LNG imports Can Lower Gas Prices

The government's promise to lower gas prices for industry still seems to be difficult to realize. The Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 40/2016 on Gas Prices for Industry Specific fact not include the promised industry could enjoy a decrease in gas prices. The decline in gas prices can only be felt by the fertilizer industry, petrochemical and steel. While the price of gas for industrial ceramics, glass, and rubber gloves oleochemical still under study by the government.

Djohardi Angga Kusumah, Senior Vice President Gas and Power Gas Directorate of Pertamina, said the domestic gas price in the plant gate to consumers in West Java US $ 9 per mmbtu, in East Java reached US $ 7.6 per mmbtu. While in North Sumatra is still around US $ 12 per mmbtu.

While the price of liquefied natural gas (LNG) in the spot market currently only about US $ 5 per mmbtu. "It's clear domestic price is higher than the price of LNG on the spot market, between US $ 5 per mmbtu compared to US $ 9 per mmbtu. If imports can be made neutral, but depends on the international market situation," said Djohardi, Tuesday (7/2). Elisa Sinaga, Chairman of the Association of Ceramic Industry Aneka Indonesia (Asaki), said the decline in the price of gas for the LNG import dependent, the government.

The price of gas and gas-related rules is a government authority. "The progress of the country, including the industry, strongly linked government efforts to manage energy, possessed or acquired," said Elisa. According to Deputy Minister Arcandra Tahar, the government continues to try to make gas prices more competitive. But the government also consider domestic gas supply.

lmpor will be opened if the domestic LNG supply is not sufficient to meet the domestic industry. "The rule is being discussed. In essence, we hope that we get a competitive gas prices. But we put that in, if the inside does not meet, we are opening up import and this takes time," said Arcandra, Tuesday (7/2).

The government also wants LNG imports when gas infrastructure, such as regasification facilities already built. "If the import of LNG, the infrastructure is built first. The development is needed annually. Well, how do I import LNG without infrastructure?" He said

IN INDONESIAN

Impor LNG Bisa Turunkan Harga Gas

Janji pemerintah menurunkan harga gas untuk industri nampaknya masih sulit terealisasi. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 40/2016 tentang Harga Gas untuk Industri Tertentu nyatanya belum mencakup industri yang dijanjikan bisa menikmati penurunan harga gas. Penurunan harga gas baru bisa dirasakan oleh industri pupuk, petrokimia dan baja. Sementara harga gas untuk industri keramik, kaca, oleochemical dan sarung tangan karet masih dalam kajian pemerintah.

Djohardi Angga Kusumah, Senior Vice President Direktorat Gas dan Power Gas Pertamina, mengatakan, harga gas domestik di plant gate untuk konsumen di Jawa Barat US$ 9 per mmbtu, di Jawa Timur mencapai US$ 7,6 per mmbtu. Sedangkan di Sumatra Utara masih sekitar US$ 12 per mmbtu. 

Sementara harga liquified natural gas (LNG) di pasar spot saat ini hanya sekitar US$ 5 per mmbtu. " Sudah jelas harga domestik lebih tinggi dibanding harga LNG di pasar spot, antara US$ 5 per mmbtu dibandingkan US$ 9 per mmbtu. Kalau impor bisa menjadikan netral, tapi tergantung situasi pasar internasional," ujar Djohardi, Selasa (7/2). Elisa Sinaga, Ketua Umum Asosiasi Aneka Industri Keramik Indonesia (Asaki), menyatakan, penurunan harga gas karena impor LNG itu tergantung, pemerintah. 

Harga gas dan aturan terkait gas merupakan kewenangan pemerintah. "Kemajuan negara termasuk industrinya, sangat terkait upaya pemerintah mengelola energi yang, dimiliki atau didapat," kata Elisa. Menurut Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar, pemerintah terus berusaha membuat harga gas semakin kompetitif. Namun pemerintah juga memperhatikan pasokan gas dalam negeri.

lmpor akan dibuka jika suplai LNG domestik tidak mampu mencukupi kebutuhan industri dalam negeri. "Aturannya sedang kami bahas. Intinya, kami berusaha agar kita mendapatkan harga gas yang kompetitif. Tapi kami mengutamakan yang di dalam, kalau di dalam tidak memenuhi, kami membuka impor dan ini membutuhkan waktu," kata Arcandra, Selasa (7/2).

Pemerintah juga menginginkan impor LNG ketika infrastruktur gas, seperti fasilitas regasifikasi sudah terbangun. "Kalau impor LNG, infrastruktur dibangun dulu. Pembangunan ini perlu tahunan. Nah, bagaimana cara impor LNG tanpa infrastruktur? " katanya

Kontan, Page-14, Wednesday, 8, Feb, 2017

Realization Import Requires Time

Natural Gas Infrastructure in the Interior Not Fully Prepared

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said, it takes time to realize the import of gas by the industry. Because the natural gas infrastructure is limited so that imports can not be realized. Import policy is expected to increase the competitiveness of the industry in Indonesia. Arcandra gas infrastructure in question is and the floating storage unit (FSRU) which are currently very limited.

In Indonesia, there are only two FSRU operation, namely FSRU West Java, Lampung FSRU, as well as a floating regasification unit (FRU) Benoa in Bali. "Imported gas will take time. Why? This, right, import, so the form of LNG (liquefied natural gas). Thus, the infrastructure must be built first. To build it would take many years, "said Arcandra after opening the International Indonesia Gas Conference and Exhibition 2012 Tuesday (7/2), in Jakarta.

Arcandra denied this gas import policy because the Presidential Decree (Decree) No. 40 Year 2016 on. Pricing of Natural Gas can not be fully realized. Of the seven industry sectors are entitled to enjoy the fall in prices, three new industrial sector enjoyed, namely steel, petrochemicals, and fertilizers.

Senior Vice President Gas and Power at PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah said pemrintah decision to allow the industry to import gas directly not just because of the price factor. However, in the future, Indonesia overshadowed gas deficit in the country. In 2030, the deficit of gas in Indonesia estimated 3000-3500 million standard cubic feet per day (MMSCFD). "In 2019, Indonesia is estimated to be around 500 MMSCFD gas deficit. There is an imbalance between the needs of supply. Moreover, on average, domestic gas demand to grow by about 5 percent per year, "said Djohardi.

Price

Regarding the price, Djohardi not deny, international gas prices are currently cheap because the supply of gas is abundant in the market. For the gas futures market, prices range from seven dollars per million metric British thermal unit (MMBTU) and 5 dollars per MMBTU for the cash market (spot). The price of gas for the domestic industry about 8-12 dollars per MMBTU.

Lecturer at Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, said the LNG import policy did not necessarily make the price of gas for industry to become cheaper. Therefore, the price would follow the prevailing price in the international market. With oil prices at around 50 dollars per barrel, LNG prices are up at the port (landed price) in the Asia Pacific region to around 8 dollars per MMBTU "with imported LNG-matter, the Presidential Decree 40/2016 does not mean that would be more easily realized , Wherever, gas prices are so affected by many factors, such as volume, source of supply, infrastructure, or the policy of a country. Moreover, if you buy them in a small volume, "said Pri Agung.

