Government claims Inpex contract extension done deal

The government claims it has wrapped up an unofficial agreement with Japanese oil and gas giant Inpex over a proposed contract extension for the operation of the gas rich Masela block in the Arafura Sea. The government recently offered Inpex the chance to extend its current contract by seven years after its expiration in 2028 to compensate time loss owing to multiple revisions of the block’s plan of development (POD).

Inpex and Royal Dutch Shell, which respectively hold a 65 percent and 35 percent stake in the block, previously requested a 10 year extension of the contract after the government decided to move forward with onshore development of the facility “Verbally they [Inpex] have agreed to our offer. We are now waiting for them to give an official written statement,” Coordinating Maritime Affairs Minister Luhut Pandjaitan said Monday.

Luhut said the government’s deal with Inpex included an increase in Masela block’s planned liquefied natural gas (LNG) production capacity to 7.5 million tons per annum (mtpa), three times higher than the figure stated in the company’s original POD submitted in 2010, Moreover, 478 million British thermal units (mmbtu) of gas produced by Inpex in Masela would also be distributed domestically under an off take agreement, he added. 

Hence, Luhut expected the government to finally seal the deal with Inpex on Jan. 15, when Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko “Jokowi” Widodo met during the former’s visit to Indonesia.

The Abadi field in the Masela block is expected to be prominent in the nation’s declining oil and gas industry as the next largest producing natural gas field. Publicly accessible reports suggest the Masela block contains a vast amount of proven reserves, ranging from 6 to 12 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas, two to four times the size of the nation’s current largest natural gas block, Mahakam. 

However, Jokowi decided to drop the initial offshore scheme for the project in the name of greater benefits for the national and local economies. The unexpected decision has forced Inpex, which secured a 30 year production sharing contract (PSC) for Masela block in 1998, to rewrite its business plans after losing initial investment punt into the offshore scheme.

Since then Inpex has held several meetings with Jokowi and the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) officials to discuss the future development of the multibillion dollar onshore LNG plant.

The government has calculated that the capital expenditure for the Masela block project will reach a maximum US$ 16 billion, down from the previous projection of $ 22 billion, while the block’s commercial operations are expected to start
in 2022.

“The company is still negotiating with Indonesia on the Abadi LNG project, including location and capacity of the onshore plant and extension of the product-sharing contract,” Inpex CEO Toshiaki Kitamura said in Tokyo last week, as reported by Bloomberg.

Inpex senior communications and relations manager Usman Slamet also shared a similar view, as he said negotiations between all stakeholders were still ongoing, particularly with SKK Migas and the Energy and Mineral Resources Ministry “We hope to soon find certainty on this matter, as we want to immediately start this project for the good of all,” Usman said.

IN INDONESIAN

Pemerintah mengklaim perpanjangan kontrak Inpex dicapai kesepakatan 

Pemerintah mengklaim telah dibungkus kesepakatan tidak resmi dengan Jepang raksasa minyak dan gas Inpex lebih perpanjangan kontrak yang diusulkan untuk pengoperasian gas kaya blok Masela di Laut Arafura. Pemerintah baru-baru ditawarkan Inpex kesempatan untuk memperpanjang kontrak saat ini dengan tujuh tahun setelah berakhirnya tahun 2028 untuk mengkompensasi hilangnya waktu karena beberapa revisi tersebut yang rencana blok pengembangan (POD).

Inpex dan Royal Dutch Shell, yang masing-masing memegang 65 persen dan 35 persen saham di blok tersebut, sebelumnya meminta perpanjangan 10 tahun kontrak setelah pemerintah memutuskan untuk bergerak maju dengan pengembangan darat fasilitas "Secara lisan mereka [Inpex] telah disepakati tawaran kami. Kita sekarang menunggu mereka untuk memberikan pernyataan tertulis resmi, "kata Koordinator Menteri Kelautan Luhut Pandjaitan Senin.

Luhut mengatakan kesepakatan pemerintah dengan Inpex termasuk peningkatan direncanakan cair kapasitas gas alam (LNG) produksi Masela blok untuk 7,5 juta ton per tahun (mtpa), tiga kali lebih tinggi dari angka yang tercantum dalam POD asli perusahaan diserahkan pada tahun 2010, Apalagi, 478 juta British thermal unit (mmbtu) dari gas yang dihasilkan oleh Inpex Masela di juga akan didistribusikan dalam negeri di bawah perjanjian take off, tambahnya.

Oleh karena itu, Luhut berharap pemerintah akhirnya menutup kesepakatan dengan Inpex pada 15 Januari, ketika Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko "Jokowi" Widodo bertemu selama kunjungan ke Indonesia.

The Abadi lapangan di blok Masela diperkirakan akan menonjol dalam penurunan industri minyak dan gas nasional sebagai ladang gas alam memproduksi terbesar berikutnya. Publik laporan diakses menyarankan blok Masela mengandung sejumlah besar cadangan terbukti, mulai dari 6 sampai 12 triliun kaki kubik (Tcf) gas alam, dua sampai empat kali ukuran terbesar gas alam cair saat ini di blok Mahakam.

Namun, Jokowi memutuskan untuk menjatuhkan skema lepas pantai awal untuk proyek atas nama manfaat yang lebih besar bagi perekonomian nasional dan lokal. Keputusan tak terduga telah memaksa Inpex, yang mendapatkan Kontrak Bagi Basil (PSC) 30 tahun  blok Masela pada tahun 1998, menulis ulang rencana bisnisnya setelah kalah investasi awal dalam skema lepas pantai.

Sejak itu Inpex telah melakukan beberapa pertemuan dengan Jokowi dan para pejabat Satuan Kerja Khusus Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) mendiskusikan perkembangan masa depan pabrik LNG onshore bernilai miliaran dolar.

Pemerintah telah menghitung bahwa belanja modal untuk proyek blok Masela akan mencapai maksimum US $ 16 miliar, turun dari proyeksi sebelumnya sebesar $ 22 miliar, sementara operasi komersial blok diharapkan untuk dimulai tahun 2022.

"Perusahaan ini masih melakukan negosiasi dengan Indonesia pada proyek LNG Abadi, termasuk lokasi dan kapasitas pabrik onshore dan perpanjangan kontrak produk-sharing," kata CEO Inpex, Toshiaki Kitamura  di Tokyo pekan lalu, seperti dilansir Bloomberg.

Komunikasi senior dan hubungan manajer Inpex Usman Slamet juga berbagi pandangan yang sama, seperti katanya negosiasi antara semua pemangku kepentingan masih berlangsung, terutama dengan SKK Migas dan Energi dan Sumber Daya Mineral, Kami berharap untuk segera menemukan kepastian tentang hal ini, seperti yang kita inginkan untuk segera memulai proyek ini untuk kebaikan semua, "kata Usman.


