Kapasitas Produksi Blok Masala Dipertimbangkan Naik Jadi 9,5 MTPA

    Pemerintah mempertimbangkan untuk menaikkan kapasitas produksi kilang gas alam cair (liquefied natural gas/ LNG) Blok Masela menjadi 9,5 juta ton per tahun (million ton per annum/MTPA). Peningkatan kapasitas berdampak pada kenaikan biaya investasi. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah belum memutuskan apakah perubahan kapasitas kilang menjadi 9,5 MT PA itu akan disetujui. Arah pengembangan Blok Masela dipertimbangkan akan memasukkan peningkatan kapasitas tersebut sesuai usulan Inpex Corporation selaku operator blok.

    Pemerintah masih melakukan evaluasi atas usulan peningkatan kapasitas produksi kilang LNG dari 7,5 MTPA menjadi 9,5 MTPA itu. Penambahan kapasitas juga berarti pemboran sumur perlu lebih banyak yang ujungnya mendongkrak biaya investasi untuk pengembangan Blok Masela secara keseluruhan. Pemerintah masih akan mengkaji seperti apa keekonomian proyek jika produksinya dinaikkan. Selain soal kapasitas kilang LNG, pihaknya juga masih mengevaluasi apakah kilang dibangun dengan skema hulu atau hilir. Pemerintah masih mengkaji skema mana yang memberikan nilai keekonomian terbaik bagi proyek Blok Masela.

    Perbedaan pembangunan kilang LNG skema hulu dan hilir terletak pada pembiayaannya. jika dengan skema hulu, maka biaya yang dikeluarkan untuk membangun kilang akan masuk dalam komponen biaya investasi yang dikembalikan (cost recovery). Jika skema hilir, biaya pembangunan kilang sepenuhnya menjadi tanggungan perusahaan yang mengerjakannya. Pemerintah sempat menargetkan agar keputusan investasi akhir (final investment decision / FID) Blok Masela dapat dilaksanakan pada 2019. Produksi gas pertama blok ini diharapkan dapat mengalir pada 2026. Arcandra menyebut, rencana pengembangan (plan of development/ POD) Blok Masela akan diupayakan selesai tahun ini. Inpex mengirimkan surat yang berisi permintaan insentif agar dapat melanjutkan pengembangan Blok Masela.

    Permintaan itu yakni peningkatan kapasitas produksi dari 7,5 MTPA menjadi 9,5 MTPA, penangguhan masa kontrak selama 10 tahun yang digunakan untuk melakukan kajian pembangunan kilang di darat, rasio pengembalian investasi (internal rate of return/ IRR) 15%, pengembalian biaya operasi sejak kontrak diteken pada 1998, dan percepatan perizinan. Atas surat yang dikirim pada 23 Agustus 2016 itu, pemerintah telah meresponnya dengan surat yang diteken Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan ketika menjabat pelaksana tugas Menteri ESDM pada 13 Oktober 2016. Pemerintah belum memberikan sikap tegas atas permintaan Inpex tersebut.

    Pada akhir Maret 2016 kemarin pemerintah menolak usulan revisi POD Blok Masela yang diajukan Inpex. Dalam revisi POD itu masela dengan pengembangan kilang LNG terapung. Inpex pun diminta mengajukan kembali POD dengan skema sesuai arahan pemerintah. Dalam POD itu, cadangan gas Blok Masela dinyatakan mencapai 10,7 triliun kaki kubik. Produksi gas diperkirakan dapat sebesar 1.200 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ mmscfd) dan kondensat 24 ribu barel per hari (bph). Sementara kapasitas kilang LNG direncanakan 7,5 MT PA

IN ENGLISH

Consider Masala Block Production Capacity Increases to 9.5 MTPA

    The government is considering to increase the production capacity of liquefied natural gas (liquefied natural gas / LNG) Masela to 9.5 million tonnes per year (million tonnes per annum / MTPA). The increase in capacity resulted in increased investment costs. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the government has yet to decide whether changes in refining capacity to 9.5 MT PA it will be approved. The development direction Masela considered will include capacity building as proposed by Inpex Corporation as the operator of the block.

    The government is still evaluating the proposed increase in the production capacity of LNG from 7.5 MTPA to 9.5 MTPA it. Additional capacity also means drilling more wells need to be tipped to boost the investment cost for the overall development of the Masela block. The government still will examine what the economics of the project if production is increased. Besides about the capacity of the LNG plant, the company is still evaluating whether the plant is built with a scheme of upstream or downstream. The government is still reviewing the scheme which gives the best economic value for project Masela.

    Differences LNG development scheme lies in the upstream and downstream financing. if the scheme upstream, the costs incurred to build the refinery will be included in the cost component of investment that is returned (cost recovery). If the downstream scheme, the cost of building the refinery is fully the responsibility of the company to do it. The government was targeting so that the final investment decision (final investment decision / FID) Masela can be implemented in 2019. The first gas production block is expected to flow in 2026. Arcandra call, the development plan (plan of development / POD) Masela will be pursued completed years this. Inpex send a letter containing a request incentives in order to continue the development of the Masela block.

    Requests that the increase in production capacity from 7.5 MTPA to 9.5 MTPA, the suspension of the contract for 10 years which is used to conduct a study to build a refinery on land, the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) of 15%, return on operating costs since the contract was signed in 1998, and acceleration of licensing. On a letter sent on August 23, 2016, the government has responded with a letter signed by the Minister Coordinating maritime Luhut Binsar Pandjaitan when served as executor Minister on October 13, 2016. The government has not given a firm stance on the Inpex request.