IN INDONESIAN

Realisasi Impor Butuh Waktu 

lnfrastruktur Gas Bumi di Dalam Negeri Belum Sepenuhnya Siap

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan, perlu waktu untuk merealisasikan impor gas oleh industri. Pasalnya, infrastruktur gas bumi terbatas sehingga impor tidak bisa segera direalisasikan. Kebijakan impor diharapkan bisa menaikkan daya saing industri di Indonesia. Infrastruktur gas yang dimaksud Arcandra adalah unit penyimpanan dan regasifikasi terapung (FSRU) yang saat ini jumlahnya sangat terbatas. 

Di Indonesia, baru ada dua FSRU yang beroperasi, yaitu FSRU Jawa Barat, FSRU Lampung, serta satu unit regasifikasi terapung (FRU) Benoa di Bali. ”Impor gas perlu waktu. Kenapa? Ini, kan, impor, jadi berupa LNG (gas alam cair). Maka, infrastruktur harus dibangun terlebih dahulu. Untuk membangunnya perlu waktu bertahun-tahun,” kata Arcandra seusai membuka International Indonesia Gas Conference and Exhibition 2012 Selasa (7/2), di Jakarta. 

Arcandra membantah kebijakan impor gas ini lantaran Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 40 Tahun 2016 tentang. Penetapan Harga Gas Bumi tak bisa direalisasikan sepenuhnya. Dari tujuh sektor industri yang berhak menikmati penurunan harga, baru tiga sektor industri yang menikmati, yaitu baja, petrokimia, dan pupuk.

Senior Vice President Gas and Power pada PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah mengatakan, keputusan pemrintah memperbolehkan industri mengimpor gas secara langsung bukan hanya karena faktor harga. Namun, di masa mendatang, Indonesia dibayangi defisit gas di dalam negeri. Pada 2030, defisit gas di Indonesia diperkirakan 3.000-3.500 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). ”Pada 2019, Indonesia diperkirakan bakal defisit gas sekitar 500 MMSCFD. Ada ketidakseimbangan antara kebutuhan dengan pasokan. Apalagi, secara rata-rata, permintaan gas di dalam negeri tumbuh sekitar 5 persen per tahun,” ujar Djohardi. 

Harga

Mengenai harga, Djohardi tak memungkiri, harga gas internasional saat ini sedang murah lantaran pasokan gas yang melimpah di pasaran. Untuk pasar gas berjangka, harganya berkisar 7 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU) dan 5 dollar AS per MMBTU untuk pasar tunai (spot). Adapun harga gas untuk industri di dalam negeri sekitar 8-12 dollar AS per MMBTU.

Pengajar pada Universitas Trisakti, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, mengatakan, kebijakan impor LNG belum tentu membuat harga gas bagi industri menjadi lebih murah. Sebab, harga tersebut akan mengikuti harga yang berlaku di pasar internasional. Dengan harga minyak di kisaran 50 dollar AS per barrel, harga LNG yang sampai di pelabuhan (landed price) di kawasan Asia Pasifik menjadi sekitar 8 dollar AS per MMBTU ”Dengan impor LNG-pun, Peraturan Presiden 40/2016 bukan berarti bakal lebih mudah direalisasikan. Di mana pun, harga gas sangat dipengaruhi banyak faktor, seperti volume, sumber pasokan, infrastruktur, atau kebijakan sebuah negara. Apalagi, kalau membelinya dalam volume kecil,” kata Pri Agung. 

Kompas, Page-20, Wednesday, 8, Feb, 2017

After the plant, now Rota Industry

After opening the taps of imported liquefied natural gas or LNG for power generation, the government gave permission for some industries to optimize gas from abroad.

In fact, today Indonesia become an exporter of liquefied natural gas liquefied natural gas / LNG. Approximately 50% of LNG is exported. However, the LNG exports has contracted long term. On the other hand, the price of gas in the country is relatively high when compared with prices in the global market. The government has opened import LNG to PT PLN and private Iistiik developer for generator fuel. Import it to the requirements when the price of LNG in the country of more than 11% of Indonesian crude price (ICP).

However, the industrial sector will be given permission to import LNG it should contribute significantly to the gross domestic product (gross domestic / GDP) of Indonesia. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said it will issue a regulation that would open up the import of gas for industry in order to reduce the price of gas that foster competitiveness.

However, there are several requirements that must be met in the industry to ship liquefied natural gas / LNG from overseas. According to him, the industry must contribute to the GDP of Indonesia. LNG imports is intended that the production cost of industrial sector in the country down, so that industry revenue contribution to gross domestic product (GDP) will rise. "The industry is the contribution to GDP, for example, contributed Rp 10 trillion, and there we see how the component gas per one MMSCFD, how much money is generated," he said during the 8th International-Indonesia Gas Conference & Exhibition 2017, Tuesday (7/2 ).

Arcandra added that it hoped would lead to a multiplier effect for the derivatives industry. According to him, when in the Ministry of Energy is studying LNG import rules for the industrial sector. He stressed that the rules were made to get the price of gas more competitive so that the industry can increase competitiveness. "However, fixed priority [domestic gas] is in, if the inside does not meet the terms of import will be opened."

Another factor, he said, about the readiness of the gas infrastructure is the reason for the limitation of gas imports. Because the infrastructure that is currently not able to meet the overall gas import quotas. "If the LNG import infrastructure is built first, so get in," he said.

According to him, the government plans to build gas storage regasification facilities and floating (floating storage and regasification unit / FSRU) in the next few years. However, it has not been able to determine how long it takes to prepare the gas infrastructure as a whole.

YET COMPETITIVE

Vice Chairman of Indonesia Gas Society Djohari Angga Kusumah said, the price of gas in the country, especially when it reached the consumer yet competitive. LNG prices in the country for long-term contracts currently around US $ 7 per MMBtu at the consumer level. He called in West Java in consumer gas prices at $ 9 per MMBtu, in East Java to US $ 7.6 per MMBtu, and in North Sumatra worth about US $ 12 per MMBtu. Meanwhile, the price of LNG on the spot market is only US $ 5 per MMBtu. "It's clear domestic prices compared with spot LNG is higher," he said.

He emphasized that import options can raise the price of gas in the country more competitive. However, in addition to price reasons, gas imports must be done considering the demand in the country continues to rise. Based on the calculation of the gas demand in 2030 is estimated at 10 000 MMSCFD, whereas domestic supply provided only 6,000 MMSCFD so that the deficit of 4,000 MMSCFD or equivalent to 32 tons of LNG.

Fact President of Global Energy (FGE), consulting companies engaged in the energy field, Jeff Brown said, the gas demand in Indonesia is indeed continues to climb, especially to meet the needs of the power plant. "It is estimated that the portion of LNG in the supply of gas to rise and 25% in 2015 to 65% in 2025.

IN INDONESIAN

Setelah Pembangkit, Kini Giliran Industri

Setelah membuka keran impor gas alam cair atau LNG untuk pembangkit listrik, pemerintah segera memberikan izin bagi sekitar industri untuk mengoptimalkan gas dari luar negeri.

