LAPORAN TAHUNAN 2013

LAPORAN

TAHUNAN

19 23 27 30 37 48 109 115 118 120 124 6 7 8 9 10 11 12 13 14 91 96 100 103 A B C D E F A B C D E A B C D E F G H I A B C D

WILAYAH KERJA MIGAS

SUMBER DAYA DAN CADANGAN INVESTASI KONTRAKTOR KKS

KEGIATAN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI KEGIATAN PRODUKSI, LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI

PENERIMAAN NEGARA DAN PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI

VISI DAN MISI CORE VALUES

SAMBUTAN KETUA KOMISI PENGAWAS KOMISI PENGAWAS SKK MIGAS SAMBUTAN KEPALA SKK MIGAS PIMPINAN SKK MIGAS

SEJARAH PEMBENTUKAN SKK MIGAS STRUKTUR ORGANISASI SKK MIGAS RINGKASAN LAPORAN TAHUNAN 2013

REALISASI PEMANFAATAN GAS UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

PEMANFAATAN BARANG DAN JASA DALAM NEGERI

PENGELOLAAN NATIONAL CAPACITY BUILDING

PEMBANGUNAN BERKELANJUTAN

PENDAHULUAN

PEMBERDAYAAN KAPASITAS

NASIONAL

POTRET KINERJA SKK MIGAS 2013

INTERNAL SKK MIGAS

IV

I

V

DAFTAR ISI

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM INTERNAL

PENGELOLAAN DAN PENGEMBANGAN SDM KONTRAKTOR KKS

HASIL AUDIT BPK-RI ATAS LAPORAN KEUANGAN INTERNAL SKK MIGAS

CONTINUOUS IMPROVEMENT PADA ASPEK TATA KELOLA ORGANISASI

53 55 60 62 145 A B C D

REALISASI PROYEK BARU

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI

KERJA SAMA DENGAN LEMBAGA LAIN TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN PENCAPAIAN TARGET 2013

PETA WILAYAH KERJA MIGAS DAN GMB 2013

UPAYA MEMPERTAHANKAN DAN

MENINGKATKAN PRODUKSI

LAMPIRAN

II

III

74 76 78 80 82 84 86 88 A B C D E F G H

LAPANGAN BANYU URIP - MOBIL CEPU LTD. INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENT - CHEVRON INDONESIA COMPANY

LAPANGAN ABADI - INPEX MASELA LTD. LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3 - BP INDONESIA

LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU

LAPANGAN BD-MDA-HUSKY - CNOOC LTD. MADURA STRAIT

LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASI - PHE WMO

LAPANGAN SENORO DONGGI - JOB PERTAMINA - MEDCO SENORO TOILI

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

Melakukan pengawasan dan pengendalian terhadap pelaksanaan kontrak kerja sama dengan semangat kemitraan untuk menjamin

efektivitas dan efisiensi kegiatan usaha hulu

minyak dan gas bumi guna sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat

MISI

VISI

PROFESSIONAL

Bertindak sebagai seorang profesional yang berkomitmen tinggi

RESPONSIVE

Cepat tanggap terhadap permintaan informasi dan penyelesaian masalah

UNITY IN DIVERSITY

Mensinergikan perbedaan untuk mewujudkan pencapaian yang lebih baik

DECISIVE

Berani mengambil resiko dengan didasari oleh perhitungan dan pertimbangan matang sesuai kewenangan yang dimiliki

ETHICS

Menjalankan bisnis dengan standar etika yang tinggi dan konsisten

NATION FOCUSED

Memaksimalkan potensi dan kemampuan nasional

TRUSTWORTHY

Menjaga kredibilitas sehingga mendapatkan kepercayaan dari seluruh stakeholders

SAMBUTAN KETUA KOMISI PENGAWAS

SKK MIGAS

Minyak dan gas bumi merupakan komoditas strategis Indonesia, baik sebagai salah satu sumber energi maupun sebagai sumber devisa negara. Oleh karena itu perencanaan dan pengawasan yang cermat pada pengelolaan kegiatan hulu migas dibutuhkan, agar industri yang merupakan investasi jangka panjang dan beresiko tinggi tersebut dapat memberikan hasil maksimal bagi negara.

Pada tahun 2013, usaha penyempurnaan sistem pengawasan kegiatan usaha hulu migas oleh pemerintah memasuki babak baru, seiring dengan dibentuknya Komisi Pengawas untuk SKK Migas. Badan ini dibentuk untuk memastikan agar kegiatan dan persetujuan yang ditetapkan oleh SKK Migas sesuai dengan tujuan.

Unsur-unsur strategis pemerintahan yang berkepentingan langsung dalam kegiatan ini dilibatkan dalam badan ini. Selain Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral, juga ada Kementrian Keuangan dan Badan Koordinasi Penanaman Modal. Secara berkala, lembaga ini juga melaporkan kinerja hulu migas kepada Presiden.

Saya berharap kolaborasi yang lebih erat antar lembaga pemerintah ini juga dapat meningkatkan investasi pada indusri hulu migas, sehingga pemenuhan energi khususnya dari minyak dan gas bumi pada masa-masa yang akan datang juga dapat ditingkatkan.

Jero Wacik

KOMISI PENGAWAS

SKK MIGAS

KETUA

MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

JERO WACIK

WAKIL KETUA

WAKIL MENTERI KEUANGAN

ANNY RATNAWATI

ANGGOTA

WAKIL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

SUSILO SISWOUTOMO

ANGGOTA

KEPALA BADAN KOORDINASI PENANAMAN MODAL

MAHENDRA SIREGAR

Pengelolaan sumber daya minyak dan gas bumi (migas) diharapkan memberi manfaat yang maksimal bagi negara. Untuk mencapai tujuan tersebut, SKK Migas membuat perencanaan jangka pendek, menengah dan panjang secara komprehensif yang akan dievaluasi setiap tahun dan disesuaikan dengan dinamika kegiatan operasional hulu migas.

Memasuki tahun 2013, berbagai kegiatan telah dilakukan untuk mencapai target-target tersebut. Banyak terobosan dilakukan, mengingat munculnya berbagai permasalahan operasional di kegiatan usaha hulu migas. Namun kami bersyukur kepada Allah Yang Maha Kuasa, walaupun menghadapi berbagai tantangan teknis dan non teknis, kami dapat mencapai target yang ditetapkan, baik dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) maupun rencana kerja dan anggaran tahun 2013.

Untuk memaksimalkan manfaat industri hulu migas bagi negara, SKK Migas bersama para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) meningkatkan pelaksanaan program-program ekonomi dan sosial yang dapat memberi manfaat langsung pada warga di sekitar wilayah operasi termasuk pengembangan industri dalam negeri. Dapat dilihat bahwa pemanfaatan komponen dalam negeri pada pengadaan barang/jasa yang akan digunakan Kontraktor KKS di tahun 2013 mencapai sekitar 55,8% dari total nilainya.

Penyempurnaan tata kelola hulu migas terus menerus dilakukan demi terwujudnya visi utama institusi. Kami bersyukur setiap tahapan dapat dilalui dengan baik, terbukti pada Laporan Keuangan SKK Migas tahun 2012 kembali memperoleh predikat Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dari Badan Pemeriksa Keuangan (BPK). Dengan demikian, selama 5 tahun terakhir, SKK Migas (d/h BPMIGAS) dapat mempertahankan kinerja positif ini. Kami mengucapkan terima kasih kepada para pemangku kepentingan (stakeholders) yang telah mendukung pencapaian ini. Semoga hasil yang diperoleh hari ini memberi manfaat maksimal bagi bangsa dan Negara hari ini dan pada masa-masa yang akan datang.