    At the end of March 2016 the government yesterday rejected the proposed revisions filed POD Inpex Masela. In the POD revision Masela with the development of floating LNG. Inpex was asked to resubmit the POD with the scheme as directed by the government. In the POD, otherwise Masela gas reserves reach 10.7 trillion cubic feet. Gas production is estimated to be 1,200 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / MMSCFD) and condensate 24 thousand barrels per day (bpd). While the planned LNG plant capacity of 7.5 MT PA

Investor Daily, Halaman : 9, Sabtu, 12 Nop 2016

Realisasi Anggaran Energi Sumber Daya Mineral Tertinggi Selama 3 Tahun Terakhir

    Realisasi anggaran hihgga 31 Oktober 2016 mencapai 48,29% atau sebesar Rp 3,7 triliun, sementara realisasi anggaran di Oktober 2015 hanya mencapai 27%. Menteri ESDM Ignasius Jonan dalam menuturkan adanya penghematan anggaran di Kementerian ESDM membutuhkan langkah penyesuaian dalam realisasi anggaran di periode Oktober 2016. Sehingga untuk mencapai target realisasi anggaran di periode November dan Desember 2016, Kementerian ESDM mempersiapkan beberapa kegiatan percepatan.

    Dengan telah disepakatinya pagu indikatif Kementerian ESDM 2017 oleh Komisi VII dan Badan Anggaran Dewan Perwakilan Rakyat  sebesar Rp 7,01 triliun memacu segenap jajaran Kementerian ESDM untuk berkerja lebih cepat guna memperbaiki kualitas realisasi pada periode mendatang. Beberapa langkah percepatan untuk Tahun Anggaran 2017 telah dilakukan.

    Penyelesaian Rencana Kerja dan Anggaran (RKA) untuk Pagu Anggaran 2017 telah diselesaikan Serta Rencana Umum Pengadaan (RUP) telah diumumkan secara internal pada 8 November 2016 Ialu. Kementerian ESDM juga telah melakukan Pengumuman Lelang Tahap I tahun 2017 di
media massa nasional pada 9 November 2016. Penyusunan dan realisasi anggaran akan terus kami dorong dan kawal. Namu jangan sampai memaksakan realisasi yang akan menjadi masalah di kemudian hari.

IN ENGLISH

Realization of Energy and Mineral Resources Budget Top For 3 Years

     The budget realization hihgga October 31, 2016 reached 48.29% or Rp 3.7 trillion, while the realization of the budget in October 2015 only reached 27%. Minister of Energy and Mineral Resources said that their Ignatius Jonan in budget savings in the Ministry of Energy requires adjustment measures in the budget realization in the period of October 2016. So as to achieve the target of budget realization in the period of November and December 2016, the Ministry of Energy to prepare some activities accelerated.

     With the agreement of the indicative ceiling of the Ministry of Energy in 2017 by the Commission VII and the House of Representatives Budget Committee Rp 7.01 trillion to spur all levels of the Ministry of Energy to work more quickly to improve the quality of the realization in future periods. Some measures acceleration for Fiscal Year 2017 has been done.

      Completion of the Work Plan and Budget (RKA) for Budget Ceiling 2017 have been resolved well as the General Procurement Plan (RUP) has announced internally on 8 November 2016 Ialu. The Ministry of Energy and Mineral Resources has also conducted a Phase I Auction Announcement 2017 in national mass media on November 9, 2016. The preparation and realization of the budget will continue our push and escorts. Namu not to impose the realization of which would be a problem later on.

Investor Daily, Halaman : 9, Sabtu, 12 Nop 2016

Pertamina Kejar Kesepakatan dengan Saudi Aramco untuk Kilang Cilacap

    PT Pertamina akan mengejar kesepakatan proyek revitalisasi Kilang Cilacap di Jawa Tengah sebelum berakhirnya head of agreement (HoA) dengan Saudi Aramco pada 26 November 2016. Setelah tercapainya kesepakatan terhadap poin-poin krusial, Pertamina berharap bisa segera menandatangani joint venture dengan Saudi Aramco.  Rachmad Hardadi, Direktur Mega proyek Pengolahan dan Petro kimia Pertamina  menegaskan Saudi Aramco tidak pernah meminta untuk menurunkan porsi (down share) pada proyek revitalisasi Kilang Cilacap.

    Saudi Aramco tetap berkomitmen memiliki porsi 45% pada perusahaan joint venture yang nanti akan dibentuk kedua perusahaan. Proyek revitaliasi Kilang Cilacap merupakan salah satu dari empat kilang yang masuk dalam Refinery Development Master Plan (RDMP) yang tengah dijalankan Pertamina. Tiga kilang lainnya adalah Kilang Balikpapan di Kalimantan Timur, Kilang Dumai di Riau, dan Kilang Balongan di Indramayu, Jawa Barat. Kilang Plaju Sungai Gerong di Sumatera Selatan akan menjadi proyek selanjutnya. Selain Kilang Cilacap, Pertamina juga menggandeng Saudi Aramco dalam revitalisasi Kilang Dumai dan Balongan.

