BP Focuses on Completing Tangguh LNG Train 3

BP, the oil and gas giant based in London, through its subsidiary in Indonesia, BP Berau Ltd. still focusing on completing the Tangguh LNG Train 3 Refinery natural gas processing facility project in Bintuni Bay, West Papua.

BP Oil and Gas

BP Indonesia Head of Country Moektianto Soeryowibowo claimed that the construction of a train unit of 3 liquefied natural gas (LNG) units was in accordance with the plan.

According to him, until the end of 2018, the construction of onshore gas facilities has reached more than 50%. Construction of offshore gas facilities has reached more than 80%.

"In 2019 we are still focused on Train 3. We finish, we focus first. It is still in the construction phase and is still on schedule, "he said.

Train Tangguh Block

The Tangguh LNG Plant is a natural gas processing facility into liquefied natural gas. Natural gas from several oil and gas blocks around Bintuni Bay is supplied to the Tangguh LNG Plant operated by BP Berau Ltd. Some oil and gas working areas that supply natural gas to the LNG plant include Blok Berau, Wiriagar and Muturi.

Moektianto explained, two offshore platforms were installed. BP is completing the installation of pipelines to transport gas from the offshore platform to the Train 3 facility on land. In relation to the activities of working on gas facilities offshore, BP Indonesia is only drilling production wells. However, Moektianto has not been able to confirm when the well drilling is completed.

"We don't know yet, but it's part of the progress and offshore. On-land facilities, namely train facilities, we pursue, "he said.

Natural gas is processed into liquefied natural gas to facilitate the process of transporting cargo to other regions. For example, LNG and Tangguh, West Papua are transported to a regasification facility in Arun, Aceh to supply generator and industrial fuel. The British oil and gas company targets the Tangguh Train-3 Refinery to start producing liquefied natural gas by 2020.

The US $ 8 billion gas project will have an LNG production capacity of 3.8 million tons per year, equivalent to 700 million cubic feet per day (MMscfd) and 3,200 barrels per day of natural gas. With an additional capacity of 3.8 million tons and Train 3; the total production capacity of the Tangguh LNG refinery plus Train 1 and 2 will reach 11.4 million tons per year. The current capacity of Train 1 and LNG Train 2 is 7.6 million tons per year.

SUPPLY OF PLN

A total of 2.85 mtpa of LNG from the Tangguh Train 3 Train Station will be allocated to a power plant owned by the State Electricity Company (Persero) with a total capacity of 3,000 megawatts (MW). Arcandra Tahar, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, previously said that according to the final investment decision signed in 2016, 75% of liquefied natural gas or 2.85 mtpa of Tangguh LNG Train 3 will be allocated as supply for PLN.

BP Berau Ltd. has allocated LNG from Train 1 and Train 2 for power plants and industry since 2013 with the possibility of additional supply to the country. When unit 3's natural gas processing facility operates, Arcandra said, BP will also involve the local community working in that location.

"With the commencement of Train 3, there will be around 5,000 workers who can be absorbed with most of them from local communities."

CNOOC

The Tangguh refinery is operated by BP Indonesia with a stake of around 37.16%. Other BP partners include MI Berau BM (16.30%), CNOOC Muturi Ltd. (13.90%), Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (12.23%), KG Berau / KG Wiriagar (10%), Indonesia Natural Gas Resources Muturi Inc. (7.35%), and Talisman (3.06%).

The gas supply for the Java 1 Gas and Steam Power Plant (PLTGU) will be brought in from LNG Kilang Tangguh. The integrated Java 1 PLTGU and gas infrastructure project began to enter the construction phase since the end of 2018. The 1,776 MW gas-fired power plant is targeted to start commercial operations in December 2021. PT Pertamina (Persero) as the owner of the Java 1 PLTGU project also built a floating storage regacification unit (FSRU) around the plant.

IN INDONESIAN

BP Fokus Selesaikan Train 3 LNG Tangguh

BP raksasa minyak dan gas bumi yang bermarkas di London, melalui anak usahanya di Indonesia BP Berau Ltd. masih fokus menyelesaikan proyek fasilitas pemrosesan gas alam Train 3 Kilang LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat.

Head of Country BP Indonesia Moektianto Soeryowibowo mengklaim bahwa pengerjaan fasilitas pengolahan (train) unit 3 gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) itu masih sesuai dengan rencana.

Menurutnya, sampai dengan akhir 2018, konstruksi fasilitas gas di darat (onshore) telah mencapai lebih dari 50%. Kontruksi fasilitas gas lepas pantai (offshore), telah mencapai lebih dari 80%.

“Pada 2019 kami masih fokus di Train 3. Kami selesaikan, kami fokus itu dulu. Sekarang masih tahap konstruksi dan masih sesuai dengan jadwal," katanya.

Kilang LNG Tangguh merupakan fasilitas pemrosesan gas alam menjadi gas alam cair. Gas alam dari beberapa blok migas di sekitar Teluk Bintuni disuplai ke Kilang LNG Tangguh yang dioperatori oleh BP Berau Ltd. Beberapa wilayah kerja migas yang memasok gas alam ke kilang LNG itu antara lain Blok Berau, Wiriagar, dan Muturi.

Moektianto memaparkan, dua anjungan lepas pantai telah terpasang. BP sedang menyelesaikan pemasangan pipa untuk mengalirkan gas dari anjungan lepas pantai ke fasilitas Train 3 yang berada di darat. Terkait dengan kegiatan pengerjaan fasilitas gas di lepas pantai, BP Indonesia hanya melakukan pengeboran sumur produksi. Namun, Moektianto belum bisa memastikan kapan pengeboran sumur tersebut selesai. 

“Persisnya belum tahu, tetapi itu bagian dan progres offshore. Fasilitas di darat, yaitu fasilitas train, kami kejar,” katanya.

Gas alam diolah menjadi gas alam cair untuk memudahkan proses pengangkutan dengan kargo ke wilayah lain. Misalnya, LNG dan Tangguh, Papua Barat diangkut ke fasilitas regasifikasi di Arun, Aceh untuk menyuplai bahan bakar pembangkit dan industri. Perusahaan migas dari Inggris itu menargetkan Kilang Tangguh Train-3 bisa mulai memproduksi gas alam cair pada 2020.

Proyek gas senilai US$8 miliar ini akan memiliki kapasitas produksi LNG sebesar 3,8 juta ton per tahun setara dengan gas alam 700 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan kondesat sebanyak 3.200 barel per hari. Dengan tambahan kapasitas 3,8 juta ton dan Train 3; total kapasitas produksi kilang LNG Tangguh ditambah Train 1 dan 2 akan mencapai 11,4 juta ton per tahun. Kapasitas Train 1 dan Train 2 LNG Tangguh saat ini sebesar 7,6 juta ton per tahun.

