Laporan Tahunan 2014

Laporan Tahunan 2014

SKK MIGAS ANNUAL REPORT 2014 2

Pendahuluan

SKK MIGAS LAPORAN TAHUNAN 2014 1

Daftar Isi Pendahuluan Visi dan Misi SKK Migas Prinsip Kelembagaan Sambutan Komisi Pengawas SKK Migas Sambutan Kepala SKK Migas Sejarah Berdiri SKK Migas Pimpinan SKK Migas Struktur Organisasi SKK Migas Ringkasan Laporan Tahunan 2014

2 3 4 6 8 10 13 14

BAB I POTRET KINERJA SKK MIGAS 2014 A. Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi B. Sumber Daya dan Cadangan C. Realisasi Komitmen Kontraktor KKS D. Realisasi Investasi Kontraktor KKS Eksploitasi & Eksplorasi E. Kegiatan Produksi Lifting Minyak dan Gas Bumi F. Distribusi Revenue Minyak dan Gas Bumi G. Efisiensi Pengembalian Biaya Operasi

18 20 24 30 32 39 41

Bab II UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI DAN CADANGAN A. Realisasi Proyek Baru B. Upaya Peningkatan Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi C. Forum Sharing Knowledge D. Kerja Sama Dengan Lembaga Lain E. Tantangan dalam Pencapaian Target Produksi 2014

46 47 56 60 62

BAB III Proyek-Proyek Utama A. Proyek Banyu Urip ExxonMobil Cepu Ltd B. Proyek Indonesian Deepwater Development Chevron Indonesia Co. C. Proyek Abadi Inpex Masela Ltd. D. Proyek Tangguh Train-3 BP Berau Ltd. E. Proyek Jangkrik eni Muara Bakau F. Proyek Senoro & Proyek Matindok – Job PertaminaMedco Tomori Sulawesi & PT Pertamina EP G. Proyek Bukit Tua Petronas Carigali Ketapang II Ltd.

80 83

BAB IV PEMBERDAYAAN KAPASITAS NASIONAL A. Optimalisasi Produksi Minyak Bumi untuk Kilang Domestik B. Peningkatan Pasokan Gas untuk Memenuhi Kebutuhan Dalam Negeri C. Pemanfaatan Barang dan Jasa Dalam Negeri D. Keterlibatan Bank BUMN/BUMD untuk Kegiatan Minyak dan Gas Bumi E. Pengelolaan dan Pengembangan SDM Kontraktor KKS

85 86 88 90 92 94

65 68 70 72 74 76

BAB V INTERNAL SKK MIGAS A. Laporan Hasil Audit BPK-RI B. Sustainability Reporting Award C. Perbaikan Berkelanjutan pada Aspek Tata Kelola Organisasi D. Sistem Teknologi Komunikasi dan Informasi

97 98 98 99 103

Lampiran Peta Wilayah Kerja Migas Konvensional dan Nonkonvensional di Indonesia 2014

106


Pendahuluan

Visi dan Misi SKK Migas

VISI Menjadi mitra yang 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 yang sebesar-besarnya bagi kesejahteraan rakyat Indonesia


Prinsip Kelembagaan (Core Values)

PROFESSIONAL Bertindak sebagai lembaga 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 risiko berdasarkan perhitungan dan pertimbangan yang matang sesuai dengan 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 pemangku kepentingan


Pendahuluan

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


Assalamualaikum Wr. Wb Dengan mengucapkan puji syukur ke hadirat Allah SWT, saya menyambut gembira terbitnya buku Laporan Tahunan 2014 SKK Migas ini, yang secara umum menggambarkan berbagai capaian dan tantangan sektor hulu migas sepanjang tahun 2014. Tahun 2014 adalah tahun kedua bertugasnya Komisi Pengawas SKK Migas pasca pembubaran BPMIGAS oleh Mahkamah Konstitusi pada 13 November 2012. Komisi Pengawas dibentuk untuk memastikan bahwa kegiatan dan persetujuan yang ditetapkan oleh SKK Migas sesuai dengan tujuan pengelolaan sumber daya migas dan sejalan dengan kebijakan makro Pemerintah, terutama kebijakan di sektor energi. Pada paruh kedua tahun 2014, telah terjadi pergantian pemerintahan sebagai hasil dari Pemilu dan Pemilihan Presiden, termasuk pergantian keanggotaan Komisi Pengawas SKK Migas yang disesuaikan dengan susunan Kabinet yang baru. Namun, meskipun terjadi pergantian, para pelaku tata kelola usaha hulu migas tetap fokus pada upaya keras untuk mencapai target yang telah dicanangkan di awal tahun. Untuk itu saya sampaikan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada para pelaku tata kelola usaha hulu migas dan seluruh pemangku kepentingan yang telah mendukung kesinambungan berjalannya industri ini. Di samping itu, saya sangat mengharapkan agar kepercayaan publik yang sempat merosot tajam terhadap kegiatan hulu migas dalam beberapa tahun terakhir, harus dijawab dengan tindakan nyata dalam perbaikan tata kelola. Untuk itu saya sangat mendukung berbagai kebijakan yang dilakukan oleh SKK Migas untuk meningkatkan kembali kepercayaan publik ini. Minyak dan gas bumi merupakan sumber daya alam yang sangat strategis bagi Indonesia, baik sebagai penghasil devisa maupun sebagai salah satu sumber pasokan untuk memenuhi kebutuhan energi nasional. Oleh karena itu, sumber daya ini harus dikelola dengan tepat dan benar agar dapat memberikan nilai tambah yang sebesar-besarnya bagi bangsa dan negara; namun di sisi lain masih mampu memberikan nilai keekonomian yang cukup adil bagi para investor karena investasi hulu migas bersifat padat modal, berisiko tinggi, dan berjangka panjang. Aspek keselamatan dan lindung lingkungan harus diutamakan agar pengembangan industri hulu migas sejalan dengan konsep pembangunan berkelanjutan. Pemanfaatan kapasitas nasional juga harus terus ditingkatkan sebagai upaya untuk mempercepat alih pengetahuan dan teknologi di industri hulu migas. Sekali lagi saya ucapkan terima kasih atas dukungan semua pihak. Dengan menjalin sinergi yang lebih erat antarpemangku kepentingan, sektor hulu migas diharapkan dapat mempersembahkan kinerja yang lebih baik lagi bagi bangsa dan negara di masa mendatang. Wassalamualaikum Wr. Wb. Sudirman Said Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral


Pendahuluan

Sambutan Kepala SKK Migas Saat ini dan di masa mendatang, industri hulu migas diarahkan sebagai sektor yang menghasilkan nilai tambah semaksimal mungkin bagi Bangsa Indonesia (value creator).


Assalamualaikum Wr. Wb. Puji syukur kami panjatkan ke hadirat Allah SWT yang telah memperkenankan kegiatan industri hulu migas berjalan lancar meskipun menghadapi berbagai tantangan, baik yang bersifat internal maupun eksternal. Sepanjang tahun 2014, kami tetap melakukan berbagai upaya untuk mencapai target, baik yang ditetapkan Pemerintah melalui Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) maupun Rencana Kerja dan Anggaran Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS). Dalam beberapa tahun terakhir telah terjadi pergeseran paradigma dalam pengelolaan industri hulu migas. Jika semula industri hulu migas hanya difokuskan sebagai sumber penerimaan negara (revenue generator), maka saat ini dan di masa mendatang industri hulu migas diarahkan sebagai sektor yang menghasilkan nilai tambah semaksimal mungkin bagi Bangsa Indonesia (value creator). Artinya, industri hulu migas tidak akan dianggap sebagai sumber devisa negara semata, tetapi kiprahnya sebagai katalisator bagi pertumbuhan ekonomi nasional juga akan dirasakan. Terkait dengan upaya untuk mendorong pertumbuhan ekonomi nasional, kami telah mencatatkan prestasi dalam mempertahankan tingkat pemanfaatan barang/jasa dalam negeri di atas 50%, mendorong keterlibatan perbankan nasional berstatus BUMN/BUMD dalam transaksi pembayaran pengadaaan barang/jasa, mendorong keterlibatan perusahan-perusahaan BUMN sebagai pemasok barang/jasa kebutuhan operasional industri hulu migas, serta mengalokasikan porsi gas yang lebih banyak untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Selain itu kami juga secara konsisten terus berupaya mempercepat alih pengetahuan dan teknologi di industri hulu migas melalui berbagai program peningkatan kemampuan SDM nasional. Tentunya untuk mewujudkan berbagai nilai tambah tersebut, sejumlah pekerjaan yang memerlukan tenaga ekstra untuk merealisasikannya telah menanti, terutama upaya untuk meningkatkan produksi dan tambahan cadangan baru dalam jangka pendek, menengah, dan panjang. Dari sisi perbaikan tata kelola (good governance), kami telah berkomitmen kuat untuk berkerja sama seerat-eratnya dengan seluruh pemangku kepentingan serta menjadikan kegiatan hulu migas bebas dari bribery, kickback, luxurious hospitality and gift sehingga meningkatkan kepercayaan publik terhadap sektor hulu migas. Sementara dari sisi regulasi, revisi UU Migas perlu segera disahkan agar ada kepastian hukum dalam tata kelola hulu migas pascaputusan Mahkamah Konstitusi tanggal 13 November 2012. Akhir kata, kami mengucapkan terima kasih atas dukungan seluruh pemangku kepentingan dan komponen bangsa. Pencatatan kinerja dalam buku laporan tahunan ini merupakan bentuk pertanggungjawaban kami terhadap dukungan dan kepercayaan yang diberikan. Dukungan tersebut tetap kami harapkan agar di tahun-tahun mendatang kami dapat mempersembahkankinerja yang lebih baik lagi dalam memberikan nilai tambah yang sebesarbesarnya bagi bangsa dan negara. Wassalamualaikum Wr. Wb. Amien Sunaryadi Kepala SKK Migas

SKK MIGAS LAPORAN LAPORANTAHUNAN TAHUNAN2014 2014

Pendahuluan Pendahuluan

8 8

Sejarah Berdiri SKK Migas 1960

UU No. 44 Tahun 1960 tentang Perminyakan. perusahaan migas yang sebelumnya menganut sistem konsesi diganti menjadi kontraktor

1968

Pertamina dibentuk, pendapatan migas dikelola oleh Pertamina

1971

UU No 8 Tahun 1971 menguatkan kedudukan Pertamina sebagai perusahaan, pengatur dan pengawas kegiatan usaha hulu migas

1975

Inpres No.12 Tahun 1975 pendapatan migas disetor langsung kepada Departemen Keuangan diberlakukan karena utang Pertamina sangat besar

2012 Pada tanggal 13 November 2012 Mahkamah Konstitusi (MK) mengeluarkan Amar Putusan Nomor 36/PUU-X/2012 yang menyatakan bahwa frasafrasa terkait dengan Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) yang tercantum dalam Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi bertentangan dengan UUD 1945 dan tidak mempunyai kekuatan hukum mengikat. Putusan ini mengakibatkan terjadinya pengalihan tugastugas BPMIGAS kepada Pemerintah cq. Kementerian terkait.

Untuk memastikan kegiatan operasi hulu migas tidak terganggu pascaputusan MK ini, pemerintah mengeluarkan Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 95 Tahun 2012 tentang Pengalihan dan Pelaksanaan Tugas dan Fungsi Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas. Perpres tersebut menegaskan bahwa pelaksanaan tugas, fungsi, dan organisasi BPMIGAS dialihkan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Perpres Nomor 95 Tahun 2012 tersebut ditindaklanjuti dengan dua Keputusan Menteri ESDM, yaitu Keputusan Menteri ESDM No.3135K/08/MEM/2012 & Keputusan Menteri ESDM No.3136K/73/MEM/2012 yang mengalihkan pelaksanaan tugas, fungsi dan organisasi dari BPMIGAS kepada Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKMIGAS).


9 9

2001

UU No 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi mengatur pemisahan kegiatan hulu dan kegiatan hilir serta penetapan BUMN sebagai operator

2002

P 42 Tahun 2002 Mengatur pembentukan BPMIGAS sebagai regulator hulu migas

2003

PT Pertamina sebagai operator, mengelola sendiri kewajiban menyerorkan deviden kepada pemerintah

2012

Mahkamah Konstritusi membatalkan beberapa pasal dalam UU No 22 Tahun 2001 yang terkait dengan pendirian BPMIGAS

2013 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dibentuk untuk menyelenggarakan pengelolaan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi, sampai dengan diterbitkannya undang-undang baru di bidang minyak dan gas bumi. Dengan pembentukan tersebut maka tugas dan tanggung jawab SKMIGAS beralih kepada SKK Migas.

Dalam rangka pengendalian, pengawasan, dan evaluasi terhadap pengelolaan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang dilakukan oleh SKK Migas, Perpres Nomor 9 Tahun 2013 juga membentuk suatu Komisi Pengawas. Komisi Pengawas terdiri dari Ketua (Menteri ESDM), Wakil Ketua (Wakil Menteri Keuangan) dan dua orang Anggota (Kepala Badan Koordinasi Penanaman Modal dan Wakil Menteri ESDM).


Pendahuluan

Pimpinan SKK Migas

Kepala SKK Migas

Wakil Kepala SKK Migas

Sekretaris SKK Migas

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

Johanes Widjonarko dilantik sebagai Wakil Kepala SKK Migas pada 8 Februari 2013. Sebelumnya beliau menjabat sebagai Plt. Kepala SKK Migas (Agustus 2013-November 2014), Wakil Kepala BPMIGAS (2012) dan sebagai Deputi Umum pada lembaga yang sama (2011). Pria kelahiran 1962 ini menamatkan pendidikan di Universitas Pembangunan Nasional Yogyakarta, jurusan Teknik Geologi, pada 1988, kemudian meraih gelar Master Ilmu Administrasi Kebijakan Bisnis, Universitas Indonesia pada tahun 2001. Widjonarko memulai karirnya dengan bekerja sebagai Pegawai Negeri Sipil di Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas), Kementerian ESDM sejak 1991.

Gde Pradnyana dilantik sebagai Sekretaris SKK Migas pada 8 Februari 2013 setelah sebelumnya menjabat sebagai Deputi Pengendalian Operasi pada BPMIGAS dan Kepala Divisi Humas, Sekuriti dan Formalitas serta Vice President Management Representative CNOOC pada lembaga yang sama. Lahir pada 1960, Gde meraih gelar SarjanaTeknik Sipil dari ITB pada 1984. Gde kemudian melanjutkan pendidikan sampai meraih gelar Master of Science in Offshore Engineering, University College London, pada 1988 dan Doctor of Philosophy in Offshore Engineering, University of Oxford, pada 1992.


Pengawas Internal SKK Migas

Deputi Pengendalian Perencanaan SKK Migas

Deputi Pengendalian Operasi SKK Migas

Budi Ibrahim dilantik sebagai Pengawas Internal SKK Migas pada tanggal 26 Agustus 2013 setelah sebelumnya menjabat sebagai Kepala Divisi Manajemen Sistem Informasi BPMIGAS (2012), Kepala Divisi Evaluasi Pelaporan dan Teknologi Informasi BPMIGAS (2010) dan Direktur Pengolahan Informasi dan Data di Komisi Pemberantasan Korupsi (2004). Pria kelahiran 1962 ini meraih gelar Sarjana Teknik Mesin dari UI pada 1987 dan meraih gelar Doktor-Ingenieur (Dr.-Ing.) dari Technische Universitaet Berlin, Jerman pada 1994.

Aussie B. Gautama dilantik menjadi Deputi Pengendalian Perencanaan SKK Migas pada Februari 2013 setelah bekerja sebagai Tenaga Ahli Konsep Eksplorasi dan Cadangan BPMIGAS sejak September 2012. Pria kelahiran Canberra 1955 ini adalah lulusan Teknik Geologi ITB dengan thesis “Geologi, Biostratigrafi dan Mineralisasi Skarn daerah Carstensz Pyramide – Platen Spitz, Pegunungan Jayawijaya, Irian Jaya” dan berpengalaman lebih dari 30 tahun dalam industri migas, yang 10 tahun di antaranya dihabiskan di manca negara. Sebelum bertugas di SKK Migas, Aussie bekerja pada Total E&P Indonesie sejak 1982 sampai dengan September 2012, dengan posisi terakhir sebagai Vice President Geosciences & Reservoir.

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


Pendahuluan

Pimpinan SKK Migas

Deputi Pengendalian Keuangan SKK Migas

Deputi Pengendalian Komersial SKK Migas

Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis SKK Migas

Budi Agustyono dilantik sebagai Deputi Pengendalian Keuangan SKK Migas pada 26 Agustus 2013 setelah sebelumnya menjabat sebagai Kepala Divisi Pemeriksaan Biaya Operasi. Pria kelahiran Jakarta, 1958 ini meraih gelar Sarjana Akuntansi dari Universitas Indonesia pada 1985 dan kemudian meraih gelar Magister Manajemen dari Universitas Gajah Mada pada 1999. Beberapa jabatan yang pernah dipegang oleh Budi di BPMIGAS antara lain Kepala Divisi Pemeriksaan Biaya Operasi dan Kepala Perwakilan BPMIGAS KalSul.

Widhyawan Prawiraatmadja dilantik sebagai Deputi Pengendalian Komersial SKK Migas pada 8 Februari 2013 setelah sebelumnya menjabat sebagai Sekretaris Pimpinan BPMIGAS dan Deputi Perencaan pada lembaga yang sama. Lahir di Bandung, 1960, Widhyawan meraih gelar Sarjana Teknik Industri dari ITB pada 1987. Dia melanjutkan pendidikan sampai meraih gelar Doktor Bidang Ekonomi dari University of Hawaii pada 2002. Selama lebih dari 20 tahun berkarir di sektor energi, Widhyawan pernah menjabat beberapa posisi eksekutif baik di badan usaha milik negara maupun perusahaan multinasional, diantaranya sebagai Country Executive untuk GE Energy Indonesia.

M.I. Zikrullah dilantik sebagai Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis SKK Migas pada 17 Juli 2014. Pria kelahiran 1961 ini, memeperoleh gelar Magister Hukum dari Universitas Indonesia. Beberapa jabatan yang pernah dipegang oleh Zikrullah adalah Kepala Bagian Program dan Pelaporan, Kepala Divisi Pertimbangan Hukum dan Formalitas, Vice President Management Representatives Donggi Senoro, Kepala Monetisasi Minyak dan Gas Bumi, Kepala Divisi Pertimbangan Hukum dan Kepala Divisi Pengadaan dan Manajemen Aset.


Struktur Organisasi SKK Migas

TENAGA AHLI

KEPALA SKK MIGAS

WAKIL KEPALA SKK MIGAS

BAGIAN PROGRAM DAN PELAPORAN

DEPUTI PENGENDALIAN PERENCANAAN

VICE PRESIDENT MANAGEMENT REPRESENTATIVES

SEKRETARIS

PENGAWAS INTERNAL

BAGIAN HUBUNGAN MASYARAKAT

DEPUTI PENGENDALIAN KOMERSIAL

BAGIAN INTERNAL

DEPUTI PENGENDALIAN OPERASI

DEPUTI PENGENDALIAN KEUANGAN

DEPUTI PENGENDALIAN DUKUNGAN BISNIS

DIVISI EKSPLORASI

DIVISI MANAJEMEN PROYEK & PEMELIHARAHAN FASILITAS

DIVISI MANAJEMEN RISIKO DAN PERPAJAKAN

DIVISI KOMERSIALISASI MINYAK BUMI & KONDENSAT

DIVISI SUMBER DAYA MANUSIA

DIVISI PENGKAJIAN & PENGEMBANGAN

DIVISI OPERASI PRODUKSI

DIVISI AKUNTANSI

DIVISI KOMERSIALIASASI GAS BUMI

DIVISI PENGELOLAAN RANTAI SUPLAI

DIVISI EKSPLOITAS

DIVISI PENUNJANG OPERASI

DIVISI PEMERIKSAAN BIAYA OPERASI

DIVISI PENGAWASAN REALISASI KOMITMEN RENCANA PENGEMBANGAN LAPANGAN

DIVISI PERTIMBANGAN HUKUM DAN FORMALITAS

DIVISI PENGENDALIAN PROGRAM DAN ANGGARAN

DIVISI SURVEI DAN PENGEBORAN

DIVISI PEMERIKSAAN PENGHITUNGAN BAGIAN NEGARA

DIVISI MANAJEMEN SISTEM INFORMASI


14 14

Pendahuluan Pendahuluan

Ringkasan Laporan Tahunan 2014

Dalam lima dekade terakhir, sektor migas masih menjadi salah satu sumber utama penerimaan negara. Saat ini, kontribusi sektor migas berbentuk pajak dan Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) yang mencapai 25% dari APBN. Dalam perkembangannya, industri hulu migas nasional mengalami serangkaian perubahan paradigma. Perubahan paradigma tersebut misalnya kegiatan eksplorasi yang cenderung mengarah ke wilayah timur dan laut dalam, produksi gas yang diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, penemuan cadangan gas yang lebih tinggi dibandingkan dengan penemuan cadangan minyak bumi, dan industri migas menjadi salah satu lokomotif penggerak ekonomi nasional. Salah satu implikasi perubahan paradigma tersebut adalah adanya tantangan tersendiri bagi pemerintah dalam upaya menemukan cadangan baru minyak dan gas bumi di lapangan baru maupun di lapangan yang sudah ada. Jika kondisi ini terus terjadi, tantangan ini harus dijawab dengan segera, mengingat kecenderungan cadangan migas terbukti akan semakin rendah sementara tingkat konsumsi migas semakin meningkat. Di sisi lain, dari tahun ke tahun sektor hulu migas masih menjadi salah satu andalan utama penerimaan negara.


