Domestic Gas Allocation Defined Around 70%

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) committed to continue to improve the allocation of gas to meet the domestic needs. This year the portion of gas for domestic set by 70%, while 30% are exported. "The allocation of domestic gas will continue to be improved. This year a greater allocation of domestic gas last year at 65%. Overall it has taken a lot of domestic, while the produce is sold to the spot market is less than 10 Cargo, "said Head of Public Relations Division of Oil and Gas SKK Taslim Yunus.

According to him, the allocation of gas for domestic certainly still enough so no need to import from abroad. Moreover, next year the export of gas from the Mahakam block, Sanga-sanga, and Block East Kalimantan to Japan and South Korea have been terminated concurrent expiration of the contract amount of the block in 2018. In addition it began operation in 2020 Tangguh Train 3 will also further strengthen supply gas in the country.

"At the beginning of next year will no longer export to Japan and South Korea. With the end of the contract, the gas supply will be more into the country, he said.

Taslim said, seeing the condition of the gas supply in the country basically does not need to import gas. Because, with imports is not necessarily the price of gas will be cheaper than gas produced in the country. "The price of gas depends on the individual contract. But clearly, the price of domestic gas is cheaper than imports, ".

He said gas prices are determined by the condition of the oil and gas field so different. The more difficult field conditions, the price of gas would be more expensive. However, on average, the price of liquefied natural gas (/ LNG) in the country is still more competitive.

Based on Minister of Energy and Mineral Resources No. 11/2017, a limit on the price of imported gas is set to 11.5% of the price of oil Indonesia (Indonesian Crude Price / ICP). With oil prices were in the range of USD 50 per barrel, the upper limit of the price of LNG imports approximately USD 5.75 per MMBTU. Certainly still plenty of gas in the country that cost under USD5,75 per MMBTU. As for gas in the country that has flowed into the pipe in the form of Compressed Natural Gas (CNG), in the upstream price is also still relatively cheap, which is an average of USD 6 per MMBTU.

Member of House of Representatives Commission VII Harry Purnomo better assess the needs of the domestic gas is met from within the country. However, if the price of gas imports cheaper in the country, there is no harm to import from abroad. "If the condition is less expensive, it does not matter imports. Import option does not matter if the consideration is cheaper, "he said.

Meanwhile, an energy expert from Trisakti University Pri Agung Rakhmanto assess the government should accelerate the development of gas infrastructure in the country prior to import. According to him, by developing the gas infrastructure in the domestic supply will be absorbed optimally. In addition, the gas import policy could disrupt oil and gas upstream business activities in the country. Upstream oil and gas industry will be difficult to develop if required to compete with imported gas.

"Better prioritized infrastructure development in order to optimize the absorption of gas in the country before the government to import," said Pri Agung.

IN INDONESIAN

Alokasi Gas Domestik Ditetapkan Sebesar 70 %

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) berkomitmen terus meningkatkan alokasi gas untuk mencukupi kebutuhan di dalam negeri. Tahun ini porsi gas untuk domestik ditetapkan sebesar 70%, sedangkan yang diekspor 30%. “Alokasi gas domestik akan terus ditingkatkan. Tahun ini alokasi gas domestik lebih besar tahun lalu sebesar 65%. Secara keseluruhan sudah banyak diambil domestik, sedangkan yang di jual ke pasar spot tidak sampai 10 Kargo,” kata Kepala Divisi Humas SKK Migas Taslim Yunus.

Menurutnya, alokasi gas untuk dalam negeri dipastikan masih cukup sehingga tidak perlu melakukan impor dari luar negeri. Apalagi, tahun depan ekspor gas dari Blok Mahakam, Blok Sanga-sanga, dan Blok East Kalimantan ke Jepang dan Korea Selatan dari telah dihentikan bersamaan berakhirnya kontrak sejumlah blok tersebut pada 2018. Selain itu mulai beroperasinya Train 3 Tangguh pada 2020 juga akan semakin memperkuat pasokan gas di dalam negeri.

“Pada awal tahun depan tidak lagi ekspor ke Jepang dan Korea Selatan. Dengan berakhirnya kontrak, maka pasokan gasnya akan lebih banyak ke dalam negeri, katanya.

Taslim mengatakan, melihat kondisi pasokan gas di dalam negeri pada dasarnya tidak perlu melakukan impor gas. Karena, dengan impor belum tentu harga gas akan lebih murah dibandingkan gas yang dihasilkan di dalam negeri.

“Harga gas tergantung dengan masing-masing kontraknya. Tapi yang jelas, harga gas di dalam negeri lebih murah dibandingkan impor,".

Dia mengatakan, harga gas ditentukan berdasarkan kondisi lapangan migasnya sehingga berbeda-beda. Semakin sulit kondisi lapangannya, harga gas pun akan semakin mahal. Namun, secara rata-rata, harga gas alam cair (/ LNG) di dalam negeri masih lebih kompetitif.

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No 11/ 2017, batas maksimal harga gas impor ditetapkan 11,5% dari harga minyak lndonesia (Indonesia Crude Price/ICP). Dengan harga minyak berada di kisaran USD 50 per barel maka batas atas harga LNG impor sekitar USD 5,75 per MMBTU. Dipastikan masih banyak gas di  dalam negeri yang harganya di bawah USD5,75 per MMBTU. Sementara untuk gas di dalam negeri yahg sudah dialirkan ke pipa dalam-bentuk Compressed Natural Gas (CNG), di hulu harganya juga masih tergolong murah, yaitu rata-rata USD 6 per MMBTU.

Anggota DPR Komisi VII Harry Purnomo menilai lebih baik kebutuhan gas di dalam negeri dicukupi dari dalam negeri.  Meski demikian, jika harga gas impor lebih murah   dalam negeri, tidak ada salahnya melakukan impor dari luar negeri. “Jika kondisinya memang lebih murah, tidak masalah impor. Pilihan impor tidak jadi masalah jika pertimbangannya lebih murah," ujarnya.

Sementara itu, pakar energi dari Universitas Tri Sakti Pri Agung Rakhmanto menilai sebaiknya pemerintah mempercepat pengembangan infrastruktur gas di dalam negeri sebelum melakukan impor. Menurutnya, dengan mengembangkan infrastruktur gas maka pasokan di dalam negeri akan terserap secara optimal. Di samping itu, kebijakan impor gas dapat mengganggu kegiatan usaha hulu migas di dalam negeri. Industri hulu migas akan sulit berkembang jika diharuskan berkompetisi dengan gas impor. 