J. Widjonarko

Plt. Kepala SKK Migas

SAMBUTAN KEPALA

SKK MIGAS

PIMPINAN

SKK MIGAS

Plt. Kepala SKK Migas

J. WIDJONARKO

Sekretaris SKK Migas

GDE PRADNYANA

Pengawas Internal SKK Migas

BUDI IBRAHIM

Deputi Pengendalian Perencanaan

AUSSIE B. GAUTAMA

Deputi Pengendalian Operasi

MULIAWAN

Deputi Pengendalian Keuangan

BUDI AGUSTYONO

Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis

LAMBOK H. HUTAURUK

Deputi Pengendalian Komersial

SEJARAH BERDIRINYA

SKK MIGAS

STRUKTUR ORGANISASI

SKK MIGAS

1. WILAYAH KERJA EKPLOITASI DAN EKSPLORASI

Pada tahun 2013 terdapat 317 wilayah kerja yang terdiri dari 238 wilayah kerja eksplorasi dan 79 wilayah kerja eksploitasi.

2. KINERJA SKK MIGAS 2013

A. Reserves Replacement Ratio

Lebih kecilnya volume cadangan yang didapat dari persetujuan pengembangan lapangan baru tahun 2013 dibandingkan dengan volume yang diproduksikan, mengakibatkan pencapaian Reserves

Replacement Ratio (RRR) di bawah target (73,64%).

RINGKASAN LAPORAN

TAHUNAN 2013

B. Produksi Minyak dan Gas Bumi

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

C. Lifting Minyak dan Gas Bumi

Realisasi lifting minyak periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 825,31 ribu BOPD atau 98,25% dari target APBN-P 2013 sebesar 840 ribu BOPD.

Realisasi penyaluran gas bumi periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 6,83 miliar SCFD atau sebesar 98,37% dari target APBN-P 2013 sebesar 6,94 miliar SCFD.

D. Penerimaan Negara

Penerimaan Negara pada tahun 2013 mencapai US$31,36 milliar atau 98,89% dari target penerimaan dalam APBN-P 2013 sebesar US$31,71 miliar. Adapun pengembalian biaya operasi untuk tahun 2013

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

I.A

WILAYAH KERJA

MIGAS

Salah satu cara pemerintah meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas) adalah melakukan

usaha ekstensifikasi, yaitu menambah jumlah wilayah

1. PENAMBAHAN WILAYAH KERJA BARU

Salah satu cara pemerintah meningkatkan cadangan serta produksi minyak dan gas bumi (migas)

adalah melakukan usaha ekstensifikasi, yaitu menambah jumlah wilayah kerja (WK) baru.

Sepanjang tahun 2013 telah dilakukan 2 kali pengumuman pemenang tender WK baru oleh Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas). Pengumuman tersebut ditindaklanjuti dengan penandatanganan Kontrak Kerja Sama (KKS) pada bulan Maret dan Mei untuk 13 WK migas konvensional dan 1 WK migas non konvensional (shale gas).

Pada tahun yang sama, Pemerintah menyetujui pengembalian sepenuhnya (total relinquishment) atas 5 WK oleh Kontraktor KKS, di samping itu masih terdapat 23 WK yang dalam proses total

relinquishment. WK tersebut dikembalikan karena Kontraktor KKS tidak dapat memenuhi komitmen

pasti yang telah ditetapkan atau tidak berhasil menemukan cadangan yang dapat dikembangkan secara ekonomis sampai dengan berakhirnya masa eksplorasi.

Dari penambahan dan pengembalian WK di atas, maka pada akhir tahun 2013 terdapat 317 WK dengan rincian sebagai berikut:

WILAYAH KERJA

MIGAS

2. WILAYAH KERJA EKSPLORASI

Pada akhir tahun 2013, terdapat 238 WK eksplorasi yang terdiri dari 160 WK migas konvensional, 55 WK migas non konvensional (54 WK gas metana batubara (GMB) dan 1 WK shale gas), serta 23 WK yang sedang dalam proses total relinquishment.

Dari 183 WK ekplorasi migas konvensional terdapat 107 WK yang dapat diukur pemenuhan komitmen pastinya karena kontraknya berumur lebih dari 3 tahun, 51 WK (48%) di antaranya dapat memenuhi komitmen pasti, sementara 56 WK (52%) belum dapat memenuhi komitmen pasti (50 WK dalam proses pemenuhan komitmen pasti dan 6 WK tidak aktif). Sisanya 53 WK belum berumur 3 tahun sehingga belum memasuki tahap evaluasi komitmen pasti tiga tahun pertama, dan 23 WK lainnya sedang dalam proses total relinquishment.

Dari 55 WK ekplorasi migas non konvensional terdapat 23 WK yang berada pada tahap pemenuhan komitmen pasti tiga tahun pertama, sebanyak 4 WK (17%) dapat memenuhi komitmen pasti, sementara 19 WK (83%) lainnya belum dapat memenuhi komitmen pasti.

Kendala dalam pemenuhan komitmen pasti untuk WK migas non konvensional adalah permasalahan pembebasan lahan dan perizinan (52%), permasalahan ketersediaan alat dan jasa penunjang operasi (23%), permasalahan internal Kontraktor KKS (11%), permasalahan kompleksitas subsurface (7%), permasalahan sosial dan masyarakat (5%), serta permasalahan operasional (2%).

WILAYAH KERJA

MIGAS

3. WILAYAH KERJA EKSPLOITASI

Pada tahun 2013, terdapat 4 WK tahap eksplorasi yang memperoleh persetujuan plan of development

(POD) pertama dari Menteri ESDM, yaitu WK Pandan, WK Belida, dan WK West Air Komering yang terletak di Sumatera Selatan, serta WK Bengara I yang terletak di Kalimantan Timur; yang akan memberikan tambahan cadangan sebesar 9.74 juta barel minyak ekuivalen (BOE).

Dengan adanya persetujuan tersebut, maka jumlah WK dengan status eksploitasi bertambah menjadi 79 WK, dimana 57 WK kerja diantaranya telah berproduksi dan 22 WK lainnya sedang dalam masa pengembangan.

I.B

SUMBER DAYA

DAN CADANGAN

Total cadangan terhitung tanggal 31 Desember 2013 adalah sebesar 7,39 Miliar STBB untuk

cadangan minyak (3P) dan 149,97 triliun SCF untuk

cadangan gas (3P)

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

1. SUMBER DAYA MINYAK DAN GAS BUMI

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

SUMBER DAYA

DAN CADANGAN

2. CADANGAN MiNyAk DAN GAs BuMi

Cadangan status 1 Januari 2013 adalah status cadangan yang telah diverifikasi oleh SKK Migas dan Ditjen Migas dengan cadangan minyak (3P) adalah sebesar 7,55 miliar STB dan cadangan gas (3P) adalah sebesar 150,39 triliun SCF.

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

3.

RESERVES REPLACEMENT RATIO (RRR)

Reserves replacement ratio (RRR) diukur dari tambahan cadangan terbukti yang dibukukan

dibandingkan dengan volume migas yang diproduksikan untuk kurun waktu yang sama. Idealnya untuk setiap 1 barel migas yang diproduksi, digantikan sekurang-kurangnya dengan 1 barel migas yang ditemukan.

Berdasarkan 36 usulan POD/POP/POFD yang disetujui pada tahun 2013 didapatkan pencapaian RRR 74,56%, dengan perincian RRR minyak bumi sebesar 46,6% (perhitungan RRR minyak didapatkan dari 29 dari 36 POD/POP/POFD dengan kandungan minyak), sedangkan untuk gas bumi sebesar 90,27% (perhitungan RRR gas didapatkan dari 20 dari 36 POD/POP/POFD dengan kandungan gas).

SUMBER DAYA

DAN CADANGAN

I.C

INVESTASI

KONTRAKTOR KKS

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

Sepanjang tahun 2013, investasi kegiatan eksplorasi

di WK eksplorasi sekitar US$1.38 miliar.

