Kepala SKK Migas

• Plan of development tahun 2022. Target penambahan cadangan 1392 MMBOE:
  • Sanga-Sanga 29,0%
  • ENC, Bambu Merah Cilamanya, ESA 34,0%
  • SLO Stage 2, Tiung & Berkah, Amj-Sindang, North Sele 53,0%
  • SWB-WB, Kandanghaur, Petapahan B, Bukit Panjang 63,0%. Target 100%
  • Zulu Cluster 68,0%
  • SLO Stage 3, Banyu Urip Gas, Kaci 75,0%
  • RGB, E-Main, Haur Gede, East Kalimantan 84,0%
  • Intra Gumai Betara, SIS-A, Budi Deep, E-South, Hidayah 107,0%
  • Terubuk, Lastri, Nadia, Risma, FXE 116,0%
  • Bukit Tua WF, ESPA, Merakes East 121,0%
  • Maha, Akasia Prima, Bentayan 152,0%
  • Bungkal, Rayun, Minas CEOR, Kerendan-west Kerendan, IDD 219,0%
• Lifting tahun 2021 dan target 2020:
  • Minyak (ribu BOPD):
    • Usulan KKS 674
    • Pre WP&B 696
    • SPBN 2021 705
    • Realisasi minyak
    • APBN 2022 703
    • Angka teknis WP&B 2022 654
  • Salur gas:
    • Usulan KKS 5.142
    • Pre WP&B 5.178
    • SPBN 2021 5.638
    • Low entry point 7
    • Unplanned SD 128
    • Delay bor & masif bor 35
    • Delay field outstream 42
    • Optimasi rancangan 26
    • Optimasi output 50
    • Realisasi minyak 5.501
    • APBN 2022 5.800
    • Angka teknis WP&B 2022 5.500
• Profil produksi dan lifting minyak tahun 2021:
  • Lifting APBN 2021: 705.000
  • Produksi WP&B: 700.983
  • Realisasi produksi 2021: 658,471
  • % Pencapaian PROD terhadap APBN: 93,4%.
• Profil produksi dan salur gas 2021:
  • Realisasi produksi: 4,062
  • Lifting APBN 2021: 5,638
  • Lifting WP&B 2021: 5,344
• Lifting minyak 15 KKKS besar:
  • MOBIL CEPU LTD: Realisasi lifting 2020 217.637, lifting APBN 2021 219.000, realisasi lifting ytd 203.535, realisasi lifting ytd vs APBN 92,90%, lifting APBN 2022 182.000, angka teknis WP&B 2022 170.711
  • PT. PERTAMINA HULU ROKAN: Realisasi lifting 2020 174.137, lifting APBN 2021 165.000, realisasi lifting ytd 160.747, realisasi lifting ytd vs APBN 97,40%, lifting APBN 2022 182.355, angka teknis WP&B 2022 176.329
  • PT. PERTAMINA EP: Realisasi lifting 2020 79.453, lifting APBN 2021 85.000, realisasi lifting ytd 71.421, realisasi lifting ytd vs APBN 84,00%, lifting APBN 2022 83.000, angka teknis WP&B 2022 75.500
  • PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD: Realisasi lifting 2020 28.835, lifting APBN 2021 28.000, realisasi lifting ytd 27.138, realisasi lifting ytd vs APBN 96,90%, lifting APBN 2022 29.500, angka teknis WP&B 2022 26.711
  • PHM: Realisasi lifting 2020 29.601, lifting APBN 2021 22.000, realisasi lifting ytd 24.931, realisasi lifting ytd vs APBN 113,30%, lifting APBN 2022 25.500, angka teknis WP&B 2022 26.258
  • PT. PERTAMINA HULU ENERGI OSES: Realisasi lifting 2020 25.835, lifting APBN 2021 27.000, realisasi lifting ytd 24.346, realisasi lifting ytd vs APBN 90,20%, lifting APBN 2022 26.500, angka teknis WP&B 2022 24.608
