Pertamina Garap Bontang

          Melalui pengubahan skema tersebut, proyek Kilang Bontang diharapkan dapat berjalan lebih cepat sehingga ditargetkan rampung pada 2023. Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, perusahaan minyak nasional tersebut telah memperoleh penugasan dari pemerintah untuk pembangunan Kilang Bontang. 
         Direktur Megaproyek dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi mengatakan, pemberitahuan secara lisan sudah diperoleh. Hardadi menyebut, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) telah menetapkan pengubahan skema pembangunan sejak dua hari lalu. Namun, hingga saat ini perseroan masih menanti Surat resmi penugasan tersebut. 
          Hardadi memaparkan, proses selanjutnya akan serupa dengan proyek Kilang Tuban yakni mencari mitra baru. Setelah mendapat surat resmi penugasan dari pemerintah, perseroan akan memperoleh mitra baru dalam waktu 3-4 bulan. 
          Menurutnya, pemilihan mitra tak akan sulit karena hanya akan diambil dari calon mitra yang sebelumnya mengikuti lelang pada proyek pembangunan kilang lainnya. Beberapa calon mitra Pertamina yang sudah menyatakan minat yakni Oman, Iran, Kuwait, dan China yang umumnya telah terlibat dalam proses lelang pada Kilang Tuban. 
         Kilang Bontang memiliki kapasitas 300.000 bph dengan target produksi Premium diperkirakan 120.000 bph. Kilang tersebut juga memiliki tingkat intemal rate of return (IRR) sebesar 7%, sedangkan skema pembangunan kilang terintegrasi menghasilkan gasolin yang lebih kecil yaitu 60.000 bph. lnvestasi Kilang Bontang sekitar US$12 miliar-US$13 miliar. 
          Hardadi memperkirakan, Pertamina telah memperoleh mitra pada Maret 2017 dalam pembangunan Kilang Bontang. Hardadi menuturkan, tantangan dalam proyek Kilang Tuban yaitu lokasi yang berada di lahan berbukit dan berair. 
          Pertamina, tidak mudah dalam menyiapkan lahan sebagai lokasi proyek. Terkait dengan pendanaan proyek, perseroan masih akan melakukan evaluasi. Pasalnya, pemerintah sebelumnya mempertimbangkan kemampuan keuangan Pertamina yang sedang menjalankan sejumlah proyek kilang secara bersamaan yakni Kilang Tuban, Kilang Dumai, Kilang Balikpapan, Kilang Balongan, Kilang Cilacap, dan Kilang Balikpapan. 
          Direktur Pembinaan Usaha Hilir Kementerian ESDM Setyorini Tri Hutami mengatakan, hingga saat ini pihaknya belum membuat naskah keputusan menteri terkait dengan penugasan Pertamina untuk membangun Kilang Bontang

Bisnis Indonesia, Halaman : 30,  Rabu, 9 Nop 2016

FITRA Tawarkan Tiga Skema PI Blok Tuban Tuban

         

 Forum Indonesia untuk Transparansi Anggaran ( Fitra) Jawa Timur, menyarankan pemerintah Kabupaten Tuban untuk memilih Liga skema penyertaan modal (Participating Interest/Pl) Blok Tuban tanpa menggandeng pihak swasta sebagai penyandang dana. Usulan tersebut sebagai dukungan supaya pengalaman pahit Pl Blok Cepu yang menimpa Pemkab Bojonegoro tidak dialami oleh Pemkab Tuban. 

         Tiga skema Pl tanpa swasta yang dapat menjadi referensi Pemkab yakni, pertama saham rakyat artinya seluruh biaya Pl ditanggung bersama sesuai kemampuan rakyat. Kedua melalui invetasi Pemerintah (PIP), dan ketiga dengan menggandeng BUMN. Miftah berharap Pemkab Tuban harus belajar dari pengalaman Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) Bojonegoro jika ingin menggandeng swasta dalam Pl, Pengelolaan Pl 10 % Blok Cepu oleh BUMD Bojonegoro, bersama PT. Asri Dharma Sejahtera (ADS) jelas merugikan. 

