Pertamina Eyes Oil Field in Iran

PT Pertamina is targeting Iran's oil and gas fields in the Ab Teymour and Mansouri-owned National Iranian Oil Company (NIOC). Targeted late February field development proposal that will be acquired will be submitted in late February.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, the company is already ready to submit the development plan proposal to NIOC. However, it still wanted to finalize this proposal with NIOC held a joint workshop in Tehran, Iran on Saturday (11/2). "Our target, proposal (submitted) late February. But perhaps we could be faster, "he said.

If Iran's oil fields can be acquired, it will provide significant value to its oil production in the long term. Because the current proven reserves (proven reserves), Indonesia's oil be just 3.7 billion barrels. "Now we are proven reserves of 3.7 billion barrels, there is another 21.5 billion barrels of proven but which is also not economical," said Director General of Oil and Gas Ministry of Energy, IGN Wiratmaja Puja, some time ago.

According to him, Pertamina is not the only interest in two blocks with total reserves of 3 billion barrels of oil to it, but there are two other oil and gas companies a competitor company. However, is optimistic his side can submit proposals to NIOC faster than its competitors. "They have not (fill in the proposal)," he said. After submitting proposals development plan, the next stage which NIOC would study the proposal.

He said he can not be sure how long this process takes place considering it is the authority of NIOC. Thus, it also can not target acquisition when oil and gas blocks in Iran is completed. "That's his call there (NIOC), we were not able to push as well," said Alam.

Previously, Pertamina and NIOC has signed a memorandum of understanding in August last year. Based on this MoU, the company will have six months for the company to conduct a study and submit a preliminary proposal Ab-Teymour Field development and Mansouri in Iran, thus, the limit for submission of proposals is indeed the end of February.

However, President Joko Widodo and Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan asked the company to enter as soon as possible the proposal in view of the number of competitors. As for the acquisition of oil and gas fields in Russia, targeting Alam there will be a decision in the first quarter of this year. Pertamina has submitted a development plan for the two blocks to be acquired her to Rosneft Oil Company as the owner of oil and gas blocks. "We are communicating intense how to talk to its value. It should (closing) during the first quarter, "he said.

Unlike in Iran, it only will take a stake in two blocks in Russia and does not aim to be the operator. Because the company only wants acquire additional oil and gas from Russia amounted to 35 thousand barrels per day (bpd) and oil and gas reserves of 200 million barrels of oil equivalent. In its official statement, Rosneft said it had signed a memorandum of understanding with Pertamina to work together on Fields The Northern Tip of Chayvo and Russkoye field. Field The Northern Tip of Chayvo, Pertamina could take a stake up to 20%, while in the Russkoye field to 37.5%.

Reach 100 Thousand BPH

On the other hand, Pertamina will get a big enough additional oil production after the completion of the purchase offer (tender offer) Maurel & Prom shares first stage. With shareholding increased to 64.46%, call Nature, Pertamina oil ration increased to 64.4696 from Maurel & Prom total production of about 30 thousand bpd. Although, he admitted, the company's oil quota has yet to be brought to Indonesia. "When we process the acquisition, Maurel & Prom is still no contract with another oil buyer. So if this is over bring us bring to Indonesia, ".

With the additional production from Maurel & Prom, the company's oil production from overseas has added 100 thousand barrels per day (bpd). Thus, PT Pertamina EP International (PIEP) as a subsidiary working on oil fields in other countries, the largest contributor to the company's oil production. "PIEP that oil production has been 90 ~ 100 thousand bpd, with the addition of Maurel & Prom is already over 100 thousand bpd, more than a subsidiary of the other," said Alam.

Senior Vice President Strategic Planning and Operations Evaluation Pertamina Meidawati detailing, this time PIEP oil production has reached 90 thousand bpd, while Pertamina EP Cepu 87 thousand bpd, Pertamina EP 79 thousand, and Pertamina Hulu Energi 59 thousand bpd. This year, oil production from abroad is targeted at 106 thousand bpd.

However, for the production of gas, the largest contribution given Pertamina EP with the realization of 973 million standard cubic feet per day / MMSCFD. Furthermore, the production of 700 MMSCFD gas PHE, PIEP 252 MMSCFD and 30 MMSCFD PEPC. Target production of gas from abroad this year is set at 256 MMSCFD. Pertamina is targeting oil and gas production increased to 1.9 million barrels of oil equivalent per day / boepd in 2025 and 2.04 million b5epd at -2030.

Therefore, Pertamina must boost its oil and gas production to be increased by 8% per year. One additional oil and gas production was achieved through the acquisition of oil and gas blocks. Special of the acquisition of oil and gas blocks, starting in 2018, an additional target production is expected to reach at least 227 thousand boepd. Furthermore, the target was increased to 276 thousand boepd in 2019, 366 thousand bopd in 2020, 428 thousand boepd in 2021, 446 thousand boepd in 2022, and touched 473 thousand boepd in 2025.

Wiratmaja explained that oil reserves were 21.5 billion barrels are in remote places that are difficult to reach and very spread out and not backup large amounts of concentrated in one location. To take the oil from locations that are very difficult, the numbers are too small so it is not economically feasible to be developed. "The term marginal field, located far, the numbers are small, how cost for drilling, how much appeal, it is not economical," he said.

However, that does not mean that the backup just silenced. It continues to look for ways that the reserves can be economically and can be exploited. "Small pieces and there are everywhere. How can this be taken, our production could go up, it should be economical, "said Wiratmaja. While there is still a reserve of it, according to Wiratmaja, Indonesia will continue to rely on oil imports. Certainly not the entire reserves could eventually be produced, additional oil production will not be too big.