Jakarta Post, Page-15, Thursday, Jan, 12, 2017

The signing of the PSC East Natuna Block Hard Accelerated

PT Pertamina assess signing cooperation contracts (production sharing contract / PSC) East Natuna Block should wait for the study of technological and commercial (technology and market reviw / TMR). The high content of
carbon dioxide in this block makes development must be done carefully and not rush.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the government and it has agreed to develop the East Natuna block as a unit of oil and gas. It also agreed that if the government wants the structure of the oil produced in advance so that the development of these blocks can be accelerated.

However, the discussion of the project also have to calculate the gas structure in which there are still issues carbon dioxide content of 70%. "So it is right that do not rush in sign now (East Natuna PSC). Our proposal also has not (submitted to the government), still later in 2018, "he said.

He explained that the high content of carbon dioxide in the East Natuna Block, made the development of this block becomes complex both from the technological and commercial. Although the government wants to speed up its development, investors are unlikely to develop it at any cost or risk with no return of capital.

More realistic and there is no certainty that all of the studies can be completed. For East Natuna, we do not just talk to the concept of development, but also to a buyer there whom and about what kind of commercial, "said Alam. He said he did not want to once poured considerable funds at East Natuna Block, no gas buyers that the company actually lose money. The reason, he called there several gas fields have been developed, but not too monetized because there is no clarity buyers.

Currently, the company is still working on TMR for East Natuna Block. The plan of this study will be completed in 2018. After that, the Consortium Pertamina and ExxonMobil and PTT Thailand will determine the next steps. At that time requested is advanced (completion TMR), but it seems also not easy.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja admitted the plan to accelerate the development of East Natuna Block to produce first oil structure will probably be changed. The reason, it turns out there are many things that must be addressed and there is no agreement, so it can not be started. There are considerations to be merged (structural development of oil and gas), "he said.

Previously, the development of East Natuna Block is planned to be done gradually. The plan, the first phase, the development of the block on the border of Indonesia started from workmanship structure AP dominant oil reserves. In the next phase, the new structure will be worked AL dominant karbondioksia gas with a content of around 72%.

The government wants the East Natuna Block development accelerated in order to safeguard the sovereignty of Indonesia, Initially, this block PSC contract specifically for the development of the oil structure can be done in the last year and started production three years later. The resulting oil production is estimated at about 7,000 to 15 thousand barrels per day (bpd). Oil reserves in the East Natuna Block is estimated at about 46 million barrels. While gas reserves trillion 42 cubic feet.

Gross Split

       Wiratmaja said, although not yet signed his contract, East Natuna Block will likely use a gross scheme split. All new contracts will resort gross split. If the new PSC gross definitely split, he said. Natural admit, it does not matter whether East Natuna Block PSC will use the gross split or cost recovery. Because that determine the economics of the project is how much the revenues for the government and the contractor. Moreover, there is a separate matter to determine the outcome of this.

        So there are many components so that we could say (the development of East Natuna Block) commercial or not. For business participation rights division between Pertamina and its partners, Syamsu call will be discussed after the PSC was signed. Because the distribution of these participation rights must weigh the revenue share (split) state and the contractor. But among the members of the consortium are already tentative deal. While this is not wrong if Pertamina 45%, ExxonMobil 45%, and PTT Thailand 10%, "said Alam.

       When asked whether there will be a new partner, Alam stated, do not close the door for oil and gas companies who want to join. Moreover, if there are new developments East Natuna Block this matter. Related matter involving the government's desire of Japanese investors, it also can not be sure. The government commissioned a consortium of Pertamina seeking. But no one had formally stating want to join, means not adding a partner.

IN INDONESIAN

Penandatanganan PSC Blok East Natuna Sulit Dipercepat

PT Pertamina  menilai penandatanganan kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) Blok East Natuna sebaiknya menunggu kajian teknologi dan komersial (technology and market reviw/TMR). Tingginya kandungan
karbon dioksida di blok ini membuat pengembangannya harus dilakukan secara hati-hati dan tidak terburu-buru.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pemerintah dan pihaknya sudah sepakat mengembangkan Blok East Natuna sebagai satu kesatuan minyak dan gas. Pihaknya juga sepakat jika pemerintah menginginkan struktur minyak diproduksikan terlebih dulu agar pengembangan blok ini dapat dipercepat.

Tetapi, pembahasan proyek juga harus menghitung struktur gas di mana masih ada masalah kandungan karbon dioksida 70%. “Jadi lebih tepat kalau jangan buru-buru di sign sekarang (PSC East Natuna). Proposal kami juga belum (diajukan ke pemerintah), masih nanti di tahun 2018," kata dia.

Dia menjelaskan, tingginya kandungan karbondioksida di Blok East Natuna, membuat pengembangan blok ini menjadi kompleks baik dari sisi teknologi dan komersial. Meski pemerintah ingin mempercepat pengembangannya, investor tidak mungkin mengembangkannya at any cost  atau dengan resiko tanpa ada pengembalian modal.

Lebih realistis dan ada kepastian kalau semua studi bisa diselesaikan. Untuk East Natuna, kita tidak hanya bicara sampai konsep pengembangannya, tetapi juga sampai buyer di sana siapa dan kira-kira seperti apa komersialnya,” kata Alam. Pihaknya tidak ingin setelah menggelontorkan dana cukup besar di Blok East Natuna, tidak ada pembeli gas sehingga perseroan justru merugi. Pasalnya, disebutnya ada beberapa lapangan gas yang telah dikembangkan, tetapi tidak juga termonetisasi lantaran tidak ada kejelasan pembelinya.

Saat ini, pihaknya masih mengerjakan TMR untuk Blok East Natuna. Rencananya kajian ini bakal selesai pada 2018. Setelah itu, Konsorsium Pertamina bersama ExxonMobil dan PTT Thailand baru akan menentukan langkah selanjutnya. Waktu itu diminta dimajukan (penyelesaian TMR) , tetapi kelihatannya juga tidak gampang.

Direktur jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengakui rencana percepatan pengembangan Blok East Natuna dengan memproduksikan struktur minyak terlebih dahulu kemungkinan bakal berubah. Pasalnya, ternyata ada banyak hal yang harus dibahas dan belum ada kesepakatan, sehingga belum dapat dimulai. Ada pertimbangan untuk digabung (pengembangan struktur minyak dan gas)," kata dia. 

Sebelumnya, pengembangan Blok East Natuna rencananya dilakukan secara bertahap. Rencananya, pada tahap pertama, pengembangan blok di perbatasan Indonesia ini dimulai dari pengerjaan struktur AP yang dominan cadangan minyaknya. Pada tahap berikutnya, baru akan digarap struktur AL yang dominan gas dengan kandungan karbondioksia mencapai 72%.

Pemerintah menginginkan pengembangan Blok East Natuna dipercepat guna menjaga kedaulatan Indonesia, Awalnya, kontrak PSC blok ini yang khusus untuk pengembangan struktur minyak bisa dilakukan pada tahun lalu dan mulai produksi tiga tahun kemudian. Produksi minyak yang dihasilkan diperkirakan sekitar 7.000 sampai 15 ribu barel per hari (bph). Cadangan minyak di Blok East Natuna diperkirakan sekitar 46 juta barel. Sementara Cadangan gasnya 42 triliun kaki kubik. 