SUPLAI PLN

Sebanyak 2,85 mtpa LNG dari Kilang Tangguh Train 3 akan dialokasikan ke pembangkit listrik milik PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dengan total kapasitas 3.000 megawatt (MW). Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar sebelumnya mengatakan, sesuai dengan keputusan final investasi yang sudah ditandatangani pada 2016, gas alam cair sebanyak 75% atau 2,85 mtpa dari Train 3 LNG Tangguh akan dialokasikan sebagai pasokan untuk PLN.

BP Berau Ltd. telah mengalokasikan LNG dari Train 1 dan Train 2 untuk pembangkit listrik dan industri sejak 2013 dengan kemungkinan tambahan suplai ke dalam negeri. Saat fasilitas pemrosesan gas alam unit 3 beroperasi, Arcandra menuturkan, pihak BP juga akan melibatkan masyarakat setempat bekerja di lokasi tersebut.

“Dengan mulainya Train 3 itu ada sekitar 5.000 tenaga kerja nantinya yang dapat diserap dengan sebagian besar akan diambil dari masyarakat lokal setempat.”

Kilang Tangguh dioperasikan oleh BP Indonesia dengan kepemilikan saham sekitar 37,16%. Mitra BP lainnya antara lain, MI Berau BM (16,30%), CNOOC Muturi Ltd. (13,90%), Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (12.23%), KG Berau/ KG Wiriagar (10%), Indonesia Natural Gas Resources Muturi Inc. (7,35%), dan Talisman (3,06%).

Suplai gas untuk Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Jawa 1 akan didatangkan dari LNG Kilang Tangguh. Proyek terintegrasi PLTGU Jawa 1 dan infrastruktur gas itu mulai memasuki tahap kontruksi sejak akhir 2018. Pembangkit listrik berbahan bakar gas dengan kapasitas 1.776 MW itu ditargetkan mulai beroperasi secara komersial pada Desember 2021.

PT Pertamina (Persero) sebagai pemilik proyek PLTGU Jawa 1 juga membangun fasilitas penyimpanan dan regasifikasi terapung [floating storage regacification unit/FSRU) di sekitar pembangkit.

Bisnis Indonesia, Page-22, Thursday, Jan 3, 2019

Government Accelerates Gas Projects

The government will accelerate the construction of gas field projects which are the mainstay of supply in the next 10 years. Based on Indonesia's 2018-2017 Natural Gas Balance, gas lifting is projected at 7,452 million standard cubic feet per day / mmscfd. Furthermore, gas lifting is expected to reach a peak of 8,661 mmsfd in 2022, then again down to 8,048 mmscfd in 2027.

To achieve the gas lifting projection, there is a mainstay gas project that is a source of supply. In particular, two fields are projected operating this year, namely Siwah, Rambong, and Julu Rayeu Fields, which were carried out by Medco E & P Indonesie, and the MDA-MBH and MDK Fields. by Husky CNOOC Madura Limited (HCML).

Furthermore, next year, there is the Jambaran-Tiung Biru Project by PT Pertamina EP Cepu (PEPC), as well as the Badik and West Badik Fields by PT Pertamina Hulu Energi Nunukan.

The Train-3 Tangguh Refinery Project by BP Berau Limited is targeted to begin increasing domestic gas supply by 2020.

Next, in 2021, the Merakes Field by ENI East Sepinggan and the Kido Merah Smoke Field by Genting Oil will begin production.

The Indonesia Deepwater Development (IDD) project consisting of Gendalo, Gandang and Gehem Fields by Chevron Indonesia Company began operations in 2022.

Finally, in 2027, the Abadi Field by Inpex Masela and East Natuna by PT Pertamina (Persero) are projected to begin production.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the development of these projects would be accelerated.

"Want as fast as POD (plan of development / development plans) are forced to enter quickly," he said in Jakarta

the Abadi Field, the Masela Block

This includes the development of the Abadi Field, the Masela Block, which has not been included in the development plan. Inpex as the operator of this block should have completed the concept of pre-front end engineering design (Pre-FEED) in September.

"This is again forced (POD). We will call later, "said Arcandra.

Indonesia's average natural gas production over the past five years was recorded at 7,997 mmscfd. The trend of production over the past five years is lower than the previous period which reached 8,130 mmscfd in 2013 and to 7,620 mmscfd in 2017. From the production of natural gas, there are 8% losses that are implicit, gas flaring, and own use so that the lifting realization in 2017 amounting to 6,607.65 mmscfd. Of the natural gas lifting, 58.59% was used for domestic use and 41.41% was exported.

IDD Project

Regarding the IDD Project, Arcandra said Chevron Indonesia had included a proposal revision.

"A proposal that at that time had additional information already entered and was being reviewed by the Oil and Gas-SKKK," he said in Jakarta.

Chevron must re-submit the proposal due to changes in the IDD Project. From the beginning there were three blocks in this project, it was agreed that only the Ganal and Rapak Blocs would still enter this project. While the Makassar Strait Block was excluded from the project and has been auctioned by the government. 

    With the issuance of the Makassar Strait Block, the Chevron IDD Project will later combine four fields, namely the Bangka, Gehem, Gendalo and Gandang Fields. Bangka Field has been in production since August 2016 and produces eight liquefied natural gas (LNG) cargoes shipped from the Bontang LNG Terminal.

IN INDONESIAN

Pemerintah Percepat Proyek Gas

Pemerintah akan mempercepat pengerjaan proyek lapangan gas yang menjadi andalan pasokan dalam 10 tahun mendatang. Berdasarkan Neraca Gas Bumi Indonesia 2018-2017, lifting gas diproyeksikan sebesar 7.452 million standard cubic feet perday/mmscfd. Selanjutnya, lifting gas diperkirakan akan mencapai puncaknya 8.661 mmsfd pada 2022, kemudian kembali turun menjadi 8.048 mmscfd pada 2027.

Untuk mencapai proyeksi lifting gas tersebut, terdapat proyek gas andalan yang menjadi sumber pasokan. Rincinya, dua lapangan diproyeksikan

beroperasi tahun ini, yakni Lapangan Alur Siwah, Rambong, dan Julu Rayeu yang dikerjakan Medco E&P Indonesie, serta Lapangan MDA-MBH dan MDK

oleh Husky CNOOC Madura Limited (HCML).

