Permits Import Risk Inhibition Gas Production

Government asked to consistently fix the governance of domestic gas.

Decree of the Ministry of Energy and Mineral Resources governing the import of gas is considered too hasty. Reforminer Institute Executive Director Pri Agung Rakhmanto worry it could hinder the development of the national gas field. "The risk of domestic gas is not absorbed the greater the pressure will make the upstream industry continues," he said.

The Ministry of Energy opened the import of gas through the Minister of Energy and Mineral Resources No. 11 of 2017 dated 27 January. The government allows imports for the price of liquefied natural gas (LNG) is not more than 11.5 percent of the Indonesia Crude Price (ICP).

Last year, domestic gas allocation is not absorbed reached 17 cargoes of LNG. According to Pri Agung, this phenomenon often occurs every year. If not immediately get a buyer, the government was forced to sell into the spot market at a cheaper price. Pri Agung predicts imports will only increase the amount of cargo domestic gas which is not absorbed. The impact is not just on the pitch that is producing, but a field whose development is being planned.

In the gas business, the investment feasibility of a project is required by how many customers are already committed. He cited the development of the Masela block project delayed, partly because buyers for the gas. The government wants Masela gas can be processed into LNG as much as 7.5 tons per annum (MTPA) and in the form of pipeline gas by 474 million standard cubic feet (MMSCFD).

While contractors Masela, Inpex, want to 9.5 MTPA LNG and pipeline gas of 150 MMSCFD. Pri Agung also assess gas import does not guarantee low prices. Because, in the Asia-Pacific region, the current LNG prices at US $ 6 per MMBTU (million metric British thermal unit). If added to the cost of transportation and regasification, prices could reach US $ 8-9 dollars per MMBTU.

That figure is not much different from the average price of LNG sold in the country. According to him, before deciding imports, the government should set up the infrastructure that supports the absorption of gases, such as LNG terminals and floating regasification facility (FSRU) or landline. If the problem is the price, the Ministry of Energy could complete his promise to fix the gas trading system.

The government is planning to organize margin gas transmission and distribution, as well as the establishment of a buffer gas for the long term. "Also regulate gas trader that only with the allocation. Had been leading up to it, then suddenly shortcut import? "

Procurement Director of PT PLN Supangkat Iwan Santoso said that, to date, the company has not requiring gas imports. Based on his calculations, the supply of gas for the power plant is expected to be a deficit in 2020. Even so, Iwan assess import rules remain necessary if domestic gas prices soared. "If gas is too high development cost, better gas stored only in the earth," he said

Director General of Electricity Jarman reiterated that LNG imports are allowed a maximum of 11.5 per cent higher than the ICP. If in the international market there is no LNG at that price, Jarman asked PLN willing to absorb domestic gas. "The ministerial regulation gives the option, so they can choose a reasonable price" said Jarman.

IN INDONESIAN

Izin Impor Berisiko Hambat Produksi Gas

Pemerintah diminta konsisten membenahi tata kelola gas domestik.

Keputusan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengatur impor gas dinilai terlalu terburu-buru. Direktur Eksekutif Reforminer Institute Pri Agung Rakhmanto khawatir hal itu bisa menghambat pengembangan lapangan gas nasional. “Risiko gas dalam negeri tidak terserap semakin besar membuat industri hulu bakal tertekan terus,” katanya.

Kementerian Energi membuka impor gas melalui Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2017 tertanggal 27 Januari lalu. Pemerintah mengizinkan impor selama harga gas alam cair (LNG) tidak lebih dari 11,5 persen dari Indonesia Crude Price (ICP).

Tahun lalu, alokasi gas domestik yang tidak terserap mencapai 17 kargo LNG. Menurut Pri Agung, fenomena ini sering terjadi setiap tahun. Jika tidak segera mendapat pembeli, pemerintah terpaksa menjual ke pasar spot dengan harga lebih murah. Pri Agung memprediksi impor justru akan meningkatkan jumlah kargo gas domestik yang tidak terserap. Dampaknya bukan cuma ke lapangan yang berproduksi, tapi lapangan yang pengembangannya sedang direncanakan.

Dalam bisnis gas, kelayakan investasi suatu proyek dibutuhkan oleh seberapa banyak pembeli yang sudah berkomitmen. Dia mencontohkan pengembangan proyek Blok Masela yang molor, salah satu alasannya karena pembeli gas. Pemerintah menginginkan gas Masela bisa diolah menjadi LNG sebanyak 7,5 ton per tahun (MTPA) dan dalam bentuk gas pipa sebesar 474 juta standar kaki kubik (mmscfd). 