1. INVESTASI DI WK EKSPLORASI

Investasi kegiatan eksplorasi di wilayah kerja eksplorasi dibutuhkan untuk menemukan cadangan migas baru yang akan memberikan dampak positif bagi prospek pengembangan sektor hulu migas, serta menjaga ketersediaan energi untuk generasi yang akan datang.

Pada periode tahun 2013, nilai investasi kegiatan eksplorasi di WK eksplorasi sekitar US$1.38 miliar.

Sampai dengan akhir tahun 2013, terdapat nilai investasi Kontraktor KKS eksplorasi sebesar US$7.20 miliar yang berpotensi tidak dapat dikembalikan kepada Kontraktor KKS apabila tidak ditemukan cadangan yang dapat dikembangkan secara komersial.

Selain itu, terdapat investasi sebesar US$1,82 miliar untuk kegiatan eksplorasi pada WK yang telah terminasi, sehingga terhadap nilai investasi tersebut tidak dikembalikan kepada Kontraktor KKS. Kegagalan eksplorasi merupakan bagian dari risiko investasi yang harus ditanggung oleh Kontraktor KKS dalam melakukan kegiatan atau aktifitas di industri hulu migas. Bagi Pemerintah, investasi tersebut tetap bermanfaat untuk menambah kelengkapan data eksplorasi di masa mendatang.

INVESTASI KONTRAKTOR KKS

EKSPLOITASI DAN EKSPLORASI

2. INVESTASI DI WK EKSPLOITASI

Pada tahun 2013, investasi sektor hulu migas di WK eksploitasi sebesar US$19,01 miliar, lebih tinggi 15% jika dibandingkan dengan tahun 2012. Nilai investasi tersebut digunakan untuk membiayai kegiatan eksplorasi sebesar US$1,74 miliar, kegiatan pengembangan sebesar US$4,18 miliar, kegiatan produksi sebesar US$11,87 miliar dan kegiatan administrasi sebesar US$1,22 miliar.

Dari komposisi tersebut, terlihat bahwa sebagian besar investasi di sektor hulu migas diperuntukkan bagi kegiatan produksi dan pengembangan yang mencapai sebesar US$16,05 miliar atau 84% dari total investasi hulu migas.

I.D

KEGIATAN

EKSPLORASI DAN

EKSPLOITASI

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

Terkait usaha ekstensifikasi untuk peningkatan cadangan migas, SKK Migas terus mendorong Kontraktor KKS

untuk melakukan kegiatan eksplorasi, baik di WK eksplorasi maupun

1. KEGIATAN EKSPLORASI

Usaha ekstensifikasi untuk peningkatan cadangan migas, dilakukan dengan mendorong

Kontraktor KKS melakukan kegiatan eksplorasi, baik di WK eksplorasi maupun di WK eksploitasi.

Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini mencakup kegiatan studi geologi & geofisika (G&G), survei geofisika (survei seismik 2D dan seismik 3D), pengeboran sumur eksplorasi, coring dan tes produksi. Khusus untuk WK GMB, rangkaian kegiatan eksplorasi tersebut ditambah dengan kegiatan pengeboran GMB (eksplorasi dan corehole) serta dewatering.

a. Studi G&G untuk Kegiatan Eksplorasi

Sebanyak 181 Kontraktor KKS mengusulkan kegiatan studi G&G termasuk Technical Service from Abroad (TSA). WP&B 2013 menyetujui sebanyak 381 studi; terdiri dari 310 studi dikerjakan di dalam negeri, 43 studi dikerjakan melalui TSA, dan 28 studi dikerjakan secara inhouse.

b. Survei Seismik dan Non Seismik

Pada tahun 2013, Kontraktor KKS eksplorasi dan eksploitasi telah merealisasikan survei seismik 2D sebanyak 11 kegiatan sepanjang 12.104 km, realisasi survei seismik 3D sebanyak 22 kegiatan seluas 13.561 km2_{, dan realiasi kegiatan survei non seismik sebanyak 26 kegiatan.}

KEGIATAN EKSPLORASI

DAN EKSPLOITASI

Izin

c. Pengeboran sumur Eksplorasi

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

Dari 74 sumur eksplorasi yang dibor, terdiri dari 55 sumur wildcat, 18 sumur deliniasi dan 1 sumur

reentry. Dilihat dari lokasi pengeboran sumur, 43 sumur terdapat di onshore dan 31 sumur terdapat

di offshore. Sampai dengan 31 Desember 2013, telah diselesaikan pengeboran 57 sumur dan

17 sumur masih dalam kegiatan pengeboran. Dari sumur yang telah diselesaikan, terdapat penemuan sumber daya dengan metode tes uji alir sebanyak 26 sumur yang terdiri dari 21 sumur wildcat dan 5 sumur deliniasi dengan penemuan sumber daya sebesar 608,57 juta BOE.

KEGIATAN EKSPLORASI

DAN EKSPLOITASI

d. Pengeboran sumur GMB

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

2. PENEMUAN EKSPLORASI

a. Penentuan Status Eksplorasi (PSE)

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

b. Penemuan Eksplorasi

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

KEGIATAN EKSPLORASI

DAN EKSPLOITASI

3. KEGIATAN EKSPLOITASI

a. Studi G&G untuk Kegiatan Eksploitasi

Sebanyak 30 Kontraktor KKS mengusulkan kegiatan studi Geologi, Geofisika dan Reservoar (GGR)

termasuk TSA. WP&B 2013 sebanyak 150 studi; terdiri dari 139 studi dikerjakan di dalam negeri dan 11 studi dikerjakan melalui TSA (proyek).

Anggaran total studi GGR dan TSA pada WK eksploitasi pada WP&B 2013 sebesar USD36,4 juta, yang terdiri dari USD29,1 juta untuk studi GGR, USD6,59 juta untuk TSA (proyek) dan USD731 ribu untuk TSA (QC).

b.Rencana Pengembangan Lapangan (POD)

Selama tahun 2013, terdapat 36 persetujuan rencana pengembangan lapangan/plan of development

(POD) yang terdiri dari 4 POD Pertama, 9 POD, 12 plan of further development (POFD), dan 11 put on production (POP).

c. Kegiatan Pengeboran Sumur Produksi (Sumur Eksploitasi)

Dalam rangka mengurangi laju penurunan produksi, SKK Migas mendorong Kontraktor KKS untuk melakukan pengeboran sumur tambahan (infill/sumur sisipan), pemeliharaan sumur (well service) dan kerja ulang sumur (work over).

Pada tahun 2013, realisasi pengeboran sumur eksploitasi sebanyak 1.052 sumur atau kurang dari rencana kegiatan sebanyak 1.107 sumur, hal ini dikarenakan adanya kendala pembebasan lahan, proses perizinan dan ketersediaan rig.

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

workover, sehingga rencana kegiatan belum dapat dieksekusi pada tahun 2013.

KEGIATAN EKSPLORASI

DAN EKSPLOITASI

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

I.E

KEGIATAN

PRODUKSI,

LIFTING

MINYAK

DAN GAS BUMI

Sepanjang tahun 2013, realisasi produksi minyak dan

gas bumi Indonesia sebesar 2,28 juta ekuivalen barel minyak per hari (BOEPD).

1. PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI

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

KEGIATAN PRODUKSI,

Laju penurunan produksi minyak bumi pada tahun 2013 adalah 4,1%, lebih kecil daripada tahun sebelumnya sebesar 4,7%. Sedangkan laju penurunan produksi gas juga dapat ditekan dari 3,2% pada tahun 2012 menjadi hanya 0,2% pada tahun 2013.