  • PETROCHINA INT. JABUNG LTD: Realisasi lifting 2020 15.928, lifting APBN 2021 16.000, realisasi lifting ytd 15.436, realisasi lifting ytd vs APBN 96,50%, lifting APBN 2022 18.000, angka teknis WP&B 2022 16.315
  • MEDCO E & P NATUNA: Realisasi lifting 2020 15.053, lifting APBN 2021 10.500, realisasi lifting ytd 13.854, realisasi lifting ytd vs APBN 131,90%, lifting APBN 2022 11.000, angka teknis WP&B 2022 9.413
  • PT. PERTAMINA HULU SANGA SANGA: Realisasi lifting 2020 12.558, lifting APBN 2021 11.900, realisasi lifting ytd 12.239, realisasi lifting ytd vs APBN 102,80%, lifting APBN 2022 13.000, angka teknis WP&B 2022 11.225
  • PT. PERTAMINA HULU KALIMANTAN TIMUR: Realisasi lifting 2020 9.457, lifting APBN 2021 10.500, realisasi lifting ytd 9.294, realisasi lifting ytd vs APBN 88,50%, lifting APBN 2022 11.000, angka teknis WP&B 2022 9.579
  • BOB PT. BUMI SIAK PUSAKO - PERTAMINA: Realisasi lifting 2020 9.083, lifting APBN 2021 9.000, realisasi lifting ytd 8.538, realisasi lifting ytd vs APBN 94,90%, lifting APBN 2022 9.500, angka teknis WP&B 2022
  • PETRONAS CARIGALI (KETAPANG) LTD: Realisasi lifting 2020 8.357, lifting APBN 2021 7.405, realisasi lifting ytd 7.078, realisasi lifting ytd vs APBN 95,60%, lifting APBN 2022 12.000, angka teknis WP&B 2022
  • CONOCOPHILLIPS (GRISSIK) LTD.: Realisasi lifting 2020 6.298, lifting APBN 2021 6.691, realisasi lifting ytd 7.001, realisasi lifting ytd vs APBN 104,60%, lifting APBN 2022 7.500, angka teknis WP&B 2022 6.052
  • JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI LTD: Realisasi lifting 2020 7.755, lifting APBN 2021 6.476, realisasi lifting ytd 6.947, realisasi lifting ytd vs APBN 107,30%, lifting APBN 2022 7.200, angka teknis WP&B 2022 6.732
  • HUSKY-CNOOC MADURA LTD: Realisasi lifting 2020 6.066, lifting APBN 2021 6.000, realisasi lifting ytd 6.614, realisasi lifting ytd vs APBN 110,20%, lifting APBN 2022 6.200, angka teknis WP&B 2022 5.790
• Aktivitas hulu utama migas (realisasi 2021 dan rencana 2022):
  • Eksplorasi:
    • Studi G&G: Realisasi 2020 89 kegiatan, realisasi 2021 121 kegiatan, rencana 2022 115 kegiatan. Keterangan: Menurun.
    • Survey Tensor Gravity: Realisasi 2020 - realisasi 2021 101.918 km persegi, rencana 2022 seismik Jambi Merang.
    • Seismik 2D: Realisasi 2020 28.350 km, realisasi 2021 2.635 km, rencana 2022 3.539. Keterangan: Naik.
    • Seismik 3D: Realisasi 2020 1.251 km persegi, realisasi 2021 1.190 km persegi, rencana 2022 4.339 km persegi. Keterangan: Naik.
    • Exploration Wells Drilling: Realisasi 2020 36 sumur, realisasi 2021 28 sumur, rencana 2022 42 sumur. Keterangan: Naik.
  • Eksploitasi:
    • Development Wells Drilling: Realisasi 2020 240 sumur, realisasi 2021 480 sumur, rencana 2022 790 sumur. Keterangan: Naik.
    • Workover: Realisasi 2020 240 sumur, realisasi 2021 480 sumur, rencana 2022 790 sumur. Keterangan: Naik.
    • Well Service: Realisasi 2020 24.180 kegiatan, realisasi 2021 22.790 kegiatan, rencana 2022 29.582 kegiatan. Keterangan: Naik.
