Regency Government Bojonegoro Not Accepting Deposits Old Oil Wells

The government of Kabupaten Bojonegoro does not get the local revenue (PAD) from the old oil well field management in Kedewan Sub-district since 2008. The District Government has not received PAD from old oil well field, "said Head of Balance and Other Revenue Department of Bojonegoro Regency Revenue Muhadi.

He explained that the District Government had obtained PAD from the management of old oil well field in Wonocolo Village, Hargomulyo, Beji, in Kedewan Sub-district. The amount ranges from Rp 400 million to Rp 600 million per year. Acquisition of PAD running since the field of old oil wells in Kedewan District is managed KUD Bogo Sasono, Kasiman District. At that time the old oil well field was still the Kedewan Sub-District.

With the development of the region, the Regency Government still obtains PAD from the field of old oil wells when it is managed by KUD Kecamatan Kedewan. While the magnitude is not much different which then stopped since 2008. The acquisition of profit sharing from oil and gas (DBH) of oil and gas into one with other oil production.

However, according to him, KUD Source of Food in Kedewan Sub-district promised to give PAD to District Government in the management of old oil well field reaching Rp 301 million in 2017. "But until today there has been no realization," he explained.

According to him, if it is the management of old oil well field in Kedewan sub-district under PT Bangkit Bangun Sarana (BBS) BUMD of Bojonegoro Regency Government, it is impossible for Food Source KUD to realize oil well PAD in 2017.

Director of PT Bangkit Bangun Sarana (BBS) Bojonegoro Regency Government Toni Ade Irawan, confirmed PT BBS who manages old oil well field in some villages in Kedewan Sub-district. It is based on a working contract with Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, Central Java. We have discussed several times with Pertamina EP Asset 4 Field Cepu related to the pattern of field management of old oil wells including improving miners' welfare.

According to data, in some villages in Kedewan sub-district, there are about 500 points of oil wells, which are old oil wells and new oil wells drilled.

IN INDONESIAN

Pemerintah Kabupaten Bojonegoro Tak Terima Setoran Sumur Minyak Tua

Pemerintah Kabupaten Bojonegoro tidak mendapatkan pendapatan asli daerah (PAD) dari pengelolaan lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan, sejak 2008. Sudah lama Pemerintah Kabupaten tidak menerima PAD dari lapangan sumur minyak tua, “ kata Kepala Bidang Pelimbangan dan Lain Pendapatan Dinas Pendapatan Pemerintah Kabupaten Bojonegoro Muhadi.

Ia menjelaskan Pemerintah Kabupaten pernah memperoleh PAD dari pengelolaan lapangan sumur minyak tua di Desa Wonocolo, Hargomulyo, Beji, di Kecamatan Kedewan. Besarannya berkisar Rp 400 juta - Rp 600 juta per tahun. Perolehan PAD berjalan sejak lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan itu dikelola KUD Bogo Sasono, Kecamatan Kasiman. Ketika itu lapangan sumur minyak tua masih merupakan wilayah Kecamatan Kedewan.

Dengan adanya perkembangan wilayah Pemerintah Kabupaten masih memperoleh PAD dari lapangan sumur minyak tua saat dikelola KUD Kecamatan Kedewan. Sedangkan besarnya tidak jauh berbeda yang kemudian berhenti sejak 2008. Perolehan dana Bagi hasil Migas (DBH) migas menjadi satu dengan produksi minyak lainnya.

Namun, menurut dia, KUD Sumber Pangan di Kecamatan Kedewan, menjanjikan akan memberikan PAD kepada Pemerintah Kabupaten dalam pengelolaan lapangan sumur minyak tua yang besarnya mencapai Rp 301 juta pada 2017. “Tapi sampai hari ini belum ada realisasinya,” jelas dia.

Menurut dia, kalau memang pengelolaan lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan dibawah PT Bangkit Bangun Sarana (BBS) BUMD Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, maka tidak mungkin KUD Sumber Pangan merealisasikan PAD sumur minyak pada 2017.

Direktur PT Bangkit Bangun Sarana (BBS) Pemerintah Kabupaten Bojonegoro Toni Ade Irawan, membenarkan PT BBS yang mengelola lapangan sumur minyak tua di sejumlah desa di Kecamatan Kedewan. ltu berdasarkan kontrak kerja dengan Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, Jawa Tengah. Kami sudah membahas beberapa kali dengan Pertamina EP Asset 4 Field Cepu terkait pola pengelolaan lapangan sumur minyak tua termasuk meningkatkan kesejahteraan penambang.

     Sesuai data, di sejumlah desa di Kecamatan Kedewan, terdapat sekitar 500 titik sumur minyak, yang merupakan sumur minyak tua maupun sumur minyak hasil pengeboran baru.

Memorandum, Page-17, Wednesday, May, 3, 2017

PLN-BP Immediately Signed Gas Contract for PLTG Java 1

PT PLN (Persero) and BP Indonesia immediately signed a gas sale and purchase agreement (PJBG) to supply Liquefied Natural Gas / LNG PLTGU Java-1 project with a capacity of 1,760 megawatts (MW). The price of gas was agreed at 11.2% Indonesian crude price (ICP).

