTRAKTOR KKS

Jumlah tenaga kerja pada Kontraktor KKS produksi sampai akhir tahun 2013 sebesar 29.089 orang. Dari total pekerja tersebut, Tenaga Kerja Indonesia (TKI) mencapai sekitar 96,4% sedangkan Tenaga Kerja Asing (TKA) hanya sekitar 3,6%. Sedangkan jumlah tenaga kerja pada Kontraktor KKS eksplorasi sebesar 1.903 orang. Dari total pekerja tersebut, persentase TKI mencapai sekitar 93,86% sedangkan persentase TKA hanya sekitar 6,14%.

116


Jumlah TKI dan TKA di industri hulu migas sangat tergantung pada jumlah dan jenis kegiatan yang dilakukan pada tahun tersebut. Sejak tahun 2008, penggunaan TKA dipertahankan selalu lebih rendah dari 4% dari seluruh jumlah tenaga kerja. Kesempatan kerja untuk TKI berdasarkan Rencana Penggunaan Tenaga Kerja (RPTK) yang telah disetujui di berbagai bidang, sehingga masih banyak dan terbuka lebar untuk menyerap tenaga kerja di Industri hulu migas ini. Tenaga kerja industri hulu migas di tahun 2014 diperkirakan akan naik signifikan karena adanya kebutuhan rekrutmen untuk pelaksanaan proyek-proyek besar oleh Kontraktor KKS seperti Mobil Cepu Ltd., BP Indonesia, dan Inpex Masela. Proyek-proyek tersebut merupakan kegiatan lanjutan tahun 2013. Penggunaan TKA dibatasi hanya pada disiplin yang keahlian TKI masih terbatas atau sebagai perwakilan investor (leadership). TKA disyaratkan harus mempunyai minimum 10 tahun pengalaman. Untuk pengembangan TKI, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan program internasionaliasi (swapping & TDE).


117

INTERNAL SKK MIGAS

Berdasarkan hasil audit BPK-RI, SKK Migas 5 tahun berturut-turut mendapatkan penilaian wajar tanpa pengecualian (WTP).

V.C HASIL AUDIT BPK-RI ATAS LAPORAN KEUANGAN INTERNAL SKK MIGAS

HASIL AUDIT BPK-RI ATAS LAPORAN KEUANGAN INTERNAL SKK MIGAS

Pasca pembubaran BPMIGAS oleh Mahkamah Konstitusi pada tanggal 13 November 2012, BPK ditugaskan melakukan audit kinerja dan audit keuangan lembaga, untuk tujuan penyempurnaan kinerja di masa yang akan datang. Dari audit yang dilakukan selama sekitar 6 bulan, BPK merekomendasikan 3 hal, yaitu : 1. Menetapkan status pengelolaan keuangan SKK Migas. 2. Menetapkan sumber dan mekanisme pendanaan SKK Migas melalui mekanisme APBN. 3. Mengusulkan UU yang mengatur tentang fungsi dan tugas SKK Migas sebagaimana diamanatkan dalam putusan Mahkamah Konstitusi. Sebagai tindak lanjut atas rekomendasi tersebut, SKK Migas berkoordinasi dengan Komisi Pengawas dan Kementerian ESDM serta Kementerian Keuangan, dan melakukan hal- hal sebagai berikut: a. Terhadap rekomendasi 1: SKK Migas mengusulkan agar dilakukan revisi Perpres No.9/2013 utamanya terkait dengan aset SKK Migas: “Status aset SKK Migas merupakan kekayaan negara yang dipisahkan sehingga pengelolaan keuangan yang disajikan dalam LKPP hanya sebesar nilai bersih ekuitas”. b. Terhadap rekomendasi 2: SKK Migas telah berkomunikasi dengan Komisi Pengawas, Kementerian ESDM dan Kementerian Keuangan untuk mendiskusikan kelengkapan peraturan yang dibutuhkan untuk merealisasikan rekomendasi BPK, sehingga kebutuhan anggaran SKK Migas tahun 2014 dapat direalisasi tepat waktu. c. Terhadap rekomendasi 3 : SKK Migas telah mengusulkan agar pemerintah dan DPR segera membahas undang-undang yang mengatur fungsi dan tugas SKK Migas sebagaimana diamanatkan dalam putusan MK Dalam rangka kegiatan audit Laporan Keuangan Tahun Buku 2012 (1 Januari s/d 13 November 2012), yang merupakan Laporan Keuangan terakhir dari BPMIGAS, telah selesai diperiksa oleh BPK, dan mendapat penilaian Wajar Tanpa Pengecualian (WTP). Dengan demikian, Laporan Keuangan SKK Migas (d/h BPMIGAS) telah memperoleh penilaian WTP dalam 5 tahun terakhir. Untuk kegiatan pemeriksaan Laporan Keuangan Tahun Buku 2012 (14 November 2012 s/d 31 Desember 2012) dan Tahun Buku 2013, akan menjadi program pada tahun 2014.


119

INTERNAL SKK MIGAS

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

V.D CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK TATA KELOLA ORGANISASI

CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK TATA KELOLA ORGANISASI

Pada tahun 2013, 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, penipuan, dan gratifikasi. Beberapa kegiatan tersebut adalah: 1) Wajib LHKPN SKK Migas telah menerbitkan SK Kepala SKK Migas Nomor KEP-0334/SKK0000/2013/S0 tentang Kewajiban Menyampaikan Laporan Harta Kekayaan Penyelenggara Negara (LHKPN). SK tersebut mewajibkan seluruh Pimpinan dan Pekerja SKK Migas untuk menyampaikan LHKPN. Program ini dimulai sejak tahun 2012 (era BPMIGAS) dan secara konsisten terus dilakukan. Sesuai dengan ketentuan tentang LHKPN, maka setiap 2 tahun sekali atau setiap terjadinya promosi/menduduki jabatan baru, Pimpinan dan Pekerja SKK Migas diwajibkan untuk memperbarui LHKPNnya dengan mengisi Form LHKPN B. 2) Pelaporan Penerimaan Gratifikasi Sejak akhir tahun 2011, SKK Migas (d/h BPMIGAS) telah menerbitkan Pedoman Pengendalian Gratifikasi (PPG), dimana dalam pedoman tersebut dinyatakan bahwa seluruh Pimpinan dan/atau Pekerja SKK Migas termasuk keluarganya tidak diperkenankan menerima gratifikasi terkait dengan jabatan dan wewenangnya. Untuk itu setiap Pimpinan dan/atau Pekerja SKK Migas yang apabila dalam tugasnya menerima sesuatu dari pemangku kepentingan terkait dengan jabatan dan wewenangnya, wajib melaporkan penerimaan tersebut ke Pengawasan Internal sebagai Unit Pengelola Gratifikasi. Selama tahun 2013 terdapat 26 pelaporan penerimaan gratifikasi dari Pimpinan dan Pekerja SKK Migas dengan perincian sebagai berikut :


121

CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK TATA KELOLA ORGANISASI

3) Whistle Blowing System (WBS) Sejak Agustus 2013 SKK Migas membuka Saluran Pelaporan Pelanggaran atau Whistle Blowing System (WBS) dengan nama KAWAL SKK Migas. Saluran ini bisa digunakan baik oleh pelapor internal maupun eksternal, untuk melaporkan dugaan pelanggaran yang dilakukan oleh Pimpinan 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 Pedoman Pengendalian Gratifikasi, dugaan kecurangan, dugaan konflik kepentingan, dugaan pelecehan, dan dugaan penyebaran atau pembocoran rahasia institusi. Selama tahun 2013 terdapat 6 pengaduan yang masuk dalam lingkup kriteria dan 12 laporan yang diluar lingkup kriteria pelaporan dengan perincian sebagai berikut :