15 15

SASARAN KERJA

TARGET

REALISASI

% CAPAIAN

Penahanan laju penurunan produksi tahun 2014

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

3,07%

Tercapai

Peningkatan cadangan minyak dan gas

Pencapaian Reserve Replacement Ratio pada tahun 2014 untuk minyak dan gas bumi sebesar 65% (barrel oil equivalent)

66.62%

102,49% Tercapai

Pencapaian target lifting minyak dan gas

a. Lifting minyak: 818 Mbopd

789.64 Mbopd (YTD)

96,53% Tercapai

b. Lifting gas: 6.853 MMscfd

6.766 MMscfd (YTD)

98,73 % Tercapai

c. Lifting minyak dan gas: 2.042 Mboepd

1.998 Mboepd (YTD)

97,85% Tercapai

Pengendalian atas Cost Recovery

US$15,042 miliar

US$15,58 miliar (YTD)

103.58% Kurang Tercapai

Perbaikan Tata Kelola

Laporan Keuangan SKK Migas 14 November – 31 Desember 2012 dan tahun 2013 mendapat status “Wajar Tanpa Pengecualian” (WTP)

Laporan Keuangan SKK Migas periode 14 Nov – 31 Des 2012 dan tahun 2013 mendapat status Wajar Tanpa Pengecualian

Tercapai


Potret Kinerja SKK Migas 2014

SKK Migas senantiasa melakukan I. POTRET KINERJA SKK MIGAS 2014 pengendalian biaya operasi agar mencapai tingkat yang paling efektif dan efisien sehingga dapat memberikan kontribusi yang optimal bagi penerimaan negara dari sektor hulu migas.

BAB

I





A.

Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Salah satu cara pemerintah dalam meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas) adalah dengan melakukan usaha ekstensifikasi, yaitu menambah jumlah wilayah kerja (WK) baru dengan menandatangani Kontrak Kerja Sama (KKS). Sejak dikeluarkannya Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, Pemerintah diwakili oleh SKK Migas (dahulu BPMIGAS) telah menandatangani 212 KKS dan 7 di antaranya ditandatangani pada tahun 2014, dengan rincian sebagai berikut:

Wilayah Kerja Migas Tahun 2002-2014

350

308

321

317

316

2012 55 187 79 321

2013 55 183 80 317

2014 55 180 81 316

287

300 245 228

250

203

200 150

169 110

130

136

139

100 50 0 WK Non Konvensional WK Eksplorasi Konvensional WK Eksploitasi Jumlah WK

2002

2003

2004

2005

2006

59 51 110

76 54 130

79 57 136

80 59 139

110 59 169

2007 7 132 64 203

2008 20 141 67 228

2009 23 155 67 245

2010 4 172 73 287

2011 54 179 75 308


Adapun jika kita melihat distribusi status WK pada 2014, terdapat 81 WK Eksploitasi dan 235 WK Eksplorasi, baik konvensional maupun nonkonvensional. Selain itu, Pemerintah telah menyetujui terminasi 8 KKS dan terdapat 41 KKS lain yang sedang dalam proses terminasi, sehingga pada akhir tahun 2014 terdapat 316 KKS.

Distribusi Status Wilayah Kerja Migas Tahun 2014

TOTAL

EKSPLOITASI

SHALE GAS

GMB

EKSPLORASI AKTIF

PROSES TERMINASI

ONSHORE

156 WK

42 WK

1 WK

53 WK

52 WK

8 WK

OFFSHORE

125 WK

28 WK

-

-

69 WK

28 WK

ONSHORE/ OFFSHORE

36 WK

11 WK

-

1 WK

18 WK

5 WK

WK HIDROKARBON NONKONVENSIONAL AKTIF

WK MIGAS AKTIF

PROSES TERMINASI

55 WK

139 WK

41 WK

WK PRODUKSI 63 WK

WK EKSPLOITASI

WK EKSPLORASI

81 WK

235 WK

WK PENGEMBANGAN 18 WK

TOTAL WILAYAH KERJA 316 WK

Perubahan Status WK 1 Jan 2014 – 31 Des 2014 Pada WK Eksplorasi: t 1 WK berubah status menjadi KKS Eksploitasi, yaitu WK Bulu – Kontraktor KKS KrisEnergy t 8 WK telah disetujui untuk diterminasi (WK Manokwari, SE Palung Aru, Enrekang, Alas Jati, North East Madura III, Banyumas, Buton, dan Anambas) t 7 WK Eksplorasi telah ditandatangani pada 26 Februari 2014, namun 1 WK East Bontang dibatalkan per 31 Desember 2014 t 17 WK direkomendasikan untuk diterminasi (8 WK dikembalikan oleh kontraktor, 8 WK diterminasi secara otomatis dan 1 WK diterminasi secara otomatis karena tidak dapat memenuhi Performance Deficiency Notice t 41 WK dalam proses terminasi, dengan proses terminasi untuk 26 WK dimulai pada 2014

Pada WK Eksploitasi: t 80 WK Definitif + 1 WK dalam pengelolaan sementara, sehingga semuanya berjumlah 81 WK t 1 WK dalam status pengelolaan sementara sampai dengan 31 Desember 2015 wilayah Kampar (termasuk WK Produksi)



B.

Sumber Daya dan Cadangan

Penurunan cadangan migas nasional terus terjadi dengan tingkat rata rata 0.75 miliar setara barel minyak per tahun dalam kurun waktu 2003 -2014. Upaya untuk menahan laju penurunan tersebut telah dilakukan dengan berbagai program peningkatan aktivitas eksplorasi.

Cadangan Minyak Indonesia

5

(Billion Barrel) 4

3

4,67

4,38

2

4,30

3,99

4,19

3,98

4,37

4,27

3,99

4,41

3,75

4,47

4,30

3,69

4,23

3,53

4,04

3,69

3,74

3,67

3,69

3,62

3,86

3,75

Potential Oil+Condensate 1

Proven Oil+Condensate 0

2003

Cadangan Gas Bumi Indonesia (Tscf)

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

103,35

101,54

100,26

*) Proven reserve (P1) **) Potential reserve = probable reserve (P2) + possible reserve (P3)

Catatan

120

100

80

90,74

94,78

97,26

93,95

106,01

112,47

107,37

108,40

104,71

60

40

86,32

87,73

82,71

74,34

58,98

57,60

52,29

48,74

48,18

47,35

48,85

49,04

Potential Gas Proven Gas

20

0

Catatan

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

*) Proven reserve (P1) **) Potential reserve = probable reserve (P2) + possible reserve (P3)

2011

2012

2013

2014


Saat ini, cadangan migas nasional secara umum tersebar sepanjang nusantara mulai dari pulau Sumatera sampai dengan Papua dengan besaran cadangan di wilayah barat cenderung lebih besar daripada wilayah timur. Jumlah keseluruhan cadangan minyak (3P) sebesar 7.375 MMstb dan cadangan gas (3P) sebesar149 Tscf.

Peta Cadangan Migas

51 4.652

Oil Reserves (MMstb) Proven (P1) = 3.624 Potential (P2+P3) = 3.751 Total (3P) = 7.375

13

311

17

4

539

23

48

34

99 1.702

Gas Reserves (Tscf) Proven (P1) = 100 Potential (P2+P3) = 49 Total (3P) = 149

15

10

7

Hasil analisis data cadangan per 1 Januari 2014 menunjukkan distribusi ultimate recovery factor seperti pada gambar berikut ini:

N

27,68% 36,04% a si

un i

ne In do

i at

30,00%

33,35%

nt Bi

25,70% w

ai

m ra Se

ng g Ba

ra

ka

n

i Ta

Ku ta

o rit Ba

va

or

th

Ea

Ea

st

st

Ja

Ja

av tJ

th or N

va

a

a es W

ra at e tS

um

Su nd

a er at es W

ut

h

Su m

at

ra nt Ce

N

or

th

Su m

lS um

at

er

er

a

0

a

10%

Su la

18,50%

26,82%

27,16%

21,14% 24,90%

24,93%

27,21% 35,58%

24,17% 31,18%

29,57%

28,76%

20%

25,36% 30,97%

30,29% 40,29%

29,97% 29,02%

30%

40,70%

53,09%

50%

40%

Primary Secondary Tertiary

55,08%

60%

So

Ultimate Recovery Factor Lapangan Minyak per Basin Status 1 Januari 2014



80,25% 60,04%

67,84%

87,15%

80,59%

73,19%

68,17%

68,59%

63,77%

48,21%

40%

74,57%

65,12%

50%

55,24%

60%

64,73%

67,17%

70%

80,29%

80%

72,07%

90%

85,61%

91,61%

100%

74,43%

Ultimate Recovery Factor Lapangan Gas per Basin Status 1 Januari 2014

30% 20%

a

i

i

si ne

In

do

nt Bi

Su

la

w

un

at

a

i or Ti

m

ng Ba

Se

ga

ne

r sa as ak

So

ut

h

M

Bo

n

i

ka ra Ta

o

ta Ku

rit

Ja st Ea

th

Ba

va

va

a

st Ea

or N

th N

or

Ja

av

a

th

Ce

nt

ra

tJ es

W

st Ea

or N

lJ

av

a

a

un N

at

nd

at tN es

W

Su

un

a er at m

Su h ut

So

lS ra nt

or N

Ce

th

Su

um

m

at

at

er

er

a

a

0

a

10%

Confidence level pada evaluasi ini adalah sebesar 99%. Beberapa basin memiliki confidence interval yang sangat lebar sebagai akibat dari sangat sedikitnya data sehingga menimbulkan ketidak- pastian yang besar. Sementara itu sumber daya migas nasional masih cukup besar. Total recoverable resource migas nasional mencapai 37.025 juta stboe, dengan jumlah tiga terbesar terdapat di wilayah Jawa, Papua dan Sumatera.

Peta Sumber Daya Migas 1 Januari 2014 4.328 8.865

452

7.904

6.351

1.009 Recoverable Resources (MMstboe) Total Recoverable Resources = 37.025 MMstboe

7.867 249


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

RRR - Minyak (Persentase RRR)

Target 100% 90%

81,70%

80% 70%

62,50%

61,90%

60%

52,20% 44,42%

50% 40%

32,20% 22,60%

30% 20% 10% 0

RRR - Gas (Persentase RRR)

2007

2008

2009

350%

2010

2011

2012

2013

309,50%

300% 250% 180,10%

200%

129,70% 126,90%

150% Target 100% 50% 0%

90,06%

69,20% 34,60%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013



C.

Realisasi Komitmen Kontraktor KKS KOMITMEN EKSPLORASI Migas Konvensional Saat ini terdapat 139 WK Eksplorasi Migas Konvensional Aktif. Pengukuran pemenuhan Komitmen Pasti dilakukan pada 106 WK yang berumur lebih dari tiga tahun dan tidak dalam proses terminasi, dari pengukuran tersebut terdapat 52 WK yang telah memenuhi seluruh Komitmen Pasti dan 54 WK yang belum memenuhi Komitmen Pasti.

Pelaksanaan Komitmen Eksplorasi pada WK Eksplorasi Tahun 2014 dan Hambatannya

Kendala Pelaksanaan Komitmen Pasti

139 WK Eksplorasi, diantaranya terdapat 106 WK 3 tahun

52

Internal Kontraktor KKS (Perubahan Operator, Kesiapan Manajemen, Sharing risk, Finansial, dll)

63 45%

Perizinan & Sosial Masyarakat (izin penggunaan lahan, izin kehutanan, izin lingkungan, masalah sosial)

18 13%

21 15%

Kompleksitas Bawah permukaan

54 33

42

+ 8 WK Eksploitasi (yang belum memenuhi Komitmen Pasti)

Ketersediaan Alat & Penunjang (belum mendapatkan rig/kapal, jadwal rig konsorsium, proses pengadaan)

15 11%

Operasional (remote area, gudang handak, proses persiapan, teknis pengeboran

8 6%

Masalah khusus

7 5%

Ketidaktersediaan Data G&G 33 WK kurang dari tiga tahun 52 WK sudah memenuhi Komitmen Pasti 54 WK belum memenuhi Komitmen Pasti 41 Proses Terminasi

4 3%

Proses Pengadaan

2 2%

0

10

20

30

40

50

60

Catatan: 1 WK bisa memiliki lebih dari 1 kendala

70


Penilaian terhadap Kontraktor KKS WK Eksplorasi yang telah memasuki kontrak tahun ke-3 dan setelahnya (di luar WK yang berada dalam proses terminasi) dilakukan berdasarkan kriteria yang mencakup penilaian minimum (basic/mandatory) dan penilaian pembuktian eksplorasi (advance). Berdasarkan hasil penilaian tersebut, pada 7 Mei 2014 SKK Migas telah memberikan penghargaaan (award) kepada Kontraktor KKS yang mengalami perubahan status atau peningkatan kinerja, sebagai berikut:

t Tiga WK Kategori Hijau, WK Kutai (KrisEnergy Kutei B.V.), WK Pasir (Pasir Petroleum Resources Ltd.), dan WK North Sokang (North Sokang Energy Ltd.)

t Tujuh WK Kategori Biru, WK Titan (AWE (Titan) NZ Ltd.), WK Baronang (Lundin Baronang B.V.), WK Batu Gajah (Ranhill Jambi Inc. Pte. Ltd.), WK Cendrawasih (Black Gold Cendrawasih LLC.), WK Gurita (Lundin Gurita B.V.), WK Kerapu (Pear Oil (Tachylyte) Ltd.), dan WK South Sokang (Lundin South Sokang B.V.)

Penilaian Kinerja Komitmen Eksplorasi WK Eksplorasi Migas Konvensional Tahun 2014

45

39 38

40 33

35 30

23

25 18

20 Status Juli 2014

15

12

14 11

10 10

10 Status Desember 2014

4

5 0

Hitam

Merah

Merah Muda

t Hitam: hanya melakukan kegiatan studi G&G atau belum sama sekali melaksanakan kegiatan Komitmen Pasti t Merah: telah melaksanakan sebagian kecil Komitmen Pasti t Merah Muda: telah melaksanakan sebagian besar Komitmen Pasti

Biru

Hijau

3

Emas

t Biru: memenuhi seluruh Komitmen Pasti t Hijau: masuk dalam Kategori Biru dan sudah menemukan cadangan hidrokarbon dengan kategori technical discovery t Emas: masuk dalam Kategori Biru dan sudah ada penemuan yang memiliki peluang ekonomis



Migas Nonkonvensional Pada akhir tahun 2014, WK Eksplorasi Migas Nonkonvensional berjumlah 55 WK yang terdiri dari 54 WK GMB dan 1 WK MNK-Shale Hydrocarbon. Dari 54 WK GMB, terdapat 5 WK sedang dalam proses terminasi. Dari 50 WK Eksplorasi Migas Nonkonvensional Aktif, terdapat 32 WK GMB yang berumur lebih dari tiga tahun dan tidak sedang dalam proses terminasi, sehingga dapat diukur pemenuhan Komitmen Pasti-nya. Status pemenuhan Komitmen Pasti dari 32 WK GMB tersebut adalah 5 WK GMB telah memenuhi seluruh Komitmen Pasti dan 27 WK GMB belum memenuhi Komitmen Pasti.

Wilayah Kerja Eksplorasi HNK 2014 Status Desember 2014

Sumatera Kalimantan Total

Aktif Tidak Aktif Proses terminasi

55

47

32 26

Sumatera Kalimantan Total

23WK 32WK 55WK

1 1

4

23

21

1 2 3 Aktif

Tidak Aktif

1

2

21

4 5

Proses terminasi

26

Total

Status Pemenuhan Komitmen Pasti WK HNK

KOMITMEN PASTI WK KONTRAK TAHUN KE

JUMLAH WK

TERPENUHI

BELUM TERPENUHI

PROSES TERMINASI

> 6 tahun

3

3

0

4

= 6 tahun

13

2

11

0

> 3 tahun

21

0

21

1

< 3 tahun

13

0

13

0

Total

50

5

45

5


KOMITMEN EKSPLOITASI Pada 2014, terdapat satu WK tahap eksplorasi yang memperoleh persetujuan plan of development (POD) pertama dari Menteri ESDM, yaitu WK Bulu. Dengan adanya persetujuan tersebut maka jumlah WK dengan status eksploitasi bertambah menjadi 81 WK. Selain itu, SKK Migas juga memberikan persetujuan atas rencana POD lainnya, yang terdiri atas 13 POD, 23 plan of further development (POFD) dan 5 put on production (POP). Adapun perkiraan biaya investasi dan operasi yang dikeluarkan oleh Kontraktor KKS, produksi migas, serta penerimaan negara dari POD- POD tersebut adalah sebagai berikut:

Perkiraan Biaya Operasi, Investasi dan Penerimaan Negara dari Persetujuan POD tahun 2014

KUMULATIF PRODUKSI

Minyak (Juta Bbl) Gas (Bscf)

BIAYA OPERASI DAN INVESTASI

150,42 1.654,16

Biaya Investasi

5,486.77

Biaya Operasi

3,930.32

Biaya Operasi Pendapatan Pemerintah (US$Juta)

10,134.93

(US$Juta)

Biaya ASR Total Biaya Investasi & Operasi

3,720.77 209.55

9,417.09



Sejak 2003 sampai dengan 2014, SKK Migas telah menyetujui 390 POD, POFD dan POP. Dari keseluruhan persetujuan tersebut terdapat 337 persetujuan POD, POFD dan POP yang aktif dengan perkiraan kumulatif produksi minyak dan kondensat sebesar 3.202,60 MMbo dan 51.219,40 Bscf. Sebanyak 53 POD dan POP lainnya berstatus tidak aktif karena adanya perubahan status pengembangan atau menjadi tidak ekonomis untuk dikerjakan oleh Kontraktor KKS.

Distribusi Jenis Produksi Migas POD/POFD/POP 2003-2014

Distribusi Jenis POD/POFD/POP 2003-2014

Distribusi Jenis Produksi 337 POD

Distribusi Jenis POD POD 41%

POFD 23%

Gas 73%

Profil dan Jenis Persetujuan POD/POFD/POP 2003-2014 (POD)

POD I 10%

POP 26%

Oil 27%

50

400

46 42

45

350

36

40

34

33

35 30

24

27

26

300

28

250

21

25

200

18

20

150

15 100 10 5 0 POD

50

2 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0 Kumulatif POD


Profil Tambahan Produksi Minyak Berdasarkan Persetujuan POD/POFD/POP 2003-2014 (MMbo)

1.000

878,17

900 800

667,85

700 600 500 361,07

400 300 200

Profil Tambahan Produksi Gas Berdasarkan Persetujuan POD/POFD/POP 2003-2014 (Bscf)

3,36

0

2003

2004

20.000

2005

2006

2007

168,29

146,28

111,94

100

258,84

220,60

185,87

77,45

2008

2009

2010

2011

2012

3.829,31

3.859,79

122,88

2013

2014

18.430,73

18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 6.389,64

8.000

5.187,51

6.000 4.000 2.000

227,96

0

2003

1.303,71 2004

2006

2007

2008

Exploration

Fase Pekerjaan pada Persetujuan POD/POFD/POP 2003-2014 Awal KKS

Pre POD (Pre FEED)

2009

2010

2011

2012

2013

1.443,53 2014

Exploitation

POD I/POD/ POFD (Awal FEED)

0

2.530,49

2.119,05

969,16 2005

4.928,52

I

63 POD

Awal EPCI

Final

Onstream

II 26 POD

III 53 POD

Akhir KKS

Produksi BOPD

Gov. Cash Flow, MMUS$ PSC Cash Flow, MMUS$

IV 195 POD



D.

