Set aside for Children Grandchildren

Shares of Oil and Gas Blocks Participation

Currently, local governments are required to obtain participation shares (participating interest) 10% on oil and gas blocks are located within its territory. The stock can then be managed by locally-owned enterprises (BUMN). This was reinforced in the Minister of Energy and Mineral Resources 37/2016.

The central government now wanted an economic equality, especially for oil and gas producing regions. The reason for these areas only get revenue sharing funds only. Meanwhile, the entire management of oil and gas was performed centrally by the central government.

Complaints producing regions in the form of payment relief for participation finally be heard and answered by such a regulation. Enterprises are allowed to put the burden on the shoulders first operator of the block. When the oil and gas it already produces oil and natural gas, the region began to repay debts to the operator who has lent the purchase of shares.

Producing region may have just celebrated the acquisition of 10% participation share it. However, do not forget that the result of the shareholding participation can not be regarded as a money shock. Spirit of the government to equalize the stalled economy is not limited to the ownership rights of participation.

The area should be able to use these funds to build a strategic sector that directly influence local economic growth and encouraged. In any case each work area has a shelf life of each. That is, oil and gas in the bowels of the earth that could have stopped flowing at any time and stop getting income areas. Therefore, the area must be able to prepare not only for a good condition, but also in even the worst conditions.

National Coordinator of Publish What You Pay (PYWP) Indonesia Maryati Abdullah said, the area that became the place of oil and gas production activities should take advantage of the circumstances when rolling in revenue. He said, although the area got a revenue-sharing (DBH) oil and gas sector is quite large, but the problem of poverty can not be resolved.

The key, he said, local governments establish the endowment fund derived from oil and gas revenues. The funds are used to prepare the area when the working area in the region stopped producing oil and gas. The reason, of indicators of oil and gas producing local governments do not look like a human development index up to the poverty level.

Eternal Fund

"The capacity of regional spending it can not necessarily accept the peak production peak with windfall revenue [high income]. He could have the option of endowment fund [endowment]. Just want to save or invest, "he said. Chairman of the Association of Oil and Gas Producing Regions Faroek Awang said it was preparing enterprises to absorb a 10% participating interest on three areas of work that will be out of contract the Central Block, Block East Kalimantan, and Sanga-Sanga. Inaugural occasion, said Awang who also served as governor of East Kalimantan was to absorb the participation shares 10% over the Mahakam block in East Kalimantan through public enterprises Migas PT Mandiri Pratama. "It is. It BUMD its Mandiri Pratama for the Mahakam block," he said.

According to him, it will be the continuation of programs to use the downstream sector as an example for the power sector, energy needs for households and industry. He did not deny the ability of oil and gas fields in the energy supply will continue to decline. Therefore, it utilizes revenue from other sectors such as palm oil. "Revenue-sharing, reduced equalization funds. We tried out the oil and gas and coal development of renewable energy, the development of the palm oil industry and so on corresponding potential of the region, "he said.

Meanwhile, Suyoto Bojonegoro Regent said it had made preparations towards increased production Banyu Urip, Cepu order not to face problems from both the technical and social aspects. From the aspect of the budget, it also has been preparing for when the additional production does not match the targets set.

Funds for the oil and gas revenue received Bojonegoro this year is estimated at Rp 900 billion. Learning of DBH in 2016, the realization and the target is not suitable for the production of peak Banyu Urip retreat from plans the end of 2015. As well as the decline in oil prices. Suyoto said it had prepared what activities should be suspended when the reception at this year's target is smaller than the actual realization.

ExxonMobil Cepu Limited as operator has a 45% share in Banyu Urip, PT Pertamina EP Cepu 45%, as well as four public enterprises, namely PT Blora Patragas Hulu 2.18%, PT Petrogas Jatim Utama Cendana 2.24%, PT Asri Dharma Sejahtera 4.48 %, and PT Sarana Patra Hulu Cepu 1.09%.

Suyoto estimate participation payment of shares will be completed about seven years since production first began. He also is preparing a regulation to establish the endowment fund. Thus, the benefits of stock ownership participation also revenue sharing funds could be set aside to prepare the area when no longer receive benefits from the oil and gas sector. The government's policy to provide participation shares 10% is sufficient reflect the goals for the use of natural resources for the greater prosperity of the people.

IN INDONESIAN

Saham Partisipasi Blok Migas. Sisihkan untuk Anak Cucu

Saat ini, pemerintah daerah wajib memperoleh saham partisipasi (participating interest) 10% atas blok minyak dan gas bumi yang berlokasi di wilayahnya. Saham itu kemudian bisa dikelola oleh badan usaha milik daerah (BUMD). Hal itu dipertegas dalam Peraturan Menteri ESDM No.37/2016. 