• Penemuan dari sumur eksplorasi 2021:
  • Success ratio 55% (20 sumur selesai, 11 discovery) (Global Success Ratio (IHS):23,8%)
  • Penemuan besar pengeboran sumur eksplorasi:
    • Hidayah-1 (Oil): kurang lebih 87 MMBO
    • Maha-2 (Gas): kurang lebih 0,5 TCF
    • Singa Laut-2 (Gas) dan Kuda Laut-2 (Oil&Gas): kurang lebih 4 MMBO dan 0,2 TCF
• Lain-lain:
  • Pakuaji-2
  • DOS-1 (re-test)
  • KSDE-01A
  • Rayu-1 (re-test)
  • Rayu-2 (deopening)
  • Fanny-3
  • West penyu-01
• Tambahan sumberdaya kurang lebih 224 MMBOE
• Pengeboran sumur pengembangan:
  • 2017: 117
  • 2018: 278
  • 2019: 332
  • 2020: 240
  • 2021: 480 (Naik 2 kali lipat dari sebelumnya)
  • 2022: 790
• Realisasi cost recovery:
  • Upaya efisiensi cost recovery terus dilakukan
  • Pada akhir tahun 2022 terdapat peningkatan investasi dan aktivitas untuk mencapai target produksi jangka panjang
    • 2017: USD11,65 Miliar
    • 2018: USD12,08 Miliar
    • 2019: USD10,90 Miliar
    • 2020: USD8,10 Miliar
    • 2021: USD7,82 realisasi 96,9% dari rencana USD8,07 Miliar
    • 2022: Rencana USD8,65 Miliar
• Investasi hulu migas tahun 2017-2022:
  • Perbaikan fiskal dan insentif masih diperlukan untuk meningkatkan investasi migas ke depan dalam mencapai target 1 Juta BOPD minyak dan 12 BCFD Gas di tahun 2050
    • 2017: USD10,3 Miliar
    • 2018: USD 10,9 Miliar
    • 2019: USD 11,7 Miliar
    • 2020: USD 10,5 Miliar
    • 2021: USD 10,9 Miliar
    • 2022: Rencana USD13,2 Miliar
• Distribusi revenue tahun 2017-2022:
  • Total bagian negara dari kegiatan usaha hulu migas tahun 2021 sebesar USD13,67 Miliar setara dengan Rp198 Triliun atau 188% dari target USD7,28 Miliar
    • 2016: USD25 Miliar
    • 2017: USD29 Miliar
    • 2018: USD36 Miliar
    • 2019: USD32 Miliar
    • 2020: USD21 Miliar
    • 2021: USD30 Miliar
    • 2022: Rencana USD28 Miliar
• Proyek onstream 2021 dan rencana proyek onstream tahun 2022:
  • Potensi penambahan kapasitas produksi migas dari 12 proyek adalah 19.000 BOPD dan 567 MMSCFD. Investasi sebesar USD1,36 Miliar
    • Baru gas plant modif. to Tenayan PLN, EMP Bentu Ltd, 3C MMscfd, Maret 2022, USD13,557,414
    • Hiu phase 2, 49 MMscfd, Mei 2022, USD45,341,926
    • Belinda extension, 40 MMscfd, Agustus 2022, USD77,505,114
    • YY (lanjutan), PHE ONWJ, 2000 bond
    • Bukit tua phase 2B, Petronas Carigali, Ketapang II Ltd
    • Husky CNOOC Madura Ltd
    • Tanjung waterflood, Pertamina EP, September 2022, USD18,942,779
    • OPL South Sembakung, JOB PMEPS, 30 MMscfd, Juni 2022, USD9,273,758
    • Pertamina Hulu Mahakam:
      • Jumetai, 44 MMscfd, Maret 2022
      • North Sisi-North Nubi, 90 MMscfd, Juni 2022, USD133,011,946
      • Bakepai 3, 27 MMscfd, November 2022, USD27,877,052
• Proyek strategis nasional:
  • Jambaran Tiung Biru, Est. Peak Prod.: 190 MMscfd net gas, Est. Onstream: Q2 2022, Investasi (Est): USD 1,53 Miliar. Overall progress 95,42% actual vs 100,00% BL-1; 95,61% Plan New-Forecast
  • Abadi, Est. Peak Prod.: 9,5 MTPA (1600 MMscfd), 35.000 BCPD, Est. Onstream: Q2 2027, Investasi (Est): USD 19,8 Miliar.