Realisasi Investasi Kontraktor KKS Eksploitasi & Eksplorasi REALISASI INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLOITASI Realisasi investasi industri hulu migas (expenditures) untuk wilayah kerja eksploitasi dalam kurun waktu enam tahun terakhir menunjukkan peningkatan. Hal ini menggambarkan bahwa iklim investasi di sektor hulu migas masih baik dan kondusif, serta memiliki prospek yang cukup bagus. Pada 2014, investasi sektor hulu migas mencapai US$19.27 miliar. Nilai investasi tersebut digunakan untuk membiayai kegiatan eksplorasi sebesar US$1.69 miliar, kegiatan sumur pengembangan sebesar US$4.09 miliar, kegiatan produksi sebesar US$12.26 miliar dan kegiatan administrasi sebesar US$1.24 miliar. Dari komposisi tersebut, terlihat bahwa sebagian besar investasi di sektor hulu migas dialokasikan bagi kegiatan produksi dan pengembangan yang mencapai US$16.35 miliar atau 85% dari total investasi hulu migas

Investasi Kontraktor KKS Eksploitasi (Juta US$)

25,000 18,993 20,000

15,000

16,541

11,535

11,854

9%

13,986 5%

5% 23%

6% 21%

22%

10,000

5,000

65%

66%

66%

7%

6% 2009

2010

7% 2011

9%

22%

21%

62%

64%

20%

64%

0

19,275

10%

6% 2012

6%

6% 2013

2014

*) Sumber data: Laporan Keuangan Gabungan Kontraktor KKS (unaudited)

Dampak dari peningkatan investasi industri hulu migas di wilayah kerja eksploitasi tidak hanya mempengaruhi profil produksi dan portofolio cadangan migas, namun juga berpengaruh pada proses peningkatan kapasitas nasional di sektor industri pendukung migas dalam negeri. REALISASI INVESTASI KONTRAKTOR KKS EKSPLORASI Investasi kegiatan eksplorasi di wilayah kerja eksplorasi dalam menemukan cadangan (reserves) migas yang baru mengalami peningkatan dari waktu ke waktu tetapi sejak 2012 sampai dengan 2014 mengalami penurunan dibandingkan tahun-tahun sebelumnya. Pentingnya peningkatan kegiatan eksplorasi akan berdampak positif bagi prospek pengembangan sektor hulu migas di masa mendatang, serta menjaga ketersediaan energi untuk generasi mendatang.


Sampai dengan akhir tahun 2014, nilai kumulatif investasi kegiatan eksplorasi di wilayah kerja eksplorasi diperkirakan mencapai US$1.11 milliar atau hanya mencapai 47% dari target yang tertuang dalam Revisi Work Program & Budget (WP&B) 2014. Rendahnya realisasi investasi Kontraktor KKS Eksplorasi disebabkan adanya kendala operasional baik kendala eksternal maupun kendala internal Kontraktor KKS. Kendala eksternal diantaranya adalah tumpang tindih lahan dengan perkebunan, hutan industri, dan hutan lindung, proses birokrasi perizinan dengan instansi lain, kekhawatiran masyarakat mengenai dampak kegiatan migas dan tuntutan adanya kegiatan tanggung jawab sosial, dan ketersediaan rig pengeboran yang sangat terbatas. Dukungan dari seluruh instansi dan pihak terkait diperlukan untuk menyelesaikan persoalanpersoalan tersebut di atas. Sedangkan kendala internal Kontraktor KKS, yaitu kendala finansial dan kendala teknis --operasional yang terjadi pada saat berlangsungnya kegiatan survei, pengeboran, kerja ulang dan perawatan sumur. Tantangan lain yang dihadapi adalah upaya penemuan cadangan baru mengingat saat ini cadangan migas di Indonesia lebih banyak berada di kawasan timur, terutama di laut dalam. Kegiatan eksplorasi di wilayah ini menghadapi tantangan yang tidak mudah karena secara teknis lebih sulit dilakukan. Kegiatan eksplorasi maupun eksploitasi di laut dalam juga membutuhkan biaya yang tidak sedikit. Oleh karena itu, perlu adanya insentif yang menarik agar investor tertarik melakukan investasi di bidang eksplorasi laut dalam. Dukungan infrastruktur yang bagus juga diperlukan untuk membantu kelancaran kegiatan mengingat lokasi eksplorasi berada di daerah terpencil. SKK Migas terus memberikan pemahaman kepada para stakeholder tentang pentingnya kegiatan eksplorasi karena tanpa eksplorasi, cadangan baru untuk minyak maupun gas tidak dapat ditemukan.

Investasi Kontraktor KKS Eksplorasi (Juta US$)

2,500

2,120

2,000

1,661 1,356

1,500

1,391 1,106

1,464

917

1,850

1,000

1,242

1,204 500

100 0

922

816

2009

197 2010

270 2011

152 2012

*) Sumber data: Laporan Keuangan Gabungan Kontraktor KKS (unaudited)

149 2013

183 2014



E.

Kegiatan Produksi Lifting Minyak dan Gas Bumi PROFIL PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI Secara nasional produksi migas Indonesia saat ini masih didominasi oleh produksi gas yang semenjak beberapa tahun terakhir berada di atas produksi minyak bumi nasional dan kondisi ini diperkirakan akan terus berlangsung dalam beberapa tahun ke depan.

Didominasi oleh Minyak

Profil Produksi Migas Nasional

Puncak 1977

1.800

Tahap Plateau

De

cli

1.598

ne

d1

0-1

2%

-u

p

1.600

Bu

d 3-

5%

ha

p

1.200

GAS

Dec

line

ilt

1.400

Ta

1.000

MINYAK

800 600 400

2017

2015

2016

2013

2014

2011

2012

2010

2009

2007

2008

2005

2004

2006

2001

2002

2003

2000

1997

1998

1999

1995

1994

1996

1991

1992

1993

1990

1987

1988

1989

1985

1986

1983

1984

1981

1982

1977

1978

1980

1975

1976

1973

1974

1972

1971

1970

1967

1968

0

1969

200 1966

(Mboepd)

Didominasi oleh Gas Puncak 1995


Saat ini rata-rata tingkat produksi gas nasional jauh berada di atas produksi minyak bumi dan tanpa adanya penemuan cadangan baru, total produksi minyak dan gas bumi diproyeksikan akan terus menurun sampai dengan setara 300 ribu barel minyak per hari di tahun 2050.

Profil Produksi Migas Nasional (Mboepd) History

Forecast

1.600

1.415 1.400

1.200 1.077

1.000

800

600

400

171 200

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

2014

2012

2010

2008

2006

2004

2002

0

2000

96



Berikut adalah informasi singkat POD yang disetujui pada tahun 2014 dengan jumlah cadangan besar: Lapangan Bangko – PT. Chevron Pacific Indonesia Target Formasi adalah Duri Sand dengan Original Oil In Place (OOIP) sebesar 1.458 MMbo, Kumulatif Produksi 585 MMbo (40% OOIP per Januari 2014) dan peningkatan cadangan minyak sebesar 2,15 MMbo.

Peta Struktur Kedalaman Lapisan Duri Sand Lapangan Bangko

Lapangan Sangatta – Pertamina EP Target Formasi adalah Balikpapan dengan OOIP sebesar 297,5 MMstb dan Kumulatif Produksi (existing dan incremental) sebesar 55,5 MMstb (economic limit).

Peta Struktur Kedalaman “M4, M8” Formasi Balikpapan Lapangan Sangatta


Lapangan Subang – Pertamina EP Target Formasi adalah Duri Sand dengan OOIP sebesar 2.125 Tscf dan tambahan Cadangan Gas sebesar 324,03 Bscf (November 2013-September 2034).

Peta Struktur Kedalaman Formasi Karbonat Parigi Lapangan Subang

Lapangan Mutiara Pamaguan – Vico Target Formasi adalah Balikpapan dengan OOIP sebesar 321 MMbo dan Original Gas In Place (OGIP) sebesar 1.638 Bscf.Sementara itu, Kumulatif Produksi (Per Juni 2013) minyak sebesar 83 MMbo dan gas sebesar 1.043 Bscf dan sebagaimana persetujuan POD, saat ini diperkirakan terdapat peningkatan cadangan minyak sebesar 3,4 MMbo dan cadangan gas sebesar 159 Bscf.

Peta Struktur Kedalaman Formasi Balikpapan Lapangan Mutiara Pamaguan



REALISASI PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI Sampai dengan 31 Desember 2014, realisasi produksi minyak dan gas bumi Indonesia mencapai 2.288 juta setara barel minyak per hari (MMboepd). Pencapaian tersebut diperoleh dari rata-rata produksi minyak dan kondensat sebesar 789 ribu barel per hari (Mbopd), sementara produksi gas sebesar 8.218 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Laju penurunan produksi minyak tahun 2014 lebih besar dari tahun sebelumnya. Pada 2013 laju penurunan produksi sebesar 4,1% sementara laju penurunan produksi tahun 2014 menjadi 4,3% persen. Penahanan laju penurunan produksi ini dapat dicapai terutamakarena adanya percepatan pekerjaan pengeboran sumur pengembangan di wilayah-wilayah kerja potensial, yaitu di wilayah kerja yang dikelola PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) di Sumatra Utara, Total E&P di Kalimantan Timur serta Pertamina Hulu Energi (utamanya di wilayah kerja West Madura Offshore (WMO) di Jawa Timur dan Onshore North West Java (ONWJ) di Jawa Barat.

Kinerja Produksi Minyak dan Kondensat Tahun 2014 (Mbopd)

900 APBNP 2014

880

= 818 Mbopd

Original WP&B 2014 = 804 Mbopd 860

Revisi WP&B 2014

= 805 Mbopd

840 820 800 780

3

760 PRODUKSI 2014 YTD Produksi sd. 31 Des’ = 789 Mbopd Pencapaian terhadap APBN = 96,48% Pencapaian terhadap WP&B Rev. = 98,03%

4

2

740

5

6

1

720

7

700 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

1. 24 Januari 2014 - Kebocoran pada SBM manifold (PHE ONWJ dan PEP) - Terputusnya mooring Hawser 21” pengikat FSO Cinta Natomas ke SBM (21 Jan’ 2014) – (JOB PPEJ, PEP, MCL) - PHE ONWJ: MMF AX/BX comp. shutdown untuk perbaikan MMC-BX fin fan cooler & NUI/ well shutdown karena cuaca buruk 2. 10 Mei 2014 - MCL: planned shutdown Pemeliharaan EPF 3. 18 Juni 2014 - CNOOC: kebocoran PLEM, penggantian SBM mundur, FSO hull Sulawesi tank top

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

4. 1 September 2014 - PHEONWJ: Echo TAR & shut-in sumur 2 uniform karena kebocoran subsealine 12” Marine Oil Line UWJ-B1C - BP: Train 2 tripped - COPI: LGC Belida tripped 5. 4 Oktober 2014 - CPI: high pressure di HCT line - TEPI: high inventory di Badak LNG - PHE ONWJ: blackout di Zulu 6. 23 Desember 2014 - CPI: terjadi congeal 7. 25 Desember 2014 - JOBPTJM: maintenance, total shutdown


Kinerja Produksi Gas Tahun 2014

10.000

(MMscfd)

9.500

WP&B Produksi

9.000 8.500 8.000 7.500

4

2

7.000

3

1

5

6

7

6.500 6.000 PRODUKSI 2014 YTD Produksi sd. 31 Des’ Pencapaian tehadap WP&B

= 8,147 MMscfd = 98,12%

5.500 5.000 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

1. 13 Januari 2014 - BP Berau: Train 1 & 2 shutdown akibat load shedding karena 2 Steam Turbin Generator trip 2. 30 Januari 2014 - BP Berau: unplanned shutdown Train 2 3. 13 Mei 2014 - TEPI: shut in Tunu TCP comp. A, GTS-B, BX, F, GX untuk preventive maintenance Turbo comp. B

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

4. 28 Juli 2014 - Rendahnya permintaan gas selama libur lebaran 5. 13-16 Oktober 2014 - BP Tangguh: Penurunan produksi akibat kapan LNG Towuti delay bongkar LNG di customer 6. 7 Desember 2014 - BP: Train 1 shutdown karena short circuit 7. 25 Desember 2014 - JOBPTJM: maintenance, total shutdown



REALISASI LIFTING MINYAK DAN PENYALURAN GAS BUMI

Lifting migas adalah produksi minyak dan (atau) gas bumi yang telah berhasil dijual. Untuk memudahkan penyesuaian administrasi di Kementerian Keuangan yang mencatat penerimaan negara dari sektor hulu migas dengan prinsip Cash Basis, penghitungan lifting minyak dan gas Indonesia pada tahun berjalan dilakukan dengan menggunakan periodisasi Desember tahun sebelumnya hingga November pada tahun berjalan. Realisasi rata-rata lifting minyak bumi periode Desember 2013 hingga November 2014 sebesar 789,6 Mbopd, atau 96,5% dari target APBN-P 2014 sebesar 818 Mbopd. Adapun realisasi penyaluran gas bumi pada periode yang sama sebesar 6.732 MMscfd dari target keseluruhan APBN-P 2014 sebesar 6.854 MMscfd, atau sama dengan 1.224 Mboepd.

Lifting Migas Periode Des’ 2013 – Nov’ 2014

*) Angka Lifting sampai dengan Desember merupakan angka Operasional ERC per 30 Des 2014 *) Angka produksi dan stock Januari-November merupakan angka rekonsiliasi *) Angka terminal stock adalah termasuk dead stock sebesar 3.500–4.500 Mbbl

1.000

13

850

11

700

9

550

7

400

5

Produksi/Lifting (Mbopd)

Stock (MMbbls)

Des

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Lifting minyak per 31 Des’

812

788

800

797

797

796

792

798

787

787

772

786

Rerata 792,7

Lifting gas per 31 Des’

858

704

838

793

793

764

821

736

768

895

714

858

794,4

Terminal outlook per 30 Des’

8,72

11,05

10,06

9,70

10,05

11,06

9,46

11,43

12,16

9,04

10,14

8,63


F.

Distribusi Revenue Minyak dan Gas Bumi Penerimaan negara dari sektor hulu migas periode 1 Januari sampai dengan 31 Desember 2014 mencapai US$26.76 miliar dengan perincian untuk penerimaan dari minyak sebesar US$15.58 miliar dan dari gas sebesar US$11.18 miliar, atau mencapai 95% dari target penerimaan negara pada WP&B Revisi tahun 2014 sebesar US$28.15 miliar. Namun jika dibandingkan dengan target penerimaan negara pada APBN-P tahun 2014 yaitu US$29.67 miliar, realisasi penerimaan negara mencapai 96%. Nilai penerimaan negara tersebut merupakan nilai penerimaan negara untuk periode Desember 2014 sampai dengan November 2014. Besaran penerimaan negara tersebut merupakan 53% dari pendapatan kotor (gross revenue) yang dihasilkan oleh industri hulu migas. SKK Migas senantiasa melakukan pengendalian biaya operasi agar mencapai tingkat yang paling efektif dan efisien, sehingga dapat memberikan kontribusi yang optimal bagi penerimaan negara dari sektor hulu migas.

MINYAK Penerimaan Negara

Harga Minyak (US$99.63/bbl)

US$15.58 miliar

Lifting Minyak

Penerimaan Minyak

784 Mbopd

(US$27.43 miliar)

Total Penerimaan Negara US$26.66 miliar

Cost. Rec.

(termasuk biaya penjualan LNG

US$9.29 miliar

sebesar US$1.80 miliar)

Penerimaan Kontraktor KKS US$2.57 miliar

Total Cost. Rec.

KKS

Lifting Gas 1.140 Mboepd

US$16.30 miliar

GAS Penerimaan Gas (US$25.60 miliar)

(eq. 7.256 BBtud)

Penerimaan Negara US$11.18 miliar

Harga Gas (US$9.64/MMBtu)

Cost. Rec.

Total Penerimaan Kontraktor KKS

US$7.02 miliar

US$8.16 miliar

Penerimaan Kontraktor KKS US$5.59 miliar



Peningkatan penerimaan negara juga diimbangi dengan peningkatan penerimaan Kontraktor KKS. Selama periode 2009–2014, rata-rata rasio penerimaan negara (total GOI take) terhadap pendapatan kotor (gross revenue) sebesar 55%, sementara rata-rata rasio penerimaan Kontraktor KKS (net contractor take) terhadap pendapatan kotor (gross revenue) sebesar 16%; hal ini menunjukkan Return on Investment (ROI) di Indonesia masih cukup menarik. Peningkatan ini dipengaruhi oleh perbaikan yang berkesinambungan dalam proses pengendalian biaya operasi (cost recovery), dengan menjaga rasio antara cost recovery dan gross revenue pada kisaran 25–32% dengan tetap meningkatkan kegiatan investasi baru di berbagai proyek hulu migas.

110.85

Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas

105.02

80,000

60,000

78.87

30,000 20,000 10,000 0

Juta US$

62,227

62,242 57,578

61.59

50,000 40,000

120 95.57

70,000

Cost Recovery Penerimaan Negara Penerimaan Kontraktor KKS Pendapatan Kotor ICP Rata-Rata

112.33

90,000

35,910

10,162

10,322

9,416

46,689

8,164

7,608 31,159

5,694

26,762

19,950

26,523

35,920

35,436

10,109

11,763

15,216

15,537

2009

80

53,028

2010

2011

2012

16,304

15,918 2013

40

2014

0

US$/bbl


G.

Efisiensi Pengembalian Biaya Operasi (Cost Recovery)

Pada tahun 2014, investasi sektor hulu migas yang ditargetkan dalam Revisi WP&B mencapai US$24.68 miliar. Besaran expenditure tersebut akan digunakan untuk mendukung kegiatan produksi sekitar 58%. Expenditure lainnya digunakan untuk membiayai kegiatan pengembangan (19%), untuk mendukung kegiatan eksplorasi (15%), serta biaya administrasi dan kegiatan penunjang lainnya (7%).

Expenditure yang digunakan untuk mendukung kegiatan produksi meliputi pengembangan lapangan, work over dan well service, pembangunan fasilitas produksi, pemeliharaan fasilitas produksi, serta pembayaran kewajiban penyisihan dana abandonment and site restoration (ASR). Realisasi investasi yang telah dikeluarkan industri hulu migas pada tahun 2014 sebesar US$20.38 miliar. Sementara itu, untuk biaya operasi yang dikembalikan kepada Kontraktor KKS (cost recoverable) pada periode yang sama mencapai US$16.30 miliar. Meningkatnya cost recoverable tersebut tidak dapat dihindai walaupun sejumlah penghematan telah dilakukan. Hal ini disebakan adanya proyek-proyek pengembangan baru,perbaikan fasilitas-fasilitas produksi yang harus segera dilakukan, serta banyaknya upaya untuk menahan penurunan laju produksi. Adapun penghematan yang dilakukan antara lain melalui strategi pengadaan bersama, serta optimalisasi pemanfaat aset bersama yang diberlakukan terutama terhadap para Kontraktor KKS yang memiliki wilayah operasi yang berdekatan. Kebijakan tersebut selama bertahun-tahun terbukti dapat menghasilkan penghematan yang cukup signifikan.

PENGADAAN BERSAMA Penghematan dari pengadaan bersama oleh Kontraktor KKS baik barang maupun jasa pada tahun 2014 mencapai US$85 juta dari target sebesar US$150 juta.

Pengehematan Pengadaan Bersama (Juta US$)

180

165

140

125

120

85 80 70.9

80 50

60

Target Capaian

109.7

103.5

100

40

150

147.96

160

33.2 20

20 0

2009

2010

2011

2012

2013

2014



OPTIMALISASI PEMANFAATAN ASET Optimalisasi pemanfaatan aset kegiatan usaha hulu migas melalui kegiatan pengalihan aset antarKontraktor KKS pada tahun 2014 mencapai US$50 juta dari target sebesar US$35 juta.

Optimalisasi Pemanfaatan Aset (Juta US$)

60 50 43

43

40 37

40

35

35

30 28 20

Target Capaian

0

25

25

15

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Pada tahun 2014, Menteri Keuangan memberikan persetujuan atas empat pemanfaaan aset bersama antara Kontraktor KKS dan pihak lain (bukan perusahaan yang bergerak di bidang usaha hulu migas/bukan Kontraktor KKS). Penggunaan aset bersama ini menggunakan mekanisme sewa-menyewa antara Pemerintah dan pihak lain, sehingga menghasilkan penerimaan/ pemasukan negara (PNBP) sebesar Rp128,46 miliar.

Pemanfaatan Aset Bersama antara Kontraktor KKS dan Pihak Lainnya (Non-Hulu) t1FSTFUVKVBO.FOUFSJ,FVBOHBO Jumlah Usulan 2014

:

4

Jumlah Persetujuan 2014

:

4

Pemasukan ke Negara (PNBP)

:

Rp128.459.549.937,00 (termasuk 2013 *Rp30.100.271.040,00)

Belum Dibayarkan (Potensi)

:

Rp432.092.700,00 US$4,817,627.22

Estimasi Total

:

Rp53.425.989.700,00



Upaya Peningkatan Produksi dan Cadangan

I. POTRET KINERJA SKK MIGAS 2014

BAB

II

Untuk meningkatkan produksi dan cadangan migas, idealnya setiap setara barel migas yang diproduksikan segera tergantikan oleh satu setara barel migas yang ditemukan, sehingga dibutuhkan peningkatan program eksplorasi secara lebih intensif.





A.

Realisasi Proyek Baru

Pada tahun 2014, sebanyak 15 proyek pengembangan hulu migas telah onstream dan dapat menghasilkan tambahan kapasitas fasilitas produksi migas terpasang sekitar 9.100 bopd dan 1.200 MMscfd.