“Lebih baik memprioritaskan pembangunan infrastruktur guna mengoptimalkan serapan gas di dalam negeri sebelum pemerintah melakukan impor,"tutur Pri Agung.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, Feb, 16, 2017

Production Cepu Back to Normal 200 thousand BPH

Cepu Block production run Exxon Mobil has now returned to normal in the range of 200 thousand barrels per day (bpd), after a week of free fall at 50 thousand bpd. Production tumbled due to bad weather make it difficult for the oil produced to be transported (lifting).

Vice President of Public and Government Affairs ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto said last week, it could not do the lifting of oil from storage facilities and loading and unloading (floating storage and offloading / FSO) Crow Rimang which stores oil production from the Cepu Block. Because the bad weather and big waves make it difficult tankers docked. This makes the company was forced to reduce production in order to FSO was not full. "Now that production is back to normal," he said.

The same thing also expressed by PT Pertamina EP Cepu, Exxon Mobil as partners in working on the Cepu Block. President Director of Pertamina EP Cepu Adriansyah revealed, because FSO almost full, Cepu Block oil production last week was reduced to only 50 thousand barrels per day for several days. "But since Saturday (11/2) lifting can be done and begin normal production to the level of 200 thousand barrels per day since Sunday (12/2),"

Erwin guarantee capacity FSO Rimang Ravens still able to accommodate the production of oil from the Cepu Block. Admittedly, the normal rate of production of the Cepu block typically is around 185 thousand. While currently under high-rate test to ensure the performance of wells and production facilities to boost oil production to 205 thousand bpd. "The capacity of FSO is sufficient for the production of 200 thousand barrels per day, according to the target in the WP & B (work plan and budget / work plan and budget)," he said.

Nevertheless, it remains to anticipate in order to avoid the same thing by using a large capacity tanker for lifting oil from the Cepu Block. Meanwhile Adriansyah added at specific visits Commission VII of the House last week, had alluded to the possibility of partially drain the Cepu oil to the FSO Love Natomas-owned PT Pertamina Hulu Energi. The idea is to prevent or anticipate the risk if something happens to FSO Rimang Crow.

With regard to the increase in production in Block Cepu, in line with Erwin, Adriansyah stated that the targeted production is stable at 200 thousand bpd. when referring to this plan, technically, FSO Crow Rimang still able to accommodate the production of oil blocks on the border of Central Java and East Java.

The decline in production in the last week, emphasized would not interfere with efforts to achieve the target of 200 thousand bpd this. "The slight reduction in the production of easy-easy can we compensate this year so it does not interfere with the achievement of production targets," he said.

Increased production of the Cepu Block is one of the government's decision in a meeting with Commission VII of the House of Representatives. The urge was raised as another risk of not digenjotnya Cepu Block production is growing magnitude crude oil imports. In addition, the Cepu block is also a mainstay reach production targets next year amounting to 815 thousand bpd.

Currently, the composition of the shares in Cepu is ExxonMobil Cepu Limited as operator has a 45% stake, PT Pertamina EP Cepu 45%, as well as four regional-owned enterprises 10%. Fourth enterprises it is the PT Blora Patragas Hulu, PT Petrogas Jatim Utama Cendana, PT Asri Dharma Sejahtera and PT Sarana Patra Hulu Cepu.

IN INDONESIAN

Produksi Blok Cepu Kembali Normal 200 Ribu BPH

Produksi Blok Cepu yang dikelola Exxon Mobil kini telah kembali normal di kisaran 200 ribu barel per hari (bph), setelah sepekan terjun bebas pada angka 50 ribu bph. Produksi sempat anjlok lantaran cuaca buruk menyulitkan minyak yang dihasilkan untuk diangkut (lifting).

Vice President Public and Government Affairs ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto mengatakan, pada pekan lalu, pihaknya tidak dapat melakukan lifting minyak dari fasilitas penampungan dan bongkar muat (floating storage and offloading/FSO) Gagak Rimang yang menyimpan produksi minyak dari Blok Cepu. Pasalnya, cuaca buruk dan ombak besar membuat kapal tanker sulit merapat. Hal ini membuat pihaknya terpaksa mengurangi produksi agar FSO tidak penuh. “Sekarang produksi sudah normal kembali,” kata dia. 

Hal yang sama juga dinyatakan PT Pertamina EP Cepu, selaku mitra Exxon Mobil dalam menggarap Blok Cepu. Presiden Direktur Pertamina EP Cepu Adriansyah mengungkapkan, karena FSO hampir penuh, produksi minyak Blok Cepu pekan lalu diturunkan menjadi hanya 50 ribu bph selama beberapa hari. “Tetapi sejak Sabtu (11/2) lifting sudah bisa dilakukan dan produksi mulai normal ke level 200 ribu bph sejak Minggu (12/2) ,”

Erwin menjamin kapasitas FSO Gagak Rimang masih mampu menampung produksi minyak dari Blok Cepu. Diakuinya, angka normal produksi Blok Cepu biasanya memang sekitar 185 ribu. Sementara Saat ini sedang dilakukan high rate test untuk memastikan kinerja sumur dan fasilitas produksi dengan menggenjot produksi minyak sampai 205 ribu bph. “Kapasitas FSO masih mencukupi untuk produksi 200 ribu bph, sesuai target dalam WP&B (work plan and budget/ rencana kerja dan anggaran) ,” tegasnya.

Meski demikian, pihaknya tetap melakukan langkah antisipasi agar tidak terjadi hal yang sama dengan menggunakan tanker kapasitas besar untuk lifting minyak dari Blok Cepu. Sementara itu Adriansyah menambahkan, pada kunjungan spesifik Komisi VII DPR pada pekan lalu, sempat disinggung kemungkinan mengalirkan sebagian minyak Blok Cepu ke FSO Cinta Natomas milik PT Pertamina Hulu Energi. lde ini untuk mencegah atau mengantisipasi resiko jika terjadi sesuatu pada FSO Gagak Rimang.

Terkait rencana peningkatan produksi minyak Blok Cepu, senada dengan Erwin, Adriansyah menyatakan bahwa produksi ditargetkan stabil pada 200 ribu bph. jika mengacu pada rencana ini, secara teknis, FSO Gagak Rimang masih mampu menampung produksi minyak blok di perbatasan Jawa Tengah dan Jawa Timur itu.

Penurunan produksi pada pekan lalu, ditegaskannya tidak akan mengganggu upaya pencapaian target 200 ribu bph ini. “Sedikit penurunan produksi mudah-mudah bisa kami kompensasi tahun ini sehingga tidak mengganggu target pencapaian produksi,” tuturnya.

Peningkatan produksi Blok Cepu merupakan salah satu keputusan dalam rapat pemerintah dengan Komisi VII DPR RI. Desakan itu mengemuka karena resiko lain dari tidak digenjotnya produksi Blok Cepu adalah semakin besarnya

impor minyak mentah. Selain itu, Blok Cepu juga menjadi andalan mengejar target produksi tahun depan sebesar 815 ribu bph.