    Untuk Kilang Balikpapan, Pertamina menggarapnya sendiri tanpa bermitra dengan perusahaan lain. Program pengembangan kilang merupakan upaya untuk menjamin ketahanan energi nasional. Konsumsi BBM saat ini mencapai 1,6 juta barel per hari sedangkan pasokan dari dalam negeri baru 900-an ribu barel per hari. Pengembangan Kilang Cilacap ditargetkan tuntas dan beroperasi pada 2022. Pertamina menargetkan penandatanganan joint venture dengan Saudi Aramco bisa dilakukan akhir 2016.

    Menurut Rachmad ketika proyek pengembangan mencapai tahap penyelesaian, kapasitas dari Kilang Cilacap akan meningkat menjadi 370.000 barel per hari dari saat ini sebesar 300 ribu barel per hari. Produksi bensin dan diesel akan lebih maksimal dengan kualitas lebih tinggi, dan akan dipasok untuk kebutuhan domestik. Proyek pengembangan ini juga akan meningkatkan kapasitas petrokimia yang diproduksi kilang, yaitu aromatics meningkat hingga lebih dari 600 KTPA dan polypropylene meningkat hingga 160 KTPA.

    Kompleksitas produksi kilang juga akan semakin meningkat dan menghasilkan produk bahan bakar minyak dengan standar Euro 5. Pertamina dan Saudi Aramco sebelumnya menetapkan kontrak Engineering and Project Management Services pelaksanaan studi Basic Engineering Design (BED) untuk program kerjasama kedua perusahaan dalam RDMP Cilacap kepada Amec Foster Wheeler Energy Limited. Hingga Maret 2017, Amec Foster akan mengembangan ruang lingkup terkait usulan proyek pengembangan kilang yang sudah ada di Jawa Tengah dan akan menyelesaikan kontigurasi dan paket lisensi.

    Dirgo Purbo, pengamat ketahanan energi dan staf pengajar geoekonomi Lembaga Pertahanan Nasional (Lemhanas), mengatakan kerja sama Pertamina dengan Saudi Aramco dalam proyek Kilang Cilacap sangat baik. Selain pendanaan, Saudi Aramco juga akan banyak diandalkan Pertamina dari segi suplai crude oil

IN ENGLISH

Pertamina Pursue deal with audi Aramco to Cilacap

    PT Pertamina will pursue the revitalization project agreement Cilacap in Central Java before the end of the head of agreement (HoA) with Saudi Aramco on 26 November 2016. After reaching an agreement on the crucial points, Pertamina hopes to soon sign a joint venture with Saudi Aramco. Rachmad Hardadi, Director of Mega project and Petro Chemical Processing Pertamina confirms Saudi Aramco never called for reducing the portion (down share) in the Cilacap refinery revitalization project.

    Saudi Aramco remains committed has its share of 45% in the joint venture company which will be formed both companies. The Cilacap refinery revitalization project is one of four refineries included in Refinery Development Master Plan (RDMP) that is being undertaken by Pertamina. Three other refinery is the refinery in East Kalimantan Balikpapan, Dumai refinery in Riau, and Balongan refinery in Indramayu, West Java. Refinery Plaju Gerong River in South Sumatra will be the next project. In addition to the Cilacap refinery, Pertamina also took Saudi Aramco in Dumai and Balongan refinery revitalization.

    For Balikpapan refinery, Pertamina work on its own without partnering with other companies. Refinery development program is an effort to ensure national energy security. Fuel consumption is now reaching 1.6 million barrels per day while the domestic supply of new 900 thousand barrels per day. The Cilacap refinery development expected to be completed and operational in 2022. Pertamina is targeting the signing of a joint venture with Saudi Aramco can be done the end of 2016.

    According to Rachmat when the development project reaches the stage of completion, the capacity of the Cilacap refinery will increase to 370,000 barrels per day from the current 300 thousand barrels per day. Production of gasoline and diesel will be maximal with higher quality, and will be supplied to domestic needs. This development project will also increase the capacity of petrochemicals produced refineries, namely aromatics increased by more than 600 KTPA and polypropylene increased to 160 KTPA.

    The complexity of the refinery production will also increase and produce fuel with Euro 5 standards Pertamina and Saudi Aramco previously set the Engineering and Project Management Services of the study Basic Engineering Design (BED) for the cooperation between the two companies in RDMP Cilacap to Amec Foster Wheeler Energy Limited. Until March 2017, Amec Foster will develop the scope of the proposed project related to development of existing refinery in Central Java and will finish kontigurasi and license packages.

    Dirgo Purbo, energy security analyst and lecturer of geoekonomi Institute of National Defense (Defense), said cooperation with Saudi Aramco Pertamina in Cilacap refinery project is very good. In addition to funding, Saudi Aramco will also be plenty reliable Pertamina in terms of supply of crude oil

Investor Daily Halaman : 9, Sabtu, 12 Nop, 2016

Restui Penambahan Produksi Masela

    Kementerian ESDM memberikan lampu hijau terhadap usulan Inpex Corporation untuk meningkatkan kapasitas produksi Blok Masela. Inpex meminta kapasitas regasifikasi liquefied natural gas (LNG) dari Lapangan Abadi bertambah dari 7 ,5 juta ton pertahun (million tons per annum/mtpa)
menjadi 9,5 mtpa. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menjelaskan, proposal disetujui karena penambahan kapasitas prodoksi rneningkatkan skala keekonomian dan tingkat pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) proyek. Penambahan kapasitas juga menjadi salah satu syarat Inpex untuk tetap menggarap Blok Masela.