Sedangkan kontraktor Masela, Inpex, ingin LNG sebanyak 9,5 MTPA dan gas pipa sebesar 150 mmscfd. Pri Agung juga menilai impor gas tidak menjamin harga murah. Sebab, di kawasan Asia-Pasifik, Harga LNG saat ini sebesar US$ 6 per MMBTU (million metric british thermal unit). Jika ditambah dengan biaya transportasi dan regasifikasi, harga bisa mencapai US$ 8-9 dolar per MMBTU. 

Angka itu tidak jauh berbeda dari rata-rata harga LNG yang dijual di Tanah Air.  Menurut dia, sebelum memutuskan impor, pemerintah selayaknya menyiapkan infrastruktur yang mendukung penyerapan gas, seperti terminal LNG serta fasilitas regasifikasi terapung (FSRU) ataupun darat. Jika masalahnya adalah harga, Kementerian Energi bisa menuntaskan janjinya untuk membenahi tata niaga gas. 

Pemerintah memang berencana menata margin transmisi dan distribusi gas, serta membentuk badan penyangga gas untuk jangka panjang. “Juga menertibkan trader gas yang hanya bermodalkan alokasi. Tadinya sudah mengarah ke situ, lalu tiba-tiba shortcut impor?"

Direktur Pengadaan PT PLN Supangkat Iwan Santoso mengatakan, hingga saat ini, perusahaan belum memerlukan impor gas. Berdasarkan perhitungannya, suplai gas untuk pembangkit diperkirakan akan defisit pada 2020. Meski begitu, Iwan menilai aturan impor tetap diperlukan jika harga gas domestik melonjak. “Kalau gas development cost terlalu tinggi, lebih baik gas disimpan saja di dalam bumi,” ujarnya

Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Jarman menegaskan bahwa impor LNG dibolehkan maksimal 11,5 persen lebih tinggi dari ICP. Jika di pasar internasional tidak ada LNG dengan harga segitu, Jarman meminta PLN rela menyerap gas domestik. “Peraturan menteri ini memberi opsi, sehingga bisa memilih harga yang wajar" ucap Jarman.

Koran Tempo, Page-20, Thursday, Feb, 9, 2017

SOE Minister Wait Proposed Names Managing Director of Pertamina

Minister for State Owned Enterprises (SOEs) Rini Soemarno states still await suggested name Director of PT Pertamina's new. "We are waiting for the recommendation of the board of commissioners. The budget is essentially the case. If there is no assessment, assessment first. If you already have an assessment, stayed put forward," he said.

Rini does not preclude the possibility of other names nominated by the government. But, in principle, Rini will look at the proposal of the board of directors first. "The board still has to process and collectively make suggestions. We also see if there is potential from outside Pertamina." In accordance with the rules, said Rini, Managing Director of the new Pertamina should have been decided a month after the removal was decided in a general meeting of shareholders (AGM). "From last week's decision, up to 30 days from now we have to choose the director," he said.

Based on the information, there are three names that are now being predicted for the number one position in Pertamina. They are former Deputy CEO Ahmad Bambang; Director of Human Resources, Technology, and Public Pertamina Dwi Wahyu Daryoto; as well as Pertamina Finance Director Arief Budiman. "Three names had been discussed by the team," said a Tempo source in the government, yesterday. Ahmad Bambang said he did not know the particulars renomination himself as the managing director. "I do not know. Please ask the commissioner, "he said. Commissioner of Pertamina Mr. Abeng not answered confirmation Tempo. Short messages and phone calls have not responded Tanri.

PT Pertamina President Director Dwi Soetjipto and Executive Vice President, Ahmad Bambang dismissed from his post on February 3 last. The shareholders then appointed Director of Gas and Renewable Energy Pertamina, Yenni Andayani, as acting managing director for 30 days until the chief executive office.

Earlier, Rini said the removal Soetjipto and Ahmad Bambang as a leadership issue. "If I see, the problem is personality. According to Rini, the ability of the leader is very important to run the organization. A good leader can work in any form of structure. Rini criticize and Ahmad Bambang Dwi leadership in managing the company. "Do not end the company used as a place for their personal advantage.

Personal feelings leaders, must be set aside to bring the company better. "But they can not be ruled out," he said.