  • Est. Peak Prod.: 844 MMscfd dan 27.000 BOPD, Est. Onstream: Q4 2025, Investasi (Est): USD 6,98 Miliar. Proses pengalihan interest WK Rapak Ganal
  • Est. Peak Prod.: 700 MMscfd dan 3.000 BOPD, Est. Onstream: Des 2022, Investasi (Est): USD 8,9 Miliar. Onshore: 92,8% (actual) vs 99,9% (plan)
• Jenis perizinan di SKK Migas:
  • Rata-rata proses pengurusan izin di SKK Migas 1,55 hari kerja. Lebih cepat dari target 3 hari kerja.
    • Izin terminal khusus: 7 perizinan
    • Izin penggelaran pipa bawah laut: 6 perizinan
    • Persetujuan sarana dan prasarana pemandu: 25 perizinan
    • Persetujuan penggunaan kapal asing: 31 perizinan
    • Kesesuaian tata ruang darat (OSS): 7 perizinan
    • Persetujuan penggunaan hutan: 17 perizinan
    • Persetujuan teknis lingkungan: 11 perizinan
    • Persetujuan lingkungan (Amdal/UKL UPL): 15 perizinan
    • Kesesuaian tata ruang/penetapan lokasi: 7 perizinan
• Optimalisasi pengadaan dan TKDN:
  • TKDN tahun 2021 sebesar 58,95% (cost basic) lebih besar dari target sebesar 57%
  • Nilai pengadaan juta USD
    • 2016: 55%
    • 2017: 58%
    • 2018: 63%
    • 2019: 60%
    • 2020: 57%
    • 2021: 58,95%
    • Target 2022: 57%
• Incident rate:
  • 2016: 0,59
  • 2017: 0,60
  • 2018: 0,44
  • 2019: 0,34
  • 2020: 0,55
  • 2021: 0,18
  • Tahun 2021 incident rate per 31 Des sebesar 0,18 dengan jumlah kecelakaan kerja 5h (tanpa memperhitungkan FAC).
  • Tahun 2022 incident rate kurang dari atau sama dengan 0,9 dengan allowable limit IR = 0,8 - 0,9 dengan 375 juta jam kerja.
• Penilaian proper 21 Desember 2021:
  • Capaian 2021 dibandingkan dengan 2020:
    • Jumlah KKKS bertambah, dari Biru menjadi Hijau dan Emas.
      • Nilai TAAT sebesar 97,1% (67 KKKS), lebih tinggi dari target KPI TAAT yaitu sebesar 90%.
      • Lebih dari TAAT (Hijau dan Emas) sebesar 55,1% (38 KKKS), diatas target KPI sebesar 40%.