Saat ini, komposisi saham di Blok Cepu adalah ExxonMobil Cepu Limited sebagai operator memiliki saham 45%, PT Pertamina EP Cepu 45%, serta empat Badan Usaha Milik Daerah 10%. Keempat BUMD itu yaitu PT Blora Patragas Hulu, PT Petrogas Jatim Utama Cendana, PT Asri Darma Sejahtera, dan PT Sarana Patra Hulu Cepu.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 16, 2017

Pertamina Working on Two Gas Pipelines Worth US $ 470 Million

PT Pertamina, through its subsidiary, PT Pertamina Gas (Pertagas), will be working on two gas transmission pipelines in this year worth US $ 470 million, the Semarang-Gresik pipeline and Duri-Dumai. Last year, the company has completed three pipeline segments.

Vice President Corporate Communications Pertamina Wianda Pusponegoro admitted, only two pipeline projects that will be done this year. Because, three other pipeline projects have been completed and started operation last year. Thus, the company just completed the Semarang-Gresik pipeline and begin construction of Duri-Dumai. "The completion of Gresik-Semarang, 270 kilometers (km) of 70-80 km there yet. Then it will begin Project Duri-Dumai, "he said.

Semarang-Gresik pipeline has a capacity of 500 million standard cubic het per day / MMSCFD and 267 km long. The plan, Semarang-Gresik pipeline will carry gas from Jambaran-Tiung Blue undertaken by PT Pertamina EP Cepu, Central Java industry. This pipeline with an investment of US $ 360 million is part of the pipe Transjawa.

Transjawa gas pipeline integration project consists of three major projects. First, the western part of Java. worth US $ 300 million with a path-KHT Cirebon (84 km) and Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Second, Northern Java, worth US $ 400 million to Cirebon-Semarang lines (255 km). Third, East Java, worth US $ 360 million with the Semarang-Gresik (271 km) and East Java Gas Pipeline (EJGP) -Grati worth US $ 58 million (22.1 km).

While Pipeline Project Duri-Dumai be done Pertamina and PGN. This is according to the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 4975 K / 12 / MEM / 2016 Based on this rule, the two companies had to build and operate the pipeline sections together. Spoken budget was also derived from the respective companies. Duri-Dumai pipeline is planned to be held during 70 km. The total investment required, based on estimates Pertagas, approximately US $ 70 million.

The supply of gas from the Corridor Block and Bentu partly given to Pertagas to refineries owned by PT Pertarnina and industry through PGN. Furthermore, the Ministerial Decree states that the company is required to complete the construction of Pipe Duri-Dumai at the latest by the first quarter / 2017.

Meanwhile, three pipes that Pertamina was completed last year is Pipe Kawasan Industri Medan (KIM) to Special Economic Zones (SEZ) Mangkei Sei, Pipe-RoW Porong in East Java and Muara Karang Pipe-Muara. The investment value of the three pipes have reached US $ 826.3 million, including Arun Pipe-Belawan is inline with the pipe KIM-KEK. Pipe-Muara Karang Muara Tawar 35 km will carry gas from the storage unit and the floating (floating storage and regasification unit / FSRU) owned by PT Nusantara Regas. Porong pipe-RoW 57 km will carry gas from Santos Indonesia to PTPLN 25 MMSCFD.

Lastly, Pipe KIM-KEK 139 km connecting pipeline Arun-Belawan that transports gas from Arun Regasification Facility in Aceh. With the addition of these three pipelines, the total length of transmission and distribution pipelines Pertamina reach 2,580 km. The realization of new 25.8% of the company's target to have 10 thousand km pipeline in 2025. In the past two years, the company continues to add to the pipeline it operates.

Up Thin

Meanwhile, over the last 2016, Pertamina recorded a rise in the commercial realization and gas regasification. Commercial gas in the past year totaled 709 trillion British thermal units (TBTU), edged up 0.4% from the realization in 2015 that amounted to 706 TBTU. While the regasification of gas in 2016 reached 29.9 TBTU or an increase of 8.4% from the previous year of 27.5 TBTU. Meanwhile, Pertamina gas transportation was down 1.7% and 531 billion cubic feet in 2015 to 522 billion cubic feet last year.

According Wianda, gas business performance last year it has not calculated the impact of the completion of the Pipe-Muara Karang Muara Tawar and Porong-RoW. Later, gas business performance will improve with the completion of the construction of gas infrastructure. After three transmission pipeline was put into operation, the volume of gas transported diniagakan and Pertamina is expected to rise.

"All new investments in infrastructure, including gas intended to increase the volume of gas transportation and commerce, including regasification volume," said Wianda.

IN INDONESIAN

Pertamina Garap Dua Pipa Gas Senilai US$ 470 Juta

PT Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina Gas (Pertagas), akan menggarap dua pipa transmisi gas pada tahun ini senilai US$ 470 juta, yakni Pipa Gresik-Semarang dan Duri-Dumai. Tahun lalu, perusahaan telah merampungkan tiga ruas pipa.

Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengakui, hanya dua proyek pipa yang akan dikerjakan pada tahun ini. Karena, tiga proyek pipa lainnya telah selesai dan mulai beroperasi pada tahun lalu. Sehingga, perusahaan hanya merampungkan Pipa Gresik-Semarang dan memulai pembangunan Duri-Dumai. “Penyelesaian Gresik-Semarang, dari 270 kilometer (km) ada 70-80 km yang belum. Kemudian akan dimulai Proyek

Duri-Dumai," kata dia.

Pipa Gresik-Semarang memiliki kapasitas 500 million standard cubic het per day/mmscfd dan panjang 267 km. Rencananya, Pipa Gresik-Semarang akan mengalirkan gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru yang dikerjakan PT Pertamina EP Cepu ke industri Jawa Tengah. Pipa ini dengan nilai investasi US$ 360 juta ini merupakan bagian dari Pipa Transjawa. 

Proyek integrasi pipa gas Transjawa terdiri atas tiga proyek utama. Pertama, Jawa bagian Barat. senilai US$ 300 juta dengan jalur Cirebon-KHT (84 km) dan Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Kedua, Jawa bagian Utara senilai US$ 400 juta dengan jalur Cirebon-Semarang (255 km). Ketiga, Jawa bagian Timur senilai US$ 360 juta dengan jalur Semarang-Gresik (271 km) dan East Java Gas Pipeline (EJGP)-Grati senilai US$ 58 juta (22,1 km).

Sementara Proyek Pipa Duri-Dumai harus dikerjakan Pertamina bersama PT PGN. Hal ini sesuai Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No 4975 K/ 12/ MEM/ 2016. Berdasarkan aturan ini, kedua perusahaan harus membangun dan mengoperasikan secara bersama ruas pipa tersebut. Anggaran yang dipakai pun juga berasal dari masing-masing perusahaan. Pipa Duri-Dumai ini rencananya akan digelar sepanjang 70 km. Total investasi yang dibutuhkan, berdasarkan perkiraan Pertagas, sekitar US$ 70 juta.