Therefore, Indonesia's oil consumption is now 1.6 million barrels per day (bpd), and increased to 2.2 million bpd within the next 10 years, imported oil is something that is unavoidable. What can be done now only minimize imports. "Our needs are now alone was 1.6 million bpd in 2025 to 2.2 million bpd. Imports will not be eliminated unless we find new oil sources is large. But surely reduce imports when it can be produced, "

IN INDONESIAN

Pertamina Incar Lapangan Minyak di Iran

PT Pertamina sedang mengincar lapangan migas di Iran yakni Ab Teymour dan Mansouri milik National Iranian Oil Company (NIOC). Ditargetkan akhir Februari proposal pengembangan lapangan yang akan diakuisisi tersebut akan diserahkan pada akhir Februari.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menuturkan, perseroan sebenarnya sudah siap menyerahkan proposal rencana pengembangan tersebut kepada NIOC. Namun, pihaknya masih ingin melakukan finalisasi proposal ini dengan menggelar workshop bersama NIOC di Tehran, Iran pada hari sabtu (11/2). “Target kami, proposal (diserahkan) akhir Februari. Tetapi mungkin kami bisa lebih cepat,” kata dia.

Jika lapangan minyak Iran ini bisa diakuisisi, maka akan memberikan nilai yang signifikan bagi produksi Pertamina dalam jangka panjang. Pasalnya, saat ini cadangan terbukti (proven reserve) minyak Indonesia saja hanya 3,7 miliar barel. “Sekarang cadangan terbukti kita 3,7 miliar barel, ada lagi 21,5 miliar barel yang juga proven tetapi tidak ekonomis,” kata Dirjen Migas Kementerian ESDM, IGN Wiratmaja Puja, beberapa waktu lalu.

Menurut dia, Pertamina bukanlah satu-satunya peminat dua blok dengan total cadangan minyak hingga 3 miliar barel itu, melainkan terdapat dua perusahaan migas lain yang menjadi pesaing perseroan. Meski demikian, pihaknya optimistis dapat memasukkan proposal ke NIOC lebih cepat dari pesaingnya. “Mereka belum (masukkan proposal) ,” ujarnya. Setelah memasukkan proposal rencana pengembangan, tahap berikutnya yakni NIOC akan mempelajari proposal tersebut.

Pihaknya tidak dapat memastikan berapa lama proses ini berlangsung mengingat hal itu merupakan wewenang NIOC. Sehingga, pihaknya juga tidak dapat menargetkan kapan akuisisi blok migas di Iran ini selesai. “Itu call-nya di sana (NIOC), kami tidak bisa mendorong-dorong juga,” tutur Alam.

Sebelumnya, Pertamina dan NIOC telah meneken nota kesepahaman pada Agustus tahun lalu. Berdasarkan nota kesepahaman ini, perseroan mempunyai waktu enam bulan bagi perseroan untuk melakukan studi dan menyampaikan preliminary proposal pengembangan Lapangan Ab-Teymour dan Mansouri di Iran, sehingga, batas penyerahan proposal ini memang akhir Februari ini. 

Namun, Presiden Joko Widodo dan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan meminta Pertamina sesegera mungkin memasukkan proposal tersebut mengingat banyaknya pesaing. Sementara untuk akuisisi blok migas di Rusia, Alam menargetkan bakal ada keputusan pada kuartal pertama tahun ini. Pertamina telah mengirimkan rencana pengembangan untuk dua blok yang akan diakuisisi-nya kepada Rosneft Oil Company selaku pemilik blok migas. “Kami sedang berkomunikasi intens untuk bicara berapa value-nya. Mestinya (closing) di kuartal pertama ini,” kata dia.

Berbeda dengan di Iran, Pertamina hanya akan mengambil saham di dua blok di Rusia dan tidak menargetkan untuk menjadi operator. Pasalnya, perseroan hanya menginginkan memperoleh tambahan migas dari Rusia sebesar 35 ribu barel per hari (bph) dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak. Dalam keterangan resminya, Rosneft menyatakan telah meneken nota kesepahaman dengan Pertamina untuk kerja sama menggarap Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. 

Tembus 100 Ribu BPH

Di sisi lain, Pertamina bakal mendapat tambahan produksi minyak cukup besar setelah selesainya penawaran pembelian (tender offer) saham Maurel&Prom tahap pertama. Dengan kepemilikan saham naik menjadi 64,46%, sebut Alam, jatah minyak Pertamina juga meningkat menjadi 64,4696 dari total produksi Maurel & Prom sekitar 30 ribu bph. Walaupun, diakuinya, jatah minyak perseroan ini belum bisa dibawa ke Indonesia. “Waktu kami proses akuisisi, Maurel & Prom masih ada kontrak dengan buyer minyak lain. Jadi kalau ini sudah selesai bawakan kami bawa ke Indonesia ,”.

Dengan tambahan produksi dari Maurel & Prom, produksi minyak perseroan dari luar negeri telah menambah 100 ribu barel per hari (bph). Sehingga, PT Pertamina Internasional EP (PIEP) selaku anak usaha yang menggarap ladang minyak di negara lain, menjadi kontributor terbesar produksi minyak perseroan. “PIEP itu produksi minyaknya sudah 90~100 ribu bph, dengan tambahan Maurel & Prom sudah di atas 100 ribu bph, lebih besar dari anak usaha lain,” kata Alam.

Senior Vice President Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati merinci, saat ini produksi minyak PIEP telah mencapai 90 ribu bph, sementara Pertamina EP Cepu 87 ribu bph, Pertamina EP 79 ribu, dan Pertamina Hulu Energi 59 ribu bph. Tahun ini, produksi minyak dari luar negeri ditargetkan sebesar 106 ribu bph.

Namun untuk produksi gas, kontribusi terbesar diberikan Pertamina EP dengan realisasi 973 million standard cubic feet per day/mmscfd. Selanjutnya, produksi gas PHE 700 mmscfd, PIEP 252 mmscfd, dan PEPC 30 mmscfd. Target produksi gas dari luar negeri tahun ini dipatok sebesar 256 mmscfd. Pertamina menargetkan produksi migasnya meningkat menjadi 1,9 juta barrel oil equivalent per day/boepd pada 2025 dan 2,04 juta b5epd pada -2030.

Untuk itu, Pertamina harus menggenjot produksi migas-nya agar naik 8% per tahun. Salah satu tambahan produksi migas ini diupayakan melalui akuisisi blok migas. Khusus dari akuisisi blok migas, mulai 2018, target tambahan produksi yang ditargetkan mencapai setidaknya 227 ribu boepd. Selanjutnya, target itu meningkat menjadi 276 ribu boepd pada 2019, 366 ribu bopd pada 2020, 428 ribu boepd pada 2021, 446 ribu boepd pada 2022, dan menyentuh 473 ribu boepd pada 2025.

