Water Injection JOB-PPEJ save 2 Million Dollars

General Manager of Pertamina Petrochina Joint Operating Body (JOB PPEJ), Akbarsyah said it successfully save the country about USD 2 million US Dollars. Saving through Water injection process in the field Sukowati. JOB PPEJ now working to improve the way the pursuit of a target of zero gas flare at the facility Central Processing Area (CPA).

CPA for gas production from the field and Sukowati Mudi, Tuban Block. "At the initial stage and the rest of the flare gas in Mudi Field and Sukowati amount of about 3-4 MMSCFD (million standard cubic feet per day) can be reduced 0.8 MMSCFD of Mudi field," said Akbarsyah who was accompanied by the FOS [Field Operations Superintendent) Fauzy Achmad Mayanullah and Meri Iriyadi.

He revealed, amounted to 0.8 MMSCFD gas is now used as an additional supply of gas (feed gas) to PT Gasuma. Gasuma an exhaust gas buyer after JOB PPEJ can modify and install the connecting pipe (Jumper line) in a gas processing facility, which is on the separator PV ~ 9700 (Mudi) to gas scrubber PV-3700.

Amenities The pressure was able to be adjusted to the pressure separator without impacting the supply of gas that is held in the CPA Mudi. "After the 0.8 MMSCFD absorbed PT Gasuma, TDI entrained gas production (associated gas) from the driver's field already nothing is burned (flare) again. Furthermore, JOB PPEJ cooperate with PT Gasuma will make modifications and innovations again so that the exhaust gas (flare) remaining approximately 2 MMscfd could be zero as part of achieving the target of the green level in 2017, "said General Manager JOB PPEJ.

Akbarsyah admits is not easy to achieve zero gas flare. The main problem the rest of the exhaust gas that now exist have very low pressure, which is about 2 psi. Waste gas that is the residual gas is utilized JOB PPEJ comes from processed gas through the Sulphur Recovery Unit (SRU) in order to get a clean dry gas (dry gas) to fuel power generators internal

IN INDONESIAN

Water Injection JOB-PPEJ Hemat 2 Juta Dollar

General Manager Joint Operating Body Pertamina Petrochina (JOB PPEJ), Akbarsyah mengatakan, pihaknya sukses menghemat pengeluaran negara sebesar USD 2 juta Dollar AS. Penghematan itu melalui proses Water injection di lapangan Sukowati. Kini JOB PPEJ berupaya meningkatkan dengan cara mengejar target zero gas flare di fasilitas Central Processing Area (CPA). 

CPA untuk produksi gas yang berasal dari Lapangan Mudi dan Sukowati, Blok Tuban. "Pada tahap awal dan sisa gas flare di Lapangan Mudi dan Sukowati yang besarnya sekitar 3-4 MMscfd (Juta kaki kubik per hari) sudah bisa dikurangi 0,8 MMscfd dari lapangan Mudi," kata Akbarsyah yang didampingi FOS [Field Operations Superintendent) Fauzy Achmad Mayanullah dan Meri Iriyadi.

Ia mengungkapkan, gas sebesar 0.8 MMscfd itu kini digunakan sebagai tambahan pasokan gas (feed gas) ke PT Gasuma. Gasuma merupakan pembeli gas buang setelah JOB PPEJ bisa memodifikasi dan memasang pipa penghubung (Jumper line) di sebuah fasilitas pemrosesan gas, yaitu dari separator PV~9700 (Mudi) ke gas scrubber PV-3700.

Fasilitas tersebut tekanannya sudah bisa untuk disesuaikan dengan tekanan separator tanpa berdampak kepada suplai gas yang selama ini berlangsung di CPA Mudi.  “Setelah yang 0,8 MMscfd bisa diserap PT Gasuma, gas ikutan yang tdi produksi (associated gas) dari lapangan mudi sudah tidak ada yang dibakar (flare) lagi. Selanjutnya, JOB PPEJ bekerja sama dengan PT Gasuma akan melakukan modifikasi dan inovasi lagi agar gas buang (flare) yang masih tersisa sekitar 2 MMscfd bisa menjadi zero sebagai bagian dari target pencapaian PROPER Hijau tahun 2017 ini," kata General Manager JOB PPEJ.