Pasokan gas dari Blok Koridor dan Blok Bentu sebagian diberikan kepada Pertagas untuk kilang milik PT Pertarnina dan industri melalui PGN. Lebih lanjut Keputusan Menteri tersebut menyebutkan bahwa kedua perusahaan wajib merampungkan pembangunan Pipa Duri-Dumai paling lambat hingga kuartal I/ 2017.

Sementara itu, tiga pipa yang dirampungkan Pertamina pada tahun lalu adalah Pipa Kawasan Industri Medan (KIM) hingga Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) Sei Mangkei, Pipa Porong-Grati di Jawa Timur dan Pipa Muara Karang-Muara Tawar. Nilai investasi ketiga pipa ini mencapai US$ 826,3 juta, termasuk Pipa Arun-Belawan yang sejalur dengan Pipa KIM-KEK. Pipa Muara Karang-Muara Tawar 35 km akan mengalirkan gas dari unit penampungan dan regasifikasi terapung (floating storage and regasification unit/FSRU) milik PT Nusantara Regas. Pipa Porong-Grati 57 km akan mengalirkan gas dari Santos Indonesia ke PTPLN 25 mmscfd. 

Terakhir, Pipa KIM-KEK 139 km menyambung Pipa Arun-Belawan yang mengalirkan gas dari Fasilitas Regasifikasi Arun di Aceh. Dengan tambahan tiga pipa ini, total panjang pipa transmisi dan distribusi Pertamina mencapai 2.580 km. Realisasi ini baru 25,8% dari target perusahaan untuk memiliki pipa sepanjang 10 ribu km pada 2025 nanti. Dalam dua tahun terakhir, perusahaan terus menambah pipa yang dioperasikannya.

Naik Tipis

Sementara itu, selama 2016 lalu, Pertamina mencatatkan kenaikan realisasi niaga dan regasifikasi gas. Niaga gas pada tahun lalu tercatat mencapai 709 triliun british thermal unit (TBTU), naik tipis 0,4% dari realisasi 2015 yang sebesar 706 TBTU. Sementara regasifikasi gas 2016 mencapai 29,9 TBTU atau meningkat 8,4% dari tahun sebelumnya 27,5 TBTU. Sementara itu, transportasi gas Pertamina tercatat turun 1,7% dan 531 miliar kaki kubik pada 2015 menjadi 522 miliar kaki kubik pada tahun lalu.

Menurut Wianda, kinerja bisnis gas tahun lalu itu belum menghitung dampak dari selesainya Pipa Muara Karang-Muara Tawar dan Porong-Grati. Nantinya, kinerja bisnis gas akan membaik seiring selesainya pembangunan infrastruktur gas. Setelah tiga pipa transmisi tadi mulai beroperasi, volume gas yang diniagakan dan ditransportasikan Pertamina diperkirakan akan naik.

“Semua investasi baru di infrastruktur gas termasuk ditujukan untuk meningkatkan volume transportasi dan niaga gas, termasuk volume regasifikasi,” kata Wianda.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 16, 2017

New Board of Directors of Pertamina Must be tough

Commission VII of the House of Representatives demanded that the team of directors of PT Pertamina after new chief executive indicated, must be competent and solid. This follows will be given a number of privileges for Pertamina in Law The new oil and gas law.

Member of Commission VII of the House of Representatives Ganinduto Dito said, in a draft oil and gas law is drafted Parliament, Pertamina will gain tremendous leverage. Therefore, it hoped the elected chief executive and directors lim will be solid and capable performance. "Because if already in-leverage, but is not supported by the board of directors solid, so there's no point," he said.

For that, he suggested, the government as shareholder pick the managing director of the company Pertamina. It wants a managing director of Pertamina later was a professional figure in the oil and gas sector and not just good at lobbying.

According to the Commission VII member Ramson Siagian, in a draft revision of the Law on Oil and Gas, Pertamina will be given greater authority. In fact, it is possible Pertamina will become a separate entity that is carrying out the mandate of the Act. This plan can only be done if the board of directors of Pertamina pretty solid. "So we want to Pertamina president director of the course, an important director and senior vice president backed up the maximum only. So it is more solid future, "he advised.

Earlier, the government had dismissed Bambang Dwi Soejipto and Ahmad from office respectively as CEO and Deputy CEO by February 3, 2017. Deputy for Services Trihargo SOE Ministry Gatot said that one of the factors related to the turn of the helm Pertamina cooperation and teamwork , Pertamina has a responsibility and a strategic task, requiring a solid management.

Commissioner of Pertamina Mr. Abeng added, will have a new talent who can work together so that Pertamina becomes solid. This is to realize the goal of becoming a world-class energy company (World class energy company)

IN INDONESIAN

Jajaran Direksi Baru Pertamina Harus Mumpuni

Komisi VII DPR RI meminta agar tim direksi PT Pertamina setelah ditunjukkan direktur utama yang baru, harus mumpuni dan solid. Hal ini menyusul akan diberikannya sejumlah keistimewaan bagi Pertamina dalam Undang-

Undang Migas yang baru.

Anggota Komisi VII DPR RI Dito Ganinduto mengatakan, dalam draft Undang-Undang Migas yang disusun DPR, Pertamina akan memperoleh leverage yang luar biasa. Karenanya, pihaknya berharap direktur utama yang terpilih dan lim direksi nantinya bisa solid dan mumpuni kinerjanya. “Karena kalau sudah di-leverage, tetapi tidak didukung direksi solid, jadi tidak ada gunanya,” kata dia. 

Untuk itu, dirinya menyarankan, pemerintah selaku pemegang saham memilik direktur utama Pertamina dari dalam perseroan. Pihaknya menginginkan direktur utama Pertamina nantinya adalah sosok profesional  di sektor migas dan bukan sekedar jago lobi.

Menurut Anggota Komisi VII Ramson Siagian, dalam rancangan revisi Undang-Undang Migas, Pertamina akan diberi otoritas yang lebih besar. Bahkan, tidak menutup kemungkinan Pertamina akan menjadi badan tersendiri yang menjalankan amanat Undang-Undang. Rencana ini hanya dapat dilakukan jika jajaran direksi Pertamina cukup solid. “Jadi kami ingin dirut Pertamina dari dalam saja, yang penting direktur dan senior vice president melakukan back up maksimal saja. Sehingga lebih solid mendatang," sarannya.