Selanjutnya, pada tahun depan, terdapat Proyek Jambaran-Tiung Biru oleh PT Pertamina EP Cepu, serta Lapangan Badik dan West Badik oleh PT Pertamina Hulu Energi Nunukan. 

Proyek Kilang Tangguh Train-3 oleh BP Berau Limited ditargetkan mulai menambah pasokan gas domestik pada 2020. 

Berikutnya, di 2021, Lapangan Merakes oleh ENI East Sepinggan dan Lapangan Asap Kido Merah oleh Genting Oil akan mulai produksi. 

Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) yang terdiri dari Lapangan Gendalo, Gandang, dan Gehem oleh Chevron Indonesia Company mulai beroperasi pada 2022. 

Terakhir, pada 2027, Lapangan Abadi oleh lnpex Masela dan East Natuna oleh PT Pertamina (Persero) diproyeksikan mulai berproduksi.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pengembangan proyek-proyek tersebut akan dipercepat. 

“Mau secepat cepat POD (plan of development/rencana pengembangan) dipaksa cepat masuk,” katanya di Jakarta

Hal ini termasuk untuk pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela yang belum juga dimasukkan rencana pengembangannya. Inpex sebagai operator blok ini seharusnya telah merampungkan konsep kelayakan keteknikan dan desain (pre front end engineering design/ Pre-FEED) pada September lalu.

“Ini lagi dipaksa (POD). Nanti kami panggil,” ujar Arcandra.

Rata-rata produksi gas bumi Indonesia selama lima tahun terakhir tercatat sebesar 7.997 mmscfd. Trend produksi selama lima tahun terakhir ini, lebih rendah dari periode sebelumnya yang mencapai 8.130 mmscfd di 2013 dan menjadi 7.620 mmscfd di 2017. Dari produksi gas bumi tersebut, terdapat 8% losses yang bertipa impuritis, gas suar bakar, dan pengunaan sendiri sehingga realisasi lifting pada 2017 sebesar 6.607,65 mmscfd. Dari lifting gas bumi tersebut, sebanyak 58,59% dimanfaatkan untuk domestik dan 41,41% diekspor.

Proyek IDD 

Terkait Proyek IDD, Arcandra menuturkan Chevron Indonesia telah memasukkan revisi proposalnya. 

“Proposal yang waktu itu ada tambahan informasi sudah masuk dan sedang di review oleh -SKK Migas,” kata dia di Jakarta.

Chevron harus mengajukan kembali proposal karena adanya perubahan dalam Proyek IDD. Dari awalnya terdapat tiga blok dalam proyek ini, telah disepakati bahwa hanya Blok Ganal dan Rapak yang tetap masuk proyek ini. Sementara Blok Makassar Strait dikeluarkan dari proyek dan telah dilelang pemerintah. 

    Dengan dikeluarkannya Blok Makassar Strait, maka Proyek IDD Chevron nantinya menggabungkan empat lapangan, yakni Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, dan Gandang. Lapangan Bangka telah berproduksi sejak Agustus 2016 dan menghasilkan delapan kargo gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) yang dikapalkan dari Terminal LNG Bontang.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Oct 9, 2018

State oil sector revenues are projected to reach US $ 16.1 billion

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) projects state revenues from the oil and gas sector this year to reach US $ 16.1 billion, 35% higher than the target of US $ 11.9 billion. However, oil and gas production is predicted to not reach the target, which is only 96% of the target or 1.9 barrels of oil equivalent per day / boepd.

SKK Migas Head Amien Sunaryadi said, until the third quarter of this year, the realization of state revenues from the oil and gas sector had reached US $ 11.8 billion. This figure is only slightly different from the target of the state's revenue in the State Budget (APBN) which is set at US $ 11.9 billion.

"Outlook until the end of the year, oil and gas revenues can reach US $ 16.1 billion," he said.

However, the high estimate of oil and gas revenues is not in line with the realization of national oil and gas lifting. According to Amien, the realization of oil lifting until last September was only 774 thousand barrels per day (bpd) or 97% of the budget target of 800 thousand bpd. Until the end of the year, this oil lifting is predicted to remain below the target, which is only 776 thousand bpd.

The same thing happened for gas lifting. Until the third quarter, national gas lifting was still at 1.15 million boepd or 95% of the 1.2 million boepd budget target. While the projection of gas lifting until the end of this year is only 1.13 million boepd or 94% of the target.

Cumulatively, the achievement of oil and gas lifting up to the third quarter was 1.9 million boepd or 96% of the target of 2 million boepd. The outlook until the end of the year was 1.9 million boepd or 95% of the target, "Amien said.

Head of SKK Migas Program and Communication Division Wisnu Prabawa Taher emphasized that although it was projected to only reach 95%, it would still try to achieve this year's production target. Moreover, several oil and gas projects are scheduled to start operating this year. 

    According to SKK Migas data, several of these projects are the development of Block A by PT Medco E & P Malaka, optimization of Lica production facilities and Temelat gas jetting to Gunung Kembang Station by PT Medcp E & P Indonesia, development of SP Project by PT Pertamina Hulu Energi ONWJ, and subsea pipeline development gas lift BW Poleng Field by Pertamina EP

"There are still two upstream oil and gas projects that will be onstream in the fourth quarter of 2018," said Wisnu.

Wisnu admitted, related to the achievement of oil and gas revenues, it was mainly caused by the increase in crude oil prices. However, this is also due to the efficiency and optimization of operating costs carried out by the cooperation contract contractors (KKKS), so that the profit margin becomes better.

Referring to data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), in the period from January to April, the Indonesian Crude Price (ICP) was still in the range of US $ 61-67 per barrel. Furthermore, ICP soared to US $ 72.46 per barrel in May. After that, ICP dropped to around US $ 70 per barrel, returning to US $ 69.36 per barrel in August, and reaching US $ 74.88 per barrel in September.

Energy observer and Chairman of the Indonesian Petroleum Engineers Association (IATMI) Pri Agung Rakhmanto said that the national oil and gas production trend would indeed survive in the range of 700-800 thousand bpd for oil and 1 million boepd for gas. In fact, this oil and gas production will continue to fall if there are also no new oil and gas fields with very large reserves.

"If only withholding the pace of production, just do production optimization from the existing fields and streamline some new projects. And that's what has been done from year to year, that's why oil and gas production trends are like that, "he explained.

Regarding the achievement of oil and gas revenues which are projected to be quite high, it is said to be the influence of the increase in the price of crude oil.

"Obviously oil and gas revenues will be more than justified by the movement of oil prices. If converted to Rupiah to be included in the APBN, it automatically depends also on the movement of the Rupiah against the US Dollar," Pri Agung said.