Wiratmaja menjelaskan, cadangan minyak sebanyak 21,5 miliar barel itu berada di tempat-tempat terpencil yang sulit dijangkau dan sangat tersebar, bukan cadangan dalam jumlah besar yang terkonsentrasi di satu lokasi. Untuk mengambil minyak dari lokasi-lokasi itu sangat sulit, jumlahnya pun kecil-kecil sehingga secara ekonomis tidak layak dikembangkan. “Istilahnya marginal field, lokasinya jauh-jauh, jumlahnya kecil, ongkos pengeborannya berapa, tariknya berapa, itu sudah tidak ekonomis,” katanya.

Namun, bukan berarti cadangan itu didiamkan begitu saja. Pihaknya terus mencari cara agar cadangan-cadangan tersebut bisa ekonomis dan dapat dieksploitasi. “Kecil-kecil dan ada di mana-mana. Bagaimana supaya ini bisa diambil, produksi kita bisa naik, harus dibuat ekonomis,” ujar Wiratmaja. Walaupun masih ada cadangan sebesar itu, menurut Wiratmaja, Indonesia tetap akan terus bergantung pada impor minyak. Tentu tidak seluruh cadangan nantinya bisa diproduksi, penambahan produksi minyak tidak akan terlalu besar. 

Sebab, konsumsi minyak Indonesia saat ini sudah 1,6 juta barel per hari (bph), dan meningkat hingga 2,2 juta bph dalam 10 tahun ke depan, impor minyak adalah sesuatu yang tidak terhindarkan lagi. Yang bisa dilakukan kini hanya meminimalkan impor.  “Kebutuhan kita sekarang saja sudah 1,6 juta bph, tahun 2025 bisa 2,2 juta bph. Impor tak akan bisa dihilangkan kecuali kita menemukan sumber minyak baru yang besar-besar. Tapi pasti mengurangi impor kalau itu bisa diproduksi,”

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 9, 2017

Gas prices down to US $ 9.95 / MMBTU

The government lowered the price of gas for industry players to US $ 9.95 per million British thermal unit (MMBTU) from February 1. Previously, North Sumatra industry players have to buy gas at a price of US $ 13.39 per MMBTU. Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja said, the decline in gas prices one derived from changes in the gas source, the beginning of the regasification of liquefied natural gas / LNG into gas field in North Sumatra and Aceh. Therefore, the entire gas industry comes from the gas pipeline, while gas for electricity generation from LNG regasification. 'At first LNG gas to all plumbing replaced. LNG was expensive, so it could go down, "he said.

Initially, the source of gas for the industries of North Sumatra North Sumatra namely LNG industry with a volume of 6 billion British thermal units per day (bbtud) and the gas pipe 4 bbtud Field Pangkalan Susu. So that the gas price of US $ 13.38 per mmbtu of LNG obtained US $ 7.8 per mmbtu, gas pipes US $ 8.24 per mmbtu, regasification fee plus US $ 1.65 per mmbtu, toll fee Arun Pipe-Belawan US $ margin of 2.78 per mmbtu and $ 1.55 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US $ 0.92 per mmbtu, as well as distribution costs of PT PGN US $ 1.44 per mmbtu.

Not only shifting resources, PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi also willing to suppress the price of gas from the field management. Then, and gas transportation side, PT Pertamina Gas (Pertagas) and PGN also agreed to cut costs. "So from US $ 13.38 per mmbtu to US $ 9.95 per mmbtu, was valid from February 1," said Wiratmaja. At the new price calculation for the industry of North Sumatra, the price of Pangkalan Susu fell to US $ 6.82 per MMBTU plus 1% of Indonesian crude price (ICP) and of Block NSO US $ 6.95 per MMBTU plus 1% ICP.

Furthermore, there is no cost of regasification, while the toll fee-Belawan and Arun margin fell to respectively $ 1.88 per mmbtu and US $ 0.57 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US $ 0.8 per mmbtu , as well as distribution costs PGN US $ 0.9 per mmbtu.

The same thing also expressed by the Senior Vice President Gas and Power PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah. "There has been a decision sumut price of Pertamina, we had a deal. So that is already under US $ 10 per mmbtu, "he said.

IN INDONESIAN

Harga Gas Turun Jadi US$ 9,95/MMBTU

Pemerintah menurunkan harga gas untuk pelaku industri menjadi US$ 9,95 per juta british thermal unit (MMBTU) mulai 1 Februari. Sebelumnya, pelaku industri Sumatra Utara harus membeli gas pada harga US$ 13,39 per MMBTU. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja menuturkan, penurunan harga gas salah satunya diperoleh dari perubahan sumber gas, awal dari regasifikasi gas alam cair/LNG menjadi lapangan gas di Sumatera Utara dan Aceh. Sehingga, seluruh gas industri berasal dari gas pipa, sementara gas untuk pembangkit listrik dari regasifikasi LNG. ‘Tadinya LNG diganti ke gas pipa semua. LNG tadinya mahal, sehingga bisa turun,” kata dia.

Awalnya, sumber gas untuk lndustri Sumut  industri Sumatera Utara yakni LNG dengan volume 6 miliar british thermal unit per hari (bbtud) dan gas pipa Lapangan Pangkalan Susu 4 bbtud. Sehingga harga gas US$ 13,38 per mmbtu diperoleh dari LNG US$ 7,8 per mmbtu, gas pipa US$ 8,24 per mmbtu, ditambah biaya regasifikasi US$ 1,65 per mmbtu, toll fee Pipa Arun-Belawan US$ 2,78 per mmbtu dan marjin US$ 1,55 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US$ 0,92 per mmbtu, serta biaya distribusi PT PGN US$ 1,44 per mmbtu.