          Saat itu skema bagi basil yang diterima Bojonegoro cukup kecil yakni 25% untuk PT. ADS, dan 75% untuk penyandang dana yaitu PT Surya Energi Raya (SER). Selain itu, keuntungan dari Pl Blok Cepu baru diterima BUMD Bojonegoro sotelah semua biaya yang dikeluarkan PT SER kembali atau balik modal. Menurutnya, salah satu skema PI Blok Tuban tanpa swasta sangat efektif dilakukan, mengingat ABPD Tuban tidak mampu menanggung seluruh biaya Pl. Terpenting memastikan BUMD yang bakal mengeloa Pl mampu secara pendanaan, maupun pengalaman bisnis Migas.

Bhirawa, Halaman : 7,Rabu, 9 Nop 2016

Peningkatan Produksi asih Tunggu Revisi Amdal

ExxonMobil Cepu Limited menyatakan realisasi peningkatan produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu menjadi 200 ribu bph masih menunggu revisi dokumen analisis dampak lingkungan (Amdal). Pasalnya, dalam Amdal yang ada, Blok Cepu hanya diizinkan diproduksikan maksimal 185 ribu bph. Vice President Public and Government Affair's ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto mengatakan, secara prinsip, peningkatan produksi menjadi 200 ribu bph itu sudah disetujui pemerintah.

Namun, pihaknya tidak bisa serta merata menaikkan produksi Blok Cepu tanpa merevisi Amdal terlebih dahulu. Jika Amdal sudah disetujui, disebutnya tidak akan membutuhkan waktu lama untuk menggenjot produksi Blok Cepu menjadi 200 ribu bph. Saat ini pun, produksi minyak di blok tersebut sudah stabil di kisaran 185 ribu bph. Jika pemerintah menargetkan produksi rata-rata setahun blok migas di perbatasan Jawa Tengah dan Jawa Timur ini sebesar 200 ribu bph pada 2017, peningkatan produksi harus dimulai dari awal tahun.

Pihaknya sendiri sudah siap menaikkan produksi minyak di Blok Cepu. Apalagi, peningkatan produksi ini tidak membutuhkan penambahan alat yang cukup signitikan. Kapasitas produksi fasilitas yang ada masih dapat disesuaikan. Sehingga, tidak perlu ada tambahan investasi untuk mendorong produksi Blok Cepu menjadi 200 ribu bph. Terkait kapasitas fasilitas produksi, penampungan, dan bongkar muat terapung (floating production, storage, and offloading/ FPSO) Gagak Rimang yang didesain dengan asumsi puncak produksi Blok Cepu 185 ribu bph, Erwin menyatakan sudah diantisipasi.

Pihaknya telah membahasnya antisipasi yang dilakukan dengan PT Pertamina EP Cepu, selaku anak usaha PT Pertamina untuk menghindari terjadinya top tank (tangki penuh). Bisa pakai kapal tanker yang lebih besar. Yang mengambil (minyak) paling banyak kan Pertamina. Peningkatan produksi Blok Cepu merupakan Salah satu keputusan dalam rapat pemerintah dengan Komisi VII DPR RI. Desakan itu mengemuka lantaran resiko lain dari tidak digenjotnya produksi Blok Cepu adalah semakin besarnya impor minyak mentah.

Selain itu, Blok Cepu juga menjadi andalan mengejar target produksi tahun depan sebesar 815 ribu bph. Lapangan Banyu Urip diharapkan dapat menghasilkan 450 juta barel minyak selama masa operasi proyek. Dalam beberapa dekade terakhir, Lapangan Banyu Urip merupakan proyek minyak terbesar di Indonesia. Saat ini, komposisi saham di Blok Cepu adalah ExxonMobil Cepu Limited sebagai operator memiliki saham 45%, PT Pertamina EP Cepu 45%, serta empat Badan Usaha Milik Daerah 10%. Keempat BUMD itu yaitu PT Blora Patragas Hulu, PT Petrogas Jatim Utama Cendana, PT Asri Darma Sejahtera, dan PT Sarana Patra Hulu Cepu.