Padahal, saat ini Indonesia menjadi eksportir gas alam cair liquefied natural gas/LNG. Sekitar 50% LNG diekspor. Namun, ekspor LNG tersebut telah terikat kontrak jangka panjang. Di sisi lain, harga gas di Tanah Air relatif tinggi jika dibandingkan dengan harga di pasar global. Pemerintah telah membuka impor LNG kepada PT PLN dan pengembang Iistiik swasta untuk bahan bakar pembangkit. Impor itu dengan persyaratan ketika harga LNG di dalam negeri lebih dari 11% harga minyak mentah Indonesia (ICP).

Namun, sektor industri yang akan diberikan izin impor LNG itu harus memberikan kontribusi signifikan terhadap produk domestik bruto (gross domestic bruto/GDP) Indonesia. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pihaknya akan mengeluarkan aturan yang akan membuka impor gas bagi industri guna menekan harga gas sehingga menumbuhkan daya saing.

Namun, ada beberapa persyaratan yang harus dipenuhi industri untuk dapat mengapalkan liquefied natural gas/LNG dari luar negeri. Menurutnya, industri tersebut harus berkontribusi terhadap GDP Indonesia. Impor LNG itu bertujuan agar komponen biaya produksi sektor industri di Tanah Air turun, sehingga kontribusi pendapatan industri terhadap produk domestik bruto (PDB) akan naik. “Industri tersebut berapa kontribusi ke GDP, misalnya kontribusi Rp10 triliun, dan di situ berapa komponen gas kita lihat per satu MMscfd, berapa rupiah yang dihasilkan,” katanya dalam acara The-8th International Indonesia Gas Conference & Exhibition 2017, Selasa (7/2). 

Arcandra menambahkan, hal itu diharapkan bakal menimbulkan efek berganda bagi industri turunannya. Menurutnya, saat in Kementerian ESDM sedang mempelajari aturan impor LNG untuk sektor industri. Dia menekankan aturan tersebut dibuat untuk mendapatkan harga gas yang lebih kompetitif sehingga daya saing industri dapat meningkat. “Namun, tetap mengutamakan [gas domestik] yang di dalam, kalau di dalam tidak memenuhi akan dibuka term impor.”

Faktor lain, katanya, soal kesiapan infrastruktur gas yang menjadi alasan dibatasinya impor gas. Pasalnya, infrastuktur yang ada saat ini belum mampu memenuhi kuota impor gas secara keseluruhan. “Kalau impor LNG infrastruktur dibangun dulu, supaya bisa masuk," katanya. 

Menurutnya, pemerintah berencana membangun fasilitas regasifikasi dan penampungan gas terapung (floating storage and regasification unit/FSRU) dalam beberapa tahun ke depan. Namun, pihaknya belum dapat menentukan berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk menyiapkan infrastruktur gas secara menyeluruh.

BELUM KOMPETITIF

Vice Chairman Indonesia Gas Society Djohari Angga Kusumah mengatakan, harga gas di dalam negeri terutama ketika sampai di konsumen belum kompetitif. Harga LNG dalam negeri untuk kontrak jangka panjang saat ini berkisar US$ 7 per MMBtu di tingkat konsumen. Dia menyebut di Jawa Barat harga gas di konsumen US$ 9 per MMBtu, di Jawa Timur US$ 7,6 per MMBtu, dan di Sumatra Utara harganya mencapai US$ 12 per MMBtu. Sementara itu, harga LNG di pasar spot hanya US$ 5 per MMBtu. “Sudah jelas harga domestik dibandingkan dengan spot LNG lebih tinggi,” katanya.

Dia menegaskan, opsi impor dapat menjadikan harga gas dalam negeri lebih kompetitif. Namun, selain alasan harga, impor gas harus dilakukan mengingat kebutuhan di dalam negeri terus meningkat. Berdasarkan perhitungan kebutuhan gas pada 2030 diperkirakan mencapai 10.000 MMscfd, sedangkan pasokan dalam negeri yang tersedia hanya 6.000 MMscfd sehingga defisit 4.000 MMscfd atau setara dengan 32 ton LNG.

President of Fact Global Energy (FGE), perusahaan konsultasi yang bergerak di bidang energi, Jeff Brown mengatakan, kebutuhan gas di Indonesia memang terus merangkak naik terutama untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik. “Diperkirakan porsi LNG pada suplai gas meningkat dan 25% pada 2015 menjadi 65% pada 2025.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, 8, Feb, 2017

There is no certainty, Confusion Rahayu village government Compose APBDes

    The completion of the issue of compensation for the impact of flare operator Fields Mudi, Tuban Block, the Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ) to the present, making the Village Government (Pemdes) Rahayu, District Soko, Tuban, ask for it to be resolved before the contract expired in February 2018.

     Compensation worth billions of rupiah, the rights of citizens affected by the flare around Control Processing Area (CPA) Pad A Mudi. "We will continue to fight flare seek compensation for clear rules," said the village head Rahayu, Sukisno (6/2). For the people of Ring 1 and the local village government, before any revisions agreed compensation agreement parties, including SKK Migas Jabanusa and representatives JOB-PPEJ in 2009 ago, disbursement of compensation fixed price.

     If the operator or SKK Migas can not grant compensation because there is a new regulation, of all parties involved in the agreement in 2009 had to sit back. "Without the scheme, Pemdes could not accept it because the compensation deal with the people directly," said Sukisno. His side in the near future will also be coordinated with the Head Soko to hold a meeting back in. This was followed up instruction Vice Regent (Vice Regent) Noor Nahar Hussein, on December 14, 2016 in the presence of youth and Officials Rahayu.

     He hopes the instructions of local government leaders, Muspika Soko can move quickly. His worry when this compensation is protacted without clarity, the operator can easily ignore it as it nears the contract runs out. Because the case is protacted, Rahayu village government claimed not to know the total value of corporate social responsibility (Corporate Social Responsibility / CSR) from the JOB-PPEJ, As a result, the local village government difficulties develop empowerment programs for the community.

     Because CSR acceptance shall be adjusted to APBDes plans for education, environment, health, infrastructure and community empowerment. "Not to know how many CSR this year, especially when it enters the second month of 2017," said Sukisno.

     Explained, during the last two years the number of CSR receives reduced. Notes, CSR 2015 amounting to Rp 540 million, and in 2016 fell to USD 421 million. As for this year is predicted to receive fewer CSR which is in the range of USD 400 million. Because the number of oil and gas production from the field Mudi, and Sragen Bojonegoro down. "We hope that soon there is no certainty the number of CSR from the operator.

While; Camat Soko, Suwito, also hope there is a solution to the polemic faced by citizens since the beginning of 2016. Ideally, social polemic in sekiLar Oil and Gas Industry is not protacted, because obviously damaging PPEJ JOB- relationship with the surrounding community. "We will communicate with JOB-PPEJ to seek a meeting held temunya point," said the former Head Grabagan this.

    Keep in mind, the beginning of the termination of the compensation for the amount of oil and gas production that is processed in the CPA Pad A Mudi is reduced. The reduced production is directly evidenced by the research team of Surabaya Institute of Technology (ITS) Surabaya. During penilitian, the lowest rate of the exhaust gas of 2.1 Million Standard Cubic Feet per Day (MMSCFD) and a maximum of 2.6 MMSCFD. The temperature only 35 degrees Celcius felt in a radius of 50 meters, while in the 100 meter point claimed to have no impact 

IN INDONESIAN

Tak Ada Kepastian, Pemerintah Desa Rahayu Kebingungan Susun APBDes

Belum selesainya persoalan kompensasi dampak flare operator Lapangan Mudi, Blok Tuban, Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ) hingga saat ini, membuat Pemerintah Desa (Pemdes) Rahayu, Kecamatan Soko, Kabupaten Tuban, meminta hal tersebut segera diselesaikan sebelum kontraknya habis pada bulan Februari 2018 mendatang.