Akbarsyah mengakui tidak mudah untuk mencapai zero gas flare. Problem utamanya sisa gas buang yang kini ada punya tekanan sangat rendah, yakni sekitar 2 Psi. Gas buang yang ada itu adalah sisa gas yang dimanfaatkan JOB PPEJ berasal dari gas yang diproses melalui Sulphur Recovery Unit (SRU) guna mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar generator pembangkit listrik internal

Surya, Page-4, Wednesday, 8, Feb, 2017

Innovation Pertamina Petrochina Save State Money

Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) on the field Sragen, in the District of Soko keep clean better. This was evidenced already successfully save the country about USD 2 million US Dollars through innovation in the process of water injection in the field Sragen, Tuesday (7/2).

Petrochina Pertamina now it's back to make efforts to increase revenue by pursuing the target of zero gas flare at the facility Central Processing Area (CPA) for the production of gas originating and Mudi Field and Sukowati, Tuban Block. At this early stage, from the rest of the flare gas in Mudi Field and Sukowati amount of about 3- 4 MMSCFD (million standard cubic feet per day), it can be reduced 0.8 MMSCFD of Mudi field.

0.8 MMSCFD gas is now used as an additional supply of gas (feed gas) to PT Gasuma, as a buyer of exhaust gas. Activities that after JOB PPEJ can modify and install the connecting pipe (jumper line) in one of the gas processing facility. Ie from the separator PV-9700 (Mudi) to gas scrubber PV-3700 already lowered the pressure to conform to the pressure separator without impacting the supply of gas that is held in the CPA Mudi.

General Manager JOB PPEJ Akbarsyah, accompanied by the FOS (Field Operations Superintendent) Achmad Fauzy Mayanullah and Meri Iriyadi, said that after the 0.8 MMSCFD absorbed PT Gasuma. Entrained gas produced (associated gas) from the driver's field already nothing is burned (flare) again. "Furthermore, in cooperation with PT JOB PPEJ Gasuma will make modifications and innovations again so that the exhaust gas (flare) remaining approximately 2 MMscfd could be zero as part of achieving the target of the green level in 2017, said Akbarsyah.

Akbarsyah admits is not easy to achieve zero gas flare. The main problem the rest of the exhaust gas that now exist have very low pressure, which is about 2 psi. Waste gas that is the residual gas is utilized JOB PPEJ comes from processed gas through the Sulphur Recovery Unit (SRU) in order to get a clean dry gas (dry gas) to fuel internal generators.

"It took a compressor that is capable of processing the exhaust gas pressure is only about 2 psi to then increase the pressure to about 65 psi, to be absorbed by Gasuma. Theoretically it could be done by providing the appropriate compressor, but potentially explosive impact on the SRU facility because there is a vacuum or suction effect of the compressor. This technical problem which we are now discussing with the technical team of Gasuma "he said.

Akbarsyah explained JOB PPEJ total gas production is now only around 16-17 MMSCFD, far away, was down compared to the year 2012 to 2014 could reach 30 MMSCFD even more. At the time of gas production peaked and PT Gasuma have not been able to absorb, JOB PPEJ using a tool called EHTF (Enclosed High Temperature Flare) to reduce the impact of exposure to heat and light generated in the current environment made the combustion flue gas. "At that time, oil production above 35,000 barrels per day. So gas production is also great. Now production is only about 12000-13000 barrels per day. So gas production also dropped dramatically.

IN INDONESIAN

Inovasi Pertamina Petrochina Hemat Uang Negara

Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) yang berada di lapangan Sukowati, di Kecamatan Soko terus berbenah lebih baik. Hal itu dibuktikan telah sukses menghemat pengeluaran negara sebesar USD 2 juta Dollar AS lewat inovasi dalam proses water injection di lapangan Sukowati, Selasa, (7/2).

Kini Pertamina Petrochina itu kembali melakukan upaya meningkatkan pendapatan dengan mengejar target zero gas flare di fasilitas Central Processing Area (CPA) untuk produksi gas yang berasal dan Lapangan Mudi dan Sukowati, Blok Tuban. Pada tahap awal ini, dari sisa gas flare di Lapangan Mudi dan Sukowati yang besarnya sekitar 3- 4 MMscfd (juta kaki kubik per hari), sudah bisa dikurangi 0,8 MMscfd dari lapangan Mudi. 