Seluruh laporan yang masuk ke Kawal SKK Migas, telah ditindak lanjuti sesuai dengan ketentuan yang berlaku. 4) Penilaian Risiko Pada tahun 2013 SKK Migas telah membentuk Tim Perbaikan dan Pengawasan Tata Kelola yang Baik dengan tugas antara lain : a. Memetakan permasalahan potensi tindak pidana korupsi di SKK Migas dan di industri hulu migas; b. Menindaklanjuti usulan perbaikan yang disampaikan oleh pihak ketiga sebagai hasil dari kajian risiko korupsi di area Pimpinan SKK Migas dan di industri hulu migas; c. Melakukan koordinasi dengan instansi yang berwenang di bidang penegakan hukum dalam menyusun perbaikan-perbaikan dan tindak lanjut yang diperlukan; d. Melaksanakan perbaikan, pengawasan dan/atau penugasan lainnya yang dibutuhkan sehubungan dengan pencegahan terhadap potensi tindak pidana korupsi di SKK Migas.

122


Dalam rangka melaksanakan tugas tersebut, Tim bekerja sama dengan pihak ketiga yang independen untuk: a. mencegah, mendeteksi dan menindaklanjuti potensi korupsi di industri hulu minyak dan gas bumi dan area Pimpinan SKK Migas, b. melakukan komputer forensik, dan c. melakukan analisa data yang terkumpul dari Focus Group Discussion yang melibatkan pemangku kepentingan, Kontraktor KKS, penyedia barang/jasa, dan pengamat industri hulu migas. Pekerjaan ini berlangsung pada bulan November-Desember 2013, dengan hasil sebagai berikut: a. Daftar Risiko Korupsi beserta analisa penyebab munculnya risiko tersebut dan rencana mitigasinya pada area industri hulu migas dan area Pimpinan SKK Migas. b. Hasil identifikasi potensi tindak pidana korupsi yang telah terjadi di SKK Migas dan identifikasi area-area yang memiliki risiko korupsi tinggi. Hasil dari analisis data akan digunakan sebagai masukan dalam melakukan asesmen risiko korupsi di tahun 2014 yang akan mencakup seluruh fungsi dan proses bisnis di SKK Migas. 5) Kegiatan Lainnya Dalam rangka memperkenalkan program KAWAL SKK Migas, telah dilakukan sosialisasi program KAWAL SKK Migas bersamaan dengan internalisasi Pedoman Pengendalian Gratifikasi yang diikuti oleh seluruh Pimpinan dan Pekerja SKK Migas.


123

INTERNAL SKK MIGAS

Guna mendukung Renstra SKK Migas dimaksud maka diperlukan sistem Teknologi Informasi

V.E SISTEM TEKNOLOGI KOMUNIKASI DAN INFORMASI

SISTEM TEKNOLOGI KOMUNIKASI DAN INFORMASI

1) Enterprise Resources Planning (ERP) - System Application and Product (SAP) tahap 1 Dalam rangka mendukung proses transformasi organisasi SKK Migas, serta sesuai dengan amanah dari Rencana Strategis (Renstra) SKK Migas menuju World Class Organization, perlu diimplementasikan Sistem Informasi Internal (SII) yang mampu mendukung proses bisnis dan operasi internal di SKK Migas secara terintegrasi yang berkelas dunia Guna mendukung Renstra SKK Migas dimaksud maka diperlukan sistem Teknologi Informasi berupa software Enterprise Resources Planning (ERP) sebagai perangkat terintegrasi Manajemen SKK Migas dalam merencanakan dan mengelola berbagai aktivitas sehari-hari secara terintegrasi untuk mendukung fungsi pengawasan dan Pengendalian kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi Melalui proses pelelangan maka terpilihlah software ERP - System Application and Product in Data Processing (SAP) yang telah banyak digunakan di 500 Fortune Company dan berbagai kantor pemerintahan/pelayanan publik di dunia. SKK Migas merupakan lembaga Pemerintah pertama di Indonesia yang mengimplementasikan ERP-SAP.

Manfaat yang diharapkan dari program ini adalah: a. Meningkatkan effisiensi, efektivitas, dan percepatan proses bisnis internal SKK Migas. b. Meningkatkan keakuratan pencatatan dan transparansi pengelolaan proses bisnis internal sehingga mendukung pelaksanaan prinsip good governance di SKK Migas. c. Meningkatkan kolaborasi antara fungsi penunjang proses bisnis internal SKK Migas. d. Membantu manajemen SKK Migas melihat situasi internal organisasi secara lebih menyeluruh dan real time dalam rangka pengambilan keputusan.

2) Sistem AFE Manager Salah satu bentuk kegiatan pengawasan dan pengendalian kegiatan usaha hulu migas adalah melakukan evaluasi dan memberikan persetujuan atas usulan AFE, WP&B, dan POD diajukan oleh Kontraktor KKS. Untuk mendukung fungsi pengawasan dan pengendalian, SKK Migas telah mempunyai Sistem AFE Terpadu yang dapat diintegrasikan dengan aplikasi lain di SKK Migas menggunakan Service Oriented Architecture (SOA) sebagai alat bantu pengawasan dan pengendalian anggaran Kontraktor KKS yang terpadu dan komprehensif. Guna mendukung kebutuhan SKK Migas, telah dipilih sistem AFE Manager dengan tujuan membuat user interface berbasis web untuk Sistem AFE Terpadu SKK Migas. Hal ini dilakukan agar dapat diakses oleh pengguna baik dari internal maupun eksternal kantor SKK Migas.


125


Adapun manfaat dari Sistem AFE Manager ini adalah untuk mengintegrasi data referensi yang digunakan dalam database Sistem AFE Terpadu SKK Migas dengan master data SKK Migas yang tersedia, dan melakukan identifikasi semua web services yang terdapat dalam Sistem AFE Terpadu SKK Migas untuk digunakan dalam pengembangan workflow menggunakan webmethod.

Agar fungsi pengawasan dan pengendalian rencana kerja dan anggaran Kontraktor KKS oleh SKK Migas dapat dilakukan dengan baik, perlu dilakukan penyempurnaan Sistem AFE Terpadu menjadi suatu engine yang dapat mengintegrasikan proses antara AFE, WP&B dan POD.

3) SOT Rekonstruksi (POC) Dalam mengawasi dan mengendalikan kegiatan usaha hulu migas, SKK Migas memerlukan suatu sistem yang memadai. Sistem yang dibutuhkan adalah sistem informasi yang mengacu pada suatu konsep ‘open’, berbasis standar dan terintegrasi secara penuh, baik untuk internal maupun eksternal. Untuk mengantisipasinya, SKK Migas telah mengembangkan Sistem Operasi Terpadu (SOT), yang dibagi menjadi beberapa inisiatif, diantaranya SOT Produksi, SOT Aset, SOT FQR, dsb. Tujuan dari dibangunannya sistem SOT Rekonstruksi adalah untuk melakukan review dan memberikan rekomendasi rancangan Framework Generic SOT, serta memberikan masukan terkait teknologi yang dapat digunakan secara open source technology, membuat detail Functional Requirement dan Web Service API yang harus disediakan oleh masing-masing modul/bagian dari Framework Generic SOT, merancang framework yang sesuai secara umum untuk solusi SOT, mendetailkan fungsionalitas yang telah dirancang menjadi work package dan merancang web service yang seharusnya ada termasuk API.