Profil produksi ini dapat dicapai utamanya karena dilakukan percepatan pekerjaan pengeboran sumur pengembangan di WK potensial, yaitu pada WK yang dikelola oleh PT Chevron Pacific

Indonesia (CPI) di Sumatra Utara, Total E&P di Kalimantan Timur, serta Pertamina Hulu Energi

(utamanya di WK West Madura Offshore (WMO) di JawaTimur dan Onshore North West Java

(ONWJ) di Jawa Barat). Berbagai upaya yang dilakukan dapat menghasilkan tambahan produksi minyak sekitar 104 ribu BOPD dan gas sekitar 864 juta SCFD.

Produksi harian minyak dan kondensat tertinggi di tahun 2013 adalah sebesar 859,9 ribu BOPD pada tanggal 10 Februari 2013, sementara produksi terendah di level 773,2 ribu BOPD pada tanggal 5 Februari 2013.

Beberapa kegiatan besar telah dilakukan Kontraktor KKS untuk mengurangi laju penurunan akibat

natural decline maupun gangguan operasi selama tahun 2013. Kegiatan pengeboran pengembangan

dan well service berkontribusi terbesar dalam realisasi produksi tahun 2013. Selain itu terdapat kegiatan work over dan POP serta optimasi fasilitas produksi di tahun 2013. Berikut gambaran kontribusi dari masing-masing kegiatan tersebut terhadap realisasi produksi tahun 2013:

KEGIATAN PRODUKSI,

Kontraktor KKS produsen minyak yang dapat melampaui target produksi tersebut, antara lain adalah PHE WMO dengan pencapaian 113,52% diikuti Mobil Cepu Ltd dengan pencapaian 104,46%, PHE ONWJ dengan pencapaian 100,53%, dan PT CPI dengan pencapaian 100,11%.

Kinerja 10 Kontraktor KKS produksi minyak dan kondensat tertinggi digambarkan dalam

grafik dibawah:

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

a. Produksi Minyak/Kondensat

Penurunan produksi minyak nasional mengalami penurunan per tahun seperti terlihat dalam

grafik di bawah. Dalam 13 tahun terakhir penurunan produksi terbesar terjadi pada tahun 2003

yaitu sebesar 8,44%. Dan pada tahun 2008 terjadi kenaikan produksi sebesar 2,36% dari tahun sebelumnya karena kontribusi dari beberapa proyek pengembangan lapangan yang onstream

seperti Lapangan Sukowati (JOB PPEJ & Pertamina EP), Optimasi produksi Lapangan Oyong (Santos Sampang Pty. Ltd.) dan Lapangan Sisi Nubi (Total E&P Indonesie).

Pada tahun 2013 masih terjadi penurunan produksi sebesar 4,1%, namun laju penurunan produksi itu telah lebih kecil dibandingkan penurunan produksi pada tahun 2012 sebesar 4,7%.

Pada periode tahun 2002–2013, ada 5 kelompok Kontraktor KKS yang memiliki kontribusi tertinggi

terhadap fluktuasi produksi nasional, yaitu kelompok Chevron (PT Chevron Pacific Indonesia,

Chevron Indonesia Company, Chevron Makassar Limited), Pertamina EP, Total E&P Indonesie, ConocoPhillips (ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. dan ConocoPhillips (Grissik) Ltd.) dan

CNOOC SES Ltd. sebagaimana terlihat dalam grafik berikut:

KEGIATAN PRODUKSI,

b. Produksi Gas

Pada tahun 2013, Kontraktor KKS dan SKK Migas dapat mempertahankan decline rate

produksi gas nasional dari 2,95% pada tahun 2012 menjadi 0,2% pada tahun 2013 atau sebesar 19 juta SCFD.

Mulai tahun 2009 produksi gas Indonesia memang meningkat secara signifikan akibat

dibukanya Lapangan Tangguh dari BP Berau, serta pengembangan Lapangan Sisi Nubi dari Total E&P Indonesie dan Lapangan Terang Sirasun Batur dari Kangean Energy Indonesia.

Pergerakan produksi gas Indonesia periode tahun 2002–2013 menunjukkan 6 kelompok

Kontraktor KKS yang berkontribusi tertinggi pada fluktuasi produksi Indonesia yaitu

Total E&P Indonesie, ConocoPhillips, BP Berau, Pertamina EP, VICO dan EMOI, sebagaimana terlihat

Produksi gas bumi harian tertinggi di tahun 2013 pernah mencapai 8,751 miliar SCFD pada tanggal 19 Desember 2013, sementara produksi terendah mencapai 7,379 miliar SCFD pada tanggal 28 Januari 2013. Beberapa hal yang menyebabkan penurunan produksi gas antara lain:

• Terjadi shut down pada Kilang LNG Train-1 BP Tangguh

• Terjadi penurunan permintaan pasokan gas dari Singapura karena telah dioperasikannya fasilitas

penerima LNG.

• Gangguan Sulfur Recovery Unit (SRU) dan Glycol Unit di ExxonMobil Oil Indonesia (EMOI)

• Tertundanya jadwal onstream proyek pengembangan Lapangan Gajah Baru oleh PremierOil akibat cuaca buruk

KEGIATAN PRODUKSI

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

2.

LIFTING

MINYAK DAN GAS BUMI

Untuk memudahkan administrasi dan menyesuaikan dengan metode pencatatan di APBN/ APBN-P, penghitungan lifting minyak dan gas Indonesia pada tahun berjalan dilakukan dengan menggunakan periodisasi Desember tahun sebelumnya hingga November pada tahun berjalan. Realisasi lifting minyak periode Desember 2012 hingga 30 November 2013 sebesar 825,31 ribu BOPD atau 98,3% dari target APBN-P 2013 sebesar 840 ribu BOPD. Dari realisasi lifting

sebesar itu, masih terdapat stok minyak yang tersimpan di terminal-terminal pengumpul sebesar 9,9 juta barel di akhir bulan November 2013, dan akan dicatatkan menjadi penerimaan negara

untuk periode fiskal berikutnya.

KEGIATAN PRODUKSI,

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

I.F

PENERIMAAN

NEGARA DAN

PENGEMBALIAN

BIAYA OPERASI

POTRET KINERJA

SKK MIGAS

Besaran penerimaan negara periode Januari-Desember 2013 mencapai US$31.04 miliar atau 102% dari target penerimaan WP&B Revisi 2013 sebesar

1. Penerimaan negara

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

Penerimaan negara

2.

PENGEMBALIAN BIAYA OPERASI

Kontraktor KKS akan memperoleh kembali penggantian atas biaya operasi yang telah dikeluarkan terlebih dahulu untuk membiayai kegiatan usaha hulu migas. Selanjutnya Kontraktor akan memperoleh pengembalian biaya operasi tersebut melalui mekanisme dari hasil penjualan minyak dan gas bumi, yang dikenal dengan istilah sebagai cost recovery.

Cost recovery industri hulu migas pada tahun 2013 sebesar US$15.93 miliar atau 28% dari gross

revenue minyak dan gas bumi.

PENERIMAAN NEGARA

UPAYA

PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN

PRODUKSI

UPAYA PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

II.A

REALISASI

PROYEK BARU

Pada tahun 2013 terdapat 82 proyek hulu migas, sebanyak 16 proyek onstream

dengan kapasitas produksi terpasang sekitar 907 juta SCFD gas bumi dan 63,1 ribu

BOPD minyak bumi/ kondensat

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

REALISASI

UPAYA PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

SKK Migas dalam rangka meningkatkan produksi migas mendorong Kontraktor

KKS melakukan Enhanced Oil Recovery (EOR).

II.B

UPAYA

PENINGKATAN

PRODUKSI MINYAK

DAN GAS BUMI

1.

ENHANCED OIL RECOVERY

(EOR)

Dalam rangka meningkatkan produksi migas, SKK Migas juga menyusun program program jangka menengah yang akan memberikan hasil pada 5-10 tahun mendatang dengan mendorong Kontraktor KKS melakukan Enhanced Oil Recovery (EOR).