Pemerintah pusat kini menginginkan ada pemerataan ekonomi khususnya bagi daerah penghasil migas. Pasalnya, selama ini daerah hanya mendapatkan dana bagi hasil saja. Sementara itu, seluruh pengelolaan minyak dan gas bumi dilakukan secara terpusat oleh pemerintah pusat.

Keluhan daerah penghasil yakni berupa keringanan pembayaran hal partisipasi akhirnya didengar dan terjawab melalui beleid tersebut. BUMD diperbolehkan menaruh bebannya terlebih dahulu di pundak operator blok tersebut. Ketika blok migas itu sudah menghasilkan minyak dan gas bumi, daerah mulai mencicil utang kepada operator yang telah meminjami pembelian saham. 

Daerah penghasil boleh saja merayakan perolehan saham partisipasi sebesar 10% itu. Namun, jangan lupa bahwa hasil dari kepemilikan saham partisipasi tak bisa dianggap sebagai uang kaget. Semangat pemerintah untuk memeratakan perekonomian tidak terhenti sebatas pada kepemilikan hak partisipasi.

Daerah harus bisa memanfaatkan dana tersebut untuk membangun sektor strategis yang berpengaruh langsung terhadap terdorongnya pertumbuhan ekonomi daerah. Bagaimana pun juga setiap wilayah kerja memiliki masa kadaluarsa masing-masing. Artinya, minyak dan gas yang di dalam perut bumi itu bisa saja berhenti mengalir sewaktu-waktu dan daerah berhenti mendapat pemasukan. Oleh karena itu, daerah harus bisa mempersiapkan diri tidak saja untuk kondisi baik, tetapi juga pada kondisi terburuk sekalipun. 

Koordinator Nasional Publish What You Pay (PYWP) Indonesia Maryati Abdullah mengatakan, daerah yang menjadi tempat kegiatan produksi migas harus memanfaatkan keadaan ketika bergelimang pendapatan. Dia menyebut, meskipun daerah mendapat dana bagi hasil (DBH) sektor migas yang cukup besar, tetapi masalah kemiskinan belum bisa terselesaikan.

Kuncinya, katanya, pemerintah daerah membentuk dana abadi yang diambil dari pendapatan sektor migas. Dana tersebut digunakan untuk mempersiapkan daerah jika wilayah kerja di daerahnya berhenti menghasilkan migas. Pasalnya, indikator capaian pemerintah daerah penghasil migas belum terlihat seperti indeks pembangunan manusia hingga tingkat kemiskinan.

DANA ABADI 

“Kapasitas belanja daerah itu tidak bisa serta merta menerima peak produksi puncak dengan revenue windfall [pendapatan tinggi]. Dia bisa punya pilihan untuk endowment fund [dana abadi]. Mau menabung saja atau diinvestasikan,” katanya. Ketua Asosiasi Daerah Penghasil Migas Awang Faroek mengatakan, pihaknya tengah menyiapkan BUMD untuk menyerap hak partisipasi 10% atas tiga wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya yakni Blok Tengah, Blok East Kalimantan, dan Blok Sanga-Sanga. Kesempatan perdananya, ujar Awang yang juga menjabat sebagai Gubernur Kalimantan Timur itu untuk menyerap saham partisipasi 10% atas Blok Mahakam melalui BUMD Kalimantan Timur yakni PT Migas Mandiri Pratama. "Sudah. Ini BUMD-nya Mandiri Pratama untuk Blok Mahakam,” katanya. 

Menurutnya, pihaknya akan meneruskan program-program pemanfaatan ke sektor hilir sebagai contoh untuk sektor kelistrikan, pemenuhan energi bagi rumah tangga dan industri.  Dia tidak memungkiri kemampuan lapangan migas dalam menyediakan energi akan terus menurun. Oleh karena itu, pihaknya memanfaatkan pendapatan dari sektor lainnya seperti kelapa sawit. “Dana bagi hasil, dana perimbangan berkurang. Kita berusaha di luar migas dan batu bara pengembangan energi baru terbarukan, pengembangan industri kelapa sawit dan sebagainya sesuai potensi daerah,” katanya.

Sementara, Bupati Bojonegoro Suyoto mengatakan pihaknya telah melakukan persiapan menuju penambahan produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu agar tidak menghadapi masalah baik dari aspek teknis maupun sosial. Dari aspek anggaran, pihaknya pun telah mempersiapkan bila penambahan produksi tidak sesuai target yang ditetapkan.

Dana bagi hasil migas yang diterima Bojonegoro pada tahun ini diperkirakan Rp 900 miliar. Belajar dari DBH pada 2016, realisasi dan target tidak sesuai karena produksi puncak Banyu Urip mundur dari rencana akhir 2015. Serta merosotnya harga minyak. Suyoto menuturkan, pihaknya telah mempersiapkan kegiatan apa saja yang harus ditunda bila penerimaan yang di target tahun ini lebih kecil dari realisasi realisasi.