Gross Split

Wiratmaja menuturkan, meski belum diteken kontraknya, Blok East Natuna kemungkinan akan menggunakan skema gross split. Semua kontrak baru nanti pakai gross split. Kalau PSC baru pasti gross split, kata dia. Alam mengakui, pihaknya tidak masalah apakah PSC Blok East Natuna akan menggunakan gross split atau cost recovery. Pasalnya yang menentukan keekonomian proyek adalah seberapa besar bagi hasil yang diperoleh pemerintah dan kontraktor. Apalagi ada hitungan tersendiri untuk menentukan bagi hasil ini.

Jadi ada banyak komponen sehingga kami bisa bilang (pengembangan Blok East Natuna) komersial atau tidak. Untuk urusan pembagian hak partisipasi antara Pertamina dan mitranya, Syamsu menyebut bakal dibahas setelah PSC diteken. Pasalnya, pembagian hak partisipasi ini harus menimbang bagi hasil (split) negara dan kontraktor. Tetapi antar anggota konsorsium sudah ada kesepakatan sementara. Sementara ini kalau tidak salah Pertamina 45%, ExxonMobil 45%, dan PTT Thailand 10%,” kata Alam.

Disinggung apakah bakal ada mitra baru, Alam menyatakan, tidak menutup pintu bagi perusahaan migas yang ingin bergabung. Apalagi jika ada perkembangan baru soal Blok East Natuna ini. Terkait soal keinginan pemerintah melibatkan investor asal Jepang, pihaknya juga belum dapat memastikan. Pemerintah menugaskan Pertamina mencari konsorsium. Tetapi secara formal belum ada yang menyatakan ingin bergabung, berarti belum menambah mitra.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Jan, 12, 2017

Jokowi: East Natuna Must be Profitable for RI

Gross Split Scheme

President Joko Widodo called for the development of East Natuna Block in Riau Islands waters more profitable Indonesia.

Oil and gas blocks that have the potential of 222 trillion cubic feet of gas / tcf it is currently managed by a consortium of PT Pertamina, ExxonMobil, and Thailand's PTT EP.

Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan said, the President said the East Natuna Block to be more profitable for Indonesia. Profit sharing that Indonesia can be 0%, Exxon can be 100%. We setop it, switch to Pertamina. Pertamina is now negotiating a B to B with Exxon. Although Indonesia gets, the President of the Republic has always wanted a larger, "said Luhut limited after meeting with President Joko Widodo at the Presidential Palace on Wednesday (11/1).

The closed meeting also discussed a number of projects in preparation for the visit of Japanese Prime Minister Shinzo Abe this weekend. The President also discussed the development of the East Natuna. Luhut asserted that the government wants to resolve the problems that occurred in the past, one of the East Natuna Block.

Until now, the contractor and the government has not agreed to the profit-sharing scheme that East Natuna block development it can not be started. However, the government ensures the East Natuna production sharing contracts will use the gross scheme split (for gross proceeds) without any cost recovery scheme.

Through the split gross scheme, the government and the contractor immediately divide their share at the beginning of the contract. Part contractor already covers the cost of production. The government will get the results and taxes from upstream activities without the operating costs and investment incurred contractors to produce oil and gas.

GROSS SPLIT

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources said I Gusti Nyoman Wiiatmaja, in accordance with the directives of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan, the entire contract of the new working areas and work areas that are out of contract will implement a gross revenue share split. That is, the East Natuna Block is not expected to be signed after the technical and market studies completed by the end of 2017 will use the new scheme.

All new contracts will resort gross split. If the PSC [scheme for the production of oil and gas] bam gross definitely split, he said. Wiratmaja admit, initially the government wants oil development on the East Natuna done first before the gas.

However, there are still points in the relevant contract terms and conditions (terms and conditions / T & C), which has not been agreed between the government and a consortium led by Pertamina. T & C completed later this year, the end of 2017. At first we wanted the first oil. Apparently there are still many things to be discussed, so it can not be started at this time.

East Natuna Block has a carbon dioxide content of 72% and thus require separation technology and injection of carbon dioxide in order to produce efficiently. Meanwhile, there is the potential for oil production by 15,000 barrels per day [bpd). Oil and gas fields with difficult conditions such as East Natuna offshore and carbon dioxide content is high enough, the government will provide 68% revenue share for the contractor and the government 32%. That figure is considered better than having to bear the cost recovery of upstream activities that can not be controlled.

Minister of Energy and Mineral Resources previously said Ignatius Jonan, national oil production still depends on the field who are already old and thus require greater cost. It causes over the years, the production costs (cost recovery) continue to rise, but oil and gas lifting of stagnation and even tends to fall.

Data from the Ministry of Energy, oil production costs and some contractors in the country in 2015 was around US $ 1.75 to US $ 37.99 per barrel. Jonan affirmed, with costs of oil production gap wide enough that the contractor should be able to compete more efficiently in producing oil and gas. Jonan admit, from about 85 working areas which are operating and become a mainstay of the national production, only 35 contracts that will last until 2025 and turned into a production-sharing

IN INDONESIAN

Jokowi : East Natuna Harus Untungkan RI

Presiden Joko Widodo meminta agar pengembangan Blok East Natuna di perairan Kepulauan Riau lebih banyak menguntungkan Indonesia.

Blok minyak dan gas bumi yang memiliki potensi gas 222 triliun kaki kubik/tcf itu saat ini dikelola oleh konsorsium PT Pertamina, ExxonMobil, dan PTT EP Thailand.

Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengatakan, Presiden menegaskan Blok East Natuna harus lebih banyak memberikan keuntungan bagi Indonesia. Pembagian keuntungan itu Indonesia dapat 0%, Exxon dapat 100%. Kami setop itu, alihkan ke Pertamina. Pertamina sekarang negosiasi B to B dengan Exxon. Meski Indonesia kebagian, Presiden selalu ingin Republik lebih besar," kata Luhut usai rapat terbatas dengan Presiden Joko Widodo di Istana Merdeka, Rabu (11/1).

Rapat terbatas itu juga membahas sejumlah proyek untuk persiapan kunjungan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe akhir pekan ini. Presiden juga membahas pengembangan East Natuna. Luhut menegaskan, pemerintah ingin menyelesaikan masalah yang terjadi di masa lalu, salah satunya Blok East Natuna.

Hingga saat ini, kontraktor dan pemerintah belum sepakat dengan skema bagi hasil East Natuna sehingga pengembangan blok itu belum dapat dimulai. Namun, pemerintah memastikan kontrak bagi hasil East Natuna akan menggunakan skema gross split (bagi hasil kotor) tanpa ada skema cost recovery.