Kompensasi senilai miliaran rupiah tersebut, menjadi hak warga terdampak flare di sekitar Control Processing Area (CPA) Pad A Mudi. "Kami akan terus berjuang meminta kompensasi flare karena jelas aturannya," kata Kepala Désa Rahayu, Sukisno (6/2). Bagi masyarakat Ring 1 dan Pemerintah Desa setempat, sebelum ada revisi perjanjian kompensasi yang disepakati beberapa pihak termasuk SKK Migas Jabanusa dan perwakilan JOB-PPEJ pada tahun 2009 silam, pencairan kompensasi harga mati.

Apabila operator maupun SKK Migas tidak bisa mengabulkan kompensasi karena ada regulasi baru, tentu semua pihak yang terlibat perjanjian 2009 harus duduk kembali. “Tanpa skema itu, Pemdes tidak bisa menerimanya karena kompensasi berurusan dengan warga langsung,"kata Sukisno.  Pihaknya dalam waktu dekat juga akan berkoordinasi dengan Camat Soko untuk menggelar pertemuan kembali. Hal itu menindaklanjuti instruksi Wakil Bupati (Wabup) Noor Nahar Hussein, pada tanggal 14 Desember 2016 di hadapan karang taruna dan Pamong Desa Rahayu.

Dia berharap adanya instruksi dari pimpinan daerah, Muspika Soko dapat bergerak cepat. Kekhawatirannya ketika kompensasi ini berlarut-larut tanpa kejelasan, operator dengan mudah mengabaikannya karena mendekati kontrak habis. Karena berlarut-larut kasus tersebut, Pemerintah Desa Rahayu mengaku belum mengetahui total nilai tanggung jawab sosial perusahaan (Corporate Social Responsibility /CSR) dari JOB-PPEJ, Akibatnya, Pemerintah Desa setempat kesulitan menyusun program pemberdayaan masyarakat. 

Karena penerimaan CSR tersebut akan disesuaikan dengan rencana APBDes untuk bidang pendidikan, lingkungan, kesehatan, infrastruktur dan pemberdayaan masyarakat. "Belum tau berapa jumlah CSR tahun ini, apalagi saat ini memasuki bulan kedua tahun 2017," kata Sukisno.

Diterangkan, selama dua tahun terakhir jumlah CSR yang diterimanya berkurang. Catatannya, CSR tahun 2015 sebesar Rp 540 juta, dan di tahun 2016 turun menjadi Rp 421 juta lebih. Sedangkan untuk tahun ini diprediksi menerima CSR lebih sedikit yakni di kisaran Rp 400 juta. Karena jumlah produksi Migas dari Lapangan Mudi, maupun Sukowati Bojonegoro turun. "Kami harapkan segera ada kepastian jumlah CSR dari operator.

Sementara; Camat Soko, Suwito, juga berharap ada solusi terhadap polemik yang dihadapi warganya sejak awal tahun 2016. Idealnya polemik sosial di sekiLar Industri Migas tidak berlarut-larut, karena jelas merusak hubungan JOB- PPEJ dengan masyarakat sekitar. "Kami akan komunikasi dengan JOB-PPEJ untuk diadakan pertemuan mencari titik temunya," kata mantan Camat Grabagan ini. 

Perlu diketahui, awal mula dihentikannya kompensasi karena jumlah produksi Migas yang diolah di CPA Pad A Mudi berkurang. Berkurangnya produksi ini langsung dibuktikan dengan adanya riset tim Institut Teknologi Surabaya (ITS) Surabaya. Selama penilitian, laju gas buang paling rendah 2,1 Million  Standard Cubic Feet per Day (MMSCFD) dan paling tinggi 2,6 MMSCFD. Suhu hanya 35 derajat Celcius terasa di radius 50 meter, sedangkan di titik 100 meter diklaim tidak berdampak. 

Bhirawa, Page-6, Tuesday, 7, Feb, 2017

Ministerial Decree 11/2017 Gas Secure Supply Project 35 thousand MW

PT PLN claimed the gas supply to the Project 35 Thousand Megawatt (MW) became more assured with the opening of the gas import options through the Minister of Energy and Mineral Resources No. 11 of 2017 on Natural Gas Utilization for Power Plant. Moreover, Indonesia is expected to start gas deficit in 2019. Head of Corporate Communications at PLN I Made Suprateka said, 11/2017 not only provides opportunities for the company to gain a competitive gas prices. Beleid published last week also

PLN facilitate securing gas supplies for the 35 thousand MW project by opening the import options. "In the future, the 35 thousand MW power plant there are some / PLTGU. If suppose that domestic supply is less, then it could take from outside, "he said.

However, according Regulation 11/2017, this import is not unconditional In Article 5, paragraph 5, stated that mentioned, the import of gas can be done PLN or the Power Generation Enterprises when the price of liquefied natural gas / LNG in the country exceeds 11.5% of crude oil prices Indonesia (Indonesian crude price / ICP).

PLN's optimistic can obtain even have to import. "With the ability to negotiate PLN, which was the maximum proce. The maximum must be below the cost price, "he explained. As a multinational company, it is ready to import gas. Moreover, the project is 35 thousand MW gas company believed the world will flock to offer gas supply to PLN. Plus, the government-owned company stun encouraged to expand clean energy. In the 35 thousand MW project, the portion of steam power plant (power plant) fueled dominate, reaching 19 940 MW or 56.13%. However, the portion of the power plant / power plant is also quite large, amounting to 12 867 MW or 36.22%.

In addition, the Electricity Supply Business Plan (RUPTL) from 2016 to 2025, the portion of the power plant / power plant also magnified 9,700 MW to 18,900 MW thousand seriring to increase generation capacity, PLN's gas needs primarily in the form of LNG, is projected to rise each year. In 2016, LNG demand is estimated 147 billion cubic feet of gas and 429 billion cubic feet. This figure would soared to 838 billion cubic feet of LNG and 473 billion cubic feet of gas pipeline in 2025.

The need for a power plant gas / steam power plant will be difficult to achieve if only rely on sources of gas in the country. Moreover, the gas deficit as early as 2019, in which the gas supply is estimated at 7075.3 MMSCFD or 577.7 MMSCFD lower when compared with the need to reach the 7653 MMSCFD. The estimates are assuming a national growth rate of 7.7% and a population growth of 0.9% until 2025.

Press Prices

Securing gas at a price that is more competitive with their Ministerial Decree 11/2017, otherwise Made may occur. With the maximum limit of 11.5% of ICR price it can bargain the price of domestic gas to be lower than the assessment. Because if the domestic price is too high, the company is allowed to import gas at low prices. "So should the negotiations. Then if for example we can the price of gas from overseas are better than Tangguh (domestic) was better agi, "he said.