ExxonMobil Cepu Limited sebagai operator memiliki 45% saham Lapangan Banyu Urip, PT Pertamina EP Cepu 45%, serta empat BUMD yaitu PT Blora Patragas Hulu 2,18%, PT Petrogas Jatim Utama Cendana 2,24%, PT Asri Darma Sejahtera 4,48%, dan PT Sarana Patra Hulu Cepu 1,09%.

Suyoto memperkirakan pembayaran saham partisipasi akan selesai sekitar tujuh tahun sejak produksi pertama dimulai. Dia pun sedang mempersiapkan beleid untuk membentuk dana abadi. Dengan demikian, keuntungan yang diperoleh dari kepemilikan saham partisipasi juga dana bagi hasil bisa disisihkan untuk menyiapkan daerah ketika tidak lagi menerima manfaat dari sektor migas. Kebijakan pemerintah untuk memberikan saham partisipasi 10% sudah cukup mencerminkan tujuan pemanfaatan sumber daya alam untuk sebesar-besarnya bagi kemakmuran rakyat.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina Compete with 2 competitors

PT Pertamina will finalize proposals for work on oil and gas blocks Ab Teymaur and Mansouri in Iran in the near future.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said it had prepared a proposal that contains study the technical aspects of the bid and financial aspects to work on both the oil and gas field run by the National Iranian Oil Company (NIOC). According to him, Pertamina will meet with NIOC in advance to discuss and complement the contents of the proposal before it is submitted. "Target proposal was completed in late February, but perhaps we can be faster," he said

Syamsu can not be sure when the proposal evaluation can be completed as it depends on the NIOC. He explained that there are two other competitors were also eyeing the same block in Iran. Although Pertamina is the first company that expressed interest in managing the two giant oil field, still needed further assessment by NIOC which company can be an operator.

In addition, the company has also sent a proposal to develop Russkoye field project in Russia belongs to Rosneft. Syamsu targeting, in the first quarter / 2017, the government-owned oil and gas company that is already approved and Russian companies to manage the block. "Rosneft been sent, we talk more intense communication for what it's worth," said Syamsu.

In Russkoye field, Pertamina controls the shares of 37.5%. Syamsu hope that the company can carry 35,000 barrels of crude oil per day to meet the needs of fuel oil (BBM) nationwide. When the company get production from operations in the three countries, namely Iraq, Algeria, and Malaysia. Supply and Iraq came from West Qurna 1 field with 178 active wells. On the block, ExxonMobil controls the shares of participation 32.69% and is the operator, 32.69% PetroChina, Shell 19.62%, International Pertamina Exploration and Production (PIEP) controls 10%, and the South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

In Algeria, PIEP controls 65% stake MLN Field, while Talisman 35%. Meanwhile, in the field HMK there are several partners such as Sonatrach (37.74%), Anadarko (18.13%), PIEP (16.9%), Talisman (9.10%), ENI (9.065%), and Maersk (9.065%).

Pertamina also has oil and gas assets in Malaysia ie Block K, Kikeh Block, Block SNP, Block SK309 and SK311 block. On the block, Pertamina bemtitra with Gil Murphy, Petronas, ConocoPhillips, and Shell. The company's average production of oil fields abroad as much as 123,000 barrels of oil equivalent (barrels of oil equivalent per day / boepd) which is 87,000 bpd of oil and 215 MMSCFD gas.

Pertamina is targeting the contribution of oil fields abroad this year rose to 127,000 boepd then rose again to 700 boepd in 2025 through the addition of new assets.

FIELD Poleng

Meanwhile, Poleng Field located in East Java province which is managed by PT Pertamina EP produces 2,858 bpd of oil in 2016, or 100.5% above the target in the Work Plan and Budget (CBP) 2,843 bpd. Personal Mahagunabangsa, Operation & Production Director of PT Pertamina EP, said the production was 140% after managed by PT Pertamina EP in 2013 compared with the previous operator.

He explained, production Poleng Field earned and four production wells platform is the platform AW, BW was built approximately 42 years ago, then CW and DW platform, as well as the first platform for processing is Poleng Production Platform, built in 2007. "Although the field our governance is 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 for 2016, Poleng field able to exceed the target, "he said.

Meanwhile, the company is targeting oil production Poleng Fields 3,088 bpd this year. Pertamina EP optimistic with the targets set for the level of oil production until January 29, 2017 has reached 2,983 bpd.