Investor Daily, Halaman : 9, Selasa, 8 Nop 2016

Pemkab Bojonegoro Protes Terkait DBH Migas

Protes dilayangkan Pemerintah Kabupaten Bojonegoro kepada Menteri Keuangan terkait kebijakan dan penyaluran dana bagi hasil (DBH) migas yang mengalami kelebihan bayar Rp 549.508.726. 027 pada 2015. Kepala Dinas Pendapatan Daerah Pemkab Bojonegoro, Herry Sudjarwo, mengatakan sesuai laporan dari Menteri Keuangan, kata dia, perolehan DBH migas 2015 untuk daerahnya yang sudah diterima sebesar Rp 663 miliar mengalami kelebihan bayar sebesar Rp 549.508.726.027. Perolehan DBH Migas 2015 sebesar Rp 663 miliar itu ya jelas sudah dimanfaatkan untuk berbagai keperluan.

Dengan adanya kelebihan bayar sekitar Rp 550 miliar, berarti perolehan DBH migas pada 2015 sangat kecil jika dibandingkan produksi minyak Blok Cepu rata-rata ketika itu sekitar 58 ribu bph. Menurutnya, munculnya keputusan kelebihan bayar DBH migas 2015 untuk daerahnya disebabkan perolehan dari penjualan minyak Blok Cepu dimanfaatkan untuk membayar ‘cost recovery’. Padahal produksi minyak Blok Cepu pada 2015 mencapai 26,7 juta barel dengan harga minyak dunia rata-rata 45 dolar per barel bisa memperoleh 1.200.500.000 dolar.

Perolehan penjualan minyak itu dibayarkan untuk membayar ‘cost recovery’ sebesar 1.133. 400.000 dolar. Seharusnya pembayaran ‘cost recovery’ atau biaya produksi tidak langsung dibebankan kepada daerah sekaligus, tapi bisa dilakukan bertahap selama lima tahun. Karena itu, menurutnya, di dalam Surat yang ditandatangani Bupati Bojonegoro Suyoto tertanggal 4 November 2016 berisi permintaan penjelasan kepada Menteri Keuangan terkait adanya keputusan kelebihan bayar DBH migas 2015.

Masih di dalam Surat itu juga disampaikan kebijakan ‘cost recovery’ minyak Blok Cepu harus diperhitungkan dalam lima tahun ke depan. Ia juga menambahkan, pemkab mendesak Menkeu meninjau ulang penghitungan pengurangan pembagian dana alokasi umum (DAU) dan dana alokasi khusus (DAK) bagi daerahnya sebagai daerah penghasil migas. Perolehan DAU dan DAK Bojonegoro berkurang karena masuk daerah migas, padahal perolehan DBH migas kenyataan tidak sebanding berkurangnya DAU dan DAK. Surat protes itu juga disampaikan kepada Presiden RI dan Komisi VII DPR RI sebagai tembusan. Komisi VII DPR RI memperoleh tembusan karena yang menyetujui adanya pengurangan perolehan DBH migas 2015 untuk daerah kami.

IN ENGLISH

Protests aimed Bojonegoro Regency Government to the Minister of Finance related to policy and distribution of funds for oil and gas that had surpluses to pay Rp 549 508 726. 027 in 2015. Head of the Department of Revenue Bojonegoro Regency, Herry Sudjarwo, said that according to reports from the Ministry of Finance, he said, the acquisition of oil and gas DBH 2015 to regions that have received Rp 663 billion in excess pay Rp 549 508 726 027. DBH acquisition of oil and gas in 2015 amounted to Rp 663 billion it so obviously been used for various purposes.

With the overpayment of about Rp 550 billion, meaning the acquisition of oil and gas revenue sharing in 2015 was very small compared to the Cepu Block oil production average when it was about 58 thousand bpd. According to him, the emergence of overpayment decision DBH 2015 to a local oil and gas due to the acquisition of the Cepu Block oil sales be used to pay the 'cost recovery'. Whereas the Cepu Block oil production in 2015 to reach 26.7 million barrels, with world oil prices average 45 dollars per barrel could obtain 1.2005 billion dollars.

Acquisition of oil sales is paid to pay the 'cost recovery' amounted to 1.1334 billion dollars. Supposedly payments 'cost recovery' or indirect production costs charged to the area as well, but could be phased in over five years. Therefore, he argued, in the letter signed Bojonegoro Regent Suyoto dated 4 November 2016 contains an explanation to the Minister of Finance related to their decision DBH overpayment for oil and gas in 2015.