Sebelumnya, pemerintah telah memberhentikan Dwi Soejipto dan Ahmad Bambang dari jabatannya masing-masing sebagai Direktur Utama dan Wakil Direktur Utama Pertamina per 3 Februari 2017. Deputi Bidang Usaha Jasa Kementerian BUMN Gatot Trihargo menuturkan, salah satu faktor pergantian pucuk pimpinan Pertamina terkait kerjasama dan kekompakan tim. Pertamina memiliki tanggung jawab dan tugas yang strategis, sehingga diperlukan manajemen yang yang solid.

Komisaris Utama Pertamina Tanri Abeng menambahkan, nantinya akan dipilih talenta baru yang dapat bekerja sama sehingga Pertamina menjadi solid. Hal ini guna mewujudkan cita-cita menjadi perusahaan energi berkelas dunia (World class energy company)

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 16, 2017

Exxon Asked to Wear 2 Pipe Production

CEPU BLOCK LIFTING PROBLEMS

Commission VII of the House of Representatives suggested that ExxonMobil Cepu Ltd., contractor Cepu, using two pipe production to ensure oil distribution process to the handover point is not constrained. Banyu Urip is supporting the production of the Cepu Block cooperation contract signed on September 17, 2005.

The block dioperatori ExxonMobil Cepu Limited with 45% ownership participation rights, PT Pertamina EP Cepu 45%, and the remaining 10% controlled by four regionally owned enterprises (enterprises) in Central Java and East Java, the location of the operation. Deputy Commission VII Satya W Yudha said, for approximately one week, oil production from Banyu Urip down from 200,000 barrels per day (bpd) to 50,000 bpd.

The decline in production from the working area which accounts for about 22% of the production is ready to sell or national oil lifting was due to weather factors which do not allow for the removal of oil in storage facilities and load flow float (floating storage and offloading) Crow Rimang. It led to lowered production by 50,000 bpd to prevent excess load on the storage facility. Reflecting on the experience, it was suggested that the contractor uses two pipe production ended in two different lifting points to anticipate problems in the field.

Another suggested pipe production that used the pipeline pumping oil to the FSO Love Natomas previously used when production at the Banyu Urip still using the initial production facility (early production facility / EPF). But since the central processing facility (central processing facility / CPF) operates, the oil flowed into FSO Crow Rimang. "We do not recommend using only one production pipeline facilities, there should be two that can reduce the risk," he said.

Vice President of Public and Govemment Affair ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto recognize the decline in production is done to prevent the fullness of the tank. Because the bad weather and high waves did not allow lifting.

"Last week for a couple of days we could not lifting of FSO Crow Rimang because of bad weather and big waves so that tankers can not approach her." However, Erwin said since Sunday (5/2), Banyu Urip production has returned to normal. Meanwhile, in recent days are being conducted test production from 185,000 bpd to 100,000 bpd to ensure the working wells and production facilities.

According to him, the ability of the production facility still suitable if production is increased. In anticipation of lifting constraints, it will use the tankers with larger capacity so that a higher production capacity can be accommodated despite not coupled FSO. Meanwhile, Crow FSO Rimang moored offshore Tuban, East Java, it has a capacity of 1.7 million.

IN INDONESIAN

Exxon Diminta Pakai 2 Pipa Produksi

Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat menyarankan agar ExxonMobil Cepu Ltd., kontraktor Blok Cepu, menggunakan dua pipa produksi untuk memastikan proses penyaluran minyak ke titik serah tidak terkendala. Lapangan Banyu Urip merupakan penopang produksi dari Blok Cepu yang ditandatangani kontrak kerja samanya pada 17 September 2005. 

Blok tersebut dioperatori ExxonMobil Cepu Limited dengan kepemilikan hak partisipasi 45%, PT Pertamina EP Cepu 45 %, dan sisanya 10 % dikuasai empat badan usaha milik daerah (BUMD) Jawa Tengah dan Jawa Timur yang menjadi lokasi operasi. Wakil Komisi VII DPR satya W Yudha mengatakan, selama kurang lebih sepekan, produksi minyak dari Lapangan Banyu Urip turun dari 200.000 barel per hari (bph) menjadi 50.000 bph.

Penurunan produksi dari wilayah kerja yang menyumbang sekitar 22% produksi siap jual atau lifting minyak nasional itu terjadi karena faktor cuaca yang tak memungkinkan untuk dilakukan pengangkatan minyak di fasilitas penyimpanan dan alir muat terapung (floating storage and offloading) Gagak Rimang. Hal itu menyebabkan produksi diturunkan menjadi 50.000 bph untuk mencegah kelebihan muat di fasilitas penyimpanan. Berkaca dari pengalaman tersebut, pihaknya menyarankan agar kontraktor menggunakan dua pipa produksi yang berakhir pada dua titik lifting berbeda untuk mengantisipasi masalah di lapangan.

Pipa produksi lain yang disarankan agar dimanfaatkan yakni pipa yang mengalirkan minyak ke FSO Cinta Natomas yang sebelumnya digunakan ketika produksi di Banyu Urip masih menggunakan fasilitas produksi awal (early production facility/EPF). Namun sejak fasilitas pemrosesan pusat (central processing facility/CPF) beroperasi, minyak dialirkan ke FSO Gagak Rimang. “Sebaiknya jangan hanya menggunakan satu fasilitas pipa produksi, sebaiknya ada dua sehingga bisa mengurangi risiko,” ujarnya.

Vice President Public and Government Affair ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto mengakui penurunan produksi dilakukan untuk mencegah kepenuhan tangki. Pasalnya, buruknya cuaca dan tingginya ombak tidak memungkinkan dilakukannya lifting.

“Minggu lalu untuk beberapa hari kami tidak bisa lifting dari FSO Gagak Rimang karena cuaca jelek dan ombak besar sehingga tanker-nya tidak bisa merapat." Namun, Erwin menyebut sejak Minggu (5/2) , produksi Banyu Urip telah kembali normal. Adapun, dalam beberapa hari belakangan sedang dilakukan tes produksi dari 185.000 bph ke 100.000 bph untuk memastikan kerja sumur dan fasilitas produksi.

Menurutnya, kemampuan fasilitas produksi masih sesuai jika produksi dinaikkan. Untuk mengantisipasi kendala lifting, pihaknya akan menggunakan tanker dengan kapasitas lebih besar sehingga produksi yang lebih tinggi bisa tertampung kendati kapasitas FSO tidak ditambah. Adapun, FSO Gagak Rimang yang ditambatkan di lepas pantai Tuban, Jawa Timur itu memiliki kapasitas 1,7 juta.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 16, 2017

Semarang-Gresik pipeline Not Completed

GAS INFRASTRUCTURE

PT Pertamina Gas, a subsidiary of PT Pertamina will finalize the gas pipeline segment Gnesik-Semarang along 267 km this year. Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro said the current segment of pipe Gresik-Semarang still leaves 80 km unfinished.