IN INDONESIAN

Pertamina Bersaing dengan 2 Kompetitor

PT Pertamina bakal merampungkan proposal untuk menggarap blok minyak dan gas bumi Ab Teymaur dan Mansouri di Iran dalam waktu dekat.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya sudah menyiapkan proposal yang berisi kajian aspek teknis dan tawaran dari aspek finansial untuk menggarap lapangan kedua blok migas yang dikelola oleh National Iranian Oil Company (NIOC). Menurutnya,Pertamina akan bertemu dengan NIOC terlebih dahulu guna membahas dan melengkapi isi dari proposal tersebut sebelum diserahkan. “Target proposal selesai akhir Februari, tetapi mungkin kami bisa lebih cepat,” katanya

Syamsu belum dapat dapat memastikan kapan evaluasi proposal dapat diselesaikan karena bergantung dari pihak NIOC. Dia menjelaskan, ada dua kompetitor lain yang juga mengincar blok yang sama di Iran. Meskipun Pertamina merupakan perusahaan pertama yang menyatakan minatnya untuk mengelola dua lapangan minyak raksasa tersebut, masih diperlukan penilaian lebih jauh oleh NIOC perusahaan mana yang dapat menjadi operator.

Selain itu, perseroan juga telah mengirimkan proposal untuk mengembangkan proyek lapangan Russkoye di Rusia milik Rosneft. Syamsu menargetkan, pada kuartal I/2017, perusahaan milik pemerintah sektor migas itu sudah mendapatkan persetujuan dan perusahaan Rusia untuk mengelola blok tersebut. “Rosneft sudah kami kirim, kami lagi komunikasi intens untuk bicara berapa nilainya,” kata Syamsu.

Di Lapangan Russkoye, Pertamina menguasai saham 37,5%. Syamsu berharap agar perseroan bisa membawa minyak mentah 35.000 barel per hari untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak (BBM) nasional. Saat  perseroan mendapatkan produksi dari operasi di tiga negara yakni Irak, Aljazair, dan Malaysia. Pasokan dan Irak berasal dari Lapangan West Qurna 1 dengan 178 sumur aktif. Pada blok tersebut, ExxonMobil menguasai saham partisipasi 32.69% dan menjadi operator, PetroChina 32,69%, Shell 19,62%, Pertamina Internasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP) menguasai 10%, dan South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

Di Aljazair, PIEP menguasai 65% saham Lapangan MLN, sedangkan Talisman 35%. Sementara itu, di Lapangan HMK terdapat beberapa mitra seperti Sonatrach (37,74%), Anadarko (18,13%), PIEP (16,9%), Talisman (9,10%), ENI (9,065%), dan Maersk (9,065%). 

Pertamina juga memiliki aset migas di Malaysia yaitu Blok K, Blok Kikeh, Blok SNP, Blok SK309, dan Blok SK311. Pada blok tersebut, Pertamina bemtitra dengan Murphy Gil, Petronas, ConocoPhillips, dan Shell. Produksi rata-rata perseroan dari lapangan minyak di luar negeri sebanyak 123.000 barel setara minyak (barrel oil equivalent per day/boepd) yakni 87.000 bph minyak dan gas 215 MMscfd.

Pertamina menargetkan kontribusi dari lapangan minyak di luar negeri pada tahun ini naik menjadi 127.000 boepd kemudian naik lagi menjadi 700 boepd pada 2025 melalui penambahan aset baru.

LAPANGAN POLENG 

Sementara itu, Poleng Field yang terletak di Provinsi Jawa Timur yang dikelola PT Pertamina EP menghasilkan minyak 2.858 bph pada 2016 atau 100.5 % di atas target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) 2.843 bph. Pribadi Mahagunabangsa, Operation & Production Director PT Pertamina EP, mengatakan, produksi tersebut lebih tinggi 140% setelah dikelola oleh PT Pertamina EP mulai 2013 dibandingkan dengan operator sebelumnya.

Dia menjelaskan, produksi Poleng Field didapatkan dan 4 platform sumur produksi yaitu platform AW, BW yang dibangun kurang lebih 42 tahun yang lalu, kemudian platform CW dan DW, serta 1 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 dengan target yang ditentukan. Dan Alhamdulillah kami bersyukur selama 2016, lapangan Poleng mampu melampaui target yang ditetapkan tersebut,” katanya.

Sementara itu, perusahaan menargetkan produksi minyak Lapangan Poleng tahun ini 3.088 bph. Pertamina EP optimistis dengan target yang ditentukan tersebut karena tingkat produksi minyak hingga 29 Januari 2017 sudah mencapai 2.983 bph. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina Ready to Support Gas Sector

PT Pertamina is ready to become an agent to stimulate the growth of gas consumption infrastructure and Indonesia. This statement was made Acting President Director of Pertamina Yenni Andayani in Indogas Forum 2017 in Jakarta. Yenni is also Chairman of Indonesia Gas Society said that Indonesia is estimated to need investment of US $ 70 billion to US $ 80 billion for the construction of gas infrastructure as a whole by 2030.