Still in the letter was also delivered a policy of 'cost recovery' Cepu oil should be taken into account in the next five years. He also added, the local government minister urged to review the calculation of the reduction the division of general allocation funds (GAF) and Special Allocation Fund (SAF) for the region as oil and gas producing regions. Acquisition GAF and SAF Bojonegoro reduced due to enter the area of ​​oil and gas, whereas the acquisition of oil and gas revenue sharing fact not comparable decrease in GAF and SAF. Letter protests were also submitted to the President and Commission VII of the House of Representatives as a copy. Commission VII of the House of Representatives obtained a copy for the approved a reduction in the acquisition of oil and gas DBH 2015 for our area.

Republika, Page, 13, Tuesday, Nop, 8, 2016

Lifting Oil Support GDP East Java

     East Java print economic growth higher than the national. In the third quarter, economic growth in East Java reached 5.61 percent compared with the same period last year. Gross domestic product (GDP) Java supported mining and quarrying sector, especially the increase in oil production in Bojonegoro. Growth in oil and gas lifting in the third quarter reached 23 percent yesterday. The highest contribution of oil while gas only slightly.

        In addition to the oil and gas sector of accommodation and food and beverages as well as information and communication grow quite large. While the sector has decreased is the procurement of electricity, gas, and the production of ice. Natural gas exploration activities are not as many as usual. The increase in tariff resulted in electricity consumption in households and industry declined. The contractions reached 1.55 percent. Economic growth was also influenced government spending declined 3.63 percent.

         Another factor is the inter-regional net exports grew 20.81 percent. Exports and imports each grew 3.99 percent and 0.43 percent. The lack of export growth affected the economic slowdown countries trading partners in East Java, especially Singapore, China, and Europe. What was experienced nationally is also experienced in East Java. Because 15-20 percent of Indonesia's economy of East Java. Foreign imports growing thin is the stuff of raw materials / auxiliary materials and capital goods.

       That is, the import of machinery decreased making it less able to push the performance of the industrial sector. The increase in imports would occur in consumer goods. Based on the trend, foreign exports and foreign imports until the end of the year will continue to decline.

IN INDONESIAN

Lifting Minyak Topang PDB Jatim

         Jawa Timur mencetak pertumbuhan ekonomi yang lebih tinggi jika dibandingkan dengan nasional. Pada triwulan ketiga, pertumbuhan ekonomi Jatim mencapai 5,61 persen bila dibandingkan dengan periode yang sama tahun lalu. Produk domestik bruto (PDB) Jatim ditopang sektor pertambangan dan penggalian, terutama peningkatan produksi minyak di Bojonegoro. Pertumbuhan lifting migas pada triwulan ketiga kemarin mencapai 23 persen. Minyak yang kontribusinya paling tinggi sedangkan gas hanya sedikit.

        Selain migas, sektor akomodasi dan makanan-minuman serta informasi dan komunikasi bertumbuh cukup besar. Sedangkan sektor yang mengalami penurunan adalah pengadaan listrik, gas, dan produksi es. Kegiatan eksplorasi gas alam tidak sebanyak biasanya. Kenaikan tarif mengakibatkan pemakaian listrik di rumah tangga dan industri menurun. Kontraksinya mencapai 1,55 persen. Pertumbuhan ekonomi juga di pengaruh belanja pemerintah yang menurun 3,63 persen.

        Faktor lainnya adalah net ekspor antar daerah yang tumbuh 20,81 persen. Ekspor dan impor masing-masing bertumbuh 3,99 persen dan 0,43 persen. Minimnya pertumbuhan ekspor dipengaruhi melemahnya kondisi perekonomian negara-negara yang menjadi mitra dagang Jawa Timur, terutama Singapura, Tiongkok, dan Eropa. Apa yang dialami secara nasional juga dialami Jawa Timur. Karena 15-20 persen ekonomi Indonesia ini dari Jawa Timur. Impor luar negeri yang tumbuh tipis adalah barang bahan baku/ bahan penolong dan barang modal.

        Artinya, impor permesinan menurun sehingga kurang mampu mendorong kinerja sektor industri. Peningkatan impor justru terjadi pada barang konsumsi. Berdasar tren, ekspor luar negeri dan impor luar negeri hingga akhir tahun akan terus menurun.