In addition, the company is also targeting gas pipeline project segment may be a glass of Duri-Dumai started. The company will build a gas pipeline connecting Duri-Dumai in North Sumatra that together with PT Perusahaan Gas Negara. Because the government has decided that work on the project Duri Dumai PGN and Pertagas. "In 2017 we will complete [transmission pipeline] Gresik-Semarang, continue to start (the construction of transmission pipeline] Duri-Dumai," he said.

Semarang-Gresik pipeline has a capacity of 500 MMSCFD. The gas supply will come from Jambaran-Tiung Blue Square in Cepu carried out by PT Penamina EP Cepu to industry in Central Java. However, the first production is targeted for a new gas field in 2019, while the Semarang-Gresik pipeline to operate this year.

According to him, Pertamina has not received an allocation of the supply of gas to replace Fields Jambaran-Tiung Blue. "Not yet, not be allocated. We are still waiting for gas from Jambalan-Tiung Blue, "he explained.

Semarang-Gresik pipeline is part of the trans-Java gas pipeline. Project integration of trans-Java gas pipeline consists of three major projects. First, western Java, worth US $ 300 million with KHT Cirebon lane (84 km) and Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Second, the northern part of Java, worth US $ 400 million with a path Cilebon-Semarang (255 km). Third, East Java, worth US $ 360 million with the Semarang-Gresik (271 km) and East Java Gas Pipeline (FJGP) -Grati worth US $ 58 million (22.1 km).

Meanwhile, Duri-Dumai pipe constructed in accordance with the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 4975 K / 12 / MEM / 2016. Pertagas and PGN is assigned to work on the pipeline Duri-Dumai. Both state-owned company to build and operate the pipeline sections together. Spoken budget was also derived from the company. Duri-Dumai pipeline with a length of 70 km will require an investment cost of US $ 70 million.

On the other hand, In 2016, Pertamina has completed three projects along the 538 km transmission pipeline. The third project is the pipeline RoW Porong in East Java and pipe-Muara Karang Muara Tawar and pipes from Belawan to Kawasan Industri Medan (KIM) to Special Economic Zones (SEZ) Sei Mangkei

IN INDONESIAN

INFRASTRUKTUR GAS

Pipa Gresik-Semarang Belum Rampung

PT Pertamina Gas, anak usaha PT Pertamina bakal merampungkan pipa transmisi gas ruas Gnesik-Semarang sepanjang 267 km pada tahun ini.  Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, saat ini ruas pipa Gresik-Semarang masih menyisakan 80 km yang belum selesai dibangun.

Selain itu, perseroan juga menargetkan proyek pipa gas ruas Duri-Dumai dapat segela dimulai. Perseroan akan membangun pipa gas yang menghubungkan Duri-Dumai di Sumatra Utara itu bersama dengan PT Perusahaan Gas Negara. Pasalnya, pemerintah telah memutuskan proyek Duri Dumai agar digarap PGN dan Pertagas. “Pada 2017 kami akan menyelesaikan [pipa transmisi] Gresik-Semarang, terus akan dimulai (pengerjaan pipa transmisi]  Duri-Dumai,” katanya.

Pipa Gresik-Semarang memiliki kapasitas 500 MMscfd. Pasokan gas akan didatangkan dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru di Blok Cepu yang dikerjakan oleh PT Penamina EP Cepu ke industri di Jawa Tengah. Namun, produksi pertama lapangan gas tersebut ditargetkan baru  pada 2019, sedangkan pipa Gresik-Semarang dapat beroperasi tahun ini.

Menurutnya, Pertamina belum mendapat alokasi gas untuk menggantikan pasokan dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru. “Belum, belum dapat alokasi. Kami masih menunggu gas dari Jambalan-Tiung Biru,” jelasnya.

Pipa Gresik-Semarang merupakan bagian dari pipa gas trans-Jawa. Proyek integrasi pipa gas trans-Jawa terdiri atas tiga proyek utama. Pertama, Jawa bagian barat senilai US$ 300 juta dengan jalur Cirebon KHT (84 km) dan Tegalgede-Muara Tawar (50 km). Kedua, Jawa bagian utara senilai US$ 400 juta dengan jalur Cilebon-Semarang (255 km). Ketiga, Jawa bagian Timur senilai US$ 360 juta dengan jalur Semarang-Gresik (271 km) dan East Java Gas Pipeline (FJGP)-Grati senilai US$ 58 juta (22,1 km).

Sementara itu, pipa Duri-Dumai dibangun sesuai dengan Keputusan Menteri ESDM No. 4975 K/12/MEM/2016. Pertagas dan PGN ditugaskan menggarap pipa Duri-Dumai. Kedua perusahaan milik pemerintah itu harus membangun dan mengoperasikan secara bersama ruas pipa tersebut. Anggaran yang dipakai pun juga berasal dari   perusahaan. Pipa Duri-Dumai dengan panjang 70 km akan membutuhkan biaya investasi US$ 70 juta.

Di sisi lain, Pada 2016, Pertamina telah merampungkan tiga proyek pipa transmisi sepanjang 538 km. Ketiga proyek tersebut adalah pipa Porong-Grati di Jawa Timur dan pipa Muara Karang-Muara Tawar serta pipa dari Belawan ke Kawasan Industri Medan (KIM) hingga Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) Sei Mangkei

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 16, 2017

Invitation To Expose Grass Root Project Bontang Refinery

Based on the Decree of the Minister No. 7935 K / 10 / MEM / 2016 dated December 9, 2016 on Assignment of PT Pertamina (Persero) in the Development and Operation of Refinery. Oil in Bontang, East Kalimantan province, PT Pertamina (Persero) is currently looking for a strategic partner and potential investors in or outside the country to develop the project together Grass Root Refinery (GRR) Bontang with a capacity of 300 thousand barrels per day.

Therefore, PT Pertamina (Persero) hereby invites the interested investors as well as to have adequate power to follow Project Expose GRR Bontang which will be held on February 28, 2017 the place and time will be delivered later in the flattening of the participants themselves)

In Project Expose GRR Bontang Pertamina will submit a plan for the initial development of the project, the project profile and the initial concept of the structure and business model that will apply Potential investors who are interested to attend this event are asked to register by submitting details of participants (name, Position and email address) and a company profile at the latest on February 24, 2017 via email (maximum file size TOMB, in the format pdf) alamai to the following email:

                                         grrbontang@pertamina.com

PT Pertamina (Persero) will send an invitation to Project Expose to the applicants, only participants terdatar alone and who have given the company profile to attend the event this Expose Project.

All forms of communication related to the project is only addressed through grrbontang@pertamina.com.