Melalui skema gross split, pemerintah dan kontraktor langsung membagi bagiannya masing-masing pada awal kontrak. Bagian kontraktor sudah mencakup biaya produksi. Pemerintah akan mendapatkan bagi hasil dan pajak dari kegiatan hulu tanpa menanggung biaya operasi dan investasi yang dikeluarkan kontraktor untuk menghasilkan minyak dan gas.

GROSS SPLIT

Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiiatmaja mengatakan, sesuai dengan arahan Menteri ESDM Ignasius Jonan, seluruh kontrak dari wilayah kerja baru dan wilayah kerja yang habis masa kontraknya akan menerapkan bagi hasil gross split. Artinya, Blok East Natuna yang diperkirakan baru bisa ditandatangani setelah kajian teknis dan pasar selesai pada akhir 2017 bakal menggunakan skema baru tersebut.

Semua kontrak baru nanti pakai gross split. Kalau PSC [skema bagi hasil produksi migas] bam pasti gross split, ujarnya. Wiratmaja mengakui, awalnya pemerintah menginginkan pengembangan minyak dari East Natuna dilakukan lebih dahulu sebelum gas. 

Namun, masih terdapat poin dalam kontrak terkait syarat dan ketentuan (term and condition/ T&C) yang belum disepakati antara pemerintah dengan konsorsium yang dipimpin Pertamina tersebut. T&C akhir tahun ini selesai, akhir 2017. Tadinya kita ingin yang minyak dulu. Ternyata masih banyak hal yang harus dibahas, jadi belum bisa dimulai saat ini.

Blok East Natuna memiliki kandungan karbon dioksida 72% sehingga membutuhkan teknologi pemisahan dan injeksi karbon dioksida agar dapat memproduksi secara efisien. Sementara itu, untuk minyak terdapat potensi produksi sebesar 15.000 barel per hari [bph). Lapangan migas dengan kondisi sulit seperti East Natuna yang lepas pantai dan kandungan karbon dioksida cukup tinggi, pemerintah akan memberikan bagi hasil 68% bagi kontraktor, sedangkan pemerintah 32%. Angka itu dianggap lebih baik daripada harus menanggung biaya cost recovery dari kegiatan usaha hulu yang tak bisa dikontrol. 

Menteri ESDM Ignasius Jonan sebelumnya mengatakan, produksi minyak nasional masih bergantung pada lapangan yang sudah berusia tua sehingga membutuhkan biaya lebih besar. Hal itu yang menyebabkan selama ini, biaya produksi (cost recovery) terus naik, tetapi lifting migas stagnasi bahkan cenderung turun.

Dari data Kementerian ESDM, biaya produksi minyak dan beberapa kontraktor di Tanah Air pada 2015 berkisar US$ 1,75-US$ 37,99 per barel. Jonan menegaskan, dengan gap biaya produksi minyak yang cukup lebar itu, kontraktor seharusnya dapat bersaing agar lebih efisien dalam menghasilkan migas. Jonan mengakui, dari sekitar 85 wilayah kerja yang kini beroperasi dan menjadi andalan produksi nasional, hanya 35 kontrak yang akan berakhir hingga 2025 dan berganti menjadi bagi hasil produksi

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Jan,12, 2017

Rosneft Test EIA study, Tuban regency Need Public Input

Development plans new mega oil refinery project PT. Pertamina in cooperation with Rosneft Oil Company of Russia, the Government of Tuban hope the public to provide feedback, suggestions and proposals are now starting to enter the test phase of the study of Environmental Impact Assessment (EIA). Head of Environmental Office of Tuban, Moelyadi, SH said that we expected too pro-active community-related issues that will be tested EIA consultant until the issuance of a permit.

EIA studies are the main requirements before the process of land clearance and development locations as the preliminary work projects can be implemented and completed within six months, in line with the instructions of the President Joko Widodo during a working visit to Tuban on 28 November 2016 ago.

President Jokowi asked management Pertamina to be able to carry out ground breaking project New Grass Root Refinery (NGRR) Tuban in early July 2017, therefore Pertamina and Rosneft on December 14, 2016 has also kick off for the EIA and the Environment and Social Impact Analysis (ESIA). Along with these conditions and as a further step after the kick off of EIA and ESIA, starting on Monday (09/01/2017) has announced the implementation of an integrated EIA for the construction and operation of the refinery in Tuban, at once inviting the public to submit comments, suggestions and feedback to the deadline until January 20, 2017.

The new integrated refinery fuel oil and Tuban Petrochemical is a crude oil refinery with capacity to process 300,000 barrels per day of feed. To support Pertamina-Rosneft refinery, to be built support facilities include a jetty, submarine pipelines, SPM (Single Point Mooring), crude oil storage tanks (tank farm), utilities and office complex.

Therefore, after permission EIA study is completed, will be carried out reclamation activities (arrangement of coastline) and the dredging vessel. Pertamina Refinery - Rosneft together with its supporting facilities occupy an area of ​​about 404 hectares located in the village of Remen, Mentoso, Rawasan, wadung and Kaliuntu, District Jenu, Tuban.

Meanwhile, Rifqi Muchlason Chairman of the District Youth Jenu when confirmation request to the District Government together with other stakeholders to immediately prepare anticipatory steps to create policies that are pro-community. All, including jobs for the citizens of ring 1 is also noteworthy, not soon raise the problem, "said Rifqi Muchlason

IN INDONESIAN

Rosneft Uji Studi Amdal, Pemkab Tuban Butuh Masukan Publik

Rencana pembangunan mega proyek kilang baru minyak PT. Pertamina bekerjasama dengan Rosneft Oil Company dari Rusia, Pemerintah Kabupaten Tuban berharap publik memberikan masukan, saran dan usulan yang saat ini mulai masuk dalam tahap uji studi analisis mengenai dampak lingkungan (Amdal). Kepala Dinas Lingkungan Hidup Tuban, Moelyadi, SH  mengatakan kami harapkan masyarakat juga pro-aktif terkait masalah AMDAL yang akan diuji konsultan hingga dikeluarkannya ijin. 

Studi Amdal yang menjadi syarat utama sebelum proses pembersihan lahan dan pengembangan lokasi sebagai pekerjaan awal proyek dapat dilaksanakan dan diselesaikan dalam waktu enam bulan, sejalan dengan instruksi Presiden RI Joko Widodo pada saat melakukan kunjungan kerja ke Tuban pada 28 November 2016 lalu.

Presiden Jokowi meminta manajemen Pertamina untuk dapat melaksanakan ground breaking proyek New Grass Root Refinery (NGRR) Tuban pada awal Juli 2017, oleh karenanya Pertamina dan Rosneft pada 14 Desember 2016 juga telah melakukan kick off untuk Amdal dan Environment and Social Impact Analysis (ESIA). Seiring dengan ketentuan tersebut dan sebagai langkah lanjutan pasca kick off Amdal dan ESIA, terhitung mulai Senin (09/01/2017) telah mengumumkan pelaksanaan Amdal terpadu untuk pembangunan dan pengoperasian kilang Tuban, sekaligus mengundang masyarakat untuk menyampaikan tanggapan, saran dan masukan hingga batas waktu sampai dengan 20 Januari 2017.