Memasuki tahun 2013, terdapat 2 lapangan yang telah berhasil menyelesaikan studi dan pilot

project dengan menggunakan metode steam flooding. Kedua lapangan tersebut telah memasuki

tahap produksi, yaitu Lapangan North Duri - Area 13 Pertama yang onstream pada September 2013 dan North Duri - Area 7 Windu yang onstream pada Oktober 2013.

Selain itu terdapat 5 lapangan yang melakukan, tetapi 2 di antaranya tidak diteruskan dan dinyatakan gagal, yaitu Lapangan Kenali Asam dan Ledok yang dikelola PT Pertamina EP. Sementara 3 lapangan lainnya masih meneruskan pilot project, yaitu Lapangan Minas (PT Chevron Pacific Indonesia),

Lapangan Kaji - Semoga (PT Medco E&P Indonesia) dan Lapangan Tanjung (PT Pertamina EP). Pada tahun 2013, SKK Migas juga mendorong Kontraktor KKS produksi segera melakukan studi dan persiapan EOR, sehingga produksi dapat dipertahankan.

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI

MINYAK DAN GAS BUMI

2. OPTIMASI FASILITAS PRODUKSI

Salah satu usaha jangka pendek yang dilakukan untuk mengusahakan agar decline rate 0% adalah meningkatkan kehandalan sumur dan fasilitas produksi.

Hingga akhir Desember 2013, telah berhasil ditekan Loss Production Opportunity akibat kegiatan pemeliharaan terencana hingga dapat mencegah kehilangan produksi sebesar 1,89 ribu BOPD untuk minyak dan 60 juta SCFD untuk gas.

Namun demikian masih terdapat kehilangan produksi akibat unplanned shutdown sebesar 10,40 ribu BOPD untuk minyak dan 182 juta SCFD untuk gas. Gangguan produksi tidak terencana ini terjadi paling banyak pada fasilitas produksi.

Telah dilakukan berbagai upaya untuk menekan terjadinya gangguan produksi tidak terencana (unplanned shutdown) antara lain:

• mendorong Kontraktor KKS untuk merubah pola pemeliharaan dari reactive maintenance

menjadi protective maintenance.

3.

SHARING KNOWLEDGE

Dalam rangka peningkatan produksi minyak dan gas bumi nasional, SKK Migas bersama Kontraktor KKS mengadakan forum sharing knowledge yaitu forum berbagi pengalaman, sekaligus membangun semangat kemitraan untuk menjawab berbagai tantangan yang semakin beragam. Dengan adanya forum ini, diharapkan tantangan dalam hal upaya peningkatan produksi dan perbaikan tata kelola dapat dicarikan jalan pemecahan.

Berikut adalah beberapa forum dan workshop yang dilaksanakan SKK Migas pada tahun 2013: 1) FOKWE

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

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

FOKWE memiliki 4 komite yaitu, Komite Partnership, Komite Perizinan dan Sosial, Komite Tender dan Operasional, serta Komite Teknis G&G. Fungsi-fungsi terkait SKK Migas yang tergabung dalam komite-komite pada FOKWE telah menghasilkan beberapa terobosan, antara lain:

• Pengaktifan kembali Forum Koordinasi di Daerah oleh Fungsi Perwakilan. • Sistem LAP (Land Acquisition Program) oleh Fungsi Formalitas.

• Sosialisasi mengenai social mapping, oleh Fungsi Humas.

• Koordinasi dengan stakeholders proses perizinan oleh Fungsi Formalitas dan Fungsi Perwakilan.

• Koordinasi antara Kontraktor KKS WK eksplorasi dengan Pokja-1 atau Forum SCMCF (Supply

Chain Management Forum) dengan membentuk konsorsium-konsorsium pengadaan alat dan

jasa operasional oleh Fungsi Rantai Suplai dan Fungsi Operasi.

• Sunset Policy untuk penyerahan data terdahulu, mekanisme penyerahan data dan hal-hal terkait pengelolaan data lainnya oleh Fungsi Eksplorasi dan Fungsi Pengkajian Eksplorasi.

• Sharing knowledge untuk South Sumatra Basin, East Java Basin, Barito-Kutei-Tarakan Basin oleh Fungsi Eksplorasi dan Fungsi Pengkajian Eksplorasi.

UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI

MINYAK DAN GAS BUMI

Kontribusi FOKWE dapat diukur dengan membandingkan penyelesaian kendala di akhir tahun dibandingkan dengan pemetaan kendala di awal tahun. Indikator terselesaikannya suatu kendala adalah dengan telah dilakukannya kegiatan eksplorasi sesuai rencana awal dalam WP&B tahun berjalan. Untuk Tahun 2013 penyelesaian kendala bervariasi dari 11%-61% dari masing-masing kendala yang ada. Penyelesaian kendala terbesar adalah untuk kendala operasional sementara yang terkecil adalah kendala internal Kontraktor KKS.

2) Rakor Kehutanan

Untuk menyelesaikan berbagai masalah terkait pengadaan lahan yang bersinggungan dengan sektor kehutanan, pada bulan Desember 2013 dilakukan rakor antara Kontraktor KKS, Kementerian Kehutanan dan SKK Migas. Adapun rumusan hasil rakor dimaksud antara lain:

a. Monitoring penggunaan kawasan hutan dilaksanakan oleh Pemda Kabupaten/Kota setiap tahun dan evaluasi penggunaan kawasan hutan dilaksanakan oleh Pemda Provinsi setiap 5 tahun. b. Terkait kegiatan sumur tua atau infrastruktur migas yang eksisting, diusulkan dalam pengajuan

IPPKH tanpa diperlukannya rekomendasi Gubernur.

c. Kegiatan reklamasi dan revegetasi seharusnya dilakukan paling lambat 3 tahun sebelum berakhirnya IPPKH, untuk memberi kesempatan penilaian keberhasilan reklamasi dan revegetasi.

d. Akan dibentuk task force “Penyelesaian Perizinan Kawasan Hutan” yang anggotanya terdiri dari Kemenhut – SKK Migas – Kontraktor KKS.

3) Sehubungan dengan pelaksanaan Nota Kesepahaman dengan lembaga dan institusi terkait seperti KPK, BPK, dan BPKP, untuk bekerja sama dalam melakukan pembenahan dan peningkatan tata kelola SKK Migas, pada tahun 2013 telah dilakukan beberapa kegiatan yang diselenggarakan/diikuti yaitu : workshop tentang industri hulu migas dengan BPK, dan sebagai peserta dalam Pekan Anti Korupsi yang diselenggarakan oleh KPK.

II.C

KERJA SAMA

DENGAN

LEMBAGA LAIN

UPAYA PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

Keberhasilan kegiatan industri hulu migas sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan

dan berbagai lembaga lainnya.

1.

SERVICE LEVEL AGREEMENT

(SLA)

Keberhasilan kegiatan industri hulu migas sangat dipengaruhi oleh dukungan para pemangku kepentingan. Untuk meningkatkan sinergi antar pemangku kepentingan, Pemerintah telah menyetujui usulan SKK Migas terkait penyederhanaan dan percepatan proses perizinan pada kegiatan hulu minyak dan gas bumi pada 5 fase kegiatan eksplorasi dan produksi (survei awal, eksplorasi, pengembangan, produksi dan pasca operasi).

Di bawah koordinasi Kementerian Koordinator Perekonomian (Kemenko Perekonomian), disepakati untuk membuat Kesepakatan Bersama (Service Level Agreement - SLA) dengan tujuan pengurangan dan pengelompokan izin di sektor hulu migas dari 69 jenis izin menjadi 8 jenis kelompok izin, yaitu:

2. NOTA KESEPAHAMAN DENGAN BPN-RI

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

KERJA SAMA DENGAN

LEMBAGA LAIN

II.D

TANTANGAN DALAM

MEMPERTAHANKAN

PENCAPAIAN

TARGET 2013

UPAYA PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

Permasalahan pengadaan tanah dan perizinan telah lama menjadi kendala yang cukup signifikan dalam peningkatan

produksi minyak dan gas bumi. Hal ini telah menjadi

perhatian khusus dari Pemerintah.