But if the price of domestic gas is cheaper, it will absorb prioritize domestic gas resources. Domestic gas supply at competitive pricing will generate stability stun the cost of production because there are no barriers of transportation. Because the price of gas is a competitive impact on non-subsidized electricity tariffs. "So it will bring the basic electricity tariff is cheaper to society," said Made.

Assuming ICP December 2016 amounted to US $ 51.09 per barrel, then the 11.5% limit ICP means gas prices of around US $ 5.8 per million British thermal unit (mmbtu). This figure is considered Made, cheap enough for PLN. During this time also, PLN gained LNG at a price below this benchmark, as the price of LNG from Tangguh at US $ 5.36 per mmbtu. "The philosophy of regulation was the maximum that may be purchased PLN. If we get a price below the allowed. If on top of that, should not be, "he said.

Deputy Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Zikrullah said, it is still reviewing the application of this Regulation 11/2017. The reason, this policy also regulates the upstream gas price for power plants, namely the price of gas according to the economic field without escalation. "There was a limited pipeline gas prices (without escalation), so we want the classification of all kinds. But basically it's the minister's decision will be implemented, what kind of implementation, need to be coordinated, "he said.

During this time, the average price of gas to power plants around US $ 6 per mmbtu. This figure recognition is still above the 11.5% benchmark ICP is approximately US $ 5.7 per mmbtu if the ICP of US $ 50 per barrel. "But it still depends REP (representative exort petroleum) how," added Zikrullah.

Earlier, Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources said Jarman, Regulation 11/2017 only regulates gas for power generation. This policy issued to guarantee gas or LNG obtained PLN at a reasonable price.

IN INDONESIAN

Peraturan Menteri 11/ 2017 Amankan Pasokan Gas Proyek 35 Ribu MW

PT PLN menyatakan pasokan gas untuk Proyek 35 Ribu Megawatt (MW) menjadi lebih terjamin dengan dibukanya opsi impor gas melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No 11 Tahun 2017 tentang Pemanfaatan Gas Bumi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik. Apalagi, Indonesia diperkirakan bakal mulai defisit gas pada 2019. Kepala Satuan Komunikasi Korporat PLN I Made Suprateka mengatakan, 11/2017 tak hanya membuka peluang bagi perseroan untuk memperoleh harga gas yang lebih kompetitif. Beleid yang diterbitkan pekan lalu ini juga

memudahkan PLN mengamankan pasokan gas untuk Proyek 35 Ribu MW dengan membuka opsi impor. “Ke depan kan 35 Ribu MW ada beberapa yang PLTG/PLTGU. Kalau andai kata pasokan dalam negeri kurang, maka bisa mengambil dari luar,” kata dia.

Meski demikian, sesuai Peraturan Menteri 11/2017, impor ini bukan tanpa syarat Dalam Pasal 5 Ayat 5 beleid itu disebutkan, impor gas dapat dilakukan PLN atau Badan Usaha Pembangkitan Tenaga Listrik ketika harga liquefied natural gas/LNG di dalam negeri melebihi 11,5% dari harga minyak mentah mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP).

PLN optimis dapat memperoleh harga murah sekalipun harus impor. “Dengan kemampuan negosiasi PLN, maximum proce yang tadi itu. Maksimumnya pun harus di bawah harga pokok,” jelas dia. Sebagai perusahaan multinasional, pihaknya siap mengimpor gas. Apalagi dengan Proyek 35 Ribu MW perusahaan gas dunia diyakininya akan berbondong-bondong menawarkan pasokan gas ke PLN. Ditambah lagi, perusahaan setrum milik pemerintah itu didorong untuk memperbanyak energi bersih. Dalam Proyek 35 Ribu MW, porsi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang berbahan bakar memang mendominasi, yakni mencapai 19.940 MW atau 56,13%. Namun, porsi PLTG/PLTGU juga cukup besar, yaitu sebesar 12.867 MW atau 36,22%.

Selain itu, dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2016-2025, porsi PLTG/PLTGU juga diperbesar 9.700 MW menjadi 18.900 ribu MW Seriring dengan pertambahan kapasitas pembangkit, kebutuhan gas PLN utamanya dalam bentuk LNG, diproyeksikan naik setiap tahunnya. Pada 2016, kebutuhan LNG diperkirakan 147 miliar kaki kubik dan gas pipa 429 miliar kaki kubik. Angka ini bakal melejit menjadi 838 miliar kaki kubik untuk LNG dan 473 miliar kaki kubik untuk gas pipa pada 2025.

Kebutuhan gas untuk PLTG/ PLTGU ini akan sulit dipenuhi jika hanya mengandalkan sumber gas di dalam negeri. Apalagi, defisit gas diperkirakan terjadi mulai 2019, di mana pasokan gas diperkirakan hanya sebesar 7.075,3 mmscfd atau lebih rendah 577,7 mmscfd jika dibandingkan dengan kebutuhan yang mencapai 7.653 mmscfd. Perkiraan itu dengan mengasumsikan pertumbuhan ekonomi nasional sebesar 7,7% dan pertumbuhan penduduk 0,9% hingga 2025. 

Tekan Harga

Terkait perolehan gas dengan harga yang lebih kompetitif dengan adanya Peraturan Menteri 11/ 2017, dinyatakan Made dapat terjadi. Dengan adanya batas maksimal harga 11,5% dari ICR pihaknya dapat menawar harga gas dalam negeri agar lebih rendah dari ketetapan tersebut. Pasalnya jika harga domestik terlampau tinggi, perseroan diperbolehkan impor gas dengan harga rendah. “Jadi boleh negosiasi. Kemudian kalau misalnya kami dapat harga gas dari luar negeri yang lebih baik dari Tangguh (dalam negeri) itu lebih baik agi,” kata dia.

Namun jika harga gas domestik lebih murah, pihaknya akan memprioritaskan menyerap sumber gas dalam negeri. Pasokan gas domestik pada harga kompetitif akan menghasilkan stabilitas harga pokok produksi setrum karena tidak ada hambatan transportasi. Pasalnya, harga gas yang kompetitif akan berdampak pada tarif tenaga listrik nonsubsidi. “Sehingga akan menghadirkan tarif dasar listrik yang lebih murah ke masyarakat,” kata Made. 

Dengan asumsi ICP Desember 2016 sebesar US$ 51,09 per barel, maka batasan 11,5% ICP berarti harga gas sekitar US$ 5,8 per juta british thermal unit (mmbtu). Angka ini dinilai Made, cukup murah bagi PLN. Selama ini pun, PLN memperoleh LNG dengan harga di bawah patokan ini, seperti harga LNG dari Kilang Tangguh sebesar US$ 5,36 per mmbtu. “Filosofi Peraturan Menteri itu batas maksimum yang boleh dibeli PLN. Kalau kami mendapatkan harga di bawah itu, boleh. Kalau di atas itu, tidak boleh,” ujarnya. 

Wakil Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Zikrullah menuturkan, pihaknya masih mengkaji penerapan Peraturan Menteri 11/2017 ini. Pasalnya, beleid ini juga mengatur harga gas hulu untuk pembangkit listrik, yakni harga gas sesuai keekonomian lapangan tanpa eskalasi. “Di situ ada harga gas pipa dibatasi (tanpa eskalasi) , makanya kami ingin klasifikasi segala macam. Tetapi pada dasarnya ini keputusan menteri akan dilaksanakan, Pelaksanaannya seperti apa, perlu dikoordinasikan,” katanya.