Gas sebesar 0,8 MMscfd itu kini digunakan sebagai tambahan pasokan gas (feed gas) ke PT Gasuma, selaku pembeli gas buang. Kegiatan itu setelah JOB PPEJ bisa memodifikasi dan memasang pipa penghubung (jumper line) di salah satu fasilitas pemrosesan gas. Yaitu dari separator PV-9700 (Mudi) ke gas scrubber PV-3700 yang sudah diturunkan tekanannya untuk disesuaikan dengan tekanan separator tanpa berdampak kepada suplai gas yang selama ini berlangsung di CPA Mudi. 

General Manager JOB PPEJ Akbarsyah, didampingi FOS (Field Operations Superintendent) Fauzy Achmad Mayanullah dan Meri Iriyadi, menyampaikan bahwa setelah yang 0,8 MMscfd bisa diserap PT Gasuma. Gas ikutan yang diproduksi (associated gas) dari lapangan mudi sudah tidak ada yang dibakar (flare) lagi.  “Selanjutnya, JOB PPEJ bekerjasama dengan PT Gasuma akan melakukan modifikasi dan inovasi lagi agar gas buang (flare) yang masih tersisa sekitar 2 MMscfd bisa menjadi zero sebagai bagian dari target pencapaian PROPER Hijau tahun 2017 ini, kata Akbarsyah.

Akbarsyah mengakui tidak mudah untuk mencapai zero gas flare. Problem utamanya sisa gas buang yang kini ada punya tekanan sangat rendah, yakni sekitar 2 Psi. Gas buang yang ada itu adalah sisa gas yang dimanfaatkan JOB PPEJ berasal dari gas yang diproses melalui Sulphur Recovery Unit (SRU) guna mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar generator pembangkit listrik internal.

”Butuh kompresor yang mampu memproses gas buang yang tekanannya hanya sekitar 2 Psi untuk kemudian menaikkan tekanannya menjadi sekitar 65 Psi, agar bisa diserap oleh Gasuma. Secara teoritis hal itu bisa dilakukan dengan penyediaan kompresor yang tepat, tetapi berpotensi untuk menimbulkan dampak terhadap fasilitas SRU karena ada efek vakum atau hisap dari kompresor. Problem teknis ini yang sekarang sedang kami diskusikan bersama dengan tim teknis dari Gasuma” katanya.

Akbarsyah memaparkan total produksi gas JOB PPEJ kini hanya berkisar 16 - 17 MMscfd, jauh sangat turun dibanding tahun 2012-2014 yang bisa mencapai 30 MMscfd bahkan lebih. Pada saat produksi gas mencapai puncaknya dan PT Gasuma belum mampu menyerap, JOB PPEJ menggunakan alat bernama EHTF (Enclosed High Temperature Flare) untuk mengurangi dampak paparan panas dan cahaya yang ditimbulkan pada lingkungan saat dilakukan pembakaran gas buang tersebut. “Saat itu produksi minyak di atas 35.000 barel per hari. Jadi produksi gas-nya juga besar. Kini produksi minyak hanya sekitar 12.000 - 13.000 barel per hari. Jadi produksi gas juga turun drastis. 

Memorandum, Page-22, Wednesday, 8, Feb, 2017

Cheap Gas Not Enjoyed Entire Industry

The government continues to evaluate the reduction in industrial gas prices. However, so far only three industry sectors are enjoying a decrease in gas prices, the fertilizer industry, steel, and petro-chemical. Whereas, pursuant to Presidential Decree (Decree) No. 40/2016 on Natural Gas Pricing, set seven industry sectors are entitled to a decline in gas prices, the fertilizer industry, steel, petrochemicals, oleokima, ceramics, glass, and rubber gloves.

Efforts to suppress the price of gas for the seven was considered very important industry to boost the competitiveness of the industry while encouraging more labor absorption by the domestic industry. "Currently only realized for the three industry first, the rest being evaluated. The evaluation concerns the contribution to gross domestic product (GDP) or the multiplier effect in the country," said Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar, on the sidelines of Indonesia gas Society in 2017.