126

Manfaat dari SOT Rekonstruksi, SKK Migas akan mempunyai keseragaman solusi aplikasi SOT, sehingga proses maintenance dan pengembangan aplikasi SOT selanjutnya dapat dilakukan dengan lebih mudah.


4) Pengembangan Master Data SKK Migas Belum adanya enterprise master data atau master record SKK Migas yang dapat dijadikan referensi bagi seluruh aplikasi di semua bidang mengakibatkan masih terdapatnya duplikasi dan inkonsistensi pelaporan data dan informasi. Master data diperlukan guna menghindari adanya silo database dimana setiap aplikasi mempunyai master data sendiri. Pengelolaan master data yang terintegrasi ini diharapkan tidak hanya mempermudah workflow dan akses ke data, tetapi juga meningkatkan kualitas data dengan adanya single source of truth. Pelaporan data via SOT memerlukan master data, antara lain untuk memberikan pelaporan tentang produksi sumur, lapangan, dan data fasilitas produksi lainnya. Data Kontraktor KKS dan WK dibutuhkan untuk seluruh aplikasi internal SKK Migas. Tujuan Pengembangan master data SKK Migas adalah: a. Membangun operasional master data SKK Migas yang wajib digunakan sebagai referensi bagi aplikasi maupun bagi pengolahan data dan informasi di seluruh fungsi SKK Migas. b. Mengembangkan kerangka kerja standard naming convention untuk penamaan sumur, transportasi, dan fasilitas/aset migas. c. Menyediakan perangkat sistem informasi untuk mengumpulkan, mengolah, menjaga kualitas dan konsistensi, serta menyajikan master data. d. Membangun online data dictionary master data SKK Migas dan menyusun draft data governance. Manfaat pengembangan master data SKK Migas adalah sebagai otoritas sumber data yang berada di SKK Migas. Hal ini akan mengakibatkan tercapainya master data yang 99% error free, zero inaccuracy, dan zero redundacy; terjaganya konsistensi data yang dapat digunakan dan didukung oleh semua lini di SKK Migas; tercapainya bentuk standar dari data yang ada di SKK Migas; terciptanya kemudahan dalam memelihara data sesuai bisnis proses di SKK Migas; serta terbangunnya kondisi lingkungan data yang aman dengan konsep single version of the truth.



127


5) Computer Forensic LAB Dalam mengawasi dan mengendalikan kegiatan usaha hulu migas, SKK Migas perlu melakukan pengolahan data dan informasi, serta mengamankan data tersebut agar kepemilikan dan kerahasiaan data dan informasi terjaga. Guna memperkuat tingkat keamanan informasi yang ada di SKK Migas diperlukan semacam penjagaan, kegiatan memonitor, dan mengontrol semua perangkat teknologi informasi yang ada. Salah satu bentuk penjagaan tersebut dapat dilakukan dengan mengimplementasikan sistem Enterprise Forensic dan membangun Laboratorium Computer Forensic.

Dengan dibangunnya sistem Enterprise Forensic dan ruangan Laboratorium Computer Forensics SKK Migas dengan metode rancang-bangun (design-and-build), pengadaan perangkat, dan implementasi sistem dengan masa garansi perangkat dan perawatan (support maintenance). Dengan obyektifitas tersebut maka didapatkan tingkat pengamanan informasi yang lebih komprehensif.

Adapun manfaat dari sistem Enterprise Forensic adalah sebagai sarana dan prasara dalam proses perkuatan pengamanan data dan informasi yang ada di SKK Migas, mewujudkan efisiensi dan efektifitas dalam memonitor ketersediaan dan kerahasiaan data dan informasi terkait kegiatan hulu minyak dan gas bumi, mampu untuk melakukan investigasi lanjut dalam penjagaan dan pengamanan data dan informasi, serta memonitor dan mengendalikan aset teknologi informasi yang ada di SKK Migas.

128


INTERNAL SKK MIGAS

Pelaksanaan CSR menjadi perhatian khusus bagi SKK Migas, untuk dilaksanakan dengan tepat dan berkesinambungan di area kerja hulu migas, guna mendukung iklim yang kondusif bagi pelaksanaan kegiatan operasi hulu migas

V.F BANTUAN KEPADA MASYARAKAT


BANTUAN BANJIR JAKARTA Tanggal April 2013 Peserta Yayasan Garuda Nusantara SKK Migas Kontraktor KKS

130


PENYERAHAN BANTUAN SKK MIGAS KALSUL – CICO UNTUK KORBAN KEBAKARAN KEPADA WARGA KAMPUNG BARU BALIKPAPAN. Tanggal 4 Jan 2013 Peserta Pemkot Balikpapan dan Kel. Kamp. baru : SKK Migas Kalsul dan Pimpinan CICO


131


PENANAMAN SATU JUTA MANGROVE DI SAMBOJA KUKAR Tanggal 2 Februari 2013 Peserta - Gubernur Kaltim, Polda Kaltim dan TNI beserta jajaran - SKK Migas Pusat, Perwakilan Kalsul dan Pimpinan TEPI

132


Program pembibitan karet unggul – kelompok Tani Karya Hidup Baru Kutai Kartanegara Tanggal 5 Maret 2013 Peserta - Pemkab Kukar dan camat Samboja beserta jajaran - SKK Migas Kalsul– Kontraktor KKS (TEPI, ENI, CICO)



133

7/10/14 3:28 PM


PERESMIAN RENOVASI GEDUNG PUSBAN MUARA PANTUAN Tanggal 28 Februari 2013 Peserta - Gubernur Kaltim, Polda Kaltim dan TNI beserta jajaran - SKK Migas Pusat, Perwakilan Kalsul dan Pimpinan TEPI

134


PELATIHAN PENGELASAN TINGKAT DASAR ANGKATAN KE 2 Tanggal 15-19 April 2013 Peserta - Pemkab KUKAR, Kec. Samboja dan pemuda daerah sekitar operasi - SKK Migas Kalsul– Kontraktor KKS TEPI


135


SERAH TERIMA PROGRAM CSR HESS KEPADA NELAYAN BALIKPAPAN Tanggal 20 Juli 2013 Peserta - Walikota Balikpapan, Nelayan Balikpapan - SKK Migas Kalsul– Kontraktor KKS HESS

136


PENANAMAN MANGROVE DI DESA TERITIP BERSAMA KODAM MULAWARMAN Tanggal 1 November 2013 Peserta - Kodam VI Mulawarman - SKK Migas Kalsul– Kontraktor KKS TEPI


137


PENANAMAN POHON / PENGHIJAUAN Tanggal 31 Desember 2013 Peserta - KODIM 0906/ TGR, KOREM 091/ ASN, KODAM VI/ MLW - SKK Migas – Pertamina EP

138


BANTUAN BANJIR JAWA TIMUR Tanggal Desember 2013 Peserta - Pemkab Bojonegoro - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur


139


BANTUAN BANJIR JAWA TIMUR Tanggal Desember 2013 Peserta - Pemkab Tuban - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur

Tanggal Desember 2013 Peserta - Pemkab Blora - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur

140


BANTUAN BANJIR JAWA TIMUR Tanggal Desember 2013 Peserta - Pemkab Sampang - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur

Tanggal Desember 2013 Peserta - Pemkab Gresik - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur


141


BANTUAN JARING UNTUK NELAYAN DESA BANDARAN & KRAMAT KEC TLANAKAN KAB. PAMEKASAN Tanggal November 2013 Peserta - Perwakilan Masyarakat - SKK Migas – Kontraktor KKS Jawa Timur

142


Bantuan kepada korban banjir Wasior Tanggal Juli 2013 Peserta - Bupati Wasior - SKK Migas – Kontraktor KKS Wilayah Pamalu



143

7/10/14 3:29 PM

144


LAMPIRAN

PETA WILAYAH KERJA MIGAS & GMB DI INDONESIA 2014 STATUS 1 JAN 2014

WILAYAH I

146


WILAYAH II

Batas laut teritorial, perlu kesepakatan Batas maksimum landasan kontinen (yang memungkinkan)

WILAYAH III


147

WILAYAH I

1.13 1.42

1.43

1.21 1.20

1.19

1.55

1.25

1.10

1.1

1.18

1.41 1.7

1.30

1.28

1.35

1.34

1.16

1.37 1.31

1.5

1.12

1.14

1.29

1.4

1.36

1.8

1.33

1.44 1.2

1.9

1.32 1.24

1.23

1.33

1.17 1.15

1.6


1.11

1.26

1.3

1.38 1.22

148

1.27

1.39

1.40

1.01

Air Komering, CAHAYA BR PSC, 12-12-2004, Ons.Eks(B-3)

1.23

Gurita, LUNDIN GURITA BV PSC, 12-12,2004, Ons.Eks(B-3)

1.02

Anambas, AWE PSC, 12-12-2004, Off.Eks(C1-2)

1.24

Jabung, PETROCHINA PSC, 27-02,1993, Ons.EPT(B3)

1.03

Andaman III, TALISMAN PSC, 30-11-2009, Off.Eks(A1)

1.25

Jambi Merang, JOB HESS JOB, 10-02,1989, Ons.Ept(B3)

1.04

Area A – N.Sumatera, Medco PSC-EXT, 01-09-1991,Ons.Ept-EXT(A2)

1.26

Kakap, STAR ENERGY PSC, 22-03,1975, Off.Ept-EXT(C1)

1.05

Bangko, PETROCHINA PSC, 17-02-1995, Ons.Ept (B3)

1.27

Kalyani, EURORICH PSC, 19-12,2011, Ons.Eks(B3)

1.06

Baronang, LUNDIN PSC, 30-12-2003, Ons.Eks(B3)

1.28

Karang Agung, ODIRA PSC, 16-01,2007, Ons.Ept(B3)

1.07

Batanghari, CNOOC PSC, 16-01-2007, Ons.Eks(B3)

1.29

Kerapu, PEARL OIL PSC, 13-11,2008, OFF.Eks(c1)

1.08

1.30

1.01 - 1.44

Batu Gajah, RANHILL PSC, 16-01,2007, Ons.Eks(B3)

Kisaran, PACIFIC O7G PSC, 17-05,2001, Ons.Eks(B2)

1.09

Belida, SELE RAYA PSC, 12-12,2004, Ons.Eks(B3)

1.31

Korinci Baru, KALILA PSC, 15-05,1997, Ons.EPT(B2)

Legenda WK

1.10

Bentu Segat, KALILA PSC, 20-05,1991, Ons.Ept(B2)

1.32

Krueng Mane, ENI PSC, 27-09,1999, Off.Ept(A1)

1.11

Bohorok, BUKIT ENERGY PSC, 25-05,2012, Ons.Eks(A2)

1.33

Lampung III, HARPINDO PSC, 05-05,2009, Ons.Eks(C3-4)

1.12

Bukit Batu, GEO LINK PSC, 25-05,2012, Ons.Eks(B2)

1.34

Langgak (MFK), SPR-KINGSWOOD PSC, 25-11,1963, Ons.Ept(B2)

1.13

Bungamas, BUNGAMAS E. PSC, 22-12,2005, Ons.Eks(B3)

1.35

Lemang, HEXINDO PSC, 16-01,2007, Ons.Eks(B3)

1.14

Cakalang, LUNDIN PSC, 13-11,2008, Off.Eks(C1)

1.36

Lematang, MEDCO PSC, 06-04,1987, Ons.Ept(B3)

1.15

CPP, BOB BUMI SIAK PUSAKO PSC, 09-08,1975, Ons.Ept (B2)

1.37

Lhokseumawe, ZARATEX PSC, 22-12,2006, Ons/Off,Eks(A1)

1.16

Corridor, COPI PSC, 20-12,1983, Ons.Ept-EXT(B3)

1.38

Lirik II, KARYA INTI PSC, 16-01,2007, Off, Eks(C2)

1.17

Duyung, W.NATUNA EXPL. PSC, 16-01,2007, Off.Eks(C2)

1.39

Mahato, EMASPTH-BKTENERGY PSC, 25-05,2012, Ons.Eks(B2)

1.18

East Jabung, PAN ORIENT PSC, 11-11,2011, Ons.Eks(B3)

1.40

WK Eksplorasi

1.19

East Pamai, NORTHERN PSC, 05-05,2009, Ons.Eks(B2)

1.41

Marquisa, SCHINTAR PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(AB-2)

WK GMB Eksplorasi

1.20

East Seruway, KRISENERGY PSC, 13-11,2008, Ons.Eks(A2)

1.42

Mentawai, TOTAL PSC, 09-10,2012, Ons.Eks(AB-2)

WK Eksploitasi

1.21

East Sokang, SERICA PSC, 10-10,2012, Ons.Eks(A2)

1.43

Merangin I, MEDCO PSC, 06-04,1987, Ons.Eks(B3)

WK Proses Terminasi

1.22

Gebang, PHE COSTA JOB, 29-11,1985, OnS/Off.Ept(A2)

1.44

Merangin II, SELE RAYA PSC, 04-10,2003, Ons.EPT(B3)

1.01


Keterangan cara baca legenda

1.01

: WK ID

Air Komering : Wilayah kerja CAHAYA BR : OPERATOR PSC : Jenis Kontrak 12-12-2004 : Tanggal Efektif Kontrak Ons. : Lokasi Ons/Off Eks. : Status B-3 : Lokasi WK (pada kolom B, baris ke 3)

Keterangan Warna Legenda WK

Malacca Strait, KONDUR PSC, 05-08,2000, Ons/Off, Ept-EXT(B2)


149

WILAYAH I

1.87 1.51

1.69

1.59 1.63 1.77 1.52

1.55

1.78 1.70 1.84

1.81

1.72 1.48

1.57 1.60 1.65

1.56

1.49

1.66 1.64

1.54

1.73

1.85

1.53 1.45 1.83

1.80

1.62

1.58

1.82

1.75

1.46 1.67

1.86 1.68 1.76

1.47

1.74 1.50

1.79

150


1.61

1.71

1.45 1.46 1.47 1.48 1.49 1.50 1.51 1.52

Natuna A, PREMIER PSC-EXT, 16-10,2009, Off, Ept-EXT(C1-2)

North Baturaja, TERRA GLOBAL PSC, 19-12,2011, Ons.Eks(B3)

NE.Natuna, TITAN RES. PSC, 15-05,1997, Off.Eks(C1)

North Sokang, NS ENERGY LTD PSC, 00-12,2010, Off.Eks(C1)

N.Sumatra B block, EXXON PSC-EXT, 01-09,1997, Ons.Eks(B-3)

NW Natuna, GENTING OIL PSC, 12-12,2004, Off.Eks(C1)

North Sumatera Ofs, EXXON PSC, 17-09,2005, Ons/Off.Ekp-EXT(A1)

Ogan Komering, JOB TALISMAN PSC, 29-02,1988, Ons.EPT(B3)

1.45 - 1.88

1.53

Legenda WK

1.54

Pandan, TROPIK ENERGY

1.55

Pari, INDOREACH

1.56

Pase, TRIANGLE PASE INC.