    Arcandra mengakui bahwa penambahan kapasitas produksi berimplikasi cukup panjang. Mulai jumlah titik pengeboran hingga peningkatan modal (capital expenditure). Artinya, biaya operasional yang harus diganti pemerintah (cost recovery) juga lebih besar. Inpex beberapa waktu lalu memang meminta insentif karena perubahan rencana pengembangan dari offshore (lepas pantai) ke onshore. Salah satu poin yang diminta adalah perpanjangan kontrak dari 2028 menjadi 2038.

    Namun, Arcandra menilai usulan itu sulit dipenuhi karena pemerintah maupun Inpex terikat kontrak karya. Inpex dikabarkan meminta tax holiday untuk membuat investasi lebih ekonomis. Perusahaan asal Jepang tersebut juga meminta tingkat pengembalian investasi (IRR) sebesar 15 persen, ditanggungnya cost recoyery sejak masa eksplorasi, dan kemudahan perizinan. Arcandra memilih tutup mulut sampai pembicaraan dengan Inpex selesai dilakukan. Juru bicara Impex Usman Slamet menyatakan bahwa permintaan insentif tersebut merupakan konsekuensi dari keputusan pemerintah mengubah skema pengembangan Blok Masela dari floating gas menjadi pengembangan di darat

ING ENGLISH

Bless Masela Production Additions

    The Ministry of Energy gave a green light to the proposed Inpex Corporation to increase the production capacity of the Masela block. Inpex ask regasification capacity of liquefied natural gas (LNG) from the Abadi field increased from 7, 5 million tons per year (million tons per annum / mtpa) to 9.5 mtpa. Deputy Minister Arcandra Tahar explained, the proposal was approved for the additional capacity rneningkatkan prodoksi economies of scale and rate of return on investment (internal rate of return / IRR) of the project.

    Additional capacity has also become one of the requirements to continue to cultivate Inpex Masela. Arcandra recognize that additional production capacity implications for long enough. Starting point drilling to increase the amount of capital (capital expenditure). That is, the operating costs of government must be replaced (cost recovery) are also larger. Inpex some time ago indeed for incentives for changes in development plans of the offshore (offshore) to onshore. One of the points that are required is a contract extension from 2028 into 2038.

    However, Arcandra assess the proposal was difficult to meet because government and Inpex contract work. Inpex reportedly asking for a tax holiday to make the investment more economical. Japanese companies also requested investment rate of return (IRR) of 15 percent, the cost borne recoyery since exploration period, and ease of licensing. Arcandra chose to shut up until talks with Inpex completed. Impex spokesman Usman Slamet states that request such incentives are a consequence of the government's decision to change the scheme of the development of the Masela Block of floating gas into the development of onshore

Jawa Pos, Hal 6, Sabtu, 12 Nop 2016

ESDM Bahas Insentif lnpex

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) baru membahas satu dari lima permintaan lnpex Corp di proyék Kilang Darat untuk pengolahan gas dari Lapangan Abadi, Blok Masela. Lima permintaan itu, penambahan kapasitas kilang, perpanjangan kontrak 10 tahun, Internal Rate of Return (IRR)sebesar 15%, cost recovery selama masa eksplorasi, dan kemudahan perizinan dari pemerintah.

    Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyebut, pihaknya telah membahas dan telah mencapai beberapa poin kesepahaman soal penambahan kapasitas kilang LNG, dari kapasitas kilang LNG sebesar 7,5 juta ton per tahun (MTPA) menjadi 9,5 MTPA agar IRR sebesar 15% bisa terpenuhi. Sedang dipertimbangkan keekonomiannya, Salah satunya adalah menaikkan kapasitas produksi.

    Tapi belum kita putuskan, sedang kami evaluasi. Pasalnya meuurut Arcandra jika kapasitas kilang LNG ditambah hingga 9,5 MTPA maka akan ada penambahan sumur gas. Kemungkinan besar juga akan ada penambahan belanja modal. Namun besaran penambahan belanja modal belum diketahui karena nilai proyek Masela masih dihitung. Adapun permintaan yang lain masih dievaluasi satu per satu.

IN ENGLISH

Discuss EMR Incentives lnpex
    Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has discussed one of five requests lnpex Army Corp in the refinery project for processing gas from the Abadi field, Masela. Five requests, the addition of refining capacity, 10-year contract extension, the Internal Rate of Return (IRR) of 15%, the cost recovery during the exploration period, and the ease of a government license.

    Deputy Minister Arcandra Tahar said, it has been discussed and has achieved several points of understanding about LNG refinery capacity additions, from the LNG plant capacity of 7.5 million tonnes per annum (MTPA) to 9.5 MTPA that an IRR of 15% can be achieved. Being considered economical, One is to raise production capacity.

    But we have not decided, we are evaluating. Because meuurut Arcandra if the refinery's capacity to 9.5 MTPA LNG plus there will be additional gas wells. Most likely there will be additional capital expenditure. However, the amount of additional capital expenditure is unknown due Masela project value is calculated. The other requests are still evaluated one by one.


Kontan, Halaman : 14, Sabtu, 12 Nop 2016

Jonan Ubah Skema Kilang Bontang

    Tarik ulur rencana penugasan Pertamina membangun kilang New Grass Root Refinery (NGRR) di Bontang akhirnya berakhir. Komite Percepatan Pembangunan Infrastruktur Prioritas (KPPIP) memastikan kilang baru digarap dengan skema kerja sama pemerintah dan badan usaha (IGDBU). Kilang tidak dibangun dengan mekanisme penugasan kepada Pertamina. Kepastian itu disampaikan Direktur Program KPPIP Rainier Haryanto. Pihaknya perlu segera memastikan mekanisme pembangunan kilang karena ada yang Salah dalam lalu lintas informasi.