Pertamina Commissioner Gatot Trihargo stated reasons and Bambang Dwi Rini took off is a matter of leadership or leadership shown both in Pertamina

IN INDONESIAN

Menteri BUMN Tunggu Usulan Nama Dirut Pertamina

Menteri Badan Usaha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno menyatakan masih menunggu usul nama Direktur Utama PT Pertamina yang baru. "Kami menunggu rekomendasi dari dewan komisaris. Anggaran dasarnya demikian. Kalau belum ada assessment, assessment dulu. Kalau sudah ada assessment, tinggal diajukan," katanya.

Rini tidak menutup adanya kemungkinan nama lain yang dicalonkan oleh pemerintah. Tapi, pada prinsipnya, Rini akan melihat usul dari dewan komisaris terlebih dulu. "Dewan komisaris tetap harus memproses dan secara kolektif memberikan usulan. Kami juga lihat apakah ada potensi dari luar Pertamina." Sesuai dengan aturan, kata Rini, Direktur Utama Pertamina yang baru harus sudah diputuskan sebulan setelah pencopotan diputuskan dalam rapat umum pemegang saham (RUPS). "Dari keputusan minggu lalu, maksimal 30 hari dari sekarang kami harus memilih direktur," ujarnya.

Berdasarkan informasi, ada tiga nama yang kini sedang digadang-gadang untuk menduduki posisi nomor satu di Pertamina. Mereka adalah bekas Wakil Direktur Utama Pertamina Ahmad Bambang; Direktur Sumber Daya Manusia, Teknologi, dan Umum Pertamina Dwi Wahyu Daryoto; serta Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman. “Tiga nama itu sudah dibahas oleh tim,” ujar sumber Tempo di pemerintahan, kemarin. Ahmad Bambang mengaku tidak tahu ihwal pencalonan kembali dirinya sebagai direktur utama. “Saya tidak tahu. Silakan tanya ke komisaris,” ujar dia. Komisaris Utama Pertamina Tanri Abeng belum menjawab konfirmasi Tempo. Pesan pendek dan panggilan telepon belum direspons Tanri.

Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto dan Wakil Direktur Utama, Ahmad Bambang diberhentikan dari jabatannya pada 3 Februari lalu. Pemegang saham kemudian menunjuk Direktur Gas dan Energi Baru Terbarukan Pertamina,Yenni Andayani, sebagai pelaksana tugas direktur utama selama 30 hari sampai direktur utama dilantik.

Sebelumnya, Rini mengatakan pencopotan Dwi Soetjipto dan Ahmad Bambang karena masalah kepemimpinan.“Kalau saya melihat, masalahnya adalah personalitas. Menurut Rini, kemampuan pemimpin sangat penting untuk menjalankan organisasi. Pemimpin yang baik bisa bekerja dalam bentuk struktur apa pun. Rini mengkritik kepemimpinan Dwi dan Ahmad Bambang dalam mengelola perusahaan. “Jangan akhirnya  perusahaan dipakai sebagai tempat untuk kepentingan perorangan.

Perasaan pribadi pemimpin, harus dikesampingkan untuk membawa perusahaan lebih baik. "Tapi keduanya tidak bisa mengesampingkan itu,” katanya.

Komisaris Pertamina Gatot Trihargo menyatakan alasan Rini mencopot Dwi dan Bambang adalah masalah kepemimpinan atau leadership yang ditunjukkan keduanya di Pertamina

Koran Tempo, Page-17, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina crosses fingers for Iranian fields

Representatives from state owned energy giant Pertamina will fiy to Iran this week to finalize a proposal on the acquisition of shares of two major oil and gas fields in the energy-rich nation. Pertamina upstream director Syamsu Alam said the firm was hoping to submit its technical and financial proposal for the share acqusition of the Ab-Teymour and Mansouri fields before the deadline at the end of February in order to gain a head start against its competitors.

A team from Pertamina is scheduled to meet with representatives ofthe National Iranian Oil Co. (NIOC) in Tehran, Iran, on Saturday. Although the meeting is only supposed to consist of a proposal finalization workshop, Syamsu said Pertamina was basically ready to submit its proposal. “We are ready [to submit the proposal] However, we might want to put in some finishing touches,” he said, adding that Pertamina had been given an earlier deadline than its competitors.

Indonesia has been eyeing Iran’s oil ever since international sanctions against the country were lifted in January in exchange for the Islamist regime in Tehran agreeing to disable much of its nuclear infrastructure. A recent report by the International Energy Agency (IEA) shows that Iran’s production has risen to 3.56 million barrels of oil per day (bopd) since then.