Kilang baru yang terintegrasi Bahan Bakar Minyak dan Petrokimia Tuban ini merupakan kilang yang mengolah minyak mentah dengan kapasitas feed 300.000 barel per hari. Untuk mendukung kilang Pertamina-Rosneft, akan dibangun fasilitas penunjang antara lain jetty, jalur pipa bawah laut, SPM (Single Point Mooring), tangki penyimpanan minyak mentah (tank farm), komplek utilitas dan perkantoran. 

Oleh karenanya, setelah ijin studi amdal selesai, akan dilakukan kegiatan reklamasi (penataan  garis pantai) dan pengerukan alur kapal. Kilang Pertamina - Rosneft beserta fasilitas penunjangnya menempati areal sekitar 404 hektare berlokasi di desa Remen, Mentoso, Rawasan, Wadung dan Kaliuntu, Kecamatan Jenu, Kabupaten Tuban.

Sementara itu, Rifqi Muchlason Ketua Umum Karang Taruna Kecamatan Jenu ketika dikonfirmasi meminta kepada Pemkab bersama stakeholder lainnya untuk segera mempersiapkan langkah antisipatif guna membuat kebijakan-kebijakan yang pro terhadap masyarakat. Semua, termasuk lapangan kerja untuk warga ring 1 juga perlu diperhatikan, agar kelak tidak menumbuhkan masalah," kata Rifqi Muchlason

Bhirawa, Page-8, Thursday, Jan,12, 2017

Looking for Buyers Gas

gas block development

Currently, Indonesia is still a surplus of natural gas. Nearly 50% of gas is exported. The surplus does not mean abundant production, but the industry in the country that have not been able to absorb all the gas production. In fact, many oil and gas contractor who suspended production because it has not found a buyer of gas. In contrast to petroleum, gas buyer must have already received assurance before it is produced. Gas that has been produced can not be stored in tanks in advance. Gas and oil and gas fields must obviously be absorbed by anyone with certainty the volume and duration.

Data from the Ministry of Energy, there are cargoes of liquefied natural gas (LNG) project, which has not been absorbed in 2017 as much as 63 cargoes, 60 cargoes in 2018. However, in 2019, Indonesia is expected to be a deficit of gas. Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, Indonesia will supply shortage 27 LNG cargo in 2019. The cooperation contract (PSC) should be offered first to the domestic buyers. If there are no buyers in the country, the new PSC can get a recommendation from the Ministry of Energy to be sold abroad.

Actually, the premium buyers like Japan and South Korea is ready to absorb gas from Indonesia. However, the contractor must ensure that there is no domestic buyers who are interested. Some examples of such Kasuri block in Papua who can not be developed because of the gas that will be produced has not found a buyer. Similarly, the Field-Tiung Jambaran Blue, which until now has not got a buyer because the price is not appropriate.

Fertilizer industry, petrochemical and electrical current into three sectors which are expected to absorb the gas in the country. However, gas is often not absorbed because of the price factor despite the fact the supply is guaranteed in the long term.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources IGN Wiratmaja Puja say, gas field development is currently facing several challenges. From the aspect of the downstream, gas has not been optimally utilized by petrochemicals. This is in accordance with the plan in the Ministry of Industry to make the Industrial Zone in Bintuni Bay, Papua.

Reflecting on this, the gas development project with such a large scale among the East Natuna various aspects including market certainty.

VERY COMPLEX

PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the development of the East Natuna is very complex and a lot of challenges and the technological and commercial aspects. Field discovered since the 1970s it contains high levels of carbon dioxide (CO2) is high and thus require special technology to process these gases are at risk of reducing the rate of return on investment.

We do not want to like a few examples of our gas field mainly until now we have developed, but can not be monetized [commercial] because the buyer is not clear. Plan to accelerate the signing of a cooperation contract to be carried out activities in the East Natuna could not be realized.

According to Alam, consortium and ExxonMobil, Thailand's PTT EP, and Pertamina was still waiting for the technology and market assessment completed by the end of 2017. In 2018, the consortium may submit a proposal to develop the field based on the results of such studies.

Based on data from the Ministry of Energy, Block East Natuna gas saving potential 222 trillion cubic feet (tcf) with only 46 tcf of gas in them can be produced. In addition, potential oil reserves of 15,000 barrels per day (bpd). Gas infrastructure such as pipelines in the country is also still limited so that utilization is not optimal.

IN INDONESIAN

Mencari Pembeli Gas

Saat ini, Indonesia masih surplus gas bumi. Hampir 50% gas masih diekspor. Surplus itu bukan berarti produksi berlimpah, tetapi industri di Tanah Air yang belum mampu menyerap seluruh produksi gas tersebut. Bahkan, banyak kontraktor minyak dan gas bumi yang menunda produksi karena belum mendapatkan pembeli gas. Berbeda dengan minyak bumi, gas harus sudah mendapatkan kepastian pembeli sebelum diproduksi. Gas yang telah diproduksi tak bisa disimpan dalam tangki terlebih dahulu. Gas dan lapangan migas harus jelas akan diserap oleh siapa dengan kepastian volume dan jangka waktunya.

Dari data Kementerian ESDM, masih terdapat kargo gas alam cair (LNG) yang belum terserap yakni pada 2017 sebanyak 63 kargo, 2018 sebanyak 60 kargo. Namun, pada 2019, Indonesia diperkirakan akan defisit gas. Berdasarkan data Kementerian ESDM, Indonesia akan kekurangan pasokan LNG 27 kargo pada 2019. Para kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) harus menawarkan terlebih dahulu kepada pembeli domestik. Bila tak ada pembeli dari dalam negeri, KKKS baru bisa mendapat rekomendasi dari Kementerian ESDM untuk dijual ke luar negeri.

Sebenarnya, pembeli premium seperti Jepang dan Korea Selatan siap menyerap gas dari Indonesia. Namun, kontraktor harus memastikan bahwa tak ada pembeli dalam negeri yang berminat. Beberapa contoh seperti Blok Kasuri di Papua yang belum bisa dikembangkan karena gas yang akan diproduksi belum mendapatkan pembeli. Begitu pula dengan Lapangan Jambaran-Tiung Biru yang hingga kini belum mendapat pembeli karena harga yang belum sesuai.

Industri pupuk, petrokimia, dan kelistrikan saat ini menjadi tiga sektor yang diharapkan bisa menyerap gas dalam negeri. Namun, gas kerap tak terserap karena faktor harga kendati sebenarnya pasokan nya terjamin dalam jangka panjang.

Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja mengatakan, pengembangan lapangan gas saat ini menghadapi beberapa tantangan. Dari aspek hilir, gas belum optimal dimanfaatkan oleh petrokimia. Hal tersebut sesuai dengan rencana di Kementerian Perindustrian untuk membuat Kawasan Industri di Teluk Bintuni, Papua.

Berkaca pada hal tersebut, proyek pengembangan gas dengan skala besar seperti East Natuna menanti kepastian berbagai aspek termasuk pasar.