1.57

Pendopo, JOB GOLDENSPIKE

1.58

Puri, PURI PETROLEUM

1.59

Ranau, PRABU ENERGY

1.60

Rimau, MEDCO

1.61

Rokan, CHEVRON

1.62

Sakakemang, CAKRA NUSA

WK Eksplorasi

1.63

Sekayu, STAR ENERGY

WK GMB Eksplorasi

1.64

Selat Panjang, PETROSELAT

WK Eksploitasi

1.65

Sembilang, MANDIRI PU

WK Proses Terminasi

1.66

Seruway, TRANSWORLD

1.01



1.01

: WK ID



Palmerah, TATELY N.V PSC, 30-12,2003, Ons.Eks(B3)

PSC, 12-12,2004, Ons.Eks(B3)

PSC, 16-01,2007, Off.Eks(C2)

PSC, 16-10,1968, Ons.Ept(A2)

JOB, 06-07,1989, Ons.Ept(B3)

PSC, 18-05,2010, Ons.Eks(B3)

PSC, 12-11,2011, Ons.Eks(B3)

PSC, 23-04,1973, Ons.Ept(B3)

PSC-ext, 28-11,1993, Ons.Ept-EXT(B2)

PSC, 18-05,2010, Off.Eks(B3)

PSC, 16-01,2007, Ons.Eks(B3)

PSC, 08-09,1991, Ons.EPT(B2)

PSC, 01-04,2011, Ons.Ept(B2)

PSC, 12-12,2004, Ons.Eks(A2)

1.67 1.68 1.69 1.70 1.71 1.72 1.73 1.74 1.75

Siak, CHEVRON PSC, 25-09,1963, Ons.Ept(B2)

Sokang, BLACK PLAT.INVST PSC, 00-12,2010, Off.Eks(C2)

S&C. Sumatera, MEDCO PSC, 28-11,1963, Ons.Ept(B3)

South Baturaja, ANUGERAH MS PSC, 19-12,2011, Ons.Eks(B3)

South Betung, TECHWIN PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

South Blok A, RENCO ENERGY PSC, 05-05,2011, Ons.Eks(A2)

South CPP, RANHILL PAMAI PSC, 13-11,2008, Off.Eks(B2)

SE. Tungkal, GUJARAT PSC, 13-11,2008, Off.Eks(B3)

South Jambi B, COPI PSC, 26-01,1990, Ons.Ept(B3)

1.76

South Natuna B, COPI

1.77

S Lirik, TEXCAL-INDRILL

1.78

S Sokang, LUNDIN-SALAMANDER PSC, 06-12,2010, Off.Eks(C2)

1.79

SW. Bukit Barisan, RADIANT

1.80

Sumbagsel, COOPER ENERGY PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.81

Tonga, MOSESA PETROLEUM

1.82

Tuna, PREMIER

1.83

Tungkal, MONTD’OR OIL

1.84

W.Air Komering, TIARA BUMI

1.85

W.Belida, ORCHARD ENERGY

1.86

W. Glagah K, PETRONAS

1.87

W.Kampar, SPE

1.88

W.Tungkal, THREE GOLDEN

PSC-EXT, 16-10,2016, Off.Ept-EXT(C2)

PSC, 25-05,2012, Ons.Eks(B3)

PSC, 13-11,2008, Ons.Eks(A2)

PSC, 16-01,2007, Ons.Ept(A2)

PSC, 21-03,2007, Off.Eks(C1)

PSC, 26-08,1992, Ons.Ept(B3)

PSC, 21-03,2007, Ons.Eks(B3)

PSC, 05-05,2009, Ons.Eks(B3)

PSC, 30-11,2009, Ons.Eks(A2)

PSC, 22-12,2005, Ons.Eks(B2)

PSC, 13-11,2008, Off.Eks(B3)


151

WILAYAH I

1.89

1.109 1.112 1.93

1.100 1.98

1.90 1.92

1.113

1.99

1.94 1.91

1.108

1.114

1.95

1.106 1.97 1.110

1.111

1.103 1.107 1.115

1.96 1.105 1.101 1.104 1.102

152


1.89

GMB Air Benakat I, PHE METANA PSC, 30-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.100

GMB Muara Enim III, PHE-BTRAJA PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.90

GMB Air Benakat II, PHE METANA PSC, 30-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.101

GMB Muralim, DART PSC, 24-11,2010, Ons.Eks(B3)

1.91

GMB Air Benakat III, PHE METANA PSC, 30-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.102

GMB Ogan Komering, OIG PSC, 05-05,2009, Ons.Eks(B3)

1.92

GMB Air Komering, BATURAJA PSC, 30-04,2011, Ons.Eks(B3))

1.103

GMB Ogan Komering II, EOM PSC, 04-08,2009, Ons.Eks(B-C3)

1.93

GMB Belida, SELE-ANDALAS PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.104

GMB Rengat, INDON CBM PSC, 30-11,2009, Ons.Eks(B3)

1.94


1.105

GMB Sekayu, MEDCO SEKAYU PSC, 26-06,2008, Ons.Eks(B3)

1.95

GMB Indragiri Hulu, SAMANTAKA PSC, 26-06,2008, Ons.Eks(B3)

1.106

GMB Sekayu II, EPHINDO-STAR PSC, 09-10,2012, Ons.Eks(B3)

1.96

1.107

1.89-1.111

GMB Lematang, MEDCO-SAKA PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B2)

GMB Sijunjung, LION - BA PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.97

GMB Muara Enim, TRISULA PSC, 30-11,2009, Ons.Eks(B3)

1.108

GMB Suban I, PHEM - SUBAN PSC, 12-12,2004, Ons.Eks(B3)

Legenda WK

1.98

GMB Muara Enim I, PHE PSC, 24-11,2010, Ons.Eks(B3)

1.109

GMB Suban II, PHEM – SUBAN MG PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.99

GMB Muara Enim II, PHE PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(B3)

1.110

GMB Tj.Enim, DART PSC, 08-04,2009, Ons.Eks(B3)

1.111

Bengkulu, ECOSSE PSC, 04-08,2009, Ons.Eks(B3)

1.01



1.01

: WK ID



WK Eksplorasi WK GMB Eksplorasi WK Eksploitasi WK Proses Terminasi


153

WILAYAH II

2.21

2.14 2.30

2.41

2.38

2.3

2.42

2.36

2.1 2.19 2.40

2.17

2.33

2.20

2.18

2.15

2.9

2.16 2.25 2.34

2.22

2.28 2.32 2.39

2.18 2.2

2.6

2.5 2.4

2.43

2.13


2.27

2.37

2.11 2.7

154

2.44

2.26

2.8 2.51

2.31

2.12

2.23

2.24 2.35

2.10 2.29

2.15

2.14

2.01

Alas Jati, INSANI BINA P PSC,09-00-2007, Ons.Eks(D-4)

2.23

Long Hubung L. Bagun, KALISAT PSC,18-05-2010 Ons.Eks(E2)

2.02

Babai, KOMODO ENERGY PSC, 25-05-2012,Ons.Eks(D3-4)