Jawa Pos, Page-5, Tuesday,Nov, 8, 2016

Pengeboran Minyak Ilegal masih Marak

Ilegal drilling (pengeboran ilegal) di Indonesia kian marak. Sekretaris Dinas ESDM Provinsi Jatim, Supoyo menjelaskan, pengelolaan sumur tua diatur dalam Peraturan Menteri ESDM No 01 tahun 2008 tentang Pedoinan Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi Pada Sumur Tua. Dalam aturan itu, ditetapkan bahwa KUD atau BUMD yang ingin bekerja sama memproduksi minyak bumi pada sumur ma, dapat mengajukan permohonan kepada KKKS dengan tembusan kepada Menteri ESDM cq Dirjen Migas dan BPMIGAS (kini SK Migas).

Jika permohonan disetujui, maka Dirjen Migas atas nama Menteri ESDM memberikan persetujuan rnemproduksi kepada KKKS. Selanjutnya, KKKS dan KUD atau BUMD wajib menindaklanjuti dengan perjanjian memproduksi minyak bumi. Jangka waktu perjanjian tidak melebihi sisa waktu KKS dan diberikan paling lama 5 tahun serta dapat diperpanjang untuk jangka waktu 5 tahun. Perpanjangan ini wajib mendapat persetujuan Menteri ESDM. Supoyo menerangkan, KUD atau BUMD dapat mulai memproduksi minyak setelah ada perjanjian dengan KKKS.

Hasil yang diperoleh, harus diserahkan kepada KKKS dan untuk itu, KUD atau BUMD mendapat imbalan jasa yang besarannya didasarkan kesepakatan kesepakatan kedua helah pihak. Ketika ditanya, daerah di Jatim yang masih memanfaatkan sumur tua, Supoyo menerangkan, Jatim ada empat daerah yakni Kota Surabaya sebanyak 800 sumur, Kabupaten Gresik kurang lebih 10 sumur, Kabupaten Tuban kurang lebih 10 sumur dan Kabupaten Bojonegoro kurang lebih 250 sumur. Saat ini, hanya Surabaya yang memilih menutup sumur tersebut.

IN ENGLISH

Illegal drilling in Indonesia increasingly prevalent. Secretary of the Department of Energy and Mineral Resources (ESDM) East Java Province, Supoyo explained that the management of old wells arranged in the Minister of Energy and Mineral Resources No. 01 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In the old well. Under the rules, it was determined that the Village Unit Cooperatives KUD) or Regional Owned Enterprises (enterprises) that want to work together to produce oil in old wells, may apply to the Contractor of Cooperation Contract (PSC) with a copy to the Minister of Energy and Mineral Resources cq Directorate General of Oil and Gas and Oil and Gas Regulatory Agency (now the Special Unit oil and gas).

If the application is approved, the Directorate General of Oil and Gas on behalf of the Minister of Energy and Mineral Resources rnemproduksi gave approval to the PSC. Furthermore, the PSC and KUD or local government shall follow up with an agreement to produce petroleum. Term of agreement not exceeding the PSC and given time a maximum of 5 years and can be renewed for a period of 5 years. This extension shall be approved by the Minister. Supoyo explained, cooperatives or enterprises can begin producing oil after the agreement with the PSC.

The results obtained, shall be submitted to the PSC and for the cooperatives or local government services has been rewarded with the amount based on the deal agreed by both parties. When asked, the areas in East Java that still utilize old wells, Supoyo explained, there are four areas namely East Java city of Surabaya as many as 800 wells, Gresik approximately 10 wells, approximately 10 Tuban and Bojonegoro wells of approximately 250 wells. Currently, only Surabaya who choose to close these wells.

Harian Bangsa, Page : 2, Tuesday, Nop,8, 2016

Pemkab Bojonegoro Protes DBH Migas

Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, protes kepada Menteri Keuangan terkait kebijakan dan penyaluran dana bagi hasil (DBH) migas yang mengalami kelebihan bayar Rp 549.508.726.027 pada 2015. Adanya kelebihan bayar DBH migas 2015 sekitar Rp 550 miliar diketahui ketika rapat di Jakarta, 3 November lalu, kata Kepala Dinas Pendapatan Daerah Pemkab Bojonegoro Herry Sudjarwo. Sesuai laporan dari Menteri Keuangan, perolehan DBH migas 2015 untuk daerahnya yang sudah diterima sebesar Rp 663 miliar mengalami kelebihan bayar sebesar Rp 549.508.726.027. Perolehan DBH Migas 2015 sebesar Rp 663 miliar itu, ya jelas sudah dimanfaatkan untuk berbagai keperluan.