Proyek Pengembangan Migas Onstream 2014

No

Proyek

Kontraktor KKS

Kapasitas Produksi Terpasang Minyak (bpod)

Gas (MMscfd)

Onstream

1

Peluang

Santos (Madura Offshore)

0

25

2014-Q1

2

Peciko 7B - New Platform

Total E&P Indonesie

4.000

170

2014-Q1

3

Bekapai Phase 2A

Total E&P Indonesie

1.021

0

2014-Q1

4

Sisi Nubi 2B - New Platform

Total E&P Indonesie

0

350

2014-Q1

5

South Belut

ConocoPhillips Indonesia

1.000

120

2014-Q2

6

Proyek Pengembangan Gas Jawa (PPGJ) Gundih

Pertamina EP

600

75

2014-Q2

7

Peciko 7C - Extension Platform

Total E&P Indonesie

0

120

2014-Q2

8

SES Gas Banuwati-K

CNOOC SES

0

100

2014-Q3

9

SES Gas Asti-A

CNOOC SES

0

40

2014-Q4

10

SES Gas Mila-A

CNOOC SES

0

40

2014-Q4

11

Ridho (Odira)

Odira Energy Karang Agung

2.000

0

2014-Q4

12

Kuat Gas Sales Facility

EMP Malacca Strait

0

9

2014-Q4

13

Naga

Premier Oil Natuna Sea

0

130

2014-Q4

14

Bayan Gas Production Facilities

Manhattan Kalimantan Investment

250

15

2014-Q4

15

Kerendan Gas Plant

Salamander Energy (Bangkanai)

300

25

2014-Q4


B.

Upaya Peningkatan Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi Upaya peningkatan produksi dan cadangan yang dilakukan sejak awal tahun 2014 telah menunjukkan hasil, antara lain terlihat dari laju penurunan produksi yang lebih rendah dari tahun sebelumnya. Adapun usaha-usaha peningkatan produksi dan cadangan yang telah dilakukan adalah sebagai berikut: KEGIATAN EKSPLORASI Terkait usaha ekstensifikasi untuk peningkatan cadangan dan produksi minyak dan gas bumi, SKK Migas terus mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan kegiatan eksplorasi, baik di wilayah kerja eksplorasi maupun di wilayah kerja eksploitasi. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini mencakup kegiatan survei geofisika dan dan pengeboran sumur eksplorasi. Khusus untuk wilayah kerja GMB, rangkaian kegiatan eksplorasi terdiri atas survei geofisika, kegiatan dan pengeboran GMB (eksplorasi & corehole) dan dewatering.



Migas Konvensional t Survei dan Seismik Pada tahun 2014, Kontraktor KKS telah merealisasikan survei seismik 2D sebanyak 9 kegiatan sepanjang 5.060 km dan survei seismik 3D sebanyak 11 kegiatan seluas 4.570 km2 serta telah merealisasikan 8 kegiatan nonseismik.

Realisasi Kegiatan Survei dan Seismik Migas Konvensional 2014

4 3 2 1 0

Survei Onshore Survei Transisi Survei Offshore

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sept

Okt

Nov

Des

0 0 2

0 0 2

0 0 2

0 0 0

0 0 0

0 1 3

1 0 0

1 1 0

0 0 4

2 0 0

1 0 0

0 0 0

Realisasi (20)

Target (52)

Penyebab tidak tercapainya kegiatan survei di antaranya disebabkan: Seismik 2D: t Perizinan Impor peralatan seismik t1FSJ[JOBO,FIVUBOBO t1FSJ[JOBO#VQBUJEBOCBIBOQFMFEBL t1FSJ[JOBOUFSLBJUUVNQBOHUJOEJIEFOHBOEBFSBIMBUJIBOQFSBOH5/*"t&WBMVBTJJOUFSOBM Seismik 3D: t Ketersediaan kapal

Rencana VS Realisasi Survei

Seismik 2D

Seismik 3D

Non

Total

Seismik

WK Eksplorasi & Eksploitasi

Kegiatan

Km

Kegiatan

Km2

Kegiatan

Kegiatan

WP&B 2014

18

10.886

14

9.556

20

52

Realisasi Tahun 2014

9

5.060

11

4.570

8

28


t Pengeboran Sumur Eksplorasi Pada tahun 2014, realisasi pengeboran sumur eksplorasi sebanyak 64 sumur yang terdiri atas 40 sumur onshore dan 24 sumur offshore.

Realisasi Kegiatan Pemboran Sumur Eksplorasi Migas Konvensional

8 6 4 2 0

Realisasi Offshore Realisasi Onshore Total Realisasi

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sept

Okt

Nov

Des

2 3 5

1 2 3

2 4 6

2 2 4

2 4 6

1 5 6

5 2 7

0 3 3

4 2 6

3 3 6

0 5 5

2 5 7

Realisasi (64)

Target (88)

Kendala Kegiatan Eksplorasi Konvensional Tahun 2014

2 5

2

4

11

1 Izin Pembebasan Lahan Proses Pengadaan Jadwal Rig 7 Persiapan Lokasi Evaluasi Subsurface



Migas Nonkonvensional Pada tahun 2014, Kontraktor KKS telah merealisasikan pengeboran 15 Sumur GMB yang terdiri atas 11 sumur eksplorasi + corehole, 3 sumur dewatering dan 1 sumur corehole. Selain itu terdapat 4 kegiatan re-entry untuk keperluan radial jetting sehingga total realisasi mencapai 19 kegiatan.

Realisasi Pemboran Eksplorasi GMB 2014

3

2

1

0 Realisasi Sumur GMB Realisasi re-entry Sumur GMB

Jan 1 1

Feb 2 0

Mar 1 0

Apr 2 0

Mei 1 0

Jun 2 0

Jul 1 0

Realisasi (15)

Kendala Pelaksanaan Komitmen Eksplorasi WK HNK Per-Area 2014

Kendala utama di area Sumatra adalah peralatan, pembebasan lahan, dan perizinan. Sedangkan di area Kalimantan adalah peralatan, pembebasan lahan, perizinan, dan infrastruktur.

Agt 1 0

Nov 1 1

Des 1 1

Total 15 4

Identifikasi dari* Sumatera 22WK Kalimantan 28WK Total 50WK *) 1 WK dapat mempunyai lebih dari 1 kendala

1 3 1

0 12

1 3

10

Okt 1 0

Target (46)

Peralatan Lahan Perizinan Infrastruktur Internal KKS G&G Sosial Operasional

7

Sept 1 1

6

3 4 9

11

11


KEGIATAN EKSPLOITASI Kegiatan Pengeboran Sumur Produksi (Sumur Eksploitasi) Dalam rangka mengurangi laju penurunan produksi, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan pengeboran sumur pengembangan (infill/sumur sisipan) serta pemeliharaan sumur (work over/well service). Pada tahun 2014, realisasi pengeboran sumur eksploitasi sebanyak 1.245 sumur atau kurang dari rencana kegiatan yang telah ditetapkan sebelumnya yakni sebanyak 1.324 sumur; hal ini disebabkan adanya kendala dalam pembebasan lahan, proses perizinan dan ketersediaan rig. 120 Jumlah Sumur

Realisasi Kegiatan Pemboran Eksploitasi

100 80 60 40 20 0

Realisasi Offshore Realisasi Onshore

Jan 13 101

Feb 19 99

Mar 20 93

Apr 13 96

Mei 11 88

Jun 14 99

Realisasi (1.245)

Jul 13 88

Agt 25 83

Sept 10 86

Okt 15 79

Nov 20 75

Des 14 71

Total 187 1.058

Target (1.324)

Rencana kegiatan sesuai revisi WP&B 2014 sebanyak 1.324 sumur. Pencapaian hingga akhir tahun sebanyak 1.245 sumur (7 sumur di luar program pengeboran 2014). Terdapat 86 sumur yang tidak dapat direalisasikan karena terkendala jadwal rig, pembebasan lahan, perizinan lingkungan, pengadaan rig dan persiapan lokasi.

Kendala Pengeboran Pengembangan

12

0

30

Keterangan: Satu sumur bisa mempunyai lebih dari satu kendala

4 45

Izin Pembebasan Lahan Proses Pengadaan Jadwal Rig Persiapan Lokasi Evaluasi Subsurface



Kegiatan Workover & Well Service Pemeliharaan sumur dilakukan melalui kerja ulang (workover) sebanyak 1.019 sumur dari rencana 1.102 sumur. Hal ini disebabkan adanya skala prioritas dalam penggunaan rig workover dan adanya hambatan dalam memperoleh perizinan HO (Hiring Ordinase), perizinan bahan peledak, serta pengadaan rig workover, sehingga rencana kegiatan belum dapat dieksekusi pada tahun 2014.

Realisasi Kegiatan Workover

120 100 80 60 40 20 0 Jumlah Realisasi Offshore Realisasi Onshore

Jan 65 12 53

Feb 65 10 55

Mar 84 10 74

Apr 64 8 56

Mei 97 16 81

Jun 88 11 77

Realisasi (1.019)

Jul 91 17 74

Agt 79 20 59

Target (1.102)

Sep 123 25 98

Okt 113 23 90

Nov 89 12 77

Des 61 10 51

Total 1.019 174 845


Sedangkan pemeliharaan sumur (well service) telah dilakukan sebanyak 30.267 kegiatan dari rencana 32.657 kegiatan.

Realisasi Kegiatan Well Service

3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

Jumlah Realisasi Offshore Realisasi Onshore

Jan 2.603 825 1.778

Feb 2.644 731 1.913

Mar 2.558 886 1.672

Apr 2.368 772 1.596

Mei 2.986 904 2.082

Jun 2.303 741 1.562

Realisasi (30.267)

Jul 2.277 790 1.487

Agt 2.559 802 1.757

Target (32.657)

Sep 2.593 897 1.696

Okt 2.688 906 1.782

Nov 2.582 678 1.904

Des 2.106 603 1.503

Total 30.267 9.535 20.732



KEGIATAN ENHANCED OIL RECOVERY Dalam rangka peningkatan cadangan maupun produksi minyak, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melaksanakan kegiatan EOR baik pada tahap studi maupun Field Trial/Pilot. Pada tahun 2014, terdapat empat pekerjaan Field Trial/Pilot dengan satu diantaranya baru dimulai pada tahun 2014. Kaji Surfaktan Polimer, Medco E&P Kegiatan Pilot Project Surfactant Polymer Flooding di Lapangan Kaji telah selesai pada bulan Mei 2014. Metode EOR ini terbukti berhasil diimplementasikan dan additional recovery sebesar 106,996 bo berhasil dicapai dari forecast awal sebesar 104,620 bo.

Performa Produksi Kaji EOR Pilot

800

Baseline Waterflood 700

Actual Pilot EOR 600

Forecast

500 400 300 200 100 0 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nov

Des

Jan14

Feb14

Mar14

Apr14

Tanjung Surfaktan, Pertamina EP Kegiatan Pilot Project Surfactant Flooding di Lapangan Tanjung telah selesai pada bulan Maret 2014. Metode EOR ini kurang berhasil diimplementasikan dan additional recovery yang berhasil diperoleh hanya sebesar 18 Mstb dari forecast awal sebesar 169 Mstb .

Field Trial (T-027, T-062R, T-121)

160 140 Start Injeksi Januari 2013

120 100 80

Ada pekerjaan Size-up pompa

60 40

Surf Flood (SimRes)

20

Surf Flood (Realisasi)

0

Start produksi Single Layer C

Baseline Jan-2012

Jan-2013

Jan-2014

Jan-2015


Widuri Polimer, CNOOC Kegiatan Pilot Project Polymer Flooding di Lapangan Widuri sedang berjalan dan diperkirakan akan selesai pada tahun 2018. Perkiraan additional recovery hingga akhir proyek adalah sebesar 234 Mstb untuk unrisked case dan 160 Mstb untuk risked case.

Old Rimau Electrical EOR, Medco E&P Kegiatan Field Trial Electrical EOR di Lapangan Old Rimau sedang berjalan dan diperkirakan akan selesai pada tahun 2015. Field Trial dilakukan di beberapa sumur dan saat ini masih berjalan serta sedang dievaluasi hasilnya.

Proses EEOR (Electrically Enhanced Oil Recovery)

KATODA (-) ANODA (+) 5 Minyak disekitar well-bore dipanaskan sehingga minyak menjadi tidak kental dan dapat dipompa ke permukaan 4 Elektrokinetik mengakibatkan fluida dalam reservoir bermigrasi ke arah katoda (-) menciptakan driving mechanism

1 Listrik dari pembangkit dikirim ke anoda (+) permukaan dan katoda (-) well-bore 3 Dimulainya cold cracking sehingga memecah struktur molekul minyak yang berat

2 Arus listrik melalui tanah menuju anoda (+)



C.

Forum Sharing Knowledge Dalam rangka meningkatkan produksi minyak dan gas bumi nasional, SKK Migas bersama Kontraktor KKS mengadakan forum sharing knowledge, sekaligus membangun semangat kemitraan untuk menjawab berbagai tantangan yang semakin beragam. Dengan adanya forum ini, diharapkan tantangan yang bersifat teknis dalam hal upaya peningkatan produksi dapat dicarikan jalan pemecahan. Berikut ini adalah beberapa forum dan workshop yang dilaksanakan SKK Migas pada tahun 2014:

1 Sarasehan Media 2014, Jakarta, 20 Mei 2014 Dalam rangka sosialisasi kegiatan hulu migas kepada praktisi media massa, Bagian Hubungan Masyarakat SKK Migas bersama Kontraktor KKS melaksanakan Sarasehan Media 2014 pada 20 Mei 2014 di Jakarta. Acara ini diikuti lebih dari 160 wartawan dari seluruh Indonesia yang terdiri dari pemimpin redaksi, redaktur, dan kepala biro. Sarasehan diisi diskusi panel yang mengangkat tema tentang dana bagi hasil migas, tantangan investasi industri hulu migas di Indonesia, dan peran serta daerah di industri hulu migas. Dalam kesempatan tersebut, juga disampaikan materi tentang sekilas kegiatan industri hulu migas di Indonesia. Materi yang disampaikan dalam sarasehan memberi pemahaman yang lebih utuh tentang industri migas bagi para awak redaksi. Materi yang diberikan juga memberikan gambaran kepada peserta yang hadir tentang ancaman krisis energi dan beban neraca keuangan negara apabila usaha Kontraktor KKS dalam menemukan cadangan baru dan meningkatkan produksi masih terkendala perizinan dan aksi-aksi penolakan di daerah.


2 Forum dan Rapat Kerja Pertanahan, Bali, 11-12 September 2014 Forum dan Rapat Kerja Pertanahan yang berlangsung di Bali, 11-12 September 2014 dihadiri 190 peserta dari SKK Migas, Kontraktor KKS, Badan Pertanahan Nasional (BPN), dan perwakilan pemerintah daerah. Pasca diterbitkannya Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2012 tentang Pengadaan Tanah bagi Pembangunan untuk Kepentingan Umum, memang masih terdapat interpretasi yang berbeda mengenai beberapa ketentuan. Untuk itu perlu dilakukan penyamaan persepsi dan menindaklanjutinya sesuai ketentuan. Sertifikasi merupakan salah satu isu penting dalam proses pengadaan tanah tersebut karena pada akhirnya akan menjadi aset negara. Rapat kerja ini akan ditindaklanjuti dengan membuat Nota Kesepahaman dengan kantorkantor wilayah BPN yang berlokasi di wilayah operasi hulu migas, dalam rangka melakukan sertifikasi kolektif terhadap tanah-tanah

3 Rapat Kerja Nasional Kehumasan SKK Migas-Kontraktor KKS 2014, Yogyakarta, 25- 26 September 2014 Para stakeholder perlu mendapatkan pemahaman menyeluruh tentang industri hulu migas agar kegiatan migas berjalan lancar dan tidak menghadapi banyak kendala. Di sini, fungsi hubungan masyarakat (humas) memegang peranan penting dalam memberikan penjelasan yang benar dan tepat tentang operasional migas kepada stakeholder, baik di pusat maupun daerah. Pemahaman menyeluruh juga perlu diberikan kepada publik agar masyarakat memahami aktivitas yang dijalankan dalam kegiatan eksplorasi dan produksi. Melalui pemahaman yang tepat, publik dapat turut memberikan dukungan untuk kelancaran kegiatan usaha hulu migas. Banyak dinamika yang terjadi di industri hulu migas yang belum dapat dijelaskan secara maksimal kepada masyarakat. Pekerja humas harus dapat menjawab tantangan tersebut mengingat industri hulu migas masih memiliki daya tarik yang sangat besar. Dengan dinamika dan tantangan kebijakan untuk mencapai target-target yang ditetapkan pemerintah pada tahun-tahun mendatang, seluruh pekerja humas perlu berkonsolidasi untuk menyusun strategi komunikasi dan merancang program kehumasan industri hulu migas yang efektif dalam mencapai tujuan nasional. Kehumasan merupakan fungsi yang menjembatani penyelesaian kendalakendala operasi. Fungsi humas harus mampu mengakselerasi dan membuka jalan untuk kegiatan fungsi teknis. Oleh sebab itu dibutuhkan sumber daya manusia kehumasan yang kredibel, mampu membaca situasi dan kondisi dengan cepat, serta menyiasatinya dengan tepat. Dalam rangka hal tersebut, diadakan Rapat Kerja Nasional Kehumasan SKK MigasKontraktor KKS 2014 di Yogyakarta pada 25- 26 September 2014.



4 Security Summit 2014, Bali, 19-20 November 2014 Dalam rangka menekan tingkat ancaman keamanan, SKK Migas dan Kontraktor KKS terus bersinergi dengan TNI dan Polri untuk mencari strategi pengamanan yang komprehensif. Salah satunya adalah dengan mengadakan Security Summit 2014 di Bali pada tanggal 19-20 November. Selama ini, kerja sama pengamanan yang dijalin SKK Migas dan Kontraktor KKS bersama TNI AL dan Polri untuk kegiatan hulu migas di lepas pantai terbukti cukup efektif dalam menekan ancaman dan gangguan keamanan. Berdasarkan data SKK Migas, hingga September 2014 tercatat 103 kasus gangguan keamanan yang meliputi pencurian peralatan, pencurian minyak, penutupan jalan, unjuk rasa, dan lain-lain. Jumlah ini mengalami penurunan signifikan dibanding tahun 2013, dengan jumlah gangguan keamanan mencapai 863 kasus. Meski mengalami penurunan, SKK Migas terus berupaya menjaga dan meningkatkan keamanan di daerah operasi migas. Mengingat cakupan area operasi hulu migas yang menyebar hingga ke wilayah konflik bersenjata dan daerah perbatasan dengan negara lain, SKK Migas memerlukan dukungan dari TNI AD. Dukungan ini diperlukan untuk menggalang lingkungan sosial yang strategis dalam bentuk penguatan pembinaan teritorial di wilayah kerja hulu migas.

Dukungan pengamanan kegiatan usaha hulu migas sebagai objek vital nasional sangat penting demi menjaga ketahanan energi dan kesinambungan penerimaan Negara. Pengamanan yang terintegrasi antara tim sekuriti Kontraktor KKS, SKK Migas, TNI, dan Polri akan memberikan dampak positif dalam menciptakan rasa aman dan nyaman bagi pekerja dan kegiatan hulu migas. Lingkungan kerja yang aman dan nyaman memungkinkan tercapainya target penerimaan negara secara maksimal. Dalam kesempatan ini, SKK Migas melakukan penandatanganan Nota Kesepahaman dengan TNI AD tentang Penguatan Pembinaan Teritorial di Wilayah Kerja Kegiatan Usaha Hulu Migas. Selain itu, SKK Migas juga menandatangani perpanjangan kerja sama dengan TNI AL yang telah berlangsung sejak 2005 untuk penyelenggaraan pengamanan dan pengawasan terhadap fasilitas dan kegiatan usaha hulu migas di lepas pantai perairan yurisdiksi nasional.


5 Forum dan Rapat Kerja Kehutanan 2014, Yogyakarta, 24-25 November 2014 Migas terus berkoordinasi dengan Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan guna mengatasi kendala perizinan penggunaan lahan hutan untuk kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi (migas). Koordinasi ini dilakukan agar permasalahan perizinan yang kerap menghambat kegiatan eksplorasi dan produksi dapat segera diselesaikan. Untuk itu, SKK Migas menggelar Forum dan Rapat Kerja Kehutanan 2014 di Yogyakarta pada 24-25 November 2014.