Tidak hanya berganti sumber, PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi juga bersedia menekan harga gas dari lapangan yang dikelolanya. Kemudian, dan sisi transportasi gas, PT Pertamina Gas (Pertagas) dan PGN juga sepakat memangkas biayanya. “Jadi dari US$ 13,38 per mmbtu sampai ke US$ 9,95 per mmbtu, itu berlaku sejak 1 Februari,” tutur Wiratmaja. Pada perhitungan harga baru untuk pelaku industri Sumut, harga dari Pangkalan Susu turun menjadi US$ 6,82 per mmbtu ditambah 1% dari harga minyak mentah Indonesia (ICP) dan dari Blok NSO US$ 6,95 per mmbtu plus 1% ICP. 

Selanjutnya, tidak ada lagi biaya regasifikasi, sementara toll fee dan margin Arun-Belawan turun menjadi masing-masing US$ 1,88 per mmbtu dan US$ 0,57 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US$ 0,8 per mmbtu, serta biaya distribusi PGN US$ 0,9 per mmbtu.

Hal yang sama juga diungkapkan oleh Senior Vice President Gas and Power PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah. “Sudah ada keputusan harga sumut dari Pertamina, kami sudah sepakat. Sehingga sudah di bawah US$ 10 per mmbtu,” ujarnya.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 9, 2017

JOB PPEJ Pursue Target Zero Gas Flare

After successfully save the country about USD 2 million US Dollars through innovation in the process of water injection in the field Sragen, now Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) back efforts to increase revenue to achieve the target of zero gas flare facilitated Central Processing Area (CPA ) for the production of gas from the field and Sragen Mudi, 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 (gas iced) to PT Gasuma, as the flue gas buyer, after JOB can modify and install the connecting pipe (jumper line) in one of the gas processing facility and a separator are 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.

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

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) to get a clean dry gas (dry gas) to fuel generators for internal Iistrik.

"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 facilities because there is the effect the vacuum / suction of the compressor. This technical problem which we are now discussing with the technical team of Gasuma ".

IN INDONESIAN

JOB PPEJ Kejar Target Zero Gas Flare

Setelah sukses menghemat pengeluaran negara sebesar USD 2 juta Dollar AS lewat inovasi dalam proses water injection di lapangan Sukowati,  kini Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) kembali melakukan upaya meningkatkan pendapatan dengan mengejar target zero gas flare di fasilitas Central Processing Area (CPA) untuk produksi gas yang berasal dari 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 (iced gas) ke PT Gasuma, selaku pembeli gas buang, setelah JOB bisa memodifikasi dan memasang pipa penghubung (jumper line) di salah satu fasilitas pemrosesan gas yaitu dan 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.

“Setelah yang 0,8 MMscfd bisa diserap PT Gasuma, gas ikutan yang di produksi (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 General Manager JOB PPEJ Akbarsyah didampingi FOS (Field Operations Superintendent) Fauzy Achmad Mayanullah dan Meri Iriyadi.

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) untuk mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar generator pembangkit Iistrik 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 / hisap dari kompresor. Problem teknis ini yang sekarang sedang kami diskusikan bersama dengan tim teknis dari Gasuma”.

Surabaya Pagi, Page-11, Thursday, Feb, 9, 2017

Import Rules Gas Industry Immediate Release

The government is preparing a gas import rules in order to provide cheap gas for the industry. However, one of the requirements that must be met for it is the industrial infrastructure and the floating storage unit (FSRU). "We are preparing regulations ministers. Some of our criteria are being set up. In the near future, will be issued soon," said Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmadja Puja.

According to him, one of the terms of gas imports in the form of direct ownership of infrastructure such as storage and regasification unit is very important given the lack of a gas infrastructure in Indonesia. The criteria is quite small it was also made to prevent the import of gas by the company that the capital only permits only. Not only that, the new gas import permits issued if the price of imported gas is also cheaper than the price in the country after going through the process of regasification. "There are several requirements that must be met in order to be imported, ie only those who have a regasification infrastructure, so not the paper company. We have to avoid it," said the Director of the Directorate General of Oil and Gas Downstream Gas MEMR Rini Tri Hutami.

Energy expert from Trisakti University Rakhamanto said Pri Agung, gas import policy does not necessarily make the price cheaper gas industry. Because the price of gas follows the price on the international market. According to him, the average oil price of USD 50 per barrel, the price of LNG to the harbor in the Asia Pacific region to around USD 8 per MMBTU. "Not that the import of cheap gas and then the gas price can be realized. Wherever the price of gas will be influenced by many factors, such as volume, source of supply, infrastructure, "he said.

On the other hand, denied that the government's policy of gas imports due to the Presidential Regulation No. 40/2016 on Natural Gas Pricing can not be implemented. Of the seven industrial sectors in the target can enjoy cheap gas, only three sectors are obviously the implementation, ie industrial fertilizers, steel, and petrochemicals. Wiratmadja claim the government has managed to reduce the price of gas in the upstream in North Sumatra. 

The price of gas in North Sumatra dropped from USD13,38 per million metric British thermal unit (MMBTU) to USD9,95 per MMBTU per February 1, 2017. In addition to lowering gas in the upstream, the government also lowered the cost of transmission and distribution of gas. "Upstream down using formula, gas transmission also down," he said.

IN INDONESIAN

Aturan Impor Gas Industri Segera Diterbitkan

Pemerintah sedang menyiapkan aturan impor gas langsung dalam rangka menyediakan gas murah bagi industri. Namun, salah satu syarat yang harus dipenuhi untuk itu adalah industri memiliki infrastruktur unit penyimpanan dan regasifikasi terapung (FSRU). "Kami sedang menyiapkan peraturan menterinya. Sejumlah kriterianya sedang kami siapkan. Dalam waktu dekat ini, akan segera dikeluarkan,” ujar Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmadja Puja. 

Menurut dia, salah syarat impor gas langsung berupa kepemilikan infrastruktur seperti unit penyimpanan dan regasifikasi sangat penting mengingat masih minimnya infrastruktur gas yang ada di Indonesia. Kriteria yang terbilang cukup kecil itu juga dibuat untuk mencegah impor gas oleh perusahaan yang hanya bermodal izin saja. Tidak hanya itu, izin impor gas baru dikeluarkan jika harga gas yang di impor juga lebih murah dibandingkan harga di dalam negeri setelah melalui proses regasifikasi. "Terdapat beberapa syarat yang harus dipenuhi agar boleh impor, yaitu hanya mereka yang punya infrastruktur regasifikasi, jadi bukan yang paper company. Kita harus hindari itu," kata Direktur Pembinaan Hilir Migas Direktorat Jenderal Migas Kementerian ESDM Rini Tri Hutami.