Dengan adanya kelebihan bayar sekitar Rp 550 miliar, berarti perolehan DBH migas pada 2015 sangat kecil jika dibandingkan produksi minyak Blok Cepu rata-rata ketika itu sekitar 58 ribu barel per hari. Ia menjelaskan munculnya keputusan kelebihan bayar DBH migas 2015 untuk daerahnya itu disebabkan perolehan dari, penjualan minyak Blok Cepu dimanfaatkan untuk membayar “cost recovery”. Padahal, produksi minyak Blok Cepu pada 2015 mencapai 26,77 juta barel dengan harga minyak dunia rata-rata 45 dolar Amerika Serikat per barel bisa memperoleh Rp 1.200.500.000. Perolehan penjualan minyak itu dibayarkan untuk membayar “cost recovery” sebesar Rp 1.133.400.000.

Seharusnya pembayaran ‘Cost recovery’ atau biaya produksi tidak langsung dibebankan kepada daerah sekaligus, tapi bisa dilakukan bertahap selama lima tahun. Menurut dia, di dalam surat yang di tandatangani Bupati Bojonegoro Suyoto tertanggal 4 November 2016 berisi permintaan penjelasan kepada Menteri Keuangan terkait adanya keputusan kelebihan bayar DBH migas 2015. Masih di Salam Surat itu juga disalnpaikan bahwa kebijakan “cost recovery” minyak Blok Cepu harus diperhitungkan dalam lima tah un ke depan.

Ia juga menambahkan pemkab juga mendesak Menteri Keuangan meninjau ulang penghitungan pengurangan pembagian dana alokasi umum (DAU) dan dana alokasi khusus (DAK) bagi daerahnya sebagai daerah penghasil migas. Perolehan DAU dan DAK Bojonegoro berkurang karena masuk daerah migas, padahal perolehan DBH migas kenyataan tidak sebanding dengan berkurangnya DAU dan DAK. Surat protes itu juga disampaikan kepada Presiden RI dan Komisi VII DPR RI sebagai tembusan.

Duta Masyarakat, Halaman : 15, Selasa, 8 Nop 2016

Opsi Hulu-Hilir Pengembangan Gas Abadi

Plt. Menteri ESDM Luhut Binsar Pandjaitan pernah mengusulkan pengembangan hulu hilir lapangan gas Abadi di Blok Masela dipisahkan, di mana Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), Inpex akan fokus pada kegiatan hulu dan untuk kegiatan hilir akan dilaksanakan oleh Indonesia Incorporated. Wacana tersebut perlu dilanjutkan oleh Menteri ESDM lgnasius Jonan dengan melakukan melakukan koordinasi yang baik kegiatan hulu-hilir yang melibatkan institusi pemerintah terkait, Pemda dan BUMN dalam membangun kilang LNG dan pabrik petrokimia tepat waktu, sehingga pemanfaatkan gas Masela sekitar 1.200 MMSCFD (raw) bisa optimal sesuai rencana.

Dari sisi hulu, opsi hulu-hilir manfaatnya banyak, yaitu Kontraktor KKS Inpex akan lebih fokus dalam usalia memproduksikan gas dan meningkatkan cadangan migas di Blok Masela dan sekitarnya, yang saat ini cadangan gas terbukti sekitar 10 Tcf. Rantai pasokan gas kegiatan hulu mulai dari sumur produksi (subsea wells), kemudian gas diproses di fasilitas kapal terapung, FPSO (opsional). Selanjutnya dikirim melalui pipa gas (offshore) untuk dijual di plant gate konsumen (onshore), di mana lokasi kilang LNG dan lndustri Petrokimia diharapkan tidak terlalu jauh dari lapangan gas dan berada dalam satu komplek sehingga efektif dau efisien.