2.24

Madura, SPE PETRO PSC, 13-11-2008,Off.Eks(D4)

2.03

Bangkanai, SALAMANDER PSC, 30-12-2003, Ons.Eks (E3)

2.25

Madura Offshore, SANTOS PSC, 13-11-2008, Off. Eks (D4)

2.04

Barito, ALTAR PSC,12-12-2004, Ons.Eks (E3)

2.26

Mahakam Hilir, SPC PSC,13-11-2008, Off.Eks(E3)

2.05

Bawean, CAMAR RESCR. PSC,21-11-2011, Ons.Eks (B2)

2.27

Mandala, BUMI HASTA-FORTUNE PSC, 18-05-2010, Ons.Eks(D4)

2.06

Belayan, GERALDO ENERGY PSC, 21-11-2011, Ons.Eks (B2)

2.28

Muriah, PETRONAS PSC, 20-05-1991, Off.Ept(D4)

2.07

Bengara I, MEDCO PSC, 17-09-1999 Ons/Off.Eks(E2)

2.29

NE Madura, TECHWIN PSC, 18-05-2010, OFF.Eks(E4)

2.08

2.30

2.01 - 2.44

Biliton, MITRA ENERGY PSC, 30-12-2003, Off.Eks(D3)

North Kangean, PETROJAYA PSC, 16-01-2007, Off.Eks(D4)

2.09

Blora, SELE RAYA ENERGY PSC, 30-11-2009,Off.Eks(D3)

2.31

North Madura, HUSKY PSC, 13-11-2008, Off.Eks(E4)

Legenda WK

2.10

Brantas, LAPINDO PSC, 23-04-1990, Ons.Ept(D4)

2.32

North Sumbawa II, HUSKY PSC, 13-11-2008, Off.Eks(E4)

2.11

Bulu, KRISENERGY PSC, 14-10-2003,Off.Eks(D4)

2.33

Offshore NW, Java, PHE PSC, 19-11-1967,Off.Eks(C3)

2.12

Cepu, MOBIL CEPU PSC, 22-12-2006, Ons.Eks(C4)

2.34

Off. Lampung I, ANP PSC, 21-13-2007,Off.Eks(C3)

2.13

Citarum, PAN ORIENT PSC, 22-12-2006, Ons.Eks(C4)

2.35

Ons&Off. Kangean, KANGEAN E. PSC, 14-11-1980, Ons/Off.Eks(E4)

2.14

E. Bawean I, EAST BAWEAN LTD. PSC, 13-11-2008, Off.Eks(D4)

2.36

On&Off Madura Strait, HUSKY PSC, 20-10-1982, Off, Ept. (D4)

2.15

East Kangean, GREENSTAR PSC, 22-12-2006, Off.Eks (E4)

2.37

Palangkaraya, PETCON RES. PSC, 25-05-2012, Ons,Eks(D3)

2.16

East Muriah, PEARL OIL PSC, 13-11-2008,Off.Eks (D4)

2.38

Pangkah, HESS PSC,08-05-1996, Off, Ept(D4)

2.17

East Sepanjang, EASCO PSC, 13-11-2008, Off.Eks(D4)

2.39

Pasir, PASIR PETROLEUM PSC, 05-05-2009, Ons.Eks(E3)

2.18

INDONESIA – PERTAMINA E&P

2.40

Randu Gunting, PHE PSC, 09-08-2007, Ons/Off,Eks(D4)

WK Eksplorasi

2.19

Karapan, AMSTELCO PSC,18-05-2010, Ons.Eks(D4)

2.41

Sampang, SANTOS PSC, 04-12-2011, Ons/Off, Ept (D4)

WK GMB Eksplorasi

2.20

Ketapang, PC KETAPANG II PSC,11-06-1998, Off.Ept (D4)

2.42

Sanga-Sanga, VICO PSC, 08-08-1998, Ons.Ept, EXT(E3)

WK Eksploitasi

2.21

Kuala Pambuang, MENTARI PSC, 19-12-2011, Ons.Eks(C4)

2.43

Sei Nangka-Senipah, KUTAI ETAM PSC, 12-12-2004, Ons.Eks(E3)

WK Proses Terminasi

2.22

Kuningan, EQUATOR ENERGY PSC, 25-05-2012, Ons.Eks(C4)

2.44

Sibaru, MITRA ENERGY PSC,16-10-2007, Off.Eks(E4)

1.01



1.01

: WK ID




155

WILAYAH II

2.53 2.47

2.57

2.82 2.52

2.64

2.88

2.65 2.73

2.84

2.74

2.75 2.76

2.81

2.63

2.66 2.50

2.49 2.79

2.85

2.77

2.86

2.87 2.60 2.69

2.79

2.56

2.80 2.54

2.78

2.48 2.71

2.61 2.59

2.51

2.55 2.46

2.62

2.45 2.68

2.67 2.70

156


2.58 2.72

2.45

Simenggaris, JOB MEDCO JOB, 24-02-1998, Ons, Ept(E2)

2.67

GMB B.Banjar II, BARITO BG PSC, 13-11-2008, Ons.Eks(D3)

2.46

South Barito, MURPHY PSC, 27-05-2008, Ons/Off.Eks(D3)

2.68

GMB Barito Tapin, TGM PSC, 04-08-2009, Ons.Eks(D3)

2.47

South Bengara II, ACG PSC, 13-11-2008, Ons,Eks(E2)

2.69

GMB Belawa, BELAWA ENERGY PSC, 09-10-2012, Ons.Eks(D3)

2.48

SE. Madura, ENERGI MINERAL PSC, 05-05-2009, Ons-Off, Eks(D4)

2.70

GMB Bentian Besar, RIDLAUTAMA PSC, 26-06-2008, Ons.Eks(E5)

2.49

SE. Sumatera, CNOOC PSC-EXT,06-09-1998,Off.Ept-EXT(D4)

2.71

GMB BontangBengalon, DARTE PSC, 09-10-2012, Ons.Eks(D3)

2.50

South Madura, AED PSC, 14-10-2003, Off.Eks(D4)

2.72

GMB Kapuas I, TRAN ASIA - BP PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E3)

2.51

Sunda Strait I, NIKO XXVI PSC, 18-05-2010, Ons .Eks (C4)

2.73

GMB Kapuas II, KAPUAS - BP PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E3)

2.52

2.74

2.45 - 2.88

Terumbu, AWE PSC, 05-05-2009, Offs.Eks (C4)

GMB Kapuas III, GMU - BP PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E3)

2.53

Titan, AWE, BARUNA & SILLO PSC, 26-11-2011, Off.Eks(C2)

2.75

GMB Kotabu, SATUI BASIN GAS PSC, 04-08-2009, Ons.Eks (E3)

Legenda WK

2.54

Tuban, JOB PETROCHINA PSC, 29-02-1988, Off.Ept(D4)

2.76

GMB Kuala Kapuas I, CBM ASIA KK PSC, 09-10-2012, Ons.Eks (D3)

2.55

Ujung Kulon, M3NERGY PSC, 21-03-2007, Ons/Off.Eks(C4)

2.77

GMB Kuala Kapuas II, BINA MANDIRI PSC, 30-04-2012, Ons.Eks(E3)

2.56

Wailawi, PERUSDA BENUA TAKA PSC, 22-12-2005, Ons.Ept(E3)

2.78

GMB Kutai I, KUTAI WEST CBM PSC, 13-11-2008, Ons.Eks(E3)

2.57

Wain, PANDAWA PSC, 16-01-2007, Ons.Eks(E3)