Pakar energi dari Universitas Trisakti Pri Agung Rakhmanto mengatakan, kebijakan impor gas belum tentu membuat harga gas industri lebih murah. Pasalnya, harga gas mengikuti harga di pasar internasional. Menurut dia, dengan harga minyak rata-rata USD 50 per barel, maka harga LNG sampai ke pelabuhan di kawasan Asia Pasifik menjadi sekitar USD 8 per MMBTU. ”Bukan berarti dengan impor gas kemudian harga gas murah dapat direalisasikan. Di mana pun harga gas akan dipengaruhi banyak faktor, seperti volume, sumber pasokan, infrastruktur," tuturnya.

Di sisi lain, pemerintah membantah jika kebijakan impor gas ini lantaran Peraturan Presiden No 40/2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi tidak bisa di implementasikan. Dari tujuh sektor industri yang di targetkan dapat menikmati gas murah, hanya tiga sektor saja yang jelas implementasinya, yaitu industri pupuk, baja, dan petrokimia. Wiratmadja mengklaim pemerintah telah berhasil menurunkan harga gas di hulu di Sumatera Utara. 

Harga gas di Sumatera Utara turun dari USD13,38 per juta metrik british thermal unit (MMBTU) menjadi USD9,95 per MMBTU per 1 Februari 2017. Selain menurunkan gas di hulu, pemerintah juga menurunkan biaya transmisi dan distribusi gas. "Hulu turun gunakan formula, transmisi gas juga turun," katanya.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, Feb, 9, 2017

Three Candidates Rely on Domestic Gas Plant

PLN open tender at the same three gas power plants with a total value of US $ 1.7 billion

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) said it will not import gas to meet the needs of the prospective gas three gas power plants that will be tendered. Therefore, the local gas supply is sufficient to meet three new power plants. PLN Procurement Director, Iwan Supangkat said gas supply in the country is still insufficient to meet the needs of gas power plants, at least until 2019.

Calculation of demand and supply that also takes into account the needs of gas to three power plants will be tendered PLN. As a result, "We do not need to import. In the country there is still gas from Bontang, who had ENI in Field Crickets, Donggi-Senoro, PLN also has contracts 60 cargoes of LNG from Tangguh," said Iwan.

But Iwan not explain the details of the third gas plant needs it. These needs will be discussed with the Directorate General of Oil and Gas (Director General of Oil) Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), and the Special Implementation Unit Upstream Oil and Gas (SKK Migas). "The potential of how gas from this plant I do not know.

Iwan said that this year the company will auction off three power projects. Namely, Gas and Steam Power Plant (power plant) 3 Java, the Java-Bali power plant 3, as well as Java-Bali power plant project 4. Java Power Plant Project 3 capacity of 800 Megawatt (MW) is estimated investment of US $ 1 billion. PLTGU Peaker Jawa Bali 3 with a capacity of 500 MW to reach US $ 500 million. 

As for the investment needs of the Java-Bali power plant Peaker 4 with a capacity of 450 MW is around US $ 400 million-US $ 500 million. Three projects total investment requirement is US $ 1.7 billion. "We will open a tender this year for the third generation, it was. Now the process is being prepared," said Iwan.

Interested in the Project Auction

President Director of PT Adaro Energy Tbk Garibaldi Thohir expressed readiness to participate in the bidding of power projects which opened PLN. "We, the open. We are ready to go if there is a chance tender power plant, power plant and solar power," said Garibaldi. President Director of PT Bhimasena Power Indonesia Mohammad Effendi states already prepared an investment to participate in the tender was the third generation. "We will participate in the tender to the consortium earlier (in the Java PLTGU 1).

Bhimasena is a subsidiary of Adaro. In the tender PLTGU Java 1, Bhimasena took Sembcorp. PT Medco Power Generation Indonesia will also participate in the tender held by PLN this year. "We will consider after studying the Request for proposal (RFP) projects, from PLN," said Lukman Mahfoedz, President Director of Medco Power Generation Indonesia

If the results of the study agreed to participate in the tender, said Lukman, it will discuss with the previous consortium that participated in the project Java PLTGU 1 that Nebras Power and Korea Electric Power Corporation. "We are satisfied and appreciate the old partner, and will be discussed as well for new projects," said Lukman.

IN INDONESIAN

Calon Tiga Pembangkit Andalkan Gas Domestik

PLN membuka sekaligus tiga tender pembangkit gas dengan nilai total US$ 1,7 miliar

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) menyatakan tidak akan mengimpor gas untuk memenuhi kebutuhan gas calon tiga pembangkit gas yang akan ditenderkan. Sebab, suplai gas lokal masih mencukupi untuk memenuhi tiga pembangkit baru. Direktur Pengadaan PLN, Iwan Supangkat menyatakan, suplai gas di dalam negeri masih mencukupi untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik, setidaknya hingga tahun 2019. 

Perhitungan kebutuhan dan suplai itu juga sudah memperhitungkan kebutuhan gas untuk tiga pembangkit listrik yang akan ditenderkan PLN. Alhasil, "Kita tidak perlu impor. Di dalam negeri masih ada gas dari Bontang, yang punya ENI di Lapangan Jangkrik, Donggi-Senoro, PLN juga punya kontrak 60 kargo LNG dari Tangguh," kata Iwan. 

Namun Iwan belum menjelaskan detail kebutuhan gas ketiga pembangkit itu. Kebutuhan tersebut akan dibicarakan dengan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), dan Satuan Kerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan Hulu Migas (SKK Migas). "Potensi berapa gas dari pembangkit ini saya belum tahu.

Iwan menyatakan, tahun ini PLN akan melelang tiga proyek pembangkit listrik. Yakni, Pembangkit Listrik Gas dan Uap (PLTGU) Jawa 3, PLTGU Jawa-Bali 3, serta proyek PLTGU Jawa-Bali 4. Proyek PLTGU Jawa 3 berkapasitas 800 Megawatt (MW) itu diperkirakan investasi mencapai US$ 1 miliar. PLTGU Peaker Jawa Bali 3 berkapasitas 500 MW mencapai US$ 500 juta. 