Jika kontraktor fokus pada kegiatan hulu maka keekonomian pengembangan lapangan gas akan lebih ekonomis. Pasalnya, komponen biaya utamanya terdiri dari sunk cost (masa ekplorasi), biaya pengembangan sumur, biaya fasilitas pemrosesan gas dan pipa gas akan lebih murah dibandingkan dengan opsi kegiatan kilang LNG yang diintergrasikan dengan kegiatan hulu. Biaya kapital pembangunan fasilitas kilang LNG sangat mahal, bisa sampai US$ 1-1,5 miliar untuk kapasitas 1 juta ton per tahun (tergantung kondisi lokasi kilang LNG), sehingga kontraktor/investor perlu meminjam dana ke sindikasi perbankan dan bunganya dibebankan sebagai cost recovery.

Mempertimbangkan prinsip PSC dan UU Migas No. 22/2001, modal dan risiko seluruhnya ditanggung oleh kontraktor maka skema pinjaman untuk membangun kilang LNG kurang sesuai diterapkan pada kegiatan hulu. Manfaat lainnya, pihak kontraktor juga tidak terbebani dalam membebaskan lahan ratusan hektare untuk lokasi kilang LNG yang dapat menyita waktu, dana dan beban sosial. Aspek harga gas, yang saat ini lagi menjadi topik hangat, seharusnya diperhatikan dalam rencana pengembangan lapangan gas Abadi.

Bagaimana membuat harga gas menjadi lebih murah dan terjangkau oleh pasar domestik? Dengan tidak adanya komponen biaya kapital kilang LNG, bunga pinjanian clan biaya lahan serta perolehan cadangan gas yang dijual lebih maksimal akan membuat keekonomian kontraktor lebih ekonomis (tanpa perlu memberi insentif lebih besar) dengan harga gas yang lebih murah. Masa kontrak wilayah kerja Blok Masela akan berakhir pada 2028 perlu diperhatikan juga oleh pemerintah, karena jangka waktu operasi produksi gas yang tidak optimal akan mempengaruhi keekonomian kontraktor dan harga jual gas ke konsumen.

Berdasarkan PP No. 55/2004 Pasal 28 ayat S permohonan perpanjangan kontrak dapat disampaikan paling cepat 10 tahun. Artinya KKKS Inpex baru bisa mengajukan perpanjangan kontrak pada 2018, sedangkan jangka waktu produksi tersisa 4 tahun dengan asumsi proyek pengembangan lapangan gas Abadi on stream pada 2024 dan PSC berakhir pada 2028. Untuk itu perlu ada kesepakatan kepastian masa produksi yang optimal agar blok Masela ekonomis untuk dikembangkan.

Sisi hilir, dengan harga jual gas di hulu (plant gate konsumen) relatif murah akan mendorong perusahan bersinergi membangun kilang LNG, lndustri Petrokimia, pembangkit listrik dan industri lainnya seliingga mendorong pertumBisnis/Yayan lndrayana dengan asumsi proyek pengembuhan ekonomi daerah dan nasional. Pembangunan kilang LNG perlu mendapatkan perhatian khusus dari pemerintah terkait dengan keekonomian kilang, pembebasan lahan, perizinan dan pasar domestikdengan long term contract serta persiapan infrastruktur (mulai dari terminal regasifikasi, pipa transmisi dan pipa distribusi) agar LNG bisa lerserap semua sesuai kapasitas kilang.

Model pembangunan proyek hilir kilang LNG bisa berbentuk service fee (tolling model) dimana pemilik kilang dapat fee setiap gas yang diproses menjadi LNG, atau model merclzant (project company) di mana pemilik kilang membeli gas sebagai feedstock dan diproses untuk dijual dalam bentuk LNG. Umur keekonomian kilang LNG opsi hilir tidak tergantung pada masa kontrak (PSC), tapi bisa lebih lama sesuai potensi cadangan gas di Blok Masela dan sekitarnya, sehingga dapat memperbaiki keekonomian kilang.

Untuk menjaga harga gas/LNG stabil atau fluktuasi terkendali akibat fluktuasi harga minyak disarankan ada BUMN sepeni PT Pertamina yang membeli seluruh produksi gas Masela di hulu dengan harga keekonomian dan kemudian menjual kembali ke konsumen domestik (end users) sesuai ketetapan pemerintah. Jika harga gas/LNG masih dianggap oleh pemerintah masih mahal maka mekanisme subsidi ke BUMN bisa lebih mudah dibandingkan mengurangi pendapatan pemerintah di kegiatan hulu, Untuk meningkatkan multiplier effects pada daerah penghasil energi nasional dan daerah bersemangat dan maka pelabuhan (jetty) di kilang LNG diharapkan dapat juga mengakomodasi kapal tanker LNG dengan skala kecil (1.000 m3-5.000 m3) dan dalam bentuk tangki LNG berukuran kecil (10 m3- 20 m3) untuk dikirim ke kepulauan Maluku dan sekitarnya baik untuk kebutuhan listrik, city gas maupun untuk lndustri.