Kegiatan usaha hulu migas berkaitan erat dengan kehutanan dan lingkungan di sekitar masyarakat. Mengacu pada Peraturan Menteri Kehutanan Nomor P.16/Menhut-II/2014, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan telah melakukan perbaikan tata kelola Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan (IPPKH) untuk kegiatan hulu migas yang meliputi penyederhanaan mekanisme penyelesaian permohonan dan penyederhanaan persyaratan. Berdasarkan data Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan, hingga awal November 2014 telah diterbitkan 143 IPPKH untuk tahap eksplorasi dengan luas lahan 922.708 Ha dan 65 IPPKH untuk tahap operasi produksi dengan luas 3.083 Ha. Sedangkan pada tahap persetujuan prinsip untuk operasi produksi, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan telah menerbitkan 102 IPPKH dengan luas lahan 5.996 Ha. Koordinasi dan komunikasi antara SKK Migas dan Kontraktor KKS dengan Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan terkait penggunaan lahan di kawasan hutan diperlukan agar sektor hulu migas tidak terkendala masalah perizinan ketika akan melakukan eksplorasi maupun produksi.

6 FOREK 2014, Jakarta, 3-5 Desember 2014 FOREK 2014 yang dilaksanakan di Jakarta pada tanggal 3-5 Desember 2014 mengambil tema “Bersama Kita Tingkatkan Akuntabilitas Melalui Penyempurnaan Tata Kelola Industri Hulu Migas”. FOREK 2014 dilaksanakan dalam bentuk Round Table Discussion (yang diikuti oleh pimpinan Kontraktor KKS dan SKK Migas) dan Group Discussion dengan membagi peserta ke dalam empat kelompok diskusi yang masing-masing membahas isu-isu utama dalam industri hulu migas dari aspek ekonomi dan keuangan, yaitu kebijakan akuntansi dan FQR online; revisi manual WP&B, FQR dan AFE, evaluasi atas implementasi Pedoman Tata Kerja (PTK) 051 tentang Penangguhan Pembebanan Biaya Operasi (PPBO) dan isu audit; serta kebijakan akuntansi aset. Diskusi yang berlangsung dalam forum tersebut memperkuat rangkaian diskusi sebelumnya yang sudah dilakukan oleh kelompok kerja SKK Migas dan Kontraktor KKS selama beberapa bulan lalu. Nantinya, hasil diskusi ini akan menjadi sebuah manual dan prosedur yang diharapkan akan final pada awal tahun 2015. Industri hulu migas tidak dapat menghindar dari harapan publik yang tinggi akan transparansi. Untuk itu, semua pelaku industri diharapkan dapat bersinergi dengan SKK Migas untuk memperkuat fungsi internal audit, analisis risiko, dan kepatuhan.



D.

Kerja Sama Dengan Lembaga Lain

Keberhasilan kegiatan industri hulu minyak dan gas bumi sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan. Untuk itu, pada tahun 2014 SKK Migas telah menandatangani beberapa kerja sama dengan lembaga lain sebagai berikut: 1 Perjanjian Kerja Sama Program NCB SKK Migas, Jakarta, 16 Januari 2014 Sinergi dalam pelaksanaan program NCB memberikan manfaat positif, baik untuk SKK Migas maupun institusi pendidikan dan pelatihan. Perjanjian Kerja Sama (PKS) ini melibatkan empat perguruan tinggi, yaitu Institut Teknologi Banding (ITB), Universitas Padjajaran (Unpad), Universitas Indonesia (UI), dan Gadjah Mada (UGM), serta Dinas Psikologi Angkatan Darat. Penandatanganan PKS akan ditindaklanjuti dengan pembahasan lanjutan kurikulum technical skill dan soft skill yang bersifat tailored-made. Rencananya, pilot project di bidang kompetensi Geologi, Geofisika dan Perminyakan ini melakukan rekrutmen peserta program sebanyak 30 (tiga puluh) orang. Selain mencetak tenaga kerja yang kompeten, Program NCB mendekatkan industri migas dengan kalangan perguruan tinggi dan membantu meningkatkan potensi kapasitas nasional. Pelaksanaan program ini bermula dari Nota Kesepahaman yang ditandatangani BPMIGAS pada 9 Mei 2012 bersama tujuh institusi mitra, yakni ITB, Unpad, UI, UGM, Universitas Trisakti, UPN, dan Pusdiklat.

2 Nota Kesepahaman Pembangunan Sistem Informasi Migas Yang Terintegrasi, Jakarta, 13 Juni 2014 Kementerian Keuangan dan SKK Migas menandatangani Nota Kesepahaman (Memorandum of Understanding/MoU) pembangunan sistem informasi migas yang terintegrasi. Ide pembangunan sebuah sistem informasi yang terintegrasi ini muncul dari semangat agar penerimaan negara dari kegiatan usaha hulu migas dapat disajikan dalam waktu yang cepat serta dengan tingkat akurasi yang tinggi. Data yang ditampilkan dari sektor hulu migas tidak hanya terkait dengan perencanaan, tetapi juga monitoring realisasinya. Pembangunan sistem informasi penerimaan migas ini bertujuan meningkatkan akurasi dan akuntabilitas keputusan yang dibuat oleh pemimpin. Keputusan tersebut dibuat berdasarkan analisis aplikasi ini sehingga memudahkan penyusunan anggaran penerimaan migas dalam APBN. Sistem informasi penerimaan migas ini diharapkan mampu meningkatkan efisiensi waktu dalam menyajikan laporan. SKK Migas akan menindaklanjuti Nota Kesepahaman dengan menyusun petunjuk teknis pembangunan sistem tersebut. Sistem yang dibangun dan dikembangkan oleh SKK Migas maupun Kementerian Keuangan juga akan diintegrasikan. SKK Migas akan mempersiapkan pengembangan sistem ini dengan target hingga tahap prototyping system. Pada tahun 2015, diharapkan sistem informasi penerimaan migas sudah dapat dibangun dan telah mencakup seluruh data yang dibutuhkan. Dengan terbangunnya sistem informasi penerimaan negara, maka data migas, terutama mengenai lifting dan harga minyak mentah dapat tersedia secara akurat dan real time.


3 Nota Kesepahaman Pendidikan dan Pelatihan Kegiatan Usaha Hulu Migas, Jakarta, 23 Oktober 2014 Pemahaman menyeluruh mengenai kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi (migas) perlu diberikan kepada seluruh lapisan masyarakat, termasuk aparat penegak hukum. Sebaliknya, para pekerja di sektor hulu migas juga perlu memiliki pemahaman mengenai aspek yuridis di industri hulu migas serta regulasi hukum yang berlaku. Berangkat dari kebutuhan tersebut, SKK Migas bersama Badan Pendidikan dan Pelatihan (Diklat) Kejaksaan RI menjalin kerja sama untuk menyelenggarakan pendidikan dan pelatihan terkait kegiatan usaha hulu migas dalam bentuk Nota Kesepahaman. Berdasarkan nota kesepahaman tersebut, SKK Migas dan Badan Diklat Kejaksaan RI dapat melakukan kerja sama dalam bentuk pendidikan dan pelatihan serta penyelenggaraan workshop maupun seminar. SKK Migas memberikan pendidikan dan pelatihan tentang kegiatan usaha hulu migas kepada jaksa maupun calon jaksa di lingkungan Kejaksaan RI. Sementara Badan Diklat Kejaksaan RI memberikan pemahaman hukum yang tepat kepada para pekerja SKK Migas dan Kontraktor KKS. Peningkatan kesadaran hukum para pekerja SKK Migas sangat penting untuk menjaga dan meningkatkan kapabilitas organisasi. Dengan bekal pemahaman hukum yang menyeluruh, kinerja SKK Migas diharapkan makin meningkat dalam melakukan pengawasan dan pengendalian operasional kontraktor KKS. Sebagai suatu organisasi, SKK Migas dituntut untuk bekerja lebih keras, khususnya untuk memenuhi kebutuhan sumber energi nasional dari sektor migas, dengan tetap menjunjung transparansi.

4 Nota Kesepahaman Pemberian Beasiswa bagi Mahasiswa Fakultas Hukum, Jakarta, 5 Desember 2014 Sarjana hukum memegang peranan penting dalam kegiatan usaha hulu migas. Peran sarjana hukum dibutuhkan agar segala aktivitas di sektor hulu migas bisa berjalan sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku. Sebagai bentuk dukungan dalam pembentukan sarjana hukum yang berkualitas, SKK Migas menjalin kerja sama dengan Universitas Gadjah Mada (UGM) Yogyakarta yang dituangkan dalam Nota Kesepahaman tentang pemberian beasiswa bagi mahasiswa Fakultas Hukum. Penandatanganan Nota Kesepahaman ini merupakan implementasi penandatanganan Nota Kesepahaman antara SKK Migas dan Fakultas Hukum UGM yang telah dilaksanakan sekitar satu tahun lalu. Meski tidak menjadi pihak yang terlibat dalam Nota Kesepahaman ini, SKK Migas akan memastikan program yang dijalankan Fakultas Hukum UGM bersama Kontraktor KKS akan berguna bagi semua pihak. Diharapkan kerja sama semacam ini dapat terus berlanjut, bukan hanya dengan UGM, tetapi juga perguruan tinggi lainnya, terutama yang berada di daerah operasi kontraktor KKS. Meningkatnya kerja sama Kontraktor KKS akan menambah pula jumlah mahasiswa penerima beasiswa.



E.

Tantangan dalam Pencapaian Target Produksi 2014 Opportunity Loss

Opportunity Loss

Kendala dalam Capaian Target Produksi

Gangguan Fasilitas Produksi dan Offtaker

bopd

MMscfd

11.400

140 (55 ribu boepd)

t Kendala sumur dan fasilitas produksi t Unplanned Shutdown (sekitar 2.500 kejadian) t Kendala dari Offtaker dalam proses lifting t High Inventory di Bontang 7.400

Jadwal Proyek Onstream Mundur 1. Full Scale Banyu Urip – MCL ( 2.480 bopd) 2. Lapangan Bukit Tua – Petronas (3.235 bopd) 3. Lapangan Kerendan - Salamander Energy Bengkanai (81 bopd) 4. Lapangan Ridho – Odira Karang Agung (997 bopd) 5. Lapangan Bayan - Manhattan Kalimantan Indonesia (82 bopd) 6. Lapangan Sampoerna – Tiara Bumi Persada (530 bopd),

Start Up 12 November 2014 8.400

Masalah Operasional t Hasil pengeboran tidak sesuai target t Kendala teknis operasi produksi t Keterlambatan pengadaan fasilitas & peralatan produksi t ,FOEBMBQFSJ[JOBO t Gangguan pencurian dan keamanan, serta illegal tapping Penyerapan Gas Oleh Buyer Lebih Rendah

1.390

t Terdapat pembeli Gas yang melakukan offtake Gas di bawah komitmen,

(219 ribu boepd)

dari volume kontrak sebesar 5.802 MMscfd baru diserap sebesar 4.268 MMscfd t Mengalami kendala fasilitas dan jaringan di midstream/downstream TOTAL 27.200

1.530 (274 ribu boepd)


Upaya yang Dilakukan

Tantangan dalam Mencapai

Upaya yang dilakukan

Target Produksi

Mengatasi masalah gangguan operasi

t Mengurangi kegagalan operasi produksi dan pengeboran mendapat tambahan produksi t 'BTJMJUBTJQFOZFMFTBJBONBTBMBIQSPZFL

Mengurangi Unplanned Shutdown

t &WBMVBTJEFUBJMBUBTSFODBOBQFNFMJIBSBBOGBTJMJUBTQSPEVLTJ t .FOJOHLBULBOQFOHBXBTBOGBTJMJUBTQSPEVLTJ

Mengatasi decline rate yang

t Memastikan jadwal pengeboran sumur pengembangan tepat waktu

semakin tajam

t 0QUJNBMJTBTJQSPTFTQFOHFNCBOHBO

Mengatasi kendala pembebasan lahan

t +BEXBMQFNCFCBTBOMBIBOEJVQBZBLBOUFQBUXBLUV

dan perizinan

t 4,,.JHBTBLBOUFSMJCBUMBOHTVOHEBMBNQSPTFTQFNCFCBTBOMBIBO t .FOHVQBZBLBOEBONFOEPSPOHUFSVTQFOZFMFTBJBOService Level

Agreement (SLA) terkait perizinan Mengatasi kendala pengadaan

t 1FNVUBLIJSBOQSPTFTCJTOJTEBMBNQSPTFTQFOHBEBBO t .FOJOHLBULBO"LVOUBCJMJUBTEBOGood Corporate Governance


Proyek-Proyek Utama

Sepanjang tahun 2014 terdapat I. POTRET KINERJA SKK MIGAS 2014 85 proyek hulu migas yang berjalan. Dari jumlah tersebut, terdapat lima proyek dengan skala mega proyek yaitu Proyek Banyu Urip, Proyek Jangkrik dan Jangkrik NE, Proyek Tangguh Train-3, Proyek IDD dan Proyek Abadi.

BAB

III


Proyek-Proyek Utama


Proyek-Proyek Utama

Bab III

Proyek-Proyek Utama

PPada tahun 2014 SKK Migas mengawasi 85 proyek hulu migas (termasuk lima proyek besar); sebanyak 17 proyek sedang dalam tahap penyelesaian pembangunan (EPC), 30 proyek sedang dalam tahap pembangunan (EPC), 21 proyek sedang dalam tahap tender EPC, tujuh proyek sedang dalam tahap front end engineering design (FEED), dua proyek sedang dalam tahap tender FEED, dan delapan proyek sedang dalam tahap pembahasan plan of development (POD) atau lainnya.

210

203

180 137

150 Ribu boepd

Penambahan Kapasitas Terpasang Fasilitas Produksi Hulu Migas 2014-2020

107

120

95

90 49

60

61

49

45 29

30

9

6

3

1

8

0

2014

2015

2016

2017

Peciko-7

Pelikan

Matindok

MDA - MBH

2018

2019

2020

Jambaran

YY Field

SP Field

Tiung Biru Cendana Sisi Nubi 2B South Belut

GG Field

Senoro

Sumpal

Bison

FSB Field

KLD Field

South

Donggi

PHE-44

Iguana

KILO Field

Tangguh

Mahakam-3 PPGJ

Bukit Tua

Train-3 Bangka - IDD

Jangkrik

Gundih Naga

OO-OC-OX Field

Kepodang

PHE-

Block A

Jambu Aye

7/12/29/48

Utara

North Duri

CPP-2,

Ande Ande

Dev. 13

PHE-24

Lumut

Pondok

MBD

Makmur


Dari 85 proyek hulu migas dimaksud, terdapat sejumlah lima proyek hulu migas dengan kategori besar dan diawasi secara khusus oleh SKK Migas, karena memiliki nilai dan skala pekerjaan yang cukup besar serta memiliki dampak produksi yang cukup signifikan. Kelima proyek besar tersebut adalah proyek Banyu Urip di Bojonegoro, Jawa Timur oleh Mobil Cepu Ltd. (MCL); proyek Indonesia Deep Water (IDD) di Selat Makassar, Kalimantan Timur oleh Chevron Indonesia Company (Cico); proyek Abadi di Laut Arafura Maluku oleh Inpex Masela; proyek Jangkrik di Selat Makassar, Kalimantan Timur oleh eni Muara Bakau B.V.; dan proyek Tangguh Train-3 di Bintuni, Papua Barat oleh BP Berau Ltd. Untuk membantu pelaksanaan proyek, SKK Migas telah membentuk unit percepatan proyek (UPP) untuk masing-masing proyek besar tersebut.


Proyek-Proyek Utama

A.

Proyek Banyu Urip ExxonMobil Cepu Ltd.

Proyek Banyu Urip merupakan proyek pengembangan Lapangan Banyu Urip Wilayah Kerja Cepu di Kabupaten Bojonegoro, Jawa Timur dengan kapasitas sebesar 165 Mbopd yang dikerjakan oleh ExxonMobil Cepu Ltd. (EMCL). Pelaksanaan Proyek Banyu Urip dibagi menjadi lima bagian EPC (Engineering, Procurement, and Construction), yaitu: a. EPC1 : fasilitas produksi Central Processing Facility (CPF) dan Wellpads. b. EPC2: pipa minyak onshore sepanjang 72 km. c. EPC3 : pipa minyak offshore sepanjang 23 km beserta Mooring Tower. d. EPC4: pembangunan floating storage offloading (FSO) Gagak Rimang, yang merupakan konversi dari tanker MT Chios berkapasitas sekitar 2 juta barel. e. EPC5: fasilitas infrastruktur, termasuk pembangunan raw water basin (waduk untuk air injeksi) berkapasitas 2,75 juta m3. Di samping kelima EPC tersebut, proyek ini juga akan melaksanakan pengeboran 42 sumur. Status ready for start-up (RFSU) untuk central production facility (CPF) diperkirakan akan tercapai pada Juni 2015 ( (first oil) dan produksi skala penuh (full scale) akan tercapai pada September 2015, sehingga dapat menambah produksi minyak nasional pada kapasitas penuh sebesar 165 Mbopd. Beberapa permasalahan teknis dan finansial telah mengakibatkan tertundanya penyelesaian Proyek Banyu Urip. Sampai dengan akhir tahun 2014, kemajuan pembangunan Proyek Banyu Urip secara keseluruhan telah mencapai 93,8% (actual) dari 97,2% (cumulative recovery plan) dan 100% (contractual baseline). Seluruh pekerjaan konstruksi EPC1 mencapai 90,3%, dan pekerjaan commissioning sedang berlangsung. Pekerjaan penggelaran pipa onshore EPC2 telah selesai pada Agustus 2014 dan siap dioperasikan. Pengelaran Pipa Offshore dari Pantai Palang sampai ke Mooring Tower telah selesai dan sudah tersambung dengan FSO Gagak Rimang pada Oktober 2014. Pekerjaan offshore commissioning FSO Gagak Rimang serta penyelesaian beberapa punch list masih berlangsung. Sementara untuk EPC5, seluruh pekerjaan konstruksi utama untuk mendukung First Oil, yaitu: River Water Intake, Flyover dan Raw Water Basin telah selesai. Saat ini Flyover sudah dioperasikan dan pengisian air untuk raw water basin dijadwalkan pada awal April 2015.


Lokasi Proyek Banyu Urip

Jadwal EPC Fasilitas Produksi Banyu Urip

EPC

Durasi Tambahan 2011 2012 2013 Awal Durasi (Bulan) (Bulan) 8 9 10 11 12 1-12 1-8 9 10 11 12

EPC 1

36

15

EPC 2

22

14

EPC 3

28

9

EPC 4

27

11

EPC 5

28

12

2014

2014

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Target Start-Up Forecast Q2 2015

Semua material sampai dilokasi

Pipa siap untuk dioperasikan

Train “A”

Train “B”

Close Out

Close Out

Target forecast selesai, 30 Nov’ 2014

Close Out

Target forecast selesai,, 30 Dec’ 2014

Close Out

Target forecast selesai,, 31 Mar’ 2014

Close Out

Jumlah kumulatif sumur produksi yang siap mendukung first oil dan full scale Pengeboran

Rig DS08

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4

-

-

7 7 7 9 10

11 -

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Rig DS09

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3

-

-

6 7 7 9 9

9 10 -

-

-

-

-

-

-

-

-

-


Proyek-Proyek Utama

B.

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

Lokasi Proyek IDD di Selat Makassar

Malaysia Kalimantan Makassar PSC

Bangka Bangka

Bontang

West Seno

Rapak PSC

Santan Merah Besar

Ranggas

Gehem Hub

Gehem

Muara Bakau PSC

Ganal PSC

Gandang Gendalo Makassar PSC

Gendalo Hub

Maha POD Field


Skema Pengembangan Proyek IDD

Terminal Santan

Kilang LNG Bontang

Pipa West Seno Existing

Sistem Jaringan Pipa Kalimantan Timur

West Seno Hub (Existing) 1015m WD

Lapangan Bangka 975m WD

Terminal Senipah

Pipa Ekspor Gehem

Gehem Hub Gehem FPU 1785m WD

Pipa Ekspor Gandalo Lapangan Gehem 1785m WD

Gendalo Hub Gendalo FPU 1170m WD Lapangan Maha 1080m WD Lapangan Gendalo 1570m WD

Lapangan Gandang 1718m WD

CEKUNGAN KUTEI

Produksi gas dari Lapangan Bangka diharapkan sekitar 120 MMscfd dan kondensat sebesar 4 Mbopd. Pengembangan Lapangan Bangka sampai dengan akhir tahun 2014 masih sesuai jadwal, dengan perkiraan produksi gas pertama (gas onstream) pada kuartal pertama 2016. Produksi gas dari Gehem Hub diperkirakan sebesar 420 MMscfd dan kondensat sebesar 27 Mbopd. Sedangkan produksi gas dari Gendalo Hub diharapkan sebesar 700 MMscfd dan kondensat sebesar 20 Mbopd . Pada saat ini Pengembangan Lapangan Gendalo – Gehem tertunda pelaksanaannya karena belum memperoleh persetujuan yang diperlukan. Tertundanya pelaksanaan pengembangan tersebut mengakibatkan Proyek IDD menjadi tidak ekonomis (dalam konteks skenario POD-1), sehubungan dengan: a. Pengurangan volume yang dapat diproduksi dalam masa KKS yang ada akibat tertundanya pelaksanaan karena belum selesainya beberapa kesepakatan dengan berbagai pihak terkait. b. Kenaikan biaya investasi akibat perubahan harga pasar. c. Turunnya harga gas karena lesunya pasar LNG Asia di masa mendatang. Chevron Indonesia Co. akan melakukan Revisi POD-1 IDD yang mencakup beberapa hal di bawah ini: a. Adanya tambahan cadangan berupa secondary reservoir dari Lapangan Maha dan Gandang serta tambahan Cadangan dari Lapangan Ranggas (belum termasuk dalam POD-1 IDD yang telah disetujui sebelumnya) dari dua sumur Pengembangan. b. Penyesuaian syarat dan ketentuan untuk perpanjangan kontrak WK Makassar Strait c. Perpanjangan kontrak WK Ganal dan perpanjangan kontrak WK Rapak.