    Direktur Mega proyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi sempat menyebutkan skema penugasan yang akan dipakai. Menteri ESDM Ignasius Jonan juga sempat menyinggung soal mekanisme pembangunan kilang Bontang. Mantan menteri perhubungan tersebut pernah menyampaikan bahwa berbagai pola masih dipertimbangkan dan belum ada keputusan. Rainier menilai simpang siurnya informasi berpotensi mengganggu pencarian transaction advisory. Kilang Bontang memiliki posisi yang sangat vital karena memiiiki kapasitas sampai 300 ribu barel per hari.

    Proyek itu diperkirakan selesai pada 2023 dan membuat kapasitas kilang Indonesia menjadi 2 juta kiloliter per hari. Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto membenarkan adanya skema pembangunan kilang Bontang yang ditetapkan pemerintah dengan pola KPBU. Pertamina nantinya mengawasi proyek itu hingga selesai. Konsultan pendamping nanti membuka tender untuk membentuk join venture dengan Pertamina. Saat ini semua proses tersebut belum dilakukan. Jika lewat penugasan, prosesnya lebih sederhana.

    Pertamina bisa langsung mencari partner seperti saat bekerja sama dengan Rosneft Rusia untuk kilang Tuban. Rachmad Hardadi menyebutkan, opsi penugasan bisa lebih baik karena ada faktor kecepatan. Lewat mekanisme KPBU, kilang di Bontang diperkirakan selesai 2023. Dengan penugasan, kilang bisa selesai setahun lebih cepat. Soal pembiayaan, Pertamina juga bisa mempersiapkan sesuai persentase saham yang di inginkan, sangat mungkin kebutuhan investasi kilang Bontang menelan USD 12 miliar atau Rp 159 triliun (kurs Rp 13.300 per USD).

IN ENGLISH

Jonan Change Scheme Bontang

    Tug assignment plan Pertamina to build new refineries New Grass Root Refinery (NGRR) in Bontang finally ended. Acceleration of Infrastructure Development Priorities Committee (KPPIP) to make sure the new refinery scheme dealt with cooperation between the government and business entities (IGDBU). Refineries are not built with the assignment mechanism to Pertamina. The assurance was conveyed KPPIP Rainier Program Director Haryanto. It needs to immediately ensure mechanisms for building refineries because there is One in traffic information.

    Mega project director Processing and Petrochemical Pertamina Rachmad Hardadi had mentioned assignment scheme will be used. EMR Minister Ignatius Jonan also briefly touched on the Bontang plant development mechanism. Former minister of transportation was once said that a variety of patterns is still under consideration and no decision. Rainier rate this maze potentially disruptive information search transaction advisory. Bontang has a very vital position because memiiiki capacity to 300 thousand barrels per day.

    The project is estimated to be completed in 2023 and made the Indonesian refining capacity to 2 million kiloliters per day. Pertamina President Director Dwi Soetjipto confirmed the Bontang refinery construction scheme established by the government with KPBU pattern. Pertamina will oversee the project to completion. Consultants companion later open the bidding to form a joint venture with Pertamina. Currently, all the processes have been carried out. If through the assignment, the process is much simpler.

    Pertamina can be directly looking for partners such as when working with Russia's Rosneft to refineries Tuban. Rachmad Hardadi said assignment option could be better because there is a speed factor. Through the mechanism of KPBU, Bontang refinery in 2023. With the expected completion of assignment, the refinery could be finished a year sooner. Problem financing, Pertamina also can prepare the appropriate percentage of shares desired, it may need to swallow Bontang refinery investment of USD 12 billion, or Rp 159 trillion (exchange rate of Rp 13,300 per USD).

Jawa Pos, Halaman : 6, Sabtu, 12 Nop 2016

Peningkatan Kapasitas Kilang Dipertimbangkan

    Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan pihaknya tengah mengkaji kemungkinan untuk meningkatkan kapasitas kilang LNG di Blok Masela. Arcandra mengatakan jika kapasitas ditambah, otomatis akan berpengaruh pada biaya modal (capital expenditure/capex) yang akan dikeluarkan oleh Inpex selaku pengembang blok.  Hal tersebut seiring dengan penambahan sumur yang dibor. Arcandra mengatakan pihaknya tengah mengevaluasi beberapa permintaan Inpex terkait dengan pengembangan Blok Masela.

    Dari seluruh permintaan Inpex, ada beberapa hal yang sudah mencapai kesepahaman, tetapi dia enggan menyebut poin apa saja yang telah disepakati pemerintah. Sebelumnya, pemerimah telah merespons permintaan Inpex terkait dengan pengembangan Blok Masela, namun demikian pemerintah mengaku masih melakukan kajian. Surat yang ditujukan kepada Presiden Direktur Inpex Indonesia Shunichiro Sugaya berisi respons atas beberapa kondisi yang disiapkan untuk kajian pre front end engineering design (FEED) dan menyusun PoD I.

    Pertama, peningkatan kapasitas produksi dari 7,5 juta ton per tahun (MTPA) menjadi 9,5 MTPA. Kedua, penangguhan masa kontrak selama 10 tahun yang digunakan untuk melakukan kajian pembangunan kilang terapung sebagai kompensasi pengubahan skema pembangunan kilang dari kilang terapung (floating liquefied natural gas/FLNG) menjadi kilang darat (onshore liquefied natural gas/OLNG). Ketiga, permintaan rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) sebesar 15%.