More focus

Unfortunately, the increase in crude oil prices has not been able to increase national oil and gas investment. According to SKK Migas data, until last September, oil and gas investment reached US $ 7.9 billion or 56% of the target of US $ 14.2 billion. This oil and gas investment is projected to only reach US $ 11.2 billion by the end of this year.

However, according to Wisnu, the realization of oil and gas investment until the third quarter was better than the same period last year of US $ 6.7 billion.

"This is in line with the increased realization of production development and optimization activities, including Pertamina EP Pertamina Hulu Mahakam, Chevron Pacific Indonesia, ExxonMobil Cepu Limited, and BP" he said.

Pri Agung stated, at the global level, the trend of upstream oil and gas investment had improved and had begun to increase since early 2018. That is, for the past two years the world's upstream oil and gas investment has continued to rise.

"Indonesia's upstream (oil and gas upstream) is relatively lagging behind," he said.

The reason is, the national upstream oil and gas investment climate is less competitive compared to other countries. For this reason, the government is advised to improve the investment climate by focusing on clear targets or targets.

"For example, in the next five years, somehow it will find 1-2 new oil and gas fields in the same class as the Cepu Block," said Pri Agung.

Meanwhile, referring to SKK Migas data, the realization of cost recovery this year is projected to exceed the target. Until last September, the realization of cost recovery was recorded at US $ 8.7 billion or 87% of the target of US $ 10.2 billion. Furthermore, the cost recovery outlook until the end of the year was US $ 11.7 billion.

IN INDONESIAN

Penerimaan negara Sektor Minyak Diproyeksikan Capai US$ 16,1 Miliar

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memproyeksikan penerimaan negara dari sektor migas pada tahun ini mencapai US$ 16,1 miliar, 35% lebih tinggi dibanding target US$ 11,9 miliar. Namun, produksi migas diprediksi tidak akan mencapai target, yakni hanya 96% dari target atau sebesar 1,9 barrel oil equivalent per day/boepd

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, sampai kuartal ketiga tahun ini, realisasi penerimaan negara dari sektor migas telah mencapai US$ 11,8 miliar. Angka ini hanya beda tipis dari target penerimaan negara sektor ini dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) yang ditetapkan sebesar US$ 11,9 miliar. 

“Outlook sampai akhir tahun, penerimaan migas bisa mencapai US$ 16,1 miliar,” kata dia.

Meski demikian, tingginya perkiraan penerimaan migas ini tidak sejalan dengan realisasi lifting migas nasional. Menurut Amien, realisasi lifting minyak sampai September lalu hanya 774 ribu barel per hari (bph) atau 97% dari target APBN 800 ribu bph. Sampai akhir tahun, lifting minyak ini diprediksi tetap akan di bawah target, yakni hanya 776 ribu bph.

Hal yang sama juga terjadi untuk lifting gas. Sampai kuartal ketiga, capaian lifting gas nasional masih di level 1,15 juta boepd atau 95% dari target APBN 1,2 juta boepd. Sementara proyeksi lifting gas sampai akhir tahun ini hanya 1,13 juta boepd atau 94% dari target.

Secara kumulatif, capaian lifting migas sampai kuartal ketiga 1,9 juta boepd atau 96% dari target 2 juta boepd. Outlook sampai akhir tahun sebesar 1,9 juta boepd atau 95% dari target,” tutur Amien.

Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher menegaskan, meski diproyeksikan hanya tercapai 95%, pihaknya masih akan berupaya untuk mencapai target produksi tahun ini. Apalagi, beberapa proyek migas dijadwalkan mulai beroperasi pada tahun ini. 

     Sesuai data SKK Migas, beberapa proyek ini adalah pengembangan Blok A oleh PT Medco E&P Malaka, optimalisasi fasilitas produksi Lica dan pengaliran gas Temelat ke Gunung Kembang Stasiun oleh PT Medcp E&P Indonesia, pengembangan Proyek SP oleh PT Pertamina Hulu Energi ONWJ, serta pembangunan subsea pipeline gas lift BW Lapangan Poleng oleh Pertamina EP 

“Masih ada dua proyek hulu migas yang akan onstream di kuartal keempat 2018 ini,” ujar Wisnu.

Wisnu mengakui, terkait capaian penerimaan migas, utamanya memang disebabkan oleh kenaikan harga minyak mentah. Namun, hal ini juga lantaran adanya efisiensi serta optimalisasi biaya operasi yang dilakukan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) , sehingga marjin labanya menjadi lebih bagus.

Mengacu data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), pada periode Januari-April lalu, harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ ICP) tercatat masih bertahan di kisaran US$ 61-67 per barel. Selanjutnya, ICP melejit naik menjadi US$ 72,46 per barel pada Mei. Setelah itu, ICP turun di kisaran US$ 70 per barel, kembali menjadi US$ 69,36 per barel di Agustus lalu, dan mencapai US$ 74,88 per barel di September.

Pengamat Energi sekaligus Ketua I Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Pri Agung Rakhmanto menilai, tren produksi migas nasional memang akan bertahan pada kisaran 700-800 ribu bph untuk minyak dan 1 juta boepd untuk gas. Bahkan, produksi migas ini akan terus turun jika tidak juga ditemukan lapangan migas baru dengan cadangan yang sangat besar. 

“Kalau sekedar menahan laju produksi, dilakukan optimalisasi produksi saja dari lapangan yang ada dan mengonstreamkan beberapa proyek baru. Dan itu yang selama ini dilakukan dari tahun ke tahun, makanya tren produksi migas seperti itu,” jelas dia.

Terkait capaian penerimaan migas yang diproyeksikan cukup tinggi, hal itu dikatakannya merupakan pengaruh dari peningkatan harga minyak mentah. 

"Jelas penerimaan migas akan lebih ditantukan oleh pergerakan harga minyak saja. Kalau dikonversikan ke Rupiah untuk dimasukkan ke APBN, secara otomatis bergantung juga pada pergerakan nilai tukar Rupiah terhadap Dolar Amerika Serikat,” kata Pri Agung.

Lebih Fokus

Sayangnya, kenaikan harga minyak mentah ini belum dapat meningkatkan investasi migas nasional. Menurut data SKK Migas, sampai September lalu, investasi migas mencapai US$ 7,9 miliar atau 56% dari target US$ 14,2 miliar. Investasi migas ini diproyeksikan hanya akan mencapai US$ 11,2 miliar pada akhir tahun ini. 

Namun, menurut Wisnu, realisasi investasi migas sampai kuartal ketiga tersebut lebih baik dibandingkan periode yang sama tahun lalu yang sebesar US$ 6,7 miliar. 