SANGAT KOMPLEKS

Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pengembangan East Natuna sangat kompleks dan banyak tantangan dan sisi teknologi dan aspek komersial. Lapangan yang ditemukan sejak 1970-an itu mengandung kadar karbon dioksida (CO2) yang tinggi sehingga membutuhkan teknologi khusus untuk mengolah gas tersebut yang berisiko mengurangi tingkat pengembalian investasi.

Kita tidak ingin sampai seperti beberapa contoh lapangan gas kita terutama yang sampai sekarang sudah kita kembangkan, tetapi tidak bisa di monetisasi [dikomersialkan] karena buyer tidak jelas. Rencana percepatan penandatanganan kontrak kerja sama agar bisa dilakukan kegiatan di Natuna Timur pun tak bisa direalisasikan.

Menurut Alam, konsorsium yang terdiri dan ExxonMobil, PTT EP Thailand, dan Pertamina itu masih menanti kajian teknologi dan pasar yang selesai pada akhir 2017. Pada 2018, konsorsium bisa mengajukan proposal untuk mengembangkan lapangan berdasarkan hasil kajian tersebut.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, Blok East Natuna menyimpan potensi gas bumi 222 trillion cubic feet (tcf) dengan hanya 46 tcf gas di antaranya yang bisa diproduksi. Selain itu, potensi cadangan minyak 15.000 barel per hari (bph). Infrastruktur gas seperti pipa di Tanah Air juga masih terbatas sehingga pemanfaatannya tidak optimal.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Jan,12, 2017

EMR Difficult to Get Winning Bidder Block

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) immediately announced the winner of the auction's working area (WK) conventional direct appointment in 2016. However, the Ministry of Energy and Mineral Resources will only announce the winner of the auction is the only conventional oil and gas blocks direct appointment in 2016.

Director General of Oil and Gas IGN Wiratmaja Puja says, the winner of the auction of conventional oil and gas blocks direct appointment period of 2016 only one out of seven work areas are being auctioned. Demand there is some, but which escaped maybe one, "said Wiratmaja, without even mentioning the winning company.

However, of the seven bidding directly, in the process only in three areas of work, namely Block Ebuny, Onin Block and West Block Kaimana that much demand. The government will announce the winners of one of the block.

As for the work areas that are not successfully auctioned last year, will return auctioned this year. We see that now does not sell, we can auction again, said Wiratmaja. This meant Block Elephant Stone, Block Kasongan Sampit, Block Powerful and block the West Hill will be auctioned again this year.

Meanwhile, the auction of seven oil and gas blocks, namely Block South CPR Suremana I, Oti, Manakarra Mamuju, SE Mandar, North Argunim and Kasuri II is still in progress and has got the financial evaluation stage. Though the opening of the auction has been since April 2016 last.

IN INDONESIAN

ESDM Sulit Mendapatkan Pemenang Lelang Blok

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) segera mengumumkan pemenang lelang Wilayah kerja (WK) konvensional penunjukan langsung tahun 2016. Namun, Kementerian ESDM hanya akan mengumumkan satu-satunya pemenang lelang blok migas konvensional penunjukan langsung tahun 2016. 

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi IGN Wiratmaja Puja bilang, pemenang lelang blok migas konvensional penunjukan langsung periode tahun 2016 hanya satu dari tujuh Wilayah kerja yang dilelang. Peminatnya ada beberapa, tapi yang lolos mungkin satu," kata Wiratmaja, tanpa mau menyebutkan perusahaan pemenang. 

Namun dari tujuh lelang penawaran langsung, dalam prosesnya hanya di tiga wilayah kerja, yaitu Blok Ebuny, Blok Onin, dan Blok West Kaimana yang banyak peminatnya. Pemerintah akan mengumumkan pemenang salah satu dari blok tersebut.

Sementara untuk wilayah kerja yang tidak berhasil dilelang pada tahun lalu, akan kembali dilelang pada tahun ini. Kami lihat yang sekarang tidak laku, bisa kami lelang lagi, ucap Wiratmaja. lni berarti Blok Batu Gajah, Blok Kasongan Sampit, Blok Ampuh dan Blok Bukit Barat akan dilelang ulang pada tahun ini.

Sementara, lelang tujuh blok migas reguler, yakni Blok South CPR Suremana I, Oti, Manakarra Mamuju, SE Mandar, North Argunim dan Kasuri II saat ini masih dalam proses dan telah masuk tahapan evaluasi keuangan. Padahal pembukaan lelang sudah sejak April 2016 lalu.

Kontan, Page-14, Thursday, Jan, 12, 2017

Certainty charge of Cooperation

Three community of old wells filing management cooperation was fate hung. Until yesterday (10/1), there is no certainty of Pertamina. In fact, the three associations have put forward in the first half of last year.

In fact, it was reported earlier, Pertamina EP Cepu Field Asset 4 this year will do a lot of reactivation of old wells in the area of ​​mining. Reactivation to increase oil production target. This year, Pertamina EP Cepu Field Asset 4 is targeting oil production of up to 1,830 barrels per day (bpd). Increase over the 2016 average oil production of 1,600 barrels per day.

Chairman of the Society Sumber Rejeki Palapi said filing management of old wells in the district long enough Sambong delivered. However, today there is still no certainty as to the status of cooperation with Pertamina. Palapi wanted an assurance from Pertamina EP Cepu Field Asset 4 if there had been a change in the rules or it was given a letter of rejection of cooperation so that there is clarity.

There is no clarity of this, said Palapi, he and members of the association was hanged. As a result, until now the community has not been able to do production. Besides Society Source fortune, the other two namely the Society of Men Mataram District of Kedungtuban and the Society of the District Energy Sources Randublatung.

Responding to this, the Legal and Relations Manager of Pertamina EP Cepu Field Asset 4 Aryono Dwi Sigit said, has met with the community and deliver verbally concerned was still waiting for the process. He added that no reply from the central Pertamina Pertamina EP Asset forwarded to 4 which ensures the process is quite long, because it needs to be an evaluation of the internal.

IN INDONESIAN

Menagih Kepastian Kerja Sama

Tiga paguyuban sumur tua yang mengajukan kerja sama pengelolaan merasa nasibnya digantung. Hingga kemarin (10/1), belum ada kepastian dari Pertamina. Padahal, tiga paguyuban sudah mengajukan pada semester pertama tahun lalu.

Padahal, diberitakan sebelumnya, Pertamina EP Asset 4 Field Cepu tahun ini akan banyak melakukan reaktivasi sumur tua di wilayah penambangannya. Reaktivasi untuk menambah target produksi minyak. Tahun ini Pertamina EP Asset 4 Field Cepu menargetkan produksi minyak hingga 1.830 barel per hari (bph). Naik dibandingkan 2016 produksi minyak rata-rata 1.600 barel per hari.