    Keempat, pengembalian biaya operasi sejak masa kontrak diteken yakni 1998. Kelima, bantuan percepatan proses perizinan agar proyek berjalan sesuai jadwal. Pemerintah masih optimistis rencana pengembangan yang pertama (plan of development/POD I) Lapangan Abadi, Blok Masela bisa diselesaikan tahun ini. Arcandra mengatakan masih terdapat peluang penyelesaian PoD I Lapangan Abadi, Blok Masela setelah Presiden Joko Widodo memutuskan untuk mengubah skema pembangunan kilang gas alam cair.

    Hingga saat ini, dia menyebut, masih dalam proses untuk menyelesaikan apa saja yang dibutuhkan agar proyek berjalan skala ekonomi setelah keputusan tersebut. Sebelumnya, pemerinlah menargetkan agar keputusan akhir investasi (final investment decision/FID) bisa dilakukan pada 2019 dan produksi gas pertama (onstream) dilakukan pada 2026.

IN ENGLISH

Consider Refinery Capacity

    Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said it is reviewing the possibility to increase the capacity of the LNG plant in the Masela block. Arcandra say if capacity plus, will automatically affect the cost of capital (capital expenditure / capex) to be released by Inpex as the developer of the block. It is in line with the addition of wells drilled. Arcandra said it is evaluating several requests related to the development Inpex Masela.

    From all requests Inpex, there are some things that have come to an understanding, but he was reluctant to call any points that have been agreed upon by the government. Previously, pemerimah has responded to requests related to the development Inpex Masela, however, admitted that the government is still reviewing. The letter, addressed to the President of Indonesia Inpex Director Shunichiro Sugaya unbiased response to a number of conditions set up for the study of pre-front end engineering design (FEED), and a PoD I.

    First, an increase in the production capacity of 7.5 million tonnes per annum (MTPA) to 9.5 MTPA. Second, the suspension of the contract for 10 years which is used to conduct a study for an offshore plant as compensation for the conversion of refinery construction scheme of the refinery float (floating liquefied natural gas / FLNG) into refinery land (onshore liquefied natural gas / OLNG). Third, the demand ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) of 15%.

    Fourth, return on operating costs since the time the contract was signed, 1998. Fifth, help accelerate the licensing process so that the project is progressing on schedule. The government is still optimistic that the first development plan (plan of development / POD I) Abadi field, Masela can be completed this year. Arcandra said there is still a chance of completion PoD I Abadi field, Masela after President Joko Widodo decided to change the scheme of construction of liquefied natural gas.

    Until now, he said, is still in the process to resolve what is needed to make the project run economic scale after the decision. Previously, pemerinlah targeting so that a final investment decision (final investment decision / FID) can be carried out in 2019 and first gas production (onstream) conducted in 2026.

Bisnis Indonesia, Halaman : 9, Sabtu, 12 Nop 2016

ESDM Siap Memangkas Komponen Cost Recovery

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) serius mengurangi cost recovry. Ada beberapa komponen dalam cost recovery yang akan dihapus guna memperoleh efesiensi. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyebutkan biaya penggantian operasi alan cost recovery setiap tahun selalu naik, tapi produksi migas justru menurun. Pemerintah memahami, mayoritas produksi migas Indonesia dari lapangan Lua yang makin lama membutuhkan biaya perawatan semakin besar. Cost recovery yang di keluarkan pemerintah tetap dilihat dan diteliti. Ada beberapa komponen cost recovery yang seharusnya tidak masuk biaya operasi. 

    Selain itu, pemerintah menginginkan biaya capital expenditure alias biaya modal. Namun penghematan ini hanya untuk proyek-proyek migas yang masih dalam tahap pengajuan plan of development (PoD). Sementara biaya modal yang kontraknya sudah disetujui dan sudah digunakan tidak bisa diubah. Sementara yang eksisting bisa dilihat operation expenditure. Dia juga menyebut, dengan berkurangnya cost recovery bukan berarti kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) mengurangi investasi mereka.

    Namun, memilih teknologi lebih hemat dengan hasil produksi sama, maka investasi tidak berkurang. Karena ada komponen biaya yang tergantung teknologi. Padahal Shell bisa meningkatkan produksi dua kali lipat dalam tujuh tahun dengan mencoba-coba teknologi baru. Anggola Dewan Energi Nasional Andang Bachtiar mengatakan kemungkinan besar ada biaya operasi dalam cost recovery yang masih bisa diefisiensikan. Andang menyebut pemerintah harus terus melakukan pengecekan melihat komponen biaya yang seharusnya tidak masuk dalam cost recovery.

    Ia menunjuk, pada tahun 2010 biaya seperti pengobatan gigi ke Singapura masuk ke cost recovery. Tapi sekarang sudah tidak lagi. Jika cost recovery diturunkan, Andang menyebut secara psikologis pasti akan berpengaruh pada iklim investasi migas di Indonesia. Dirinya menyarankan pemerintah terus menerus melakukan sosialisasi dan dialog kepada semua pemangku kepentingan terkait efisiensi cost recovery tersebut. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menyebut efisiensi cost recovery yang dilakukan pemerintah lebih untuk menjaga keseimbangan anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN).