Sesuai rencana Wamen ESDM, yang optimis gas Masela bisa mengalir (on stream) pada 2024/2025, maka strategi pengembangan opsi hulu-hilir perlu dipertimbangkan agar lebih cepat, efisien, efektif dan sinkron (hulu-hilir). Serta tidak kalah penting harga gas Masela lebih terjangkau oleh pasar domestik sehingga multiplier effects terasa oleh masyarakat Maluku dan bangsa Indonesia dalam mendorong pertumbuhan ekonomi nasional.

Bisnis Indonesia, Halaman : 2, Selasa, 8 Nop 2016

AJI dan EMCL Latih Wartawan Jatim dan Jateng Kelola Media

Operator Lapangan Banyuurip, Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) bekerja sama dengan Allansi Jurnlistik, Independen (AJD Bojonegoro selama dua hari di Hotel Jambuluwuk, Yogyakarta menggelar Workshop jurnalistik merintis dan mengelola media, yang diikuti oleh perwakilan jurnalis dari Kabupaten Tuban, Bojonegoro, Jawa Timur, dan Kabupaten Blora, Jawa Tengah, Workshop kali ini ditargetkan dapat meningkatkan kapasitas jurnalis secara personal khususnya media online di tiga kabupaten.

Ketua AJI Bojonegoro, Anas Abdul Ghofur mengatakan kerja sama perdana aiitara AJI Bojonegoro bersama EMCL tersebut diharapkan tidak hanya sekedar Sharing komunikasi. Akan tetapi, lebih tertuju pada memahami pentingnya madia dalam mendukung produlisi industri Hulu Minyak dan Gas Bumi (Migas). External Affairs Manager EMCL, Dave A Seta, mengatakan, sinergi bersama AJI Bojonegoro tersebut diharapkan berkesinambungan setiap tahunnya. Tujuannya mendekatkan hubungan emosional, antara jurnalis lokal, bersama operator Blok Cepu. Lebih bagus kalau kegiatan semacam ini diadakan setiap tahun.

Dukungan dan apresiaai juga diberikan oleh perwakilan Humas SKK Migas Jabanusa, Prihandono Hernanto. Pihaknya meminta EMCL terus menjalin komunikasi aktif bersama jurnalis lokal. Tanpa komunikasi yang baik dengan media, sulit menjaga stabilitas produksi Blok Cepu yang sudah mencapai 185 ribu Bph.

Bhirawa, Halaman : 7, Selasa, 8 Nop 2016

Harga Minyak Mentah RI Naik 10,6%

Kemenetrian ESDM menetapkan harga minyak mentah Indonesia (Indonesia Crude price-ICP) pada Oktober 2016 sebesar 46,64 dolar AS per barel. jumlah ini meningkat sekitar 10,6% jika dibandingkan September 2016 sebesar 42,17 dolar AS per barel. Menurut rilis Ditjen Migas Kementerian ESDM yang diterima kemarin, kenaikan itu disebabkan, antara lain, publikasi International Energy Agency (IEA) pada Oktober 2016 memproyeksikan permintaan minyak mentah global pada 2016 menjadi 96,3 juta barel per hari atau naik 0,2 juta dibandingkan proyeksi September 2016 sebesar 96,1 juta barel per hari.

Selain itu, laporan Organisasi Negara Pengekspor Minyak, OPEC,pada Oktober 2016, menyebutkan proyeksi permintaan minyak mentah global pada 2016 menjadi 94,4 juta barel per hari atau naik 0,13 juta jika dibanclingkan proyeksi September sebesar 92,27 juta barel per hari. Eaktor penguat lainnya ialah rencana negara-negara OPEC dan Rusia untuk menurunkan produksi minyak mentah sebanyak 4%.

Media Indonesia, Halaman : 17, Senin, 7 Nop 2016