Adapun kebutuhan investasi PLTGU Peaker Jawa-Bali 4 yang berkapasitas 450 MW berkisar US$ 400 juta-US$ 500 juta. Total kebutuhan investasi tiga proyek itu mencapai US$ 1,7 miliar. "Kami akan buka tendernya pada tahun ini untuk ketiga pembangkit, itu. Sekarang prosesnya sedang disiapkan," kata Iwan.

Minati tender proyek

Presiden Direktur PT Adaro Energi Tbk Garibaldi Thohir menyatakan siap mengikuti tender proyek pembangkit listrik yang dibuka PLN. "Kami, open. Kami siap ikut kalau ada kesempatan tender PLTGU, PLTU maupun PLTS," kata Garibaldi. Direktur Utama PT Bhimasena Power lndonesia Mohammad Effendi menyatakan sudah menyiapkan investasi untuk mengikuti tender ketiga pembangkit itu. "Kami akan ikut tender dengan konsorsium sebelumnya (di PLTGU Jawa 1).

Bhimasena adalah anak usaha Adaro. Dalam tender PLTGU Jawa 1, Bhimasena menggandeng Sembcorp. PT Medco Power Generation Indonesia juga akan mengikuti tender yang diadakan oleh PLN tahun ini. "Kami akan mempertimbangkan setelah mempelajari Request for proposal (RFP) proyek tersebut, dari PLN," kata Lukman Mahfoedz, Presiden Direktur Medco Power Generation Indonesia 

Jika hasil studi tersebut menyepakati untuk ikut tender, kata Lukman, pihaknya akan mendiskusikan dengan konsorsium sebelumnya yang ikut dalam proyek PLTGU Jawa 1 yakni Nebras Power dan Korea Electric Power Corporation. "Kami satisfied dan appreciate dengan partner yang lama, dan akan didiskusikan juga untuk proyek baru," kata Lukman.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Stock Candidates Pertamina president Increasingly Crowded

Stock candidates Director of PT Pertamina Increasingly crowded. If previously circulated names like Rachmad Hardadi, Director of Mega Project Processing and Petrochemical Pertamina, Syamsu Alam, upstream director, Yenni Andayani, Director of Gas and also Acting Director of Pertamina, Ahmad Bambang, the former deputy president director Budi Gunadi Sadikin Special Staff Rini Soemarno, now increased two names. Namely the President Director of PT Perkebunan Nusantara III Holding Plantation Elia Massa Manik and Edwin Hidayat Abdullah Deputy for Energy, Logistics, Metro and Tourism Ministry of SOEs As well as Commissioner of Pertamina.

According to Fahmi Radhi, former Mafia Eradication Team Member states Migas, two new names that do not have the criteria as managing director of Pertamina. There are three criteria that must be held to be the helm of Pertamina. "Integrity never caught law, an independent not entrusted anyone, and professionals in the field of oil and gas," said Fahmi

He said he thought Edwin was smart and honest. "But if he is independent? Because he's a nearby Rini Soemarno. I know Edwin, indeed he's smart because I taught him at UGM Jakarta," he said. As for Elijah, he said, adding, it was clear the near Rini, because once worked at Astra. However, from the professionals may not be in doubt. "Then I guess pas internal Syamsu Alam and Rahmat Hardadi, and Vishnu Untoro, if from the outside, Sudiman Said," he said.

IN INDONESIAN

Bursa Kandidat Dirut Pertamina Semakin Ramai

Bursa kandidat Direktur Utama PT Pertamina Semakin ramai. Jika sebelumnya beredar nama-nama seperti Rachmad Hardadi, Direktur Mega Proyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina, Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina, Yenni Andayani, Direktur Gas sekaligus Plt Direktur Utama Pertamina, Ahmad Bambang, mantan Wakil Dirut Pertamina, Budi Gunadi Sadikin Staf Khusus Rini Soemarno, kini bertambah dua nama. Yakni Dirut PT Perkebunan Nusantara lll Holding Perkebunan Elia Massa Manik dan Edwin Hidayat Abdullah Deputi Bidang Usaha Energi, Logistik, Kawasan dan Pariwisata Kementerian BUMN Serta Komisaris Pertamina. 

Menurut Fahmi Radhi, Mantan Anggota Tim Pemberantasan Mafia Migas menyatakan, dua nama baru itu belum memiliki kriteria sebagai direktur utama Pertamina. Ada tiga kriteria yang harus dimiliki untuk menjadi pucuk pimpinan Pertamina. "Integritas tidak pernah tersangkut hukum, independen bukan titipan siapapun, dan profesional di bidang migas," kata Fahmi 

Dia bilang, Edwin menurutnya memang pintar dan jujur. "Tetapi apakah dia independen? Sebab dia orang dekatnya Rini Soemarno. Saya kenal Edwin, memang dia pintar karena saya mengajar dia di UGM Jakarta," ujarnya. Sementara untuk Elia, kata Fahmi, sudah jelas orang dekat Rini, karena pernah bekerja di Astra. Namun dari sisi profesional mungkin tidak diragukan. "Kalau internal saya kira pas Syamsu Alam dan Rahmad Hardadi, serta Wisnu Untoro, kalau dari luar, Sudiman Said," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Five Investors scramble Mini Refinery Cluster in Maluku

Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) is ready to make the selection of the investors interested in the project mini refinery. There are eight clusters are ready to be auctioned, but only three will be auctioned this year. The eight clusters that: a cluster of North Sumatra (block Rantau and Pangkalan Susu), cluster Selat Panjang Malacca (field EMP Malacca Strait and Petroselat), Cluster Riau (Block Tonga, Siak, Pendalian, Langgak, West Area, and Range) Then, other cluster is a cluster Jambi (block Palmerah, Mengoepeh, Lemang, and Karang Agung), the cluster of South Sumatra (block Merangin II and Ariodamar), a cluster of South Kalimantan (block Tanjung, clusters of North Kalimantan consists of a block Bunyu, Sembakung, Mamburungan, and Pamusian Juwata) and cluster Maluku (Oseil and Bula).