Infrastructure is earmarked sustain domestic energy needs are growing at about 4% -5% per year. According to him, the role of natural gas for Indonesia's economic future will be quite prominent. It was mainly triggered by the growth of gas demand from electricity generation in line with the government program of 35 thousand megawatts, and also project Pertamina refineries.

The increase in demand also influenced additional capacity fertilizer factory as well as the transport sector. "The projects will increase the demand for gas and the next challenge is an attempt to meet the demand from upstream to downstream," says Yenni, Indonesia has a gas deficit of about 500 million cubic feet per day (MMSCFD). The deficit is projected to further increase in 2030 to 4,000 MMSCFD.

Pertamina, said Yenni, as a pioneer of the gas business and LNG global scale today continues to develop gas infrastructure in the entire gas value chain. For instance, to develop upstream gas, setting up a revitalization plan Mahakam block, build a Floating Storage Regasification Unit, developing a gas pipeline, and securing LNG supplies from inside and outside the country. "This gas infrastructure investments are long-term investments. Thus, the necessary coordination at all levels of stakeholders, including ensuring the investment climate goes well, "said Yenni.

In the same occasion, Pertamina signed a sale and purchase of gas for supply of gas refueling stations (SPBGs) networks and household gas which is a government assignment to Pertamina Balikpapan. The gas supply sourced from Chevron Indonesia Company with a volume of 1.5 MMSCFD in force until 2018. The agreement was signed by Pertamina Gas Natural VP, and VP Commercial Wiko Migantoro Chevron Indonesia John White and witnessed by the Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar. From the supply, 1 MMSCFD reserved SPBGs Mother Station Rapak Balikpapan and 0.5 MMSCFD for 3,849 household connections.

IN INDONESIAN

Pertamina Siap untuk Dukung Sektor Gas

PT Pertamina siap menjadi agen untuk memacu pertumbuhan infrastruktur dan konsumsi gas Indonesia. Demikian dikemukakan Plt Direktur Utama Pertamina Yenni Andayani dalam Forum Indogas 2017 di Jakarta. Yenni yang juga Chairman Indonesia Gas Society mengatakan Indonesia diperkirakan perlu investasi US$ 70 miliar- US$ 80 miliar untuk pembangunan infrastruktur gas secara menyeluruh hingga 2030.

Infrastruktur itu diperuntukkan menopang kebutuhan energi domestik yang tumbuh sekitar 4%-5% per tahun. Menurutnya, peran gas alam untuk ekonomi Indonesia ke depan akan cukup menonjol. Hal itu terutama dipicu pertumbuhan permintaan gas dari pembangkit listrik PLN seiring dengan program 35 ribu megawatt pemerintah, dan juga proyek kilang-kilang Pertamina. 

Kenaikan permintaan turut dipengaruhi penambahan kapasitas pabrik pupuk serta sektor transportasi. “Proyek-proyek tersebut meningkatkan permintaan gas dan tantangan selanjutnya adalah upaya untuk memenuhi permintaan dari hulu ke hilir,” kata Yenni, Indonesia sudah defisit gas sekitar 500 juta kaki kubik per hari (mmscfd). Defisit diproyeksikan semakin bertambah pada 2030 hingga 4.000 mmscfd. 

Pertamina, lanjut Yenni, sebagai pionir bisnis gas dan LNG skala global saat ini terus mengembangkan infrastruktur gas di seluruh mata rantai bisnis gas. Umpama, mengembangkan gas hulu, menyiapkan rencana revitalisasi Blok Mahakam, membangun Floating Storage Regasification Unit, mengembangkan pipa gas, dan mengamankan pasokan LNG dari dalam dan luar negeri. “Investasi infrastruktur gas ini merupakan investasi jangka panjang. Maka itu, diperlukan koordinasi di segala lapisan stakeholder, termasuk memastikan iklim investasi berjalan baik,” lanjut Yenni.

Dalam kesempatan sama, Pertamina menandatangani jual beli gas untuk pasokan stasiun pengisian bahan bakar gas (SPBG) dan jaringan gas rumah tangga yang merupakan penugasan pemerintah kepada Pertamina di Balikpapan. Pasokan gas bersumber dari Chevron Indonesia Company dengan volume 1,5 mmscfd yang berlaku hingga 2018. Penandatanganan dilakukan VP Natural Gas Pertamina, Wiko Migantoro dan VP Commercial Chevron Indonesia John White dan disaksikan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar. Dari pasokan tersebut, 1 mmscfd diperuntukkan SPBG Mother Station Rapak Balikpapan dan 0,5 mmscfd bagi 3.849 sambungan rumah tangga.