    Menurutnya, direksi Pertamina selalu meminta agar kegiatan hulu migas bisa terus meningkatkan performa dengan adanya peningkatan produksi namun tetap ekonolnis. Pertamina sendiri tidak terlalu khawatir pemotongan cost recovery. Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Waiong menjelaskan, KKKS harus melakukan efisiensi cost recovery. Menurut Pengamat Energi Fahmy Rahdi, efisiensi tidak harus mengurangi besaran cost recovery yang dibutuhkan untuk membiayai eksplorasi. Tapi lebih pada potensi penyimpangan pengeluaran yang tidak seharusnya dibebankan. Biaya perjalanan expert misalnya tidak seharusnya dibebankan pada cost recovery. Agar tidak menimbulkan
dispute, SKK Migas perlu menyusun standar biaya yang digunakan sebagai dasar dalam pembebanan komponen biaya dalam cost recovery.

IN ENGLISH

EMR Ready Trim Components Cost Recovery

    Ministry of Energy and Mineral Resources (EMR/ESDM) seriously reduce the cost recovry. There are several components in the cost recovery to be removed in order to gain efficiency. Deputy Minister Arcandra Tahar said replacement cost operating cost recovery each year alan always go up, but oil and gas production is decreasing. Governments understand, the majority of Indonesian oil and gas production from the field Lua greater and greater maintenance costs. Cost recovery is issued government remains to be seen and studied. There are several components of cost recovery that should not enter the operating costs.

    In addition, the government wants the capital expenditure cost alias capital costs. However, these savings only for oil and gas projects that are still in the stage of submission of plan of development (PoD). While the cost of capital whose contract has been approved and is already in use can not be changed. While that could be seen of the existing operation expenditure. He also mentioned, with a reduced cost recovery does not mean cooperation contract (PSC) to reduce their investment.

    However, choosing a more efficient technology with the same production, the investment is not reduced. Because there is cost components depending on the technology. Though Shell could increase production doubled in seven years to try new technology. Angola National Energy Board Andang Bachtiar said the most likely no operating costs in cost recovery could still diefisiensikan. Andang called the government should continue to check the view component costs should not be included in the cost recovery.


Kontan, Halaman : 14, Jumat, 11 Nop 2016

Jonan Sudah Meneken Peymen BBM Satu Harga

    Rakyat Indonesia di daerah pelosok layak bersorak. Menteri Energi dan Suniber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan ternyata telah menyelesaikan peraturan menteri (permen) yang mengatur mengenai bahan bakar minyak (BBM) satu harga di seluruh Indonesia. Rencananya, kebijakan BBM satu harga berlaku efektif pada Januari 2017. Beleid tersebut juga mengatur margin badan usaha yang menjual BBM penugasan. Permen tersebut saat ini berada di Kementerian Hukum dan HAM untuk proses lebih lanjut.

    Presiden Joko Widodo mencanangkan kebijakan BBM satu harga tersebut. untuk mewujudkan keadilan sosial bagi seluruh rakyat Indonesia. Harga BBM di Papua dan sejumlah daerah lain antara Rp 60.000 sampai Rp 100.000 per liter, jauh di atas harga di Pulau Jawa yang Rp 6.450 per liter. Dwi Sucipto, Direktur Utania Pertamina, nienegaskan, saat ini BBM satu harga sudah berlaku di Provinsi Papua dan Papua Barat. Dan pelaksanaannya masih terus berproses untuk niemperbanyak lenibaga penyalur selain stasiun pengisian bahan bakar umum (SPBU).

    Setelah Papua, penerapan satu harga BBM juga akan masuk ke Wilayah Kaliniantan Utara dan Maluku Utara pada tahun ini. Nantinya, pada tahun 2017 Pertamina akan lebih agresif untuk bisa masuk ke daerah-daerah terpencil di seluruh Wilayali Indonesia.

IN ENGLISH

Jonan Already Mencken Peymen BBM One Price

    Rakyat Indonesia in remote areas worth a cheer. Suniber Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan turned out to have completed the ministerial regulations (candy) governing fuel oil (BBM) one price throughout Indonesia. The plan, the fuel policy of the price became effective in January 2017. It also stipulates Beleid margin business entities that sell fuel assignments. The candy is currently in the Ministry of Justice and Human Rights for further proceedings.

    President Joko Widodo declared the price of the fuel policy. to achieve social justice for all Indonesian people. The price of fuel in Papua and a number of other areas between Rp 60,000 to Rp 100,000 per liter, far above the price in Java is Rp 6,450 per liter. Dwi Sucipto, Utania Director of Pertamina, nienegaskan, the current price of fuel already in force in the province of Papua and West Papua. And its implementation still continue to proceed to niemperbanyak lenibaga dealer other than public refueling stations (gas stations).

    After Papua, the implementation of the price of fuel going into the Northern Territory and North Maluku Kaliniantan this year. Later, in 2017, Pertamina will be more aggressive to get into remote areas throughout Wilayali Indonesia.

Kontan, Halaman : 14, Jumat, 11 Nop 2016

Pemerintah Bantah Harga Gas Kemahalan

Lebih Murah daripada Singapura dan Tiongkok

    Pemerintah berusaha keras menurunkan harga gas industri yang disebut para pengusaha paling mahal di dunia. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menilai harga gas industri di Indonesia sangat bersaing dengan luar negeri. Dalam diskusi di Komite Ekonomi dan Industri Nasional (KEIN), Arcandra menilai perbandingan harga yang mengemuka selama ini salah kaprah karena tidak apple-to-apple. Aasannya, pengusaha dan analis membandingkan landed price gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) di luar negeri dengan harga konsumen (end user) di dalam negeri.