Director of Downstream Oil and Gas Ministry of Energy, Setyorini Tri Hutami said eight clusters of mini refinery, the new government will auction three clusters of mini refinery this year. For example, a cluster VIII who was in Maluku and now already under the administration finished with five investors, PT Alam Bersami Sentosa, PT Tri Wahana Universal, KSO PT Kencana Youth Build, Contractor-Changling Petrochemical Engineering Design Co. Ltd, PT Lintas Teknologi Alliance and KSO PT Harmoni-Oceannus Drilling Services Co. Ltd.

Five companies who have passed the stages of the administration had been taking the election documents. Setyorini says, in one and a half months ahead five companies are to have been preparing a feasibility study.

IN INDONESIA

Lima Investor Berebut Kilang Mini Kluster Maluku

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) siap melakukan seleksi para investor yang berminat di proyek kilang mini. Ada delapan kluster yang siap dilelang, namun baru tiga yang akan dilelang tahun ini. Ke delapan kluster itu: klaster Sumut (blok Rantau dan Pangkalan Susu), klaster Selat Panjang Malaka (lapangan EMP Malacca Strait dan Petroselat), klaster Riau (Blok Tonga, Siak, Pendalian, Langgak, West Area, dan Kisaran) Lalu, klaster lainnya adalah klaster Jambi (blok Palmerah, Mengoepeh, Lemang, dan Karang Agung), klaster Sumatera Selatan (blok Merangin II dan Ariodamar), klaster Kalimantan Selatan (blok Tanjung, klaster Kalimantan Utara terdiri dari blok Bunyu, Sembakung, Mamburungan, dan Pamusian Juwata), dan klaster Maluku (Oseil dan Bula).

Direktur Pembinaan Hilir Migas Kementerian ESDM, Setyorini Tri Hutami mengatakan, dari delapan klaster kilang mini tersebut, pemerintah baru akan melelang tiga klaster kilang mini pada tahun ini. Misalnya, klaster VIII yang berada di Provinsi Maluku dan kini sudah memasuki tahapan selesai administrasi dengan lima investor, PT Alam Bersami Sentosa, PT Tri Wahana Universal, KSO PT Remaja Bangun Kencana, Kontraktor-Changling Petrochemical Engineering Design Co. Ltd, PT Aliansi Lintas Teknologi dan KSO PT Harmoni Drilling Services-Oceannus Co. Ltd. 

Kelima perusahaan yang telah lolos tahapan administrasi itu pun telah mengambil dokumen pemilihan. Setyorini bilang, dalam satu setengah bulan ke depan kelima perusahaan itu sudah harus selesai menyusun Studi kelayakan.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina president Can from Beyond

After the Managing Director and Vice President Director removed at once, now PT Pertamina is seeking the best candidates who will occupy the number one position in the government-owned company. Minister for State Owned Enterprises (SOEs) Rini Soemarno said that it was likely candidates are from outside Pertamina president director. "We'll see. We see a lot of potential from outside Pertamina, he said.

However, he was reluctant to say more detail the criteria or the names of the prospective new boss Pertamina. According to Rini, the Ministry of SOEs still have a month to set a new leader. This time it was still awaiting the commissioners proposed the name of the replacement candidate Soetjipto. Government as shareholder had to wait for the proposals of the board of commissioners before appointing a new boss Pertamina. Later, the commissioners held a meeting to propose names of candidates for replacement. "The time of 30 days. Since the decision last week, a maximum of 30 days from now we have to choose the Chairman explained.

Earlier, Coordinating Minister maritime Luhut Binsar Pandjaitan said that it would assess candidates Pertamina president with the competencies they have. "One of them is able to make Pertamina could be more efficient and productive in the global competition," he said.

According to him, Pertamina chief candidate can not be ascertained from it internal or external. Most importantly, the candidate remains competent Managing Director. That is, it is possible that there is a leader from outside the company who will lead Pertamina. However, he did not mention the names of which will be proposed to fill those seats.

The sacking Soetjipto as Managing Director also raises Yenni Andayani figure who now serves as an administrative task (Plt) president director of Pertamina. Prior to becoming Acting Managing Director, short-haired woman was director of gas and renewable energy Pertamina since Nov. 28, 2014.

IN INDONESIAN

Dirut Pertamina Bisa dari Luar

Setelah Dirut dan Wadirut dicopot sekaligus, kini PT Pertamina mencari kandidat-kandidat terbaik yang akan menempati posisi nomor satu di perusahaan milik pemerintah  tersebut. Menteri Badan Usaha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno menuturkan bahwa tidak tertutup kemungkinan calon Dirut berasal dari luar Pertamina. "Nanti kami lihat. Kami lihat ada potensi-potensi dari luar Pertamina, ujarnya.

Namun, dia enggan menyebutkan lebih detail kriteria atau nama-nama calon bos baru Pertamina. Menurut Rini, Kementerian BUMN masih mempunyai waktu sebulan untuk menetapkan pimpinan baru. Saat ini pihaknya masih menunggu dewan komisaris mengajukan nama calon pengganti Dwi Soetjipto. Pemerintah sebagai pemegang saham harus menunggu usulan dari dewan komisaris sebelum menunjuk bos baru Pertamina. Nanti dewan komisaris melakukan rapat untuk memberikan usulan nama-nama calon pengganti. "Waktunya 30 hari. Sejak keputusan minggu lalu, maksimum 30 hari dari sekarang kami harus memilih Presdir jelasnya.

Sebelumnya, Menteri Koordinator Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengungkapkan bahwa pihaknya bakal menilai calon Dirut Pertamina dengan kompetensi yang mereka miliki. "Salah satunya adalah mampu membuat Pertamina bisa lebih efisien dan produktif di tengah kompetisi global,” tuturnya.

Menurut dia, calon Dirut Pertamina belum bisa dipastikan dari internal atau justru eksternal. Yang paling penting, calon Dirut ini tetap mempunyai kompetensi. Artinya, tidak tertutup kemungkinan terdapat sosok pemimpin dari luar perusahaan yang akan memimpin Pertamina. Namun, dia belum menyebut nama-nama yang bakal diajukan untuk mengisi kursi tersebut.