1. PENGADAAN TANAH DAN PERIZINAN

Permasalahan pengadaan tanah dan perizinan telah lama menjadi kendala yang cukup signifikan

dalam peningkatan produksi minyak dan gas bumi. Hal ini telah menjadi perhatian khusus dari Pemerintah.

TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN

PENCAPAIAN TARGET 2013

TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN

PENCAPAIAN TARGET 2013

2. PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN

Sepanjang tahun 2013, masih terdapat beberapa permasalahan terkait perundang-undangan untuk diimplementasikan di sektor hulu migas, antara lain :

a. Peraturan Menteri Kehutanan No. P.18/Menhut-II/2012 jo. Permenhut No. P.38/Menhut-II/2012 jo. Permenhut No. P.14/Menhut-II/2013 khususnya untuk hal-hal sebagai berikut:

1) Rekomendasi Gubernur

Belum ada aturan yang mengatur mengenai tata waktu dan tata biaya.

2) Persetujuan Prinsip Penggunaan Kawasan Hutan

Proses ± 125 hari kerja terhitung sejak berkas diterima lengkap oleh Kementerian Kehutanan, rata–rata waktu yang dibutuhkan Kontraktor KKS untuk memenuhi kewajiban seperti yang dipersyaratkan di dalam Persetujuan Prinsip adalah 2 tahun.

Adanya kewajiban bagi pemohon IPPKH untuk mendapatkan rekomendasi dari pemegang IUPHHK berdampak kepada beberapa Kontraktor KKS yang telah memiliki Persetujuan Prinsip Kehutanan tidak dapat mengajukan IPPKH karena pemegang IUPHHK tidak memberikan rekomendasi atau negosiasi mengalami jalan buntu.

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

3) Peraturan Dirjen BUK No. P.4/VI-BRPUK/2011 tentang Pedoman Penghitungan Penggantian Biaya Investasi khususnya Pasal 4 Ayat 2 huruf a dan b mengingat pembiayaan kegiatan usaha migas menggunakan anggaran negara.

b. Kepmen Perhubungan No. KM 53/2000 tentang Perpotongan dan/atau Persinggungan Antara Jalur K.A. dengan Bangunan Lain dan Peraturan Dirjen. Perhubungan Darat No. SK.770/KA.401/ DRJ/2005 tentang Pedoman Teknis Perlintasan Sebidang antara Jalan dengan Jalur Kereta Api. Pihak PT. KAI keberatan jika rel KA dijadikan lintasan kegiatan usaha hulu migas. Pihak PT. KAI mengusulkan alternatif untuk membuat fly over atau underpass. Pembuatan fly over terkendala dengan lahan yang harus dibebaskan, harga tinggi atau jika lahan itu milik Bina Marga maka harus ada lahan pengganti.

3. KONDISI OPERASIONAL

Penurunan produksi cukup tajam terjadi pada semester 2 tahun 2013, yang diantaranya dipicu oleh tidak terealisasi program pengeboran/WO/WS dan komplesi sumur untuk menjaga penurunan produksi karena kendala ketersediaan rig di Chevron Indonesia Company dan tidak siapnya material pendukung

sumur di PT. Chevron Pacific Indonesia. Selain itu beberapa gangguan operasi terjadi pada kuartal 4

antara lain kendala penempatan rig Parameswara, kebocoran shipping line CPI DCS di Belanak, diikuti oleh intensitas hujan dan gelombang yang cukup tinggi di Sumatera dan Jawa yang menimpa beberapa Kontraktor KKS di Desember 2013.

Rekapitulasi gangguan produksi di tahun 2013 yang dikumpulkan dalam beberapa kategori yaitu gangguan fasilitas (seperti pompa, compressor, pipa dll), gangguan sumur (respond reservoir/kenaikan WC), kendala offtaker (kilang/kapal) dan gangguan eksternal (penutupan jalan, demo masyarakat, gangguan keamanan dan ketidakpastian kontrak).

TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN

PENCAPAIAN TARGET 2013

Di tahun 2012 kendala compressor dan instrumentasi menjadi dominan dari total loss produksi yang terjadi pada tahun tersebut, namun dengan ditingkatkannya koordinasi dan pengawasan bersama Divisi Manajemen Proyek dan Pemeliharaan Fasilitas dengan meningkatkan reliability fasilitas khususnya

compressor dan peralatan instrument, maka kehilangan produksi akibat gangguan compressor dan instrumentasi di tahun 2013 dapat ditekan. Kontraktor KKS yang masih mengalami gangguan fasilitas utamanya dikarenakan oleh peralatan instrumentasi dan compressor tahun 2013 digambarkan pada

4. PENGAMANAN OBYEK VITAL NASIONAL DAN GANGGUAN KEAMANAN

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

TANTANGAN DALAM MEMPERTAHANKAN

PENCAPAIAN TARGET 2013

PROYEK -

PROYEK UTAMA

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

Selain itu masih terdapat 4 proyek hulu migas besar yang berada dalam pengawasan utama SKK Migas, karena memiliki nilai dan skala pekerjaan yang cukup besar serta memiliki dampak

produksi yang cukup signifikan, yaitu proyek Banyu Urip di Bojonegoro, Jawa Timur oleh Mobil

Cepu Ltd (MCL); proyek Indonesia Deep Water (IDD) di perairan Makasar, Kalimantan Timur oleh Chevron Indonesia Company (Cico); proyek Abadi Masela di Laut Arafura Maluku oleh Inpex; dan proyek pengembangan Lapangan Jangkrik dan Jangkrik NE di Blok Muara Bakau, Kalimantan Timur oleh eni Muara Bakau B.V. Untuk membantu pelaksanaan proyek, SKK Migas telah membentuk unit percepatan untuk masing-masing proyek tersebut.

PROYEK - PROYEK

UTAMA

B. IDD

E. Jangkrik & Jangkrik NE

G. POD Integrasi

A. Banyu Urip

F. BD-MDA-MBH

PETA

H. Senoro Toili

C. Masela

Terdapat 3 Lapangan didalam Wilayah kerja Cepu, salah satunya adalah Lapangan Banyu Urip, dengan cadangan minyak bumi sebesar 265 juta barrel.

Proyek Banyu Urip terdiri dari 5 bagian engineering, procurement, dan construction (EPC), yakni EPC-1 yaitu pembangunan fasilitas produksi, EPC-2 yaitu pembangunan pipa onshore, EPC-3 yaitu pembangunan pipa offshore dan mooring tower, EPC-4 yaitu pembangunan FSO dan EPC-5 untuk pembangunan fasilitas infrastruktur.

LAPANGAN BANYU URIP

MOBIL CEPU LTD.

Proyek dikerjakan sejak tanggal 5 Agustus 2011, dan diharapkan dapat memulai kegiatan produksi secara penuh pada Januari 2015 sehingga dapat menambah produksi minyak Indonesia pada kapasitas penuh sebesar 165 ribu BOPD. Berdasarkan rencana pengembangan, pada Desember 2013 diharapkan pelaksanaan seluruh proyek telah mencapai 87,8%. Namun demikian, karena pelaksanaan pada EPC-1 dan EPC-5 tidak sesuai dengan komitmen, maka secara keseluruhan proyek baru mencapai 78,7%.

Hambatan utama pelaksanaan proyek adalah permasalahan terkait dengan isu sosio ekonomi yang lebih lama dari rencana, pemberdayaan kemampuan daerah, pembebasan tanah, dan perizinan, serta kinerja kontraktor EPC-1 yang tidak sesuai dengan komitmen yang utamanya disebabkan kurangnya jumlah tenaga kerja yang berpengalaman dan peralatan pendukung.