Proyek-Proyek Utama

C.

Proyek Abadi Inpex Masela Ltd.

Gendalo Hub

Proyek Abadi adalah proyek pengembangan lapangan gas Abadi oleh Inpex Masela Ltd. di Laut Arafura (kedalaman laut antara 600 – 800 m) yang dilakukan untukmemenuhi kebutuhan gas dalam negeri dan ekspor. Lapangan gas Abadi terletak di Wilayah Kerja Masela (Masela PSC Block) yang ditandatangani Pemerintah pada16 November 1998 dan berlaku sampai dengan 15 November 2028. Laut Banda

Lapangan Gas Abadi – Blok Masela

Pulau Aru

Pulau Tanimbar

Saumlaki

Lapangan Abadi

Indonesia

Babar-Selaru PSC

Dili Timor-Leste

Greater Sunrise

Evans Shoal

Barossa Caldita

Laut Arafura

Evans Shoal South

Australi

Buffalo Elang Kakatua

Bayu Undan


Rencana Pengembangan Lapangan (POD-1) Abadi telah disetujui oleh Pemerintah melalui surat Menteri ESDM No. 7577/12/MEM.M/2010 tanggal 6 Desember 2010 dengan produksi LNG sebesar 2,5 Mtpa dan produksi kondensat sebesar 8.400 bopd selama masa produksi 30 tahun (dengan perkiraan cadangan gas terambil sebesar 4,6 tcf dan kondensat sebesar 91,02 MMbo). Total biaya investasi diperkirakan mencapai US$4.99 miliar dan biaya operasi diperkirakan mencapai US$4.01 miliar. Lingkup proyek pengembangan lapangan gas Abadi meliputi pengeboran maksimum enam sumur produksi, pembangunan fasilitas bawah air (subsea development), pembangunan fasilitas pengolahan LNG terapung (FLNG), dan pembangunan fasilitas pendukung/logistik di darat (logistic shore base – LSB). Kemajuan Proyek Abadi, sebagai implementasi dari POD-1, selama tahun 2014 adalah sebagai berikut: a. Penyelesaian kajian FEED SURF pada 29 Januari 2014. b. Izin Lingkungan (AMDAL) diterbitkan pada 24 Juni 2014. c. Penyelesaian kajian FEED FLNG 2,5 Mtpa pada 19 September 2014. Dari hasil FEED didapatkan bahwa: 1) Perkiraan total biaya investasi dan biaya operasi melebihi nilai dalam persetujuan POD-1. 2) Masa pembangunan fasilitas produksi lebih lama dari perkiraan (persetujuan POD-1). 3) Rencana produksi diperkirakan mundur dari tahun 2018 menjadi tahun 2022. d. Memulai pekerjaan FEED logistic shore base (LSB) pada 21 September 2014 dan dijadwalkan selesai pada Maret 2015. e. Penyelesaian pengeboran tiga sumur deliniasi (Abadi #8, #9, dan #10) dengan hasil mengindikasikan tambahan cadangan gas yang siginifikan. Saat ini sedang dilakukan proses sertifikasi cadangan oleh Lemigas, diperkirakan selesai pada Maret 2015. f. Memulai proses pembebasan lahan untuk lokasi LSB. Mengingat adanya potensi tambahan cadangan yang signifikan dan hasil FEED yang menyimpulkan pengembangan Proyek Abadi dengan kapasitas produksi FLNG 2,5 Mtpa tidak ekonomis bagi kontraktor, Inpex Masela mengajukan draft usulan revisi POD-1 pada tanggal 24 November 2014. Usulan revisi POD-1 memuat skenario pengembangan lapangan Abadi dengan kapasitas produksi yang lebih besar, rencana Final Investment Decision (FID) diperkirakan tahun 2018, dan First Gas diperkirakan tahun 2024. Saat ini sedang dilakukan pembahasan draft revisi POD-1 sambil menunggu kepastian/besaran cadangan hasil sertifikasi Lemigas.


Proyek-Proyek Utama

D.

Proyek Tangguh Train-3 BP Berau Ltd.

Rencana Pengembangan Tangguh Train-3 (POD-2) telah disetujui Pemerintah pada 29 November 2012. Ini merupakan pengembangan lanjutan setelah Train-1 dan Train-2 (POD-1) yang telah beroperasi sejak 2009 dan berlokasi di Bintuni, Papua Barat. Pengembangan Train-3 bertujuan mengembangkan dan memproduksi serta memonetisasi cadangan gas sebelum berakhirnya KKS pada 2035. Tangguh Train-3 diperkirakan mulai berproduksi pada 2020, namun diharapkan produksi dapat dipercepat dengan berjalan sesuai dengan persetujuan Rencana Pengembangan Lapangan (POD), yaitu pada 2019. Sejumlah 40% dari produksi Train-3 dialokasikan untuk pasar dalam negeri, yang merupakan salah satu komitmen terbesar untuk pasar Indonesia. Selebihnya produksi Tangguh Train-3 dialokasikan untuk pasar Asia guna mendapat manfaat yang sebesar-besarnya. Manfaat yang dapat dirasakan dari Pengembangan Lanjutan Tangguh (Tangguh Expansion Program) adalah : a. tersedianya kebutuhan dasar dan untuk mendukung kesejahteraan masyarakat setempat; b. mendukung rencana pembangunan Pemerintah Indonesia untuk daerah Papua; serta c. penyediaan gas untuk kelistrikan di Papua Barat. Pada pertengahan 2014, persiapan pelaksanaan Pengembangan Kilang LNG Tangguh telah dimulai, ditandai dengan pekerjaan awal/persiapan, yaitu camp, infrastructure, gas production facility, serta pipeline. Adapun pelaksanaan pekerjan FEED kilang LNG Tangguh Train-3 yang dikerjakan oleh dua konsorsium (CSTS dan RJK) sudah dimulai sejak 9 dan 11 Desember 2014. Pelaksanaan FEED ini diharapkan akan selesai pada akihr 2015 kemudian dilanjutkan dengan pembangunan EPCI pada 2016.


Lokasi Kilang Tangguh Blok Berau, Blok Wiriagar dan Blok Muturi

Blok Wiriagar

Blok Berau

Lokasi Kilang LNG Tangguh

Blok Muturi

Lokasi Tangguh Train-3

Train-3


Proyek-Proyek Utama

E.

Proyek Jangkrik eni Muara Bakau

Lapangan Jangkrik (“JKK”) dan Jangkrik North East (“JNE”) terletak di lepas pantai laut Selat Makassar kurang lebih 70km timur laut Delta Mahakam - Selat Makassar dengan kedalaman sekitar 450–500m dari permukaan laut. Pengembangan gas Lapangan JKK diawali dengan ditemukannya sumur JKK-1 pada tahun 2009, JKK-2, JKK-2 dir dan JKK-3 pada tahun 2010. Sedangkan pengembangan Lapangan JNE dimulai sejak penemuan sumur JNE-1 dan JNE-2 pada tahun 2011. Rencana Pengembangan Lapangan Pertama (POD-1) untuk Lapangan JKK telah disetujui pada bulan November 2011 dengan kumulatif gas terjual sebesar 913 Bscf, plateau selama 5 tahun 9 bulan. POD-2 Lapangan JNE telah memperoleh persetujuan pada Januari 2013, dengan kumulatif produksi gas sebesar 417,5 Bscf. Pengembangan kedua lapangan tersebut diprediksikan dapat menghasilkan produksi gas sebesar 300 MMscfd dari Lapangan JKK dan 150 MMscfd dari Lapangan JNE.

Pengembangan Lapangan JKK dan JNE dilakukan secara terintegrasi dalam sebuah proyek yang

Kerindingan Melahin

Lokasi Blok Muara Bakau

West Seno

Serang

Semberah

Merah Besar

Attaka Santan Badak

Nilam

Lampaka

Tumi

Tambori Sisi

Pamaguan

Mutiara

Nubi

Hamdil

Samboja

Bekapai Peciko Jangkrik NE Jangkrik

Malaysia Kalimantan

eni VICO Total Chevron


Produksi gas dari Kompleks Jangkrik akan dikirimkan ke Kilang LNG Bontang dengan memanfaatkan Pipa Gas Kalimantan Timur 42” Peciko – Bontang yang dimulai dari lokasi tie-in di KM-7, melalui skema pemanfaatan bersama dengan Kontraktor KKS lain yang telah ada yaitu Total E&P Indonesie, VICO Indonesia dan Chevron Indonesia Co. Produksi kondensat dari Kompleks Jangkrik akan dikirimkan ke Tangki Senipah dengan memanfaatkan Pipa Kondensat 12” Handil-Senipah melalui skema pemanfaatan bersama dengan Kontraktor KKS Total E&P Indonesie. Proyek Kompleks Jangkrik mencakup tiga pekerjaan utama untuk fasilitas produksi yang terdiri dari: a. EPCI 1 - Floating Production Unit (“FPU”), b. EPCI 2 - Risers & Flowlines Installation (“RFI”) termasuk onshore pipeline & ORF c. EP3 - Subsea Production System (“SPS”) serta beberapa paket untuk mendukung kegiatan Pengeboran dan Komplesi sumur-sumur pengembangan.

Gas: Tie-in di Km. 7 dengan pipa 42” Peciko Kondensat: Tie-in di Km. 7 dengan pipa 12” Handil-Senipah New 20” pipeline dari Km. 7 ke Km. 21.65 (PK6.3)–15 Km Tie-in 20” Jangkrik branch dengan pipa eksisting 20” Handil-Nilam di Km 21.65

MANDIL

DOMESTIK (PETROKIMIA)

NILAM

KM 21.6

12” HDL -PCK Liquid

12” from SAPI

4” Condi FPU

JANGKRIK

24” gas from FPU

KM 7.0

PECIKO

42” POK - POK

36” (850 MMscfd) 36” (850 MMscfd)

42” (1.125 MMscfd)

BONTANG LNG

1. 2. 3. 4.

BADAK EXPORT MANIFOLD

Pipa Jangkrik dan Sistem Pipa EKS (East Kalimantan System)

LNG

42” (1.125 MMscfd)

15km 20” extension

SANTAN

SAPI

Proyek IDD

Data Desain Utama t Umur desain: 20 tahun t Kapasitas Nameplate: - 450 MMscfd (gas) - 4.100 bopd (kondensat) - 1.000 bwpd (air) Produk dikirim ke Sistem East Kalimantan t Gas 1˚ tie/in ke 42” PCK-BEM P/L t Gas 2˚ tie/in ke 20” HDL-NLM P/L t Kondensat tie/in ke 12” HDL-SNP P/L

WD @ FPU 120m

WD @ Subsea 500m

Desain Proyek Pengembangan Kompleks Jangkrik

Production Flowlines Umbilicals Ekspor Kondensat Gas Ekspor Gas Rigid Line

JANGKRIK MAIN

JANGKRIK NE

t7 sumur t3 dusters/manifolds t1FSLJSBBOQSPEVLTJ: 300 MMscfd

t4 sumur t2X12” conventional loop t1FSLJSBBOQSPEVLTJ: 150 MMscfd


Proyek-Proyek Utama

Perkembangan kemajuan keseluruhan Proyek Kompleks Jangkrik sampai dengan Desember 2014 adalah sebesar 14,4%. Produksi pertama gas dari Lapangan Kompleks Jangkrik diperkirakan pada kuartal pertama 2017. Gas tersebut akan dimanfaatkan sebagian besar untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri baik sebagai bahan baku industri maupun sebagai bahan bakar.

Status Proyek Pengembangan Kompleks Jangkrik Jadwal Utama

2013 Q3

2014 Q4

Q1

Q2

Q3

Q4

Perkembangan Proyek Kompleks Jangkrik Izin dan Lisensi Perjanjian Penggunaan Fasilitas Bersama

Perjanjian dengan TEPI, CICO

Komersial Key Terms/HoA LNG SPA untuk kebutuhan domestik disepakati dengan Pertamina

Perjanjian dengan Pembeli

Hull/LQ dan Topsides

LLIs PO Placement

CA

Fabrikasi Topside dan LQ dimulai

Kontrak PPU

Integration @ Shore, commissioning, towing,

ECM1

mooring, hook up dan commisioning Kontrak PPU-

Detailed Engineering, Procurement dan Fabrication

CA

ECM2

Flexible Pipes PO

Rigid Pipes PO (12” & 4” SMLS)

Rigid Pipes PO (24” LSAW)

Offshore Campaign and SURF Hook Up 2nd Tie-in Pipeline Extension

Kontrak SPS-EP3

Pengeboran

LOI

Kegiatan Pemboran

JKK-4DIR dimulai

Sumur Eksplorasi Rig Mob

Kegiatan Completion

2014

Jadwal Kegiatan D&C

6

7

8

9

2015 10

11

12

1

2

3

4

5

Pengeboran Sumur Eksplorasi

Sumur Eksplorasi JKK & JKNE Development Kluster 2 (JKK 5Dir, 4Dir) Kluster 3 (JKK 6Dir, 7Dir) JNE 8Dir (Stand Alone) Kluster JKNE 1 (JNE 5Dir, 6Dir) Kluster 1 (JKK 8Dir, 9Dir, 10Dir) JNE 7Dir (Stand Alone)

6

7

8

Pengeboran

Merakes

PO Placement for Completion LLIs

X-Mas Tree Tersedia

C2

Completion LLIs Delivery

C3

NE 8

C NE 1

C1


2015 Q1

Q2

2016 Q3

Q4

Q1

Q2

2017 Q3

FPU Flag Tersedia

Sertifikasi Tanah

Q4

Q1

Q2

FPU Class Tersedia

POA & Bontang Utilization Agreement

LNG SPAs

Start Hull fabrication

Hull Launching Hull Integration Yard

Onshore Commissioning Selesai

First gas Q1 2017

Rigid Pipe Delivery

Mulai Fabrikasi

Engineering Mulai

Konstruksi LOI

Flex Pipe Delivery

Siap untuk Commissioning

Mulai Instalasi Pipa

X-Mas Tree Delivery 1st Batch

Sumur Utama JKK Siap

Sumur JNE Siap

Peralatan Completion

Sumur Utama JKK Siap

Asumsi

Sumur JNE Siap

: Delivery FPU 35 bulan | Start-up Proyek : Q1 2017 (Deterministic Schedule)

2016 9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

2017 7

8

9

10

11

12

1

Completion

Semua Sumur Jangkrik Selesai

C2

C3 First Gas feb’ 2017 (Deterministic)

NE 8

C NE 1

C1

NE 7

NE 7

Pemboran

Completion

Selesai Pengeboran

2

3


Proyek-Proyek Utama

F.

Proyek Senoro & Proyek Matindok – Job PertaminaMedco Tomori Sulawesi & PT Pertamina EP Proyek Senoro – JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi Lapangan Senoro terletak di bagian timur laut Wilayah Kerja Senoro-Toili yang ditemukan melalui sumur eksplorasi Senoro-1 pada April 1999. POD Lapangan Senoro disetujui pada 16 Mei 2005. Adanya perubahan cadangan dan keputusan alokasi gas oleh pemerintah telah menyebabkan perubahan pada perkiraan produksi sehingga menimbulkan perubahanpada kapasitas fasilitas produksi yang menjadi dasar revisi POD yang disetujui pada 9 Mei 2011. Berdasarkan POD Revisi-1 tersebut, gas dengan alokasi berikut ini akan diproduksi:

Alokasi (MMscfd)

Senoro

Cendanapura

Total

PT PAU

50

5

55

PT PLN

-

5

5

PT DSLNG

250

-

250

10

310

Total 300

Produksi bersih gas dari Lapangan Senoro adalah sebesar 310 MMscfd. Ruang Lingkup pekerjaan dalam POD mencakup antara lain Fasilitas Produksi yang terdiri dari: a. Central Processing Plant (CPP) berkapasitas 2 x 155 MMscfd b. Pipa Gas 30”sepanjang 27 km dari CPP Senoro menuju ke Kilang LNG PT. Donggi-Senoro LNG (DSLNG) c. Condensate Jetty Terminal d. Fasilitas penunjang Konstruksi Fasilitas Produksi tersebut telah dilaksanakan sejak 17 September 2012. Pada Oktober 2014, penyaluran commissioning gas ke Kilang DS-LNG melalui fasilitas early start-up unit di lokasi SNO-5 telah dilaksanakan dengan rata-rata penyaluran sebesar 3 MMscfd. Kemajuan perkembangan Proyek Senoro pada bulan Desember 2014 telah mencapai 93,5%. Fasilitas Produksi Senoro diperkirakan akan mulai berproduksi (onstream) pada Juni 2015.


Peta Lokasi Proyek Senoro Jalur Trunkline Matindok - TIP-2 1 KM x 16”

Jalur Trunkline Donggi - TIP-1 35 KM x 16”

Jalur Trunkline Senoro - DSLNG 27 KM x 30”

DSLNG

CPP Matindok

CPP Senoro

Well CPP Donggi

Central Processing Plant (CPP) Flowline Matindok Flowline Donggi Lintasan Jalur Pipa JOB Lintasan Jalur Pipa PPOM

Proyek Area Matindok – PT Pertamina EP Pengembangan Lapangan Gas Matindok ini didasarkan pada penemuan gas di Area Matindok pada Lapangan Donggi, Matindok, Maleoraja, Minahaki, Sukamaju dan Mentawa dengan total cadangan sebesar ~ 0.7 Tcf (GCA certification of EUR) dan adanya kebutuhan pemanfaatan gas dari Area Matindok untuk LNG dan Power Plant. POD Area Matindok (Lapangan Gas Donggi, Matindok, Maleoraja dan Minahaki untuk pasokan gas ke kilang LNG) telah disetujui BPMIGAS pada 24 Desember 2008. Terdapat penambahan cadangan pada lapangan Matindok sehingga total menjadi 852.75 Bcf dan produksi gas dari Area Matindok menjadi 105 MMscfd. Perubahan tersebut dicakup dalam POD Revisi-1 yang telah disetujui oleh BPMIGAS pada 22 September 2010.

Skema Pasokan Gas dari Area Matindok dan Area Sonoro

Donggi Pertamina EP DONGGI CPP

50MMscfd

335MMscfd

Minahaki Senoro

LNG PLANT

Pasokan gas Area Matindok: 85 MMscfd Area Senoro: 250 MMscfd

25MMscfd

JOB P-MTS 310MMscfd

TIP 1

SENORO CPP

Listrik, pasokan gas Area Matindok: 20 MMscfd Area Senoro: 5 MMscfd

DSLNG

PLN

Cendanapura

PUPUK

55MMscfd

Maleoraja

Pertamina EP MATINDOK CPP

PJBG

55MMscfd

Pupuk, pasokan gas Area Senoro: 55 MMscfd

TIP 2 Matindok Hulu Migas

Hilir Migas

PT Panca Amara Utama


Proyek-Proyek Utama

Dari skema di atas, dapat digambarkan bahwa tujuan dari pengembangan lapangan ini adalah memonetisasi Gas dari Area Matindok sebesar 105 MMscfd (net) dengan alokasi penjualan gas sebagai berikut : a. Sebagai penyedia gas sebesar 85 MMscfd bersama-sama dengan gas dari Area Senoro – JOB PMTS sejumlah 250 MMscfd ke kilang LNG PT. DSLNG (pihak pembeli) b. Sebagai penyedia gas sebesar 20 MMscfd bersama-sama dengan gas dari Area Senoro – JOB PMTS sejumlah 5 MMscfd ke PLN (calon pembeli) Untuk tujuan tersebut di atas, saat ini dibangun fasilitas produksi di Area Matindok dengan pembagian berdasarkan wilayah sebagai berikut: a. Fasilitas Produksi Lapangan Donggi (CPP Donggi) dengan kapasitas desain sebesar 60 MMscfd untuk memproses gas dari Lapangan Donggi dan Minahaki. b. Fasilitas Produksi Lapangan Matindok (CPP Matindok) dengan kapasitas desain sebesar 65 MMscfd untuk memproses gas dari Lapangan Matindok dan Maleoraja. Produksi dari Area Matindok (Donggi dan Matindok) dapat mencapai puncak sebesar 116 MMscfd selama 12 tahun, setelah itu produksi akan terus menurun hingga mencapai tekanan abandonment setelah 20 tahun produksi. Produksi kondensat akan dimulai bersamaan dengan produksi gas dan akan mencapai puncak sebesar 643 bopd kondensat. Produksi gas dari Area Matindok digabungkan dengan gas dari Area Senoro pada Tie-in Point 1 (TIP 1) dan Tie-in Point 2 (TIP 2). Kondensat yang dihasilkan dari kedua fasilitas produksi akan dialirkan menuju fasilitas produksi Lapangan Senoro Kontraktor KKS JOB Pertamina Medco Tomori. Kemajuan konstruksi Proyek Donggi pada bulan Desember 2014 telah mencapai 43,7%. Fasilitas Produksi Proyek Donggi diperkirakan akan mulai berproduksi (onstream) pada kuartal ke-2 tahun 2015. Sedangkan kemajuan konstruksi Proyek Matindok pada bulan Desember 2014 telah mencapai 28,3%. Perkiraan produksi gas pertama (gas onstream) untuk Fasilitas Produksi Proyek Matindok adalah pada kuartal ke-3 tahun 2016.