Pencopotan Dwi Soetjipto sebagai Dirut juga memunculkan sosok Yenni Andayani yang kini menjabat pelaksana tugas sementara (Plt) direktur utama Pertamina. Sebelum menjadi Plt Dirut, perempuan berambut pendek itu menjabat direktur gas dan energi baru terbarukan Pertamina sejak 28 November 2014.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Feb, 9, 2017

BI Monitor China by World Oil Prices

Bank Indonesia (BI) to admit, this year's economic condition is still full of uncertainty. There are several things that make the global economy is not yet stable. BI Governor Agus Martowardojo explained that currently the world is waiting fiscal policy will be applied US. According to him, the US policy highly anticipated big countries like China. "It's all going to have an impact, as well as fiscal policy. So this is a concern," he said.

He also claimed to continue to monitor the economic conditions of China. Therefore, there is a possibility this year China's currency weakened. These conditions have occurred in 2016. At that time a weakening Yuan up almost 7%. On the other hand, BI also pay attention to the price of oil. Bl himself has raised its forecast for oil prices in 2017 of USD 45 per barrel to USD 47 per barrel. "The condition of the oil price is a little ride, because, among other countries agreement OPEC to cut production, but when the Americans want to respond would ensure that they would suffice for the country, it will also be bringing the changing conditions in the oil price," he said ,

Although there are still many uncertainties sejumah, he expects the economy this year will be better. Given the central bank has revised projections for world economic growth from the previous 3.2% to 3.4%. "This will affect the exchange rate in Indonesia, because of the challenges that we need to manage is intfasi in the country. It's a combination of uncertainty in the world, and make our national conditions must consider our exchange rate.

IN INDONESIAN

BI Pantau China hingga Harga Minyak Dunia

Bank Indonesia (BI) mengakui, kondisi ekonomi tahun ini masih penuh ketidakpastian. Ada beberapa hal yang membuat kondisi ekonomi global belum stabil. Gubernur BI Agus Martowardojo menjelaskan, saat ini dunia sedang menunggu kebijakan fiskal yang akan diterapkan AS. Menurutnya, kebijakan AS sangat dinanti negara besar seperti China. "Ini semua akan punya dampak, begitu pula dengan kebijakan fiskalnya. Jadi ini satu perhatian," kata dia.

Dia juga mengaku terus memantau kondisi ekonomi China. Sebab, ada kemungkinan mata uang China tahun ini melemah. Kondisi ini pernah terjadi pada tahun 2016. Saat itu terjadi pelemahan Yuan sampai hampir 7%. Di sisi lain, BI juga memperhatikan harga minyak. Bl sendiri telah menaikkan proyeksi harga minyak di 2017 dari USD 45 per barel menjadi USD 47 per barel. "Kondisi harga minyak memang agak naik, karena antara lain kesepakatan negara-negara OPEC untuk mengurangi produksi, tapi ketika Amerika mau merespons mau meyakinkan bahwa mereka mau mencukupi untuk di dalam negerinya, ini nanti juga akan membawa kondisi perubahan di harga minyak," kata dia.

Meski masih banyak sejumah ketidakpastian, dirinya berharap ekonomi di tahun ini akan lebih baik. Mengingat BI sudah merevisi proyeksi pertumbuhan ekonomi dunia dari sebelumnya 3,2% menjadi 3,4 %. "Ini akan mempengaruhi kondisi nilai tukar di Indonesia, karena satu tantangan yang perlu kita kelola adalah intfasi di dalam negeri. Ini kombinasi ketidakpastian di dunia, dan kondisi di nasional membuat kita mesti memperhatikan nilai tukar kita.

Harian Bangsa, Page-4, Thursday, Feb, 9, 2017 

Water Injection, JOB PPEJ save USD 2 Million

The process of water injection in the field Sukowati belonging Pertamina Petrochina Joint Operating Body (JOB PPEJ) successfully make savings of up to $ 2 million. This was revealed by the General Manager JOB PPEJ Akbarsyah. 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 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," said Akbarsyah.

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) disebuah gas processing facilities, namely from 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, entrained in the gas production (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 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) to get a clean dry gas (dry gas) for fuel.

He needs 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 the potential for an impact on the SRU facility because there is a vacuum or suction effect of the compressor. "The technical problem which we are now discussing with the technical team of Gasuma" he said. As described, there are four advantages and benefits to be gained JOB PPEJ if the program reaches zero gas flare was successfully carried out.

First, the environment and the surrounding communities Mudi CPA will be better again. Second, can get additional revenue from the sale of the low-pressure residual gas. Third, do not need to spend the budget is too large for PT Gasuma willing to provide the necessary additional facilities such as a compressor is needed at their expense. Fourth, increase the contribution JOB PPEJ in support of the national energy supply through CNG required by industry in East Java unserved gas network

IN INDONESIAN

Water Injection, JOB PPEJ Hemat USD 2 Juta

Proses water injection di lapangan Sukowati milik Joint Operating Body Pertamina Petrochina (JOB PPEJ) sukses membuat penghematan hingga USD 2 juta. Hal itu diungkapkan General Manager JOB PPEJ Akbarsyah. 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 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,” kata Akbarsyah.

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) disebuah 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 di produksi (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 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) untuk mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar.

Ia membutuhkan 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, tapi 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. Dipaparkan, ada empat keuntungan dan manfaat yang akan diperoleh JOB PPEJ jika program mencapai zero gas flare ini sukses dilakukan. 

Pertama, kondisi lingkungan dan masyarakat di sekitar lokasi CPA Mudi akan menjadi lebih baik lagi. Kedua, bisa mendapatkan tambahan penghasilan dari penjualan gas sisa bertekanan rendah itu. Ketiga, tidak perlu mengeluarkan anggaran terlalu besar karena PT Gasuma bersedia menyediakan fasilitas tambahan yang diperlukan seperti kompresor yang dibutuhkan atas biaya mereka. Keempat, meningkatkan kontribusi JOB PPEJ dalam mendukung ketersediaan energi nasional melalui CNG yang dibutuhkan oleh industri di Jawa Timur yang belum terlayani jaringan gas

Duta Masyarakat, Page-15, Thursday, Feb, 9, 2017