The last time Iran achieved such crude-oil production levels was in November 2011. The new figure indicates that the world’s sixth largest oil producer - coming in after Saudi Arabia; Russia, the United States, China and Canada - is ready to move on from stagnant production after being crippled by sanctions for years. Indonesia, meanwhile, continues to import oil to meet growing domestic demand. Data from the Geneva-based International Trade Centre (ITC) shows that in the past decade, Indonesia’s petroleum oil-related import volumes have surged by 30 percent.

Pertamina previoulsy signed a memorandum of understanding (MOU) with the NIOC in August. Under the MoU, Pertamina will be allowed to access databases related to the the Ab-Teymour and Mansouri fields for six months for assessment purposes. Based on data obtained from NIOC’s website, both fields have a combined production capacity of almost 100,000 bopd with reserves of over 5 million barrels of oil.

However, Pertamina is not the only company eyeing Ab-Teymour and Mansouri. France’s Total SA, Italy’s Eni SpA and Russia’s Lukoi are also vying for operatorship.  Syamsu himself said he was not Pertamina upbeat on technical, financial proposal regarding acquisition of fields Firm has $1.5 billion to finance annual acquisitions sure how long it would take for the NIOC to make a decision after the proposal wassubmitted. He also did not detail the portion of shares Pertamina plans to acquire from NIOC.

The Iranian fields are not the only upstream assets Pertamina is currently eyeing for operatorship. Syamsu confirmed that the firm had already submitted its proposal for Russia’s Rosneft Oil Company for the Russkoye field and the northern tip of the Chayvo field and was expecting negotiations to be completed by the end of the first quarter.

While the northern tip of the Chayvo field is thought to have reserves of around 15 million tons of oil and 13 billion cubic meters of gas, the Russkoye field has recoverable reserves estimated at 410 million tons of oil and 85 billion cubic meters of gas. “Right now we are conducting intense discussions on the value [of the fields]. It should be completed in the first quarter,” Syamsu said. Pertamina has set a target to amass a large amount of reserves through increased overseas partnerships, acquisitions and takeovers of oil and gas fields with soon-to-be terminated contracts.

Syamsu said Pertamina allocated between US$1 to $1.5 billion every year to finance acquisitions. The company hopes to boost upstream production to 1.9 million boepd by 2025 from a measly production of 624,000 boepd in 2015. Up to 473,000 boepd is set be acquired from overseas fields. Pertamina recently acquired France-based oil company Maurel et Prom with a purchase of 24.53 percent of its shares from Pacifico. 

Maurel et Prom carries out most of its business in Africa through the exploitation of onshore production assets in Gabon and Tanzania. Meanwhile, ReforMiner Institute Researcher Pri Agung Rakhmanto said gaining a participating interest in overseas fields would help compensate for the country’s decreasing production rates.

The Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) estimates that the country’s reserves fall by around 0.65 billion stock tank barrels per year. “Overseas fields will help ensure a quicker supply of crude as our oil production rates keep decreasing. Furthermore, it takes a long time to boost' production again since exploration takes a while,” Pri Agung said.

IN INDONESIAN

Pertamina menggandeng Ladang Minyak Iran

Perwakilan dari BUMN raksasa energi Pertamina akan fiy ke Iran pekan ini untuk menyelesaikan proposal pada akuisisi saham dari dua bidang minyak dan gas utama di negara kaya energi. Pertamina Direktur Hulu Syamsu Alam mengatakan perusahaan berharap untuk mengajukan proposal teknis dan keuangan untuk akuisisi menggunakan bagian dari bidang Ab-Teymour dan Mansouri sebelum batas waktu pada akhir Februari untuk mendapatkan kepala mulai dibandingkan dengan pesaingnya.

Sebuah tim dari Pertamina dijadwalkan bertemu dengan perwakilan ofthe National Iranian Oil Co (NIOC) di Teheran, Iran, Sabtu. Meskipun pertemuan itu hanya seharusnya terdiri dari lokakarya usulan finalisasi, Syamsu mengatakan Pertamina pada dasarnya siap untuk menyerahkan proposal. "Kami siap [untuk menyerahkan proposal] Namun, kita mungkin ingin dimasukkan ke dalam beberapa sentuhan," katanya, menambahkan bahwa Pertamina telah diberi batas waktu awal dibandingkan pesaingnya.

Indonesia telah mengincar minyak Iran sejak sanksi internasional terhadap negara itu dicabut pada bulan Januari dalam pertukaran untuk rezim Islam di Teheran menyetujui untuk menonaktifkan banyak infrastruktur nuklirnya. Sebuah laporan terbaru oleh Badan Energi Internasional (IEA) menunjukkan bahwa produksi Iran telah meningkat menjadi 3,56 juta barel minyak per hari (bopd) sejak saat itu.