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

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

INDONESIA DEEP WATER DEVELOPMENT

CHEVRON INDONESIA COMPANY

Rencana pengembangan proyek telah disetujui Menteri ESDM pada tahun 2008, dan direncanakan pada tahun 2016 kegiatan produksi sudah dapat dimulai dari Lapangan Bangka.

Front End Engineering Design (FEED) untuk Lapangan Bangka, Gendalo Hub dan Gehem Hub

telah selesai pada tahun 2012. Pada akhir tahun 2013, proyek telah memasuki fase konstruksi, namun kelangsungan proyek masih membutuhkan persetujuan terhadap beberapa hal, antara lain perpanjangan KKS yang dibutuhkan untuk menjaga keekonomian proyek, keputusan dari Pertamina dan Kementerian Keuangan untuk penggunaan akses aset kilang Bontang, serta persetujuan Sales

Purchase Agreement (SPA) antara Chevron dengan pembeli.

WK Masela terdiri dari 1 lapangan yang telah discovery, yaitu Lapangan Abadi, dengan cadangan gas bumi sebesar 6,05 triliun SCF (90% P1)

Proyek pengembangan Lapangan Abadi memiliki dampak produksi dan investasi yang cukup

signifikan. Selain itu, lokasi proyek yang berada di WK Masela, Laut Arafura, Maluku Tenggara Barat

ini merupakan garis batas wilayah Indonesia.

POD Pertama telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 6 Desember 2010. Skema pengembangan lapangan akan menggunakan Floating LNG dengan kapasitas 2,5 million ton per annum (MTPA),

sehingga proyek ini sekaligus merupakan model pengembangan lapangan gas yang baru pertama kali dilakukan di Indonesia.

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

LAPANGAN ABADI

INPEX MASELA LTD.

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

Rencana Pengembangan Tangguh Train 3 (POD) telah disetujui Pemerintah pada 29 November 2012. Ini merupakan pengembangan lanjutan setelah Train 1 dan Train 2 (POD Pertama) yang telah beroperasi sejak tahun 2009 dan berlokasi di Bintuni, Papua Barat. Pengembangan Train 3 ini bertujuan mengembangkan dan memproduksi cadangan gas serta memonetisasi sebelum berakhirnya KKS pada tahun 2035.

Train 3 akan dibangun dengan kapasitas 3,8 MTPA dan distandarisasi sehingga kilang LNG Tangguh Train 3 ini akan menggunakan peralatan yang sama dengan Train 1 dan Train 2.

LAPANGAN TANGGUH TRAIN-3

BP INDONESIA

Ruang lingkup Train 3 mencakup pembangunan kilang LNG di darat dengan kapasitas 3,8 MTPA LNG dan 3,2 ribu BOPD kondensat dan pembangunan gas production facilities di lepas pantai dengan kapasitas 700 juta SCFD, berupa 2 platform dengan total 7 well dan 2 jalur pipa dengan diameter 24” sepanjang 15 Km dan 24 Km.

Sampai dengan akhir tahun 2013, proses pengadaan onshore LNG FEED sedang berjalan dan diharapkan onstream pada tahun 2019.

WK Muara Bakau dengan luas 1.081,81 km2 _{terdiri dari 2 lapangan yang telah discovery, yaitu}

Lapangan Jangkrik (“JKK”) dan Lapangan Jangkrik North East (“JNE”), dengan potensi eksplorasi yang tersisa adalah prospek Jangkrik Deep, Dara dan Katak Biru.

Lapangan JKK dan JNE terletak di lepas pantai laut Selat Makassar dengan kedalaman sekitar 450-500 meter bawah permukaan laut.

Pengembangan gas Lapangan JKK diawali dengan ditemukannya sumur JKK-1 pada tahun 2009, kemudian dilanjutkan sumur JKK-2 dan sumur JKK-2 dir dan JKK-3 tahun 2010, sedangkan Lapangan JNE dimulai sejak penemuan sumur JNE-1 dan JNE-2 tahun 2011.

Rencana pengembangan Lapangan JKK (POD Pertama) telah disetujui Menteri ESDM pada tanggal 29 November 2011 dengan kumulatif gas sebesar 913 miliar SCF. Sedangkan rencana pengembangan Lapangan JNE (POD) telah disetujui Kepala SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 dengan kumulatif produksi gas sebesar 417,5 miliar SCF.

Pengembangan lapangan JKK dan JNE akan dilakukan dengan skenario pembangunan fasilitas produksi serta komersialitas penjualan gas dan kondensat secara terintegrasi. Target first gas dari kedua lapangan ini diperkirakan pada awal tahun 2017.

Lingkup proyek Muara Bakau meliputi 3 pekerjaan utama, yaitu EPCI-1 (FPU), EPCI-2 (Riser Flowline & Installation) dan EP-3 (Subsea Production System) termasuk pengeboran sumur pengembangan sebanyak 11 sumur.

LAPANGAN JANGKRIK DAN JANGKRIK

NORTH EAST - ENI MUARA BAKAU B.V.

Pengembangan Lapangan JKK terdiri dari 7 sumur bawah laut dan 4 sumur bawah laut di Lapangan JNE yang dihubungkan (tie-back) menuju FPU. Selanjutnya gas disalurkan melalui pipa ekspor bawah laut menuju Onshore Receiving Facility (“ORF”) untuk diukur sebelum disalurkan melalui pipa eksisting 42” dan 20” di Kalimantan Timur menuju Kilang LNG Badak dan Pasar Domestik. Adapun hasil lainnya berupa kondensat disalurkan melalui pipa eksisting 20” menuju Kilang Senipah.

Status perkembangan proyek Muara Bakau pada akhir tahun 2013 sebagai berikut:

a. Usulan AFE untuk 11 sumur pengembangan sudah disetujui bundling dan AFE-AFE pembangunan Fasilitas produksi (FPU, ORF, Pipeline dan Subsea Facility) sedang dalam tahap evaluasi akhir. b. Usulan penetapan pemenang lelang untuk pekerjaan EPCI-I, EPCI-2 dan EP-3 sedang dalam

tahap evaluasi.

c. FEED untuk proyek-proyek utama telah selesai, pelaksanaan proyek akan dimulai setelah pelaksana pekerjaan ditetapkan sesuai proses pengadaan.

d. Rencana pelaksanaan tie-in dan sharing facilities ke sistem pipa gas Kalimantan Timur dalam pembahasan aspek teknis dan komersial.

1. LAPANGAN BD

Lapangan BD terletak di lepas pantai Madura Strait, Jawa Timur, sekitar 65 km di timur Surabaya dan sekitar 16 km selatan Pulau Madura. Dari pengembangan Lapangan BD diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 441,7 miliar SCF dan 18,7 juta barel kondensat dengan masa produksi selama 13 tahun.

Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2016 dengan initial production

sebesar 100 juta SCFD dan 6 ribu BCPD atau setara dengan 22,7 ribu BOEPD.

Skenario pengembangan Lapangan BD dengan menggunakan Well Head Platform, FPSO – Gas Processing dengan CO₂ removal dan sulfur recovery unit, serta condensate stabilizing and storage. Jalur pipa yang digunakan berupa multiphase flow-line dari Well Head Platform ke FPSO dan jalur pipa dari FPSO menuju Stasiun Pengukuran Gas di Pasuruan.

2. LAPANGAN MDA - MBH

Pengembangan Lapangan MDA – MBH disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 31 Januari 2013 sedangkan pengalokasian gas disetujui pada tanggal 30 Oktober 2013.