IN INDONESIAN

Undangan Untuk Project Expose Grass Root Refinery Bontang

     Berdasarkan Keputusan Menteri ESDM no 7935 K/10/MEM/2016 tanggal 9 Desember 2016 tentang Penugasan kepada PT Pertamina (Persero) dalam Pembangunan dan Pengoperasian Kilang. Minyak di kota Bontang, Provinsi Kalimantan Timur, maka PT Pertamina (Persero) kini sedang mencari partner strategis dan calon investor dalam ataupun luar negeri untuk bersamasama mengembangkan proyek Grass Root Refinery (GRR) Bontang ini dengan kapasitas 300 ribu barel per hari.

     Oleh karena itu PT Pertamina (Persero) dengan ini mengundang para investor yang berminat serta memiliki kapabilitas yang cukup untuk mengikuti Project Expose GRR Bontang yang akan dilaksanakan pada tanggal 28 Februari 2017 tempat dan waktu akan disampaikan kemudian pada para peserta yang mendatarkan diri)

     Dalam Project Expose GRR Bontang ini Pertamina akan menyampaikan rencana awal pengembangan proyek, profil proyek serta konsep awal dari struktur dan model bisnis yang akan di terapkan 

     Para calon investor yang berminat untuk hadir dalam acara ini diminta untuk melakukan pendaftaran dengan menyerahkan detail peserta (nama, Jabatan, dan alamat email) beserta profil perusahaan selambat-lambatnya tanggal 24 Februari 2017 melalui email (file maksimum berukuran TOMB, dalam format pdf) ke alamai email berikut:

                                                                   grrbontang@pertamina.com 

     PT Pertamina (Persero) akan mengirimkan undangan untuk Project Expose kepada para pendatar, hanya peserta terdatar saja dan yang telah memberikan profil perusahaannya yang dapat menghadiri acara Project Expose ini.

     Semua bentuk komunikasi terkait proyek ini hanya ditujukan melalui grrbontang@pertamina.com.

Koran Tempo, Page-3, Monday, Feb, 20, 2017

New Toy After Oil

Government confident enough to issue a policy to import liquefied natural gas / LNG. The first phase, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) and independent power producers (independent power producer / IPP) are allowed to bring LNG directly from abroad.

LNG import policy by PLN and private power plants already outlined in the Minister of Energy and Mineral Resources No. 11/2017 on Natural Gas Utilization for Power Plant. In fact, the government will issue a new policy in order not only PLN and IPP are able to import gas, the industrial sector gas users will also be allowed.

However, the government's requirements that only large-scale industry contributed significantly to the gross domestic product (GDP) as fertilizers, petrochemicals, and steel for example. So far, Indonesia has become a gas exporter. In fact, until 2016, LNG exports reached 50% of total production in the country, while the other half for domestic needs.

That is, the use of gas for domestic needs is not optimal. Therefore, one of the government programs in the energy sector is to increase the use of gas in the country so hopefully no longer be exported LNG.

Likewise, the coal expected greater consumption in the country is not being shipped to other countries. Utilization of gas in the country is not optimal also due to the infrastructure that has not been built.

Storage and regasification facilities (PSRU) in the country, for example there are only four units. Gas transmission and distribution pipelines also has not been connected. Eg gas pipeline project Cirebon-Semarang still running in place. The lack of infrastructure makes gas distribution difficult.

Another fact that there is the price of gas in the country is relatively high when compared with other countries. Although there are some parties that the assessment of export LNG one of them so that Indonesia continues to import fuel oil (BBM) and crude oil.

There is something in it. When 100% of gas used in the country, fuel demand will drop dramatically. The power plant which has been using the Solar will switch to gas. That is the import of fuel and oil can be suppressed.

What government policies opening up import LNG? That policy came out after the government's efforts to cut the price of gas is hard to achieve. It took 1.5 years to realize a decrease in gas prices. It was only for three industrial sectors, namely fertilizers, steel, and petrochemicals, while other sectors have not been touched.

NEED TIME

Beginning in October 2015, the government issued an economic policy package volume III which include industrial gas prices lowered to US $ 7 per MMBtu, a reduction in state revenue share of gas around US $ 2 per MMBtu from 1 January 2016. However, until the beginning of January, the package the policy can not be applied.

To implement the policy package was out of Presidential Regulation No. 40/2016 on Natural Gas Pricing in May 2016. In the Presidential Decree, there are seven sectors which will receive gas price discount. After the Presidential Decree came out in May 2016, then Minister Regulations governing trimming the price of gas for the three sectors, namely fertilizers, steel, and petrochemicals out at the end of 2016.

Finally, on January 1, 2017 a new three sectors which receive gas price cuts, while other sectors are still waiting until today. It will take time to realize the gas price cuts. It was not easy. The background seems to be the reason the government issued a policy to import LNG. In fact, according to government data, the gas deficit in the country will occur in 2019. LNG imports can only be done when prices in the country 8-11% of the oil price (ICP).

However, the policy was not in accordance with the spirit of maximizing the utilization of gas in the country. In fact, Indonesia's dependence on imported fuel oil and crude oil is currently quite alarming. Lucky to still surplus gas. However, LNG import policy was feared as happened on oil.

No group has become a rentier / oil mafia in the activities of oil imports. This gas imports is feared to be a new toy, as seen in oil over the years.

DEPENDENCY

In fact, the government issued a policy to import LNG aims to provide gas prices to more competitive industries that the competitiveness of national products increased. However, the impact of dependence on imports also should be wary.

Some of the development of oil and gas blocks in the country at this time can not be done because of lack of prospective buyers of gas. Even if there are industries that are interested in absorbing the gas from the oil fields, the asking price has not met the economic scale cooperation contract.

Kasuri Block development in Papua is still hampered because there is no gas buyers. Likewise, the East Natuna Block and Field Jambaran Tiung Blue. There is an irony. When some domestic gas field is difficult to find a buyer of gas, LNG imports doors even opened. Is not that just made the development of oil and gas blocks more difficult.

Solutions to overcome the price of gas in the country to be more competitive should be kept in perspective. Starting from the upstream side. The work plan of the contractors need to be seen again and carried efficiency by trimming activities deemed unnecessary so that the price of gas can be suppressed.

In the midstream, gas trading system can be shortened by trimming 'PAPER TRADER ', traders who do not have the infrastructure and rely on gas allocation from the government. Governments also need to set rents pipe or toll fee, even if the necessary margin for gas trading businesses is limited.

However, the main thing is that the massive gas infrastructure development has to be immediately carried out by the government.

IN INDONESIAN

Mainan Baru Setelah Minyak

Pemerintah cukup percaya diri mengeluarkan kebijakan impor liquefied natural gas/LNG. Tahap pertama, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan pengembang listrik swasta (independent power producer/IPP) yang diperbolehkan mendatangkan LNG langsung dari luar negeri. 