“Hal ini sejalan dengan peningkatan realisasi kegiatan pengembangan dan optimalisasi produksi, antara lain oleh Pertamina EP Pertamina Hulu Mahakam, Chevron Pacific Indonesia, ExxonMobil Cepu Limited, dan BP” tuturnya.

Pri Agung menyatakan, ditingkat global, tren investasi hulu migas sudah membaik dan mulai meningkat sejak awal 2018. Artinya, sudah dua tahun ini investasi hulu migas dunia terus naik. 

“Upstream (hulu migas) Indonesia relatif tertinggal,” ujarnya.

Penyebabnya, iklim investasi hulu migas nasional kalah kompetitif jika dibandingkan dengan negara lain. Untuk itu, pemerintah disarankannya melakukan perbaikan iklim investasi dengan fokus pada sasaran atau target yang jelas.

“Misalnya dalam lima tahun ke depan, entah bagaimana caranya, akan menemukan 1-2 lapangan migas baru sekelas Blok Cepu,” tutur Pri Agung. 

Sementara itu, mengacu data SKK Migas, realisasi pengembalian biaya operasi (cost recovery) pada tahun ini diproyeksikan melebihi target. Sampai September lalu, realisasi cost recovery tercatat sebesar US$ 8,7 miliar atau 87% dari target US$ 10,2 miliar. Selanjutnya, outlook cost recovery sampai akhir tahun sebesar US$ 11,7 miliar.

Investor Daily, Page-9, Friday, Oct 5, 2018

Oil and Gas Investment Grows 17% in the Third Quarter

Until the end of September 2018, upstream oil and gas investment had reached US $ 7.90 billion. That number grew 17.21% compared to the same period last year which amounted to US $ 6.74 billion. However, the realization of oil and gas investment until the third quarter of 2018 is still far from the government's target.

The realization of oil and gas investment as of the end of September was recorded at only 56% of the target throughout 2018 which reached US $ 14.2 billion. Seeing these conditions, the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) projects that by the end of the year, investment in the oil and gas sector will only reach US $ 11.2 billion or 79% of this year's target.

Head of the SKK Migas Program and Communication Division Wisnu Prabawa Taher revealed, the projection is in line with the estimated additional upstream oil and gas activities until the end of 2018. The calculation, taking into account current conditions, realization of activities and additional estimates of activities in the fourth quarter that can be completed, can be expected accordingly target and investment can be maximum. 

    The data is indeed dynamic and we continue to be interested, "Wisnu said. Although it is difficult to achieve the target, the realization of oil and gas investment so far is still better than the same period last year.

According to Wisnu, this year's increase in upstream oil and gas investment was due to an increase in activities in the upstream sector, especially investment to increase production which could reach 75% of the realization of upstream oil and gas investment or US $ 5.92 billion. 

     The remaining 20% ​​is for investment in oil and gas field development and 5% for exploration activities. According to Wisnu, there are still low exploration investment figures due to the many exploration activities that are ongoing and not yet completed.

So according to Wisnu, investment costs have not yet entered the calculation of realization of investment achievements during the third quarter of this year. According to him, the large number of production activities also made the majority of upstream oil and gas investment come from subsidiaries of PT Pertamina and several multinational oil and gas companies that manage oil and gas production blocks in Indonesia.

"Increased investment compared to last year is in line with increased realization of production development and optimization activities, mainly among others at Pertamina EP, Pertamina Hulu Mahakam, Chevron Pacific Indonesia, ExxonMobil Cepu Limited, and BP," Wisnu concluded.

Production is only 95%

Meanwhile, SKK Migas projects that until the end of the year, the realization of lifting, the realization of oil and gas will only reach 95% of the target or by 1.9 million barrels of Oil equivalent per day (BOEPD). The estimate consists of the oil lifting outlook at the end of this year of around 97% or 776,000 barrels per day (bpd) and gas lifting of only 94% or 1.1 million BOEPD at the end of 2018.

Wisnu said that the realization of oil and gas lifting was only 95% due to several production constraints that occurred in a number of oil and gas projects. One of them is the technical constraints of production equipment that occurred in the ONWJ Block managed by PT Pertamina Hulu Energi (PHE). There are also effects from the technical constraints of the pipeline in the production facilities in the Rokan Block managed by Chevron Pacific Indonesia (CPI).

"But these obstacles have been handled well," Wisnu said.

Then, constraints also occur because oil and gas production is not in line with the target. As in the Medco Natuna project, the production from the well drilling is not in line with expectations and there is drilling rescheduling. According to Wisnu, the same thing happened at the Pertamina EP project, where the drilling results were below expectations. Likewise, the Pertamina Upstream Mahakam project delayed drilling due to rig selection.

IN INDONESIAN

Investasi Migas Tumbuh 17% di Kuartal Ketiga

Hingga akhir September 2018, investasi hulu migas telah mencapai US$ 7,90 miliar. Jumlah itu tumbuh 17,21% dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu yang sebesar US$ 6,74miliar. Namun, realisasi investasi migas hingga kuartal III 2018 masih jauh dari target pemerintah. 

Realisasi investasi migas per akhir September tercatat hanya mencapai 56% dari target sepanjang 2018 yang mencapai US$ 14,2 miliar. Melihat kondisi tersebut, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memproyeksikan hingga akhir tahun nanti, investasi di sektor migas hanya akan mencapai US$ 11,2 miliar atau 79% dari target tahun ini. 

Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher mengungkapkan, proyeksi tersebut sesuai dengan perkiraan tambahan kegiatan hulu migas hingga akhir tahun 2018. Perhitungannya, dengan pertimbangan kondisi saat ini, realisasi kegiatan dan perkiraan tambahan kegiatan di kuartal IV yang bisa selesai, harapannya bisa sesuai target dan investasi bisa maksimal. Datanya memang dinamis dan terus kami montor,"  ujar Wisnu. Meski sulit mencapai target, realisasi investasi migas sejauh ini masih lebih baik dibandingkan periode yang sama tahun lalu.

Menurut Wisnu, peningkatan investasi hulu migas tahun ini karena adanya peningkatan kegiatan di sektor hulu, Terutama investasi untuk peningkatan produksi yang bisa mencapai 75% dari realisasi investasi hulu migas atau mencapai US$ 5,92 miliar. Sisanya sebesar 20% untuk investasi pengembangan lapangan migas dan 5% untuk kegiatan eksplorasi. Menurut Wisnu, masih rendahnya angka investasi eksplorasi karena banyaknya kegiatan eksplorasi yang sedang berlangsung dan belum selesai. 