Arcandra said, to realize the price of cheap gas for industry, the government plans to allow the import of gas directly by the industry to the producers. Regulations related to gas imports, according to him, is being prepared by the Ministry of Energy and Mineral Resources. In addition to allowing imports, the government also continues to accelerate the development of gas infrastructure. "Domestic demand continues to grow higher than the domestic supply. Because, in addition to allowing imports, we continue to accelerate the development of gas infrastructure, he said.

Secretary General of Chemical Industry Federation Adiputra Indonesia Ridwan said the decline in gas prices that has been enjoyed by most sectors of the industry still does not meet expectations. According to him, for the fertilizer industry, the price of gas is still above USD 6 per million metric British thermal unit (MMBTU). In fact, it is expected gas prices could fall to $ 4 per MMBTU. "The decline in gas prices is also not evenly distributed for other industries. In fact, the decline in the price of gas needed to keep the product in the country capable of competitiveness, both domestically and for export abroad, "he said.

The same thing is said to Chairman of the Association of Food and Beverage Indonesia (Gapmmi) Adhi Lukman. Currently the price of gas for the food and beverage sector, according to him, is still quite expensive, ranging from USD 9-12 per MMBTU. "Actually, the price of gas has been around USD 6-9 per MMBTU, but taxable distribution costs. I wish the President was USD 6 already in place. It is yet to be realized," he said.

According to him, ideally in gas prices as a neighboring country if it wants the industry more competitive. In Singapore, industrial gas prices around USD 3-5 per MMBTU. Vice Chairman of the Indonesia Gas Society Djohari kusumah Angga said gas imports and infrastructure development is the key to accelerate the creation of a competitive gas prices. He projected that average gas consumption in the country for up to two years ahead rose 4-5%, or about 3000-3500 million cubic feet per day (MMSCFD) or as much as 32 million tonnes of LNG per year. While in 2030 estimated domestic gas demand shot up to 10,000 MMSCFD.

While Indonesia Gas Society Chairman Andayani Yenni said, by 2030 Indonesia is estimated to require investment of USD 70-80 billion for the construction of gas infrastructure in order to meet domestic energy needs are growing at about 4-5% per year, the Acting Director of PT Pertamina said the increasing energy needs this is caused by the growing domestic middle class population and rising GDP. The growth rate, far higher than the growth in global energy consumption. Approximately 15% of energy consumption, according to him, will be supplied by gas.

While the rest is filled with petroleum, coal and other primary energy sources. As a country which has the gas resources are relatively abundant, the role of natural gas for the future economic ascertained quite prominent. The main gas demand growth will be driven by the needs of PT PLN power plants for a total capacity of about 14 GW, which is part of 35,000 MW program and project Refinery Development Master Plan (RDMP) at four refineries and two new grass root refinery owned by Pertamina.

In addition, growth will also be boosted by the addition of a fertilizer plant capacity and the transport sector. "Investing in gas infrastructure is a long-term investment for 30 years and to become an investment destination, Indonesia to compete with other countries. Therefore, the necessary coordination at all stakeholders, incentives, competitive prices, and ensure the investment climate in the country the good one.

IN INDONESIAN

Gas Murah Belum Dinikmati Seluruh Industri

Pemerintah masih terus melakukan evaluasi terhadap penurunan harga gas industri. Namun, sejauh ini baru tiga sektor industri saja yang menikmati penurunan harga gas, yaitu industri pupuk, baja, dan petro kimia. Padahal, berdasarkan Peraturan Presiden (Perpres) No 40/2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi, ditetapkan sebanyak tujuh sektor industri yang berhak menikmati penurunan harga gas, yakni industri pupuk, baja, petrokimia, oleokima, keramik, kaca, dan sarung tangan karet. 

Upaya menekan harga gas bagi ketujuh industri tersebut dinilai sangat penting untuk menggenjot daya saing industri sekaligus mendorong serapan lebih banyak tenaga kerja oleh industri di dalam negeri. "Saat ini baru direalisasikan untuk tiga industri dulu, selebihnya sedang dievaluasi. Evaluasi menyangkut kontribusi terhadap produk domestik bruto (PDB) atau multiplier effect di dalam negeri,"ujar Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar, di sela acara Indonesia Gas Society 2017.