Proyek Pengembangan Gas Matindok

Ruang Lingkup Proyek 1. Pembangunan Gas Plant kapasitas desain t1SPZFL%POHHJ ..TDGE t1SPZFL.BUJOEPL..TDGE

Matindok Wells Maleoraja Wells

Product/Test Line

2. Pembangunan Pipa Trunkline t1SPZFL%POHHJNFOVKVTie in point 1: 35 km x 16” t1SPZFL.BUJOEPLNFOVKVTie in point 1: 1 km x 16”

BS-GPF MATINDOK

+- 100 m - 6˚ 55 MMscfd sales gas TIP 2 BS-GPF DONGGI

27.000 m - 16” 50 MMscfd Sales gas

SALES GATE TIP 1

30˚ gas Pipeline +- 10 km - 4˚ Condensate Line

Donggi & Minahaki Wells CPP SENORO 310 MMscfd

30˚ gas Pipeline 325 MMscfd LNG PLANT


G.

Proyek Bukit Tua Petronas Carigali Ketapang II Ltd. Lapangan Bukit Tua berada di lepas pantai Jawa Timur, sekitar 30km sebelah utara Pulau Madura serta kurang lebih 90 km sebelah timur kota Surabaya. Lapangan Bukit Tua merupakan lapangan pertama yang akan dikembangkan di Blok Ketapang. POD Lapangan Bukit Tua Blok Ketapang disetujui pada bulan Juli 2008. Blok Ketapang II dioperasikan Petronas Carigali Ketapang (II) Ltd sejak 25 Juli 2008. Skenario pengembangan Lapangan Bukit Tua memproduksikan minyak dan gas secara terintegrasi. Dari cadangan hidrokarbon di Lapangan Bukit Tua diharapkan dapat diproduksikan minyak sekitar 22,80 juta barrel dan gas ikutan sekitar 70 Bcf. Produksi minyak dari Lapangan Bukit Tua diperkirakan dapat mencapai 20 Mbopd dan gas ikutan sebesar 50 MMscfd. Lingkup pengembangan fasilitas produksi minyak dan gas secara terintegrasi, mencakup pembangunan satu WHP (Wellhead Platform), pengeboran lima sumur produksi dan empat sumur contingency, fasilitas pemrosesan minyak dan gas di FPSO, pipa produksi dari FPSO menuju ORF di Gresik melalui WHP. Gas produksi dialirkan dari onshore receiving facility (ORF) di Gresik dan dialokasikan bagi pembeli dalam negeri untuk kebutuhan pembangkit tenaga listrik di Gresik, Jawa Timur. Kemajuan Proyek Bukit Tua pada akhir Desember 2014 telah mencapai 72.3%. Proyek ini diharapkan dapat memberikan manfaat bagi negara dengan produksi minyak pertama pada Juli 2015 dan puncak produksi diharapkan dapat tercapai pada Desember 2015 sebesar 20 Mbopd.

Skema Pengembangan Lapangan Bukit Tua

Wellhead Platform (WHP): - 9 slots - 3 Legged Jacket - 57m kedalaman air

FPSO atau Converted FPSO: - Fasilitas Pemrosesan dan Penyimpanan Minyak Bumi - Kompresor Gas Bumi - Spread Moored - TEG Dehydration Infield Flow Line (700m): - 1x8” liquid - 1x16” wet gas - 1x12” export gas

Pipa Penyalur Gas 12” Sekitar 110 km Garis Pantai PLEM

- Tandem offloading - Ekspor melalui Floating Hose Flexible Risers: - 1x8” liquid line - 1x16” wet gas line - 1x12” export gas line

Penjualan Gas

Onshore Receiving Facilities (ORF): t 4,7 Ha di Gresik, Jawa Timur (lokasi: Maspion Industrial Estate) t ..TDGELBQBTJUBTNBLTJNBM t *OTUBMBTJVUBNBPipeline Pig Receiver, Inlet Seperator dan Sales Gas Metering Package

Dalam rangka I. POTRET KINERJA SKK MIGAS 2014 memaksimalkan manfaat industri hulu migas bagi bangsa dan negara, SKK Migas bersama dengan Kontraktor KKS selalu berusaha mengoptimalkan penggunaan komponen dalam negeri untuk setiap kegiatan yang dilakukannya.

BAB

IV

Pemberdayaan Kapasitas Nasional



A.

Optimalisasi Produksi Minyak Bumi untuk Kilang Domestik Sepanjang 2014 SKK Migas telah menjalankan kegiatan komersialisasi sebagai berikut: a. Penandatanganan beberapa perjanjian yang terkait dengan skema komersialisasi Election in Kind adalah sebagai berikut :

No

Tanggal

Perjanjian

1

3 April 2014

Surat Keputusan (SK) Penunjukan Penjual/Kondensat bagian Negara untuk Kilang Tuban kepada PT Pertamina (Persero)

2

24 September 2014

Perjanjian Penunjukan Penjual/Seller Appointment Agreement (SAA) Kondensat Bagian Negara untukKilang Tuban antara SKK Migas dan PT Pertamina (Persero)

3

8 Oktober 2014

SK Penunjukan Penjual Seluruh MMKBN kepada PT Pertamina (Persero)

4

31 Desember 2014

SAA MMKBN antara SKK Migas dan PT Pertamina (Persero)

b. Untuk skema penyerapan Elect Not To Take in Kind, telah diselesaikan beberapa Prosedur Elect Not To Take in Kind. Perjanjian ini mengatur hal-hal yang belum diatur di dalam KKS. c. Untuk formula harga Minyak mentah Indonesia/Indonesia Crude Price (ICP), telah ditetapkan tiga formula ICP sementara, antara lain untuk Minyak Mentah (MM) Sampoerna, MM Banyu Urip dan MM Tiara Bumi. Selanjutnya terdapat sembilan minyak mentah yang akan dibahas lebih lanjut penetapan formula harganya pada 2015. d. Realisasi lifting Minyak Mentah dan Kondensat selama periode Januari sampai dengan Desember 2014 adalah sebesar 287,3 MMbo dengan nilai US$27.47 miliar. e. Realisasi actual lifting Pemerintah adalah 151,2 MMbo dengan Government Entitlement Minyak Mentah dan Kondensat 2014 adalah sebesar 150,9 MMbo sehingga Negara secara kumulatif memiliki posisi over lifting sebesar 0,3 MMbo. f. Selama periode Januari – Desember 2014 rata-rata produksi Minyak Mentah & Kondensat esar 789 Mbopd, rata-rata lifting sebesar 787 Mbopd dan total closing stock pada Desember sebesar 8,13 MMbo.


Realisasi Lifting Minyak Bumi 2014

Lifting Domestik Bagian Negara Lifting Ekspor Bagian Negara Lifting Domestik Bagian Kontraktor KKS Lifting Ekspor Bagian Kontraktor KKS

31%

52%

16% 1%

Lifting Minyak Mentah dan Kondensat bagian Negara digunakan semaksimal mungkin untuk mendukung pemenuhan feed kilang Domestik. Realisasi lifting Domestik 2014 sebesar 67% dari total lifting, yaitu 52% oleh SKK Migas dan 16% oleh Kontraktor KKS. Lifting Domestik bagian Kontraktor KKS merupakan lifting yang dilakukan melalui Pipa serta lifting melalui pengapalan setelah terdapat kesepakatan jual beli, utamanya dilakukan oleh PHE dan PEP. Lifting ekspor bagian Negara sebesar 1% dari total lifting Minyak Mentah dan Kondensat, ekspor tersebut disebabkan oleh kondisi bagian Negara yang sangat kecil (FTP) dan komersialisasi dilakukan oleh Kontraktor KKS dan /atau Pertamina tidak dapat melakukan penyerapan. Lifting ekspor bagian Kontraktor KKS sebesar 31% dari total lifting, hal ini dilakukan setelah tidak terdapat kesepakatan jual beli dengan Pertamina. SKK Migas melalui rapat shipcoord dan rapat koordinasi ekspor (Forum Ekspor) terus menyarankan dan menghimbau kepada Kontraktor KKS untuk melakukan negosiasi Business to Business dengan Pertamina dalam upaya mendukung pemenuhan kebutuhan feed kilang Pertamina. Sesuai dengan data A0, total lifting Minyak Mentah dan Kondensat periode Januari – Desember 2014 sebesar 287,3 MMbo adalah senilai US$27.47 Miliar.



B.

Peningkatan Pasokan Gas untuk Memenuhi Kebutuhan Dalam Negeri Rata-rata pasokan gas untuk kebutuhan dalam negeri mengalami peningkatan sebesar 9% sejak 2003 sampai dengan 2014, dan sejak 2014, pemanfaatan gas untuk kepentingan domestik dapat ditingkatkan cukup signifikan, bahkan telah melebihi volume gas yang diekspor. Berdasarkan data hingga Oktober 2014, gas untuk mendukung dalam negeri telah dialokasikan sebesar 4.479 MMscfd, melebihi volume untuk ekspor, yakni sebesar 3.347 MMscfd. Dengan kata lain komposisi untuk kebutuhan dalam negeri dan ekspor masing-masing 57%dan 43%. Namun demikian penambahan alokasi gas untuk kebutuhan dalam negeri masih terkendala karena ketidaksiapan infrastrukur di sektor hilir dalam menerima alokasi gas yang telah disediakan. Sebagai contoh, masih belum maksimalnya penyerapan kargo asal Tangguh yang telah dialokasikan untuk FSRU Nusantara Regas serta baru beroperasinya FSRU Lampung. Keterbatasan kapasitas dan interkoneksi jaringan pipa juga menyebabkan kendala dalam memaksimalkan potensi gas bumi nasional. Dukungan dari para pemangku kepentingan sangat diharapkan dalam rangka meningkatkan pasokan gas melalui pipa untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

5.000

Peningkatan Pasokan Gas untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik

4.397

4.416

4.500

4.202

4.336 4.008

4.078 3.820

3.775

4.000

3.681

3.631

BBtud

3.500 3.323

3.000

3.379

3.267

3.550

3.785

3.774

3.402

3.237

2.913 2.500

2.527 2.341

2.000 1.500

1.480

1.466

Ekspor

1.513

1.000

Domestik

500 0

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Catatan: Data tahun 2014 berdasarkan realisasi rata-rata sampai dengan 31 Desember 2014

2013

2014*


3,61%

Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2014

3,35%

Kelistrikan Pupuk Industri Lifting Minyak City Gas BBG Transportasi Ekspor Gas Pipa LNG Ekspor LNG Domestik LPG Domestik

14,23% 9,71%

32,21% 18.76% 13,60%

4,45%


0,02%

0

Kelistrikan

Pupuk

Realisasi BBtud

Industri

Lifting Minyak

City Gas

1.061,50

32,15

3,80

3,51

1,50

965,34

1.331,65

500

366,24

1.000

316,04

689,27

1.500

1.204,36

1.722,60

2.000

1.009,97

2.500

BBtud

Realisasi Penyaluran Gas melalui Pipa untuk Kebutuhan Dalam Negeri Tahun 2014

1.992,25

0,05%

BBG Transportasi

Ekspor Gas Pipa

Total Kontrak+Alokasi Gas (BBtud)

Bagian terbesar alokasi gas dalam negeri digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan dan pupuk yaitu rata-rata 42,7% dari total alokasi gas.

Alokasi Gas Dalam Negeri 2014 Tcf

20 15 10 5 0 Pupuk Kelistrikan Industri Total

2003 1,1 1,2 0,1 2,4

2004 1,2 2,3 2,7 6,2

2005 1,8 3,2 4 9,0

2006 1,9 4,4 4,3 10,6

2007 2,8 5,3 5,2 13,3

2008 2,8 5,8 5,9 14,6

2009 2,9 6,3 6,2 15,3

2010 3,1 6,9 10,1 20,1

2011 3,3 7,0 10,2 20,5

2012 3,6 7,6 10,3 21,6

2013 3,9 7,7 10,5 22,2


2014 4,2 7,7 10,8 22,8

2015 4,3 8,0 11,2 23,5



C.

Pemanfaatan Barang dan Jasa Dalam Negeri

Untuk memaksimalkan manfaat industri hulu migas bagi bangsa dan negara, industri hulu migas selalu berusaha mengoptimalkan penggunaan komponen dalam negeri untuk setiap kegiatan yang dilakukannya. Sepanjang 2014, komitmen Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) pada proses pengadaan barang dan jasa industri hulu migas (baik yang dilakukan melalui persetujuan SKK Migas maupun diadakan oleh Kontraktor KKS sendiri) mencapai 54% (cost basis) dari total nilai pengadaan barang dan jasa sebesar US$17,355 juta.

Juta US$

Pertumbuhan TKDN Industri Hulu Migas

20,000

100%

18,000

90%

16,000

80%

14,000

70%

12,000

60%

10,000

50%

8,000

40%

6,000

30%

4,000

20%

2,000

10%

0 Jasa Barang % TKDN

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

5,862 995 43%

4,737 1,846 54%

6,568 1,400 43%

5,408 3,577 49%

6,976 3,811 63%

8,109 3,706 61%

11,531 5,082 60%

9,304 4,616 57%

11,807 5,548 54%

0%


Sejumlah pengusaha nasional telah memanfaatkan peluang bisnis hulu migas tersebut, termasuk BUMN, dalam pengadaan barang dan jasa industri hulu migas. Pada 2014, nilai pengadaan barang dan jasa yang dipasok oleh perusahaan berstatus BUMN sebesar US$858.24 juta, sedangkan jika dihitung sejak 2009 nilai pengadaan tersebut telah mencapai US$3.63 miliar.


Kegiatan Pengadaan Barang/Jasa BUMN 2010 s.d. 2014

No BUMN

Total Kumulatif sd. 2014 Nilai

TKDN

(Ribu US$)

(%)

1

PT Pertamina (Persero)

1,823,923.93

72,87%

2

PT Rekayasa Industri

750,525.02

82,11%

3

PT Wijaya Karya (Persero) Tbk.

464,095.18

51,51%

4

PT Elnusa

359,796.66

79,20%

5

PT PAL Indonesia (Persero)

305,136.86

61,12%

6

PT Adhi Karya (Persero)

110,169.59

89,81% 1,800

7

PT Hutama Karya (Persero)

95,584.58

83,35%

8

PT Surveyor Indonesia (Persero)

80,275.15

96,60%

9

PT Asuransi Jasa Indonesia

79,050.13

31,79%

10

PT Sucofindo (Persero)

33,113.28

78,95%

11

PT Biro Klasifikasi Indonesia

9,747.48

41,81%

1,669.59

1,600

(Persero)

1,400

1,200

1,000

858.24 755.78

12

PT Dahana (Persero)

13

PT Pembangunan Perumahan Tbk. 6,336.96

93,73%

14

PT Pelayaran Nasional Indonesia 3,464.05

76,32%

7,642.75

92,27%

800 629.13 600

400

(Persero)

197.28

15

PT Telekomunikasi Indonesia

3,113.39

74,87%

4,131,975.01

73,75%

200

(Persero) Tbk. Total

0

2010

2011

2012

2013

PT Rekayasa Industri, PT Elnusa, dan PT Pelayaran Nasional Indonesia adalah Anak Perusahaan BUMN/ Perusahaan Dalam Negeri (PDN) | Status 16 Januari 2015

2014



D.

Keterlibatan Bank BUMN/ BUMD untuk Kegiatan Minyak dan Gas Bumi Perbankan nasional mendapatkan penguatan modal dari kebijakan pembayaran traksaksi belanja barang dan jasa yang harus dilakukan melalui perbankan nasional. Kebijakan ini mulai diterapkan sejak 2009. PENGADAAN BARANG DAN JASA KONTRAKTOR KKS Nilai komitmen tahunan transaksi pembayaran melalui Bank BUMN/BUMD terus mengalami peningkatan, dimana nilai pada tahun 2014 meningkat 33% dibandingkan dengan nilai tahun 2013.

14,000

Komitmen Transaksi Tahunan

12,432.59

0,04% 12,000

1,16%

Nilai Transaksi (Juta US$)

1,11%

0,05% 0,03% 0,25%

9,337.90

10,000

8,195.41 8,000

5,74%

6,348.63

6,000

16,85%

4,626.21 3,969.68

4,000

74,77% 2,000

0

2009

2010

Status 16 Januari 2015

2011

2012

2013

2014

Bank Mandiri BNI BRI Bank Mandiri Syariah Bank Mandiri & BNI

Bank Mandiri & BRI BNI & BRI Bank Muamalat BUMD

Total April 209 s.d. Desember 2014: US$45 miliar


ABANDONMENT AND SITE RESTORATION Perbankan BUMN juga mendapatkan penguatan modal dari penyimpanan dana Abandonment and Site Restoration (ASR) yang hingga Desember 2014 sebesar US$635 juta.

Kumulatif Dana ASR (US$ Juta)

700

635

600 497 500

400

344

33,95% 300

200

34,40%

232

134

167

32,66% 100

0

2009

2010

2011

Status 16 Januari 2015

2012

2013

2014

Bank Rakyat Indonesia (US$211,964,681.01) Bank Mandiri (US$207,254,714.56) Bank Negara Indonesia (US$215,436,357.29)



E.

Pengelolaan dan Pengembangan SDM Kontraktor KKS Jumlah total tenaga kerja Kontraktor KKS pada tahun 2014 mencapai 24.628 pekerja, yang terdiri atas 23.668 Tenaga Kerja Indonesia (TKI) dan 960 orang Tenaga Kerja Asing (TKA).

35.000

32.292

Data TKI vs. TKA

1.900

29.330

30.000

1.700 25.243

25.000

22.914

23.668

23.753

25.682 1.500

23.328

21.835 1.300

20.000 1.069

1.078

1.032 960

15.000

901

1.100

975

928

890

881

900

10.000 TKI

700

TKA 500

5.000 2012

2013

2014

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

Demografi TKA berdasarkan Job Family Januari–Desember 2014

0,25

21,8% 17,0%

0,2 0,15

12,6% 9,9%

0,1

9,5% 4,2%

0,05 0

14,6%

Project D&C

3,9%

1,9%

1,9%

0,8%

0,8%

0,6%

G&G Leadership Reservoir Commercial Com & Dev. Devt Engineering Operations Petroleum FC & A HSE

SCM

0,5%

Legal


Kesempatan kerja untuk TKI berdasarkan Rencana Penggunaan Tenaga Kerja (RPTK) telah disetujui sebanyak 36.443 posisi di berbagai bidang dan kesempatan untuk menyerap tenaga kerja di Industri Hulu Migas ini masih terbuka lebar.

Komparasi Data TKI terhadap Persetujuan RPTK

36.443

38.000 34.883

36.000 34.000

32.630

32.000

32.292 29.330

30.000 28.000

25.682

26.000 24.000

TKI

22.000

RPTK TKI

20.000

2012

2013

2014

Penggunaan TKA dibatasi hanya pada disiplin tertentu yang keahliannya masih belum dimiliki secara luas oleh TKI 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).



Laporan keuangan I. POTRET MIGAS 2014 SKK KINERJA MigasSKK (d/h. BPMIGAS) dalam enam tahun terakhir telah memperoleh penilaian Wajar Tanpa Pengecualian.

BAB

V


Internal SKK Migas


Internal SKK Migas

A.

Laporan Hasil Audit BPK-RI Laporan Keuangan SKK Migas Tahun Buku 2012 (14 November s/d 31 Desember 2012) dan Tahun Buku 2013, yang merupakan Laporan Keuangan pertama SKK Migas, telah selesai diperiksa dan mendapat penilaian Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dari Badan Pemeriksa Keuangan Republik Indonesia (BPK-RI). Dengan demikian, Laporan Keuangan SKK Migas (d/h BPMIGAS) telah memperoleh penilaian Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dalam enam tahun terakhir. Sementara itu, kegiatan pemeriksaan Laporan Keuangan Tahun Buku 2014 akan menjadi program 2015.

B.