Ketua Paguyuban Sumber Rejeki Palapi mengatakan pengajuan pengelolaan sumur tua di Kecamatan Sambong sudah cukup lama disampaikan. Tetapi, saat ini masih belum ada kepastian untuk status kerja sama dengan Pertamina. Palapi menginginkan ada kepastian dari Pertamina EP Asset 4 Field Cepu jika memang sudah ada perubahan aturan atau pihaknya diberi surat penolakan kerja sama biar ada kejelasan.

Belum ada kejelasan ini, tutur Palapi, dia beserta anggota paguyuban merasa digantung. Akibatnya, sampai saat ini paguyuban belum bisa melakukan produksi. Selain Paguyuban Sumber Rejeki, dua lainnya yakni Paguyuban Putra Mataram Kecamatan Kedungtuban dan Paguyuban Sumber Energi Kecamatan Randublatung.

Menanggapi hal tersebut, Legal and Relations Manager Pertamina EP Asset 4 Field Cepu Sigit Dwi Aryono mengatakan, telah menemui paguyuban dan menyampaikan secara lisan terkait masih menunggu prosesnya. Dia menambahkan, ada jawaban dari Pertamina pusat yang ditembuskan ke Pertamina EP Asset 4 yang memastikan prosesnya cukup lama, karena perlu evaluasi dari internal.

Radar Bojonegoro , Page- 30, Wednesday, Jan, 11, 2017

Two SOEs Will Work On Gas Networks

PT Pertamina and PT PGN back to get the assignment from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) to build and operate a network of household gas this year. Assignment was contained in Decree (Decree) Energy and Mineral Resources No. 8086 K / 12 / MEM / 2016 and Decree No. 8087 K / 12 / MEM / 2016. The government has given the division, the area of ​​gas network project.

PGN will build and operation of the gas network in Musi Banyuasin, Bandar Lampung, Jakarta and Mojokerto. Meanwhile, Pertamina had to build and operate a gas network in Samarinda, Bontang, Pali district, Muara Enim, Pekanbaru and Mojokerto.

Director of Planning and Infrastructure Development of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Alimuddin Baso said, it was giving the distribution network development area of ​​gas to Pertamina and PGN. But the number of channels to be adjusted by the conditions of households in the area that will be built gas network. His name's plan, will be adjusted to the field conditions during its implementation, "he said, Tuesday (10/1).

One of the factors that will determine the amount of the construction of gas networks is the certainty of a potential buyer. If not socialized to the community, the gas network can not be built in the region.

During this time the area that will be built gas networks surveyed in advance. But its implementation depends on the pitch, "said Alimuddin. Regional enthusiastic laneways build, but sometimes do not fit the consolidation in the area. The digits to the construction of a gas network is constantly changing, especially since the government decided to cut the budget. In 2017, the government is projecting the construction of gas networks around 56,000 channel household.

Alimuddin said, this year the number of channels of households ready to build a new gas networks reached about 52,000, as many as 5100 in Mojokerto, Lampung Banyuasin 10,200 and 6,000. Then the downstream Pematang 5300, Muara Enim 11,700, Mojokerto 5000, 11,500 Samarinda, Bontang Pekanbaru 8000 and 3200.

IN INDONESIAN

Dua BUMN Akan Garap Jaringan Gas

PT Pertamina dan PT PGN kembali mendapatkan penugasan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) untuk membangun dan mengoperasikan jaringan gas rumah tangga pada tahun ini. Penugasan itu tertuang dalam Keputusan Menteri (Kepmen) ESDM RI Nomor 8086 K/12/MEM/2016 dan Kepmen No. 8087 K/12/MEM/2016. Pemerintah telah memberikan pembagian, wilayah proyek jaringan gas.

PGN akan membangun dan pengoperasian jaringan gas di Kabupaten Musi Banyuasin, Bandar Lampung, DKI Jakarta dan Kota Mojokerto. Sementara itu Pertamina ditugaskan membangun dan mengoperasikan jaringan gas di Samarinda, Bontang, Kabupaten Pali, Kabupaten Muara Enim, Pekanbaru dan Kabupaten Mojokerto.

Direktur Perencanaan dan Pembangunan Infrastruktur Migas Kementerian ESDM Alimuddin Baso bilang, pihaknya telah memberikan pembagian Wilayah pembangunan jaringan gas kepada Pertamina dan PGN. Tapi jumlah saluran rumah tangga akan disesuaikan kondisi di wilayah yang akan dibangun jaringan gas. Namanya rencana, akan disesuaikan dengan kondisi lapangan saat implementasi," ujarnya, Selasa (10/1).

Salah satu faktor yang akan menentukan jumlah pembangunan jaringan gas adalah kepastian calon pembeli. Jika belum tersosialisasi ke masyarakat, jaringan gas belum bisa dibangun di Wilayah tersebut.

Selama ini wilayah yang akan dibangun jaringan gas disurvei terlebih dahulu. Tapi implementasinya tergantung lapangan," kata Alimuddin. Daerah antusias utnuk membangun, tapi kadang tidak pas konsolidasi di daerah. Angka pembangunan jaringan gas memang terus berubah, terutama sejak pemerintah memutuskan melakukan pemotongan anggaran. Pada tahun 2017 ini pemerintah memproyeksi pembangunan jaringan gas sekitar 56.000 saluran rumah tangga.

Alimuddin bilang, tahun ini jumlah saluran rumah tangga yang siap dibangun jaringan gas baru mencapai sekitar 52.000, di Mojokerto sebanyak 5100, Lampung 10.200 dan Musi Banyuasin 6.000. Lalu Pematang hilir 5300, Muara Enim 11.700, Kota Mojokerto 5000, Samarinda 11.500, Bontang 8.000 dan Pekanbaru 3200.


Kontan, Page- 14, Wednesday, Jan, 11, 2017

Sustains High Demand of Natural Gas

Fuel strengthening natural gas prices are still not exhausted. Just look, Tuesday (10/1) at 15.30 pm, the price of natural gas delivery contract in January 2017 at the New York Mercantile Exchange shot 1.58% to US $ 3.15 per mmbtu, the increase was far higher price decline in a week to just 0 , 53%. Asia Tradepoint Futures analyst Andri Hardianto said natural gas prices could be dragged lower oil prices. But natural gas rebounded because market participants assess the natural gas fundamentals remain positive.

Transition power plants from coal to natural gas to one sentiment driving the pace of natural gas prices. In addition, rising prices for natural gas demand in winter is high. Energy Information Administration (EIA) calculates natural gas demand throughout the winter, up approximately 22% lower than a year before the cold season.

Until December 30, 2016, natural gas stockpiles United States (US) was down 364 billion cubic feet to 3.31 trillion cubic feet. In addition, the use of natural gas in Europe also increased. Russian natural gas company, Gazprom reported distribute natural gas to Europe and Turkey amounted to 179.3 billion cubic foot throughout the year 2016. This figure is greater than the distribution of gas in 2015 amounted to 158.63 billion cubic feet.