Terakhir kali Iran mencapai tingkat produksi minyak mentah seperti itu pada November 2011. Sosok baru menunjukkan bahwa produsen minyak terbesar keenam di dunia - yang datang setelah Arab Saudi; Rusia, Amerika Serikat, China dan Kanada - siap untuk beralih dari produksi stagnan setelah lumpuh oleh sanksi selama bertahun-tahun. Indonesia, sementara itu, terus mengimpor minyak untuk memenuhi permintaan dalam negeri. Data dari Pusat yang berbasis di Jenewa International Trade (ITC) menunjukkan bahwa dalam dekade terakhir, minyak bumi terkait minyak volume impor Indonesia ini telah melonjak sebesar 30 persen.

Pertamina sebelumnya menandatangani nota kesepahaman (MOU) dengan NIOC pada bulan Agustus. Berdasarkan MoU, Pertamina akan diizinkan untuk mengakses database yang terkait dengan bidang Ab-Teymour dan Mansouri selama enam bulan untuk tujuan penilaian. Berdasarkan data yang diperoleh dari website NIOC, baik bidang memiliki kapasitas produksi gabungan dari hampir 100.000 bopd dengan cadangan lebih dari 5 juta barel minyak.

Namun, Pertamina bukan satu-satunya perusahaan mengincar Ab-Teymour dan Mansouri. Perancis Total SA, Italia Eni SpA dan Rusia Lukoi juga berlomba-lomba untuk operatorship. Syamsu sendiri mengatakan ia tidak Pertamina optimis pada teknis, usulan keuangan mengenai akuisisi Badan bidang memiliki $ 1,5 milyar untuk membiayai akuisisi tahunan yakin berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk NIOC untuk membuat keputusan setelah proposal wassubmitted. Dia juga tidak detail porsi saham Pertamina berencana mengakuisisi dari NIOC.

Bidang Iran bukan satu-satunya aset hulu Pertamina saat ini mengincar untuk operatorship. Syamsu menegaskan bahwa perusahaan sudah mengajukan proposal untuk Rusia Rosneft Oil Company untuk bidang Russkoye dan ujung utara lapangan Chayvo dan mengharapkan negosiasi akan selesai pada akhir kuartal pertama.

Sementara ujung utara lapangan Chayvo diperkirakan memiliki cadangan sekitar 15 juta ton minyak dan 13 miliar meter kubik gas, bidang Russkoye memiliki cadangan recoverable diperkirakan 410 juta ton minyak dan 85 miliar meter kubik gas. "Saat ini kami sedang melakukan diskusi yang intens pada nilai [bidang]. Ini harus diselesaikan pada kuartal pertama, "kata Syamsu. Pertamina telah menetapkan target untuk mengumpulkan sejumlah besar cadangan melalui peningkatan kemitraan di luar negeri, akuisisi dan pengambilalihan ladang minyak dan gas dengan kontrak segera dihentikan.

Syamsu mengatakan Pertamina mengalokasikan antara US $ 1 sebesar $ 1,5 milyar setiap tahun untuk membiayai akuisisi. Perusahaan berharap untuk meningkatkan produksi hulu ke 1,9 juta boepd pada tahun 2025 dari produksi sangat sedikit dari 624.000 boepd pada 2015. Hingga 473.000 boepd diatur diperoleh dari bidang luar negeri. Pertamina baru saja diakuisisi perusahaan minyak yang berbasis di Prancis Maurel et Prom dengan pembelian 24,53 persen saham dari Pacifico.

Maurel & Prom melakukan sebagian besar bisnisnya di Afrika melalui eksploitasi aset produksi onshore di Gabon dan Tanzania. Sementara itu, Peneliti ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto  mengatakan mendapatkan participating interest di bidang luar negeri akan membantu mengimbangi penurunan tingkat produksi negara itu.

Satuan Kerja Khusus Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi  (SKK Migas) memperkirakan bahwa cadangan negara jatuh sekitar 650 juta barel tangki saham per tahun. "Bidang luar negeri akan membantu memastikan pasokan lebih cepat dari minyak mentah sebagai tingkat produksi minyak kita terus menurun. Selain itu, dibutuhkan waktu yang lama untuk meningkatkan produksi lagi karena eksplorasi perlu waktu, "kata Pri Agung.

Jakarta Post, Page-15, Thursday, Feb, 9, 2017

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