MedcoEnergi Lanjutkan 2 Proyek Utama

Jakarta, Sayangi.com – PT Medco Energi Internasional Tbk di kuartal kedua tahun 2013 akan terus melanjutkan dua proyek utamanya di Gas & LNG Donggi Senoro dan Blok Area 47 Libya. Selain itu, strategi usaha Perseroan tetap sama, yakni fokus pada usaha Eksplorasi & Produksi (E&P).

“Sampai dengan kuartal II 2013, MedcoEnergi telah membuat kemajuan yang berarti pada pengembangan proyek utamanya. Dalam proyek gas hulu Senoro, konstruksi fasilitas produksi gas telah mencapai 21% selesai, dengan pembebasan lahan dan persiapan lokasi sepenuhnya telah selesai dan beberapa pekerjaan konstruksi sedang berlangsung,” papar Imron Gazali, Head of Corporate Secretary PT MedcoEnergi Internasional Tbk di Jakarta, Minggu (28/7).

Sementara itu, tambah dia, pengembangan proyek hilirnya, Donggi Senoro LNG, telah mencapai 88% selesai, 10% lebih cepat dari jadwal. Kedua proyek tersebut akan diselesaikan sesuai jadwal yang telah ditentukan yaitu akhir tahun depan.

“Di Libya, Perseroan secara resmi telah membentuk sebuah Joint Operating Company, yaitu Nafusah Oil Operations BV pada bulan Maret¬† 2013 yang menandai dimulainya fase pembangunan fasilitas produksi minyak Tahap-1 untuk Area 47, dengan target produksi minyak 50.000 BOPD pada akhir 2016,” tukas Imron.

Selanjutnya dilanjutkan dia, Perseroan juga telah memperoleh perpanjangan kontrak selama dua tahun untuk pengeboran Appraisal pada 10 temuan hidrokarbon di Area 47, yang rencananya akan dilanjutkan dengan pengembangan fasilitas produksi Tahap-2. “Di Indonesia, pada bulan Mei 2013, MedcoEnergi juga berhasil menemukan gas dari sumur eksplorasi Matang-1 di Blok A PSC, Aceh, dengan laju alir gas saat pengujian 25 MMSCFD dengan kandungan H2S rendah dan CO215%.”

Pada akhir KII 2013, MedcoEnergi membukukan pendapatan dan penjualan sebesar AS$ 428,5 juta, 6,7% lebih rendah dari periode yang sama tahun lalu sebesar AS$ 459,5 juta.  Pendapatan dan penjualan yang lebih rendah terutama disebabkan oleh harga minyak yang lebih rendah (AS$ 109,5/bbl di tahun 2013 vs AS$ 120,8/bbl di tahun 2012) dan laju produksi minyak yang lebih rendah (26,2 MBOPD di tahun 2013 vs 31,6 MBOPD di tahun 2012).

“Menurunnya produksi minyak disebabkan bukan saja oleh faktor teknis seperti penurunan alamiah di beberapa lapangan minyak tua, keterlambatan lifting produksi dari suatu lapangan minyak (Bawean), tetapi juga oleh faktor non teknis, termasuk hambatan perijinan dari pemerintah daerah, pemerintah pusat, maupun karena adanya tumpang tindih lahan/wilayah operasi dengan perkebunan, pertambangan; hambatan kegiatan pengeboran di lapangan; serta masalah keamanan terkait dengan pencurian minyak di jalur pipa,” beber Imron.

Dengan kegiatan pengeboran dan workover yang akan dilakukan hingga akhir tahun ini, sambung dia, Perseroan dapat menahan laju penurunan terutama dari lapangan minyak yang sudah tua. Sejauh ini Perseroan telah berhasil mengurangi laju penurunan alami dari 20-25% per tahun menjadi 10-15% per tahun.

“Produksi gas tetap stabil, sekitar 153,8 BBTU (billion British Thermal Unit, red) per hari,” kata Imron.

Dijelaskan dia, Perseroan telah berhasil menegosiasi ulang beberapa kontrak penjualan gas sehingga bisa meningkatkan harga rata-rata jual gas sebesar 32,7%, menjadi AS$ 5,05/MMBTU di 2013 (sampai akhir Juni 2013) dari AS$ 3,81/MMBTU di 2012 (sampai dengan Juni 2012).

“Perseroan akan terus melanjutkan usaha negosiasi ulang ini terutama untuk kontrak gas dengan harga jual gas yang masih di bawah harga pasar domestik saat ini,” tutup Imron. (HST)