Kebijakan impor LNG oleh PLN dan pembangkit swasta sudah dituangkan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 11/2017 tentang Pemanfaatan Gas Bumi untuk Pembangkit Tenaga Listrik. Bahkan, pemerintah segera mengeluarkan kebijakan baru agar tidak hanya PLN dan IPP saja yang bisa impor gas, sektor industri pengguna gas juga akan diperbolehkan. 

Namun, pemerintah memberi syarat hanya industri skala besar yang memberikan kontribusi signifikan terhadap produk domestik bruto (PDB) seperti pupuk, petrokimia, dan baja misalnya. Selama ini, Indonesia menjadi eksportir gas. Bahkan, hingga 2016, ekspor LNG mencapai 50% dari total produksi di Tanah Air, sedangkan separuhnya lagi untuk kebutuhan domestik. 

Artinya, penggunaan gas untuk kebutuhan dalam negeri belum optimal. Oleh karena itu, salah satu program pemerintah di sektor energi adalah meningkatkan penggunaan gas di dalam negeri sehingga diharapkan tidak lagi diekspor LNG.

Demikian juga dengan batu bara yang diharapkan semakin besar dikonsumsi di dalam negeri bukan dikapalkan ke negara lain. Pemanfaatan gas di dalam negeri yang belum optimal juga disebabkan infrastruktur yang belum banyak di bangun.

Fasilitas penyimpanan dan regasifikasi (PSRU) di Tanah Air misalnya hanya ada empat unit. Pipa transmisi dan distribusi gas juga belum banyak tersambung. Misalnya proyek pipa gas Cirebon-Semarang masih berjalan di tempat. Minimnya infrastruktur tersebut membuat distribusi gas sulit dilakukan.

Fakta lain yang ada yaitu harga gas di dalam negeri yang relatif tinggi jika dibandingkan dengan beberapa negara lainnya. Meskipun ada penilaian dari beberapa pihak bahwa ekspor LNG salah satunya agar Indonesia terus mengimpor  bahan bakar minyak (BBM) dan minyak mentah.

Ada benarnya juga. Ketika 100% gas dimanfaatkan di dalam negeri, kebutuhan BBM akan turun drastis. Pembangkit listrik yang selama ini menggunakan Solar akan beralih ke gas. Artinya impor BBM dan minyak bisa ditekan.

Bagaimana dengan kebijakan pemerintah membuka impor LNG? Kebijakan itu keluar setelah upaya pemerintah memangkas harga gas sulit tercapai. Butuh waktu 1,5 tahun untuk merealisasikan penurunan harga gas. ltu pun hanya untuk tiga sektor industri yaitu pupuk, baja, dan petrokimia, sedangkan sektor lainnya belum tersentuh.

BUTUH WAKTU

Awal Oktober 2015, pemerintah mengeluarkan paket kebijakan ekonomi jilid III yang isinya antara lain harga gas industri diturunkan menjadi US$ 7 per MMBtu, pengurangan bagi hasil negara dari gas sekitar US$ 2 per MMBtu mulai 1 Januari 2016. Namun, hingga awal Januari, paket kebijakan itu belum dapat diterapkan. 

Untuk melaksanakan paket kebijakan itu keluar Peraturan Presiden No. 40/2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi pada Mei 2016. Dalam Peraturan Presiden itu, ada tujuh sektor yang akan memperoleh diskon harga gas. Setelah Peraturan Presiden keluar Mei 2016, kemudian Peraturan Menteri ESDM yang mengatur pemangkasan harga gas untuk tiga sektor yaitu pupuk, baja, dan petrokimia keluar pada akhir 2016. 

Akhirnya, pada 1 Januari 2017 baru ketiga sektor itu yang mendapatkan pemangkasan harga gas, sedangkan sektor lainnya masih menunggu hingga saat ini. Butuh waktu cukup lama untuk merealisasikan pemangkasan harga gas. Ternyata tidak mudah. Latar belakang tersebut sepertinya menjadi alasan pemerintah mengeluarkan kebijakan impor LNG. Padahal, berdasarkan data pemerintah, defisit gas di dalam negeri akan terjadi pada 2019. Impor LNG hanya dapat dilakukan ketika harga di dalam negeri 8-11% dari harga minyak (ICP). 

Namun, kebijakan itu tidak sesuai dengan semangat untuk mengoptimalkan pemanfaatan gas di Tanah Air. Padahal, ketergantungan Indonesia terhadap impor BBM dan minyak mentah saat ini cukup mengkhawatirkan. Beruntung gas masih surplus. Namun, kebijakan impor LNG itu dikhawatirkan seperti yang terjadi pada minyak.

Ada kelompok yang menjadi pemburu rente/ mafia migas dalam kegiatan impor minyak. Impor gas ini dikhawatirkan menjadi mainan baru seperti halnya yang terjadi pada minyak selama ini.

KETERGANTUNGAN

Padahal, pemerintah mengeluarkan kebijakan impor LNG bertujuan untuk memberikan harga gas kepada industri lebih kompetitif sehingga daya saing produk nasional makin meningkat. Namun, dampak ketergantungan terhadap impor juga patut diwaspadai.

Beberapa pengembangan blok migas di Tanah Air pada saat ini belum bisa dilakukan karena tidak adanya calon pembeli gas. Kalaupun ada industri yang tertarik menyerap gas dari lapangan migas itu, harga yang diminta belum memenuhi skala ekonomi kontraktor kontrak kerja sama.

Pengembangan Blok Kasuri di Papua hingga kini masih terganjal karena belum ada pembeli gas. Demikian juga dengan Blok East Natuna dan Lapangan Jambaran Tiung Biru. Ada sebuah ironi. Ketika beberapa lapangan gas domestik sulit mendapatkan pembeli gas, pintu impor LNG justru dibuka. Bukankah itu justru membuat pengembangan blok migas makin sulit dilakukan. 

Solusi mengatasi harga gas di Tanah Air agar lebih kompetitif harus dilihat secara proporsional. Mulai dari sisi hulu. Rencana kerja para kontraktor perlu dilihat lagi dan dilakukan efisiensi dengan memangkas kegiatan, yang dianggap tidak perlu sehingga harga gas bisa ditekan.

Di sisi midstream, tata niaga gas bisa diperpendek dengan memangkas ‘TRADER KERTAS’, trader yang tidak memiliki infrastruktur dan hanya mengandalkan alokasi gas dari pemerintah. Pemerintah juga perlu mengatur sewa pipa atau toll fee, bahkan kalau perlu margin pelaku usaha niaga gas untuk dibatasi.

Namun, hal yang paling utama adalah pembangunan infrastruktur gas yang masif sudah harus segera dilakukan oleh pemerintah.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Feb, 14, 2017