Sehingga menurut Wisnu, biaya investasi belum masuk ke dalam perhitungan realisasi pencapaian investasi Selama kuartal ketiga tahun ini. Menurut dia, banyaknya kegiatan produksi pun membuat investasi hulu migas mayoritas berasal dari anak usaha PT Pertamina dan beberapa perusahaan migas multinasional yang mengelola blok migas produksi di lndonesia. 

"Peningkatan investasi dibandingkan tahun lalu sejalan dengan peningkatan realisasi kegiatan pengembangan dan optimalisasi produksi, utamanya antara lain di Pertamina EP, Pertamina Hulu Mahakam, Chevron Pacific Indonesia, ExxonMobil Cepu Limited, dan BP," pungkas Wisnu.

Produksi hanya 95%

Sementara itu, SKK Migas memproyeksikan hingga akhir tahun nanti, realisasi lifting, realisasi migas hanya mencapai 95% dari target atau sebesar 1,9 juta barrel Oil equivalent per day (BOEPD). Estimasi tersebut terdiri dari outlook lifting minyak pada akhir tahun ini sekitar 97% atau 776.000 barel per hari (bph) dan lifting gas hanya sebesar 94% atau sebesar 1,1 juta BOEPD pada akhir tahun 2018. 

Wisnu mengemukakan realisasi lifting migas yang hanya 95% disebabkan beberapa kendala produksi yang terjadi di sejumlah proyek migas. Salah satunya adalah kendala teknis peralatan produksi yang terjadi di Blok ONWJ yang dikelola oleh PT Pertamina Hulu Energi (PHE). Ada juga efek dari kendala teknis pipa di fasilitas produksi di Blok Rokan yang dikelola oleh Chevron Pacific Indonesia (CPI). 

"Namun kendala tersebut sudah ditangani dengan baik," ungkap Wisnu. 

Kemudian, kendala juga terjadi karena produksi migas yang tidak sesuai dengan target. Seperti di proyek Medco Natuna yang hasil produksi dari pengeboran sumurnya tidak sesuai dengan ekspektasi dan adanya reschedule pengeboran. Menurut Wisnu, hal serupa juga terjadi di proyek Pertamina EP, di mana hasil pengeboran di bawah ekspektasi. Begitu juga proyek Pertamina Hulu Mahakam yang menunda pengeboran karena terkait pemilihan rig.

Kontan, Page-14, Friday, Oct 5, 2018

2022 Peak of Natural Gas Supply

Overcome the Relying Deficit of New Projects

Domestic gas needs continue to increase. In fact, based on Indonesia's gas balance, there are two gas import scenarios. Namely, scenario I in 2027 and II in 2025 with a deficit below 500 million standard cubic feet per day (MMSCFD). The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) noted that natural gas supply in the 2018-2027 period will reach its peak in 2022 at 8,661 mmscfd. This figure increased compared to Indonesia's gas production in 2018 which reached 7,452 mmscfd.

A number of projects will support homeland gas production during this period. Among other things, Siwah Alur Field, Rambong, and Lulu Rayeu (Medco Blok A) are producing this year. The project can reach peak production of 67.4 mmscfd. Then, Field MDA & MBH and MDK (HCML), Jambaran Tiung Biru, Badik Field, and West Badik (PHE Nunukan) in 2019. Jambaran Tiung Biru has a peak production of 330 mmscfd.

HCML

Then, BP Berau Expansion (LNG Train 3) in 2020 and the Merakes Field (Eni East Sepinggan and Red Kido Smoke) peaked at 709 mmscfd, 391 mmscfd and 170 mmscfd respectively. There is also a Gendalo, Gandang and Gehem Field (GDR Chevron Project) gas project which is projected to operate in 2022.

After 2022, gas production has gradually declined to 8,048 mmscfd in 2027. However, by 2027, Abadi Field (INPEX Masela) operates with a production of 1,200 mmscfd. The East Natuna Block also operates that year. The operation of these projects is expected to meet domestic gas needs in Indonesia.

"Not all of the shortage regions and shortages are handled. For example, 2025 region 3. Connect the pipeline between Gresik and Semarang, the supply will come from Surabaya. This is no longer a shortage," explained EMR Deputy Minister Arcandra Tahar.

Based on Indonesia's gas balance, region 3 or Central Java is one area that does not have the potential for large gas reserves. In 2018 to 2027, there has been no additional gas supply from the region. This year, gas supply in the region reached 79.98 mmscfd. Hopefully, with the connection of the Gresik-Semarang pipeline, the demand for gas in Region 3 can be met from the supply of region 4 or East Java.

IN INDONESIAN

2022 Puncak Pasokan Gas Bumi

Atasi Defisit Andalkan Proyek-Proyek Baru

Kebutuhan gas domestik terus meningkat. Bahkan, berdasar neraca gas Indonesia, ada dua skenario impor gas. Yakni, skenario I pada 2027 dan II pada 2025 dengan defisit di bawah 500 million standard cubic feet per day (mmscfd). Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat, pasokan gas bumi dalam kurun waktu 2018-2027 akan mencapai puncaknya pada 2022 sebesar 8.661 mmscfd. Angka tersebut meningkat dibandingkan dengan produksi gas Indonesia pada 2018 yang mencapai 7.452 mmscfd.

Sejumlah proyek akan menopang produksi gas tanah air pada masa tersebut. Di antaranya, Lapangan Alur Siwah, Rambong, dan Lulu Rayeu (Medco Blok A) yang berproduksi tahun ini. Proyek itu bisa mencapai produksi puncak sebesar 67,4 mmscfd. Lalu, Lapangan MDA & MBH serta MDK (HCML), Jambaran Tiung Biru, Lapangan Badik, dan West Badik (PHE Nunukan) pada 2019. Jambaran Tiung Biru memiliki produksi puncak 330 mmscfd.

Kemudian, BP Berau Expansion (LNG Train 3) pada 2020 serta Lapangan Merakes (Eni East Sepinggan dan Asap Kido Merah) puncaknya masing-masing sebesar 709 mmscfd, 391 mmscfd, dan 170 mmscfd. Juga ada proyek gas Lapangan Gendalo, Gandang, dan Gehem (IDD Project Chevron) yang diproyeksikan beroperasi pada 2022.

Setelah 2022, produksi gas berangsur turun menjadi 8.048 mmscfd pada 2027. Namun, pada 2027, Lapangan Abadi (INPEX Masela) beroperasi dengan produksi sebesar 1.200 mmscfd. Blok East Natuna juga beroperasi di tahun itu. Beroperasinya proyek-proyek tersebut diharapkan dapat memenuhi kebutuhan gas domestik di Indonesia. 