 Media Indonesia, Page-19, Wednesday, 8, Feb, 2017

Luhut Ask Pertamina Absorb Gas Pipeline Masela

Investment rate reached 14 percent.

Coordinating Minister maritime Luhut Binsar Pandjaitan said the government will ask Pertamina to absorb nearly half of the gas pipeline that will be produced in the Masela block. The volume of gas that will be taken by Pertamina, Luhut sure, could be agreed. "I understand it (the refinery capacity) 7.5 MTPA (metric tons per year) and 472 MMSCFD (million standard cubic feet per day). Pertamina will purchase 200 of 474 MMSCFD, "said Luhut after meeting with Japanese Ambassador Yasuaki Tanizaki in his office.

Luhut confident with that capacity, the return on investment of 14 percent. This figure is still below demand Inpex Masela contractor, which reached 15 percent. But this is above the government estimate of 10 percent. He promised discussion of the revision of the development plan (plan of development) could begin. "Now we make everything transparent. So the time is run the same release. "

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Tahar Arcandra a scheme by 474 MMSCFD gas pipeline allows the petrochemical industry to grow. Currently, there is only one industry producing polyethylene and polypropylene, which is the raw material of plastic, namely PT Chandra Asri. "Thailand has seven," he said.

If most of the produced gas to LNG, he worried produce gas importer Indonesia would enjoy. Arcandra predicts that much gas actually enjoyed Japan. Inpex also asked to study the best location for the refinery. Two places that are currently considered feasible is Tanimbar Islands and the Aru Islands.

The government rejected the request Inpex propose the replacement of the production period of 10 years. The proposal for a moratorium born Masela until now not yet in production. In fact, the production contract has been signed since 2007. With a target in the development plan signed before 2019, gas production is just beginning 2026. The deadline is considered Inpex mepet to expiration on the contract in 2028.

If the moratorium is approved, the 2007-2017 production period Inpex considered void. The past 10 years and then be replaced, so the contract was extended to 2038. Arcandra Inpex says it can only approve the replacement of the production period of seven years. Thus, Inpex guaranteed contract extension until 2035. This agreement will be loaded through a contract amendment.

Inpex spokesman, Usman Slamet, said the company is waiting for the government's response regarding the proposed development of the project. Inpex last letter sent to the Ministry of Energy on January 6, 2017. "We continue to meet with the Ministry of Energy and Oil and Gas SKK to discuss the conditions necessary in order to achieve economies of Eternal project a good project," he said.

IN INDONESIAN

Luhut Minta Pertamina Menyerap Gas Pipa Masela

Tingkat pengembalian investasi mencapai 14 persen.

Menteri Koordinator Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengatakan pemerintah bakal meminta PT Pertamina untuk menyerap hampir separuh gas pipa yang akan diproduksi di Blok Masela. Volume gas yang akan diambil Pertamina, Luhut yakin, bisa disepakati.   “Kalau tidak salah itu (kapasitas kilang) 7,5 MTPA (metrik ton per tahun) dan 472 MMSCFD (juta standar kubik per hari). Pertamina akan membeli 200 dari 474 MMSCFD,” ujar Luhut seusai bertemu Duta Besar Jepang Yasuaki Tanizaki di kantornya.

Luhut yakin dengan kapasitas itu, tingkat pengembalian investasi sebesar 14 persen. Angka ini masih di bawah permintaan Inpex, kontraktor Blok Masela, yang mencapai 15 persen. Tapi angka ini di atas taksiran pemerintah sebesar 10 persen. Dia berjanji pembahasan revisi rencana pengembangan (plan of development) bisa segera dimulai. “Sekarang kita buat semuanya transparan. Sehingga waktu dijalankan keluarnya sama.”

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengemukakan skema gas pipa 474 MMSCFD memungkinkan industri petrokimia untuk tumbuh. Saat ini, hanya ada satu industri penghasil polyethylene dan polypropylene, yang menjadi bahan baku plastik, yaitu PT Chandra Asri. “Thailand punya tujuh," kata dia.

Jika sebagian besar gas diproduksi untuk LNG, dia khawatir hasil bumi Indonesia justru dinikmati importir gas. Arcandra memprediksi gas sebanyak itu justru dinikmati Jepang. Inpex juga diminta mempelajari lokasi terbaik untuk kilang. Dua tempat yang saat ini dianggap layak adalah Kepulauan Tanimbar dan Kepulauan Aru.