Although strengthened, Andri assess the price of natural gas is difficult to penetrate the US $ 4 mmbtu in the first quarter of 2017. Therefore, consumption in China is predicted to grow only 2.5%, lower than last year, amounting to 3.6%. Andri projections, natural gas will move in the range of US $ 3 to US $ 3.7 per mmbtu until the end of the first quarter of 2017. From the technical side, natural gas prices move above the moving average (MA) of 100, although still below the 200 MA.

Moving average convergence divergence indicator (MACD) is in the positive area, showing a trend to strengthen. Indicators stochastic rises above the level of 50, while the relative strength index (RSI) is engaged in the neutral 50 level range.

Today (11/1), Andri estimates of natural gas potentially strengthened and moved in the range of US $ 3.1-US $ 3.16 per mmbtu. Meanwhile, next week, the price is predicted to move between US $ 3.0-US $ 3.2 per mmbtu.

IN INDONESIAN

Permintaan Tinggi Topang Gas Alam

Bahan bakar penguatan harga gas alam masih belum habis. Tengok saja, Selasa (10/1) pukul 15.30 WIB, harga gas alam kontrak pengiriman Januari 2017 di New York Mercantile Exchange melesat 1,58% jadi US$ 3,15 per mmbtu, Kenaikan tinggi tersebut memperkecil penurunan harga dalam sepekan menjadi tinggal 0,53%. Analis Asia Tradepoint Futures Andri Hardianto mengatakan, harga gas alam sempat ikut terseret penurunan harga minyak. Tapi gas alam kembali rebound lantaran pelaku pasar menilai fundamental gas alam masih positif.

Peralihan pembangkit listrik dari batubara ke gas alam menjadi salah satu sentimen pendorong laju harga gas alam. Di samping itu, harga naik karena permintaan gas alam di musim dingin tinggi. Energy Information Administration (EIA) menghitung permintaan gas alam sepanjang musim dingin ini naik sekitar 22% daripada musim dingin setahun sebelumnya.

Hingga 30 Desember 2016, stok gas alam Amerika Serikat (AS) tercatat turun 364 miliar kaki kubik menjadi 3,31 triliun kaki kubik. Selain itu, penggunaan gas alam di Eropa juga mengalami peningkatan. Perusahaan gas alam Rusia, Gazprom melaporkan telah menyalurkan gas alam ke Eropa dan Turki sebesar 179,3 miliar kaki kubik sepanjang tahun 2016. Angka tersebut lebih besar dibanding penyaluran gas di 2015, sebesar 158,63 miliar kaki kubik.

Meski menguat, Andri menilai harga gas alam sulit menembus US$ 4 mmbtu di kuartal I-2017. Sebab, konsumsi di China tahun ini diprediksi cuma tumbuh 2,5%, lebih rendah dibandingkan dengan tahun lalu, sebesar 3,6%. Proyeksi Andri, gas alam akan bergerak pada kisaran US$ 3~US$ 3,7 per mmbtu hingga akhir kuartal I-2017. Dari sisi teknikal, harga gas alam bergerak di atas moving average (MA) 100, meski masih di bawah MA 200.

Indikator moving average convergence divergence (MACD) berada di area positif, menunjukkan tren menguat. lndikator stochastic naik di atas level 50, sementara relative strength index (RSI) bergerak netral di kisaran level 50.

Hari ini (11/1), Andri memperkirakan gas alam berpotensi menguat dan bergerak di rentang US$ 3,1-US$ 3,16 per mmbtu. Sedangkan sepekan ke depan, harga diprediksi bergerak antara US$ 3,0-US$ 3,2 per mmbtu.

Kontan, Page- 5, Wednesday, Jan, 11, 2017

Target 1,830 Barrels Per Day

Reactivation through the Old Wells

Pertamina EP Cepu Field Asset 4 this year will be a lot of reactivation of old wells in the area of ​​mining. Reactivation of old wells aimed at adding to the oil production target. Because, in 2017, Pertamina EP Cepu Field Asset 4 is targeting oil production of up to 1,830 barrels per day (bpd). Field Manager of Pertamina EP Cepu Field Asset 4 Amperiyanto Agus said, the production target this year is bigger than the oil production during 2016. Therefore, oil production during 2016 only produce an average of 1,600 barrels per day.

In order to meet the production target, it did a lot of effort. One of them, for this year it would reactivate old wells. We will actively carry out the re-activation in some structures of old oil wells. Currently, the process of re-activation of old wells in the survey process any location to be activated. As is the case in the region Kedinding. In some wells to be activated already given marker..

In addition to the Kedinding region, they said Agus, there are also some old wells that will be re-activation. Namely, Banyuasin region, Caluk, and Ngrayong. In the first half of 2017 we are targeting there are 15 wells to be reactivated. Hopefully, from 15 wells that will be activated will later meet production targets this year. As for the incoming wells in the area is not active.

Miners can apply for management cooperation through the Village Unit Cooperatives (KUD) and the Regional Owned Enterprises (enterprises). This is in accordance with the directives Minister Regulation No 1 of 2008.

IN INDONESIAN

Targetkan 1.830 Barel Per Hari

Melalui Reaktivasi Sumur Tua

Pertamina EP Asset 4 Field Cepu tahun ini akan banyak melakukan reaktivasi sumur tua di wilayah Penambangannya. Reaktivasi sumur tua bertujuan menambali target produksi minyak. Sebab, pada 2017 ini Pertamina EP Asset 4 Field Cepu menargetkan produksi minyak hingga 1.830 barel per hari (bph). Field Manager Pertamina EP Asset 4 Field Cepu Agus Amperiyanto mengatakan, target produksi pada tahun ini lebih besar dari pada produksi minyak selama 2016. Sebab, produksi minyak selama 2016 hanya menghasilkan rata-rata 1.600 barel per hari.

Demi memenuhi target produksi minyak tersebut, pihaknya melakukan banyak upaya. Salah satunya, selama tahun ini pihaknya akan mengaktifkan kembali sumur-sumur tua. Kita akan aktif melakukan re-aktivasi di beberapa struktur sumur minyak tua. Saat ini, proses reaktivasi sumur tua dalam proses survei lokasi mana saja yang akan diaktifkan. Seperti halnya di wilayah Kedinding. Di beberapa sumur yang akan diaktivasi sudah diberikan penanda.

Selain di wilayah Kedinding, masih kata Agus, juga ada beberapa sumur tua yang akan dilakukan reaktivasi. Yakni, wilayah Banyuasin, Caluk, dan Ngrayong. Pada semester satu 2017 ini kami targetkan ada 15 sumur yang akan direaktivasi. Diharapkan, dari 15 sumur yang akan diaktifkan ini nantinya akan memenuhi target produksi pada tahun ini. Sedangkan untuk sumur yang masuk di wilayah tidak aktif.

Para penambang bisa mengajukan kerja sama pengelolaan melalui Koperasi Unit Desa (KUD) dan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD). Ini sesuai dengan arahan Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008.

Radar Bojonegoro, Page-34, Tuesday, Jan, 10, 2017