"Tidak semua region shortage dan yang shortage kami atasi. Misalnya, 2025 region 3. Sambung pipa antara Gresik dan Semarang, maka suplai akan berasal dari Surabaya. Ini tidak shortage lagi,” urai Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar.

Berdasar neraca gas Indonesia, region 3 atau Jawa Tengah merupakan salah satu wilayah yang tidak memiliki potensi cadangan gas yang besar. Pada 2018 hingga 2027, belum ada tambahan pasokan gas yang berasal dari wilayah tersebut. Tahun ini pasokan gas diwilayah itu mencapai 79,98 mmscfd. Diharapkan, dengan tersambungnya pipa ruas Gresik-Semarang, kebutuhan gas pada Region 3 dapat terpenuhi dari pasokan region 4 atau Jawa Timur.

Jawa Pos, Page-5, Tuesday, Oct 2, 2018

Ready-to-Gas Boaming

The golden age of the global gas industry is predicted to arrive soon after the shift of unfriendly fuel consumption, such as crude oil and coal, to natural gas. Indonesia also will have to strengthen the natural gas infrastructure to seize opportunities. Based on projections, North America, especially the United States (US), will become the leader of world gas producers with abundant production.

"The use of electric vehicles in the world will also change the world's energy market as more and more power plants use gas," said Sasaka Peace Foundation Chairman Nobuo Tanaka as moderator of the discussion on What's Next for The Asia Pacific Gas Market in the World Gas Conference (WGC) 2018, in Washington DC, Wednesday (27/6).

WGC is a 3-year event organized by a country that holds leadership in the International Gas Union. The WCC was attended by influential energy leaders, executive officers of the global energy giant, such as Exxon Mobil Corp., BP Plc., Total, senior officials from the US Department of State and energy bureau, and a number of energy ministers from oil and gas producers and consumers such as Argentina and Indonesia .

Tanaka, who is also a former Executive Director of the International Energy Agency (IEA), added that China would also switch to greener energy, which is gas, and reduce the use of coal as a source of energy. Predictions on the gas market in China are also corroborated by Chairman of Board of Director of Beijing Gas Group Li Yalan.

He said gas consumption in the country will increase significantly driven by the increase of pipelines, and 70,000 km to 100,000 km by 2020. In addition, China has 18 Liquified Natural Gas (LNG) terminals with capacity of 60 million cubic meters per year.

"With expansion and development, the 18 terminals will have a capacity of 80 million tons by 2020," he said.

Growing gas consumption is in line with China's move to reduce coal consumption for power generation. For example, a large-scale power plant that requires 35 million tons of coal per year to be only one-fourth or five million tons. Last year, the IEA has predicted the use of natural gas will surpass coal in 2030 as the world's second largest energy source. By 2040, gas consumption is expected to equal the use of oil as the largest source of energy.

Currently, the position of natural gas as an energy source is in the third position with a percentage of 23.3%. The natural gas position is under 27% coal, and oil is 34%. In the long term, the IEA says the global gas market will face challenges and cost advantages in emerging markets.

On the other hand, trade disputes between the United States and China can disrupt the global energy market in the short term. Beijing this month filed a counter-rate for petroleum and US imports. It is expected to hit the US oil and gas industry. Chevron CEO Mike Wirth fears the trade tension could hit demand for energy commodities.

"The risk of a trade war begins to weigh on people's perceptions of economic growth," Reuters quoted him as saying.

INDONESIA OPPORTUNITY

Discussion of the Asia Pacific gas market in the WGC event also featured ESDM Minister Ignatius Jonan as the keynote speaker. The other panelists, among them EVP 81 Upstream CEO Petronas Anuar Taib and Li Yalan. In his presentation, Jonan predicts that the use of gas as a primary energy source is increasing. In Indonesia, the increase in gas consumption is predicted to reach 6% -7% per year, or above economic growth.

However, he is optimistic that Indonesia should not become a future gas importer following the discovery of new gas wells such as in the deep sea in Makassar Strait and Masela Block in Maluku. The two new gas sources will break the IEA's prediction that Indonesia will become a net importer of gas by 2040. Masela will produce 1.2 million cubic feet of gas per day and IDD 1,000 cubic feet per day. Jonan said that when answering Tanaka's question.

"The IEA Prediction is not wrong. However, the prediction was made before the discovery of gas Masela, Maluku, and Makassar Strait, "said Jonan.

In the Masela Block, Inpex and Shell act as operators and are expected to start production by 2027. As for the IDD project is operated by Chevron. In data from SKK Migas, IDD Gendalo and Gehem Project managed by Chevron Makassar Ltd. will start operating (on stream) in 2024 and 2025. IDD Gendalo is estimated to have production of about 500 million cubic feet per day, while Gehem amounts to 420 million cubic feet per day.

Nicke Widyawati, Ignatius Jonan, and Neil Chapman

With a daily gas production of 1.2 million barrels of oil equivalent, only 60% is used for domestic consumption. Plt. President Director of PT Pertamina Nicke Widyawati assess infrastructure development as the main requirement for the development of natural gas as one of the main energy besides oil and coal. Later, the infrastructure is needed to naturally populate the local liquefied natural gas.

Nicke Widyawati

"Infrastructure needed, among others, LNG terminals and gas pipelines. It could make domestic gas prices more competitive, "Nicke said.

Nicke said Pertamina will further explore the gas business from infrastructure such as LNG and gas pipeline. Holding BUMN Migas also became a supporter of the company's growth to strengthen the gas infrastructure.

"The gas infrastructure should be reinforced by industrial development plans. PGN [PT Perusahaan Gas Negara Tbk.] And PT Pertamina Gas will develop infrastructure to bring gas sources closer to consumers, "he said.

According to Nicke, the distance between gas sources and closer consumers could push down the price of gas more competitive. In the future, Nick said the company coordinates with major gas consumers such as PT Perusahaan Listrik Negara.

"Joint planning is done in order to be clear what to support."

IN INDONESIA

Siap-Siap Boaming Gas

Masa emas industri gas dunia diprediksi segera tiba setelah beralihnya konsumsi bahan bakar tidak ramah lingkungan, seperti minyak mentah dan batu bara, ke gas alam. Indonesia pun mau tidak mau harus memperkuat infrastruktur gas bumi untuk meraih peluang. Berdasarkan proyeksi, Amerika Utara, terutama Amerika Serikat (AS), akan menjadi pemimpin produsen gas dunia dengan produksi yang melimpah.