2.79

GMB Kutai II, EPHINDO-RAE PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E3)

2.58

West Madura, PHE WMO JOA, 07-05-1981, Off.Ept(D4)

2.80

GMB Kutai Barat, SUGICO PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(E2)

2.59

W.Sangata, KAL.KUTAI ENERGY PSC, 16-01-2007, Ons.Eks(E3)

2.81

GMB Kutai Timur, SENYIUR - TTL PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E2)

2.60

W.Tanjung, MRI ENERGY PSC, 21-11-2011, Ons.Eks(D3)

2.82

GMB MelakMendung I, EPHINDO PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E2)

2.61

GMB Bangkanai I, BANGKANAI CBM PSC, 30-04-2012, Ons.Eks(C3)

2.83

GMB MelakMendung II, MONNET PSC, 01-04-2011, Ons.Eks(E2)

2.62

GMB Bangkanai II, BORNEO METANA PSC, 30-04-2012, Ons.Eks(C3)

2.84

GMB Pulang Pisau, SIGMA&BLUE PSC, 04-08-2009, Ons.Eks(D3)

WK Eksplorasi

2.63

GMB Bangkanai III, BANGKANAI ER PSC, 19-12-2011, Ons.Eks(C3)

2.85

GMB Sanga – sanga, VIRGINIA PSC, 30-11-2009, Ons.Eks(E3)

WK GMB Eksplorasi

2.64

GMB Bangkanai IV, BANGKANAI JP PSC, 19-12-2011, Ons.Eks(B3)

2.86

GMB Sanga – sanga I, SANGA E PSC, 30-04,2012, Ons.Eks(E2)

WK Eksploitasi

2.65

GMB Barito, TRANS ASIA&JINDAL PSC, 30-11-2009, Ons.Eks(D3)

2.87

GMB Sangatta I, PHE&SANGAT PSC, 13-11-2008 Ons.Eks(E2)

WK Proses Terminasi

2.66

GMB B.Banjar I, INDOBARAMBAI PSC, 13-11-2008, Ons.Eks(D3)

2.88

GMB Sangatta II, VISI MULTI PSC, 04-08-2009, Ons.Eks(E2)

1.01



1.01

: WK ID




157

WILAYAH II

2.91 2.92

2.93 2.95 2.94 2.90

2.89

158


2.96

2.97

2.89

GMB Tabulako, ARTHA WIDYA PSC, 04-08-2009, Ons.Eks(E3)

2.93

Banyumas, LUNDIN PSC, 17-05-2001, Ons.Eks(C4)

2.90

GMB Tanah Laut, ASAM METHAN PSC, 19-12-2011, Ons/Off.Eks(E3)

2.94

Gunting, EXXON PSC, 13-11,2008, Off.Eks(D4)

2.91

GMB Tanjung II, PHE PSC, 24-11-2010, Ons.Eks(D3)

2.95

NE.Madura III, ANADARKO PSC, 12-12-2004, Off.Eks(D4)

2.92

GMB Tanjung IV, PHE PSC, 01-04,2011, Ons.Eks(E3)

2.96

Off. Lampung II, PETRONAS PSC, 22-09-2006, Off.Eks(C3)

2.97

Rangkas, LUNDIN PSC, 27-05-2008, Ons.Eks(C4)

2.89 - 2.97 Legenda WK

1.01



1.01

: WK ID





159

WILAYAH III

3.19

3.23 3.20

3.31 3.32

3.1 3.4

3.29

3.14 3.12

3.7 3.15

3.10

3.17

3.8 3.40

3.5

3.6

3.42

3.22 3.30

3.35

3.13

3.41

3.21

3.44

3.11

3.24

3.2 3.39

3.16

3.28

3.27

3.25 3.3

3.26 3.9

160


3.38

3.34 3.37

3.18 3.33

3.43

3.36

3.01

Ambalat, ENI PSC,27-09-1999, Off.Eks(E2)

3.23

East Sepinggan, ENI PSC, 25-05-2012 Off.Eks(E3)

3.02

Arafura Sea, COPI PSC, 13-11-2008, Off.Eks(HI4)

3.24

East Simenggaris, SON LAW UC PSC, 21-11-2011, Ons/Off.Eks(E2)

3.03

Arguni I, ENI PSC, 21-11-2011, Off.Eks(HI4)

3.25

Enrekang, SIGMA ENERGY PSC, 21-03-2007, Ons.Eks(E3)

3.04

Aru, NIKO RES. PSC,25-05-2012, Off.Eks(H3)

3.26

Ganal, CHEVRON PSC, 24-02-1998, Off.Ept(E3)

3.05

Attaka Field, INPEX PSC,28-03-1991, Ons.Ept-EXT(E5)

3.27

Halmahera II, STATOIL & NIKO PSC, 19-12-2011, Off.Eks(E2)

3.06

Babar Selaru, INPEX PSC, 21-11-2011, Off.Eks(BHI4)

3.28

Halmahera-Kofiau, NIKO XVI PSC, 30-11,2009, Ons/Off.Eks(G2-3)

3.07

Berau BP INDONESIA PSC, 12-02-198, Off.Ept-EXT(H3)

3.29

Karama, STAT OIL PSC, 21-03-2007, Off.Eks(E3)

3.08

3.30

3.01 - 3.44

Bone, MITRA ENERGY PSC, 26-11-2010, Ons.Eks(F3-4)

Kasuri, GENTING OIL PSC, 27-05-2008, Ons/Off.Eks(H3)

3.09

Bone Bay, MARATHON PSC, 13-11-2008, Off.Eks(F3)

3.31

Kepala Burung, PETROCHINA PSC EXT, 15-10-2000, Ons.Ept-EXT(H3)

Legenda WK

3.10

Bontang, SALAMANDER PSC, 30-12-2003, Off.Eks(E2)

3.32

Kofiau, NIKO PSC, 05-05-2009, Ons/Off.Eks(H3)

3.11

Budong – Budong, TATELY N.V. PSC, 16-01-2007, Ons/Off.Eks(E3)

3.33

Kuma, COPI PSC, 16-01-2007, Off.Eks(E3)

3.12

Bukat, ENI PSC, 24-02-1998, Off.Eks(E2)

3.34

Kumawa, MARATHON PSC, 05-05-2009, Off.Eks(H3)

3.13

Bula, KALREZ PSC EXT, 01-11-1999, Ons.Ept-EXT(H3)

3.35

Kutai, KRISENERGY PSC, 16-01-2007, Ons/Off.Eks(E2-3)

3.14

Bulungan, ENI PSC, 12-12-2004, Off.Eks(E2)

3.36

Mahakam, TOTAL PSC, 31-03-1997, Ons/Off.Ept-EXT(B3)

3.15

Buton, JAPEX PSC, 16-01-2007, Ons.Eks(F4)

3.37

Makasar Strait, CHEVRON PSC, 26-01-1990, Off.Ept(E3)

3.16

Buton I, PUTINDO BINTECH PSC, 13-11-2008, Off.Eks(F4)

3.38

Malunda, PTTEP PSC, 18-05-2010, Eks(E3)

3.17

Cendrawasih, EXXON PSC, 05-05-2009, Off.Eks(I3)

3.39

Mandar, EXXON PSC, 21-03-2007, Off.Eks(E3)

3.18

Cendrawasih II, REPSOL PSC, 18-05-2010, Eks(I3)

3.40

Manokwari, ECOSSE PSC, 12-12-2004, Ons.Eks(H3)