Pemerintah menolak permintaan Inpex yang mengusulkan penggantian masa produksi selama 10 tahun. Usul moratorium lahir karena Blok Masela sampai sekarang belum berproduksi. Padahal, kontrak produksi sudah diteken sejak 2007. Dengan target rencana pengembangan di teken sebelum 2019, produksi gas diperkirakan baru mulai 2026. Tenggat ini dianggap Inpex mepet dengan masa kedaluwarsa kontrak pada 2028.

Jika moratorium disetujui, masa produksi Inpex pada 2007-2017 dianggap gugur. Masa tersebut kemudian diganti 10 tahun, sehingga kontrak Inpex diperpanjang sampai 2038. Arcandra mengatakan hanya bisa menyetujui penggantian masa produksi selama tujuh tahun. Dengan demikian, Inpex mendapat jaminan perpanjangan kontrak hingga 2035. Kesepakatan ini bakal dimuat melalui amendemen kontrak.

Juru bicara Inpex, Usman Slamet, mengatakan perusahaan menunggu jawaban pemerintah mengenai usul pengembangan proyek. Surat terakhir dikirim Inpex ke Kementerian Energi pada 6 Januari 2017.“Kami terus bertemu dengan Kementerian ESDM dan SKK Migas untuk membahas kondisi yang dibutuhkan agar Proyek Abadi mencapai keekonomian proyek yang baik,”

kata dia.

Koran Tempo, Page-20, Wednesday, Feb, 8, 2017

Gas build infrastructure, Indonesia is worth US $ 70-80 M

Indonesia needs investment of up to US $ 70-80 billion to build an integrated gas infrastructure. The infrastructure development is required in order to meets the domestic energy needs growing 4-5% per year. Chairman of Indonesia Gas Society as well Acting Director of PT Pertamina Yenni Andayani say, increase in energy demand driven by growing middle class population and gross domestic product.

Indonesia's energy needs growth rates of 4-5% is higher than the global trend. "About 15% of energy needs will be supplied with gas, while the rest is supplied by petroleum, coal, and others," he said in the opening of the 2017 International Indonesia Indo Gas Gas Conference & Exhibition in Jakarta, Tuesday (7/2).

According to him, the role of natural gas for Indonesia's economic future will be quite significant. This was triggered by growing demand from PT PLN to Pnoyek 35 Thousand Megawatt (MW) and six Pertamina refinery project. In addition, growth will also be supported by additional capacity fertilizer plant and the transport sector. With the high demand for gas, the next challenge is how to meet the request from upstream to downstream. On the upstream side, Indonesia requires new investments in order to explore and develop new sources of gas.

On the downstream side, Indonesia must build infrastructure to drain gas supply to the end consumer. "To build gas infrastructure thoroughly Indonesia require new investments around US $ 70-80 billion," said Yenny. Count investing is a long-term need about 30 years.

Infrastructure development is confirmed not merely meet the needs of domestic gas. This step is necessary so that Indonesia is able to compete with other countries to become an investment destination. This requires the coordination of all stakeholders, incentives, competitive prices, and the investment climate in the country is good. "So an investment of $ 70-80 billion, also means creating thousands of jobs, fueling the growth of the industry, and also spur the growth of the GDP of Indonesia," he explained.

Pertamina as the pioneers of gas and LNG business on a global scale, has made efforts to develop gas infrastructure in the entire gas value chain. Pertamina continuously develop upstream gas, build gas infrastructure such as pipelines and LNG regasification facilities, and has secured LNG supply from within and outside the country. "Pertamina is ready to become an agent to stimulate the growth of infrastructure and consumption of gas in Indonesia," said Yenny.

Indonesia is a country with a fairly abundant gas resources. Since the 1970s, has become one of Pertamina LNG exporter in the world and is involved in the construction of infrastructure such as LNG world class LNG facilities in Arun, Bontang, and Donggi Senoro. In addition, Pertamina also has a network of gas transmission and distribution pipelines, as well as a large gas fields include the Mahakam block and Corridor.

Gas Sales

Pertamina signed a purchase agreement for the supply of gas filling stations Fuel Gas (SPBGs) and Domestic Gas Networks government assignment in London. The gas supply comes from fields suppliers, namely Chevron Indonesia Company with a volume of 1.5 MMSCFD in force until 2018. The agreement was signed by Pertamina Gas Natural VP, and VP Commercial Wiko Migantoro Chevron Indonesia John White and witnessed by Vice Minister Arcandra Tahar ,

From the supply, 1 MMSCFD reserved for SPBGs Mother Station Rapak Balikpapan and 0.5 MMSCFD intended for domestic gas network in Balikpapan. There are around 3,849 household connections that will get gas supply from the network operated by PT Pertagas Commerce.