    Di Indonesia, harga gas end user mencapai USD 8,3 per mmbtu. Landed price LNG berkisar di USD 4 per mmbtu. Landed price LNG di Indonesia hampir sama dengan rata-rata negara tetangga. Pada semester pertama 2016, rata-rata landed price LNG di dalam negeri mencapai USD 4,22 per mrnbtu. Artinya, harganya tidak ( jauh berbeda dengan Malaysia USD 4 per mmbtu; Korea Selatan USD 4,55 per mmbtu; dan justru lebih murah daripada Thailand USD 5,7 per mmbtu. Perbandingan makin terasa jika sama-sama diadu dengan harga end user.

    Di Singapura, harga LNG rnencapai USD 15,96 per mmbtu; Malaysia USD 6,6 per mmbtu; dan Tiongkok USD 15 per mmbtu. Harga end user LNG di Indonesia sebesar USD 8-USD 12 per mmbtu, bergantung lokasi. Indonesia masih dalam range persaingan. Sesuai dengan perintah Presiden Joko Widodo, Kementerian ESDM masih mencari celah untuk menurunkan harga end user gas industri sampai maksimal USD 6 per mrnbtu. Arcandra enggan membeberkan cara-cara yang ditempuh pemerintah untuk menurunkan harga gas bagi sebelas sektor strategis yang ditentukan pemerintah.
Selain meluruskan pandangan tentang harga gas, Arcandra mengungkap cadangan migas dalam negeri. Arcandra menjelaskan bahwa cadangan terbukti minyak Indonesia tinggal 3,8 miliar barel.

    Artinya, bila disedot 800 ribu barel per hari, dalam 12 tahun seluruh cadangan minyak Indonesia akan terkuras. Umur cadangan gas diperkirakan masih 33 tahun lagi. Meski, saat ini belum ada teknologi yang bisa mengambil 100 persen minyak. Paling cepat hanya 40 persen dari cadangan terbukti. Kondisi cadangan migas Indonesia bakal lebih buruk jika pemerintah gagal menarik investor untuk melakukan eksplorasi dan
eksploitasi cadangan migas Indonesia. Pada 2012, kegiatan drilling mencapai 72.

    Tapi, di 2015 tinggal 12. Menurun, padahal saat itu harga minyak cukup tinggi. Saat ini pihaknya terus mencari penyebab penurunan tersebut. Salah satu "penyakit" yang ketemu adalah Peraturan Pemerintah 79/2010 tentang Cost Recoveiy dan Perlakuan Pajak Penghasilan Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Meski demikian, Arcandra tidak yakin adanya revisi aturan itu mampu membantu meningkatkan produksi minyak Indonesia. Mudah-mudahan investor mau datang.

IN ENGLISH

Government Denies Gas Prices expensiveness

Cheaper than Singapore and China

    The government is trying hard to lower the price of gas industry employers called the most expensive in the world. Deputy Minister Arcandra Tahar assess the price of gas industry in Indonesia is very competitive with other countries. In discussions at the Committee on National Economy and Industry (KEIN), Arcandra assess price comparisons that surfaced during this misguided because it is not apple-to-apple. Aasannya, businessmen and analysts compare the landed price of LNG (liquefied natural gas / LNG) abroad with the price of the consumer (end user) in the country.

    In Indonesia, the price of gas end user reach USD 8.3 per mmbtu. Landed LNG price ranges at $ 4 per mmbtu. Landed price of LNG in Indonesia is almost equal to the average of neighboring countries. In the first half of 2016, the average landed price of LNG in the country reached USD 4.22 per mrnbtu. That is, the price is not (much different to Malaysia US $ 4 per mmbtu; South Korea USD 4.55 per mmbtu; and even cheaper than Thailand USD 5.7 per mmbtu. Comparison increasingly felt if equally compete with the price of the end user.

    In Singapore, the price of LNG rnencapai USD 15.96 per mmbtu; Malaysia USD 6.6 per mmbtu; and China USD 15 per mmbtu. End user price of LNG in Indonesia amounted to USD 8-USD 12 per mmbtu, depending on your location. Indonesia is still in the range of competition. In accordance with the orders of the President Joko Widodo, the Ministry of Energy is still looking for loopholes to lower the price of the end users of industrial gases to a maximum of USD 6 per mrnbtu. Arcandra reluctant to reveal the ways taken by the government to reduce the price of gas for eleven strategic sectors are determined by the government.

In addition to straighten views on gas prices, Arcandra reveal oil and gas reserves in the country. Arcandra explained that Indonesia stayed proven oil reserves of 3.8 billion barrels. That is, if aspirated 800 thousand barrels per day, within 12 years all over Indonesia's oil reserves will be depleted. Age is estimated gas reserves are still 33 years away. Although, there is currently no technology that can take 100 percent of the oil. Fastest only 40 percent of proven reserves.

Condition Indonesian oil and gas reserves would be worse if the government failed to attract investors to explore and
exploitation of oil and gas reserves in Indonesia. In 2012, drilling activities reached 72. But, in 2015 lived 12. Declining, but when the oil price is high enough. Today it continues searching for the cause of the decline. One of the "disease" that meet the Government Regulation 79/2010 on Cost Recoveiy and Income Tax Treatment Sector Upstream Oil and Gas. However, Arcandra not sure any revision of the rules that could help increase oil production Indonesia. Hopefully investors willing to come.

Jawa Pos, Halaman : 8, Jumat, 11 Nop 2016