    • Delapan (8) KKKS peraih proper emas:
      • PHE Jambi Merang
      • Pertamina EP Field Subang
      • Pertamina EP Field Sangasanga
      • PHKT Lapangan DOBU
      • PHM Lapangan BSP
      • PHM Lapangan SPU
    • Proper 2019-2020:
      • Emas 6, hijau 26, biru 38
    • Proper 2020-2021:
      • Emas 8, hijau 30, biru 29
    • Nilai TAAT realisasi 2021: 97,1% (KPI: 90%)
• Hulu Migas mengembangkan 6 strategi untuk Low Carbon initiatives:
  • Kebijakan dan regulasi:
    • Komitmen Pemerintah kepada Paris Agreement
    • Zero flaring berdasarkan Permen ESDM No. 17 Tahun 2021
    • Proper berdasarkan Permen LHK No. 1 Tahun 2021
    • Pengelolaan energi berdasarkan Permen ESDM No 14 Tahun 2012 dan PTK 005 SKK Migas
    • Penyusunan Permen ESDM
  • Pengelolaan energi:
    • Menurunkan intensitas energi
    • Fuel switching
    • Design & engineering yang menerapkan konservasi energi
    • Kebijakan perusahaan dalam pemanfaatan energi
    • Penerapan LCS (Life Cycle Analysis)
    • Pemrosesan ulang
  • Zero flaring:
    • Monetisasi associated gas, termasuk konversi LPG
    • Pemanfaatan associate gas untuk untuk fuel operasi, pressure maintenance, dan lain-lain
    • Monetisasi kapasitas lebih power generation
  • Pengurangan fugitive emissions:
    • Pengukuran dan monitoring fugitive emission
    • Inspeksi rutin dan check minor terhadap fasilitas produksi
    • Memperbaiki kebocoran dan pipa open ended
    • Meningkatkan aktivitas offloading
  • Penghijauan/reforestation:
    • Penanaman mangrove di area pantai (KKKS offshore & nearshore)
    • Rehabilitasi DAS
    • Penanaman kembali di area perkantoran, ORF, shorebase, dll
  • CCS/CCUS
    • Penerapan reinjeksi gas pada gas enhanced recovery
    • Pengkajian pemanfaatan CCU/CCUS
• Carbon offsets penanaman pohon:
  • 2021:
    • BOB PT. BSP 522.720 pohon
    • PHM 340.758 pohon
    • Pertamina EP 245.000 pohon
    • Petrogas Basin 62.227 pohon
    • PJIL 52.360 pohon
  • 2022:
    • Medco E&P Indonesia 462.384 pohon
    • Medco Bangkanai 46.265 pohon
    • Seleraya Merangin Dua 40.600 pohon
    • BP 1.000.184 pohon
    • BOB PT BSP 104.300 pohon
    • PPM/CSR penghijauan dan KKS lain 46.267 pohon
• Potensi Area CCS/CCUS:
  • Gundih PEP CCUS/CO2-EGR: kurang lebih 3 juta tCO2 selama 10 tahun
  • Sukowati PEP CCUS/CO2-EGR: kurang lebih 15 juta tCO2 selama 25 tahun
  • EGR Tangguh-BP CCUS/CO2-EGR: kurang lebih 30 juta tCO2 selama 10 tahun
  • Potensi CO2 tersimpan kurang lebih 48 juta tCO2
• Rencana investasi jangka panjang
  • Exploration & Development:
    • Kenaikan 2D seismik dari 2.635 km (2021) menjadi 3.539 km (2022) dan 3D seismik dari 1,190 km persegi (2021) menjadi 4,33 km persegi (2022)
    • Kenaikan pengeboran sumur eksplorasi, dari 28 sumur (2021) menjadi 42 sumur (2022)
    • Kenaikan pengeboran sumur pengembangan dari 480 sumur (2021) menjadi 790 sumur (2022)
  • Production:
    • Kenaikan work over dari 566 (2021) menjadi 582 (2022)
    • Kenaikan wells service dari 22,790 (2021) menjadi 29,582 (2022)
    • Tambahan investasi beberapa proyek EPC hulu migas, antara lain PHR Rokan, Jambaran Tiung Biru, Belida Extension, Hiu Phase 2, Bukit Tua Phase 2B, dan lain-lain sebesar USD300 juta
  • Administration:
    • Kenaikan anggaran administrasi untuk mendukung kegiatan eksplorasi, pengembangan
• Rencana Kegiatan Eksplorasi Tahun 2022 berdasarkan WP&B 2022 dan monitoring WP&B 2021:
  • Pengeboran sumur eksplorasi 42 sumur. Hasil progres 2022 42 sumur. Est. sumber daya pre drill 1.330 MMBDE
  • Survey seismik 2D 10 kegiatan. Jumlah survey 10 kegiatan. Panjang lintasan 3.539 km. Prospect Coverage 14 Prospect 2 lead. Est sumber daya pre survey (in place, P50) lebih dari 1.240 MMBDE
  • Survey seismik 3D 10 kegiatan. Jumlah survey 10 kegiatan. Total volume 4.339 Km persegi. Prospek lead coverage 11 prospect 15 lead. Est sumber daya pre survey (in palace P50) lebih dari 1.950 MMBOE
  • Survey non seismik 8 kegiatan. Survey geologi 2 kegiatan. Survey geofisika 6 kegiatan
• SKK Migas merangkum hal yang menjadi catatan mengenai yang akan terjadi secara global. Dari gambaran ini dapat disimpulkan bahwa IEA Net Zero Emissions target pada tahun 2050 telah mendorong international oil companies untuk meningkatkan investasi di Renewables dan upaya pengurangan emisi pada operasi migas sehingga meningkatkan kompetisi untuk meningkatkan investasi di migas. Jadi upaya kompetisi lebih meningkat lagi.