Arcandra mengatakan, untuk mewujudkan harga gas murah bagi industri, pemerintah berencana mengizinkan impor gas langsung oleh industri kepada produsen. Peraturan terkait impor gas ini, menurutnya, sedang disiapkan oleh Kementerian ESDM. Di samping mengizinkan impor, pemerintah juga terus berupaya mempercepat pembangunan infrastruktur gas. ”Permintaan domestik terus tumbuh lebih tinggi dari pasokan dalam negeri. Karena, selain mengizinkan impor, kami terus mempercepat pengembangan infrastruktur gas, ucapnya. 

Sekretaris Jenderal Federasi Industri Kimia Indonesia Ridwan Adiputra mengatakan, penurunan harga gas yang telah dinikmati sebagian sektor industri masih belum sesuai harapan. Menurut dia, untuk industri pupuk, harga gas masih di atas USD 6 per juta metrik british thermal unit (MMBTU). Padahal, harapannya harga gas bisa turun menjadi USD 4 per MMBTU. ”Penurunan harga gas juga belum merata untuk industri lainnya. Padahal, penurunan harga gas dibutuhkan supaya produk di dalam negeri mampu berdaya saing, baik di dalam negeri maupun untuk ekspor ke luar negeri,” katanya.

Hal senada dikatakan Ketua Umum Gabungan Pengusaha Makanan dan Minuman Seluruh Indonesia (Gapmmi) Adhi Lukman. Saat ini harga gas untuk sektor makanan dan minuman, menurutnya, masih cukup mahal, berkisar USD 9-12 per MMBTU. "Sebetulnya harga gas sudah sekitar USD 6-9 per MMBTU, namun kena biaya distribusi. Maunya Presiden itu USD 6 sudah di tempat. Ini yang belum terealisasi," ujarnya. 

Menurutnya, idealnya harga gas sama seperti negara tetangga jika ingin industri lebih berdaya saing. Di Singapura, harga gas industri sekitar USD 3-5 per MMBTU. Wakil Ketua Indonesia Gas Society Djohari Angga kusumah mengatakan, impor dan pembangunan infrastruktur gas menjadi kunci untuk mempercepat terciptanya harga gas yang kompetitif. Dia memproyeksikan rata-rata konsumsi gas di dalam negeri hingga dua tahun ke depan naik 4-5% atau sekitar 3.000-3.500 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) atau sebanyak 32 juta ton LNG per tahun. Sementara pada 2030 diperkirakan kebutuhan gas domestik melonjak hingga mencapai 10.000 MMSCFD. 

Sementara Chairman Indonesia Gas Society Yenni Andayani mengatakan, hingga 2030 Indonesia diperkirakan memerlukan investasi USD 70-80 miliar untuk pembangunan infrastruktur gas guna mencukupi kebutuhan energi domestik yang tumbuh sekitar 4-5% per tahun, Plt Direktur Utama PT Pertamina tersebut mengatakan, meningkatnya kebutuhan energi domestik ini disebabkan oleh pertumbuhan populasi kelas menengah dan meningkatnya PDB. Angka pertumbuhan tersebut, bahkan jauh lebih tinggi dibandingkan dengan pertumbuhan konsumsi energi secara global. Sekitar 15% kebutuhan energi tersebut, menurutnya, akan dipasok oleh gas. 

Sementara sisanya dipenuhi dengan minyak bumi, batubara, dan sumber energi primer lainnya. Sebagai negara yang memiliki sumber gas yang cukup berlimpah, peran gas alam untuk ekonomi ke depan dipastikan cukup menonjol. Pertumbuhan permintaan gas utamanya akan dipicu oleh kebutuhan pembangkit listrik PT PLN untuk kapasitas total sekitar 14 GW yang merupakan bagian program 35.000 MW dan proyek Refinery Development Master Plan (RDMP) pada empat kilang dan dua new grass root refinery milik Pertamina. 

Selain itu, pertumbuhan juga akan di dukung oleh penambahan kapasitas pabrik pupuk dan sektor transportasi. "Investasi infrastruktur gas merupakan investasi jangka panjang untuk 30-an tahun dan untuk menjadi tujuan investasi, Indonesia berkompetisi dengan negara lain. Oleh karena itu, diperlukan koordinasi yang baik di seluruh stake holder, insentif, harga yang kompetitif, dan memastikan iklim investasi dalam negeri yang baik.

Koran Sindo, Page-8, Wednesday, 8, Feb, 2017

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