Selama ini, harga gas rata-rata ke pembangkit listrik sekitar US$ 6 per mmbtu. Angka ini diakuinya memang masih di atas patokan 11,5% ICP yang sekitar US$ 5,7 per mmbtu jika ICP sebesar US$ 50 per barel. “Tetapi ini masih tergantung REP (representatif exort petroleum) berapa,” tambah Zikrullah.

Sebelumnya, Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Kementerian ESDM Jarman mengatakan, Peraturan Menteri 11/2017 hanya mengatur gas untuk pembangkit listrik. Beleid ini diterbitkan untuk menjamin gas atau LNG yang diperoleh PLN pada harga wajar.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Feb, 7, 2017

Production Field Poleng 100.5% Above Target

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina engaged in the upstream sector of oil and natural gas nationwide, as well as the Cooperation Contract (K3S) under the auspices of SKK Migas, able to contribute the maximum. Positive performance was shown in the offshore fields that are managed by Pertamina EP Field Poleng one of which is located in East Java province.

During 2016, Poleng Field is able to produce the actual average oil production of 2,858 BOPD or 100.5% above the target in the Work Plan and Budget (CBP) amounted to 2,843 barrels of oil per day (BOPD). "This production rate was 140% after managed by PT Pertamina EP in 2013, compared to currently administered by the operator before reaching the average - average production of 2,030 BOPD," said Private Mahagunabangsa, Operation & Production Director of PT Pertamina EP.

The production rate is obtained by running some production methods, such as use of technology GLPO (Gas Lift Off Pack) is used to optimize gas lift wells, and keep the low and off to maintain production levels. Personal say Poleng Field Production obtained from 4 platform production wells namely AW BW platform built approximately 42 years ago or around 1975, then CW and DW platform and one platform for processing Poleng Production Platform is built on 2007.

"Although the field that we manage relatively old, we are optimistic to be able to produce oil and gas in accordance with the target set. And thank god we are grateful forever in 2016, Fields Poleng able to exceed the target set, "said Person. Meanwhile, for the target of 2017, Poleng Field is expected to reach oil production of 3,088 BOPD. Pertamina EP optimistic with the targets set for the level of oil production until January 29, 2017 has reached 2,983 BOPD. "I expect a friend - a friend in Poleng Field keep the spirit and could increase performace to achieve these targets" he said.

IN INDONESIAN

Produksi Poleng Field 100,5 % di Atas Target  

PT Pertamina EP anak perusahaan dari PT Pertamina yang bergerak di sector hulu minyak dan gas bumi nasional, serta merupakan Kontraktor Kontrak Kerjasama (K3S) di bawah naungan SKK Migas, mampu memberikan kontribusi yang maksimal. Kinerja positif ditunjukkan di lapangan-lapangan lepas pantai yang dikelola oleh Pertamina EP salah satunya adalah Poleng Field yang terletak di Provinsi Jawa Timur.

Selama 2016, Poleng Field mampu menghasilkan realisasi rata-rata produksi minyak sebesar 2.858 BOPD atau 100.5 % di atas target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) sebesar 2.843 barrel oil per day (BOPD). “Tingkat produksi ini lebih tinggi 140% setelah dikelola oleh PT Pertamina EP tahun 2013, dibandingkan saat dikelola oleh operator sebelumnya yang mencapai rata - rata produksi sebesar 2.030 BOPD”, ujar Pribadi Mahagunabangsa, Operation & Production Director PT Pertamina EP.

Tingkat produksi tersebut didapatkan dengan menjalankan beberapa metode produksi, seperti misalnya Teknologi penggunaan GLPO (Gas Lift Pack Off) yang digunakan untuk optimasi sumur gas lift, dan menjaga terjadinya low & off untuk menjaga tingkat produksi. Pribadi mengatakan Produksi Poleng Field didapatkan dari 4 platform sumur produksi yaitu platform AW BW yang dibangun kurang lebih 42 tahun yang lalu atau sekitar tahun 1975, kemudian platform CW dan DW serta 1 platform untuk pemrosesan yaitu Poleng Production Platform yang dibangun pada

tahun 2007.

“Meskipun lapangan yang kami kelola relatif tua, kami tetap optimistis untuk bisa memproduksikan minyak dan gas bumi sesuai dengan target yang ditentukan. Dan Alhamdulillah kami bersyukur selama- 2016, Lapangan Poleng mampu melampaui target yang ditetapkan tersebut,” jelas Pribadi. Sementara itu, untuk target 2017, Poleng Field ditargetkan mencapai produksi minyak bumi sebesar 3.088 BOPD. Pertamina EP optimistis dengan target yang ditentukan tersebut karena tingkat produksi minyak hingga 29 Januari 2017 sudah mencapai angka 2.983 BOPD. “Saya harapkan teman - teman di Poleng Field tetap semangat dan bisa meningkatkan performace untuk mencapai target tersebut” katanya.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Feb, 7, 2017

Pertamina EP Poleng Field Production Exceeds Target

PT Pertamina EP PT Pertamina's subsidiary engaged in the upstream sector of the oil and gas "National is committed to continue to contribute the maximum. The positive performance shown by the offshore fields managed by the company, among other things Poleng Field located in East Java province.

During 2016 Field Poleng able to produce the actual average oil production of 2,858 barrels per day (bpd), or 100.5% above the target in the Work Plan and Budget (CBP) of 2,843 bpd. The production rate is obtained by running some production methods, such as gas technology and lift the pack off (GLPO) used for the optimization of gas wells lift and keep the low and off to maintain the level of production, "the level of production is higher by 140% after managed by PT Pertamina EP in 2013 than when administered by previous operators which reached an average production of 2,030 bpd, "said Operation & production Director of PT Pertamina EP Personal Mahaguna nation.

Personal say Poleng Field Production obtained from four production wells platform is the platform AW, BW was built approximately 42 years ago or around 1975, then CW and DWL platform as well as a platform for processing, ie Poleng Production Platform, built in 2007. "Although field that we manage relatively old, we are optimistic to be able to produce oil and natural gas according to the targets set. We are grateful for in 2016, Fields Poleng able to exceed the target set, "said Person.

Meanwhile, for the target of 2017, Poleng field is expected to reach oil production of 3,088 bpd. Pertamina EP optimistic with the targets set for the level of oil production until January 29, 2017 has reached 2,983 bpd. "I hope that friends in Poleng Field keep the spirit and can improve his or her performance to achieve the target," said Person.

IN INDONESIAN

Produksi Pertamina EP Poleng Field Lampaui Target

PT Pertamina EP anak usaha PT Pertamina yang bergerak di sektor hulu minyak dan gas bumi “nasional berkomitmen untuk terus memberikan kontribusi maksimal. Kinerja positif ditunjukkan oleh lapangan-lapangan lepas pantai yang dikelola perusahaan, antara lain Poleng Field yang terletak di Provinsi Jawa Timur.