• SKK Migas mendapatkan mapping mengenai beberapa fact yang dapat dilihat bahwa permasalahan yang dihadapi adalah:
  • Rumitnya perizinan
  • Koordinasi antar kementerian/lembaga
  • Perizinan fiskal dan perpajakan yang rigid
  • Illegal drilling
  • Hambatan di daerah-daerah operasi
  • Kendala akuisisi lahan
  • Proses monetisasi migas yang semakin lama
  • Ketakutan mengambil keputusan karena adanya kriminalisasi kebijakan
  • Transisi energi
• Harapan industri migas:
  • TKDN: Dukungan untuk pemenuhan kebijakan
  • One Door Service Policy: Peningkatan efektivitas peran ODSP dalam perizinan
  • Pengurangan pungutan: Sewa BMN, PNBP, KKP, dll
  • Insentif eksplorasi
  • Sinergi hulu-hilir: Kolaborasi proses bisnis dan peningkatan infrastruktur untuk mempercepat monetisasi
  • Insentif/stimulus fiskal: Termasuk dampak akan kebijakan nett zero emission
  • Fasilitasi kendala non-teknis: pembebasan lahan, hubungan dengan masyarakat
  • Kepastian hukum dengan mendorong percepatan UU Migas
• Paket stimulus (insentif) hulu migas untuk mendukung target LTP hulu migas 1 juta BOPD dan 12 BCFD di tahun 2030. Ada 9 stimulus yang sedang diproses. Kebanyakan sudah disetujui:
  • Penundaan pencadangan biaya kegiatan pasca operasi atau abandonment and site restoration (ASR)
  • Penundaan atau penghapusan PPN LNG (penyerahan barang kena pajak tertentu yang bersifat strategis yang dibebaskan dari pengenaan PPN)
  • Pembebasan biaya pemanfaatan barang milik negara (BMN) sepanjang masih digunakan untuk kegiatan usaha hulu migas
  • Penundaan atau pengurangan hingga 100% atas pajak-pajak tidak langsung
  • Memberikan insentif hulu migas, diantaranya depresiasi dipercepat, perbaikan split untuk KKKS, dan DMO price yang lebih baik (DMO full price)
  • Gas dapat dijual dengan harga market
  • Menghapuskan biaya pemanfaatan kilang LNG Badak USD0,22/MMBTU
  • Pembebasan branch profit tax (BPT), apabila reinvestasi profit (dividen) ke Indonesia. (Updated: Telah tertuang dalam Lampiran Pidato Presiden RI tanggal 16 Agustus 2021)
  • Dukungan dari kementerian yang membina industri pendukung hulu migas (industri baja, rig, jasa, dan service) bagi industri penunjangan kegiatan hulu migas. (Updated: Pembatasan masih berlangsung)
  • Catatan:
    • Poin 7: Diskusi masih berjalan bersama LMAN dan DJKN (FGD berikutnya pada Mid Feb 2022)
    • Poin 8 dan 9: Diskusi masih berjalan KESDM, BKF, dan DJP (FGD berikutnya 7 Feb 2022)