Sustainability Reporting Award SKK Migas menerima tiga penghargaan dalam rangka penganugerahan Sustainability Reporting Award 2014 dari National Centre for Sustainability Reporting (NCSR) untuk laporan keberlanjutan atau Sustainability Report 2013. NCSR adalah organisasi nirlaba yang didirikan pada 2005 oleh lima organisasi terkemuka, yaitu Ikatan Akuntan Manajemen Indonesia (IAMI), Forum for Corporate Governance in Indonesia (FCGI), Komite Nasional Kebijakan Governance (KNKG), Asosiasi Emiten Indonesia (AEI) serta Indonesian-Netherlands Association (INA).

Sustainability Report adalah suatu laporan yang memuat kinerja perusahaan atau organisasi dalam tiga aspek, yaitu ekonomi, lingkungan, dan sosial. Melalui laporan ini, perusahaan atau organisasi menunjukkan akuntabilitas dan transparansinya dalam pelaksanaan tanggungjawab sosial dan lingkungan, berdasarkan kerangka pelaporan yang dikeluarkan oleh Global Reporting Initiative (GRI). Tiga penghargaan yang diterima SKK Migas adalah Commendation for First Year Report Award; Commendation for First Time G4 Report Award; dan Commendation for The Most Impressive Government Institution Report. Tim Juri Sustainability Reporting Award 2014 memberikan apresiasi yang tinggi atas keikutsertaan SKK Migas dalam ajang tersebut ditengah banyaknya berita negatif yang menerpa lembaga ini. SKK Migas terus berupaya melakukan perbaikan baik untuk aspek pengawasan terhadap Kontraktor KKS maupun untuk internal SKK Migas. Terkait dengan pengawasan terhadap para Kontraktor KKS, SKK Migas saat ini sedang membangun Sistem Operasi Terpadu (SOT) yang mengintegrasikan semua data pada Kontraktor KKS dengan sistem di SKK Migas secara real time. Selain itu, SKK Migas dan 71 Kontraktor KKS juga telah menerima apresiasi dari Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian atas partisipasinya dalam mendukung Indonesia menjadi negara taat azas transparansi atau Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) Compliant Country. Kementerian tersebut menilai bahwa keberhasilan ini merupakan hasil kerja sama intensif berbagai lembaga negara, antara lain SKK Migas dan Kontraktor KKS untuk membuka angka produksi dan pembayaran kepada negara demi mencapai transparansi dan akuntabilitas yang lebih baik di sektor industri ekstraktif.


C.

Perbaikan Berkelanjutan pada Aspek Tata Kelola Organisasi

PERBAIKAN PROSES BISNIS DI SKK MIGAS Pasca pembubaran BPMIGAS menjadi SKK Migas, salah satu hal yang dituntut untuk segera diselesaikan adalah perbaikan Tata Kelola SKK Migas secara keseluruhan, baik dari sisi Ketentuan (Pedoman Tata Kerja/PTK), proses bisnis internal, maupun organisasi SKK Migas. Hal-hal tersebut harus sesuai dengan tata aturan yang berlaku di negara ini (good governance) seperti Peraturan Pemerintah No. 79 Tahun 2010 atau ketentuan lainnya, tanpa mengesampingkan kualitas layanan kepada para pemangku kepentingan. Efisiensi, efektivitas serta reformasi birokrasi menjadi tujuan utama dalam perbaikan tata kelola ini. Perbaikan tata kelola SKK Migas secara resmi dicanangkan pada akhir tahun 2013 dan selesai pada akhir Tahun 2014, dengan terbentuknya tim kajian proses bisnis utama SKK Migas untuk melakukan evaluasi dan memberikan rekomendasi perbaikan tata kelola SKK Migas yang difokuskan pada AFE, WP&B, POD dan Pengelolaan Rantai Suplai. Setelah tim ini melakukan kajian, SKK Migas melakukan kajian kembali terhadap seluruh PTK yang berlaku saat ini, terutama yang terkait dengan kepatuhan terhadap peraturan perundangan yang berlaku. Pekerjaan Tim Kajian Proses Bisnis Utama SKK Migas menjalankan tugasnya dengan kurun waktu yang cukup lama karena harus memahami proses bisnis dan juga memahamiPTK dari berbagai sudut pandang, sehingga menghindari dispute atau tertundanya kegiatan operasi di kemudian hari. Pembahasan ini melibatkan narasumber dari berbagai pihak, baik dari internal SKK Migas maupun para pemangku kepentingan seperti Kementerian ESDM, Kontraktor KKS, pakar dari industri hulu migas dan asosiasi-asosiasi profesional migas. Akhirnya kajian terhadap perbaikan Tata Kelola khususnya Proses Bisnis dan Perbaikan PTK selesai dilaksanakan dengan hasil yang memuaskan yaitu teridentifikasinya area yang harus diperbaiki dalam proses bisnis AFE, WP&B, POD dengan memberikan penjelasan yang lebih baik mengenai proses-proses tersebut di atas dan menghilangkan potensi dispute. Pada saat ini, hasil dari kajian ini sedang dibakukan dengan melakukan pemuktahiran proses bisnis utama SKK Migas dan perbaikan PTK-PTK terkait. SKK Migas juga telah mengidentifikasi area yang harus diperbaiki dengan selesainya kajian perbaikan terhadap 18 Revisi PTK dan 11 usulan PTK baru.


Internal SKK Migas

BERSIH DAN BEBAS KORUPSI, KOLUSI DAN NEPOTISME Pada 2014, dalam rangka mewujudkan industri hulu migas yang bersih dan bebas dari Korupsi, Kolusi dan Nepotisme (KKN), SKK Migas telah melakukan pembenahan dan perbaikan tata kelola secara terus-menerus dengan melakukan program-progam pencegahan tindak pidana korupsi, fraud, dan gratifikasi. Beberapa kegiatan tersebut adalah: Wajib LHKPN Sejak diterbitkannya Surat Keputusan Kepala SKK Migas Nomor KEP-0334/SKK0000/2013/S0 tentang Kewajiban Menyampaikan Laporan Harta Kekayaan Penyelenggara Negara (LHKPN), seluruh Pimpinan dan Pekerja SKK Migas wajib menyampaikan LHKPN. Sesuai dengan ketentuan tentang LHKPN, maka setiap dua tahun sekali atau setiap terjadinya promosi/menduduki jabatan baru, Pimpinan dan Pekerja SKK Migas diwajibkan untuk memperbarui LHKPN-nya dengan mengisi Form LHKPN B. Berikut ini adalah tabel penyampaian LHKPN Pimpinan dan Pekerja SKK Migas sepanjang 2014:

30 Jumlah Laporan

Pelaporan LHKPN

24

25 20

20 14

14

15 10

4

5

5 2

5 0

12

8

Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sept

1 Okt

0 Nov

Des

Pelaporan Penerimaan Gratifikasi Sejak diterbitkannya Surat Keputusan Kepala SKK Migas Nomor KEP-0334/SKK0000/2013/S0 tentang Kewajiban Menyampaikan Laporan Harta Kekayaan Penyelenggara Negara (LHKPN), seluruh Pimpinan dan Pekerja SKK Migas wajib menyampaikan LHKPN. Sesuai dengan ketentuan tentang LHKPN, maka setiap dua tahun sekali atau setiap terjadinya promosi/menduduki jabatan baru, Pimpinan dan Pekerja SKK Migas diwajibkan untuk memperbarui LHKPN-nya dengan mengisi Form LHKPN B. Berikut ini adalah tabel penyampaian LHKPN Pimpinan dan Pekerja SKK Migas sepanjang 2014 :

7

Pelaporan Gratifikasi Jumlah Laporan

6

6 5

6 5

5

4

4

3

3 2 1 0

0 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

0

0

0

0

0

Jul

Agt

Sept

Okt

Nov

Des


WHISTLE BLOWER SYSTEM (WBS) Sejak Agustus 2013 SKK Migas membuka Saluran Pelaporan Pelanggaran atau Whistle Blower System (WBS) dengan nama KAWAL SKK Migas. Saluran ini dapat 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 pertentangan kepentingan, dugaan pelecehan, dan dugaan penyebaran atau pembocoran rahasia institusi. Sepanjang 2014, laporan pelanggaran yang diterima dari WBS Kawal SKK Migas berjumlah 45 laporan dengan rincian sebagai berikut:

10

10

Laporan WBS

Sesuai lingkup

9

Tidak sesuai lingkup

Jumlah Laporan

8 7 6 3

5 4

4

1

5

2

4 1

3 2

2 1

1

0

Jan

Mar

Apr

Mei

2

2 1

1

1 Feb

2

3

Jun

Jul

Agt

Sept

Okt

Nov

Des

Seluruh laporan yang masuk ke Kawal SKK Migas, telah ditindak lanjuti sesuai dengan ketentuan yang berlaku.

PERBAIKAN TATA KELOLA Pengawasan Internal (PI) menyadari bahwa masih banyak penyempurnaan yang harus dilakukan di SKK Migas berkaitan dengan tata kelola yang baik. Untuk itu PI berperan aktif dalam proses perbaikan tata kelola di SKK Migas. Pada akhir tahun 2013, PI memfasilitasi diadakannya asesmen risiko korupsi di lingkungan pimpinan yang dibantu oleh konsultan independen. Sebagai kelanjutan dari perbaikan tata kelola SKK Migas, pada 2014 PI telah melaksanakan enam pekerjaan yang dibantu oleh konsultan independen yaitu : 1) 2) 3) 4) 5) 6)

Asesmen risiko korupsi pada 28 seluruh proses bisnis beserta fungsi terkait Asesmen program pencegahan korupsi Pendampingan operasionalisasi Digital Forensik Penyempurnaan pedoman etika SKK Migas Pedoman Due Dilligence Business Partner, Pemutakhiran daftar risiko (Enterprise Risk Assessment).


Internal SKK Migas

Beberapa hasil dan rekomendasi yang didapatkan dari asesmen tersebut antara lain :

t Berdasarkan asesmen risiko korupsi pada 28 proses bisnis beserta fungsi terkait, telah terpetakan beberapa risiko yang perlu dilakukan mitigasi

t Perlu membuat kebijakan anti korupsi, melakukan asesmen risiko korupsi , menyusun pedoman t penanganan insiden korupsi dan menyusun kebijakan yang mengatur tentang tata cara dalam melaksanakan surprise audit

t Melakukan sosialisasi dan evaluasi terkait fraud/corruption awareness t Mengatur kebijakan terkait dengan keamanan informasi dan melakukan sosialisasi t Alih pengetahuan dalam hal komputer forensik t Menerapkan prinsip know your business partner di industri hulu migas t Melaksanakan self assesment anti korupsi di industri hulu migas t Memperbaiki alur kerja terutama untuk proses perpanjangan kontrak dan persetujuan lainnya, t Mengoptimalkan komunikasi antar instansi terkait di industri hulu migas t Memperkuat kode etik SKK Migas, t Meningkatkan disiplin dalam mengikuti sistem kendali yang sudah dibangun serta disiplin dalam berkomunikasi secara elektronik.

KEGIATAN LAINNYA Pengawasan Internal pada 2014 juga melakukan pendampingan kepada Tim KPK atas permasalahan yang memerlukan pendalaman/sedang dilakukan kajian oleh KPK untuk tujuh permasalahan sebagai berikut : 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)

BP Tangguh Train 1, 2, dan 3 Proyek IDD Konsorsium Asuransi Kontrak FPM di PT. Chevron Indonesia Pasific Kontrak FPU Kontraktor KKS Kangean Energy Indonesia Ltd Proses penunjukan langsung penjualan kondensat bagian negara kepada PT. TPPI tahun 2009 Alokasi Gas Bumi Kepada Pemerintah Daerah c.q Badan Usaha Milik Daerah atau Perusahaan Daerah (BUMD/Perusda)

Selain itu, 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.


D.

Sistem Teknologi Komunikasi dan Informasi PENGELOLAAN PROYEK TEKNOLOGI INFORMASI SKK Migas telah melaksanakan insiatif pemanfaatan teknologi untuk mendukung kegiatan operasional internal SKK Migas maupun mendukung tugas pokok dan fungsi pengawasan dan pengendalian kegiatan hulu migas, terutama di Kontraktor KKS Pemanfaatan teknologi informasi dan komunikasi oleh SKK Migas dimaksudkan sebagai perangkat untuk mendukung dan peningkatan kinerja, efektivitas, efisiensi dan transparansi kegiatan pengawasan dan pengendalian kegiatan usaha hulu migas melalui implementasi sistem informasi manajemen strategis yang terintegrasi, serta sebagai perangkat penyedia data dan informasi yang akurat, lengkap dan tepat waktu yang digunakan dalam proses pengambilan keputusan manajemen SKK Migas Prinsip dasar pembangunan dan pengembangan sistem aplikasi yang diterapkan adalah sistem aplikasi independen dari platform teknologi tertentu sehingga dapat dikembangkan, ditingkatkan, dan dioperasikan dalam lingkungan yang paling memadai dengan organisasi, tepat guna dan efisien Beberapa sistem yang telah diimplementasikan adalah sebagai berikut: Sistem Operasi Terpadu (SOT) Pada dasarnya SOT merupakan sistem pertukaran data/informasi strategis kegiatan usaha hulu migas antara Kontraktor KKS dengan SKK Migas, yang mempertukarkan data secara langsung dari sistem operasional Kontraktor KKS dalam rangka meningkatkan efektivitas, efisiensi dan transparansi pelaporan kegiatan operasional usaha hulu migas Ciri khas SOT adalah koneksi sistem-ke-sistem atau mesin-ke-mesin, tidak ada proses input data secara manual, dan data diambil langsung dari sumbernya (database) di Kontraktor KKS melalui proses data mapping. Kontraktor KKS (PSC) XXX

SKK Migas

(Monitoring Produksi Harian) Server Aplikasi Monitoring Produksi dan Lifting

(A) (D)

(Policy-Driven Security)

(E)

Sistem Akuntansi Hidrokarbon

ProdML VPN

(B)

(B) ProdML ESB - Enterprise Service Bus

(A) (Policy-Driven Security)

(C)

ProdML (Policy-Driven Security) Data Historian, SCADA. Automated Feeds

(F) (D)

Monitor Near Real Time

Aplikasi Lain

Database dengan PPDM


Internal SKK Migas

Kegiatan pembangunan SOT pada prinsipnya merupakan kegiatan kolaborasi yang melibatkan Fungsi Teknis dan MSI di SKK Migas dan fungsi teknis & TIK di Kontraktor KKS, dan dukungan pihak ketiga jika diperlukan. SOT yang telah diimplementasikan mencakup data-data strategis sebagai berikut: t SOT Production Monitoring & Lifting: merupakan kegiatan kolaborasi antara Divisi Operasi Produksi dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait untuk penarikan data produksi dan lifting dari sistem pengelolaan data produksi di Kontraktor KKS ke SKK Migas, dengan menggunakan standar pertukaran data WitsML, dalam rangka meningkatkan monitoring kegiatan produksi dan lifting. t SOT Drilling Monitoring: merupakan kegiatan kolaborasi antara Divisi Survei dan Pengeboran dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait penarikan data rencana dan realisasi kegiatan pengeboran dari sistem operasional pengeboran Kontraktor KKS ke SKK Migas, dengan menggunakan standar pertukaran data WitsML, dalam rangka meningkatkan monitoring kegiatan pengeboran di Kontraktor KKS. t SOT Financial Quarterly Report (FQR): ): merupakan kegiatan kolaborasi antara Divisi Akuntansi dan Divisi MSI, dengan dukungan dari Kontraktor KKS terkait penarikan data laporan keuangan kuartalan dari sistem keuangan Kontraktor KKS ke SKK Migas dengan menggunakan kombinasi akun, komponen Chart of Account - COA (Cost Center, WBS, dll), dan dengan menggunakan standar pertukaran data XBRL untuk menjaga akurasi dan validitas data/informasi dari Kontraktor KKS ke SKK Migas. t AFE Manager/Terpadu: sebagai suatu sistem terintegrasi untuk evaluasi dan persetujuan usulan AFE Kontraktor KKS, dalam rangka peningkatan kualitas dan transparansi data terkait pengajuan, revisi, dan persetujuan AFE & Close Out AFE Kontraktor KKS, serta peningkatan efektivitas dan efisiensi proses pengambilan keputusan oleh Pimpinan SKK Migas. Sistem Informasi Internal (SII) Selain untuk kebutuhan integrasi dan interkoneksi dengan Kontraktor KKS maupun dengan Stakeholder, pemanfaatan teknologi informasi dan komunikasi diimplementasikan untuk peningkatan kinerja internal SKK Migas, terutama yang terkait dengan peningkatan efektivitas, efisiensi, dan transparansi kegiatan operasional SKK Migas. Mekanisme atau metode aplikasi yang ditempuh adalah melalui implementasi sistem informasi yang bertujuan mempercepat proses bisnis dan administrasi di lingkungan SKK Migas dengan tetap mengacu pada tata kelola yang berlaku.

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

Java Server Faces (JSF)

Aplikasi Mobile (Prototipe)

Liferay Portal

webMethods Business Process Management

webMethods Integration Server

ta Da

Database Penunjang

n Pe

un

ja n

Da

g

Alfresco ECM

Active Directory

Exchange Server

ta P eke

r ja

ERP - Human Capital Management (SAP)


Beberapa program SII yang telah diimplementasikan diantaranya: t Sistem Enterprise Resource Planning (ERP) untuk pengelolaan keuangan internal, kepegawaian (sumber daya manusia), fasilitas kantor, aset & inventaris, serta proses pengadaan. t Penyelenggaraan Administrasi Umum secara Elektronik (e-PAU): untuk pengelolaan kegiatan administrasi, surat menyurat, dan kearsipan.

Proses Flow Surat Keluar (full cycle)

Proses Flow Surat Masuk

Sekretaris/at

Pejabat

Mulai

Pembuatan Konsep Surat Keluar

Mulai

Pendaftaran Surat Masuk

Pembuatan Konsep Surat Keluar

Disposisi Surat Masuk

Selesai Pengiriman Surat Keluar

Pejabat

Penomoran Surat Keluar

Eksternal

Mengerjakan

Sekretaris/at

Persetujuan Surat Keluar

Staf

Scan dan Upload ke User Home ECM

Penandatanganan Surat Keluar

Staf

Selesai

t Pemanfaatan Email dalam pembuatan naskah dinas secara elektronik untuk mendukung percepatan proses bisnis kegiatan operasional SKK Migas terkait dengan komunikasi dan proses persetujuan.

t Pembangunan Enterprise Architecture (EA) berbasis SOA yang merupakan kegiatan untuk pemetaan dan penyelarasan proses bisnis antar fungsi, proses bisnis dengan sistem aplikasi, dalam rangka perbaikan komunikasi antara organisasi dan bisnis, peningkatan konsistensi, akurasi,ketepatan waktu, integritas, kualitas, ketersediaan, akses, serta percepatan integrasi sistem. PENGOLAHAN DAN PENGELOLAAN DATA Pengawasan dan pengendalian kegiatan hulu migas nasional dilakukan dalam banyak aspek yang sangat beragam. Mulai dari kontrak, anggaran dan kegiatan, keuangan, hingga laporan. Seluruh kegiatan tersebut harus bersinergi satu sama lain dan pelaporan yang dilakukan terhadap seluruh aspek tersebut seharusnya memiliki referensi, agar tidak terjadi duplikasi dan inkonsistensi pelaporan dan informasi. Untuk mencegah dan menghindari terjadinya duplikasi data dan inkonsistensi pelaporan dan informasi dari aplikasi-aplikasi yang ada, sejak 2012 dikembangkan master data sebagai referensi untuk mengintegrasikan data-data dari setiap aplikasi yang ada dan diharapkan selesaipada 2018. Dengan pengelolaan master data yang terintegrasi diharapkan juga akan mempermudah workflow dan akses ke data, serta meningkatkan kualitas data dengan adanya “single source of truth”. OPERASI TEKNOLOGI INFORMASI Kebutuhan sarana dan prasarana Teknologi Informasi (TI) dalam menunjang kegiatan operasional SKK Migas sudah sangat kritikal bagi SKK Migas, oleh karena itu ketersediaan sarana dan prasarana TI yang andal merupakan suatu keharusan.

Service Level atau tingkat layanan merupakan sarana untuk mengukur keandalan dari sarana prasarana TI dalam melayani kebutuhan pengguna. Berdasarkan hasil kinerja tahun 2014, tingkat layanan TI secara menyeluruh melebihi target yang telah ditentukan yaitu 98% dari target 90%.


Lampiran

Peta Wilayah Kerja Migas Konvensional dan Nonkonvensional di Indonesia 2014



Lampiran

Legenda Peta Wilayah Kerja Migas Konvensional dan Nonkonvensional di Indonesia 2014



Lampiran




Lampiran




Lampiran

SKK MIGAS ANNUAL REPORT 2014 3

SKK Migas Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Gedung Wisma Mulia Lantai 35 Jl. Jend Gatot Subroto No 42 Jakarta 12710, PO BOX 4775 Indonesia T F E W

: : : :

+62 21 2924 1607 +62 21 2924 9999 [email protected] www.skkmigas.go.id

Laporan Tahunan 2014

Recommend Documents