Selama 2016 Poleng Field mampu menghasilkan realisasi rata-rata produksi minyak sebesar 2.858 barel per hari (bph) atau 100,5 % diatas target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) sebesar 2.843 bph. Tingkat produksi tersebut didapatkan dengan menjalankan beberapa metode produksi, seperti misalnya teknologi gas lift pack off (GLPO) yang digunakan untuk optimasi sumur gas lift dan menjaga terjadinya low and off untuk menjaga tingkat produksi, "Tingkat produksi ini lebih tinggi 140% setelah dikelola oleh PT Pertamina EP 2013 dibandingkan saat dikelola oleh operator sebelumnya yang mencapai rata-rata produksi sebesar 2.030 bph,” ujar Operation & Production Director PT Pertamina EP Pribadi Mahaguna bangsa.

Pribadi mengatakan Produksi Poleng Field didapatkan dari empat platform sumur produksi yaitu platform AW, BW yang dibangun lebih kurang 42 tahun yang lalu atau sekitar 1975, kemudian platform CW dan DWL serta satu platform untuk pemrosesan, yaitu Poleng Production Platform yang dibangun pada 2007. ”Meskipun lapangan yang kami kelola relatif tua, kami tetap optimistis untuk bisa memproduksikan minyak dan gas bumi sesuai target yang ditentukan. Kami bersyukur selama 2016, Lapangan Poleng mampu melampaui target yang ditetapkan tersebut,” kata Pribadi.

Sementara itu, untuk target 2017, Poleng field ditargetkan mencapai produksi minyak bumi sebesar 3.088 bph. Pertamina EP optimistis dengan target yang ditentukan tersebut karena tingkat produksi minyak hingga 29 Januari 2017 sudah mencapai angka 2.983 bph. "Saya harapkan teman-teman di Poleng Field tetap semangat dan bisa meningkatkan performa-nya untuk mencapai target tersebut,” tandas Pribadi.

Koran Sindo, Page-8, Tuesday, Feb, 7,2017

EMR will Expanding Gas Import Permits

The Ministry of Energy in cooperation with the Ministry of Industry  are discussing the import of gas for industry

After issuing the regulation governing the import of liquefied natural gas / LNG for power generation, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) was preparing similar rules for the perpetrators of domestic industry. Director General of Oil and Gas at the Energy and Mineral Resources IGN Wiratmaja Puja says, there will be LNG import rules for the industry. However, it asked the domestic industry to be patient waiting for the rules that stage prepared by the government. "We are preparing the regulations," said Wiratmaja

Director of Upstream Chemical Industry Ministry (Kemperin) Muhammad Khayam also said that his office is still under coordination with relevant EMR. gas imports. In such coordination is no agreement when the EMR that will provide licensing for the industry which will import gas. While the Kemperin that will apply for permission of gas for industry players.

In addition to licensing, the government also discussed regasification required to import gas. Now, the government wants the industry to be able to run the regasification. "It must have or utilize an existing one. We want to coordinate with EMR," said Khayam. So far, the government has yet to discuss or determine the type of industry is allowed to import gas. You see, it still had to think about the form of LNG gas supplies in the domestic market. Do not let the LNG did not sell in the local market.

In addition, the government has also projected that gas production will decline because of the gas reserves in Indonesia dwindling. So plan the opening of gas imports for this industry right steps to anticipate the growing domestic demand swells. "In the future, not only the industrial sector which needs gas, but it could be the other," said Khayam.

The government has actually projected that by 2019 the next, Indonesia preparing to start LNG imports. Although these rules are being discussed, he said LNG imports are likely not going to happen this year. Unless the government wants to do shock therapy in the domestic gas market through ways to cut gas prices are still quite high. As for today's new government lowered the price of industrial gas for the three types of businesses namely fertilizer, steel and petrochemicals. In fact, the government actually had to lower the price of gas for the seven industrial gas users in the country.

Four other industries that have not cut the price of its gas industry is glass, ceramics, rubber gloves, and oleochemical. Khayam said in a closed meeting last week has filed two other industries, namely glass and ceramics to immediately enjoy the drop in gas prices. With so new five industry sectors that can enjoy a decrease in gas. Unfortunately, he did not specify when the determination of gas price declines for both firms will apply. Clearly, if this happens there will be 86 companies that can get a gas price reduction of these five sectors. Meanwhile, two other industrial sectors, namely rubber gloves and oleochemical will soon follow. But he did not specify when the precise moment.

IN INDONESIAN

ESDM akan Memperluas Izin Impor Gas

Kementerian ESDM bekerjasama dengan Kementerian Perindustrian sedang membahas impor gas bagi industri

Setelah menerbitkan Peraturan Menteri yang mengatur impor gas alam cair/LNG untuk pembangkit listrik, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sedang menyiapkan aturan sejenis bagi para pelaku industri domestik. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi ESDM IGN Wiratmaja Puja mengatakan, bakal ada aturan impor LNG bagi industri. Hanya saja, pihaknya meminta industri domestik bersabar menanti aturan yang tahap disiapkan pemerintah. "Kami sedang mempersiapkan regulasinya," kata Wiratmaja 

Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian (Kemperin) Muhammad Khayam juga menyebutkan pihaknya masih tahap koordinasi dengan ESDM terkait. impor gas. Dalam koordinasi tersebut ada kesepakatan bila ESDM yang akan memberikan perizinan bagi industri yang akan mengimpor gas. Sementara pihak Kemperin yang akan mengajukan permohonan izin gas bagi para pelaku industri.

Selain perizinan, pemerintah juga membahas regasifikasi yang diperlukan untuk mengimpor gas. Nah, pemerintah ingin industri harus bisa menjalankan regasifikasi tersebut. "Ini harus punya atau memanfaatkan yang sudah ada. Kami ingin berkoordinasi dengan ESDM," kata Khayam. Sejauh ini, pemerintah masih belum membahas atau menentukan jenis industri mana saja yang boleh mengimpor gas. Soalnya, pihaknya masih harus memikirkan pasokan gas berbentuk LNG di pasar domestik. Jangan sampai LNG tidak laku di pasar lokal.

Selain itu, pemerintah juga sudah memproyeksikan bakal terjadi penurunan produksi gas karena cadangan gas di Indonesia semakin menipis. Jadi rencana pembukaan impor gas bagi industri ini langkah tepat untuk mengantisipasi permintaan domestik yang makin membengkak. "Ke depan, tidak cuma sektor industri saja yang membutuhkan gas, tapi bisa yang lain," kata Khayam.

Pemerintah sebenarnya telah memproyeksikan, pada tahun 2019 mendatang, Indonesia bersiap memulai impor LNG. Meski aturan ini sedang dalam pembahasan, ia bilang kemungkinan besar impor LNG belum akan terlaksana tahun ini. Kecuali jika pemerintah ingin melakukan shock therapy di pasar gas dalam negeri lewat cara memangkas harga gas yang masih cukup tinggi. Adapun saat ini pemerintah baru menurunkan harga gas industri untuk tiga jenis usaha yakni industri pupuk, baja serta petrokimia. Padahal, sejatinya pemerintah harus menurunkan harga gas bagi tujuh industri pengguna gas dalam negeri.