WK Eksplorasi

3.19

Cendrawasig III, NIKO PSC, 18-05-2010, Eks(I3)

3.41

Masela, INPEX PSC, 16-1-1998, Off.Ept(GH4)

WK GMB Eksplorasi

3.20

Cendrawasih IV, NIKO-REPSOL PSC, 18-05-2010, Eks(I3)

3.42

Muara Bakau, ENI PSC, 30-12-2002, Off.Eks(E3)

WK Eksploitasi

3.21

East Bula, BLACK GOLD PSC, 30-11-2009, Off.Eks(E2)

3.43

Muturi, BP Indonesia PSC, 26-08-1992, Ons/Off.Ept-EXT(H3)

WK Proses Terminasi

3.22

E. Kalimantan (W.Pasir), CHEVRON PSC, 25-10-1998, Ons/Off .Ept-EXT(C4)

3.44

North Arafura, BP PSC, 26-11-2010, Ons.Eks(I3-4)

1.01



1.01

: WK ID




161

WILAYAH III

3.86 3.52 3.83 3.48 3.49 3.66 3.70

3.61

3.79 3.80

3.59

3.68

3.89 3.60 3.69

3.88

3.87

3.51

3.43

3.67 3.54

3.64

3.46

3.55 3.76

3.56

3.78

3.62

3.65 3.85

3.58

3.75

3.57 3.45 3.74

3.63

3.50

3.71

3.82

3.77

3.83

3.73 3.84 3.81 3.53

162


3.47 3.72

3.45

North Ganal, NIKO, STATOIL, ENI & GDF PSC, 21-11-2011, Off.Eks(I3-4)

3.67

SE. Ganal I, NIKO PSC, 13-11-2008, Off.Eks(E3)

3.46

N Makasar St, BARUNA & NIKO XIV PSC, 30-11-2009, Ons/Off.Eks(E3)

3.68

SE. Mahakam, TOTAL PSC, 21-03-2007, Off.Eks(E3)

3.47

Northern Papua, SARMI PAPUA PSC, 05-05-2009, Ons/Off.Eks(I3)

3.69

SE. Sangatta, SALAMANDER PSC, 13-11-2008, Off.Eks(E-2)

3.48

Nunukan, ANADARKO PSC, 12-12-2004, Off.Eks(E2)

3.70

SE. Seram, NIKO PSC, 19-12-2011, Off.Eks(H4)

3.49

Obi, NIKO-STAT OIL & ZIMOREX PSC, 21-11-2011, Off.Eks(I3-4)

3.71

South Mandar, PTTEP PSC, 18-05-2010, Eks(E3)

3.50

Ofs. Timor Sea I, HESS PSC, 19-12-2011, Off.Eks(I3-4)

3.72

South Matindok, BLACK GOLD PSC, 13-11-2008, Off.Eks(F3)

3.51

Rapak, CHEVRON PSC, 04-12-1997, Off.Ept(E2-3)

3.73

South Sageri, TALISMAN PSC, 18-05-2010, Eks(E3)

3.52

3.74

3.45 - 3.88

Rombebai, AED ROMBEBAI PSC, 16-11-1998, Ons/Off.Eks(I3)

South Sesulu, HESS PSC, 05-05-2009, Off.Eks(E3)

3.53

Sadang, TALISMAN PSC, 18-05-2010, Eks(E3)

3.75

SW Bird’s Head, TOTAL E&P PSC, 01-08-2011, Ons.Eks(H3)

Legenda WK

3.54

Sageri, TALISMAN PSC, 21-03-2007, Off.Eks(E3)

3.76

Sula I, BRILLIANCE ENERGY PSC, 30-11-2009, Off.Eks(F3)

3.55

Salawati, JOB PETROCHINA JOB, 23-04-1990, Ons/Off.Ept(H3)

3.77

Surumana, EXXON PSC, 18-02,1981, Off.Eks(E3)

3.56

Sareba, LUNDIN B.V PSC, 24-02-1998, Ons/Off.Eks(H3)

3.78

Tanjung Aru, KRISENERGY PSC,196-12-2011, Off.Eks(E2)

3.57

Sebatik, STAR ENERGY PSC, 22-12-2005, Ons/Off.Eks(E2)

3.79

Tarakan, MEDCO PSC, 14-01-1982, Ons.Ept-EXT(E2)

3.58

Sebuku, PEARL OIL PSC, 17-09-1997, Off.Ept(E3)

3.80

Tarakan Offshore, MANHATTAN KI PSC, 14-10-2003, Off.Ept(E2)

3.59

Semai II, MURPHY SEMAI PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

3.81

Talen, TOTAL PSC, 09-10-2012, Ons.Eks(H3)

3.60

Semai III, SUMA SARANA PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

3.82

Tengah, TOTAL JOA, 05-10-1988, Off.Ept(E3)

3.61

Semai IV, MURPHY PSC, 21-11-2011, Off.Eks(H3)

3.83

Udan Emas, KRIS ENERGY PSC, 25-05-2012, Ons.Eks(H3)

3.62

Semai V, HESS PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

3.84

Warim, COPI PSC, 26-05-1987, Ons.Eks(I3)

WK Eksplorasi

3.63

Sengkang, ENERGY EQUITY PSC-EXT, 24-10-2000, Ons.Ept-EXT(F3)

3.85

West Aru I, BP PSC, 19-12-2011, Ons.Eks(H3)

WK GMB Eksplorasi

3.64

Senoro-Toili (Tomori), JOB MEDCO JOB, 04-12-1997, Ons/Off.Ept(F3)

3.86

West Aru II, BP PSC, 19-12-2011, Ons.Eks(H3)

WK Eksploitasi

3.65

Seram, BLACK GOLD PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

3.87

West Papua I, CHEVRON PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

WK Proses Terminasi

3.66

Seram Non Bula, CITIC PSC-EXT, 01-11-1999, Off.Ept-EXT(GH3)

3.88

West Papua III, CHEVRON PSC, 13-11-2008, Off.Eks(H3)

1.01



1.01

: WK ID




163

WILAYAH III

3.99

3.100

3.98 3.96 3.97

3.89

3.91 3.92

3.90

3.93 3.94

3.95

164


3.89

W Papua IV, NIKO XV PSC, 30-11-2009, Off.Eks(H3)

3.95

Amborip VI, COPI PSC, 22-09-2006, Off.Eks(I4)

3.90

West Sageri, NIKO PSC, 13-11-2008, Off.Eks(E3)

3.96

E. Ambalat, CHEVRON PSC, 12-12-2004, Off.Eks(E2)

3.91

West Salawati, MONTD’OR OIL JOB, 30-12-2003, Ons/Off.Eks(H3)

3.97

Papalang, ANADARKO PSC, 07-12-2001, Off.Eks(E2)

3.92

West Timor, ENI PSC, 27-05,2008, Ons/Off.Eks(F4-5)

3.98

Pasangkayu, MIPIL PSC, 22-09-2006, Ons.Eks(E3)

3.93

Wiriagar, BP PSC, 27-02-1993, Ons.Ept-EXT(H3)

3.99

Popodi, ANADARKO PSC, 07-12-2001, Off.Eks(E2)

3.94

Wokam II, MURPHY PSC, 17-12-2010, Ons.Eks(H3)

3.100

Popodi, ANADARKO PSC, 27-05-2005, Off.Eks(H4)

3.89 - 3.100 Legenda WK

1.01



1.01

: WK ID





165

LAPORAN TAHUNAN 2013

Recommend Documents