“Penggunaan kendaraan listrik di dunia juga akan mengubah pasar energi dunia karena makin banyak pembangkit listrik menggunakan gas,” kata Chairman The Sasaka Peace Foundation Nobuo Tanaka saat menjadi moderator diskusi bertema What Next for The Asia Pacific Gas Market di arena World Gas Conference (WGC) 2018, di Washington DC, Rabu (27/6).

WGC merupakan kegiatan 3 tahunan yang diselenggarakan oleh negara yang memegang kepemimpinan dalam International Gas Union. WCC dihadiri oleh pemimpin berpengaruh bidang energi, pejabat eksekutif raksasa energi global, seperti Exxon Mobil Corp., BP Plc., Total, pejabat senior dari Departemen Luar Negeri AS dan biro energi, serta sejumlah menteri energi dari produsen dan konsumen migas seperti Argentina dan Indonesia.

Tanaka yang juga mantan Direktur Eksekutif Intemational Energy Agency (IEA) menambahkan China juga akan beralih ke energi yang lebih hijau, yaitu gas, dan mengurangi pemakaian batu bara sebagai sumber energi. Prediksi atas pasar gas di China juga dikuatkan oleh Chairman of Board of Director Beijing Gas Group Li Yalan. 

Dia mengatakan konsumsi gas di negara itu akan meningkat signifikan didorong oleh bertambahnya jaringan pipa, dan 70.000 km menjadi 100.000 km pada 2020. Selain itu, China memiliki 18 Terminal liquified natural gas (LNG) dengan kapasitas 60 juta meter kubik per tahun. 

“Dengan ekspansi dan pengembangan, 18 terminal itu akan memiliki kapasitas 80 juta ton pada 2020,” tuturnya.

Konsumsi gas yang terus meningkat itu sejalan dengan langkah China mengurangi konsumsi batu bara untuk pembangkit listrik. Misalnya, satu PLTU skala besar yang memerlukan batu bara 35 juta ton per tahun menjadi hanya sepertujuhnya atau 5 juta ton. Tahun lalu, IEA telah memprediksi penggunaan gas alam akan melampaui batu bara pada 2030 sebagai sumber energi kedua terbesar di dunia. Pada 2040, konsumsi gas diperkirakan menyamai penggunaan minyak sebagai sumber energi terbesar.

Saat ini, posisi gas bumi sebagai sumber energi berada di posisi ketiga dengan persentase 23,3%. Posisi gas bumi berada di bawah batu bara 27%, dan minyak sebesar 34%. Secara jangka panjang, IEA menyatakan pasar gas global akan menghadapi tantangan dan persajngan biaya di pasar negara berkembang. 

Di sisi Iain, perselisihan dagang antara Amerika Serikat dan China dapat menggangu pasar energi global dalam jangka pendek. Beijing pada bulan ini mengajukan tarif balasan untuk impor petroleum dan AS. Hal itu diperkirakan dapat memukul industri migas AS. CEO Chevron Mike Wirth khawatir tensi perdagangan dapat memukul permintaan komoditas energi. 

“Risiko perang dagang mulai membebani persepsi orang terhadap pertumbuhan ekonomi,” seperti dikutip Reuters.

PELUANG INDONESIA

Diskusi pasar gas Asia Pasifik dalam ajang WGC juga menampilkan Menteri ESDM Ignasius Jonan sebagai pembicara utama. Adapun panelis lainnya, di antaranya EVP 81 CEO Upstream Petronas Anuar Taib dan Li Yalan. Dalam paparannya, Jonan memprediksi bahwa penggunaan gas sebagai sumber energi primer semakin meningkat. Di Indonesia, peningkatan konsumsi gas diprediksi mencapai 6%-7% per tahun, atau di atas pertumbuhan ekonomi.

Namun, dia optimistis Indonesia tidak harus menjadi importir gas pada masa depan menyusul ditemukannya sumur gas baru seperti di laut dalam Selat Makassar dan Blok Masela di Maluku. Dua sumber gas baru tersebut akan mematahkan prediksi IEA bahwa Indonesia akan menjadi net importir gas pada 2040. Masela akan memproduksi gas 1,2 juta kaki kubik per hari dan IDD 1.000 kaki kubik per per hari. Jonan menyatakan hal itu saat menjawab pertanyaan Tanaka. 

“Prediksi IEA tidak salah. Akan tetapi, prediksi itu dibuat sebelum penemuan gas Masela, Maluku, dan Selat Makassar,” kata Jonan. 

Pada Blok Masela, Inpex dan Shell bertindak sebagai operator dan diperkirakan akan memulai produksi pada 2027. Adapun, proyek IDD dioperasikan oleh Chevron. Dalam data SKK Migas, Proyek IDD Gendalo dan Gehem yang dikelola oleh Chevron Makassar Ltd. akan mulai beroperasi (on stream) pada 2024 dan 2025. IDD Gendalo diperkirakan memiliki produksi sekitar 500 juta kaki kubik per hari, sedangkan Gehem sebesar 420 juta kaki kubik per hari.

Dengan produksi gas harian 1,2 juta barrel setara minyak, hanya 60% yang digunakan untuk konsumsi domestik. Plt. Direktur Utama PT Pertamina Nicke Widyawati menilai pembangunan infrastruktur menjadi syarat utama untuk pengembangan gas bumi sebagai salah satu energi utama selain minyak dan batu bara. Nantinya, infrastruktur itu diperlukan untuk mengutilisasi gas alam cair lokal secara maksimal.

“Infrastruktur yang dibutuhkan antara lain, terminal LNG dan pipa gas. Hal itu bisa membuat harga gas domestik menjadi Iebih kompetitif,” Kata Nicke.

Nicke mengatakan Pertamina akan semakin mendalami bisnis gas dari sisi infrastruktur seperti LNG dan gas pipa. Holding BUMN Migas pun menjadi pendukung pertumbuhan perseroan untuk memperkuat infrastruktur gas.

“lnfrastruktur gas memang harus diperkuat dengan rencana pengembangan industri. PGN [PT Perusahaan Gas Negara Tbk.] dan PT Pertamina Gas bakal mengembangkan infrastruktur agar mendekatkan sumber gas dengan konsumen,” ujarnya.

Menurut Nicke, jarak antara sumber gas dengan konsumen yang semakin dekat bisa menekan harga jual gas Iebih kompetitif. Pada masa mendatang, Nickemengatakan perseroan menjalin koordinasi dengan konsumen gas utama seperti PT Perusahaan Listrik Negara. 

“Joint planning dilakukan agar jelas apa yang harus didukung.”

Bisnis Indonesia, Page-1, Friday, June 29, 2018