Empat industri lain yang belum terpangkas harga gas-nya adalah industri kaca, keramik, sarung tangan karet, dan oleochemical. Khayam bilang dalam rapat terbatas pekan lalu telah diajukan dua industri lain yaitu kaca dan keramik untuk segera menikmati penurunan harga gas. Dengan begitu baru lima sektor industri yang bisa menikmati penurunan gas. Sayang, ia tidak merinci kapan penetapan penurunan harga gas bagi kedua industri bakal berlaku. Yang jelas, bila ini terjadi bakal ada 86 perusahaan yang bisa mendapatkan penurunan harga gas dari kelima sektor tersebut. Sementara dua sektor industri lain, yaitu sarung tangan karet dan oleochemical akan segera menyusul. Tapi ia tidak merinci kapan waktu pastinya. 

Kontan, Page-14, Tuesday, Feb, 7,2017

Potential Open Price Decline

Potential reduction in industrial gas prices in North Sumatra, which is still 12.22 US dollars per MMBTU still open. Prices can be lowered as the decline in distribution costs Pangkalan Susu-field pipelines and the influx of gas wells of Block B and Block North Sumatra Offshore in Lhokseumawe, Aceh. This was raised during a hearing of Commission B DPRD North Sumatra with stakeholders drop in gas prices in North Sumatra in Medan, Monday (6/2).

Attending the meeting were representatives of the Provincial Government of North Sumatra, Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), PT Pertagas Niaga and PT Perusahaan Gas Negara. Head of Geology Department of Mines and Energy of North Sumatra Province Sumintarto say, the cost of gas distribution pipeline or toll fee Pangkalan Susu-Wampu already 30 years old can be lowered, the gas pipeline is 70 kilometers it is no longer burdened with the cost of a return on capital that left only the cost of maintenance. Thus, the toll fee of 0.92 US dollars per MMBTU Pangkalan Susu-Wampu can be derived.

The decline in gas prices can also be realized as a result of the supply of gas wells of Block B and Block North Sumatra Offshore (NSO) which will increase the volume of gas wells, which are cheaper than liquefied natural gas (LNG). Currently in North Sumatra gas derived from LNG shipped from Bontang, Kalimantan, then diregasifikasi in Arun and channeled to Medan with 270 kilometer pipeline.

The gas is mixed with the gas wells of Pangkalan Susu. Langkat, with a composition of 50-50 resulted in the price of 10.87 US dollars per MMBTU. Plus distribution costs, the price paid users be 12.22 US dollars per MMBTU. "The entry of gas wells of Block B and Block NSO cheaper than LNG has the potential to lower gas prices," said Sumintarto. The composition of the gas will be two-thirds of the gas wells (Aceh and Langkat) and a third of LNG. When the price of cheaper gas industry, the industry is expected to be more competitive in North Sumatra.

Gas "trucking"

Commercial and Technical Director of PT Niaga Melaton Pertagas Ganap said, there are now two companies in the field who subscribe LNG trucking in governance Pertagas PT Niaga worth 10.50 US dollars per MMBTU. The two companies are a glassware manufacturer PT Kedaung and glove manufacturer PT Mark Dynamic. However, Deputy Chairman of Commission B DPRD North Sumatra Riany Jenny L Bemtu question the principle permits the trucking LNG. Melaton said, the price of gas could cost precisely because distribution costs can be reduced. Trucking LNG sale decision was taken after a hearing with Commission VII of the House of Representatives, the North Sumatera Province, Director General of Oil and Gas, SKK Migas, BPH Migas and Pertamina. It also has a permit No. 621.K LNG Business Activities dated July 24, 2015 and has filed a permit to the Governor of North Sumatra, although not yet responded. Melaton said, if the price of gas down, trucking LNG can be closed.

IN INDONESIAN

Potensi Penurunan Harga Terbuka

Potensi penurunan harga gas industri di Sumatera Utara yang hingga kini masih 12,22 dollar AS per MMBTU masih terbuka. Harga dapat diturunkan seiring penurunan biaya distribusi pipa Pangkalan Susu-Medan serta masuknya gas sumur dari Blok B dan Blok North Sumatera Offshore di Lhokseumawe, Aceh. Hal itu mengemuka dalam rapat dengar pendapat Komisi B DPRD Sumatera Utara dengan para pemangku kebijakan penurunan harga gas di Sumut di Medan, Senin (6/2). 

Hadir dalam rapat itu perwakilan dari Pemerintah Provinsi Sumut, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas), PT Pertagas Niaga, dan PT Perusahaan Gas Negara. Kepala Bidang Geologi Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Sumatera Utara Sumintarto mengatakan, biaya distribusi gas pipa atau toll fee Pangkalan Susu-Wampu yang sudah berumur 30 tahun dapat diturunkan, Pipa gas sepanjang 70 kilometer itu tidak lagi terbebani biaya pengembalian modal sehingga hanya tertinggal biaya pemeliharaan. Dengan demikian, toll fee 0,92 dollar AS per MMBTU Pangkalan Susu-Wampu dapat diturunkan.

Penurunan harga gas juga dapat terealisasi akibat pasokan gas sumur dari Blok B dan Blok North Sumatera Offshore (NSO) yang akan memperbesar volume gas sumur yang harganya lebih murah dari gas alam cair (LNG). Saat ini gas di Sumatera Utara berasal dari LNG yang dikapalkan dari Bontang, Kalimantan, kemudian diregasifikasi di Arun dan disalurkan ke Medan dengan pipa sepanjang 270 kilometer. 

Gas dicampur dengan gas sumur dari Pangkalan Susu. Langkat, dengan komposisi 50-50 menghasilkan harga 10,87 dollar AS per MMBTU. Ditambah biaya distribusi, maka harga yang dibayarkan pengguna menjadi 12,22 dollar AS per MMBTU. ”Masuknya gas sumur dari Blok B dan Blok NSO yang lebih murah dari LNG berpotensi menurunkan harga gas,” kata Sumintarto. Komposisi gas akan menjadi dua pertiga dari gas sumur (Aceh dan Langkat) dan sepertiga dari LNG. Ketika harga gas industri lebih murah, diharapkan industri di Sumut lebih berdaya saing. 

Gas ”trucking”

Direktur Komersial dan Teknik PT Pertagas Niaga Melaton Ganap mengatakan, kini ada dua perusahaan di Medan yang berlangganan LNG trucking yang di kelola PT Pertagas Niaga seharga 10,50 dollar AS per MMBTU. Dua perusahaan itu adalah produsen barang pecah belah PT Kedaung dan produsen sarung tangan PT Mark Dynamic. Namun, Wakil Ketua Komisi B DPRD Sumut Jenny Riany L Bemtu mempertanyakan izin prinsip LNG trucking itu. Melaton mengatakan, harga gas bisa murah justru karena biaya distribusi bisa ditekan. Keputusan penjualan LNG trucking pun diambil setelah ada rapat dengar pendapat dengan Komisi VII DPR, Pemprov Sumut, Dirjen Migas, SKK Migas, BPH Migas, dan Pertamina. Pihaknya juga telah mengantongi izin Usaha Niaga LNG Nomor 621.K tertanggal 24 Juli 2015 dan telah mengajukan izin kepada Gubernur Sumut meski belum ditanggapi. Melaton mengatakan, jika harga gas turun, LNG trucking dapat ditutup.

Kompas, Page-22, Tuesday, Feb, 7,2017