Produksi awal diperkirakan akan dimulai pada kuartal 2 tahun 2017 dengan rencana produksi sebesar 120 juta SCFD selama 10 tahun yang akan disalurkan kepada pembeli gas melalui jalur pipa Jawa Timur dan Madura. Fasilitas produksi yang akan dibangun akan mempunyai kapasitas alir maksimal sebesar 140 juta SCFD yang bertujuan untuk melakukan antisipasi terhadap kegiatan

LAPANGAN BD-MA-MBH-HUSKY

CNOOC LTD. MADURA STRAIT

1. PROYEK SENORO (JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI)

Proyek Senoro akan memproduksi gas sebesar 310 juta SCFD dari 2 lapangan yaitu Lapangan Senoro dan Lapangan Cendanapura. Produksi gas tersebut akan disalurkan ke beberapa pembeli yaitu DSLNG sebesar 250 juta SCFD, PAU sebesar 55 juta SCFD dan PLN sebesar 5 juta SCFD.

a. EPC Senoro : Kemajuan proyek EPC secara keseluruhan telah mencapai 55,46% (Engineering

92,1%, Procurement 66,26%, dan Construction 12,73%) dari rencana (Recovery Plan) sebesar 58,60%, atau telah terjadi keterlambatan proyek sebesar –3,14%.

Kendala utama keterlambatan proyek adalah keterbatasan tenaga kerja terutama tenaga welder

yang berpengalaman, serta kelambatan mobilisasi peralatan.

1) Condensate Jetty Loading Facility : Penunjukan pemenang lelang telah disetujui SKK Migas pada 22 Januari 2014.

2) Material Offloading Facilities (MOF) Jetty : Kemajuan kontruksi telah mencapai 94,31 dari rencana 100%. Keterlambatan ada pada pekerjaan concrete work pada jetty head yang baru mencapai 85%, sedang pekerjaan lainnya telah mencapai 100%

LAPANGAN DONGGI SENORO

2. PROYEK DONGGI-MATINDOK (PPGM PT. PERTAMINA EP)

POD Area Matindok (Donggi-Matindok) disetujui BPMIGAS tahun 2008 dan direvisi tahun 2011 dengan kapasitas produksi sebesar 105 juta SCFD (50 juta SCFD dari Donggi dan 55 juta SCFD dari Matindok) dengan perkiraan biaya investasi sebesar US$762 juta. Dalam pelaksanaannya kemudian dipisah menjadi 2 proyek, yaitu EPC CPP Donggi dan EPC CPP Matindok. Produksi gasnya akan disuplai ke DSLNG sebesar 85 juta SCFD, dan PLN sebesar 20 juta SCFD bersama dengan produksi gas dari lapangan Senoro (310 juta SCFD).

a. CPP Donggi : Saat ini kemajuan proyek telah mencapai 19,97% dari rencana awal sebesar 57,93 % (-37,96%).

b. EPC Matindok : Pelaksanaan proyek akan dimulai pada tanggal 29 Januari 2014 selama 26 bulan. Saat ini sedang persiapan alignment contract yang diperkirakan tanggal 3-7 Februari 2014.

Pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) yang terdiri dari Lapangan PHE-7, PHE-12, PHE-24, PHE-29, PHE-44, PHE-48 disetujui oleh SKK Migas pada tanggal 23 Oktober 2013.

Dari pengembangan Lapangan terintegrasi (POD Integrasi) diharapkan dapat diproduksikan cadangan gas sebesar 62.21 BCF dan 15.84 juta barel minyak dengan masa produksi selama 12 tahun. Initial production diperkirakan sebesar 10 juta SCFD dan 1 ribu BOPD dengan produksi puncak diharapkan mencapai 27,4 juta SCFD dan 12,65 ribu BOPD.

Untuk memproduksikan minyak dari Lapangan-Lapangan PHE 6, 29, 44 dan 48 dengan cara gas lift yang gasnya akan diperoleh dari Platform PPP dengan penambahan kompresor di CPP. Gas yang diproduksikan dari PHE 24 langsung dialirkan ke CPP eksisting dan kemudian dialirkan ke ORF Gresik sedangkan produksi multi fasa dari PHE 6, 12, 7, 29, 44 dan 48 akan dialirkan dan diproses di CPP 2. Minyak dari CPP 2 akan diteruskan ke PPP untuk selanjutnya ditampung dengan FSO sedangkan gas akan dialirkan ke ORF Gresik.

LAPANGAN PHE POD TERINTEGRASI

PHE WMO

PEMBERDAYAAN

KAPASITAS

NASIONAL

UPAYA PENINGKATAN DAN

MEMPERTAHANKAN PRODUKSI

IV.A

Memasuki tahun 2013, pemanfaatan gas bumi untuk kepentingan domestik dapat ditingkatkan cukup signifikan, bahkan telah

melebihi volume gas yang diekspor.

REALISASI

PEMANFAATAN

GAS BUMI UNTUK

KEBUTUHAN

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

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

REALISASI PEMANFAATAN GAS BUMI

UNTUK KEBUTUHAN DOMESTIK

Pemerintah telah menetapkan sejumlah alokasi kargo LNG kepada beberapa terminal penerima LNG baik yang sudah beroperasi seperti Nusantara Regas maupun kepada terminal penerima LNG yang masih dalam tahap perencanaan (FSRU Jawa Tengah) dan konstruksi (FSRU Lampung dan

terminal regasifikasi LNG di Arun) seperti tertera pada tabel di atas. Namun demikian, perencanaan

pembangunan infrastruktur gas bumi harus sejalan dengan rencana pengembangan lapangan gas bumi sehingga alokasi gas yang telah ditetapkan Pemerintah dapat dimanfaatkan dengan optimal. Sebagai contoh Nusantara Regas hanya dapat memanfaatkan 24 kargo LNG dari 27 kargo LNG yang telah ditetapkan oleh pemerintah pada tahun 2013.

Selain menetapkan alokasi LNG, pemerintah juga menetapkan alokasi gas melalui pipa untuk mendukung pemenuhan gas domestik. Pemanfaatan gas bumi melalui pipa saat ini telah berjalan dengan baik terutama dalam rangka revitalisasi pabrik pupuk, peningkatan kapasitas pembangkit listrik tenaga gas serta pemenuhan gas untuk industri pada umumnya. Pemanfaatan ini harus didukung oleh pengembangan infrastuktur pipa gas yang berkesinambungan dan fasilitas penerima pasokan gas dari sisi pembeli.

Berdasarkan data pada tahun 2013, beberapa pembeli gas masih memanfaatkan pasokan gas di bawah jumlah penyerahan pasokan gas harian yang telah disepakati pada perjanjian jual beli gas. Hal ini disebabkan oleh terbatasnya infrastruktur pipa gas dan peningkatan kapasitas pembangkit listrik yang pada umumnya baru dilakukan pada saat produksi gas telah mengalir sehingga pada awal produksi gas tidak dapat dimanfaatkan dengan baik.

Beberapa proyek pengembangan gas melalui pipa telah berproduksi pada tahun 2013, salah satu diantaranya adalah pengembangan Lapangan gas Ruby dengan volume pengaliran gas sebesar 80 BBTUD di WK Sebuku yang dioperasikan oleh Mubadala Petroleum untuk memenuhi kebutuhan gas proyek revitalisasi pabrik pupuk PT Pupuk Kalimantan Timur.

Secara berurutan dimulai pada tahun 2014, beberapa proyek pengembangan lapangan gas pipa mulai berproduksi yaitu Lapangan Gundih yang dioperasikan oleh PT Pertamina EP dengan potensi pengaliran gas sebesar 50 BBBTUD untuk memenuhi kebutuhan gas pusat pembangkit listrik Tambak Lorok (Jawa Tengah), Lapangan Kepodang di WK Muriah yang dioperasikan oleh PC Muriah Ltd. dengan potensi pengaliran gas sebesar 116 BBTUD juga untuk memenuhi kebutuhan gas pusat