IN INDONESIAN

Membangun Infrastruktur Gas, Indonesia Perlu US$ 70-80 M

Indonesia butuh investasi hingga US$ 70-80 miliar untuk membangun infrastruktur gas secara terintegrasi. Pembangunan infrastruktur diperlukan guna memenuni kebutuhan energi dalam negeri yang tumbuh 4-5% per tahun. Chairman Indonesia Gas Society sekaligus Pelaksana Tugas Direktur Utama PT Pertamina Yenni Andayani mengatakan, peningkatan kebutuhan energi didorong oleh pertumbuhan populasi kelas menengah dan produk domestik bruto.

Angka perturnbuhan kebutuhan energi Indonesia 4-5% ini lebih tinggi dibanding tren global. “Sekitar 15% kebutuhan energi tersebut dipasok dengan gas, sedangkan sisanya dipasok dengan minyak bumi, batubara, dan lainnya,” kata dia dalam pembukaan Indo Gas 2017 International Indonesia Gas Conference & Exhibition di Jakarta, Selasa (7/ 2).

Menurutnya, peran gas alam untuk ekonomi Indonesia ke depan akan cukup signifikan. Hal ini dipicu oleh pertumbuhan permintaan dari PT PLN untuk Pnoyek 35 Ribu Megawatt (MW) dan enam proyek kilang Pertamina. Selain itu, pertumbuhan juga akan didukung oleh penambahan kapasitas pabrik pupuk dan sektor transportasi. Dengan tingginya kebutuhan gas, tantangan selanjutnya adalah bagaimana memenuhi permintaan tersebut dari hulu ke hilir. Di sisi hulu, Indonesia membutuhkan investasi baru guna mengeksplorasi dan mengembangkan sumber-sumber gas baru. 

Di sisi hilir, Indonesia harus membangun infrastruktur gas untuk mengalirkan pasokan hingga konsumen akhir. “Untuk membangun infrastruktur gas secara menyeluruh Indonesia memerlukan investasi baru sekitar USS 70-80 miliar,” tutur Yenny. Hitungan investasi itu merupakan kebutuhan jangka panjang sekitar 30 tahun. 

Pembangunan infrastruktur ditegaskan bukan semata-mata memenuhi kebutuhan gas domestik. Langkah ini diperlukan agar Indonesia mampu berkompetisi dengan negara lain untuk menjadi negara tujuan investasi. Untuk itu, diperlukan koordinasi seluruh stakeholder, insentif, harga yang kompetitif, dan iklim investasi dalam negeri yang baik. “Jadi investasi USS 70-80 miliar tersebut juga berarti menciptakan ribuan lapangan kerja, memicu pertumbuhan industri, dan juga memacu pertumbuhan GDP Indonesia,” jelasnya.

Pertamina sebagai pioner bisnis gas dan LNG dalam skala global, telah melakukan upaya pengembangan infrastruktur gas di seluruh mata rantai bisnis gas. Pertamina secara terus menerus melakukan pengembangan gas hulu, membangun infrastruktur gas berupa pipa dan fasilitas regasifikasi LNG, serta telah mengamankan pasokan LNG dari dalam dan luar negeri. “Pertamina siap menjadi agen untuk memacu pertumbuhan infrastruktur dan konsumsi gas di Indonesia,” kata Yenny.

Indonesia merupakan negara dengan sumber gas yang cukup berlimpah. Sejak tahun 1970an, Pertamina telah menjadi salah satu exporter LNG di dunia dan terlibat dalam pembangunan infrastruktur LNG yang berkelas dunia seperti fasilitas LNG di Arun, Bontang, dan Donggi Senoro. Disamping itu, Pertamina juga telah memiliki jaringan pipa gas transmisi dan distribusi, serta lapangan-lapangan gas besar antara lain Blok Mahakam dan Corridor.

Jual Beli Gas

Pertamina menandatangani perjanjian jual beli gas untuk pasokan Stasiun Pengisian Bahan bakar Gas (SPBG) dan Jaringan Gas Rumah Tangga penugasan pemerintah di Balikpapan. Pasokan gas bersumber dari lapangan-lapangan pemasok, yaitu Chevron Indonesia Company dengan volume sebesar 1,5 MMSCFD yang berlaku hingga 2018. Penandatanganan dilakukan oleh VP Natural Gas Pertamina, Wiko Migantoro dan VP Commercial Chevron Indonesia John White dan disaksikan oleh Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar.

Dari pasokan tersebut, 1 MMSCFD diperuntukkan bagi SPBG Mother Station Rapak Balikpapan dan 0,5 MMSCFD diperuntukkan bagi jaringan gas rumah tangga di Balikpapan. Ada sekitar 3.849 sambungan rumah tangga yang akan mendapatkan pasokan gas dari jaringan yang dioperasikan oleh PT Pertagas Niaga.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, 8, Feb, 2017

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