Director of Procurement of PLN Supangkat Iwan Santosa said it and BP Indonesia have agreed on gas price for gas supply to PLTGU Java-1. The application of gas price follows the new government issued beleid, namely the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No 11 of 2017 on the utilization of natural gas for power generation. This Ministerial Regulation stipulates that the price of LNG for electricity should not exceed 11.5% ICP. It has been agreed that 11.2% ICP gas price plus US $ 0.4 per million metric british thermal unit.

Currently, it is only a matter of time for PJBG this LNG supply can be signed. Gas supply for PLTGU Java-1 is agreed as much as 16 cargoes per year which can be increased more than that amount if needed. The LNG supply contract is for a period of 20 years. Iwan admitted, LNG price for PLTGU Jawa 1 is the cheapest obtained by PLN. Lower than others, for Nusantara Regas (operator of LNG regasification facility in West Java) the price is 11.25% plus US $ 0.7 per mmbtu.

After the LNG contract is signed, PLN will immediately process power purchase agreement (PPA) with Consortium of PT Pertamina, Marubeni Corporation and Sojitz Corporation as the winner of the tender. After that, the PPA PLTGU Java-1 will be effective. Just wait two weeks after PJ BG then PPA is effective. Furthermore, Pertamina Consortium has one year to finish funding of PLTGU Java-1 Project.

PLTGU Java-1 is the first gas-based power plant in Asia that integrates the floating storage and regasification facility (floating storage and regasification unit / FSRU) with PLTGU (Combined Cycle Gas Turbine). The investment value of this 1,760 MW project is US $ 1.8 billion.

This PLTGU will be built in Cilamaya, West Java. The IPP project of PLTGU Java-1 is an international collaboration involving 18 international and domestic partners namely Indonesia, Japan, Korea, America and Europe. The power plant project is targeted to be completed by 2020.

Additional Electricity The PLTGU Java-1 project will strengthen the Java-Bali electricity system. The 1,760 MW power plant will supply approximately 8,409 giga watt hour (GWh) of electricity per year. The electricity generated by PLTGU Java-1 goes to the Java-Bali system through a 500 kilo volt (kV) transmission line from the plant site to the 500 kV New Cibatu substation in Cibatu, Bekasi District, West Java.

PLTGU Java-1 serves as a load follower with an annual projected avaibility factor (AFP) of 60 percent. Load follower means this plant has a very important role to sustain load fluctuations and maintain the quality of power supply in Java-Bali system.

IN INDONESIAN

PLN-BP Segera Teken Kontrak Gas untuk PLTG Jawa 1  

PT PLN (Persero) dan BP Indonesia segera menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG) untuk pasokan gas alam Cair/LNG Proyek PLTGU Jawa-1 berkapasitas 1.760 megawatt (MW). Harga gas disepakati 11,2% harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP).

Direktur Pengadaan PLN Supangkat Iwan Santosa mengatakan, pihaknya dan BP Indonesia telah menyepakati harga gas untuk pasokan gas ke PLTGU Jawa-1. Penerapan harga gas mengikuti beleid baru yang diterbitkan pemerintah, yakni Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No 11 Tahun 2017 tentang pemanfaatan gas bumi untuk pembangkit listrik. Peraturan Menteri ini menetapkan harga LNG untuk kelistrikan tidak boleh melebihi 11,5% ICP. Sudah disepakati harga gas 11,2% ICP plus US$ 0,4 per million metric british thermal unit.

Saat ini, pihaknya hanya menunggu waktu agar PJBG pasokan LNG ini bisa diteken. Pasokan gas untuk PLTGU Jawa-1 ini disepakati sebanyak 16 kargo per tahun yang dapat ditingkat lebih dari jumlah tersebut jika diperlukan. Kontrak pasokan LNG yakni untuk jangka waktu 20 tahun. Iwan mengakui, harga LNG untuk PLTGU Jawa 1 ini merupakan yang termurah yang diperoleh PLN.  Lebih rendah dari lainnya, untuk Nusantara Regas (operator fasilitas regasifikasi LNG di Jawa Barat) harganya kan 11,25% plus US$ 0,7 per mmbtu.

Setelah kontrak LNG diteken, PLN akan segera memproses perjanjian jual beli listrik (power purchase agreement/PPA) dengan Konsorsium PT Pertamina, Marubeni Corporation dan Sojitz Corporation sebagai pemenang tender. Setelah itu, maka PPA PLTGU Jawa-1 ini akan efektif. Hanya tunggu dua minggu setelah PJ BG maka PPA efektif. Selanjutnya, Konsorsium Pertamina mempunyai waktu satu tahun untuk merampungkan pendanaan Proyek PLTGU Jawa-1.

PLTGU Jawa-1 merupakan pembangkit listrik berbasis gas pertama di Asia yang mengintegrasikan fasilitas penampungan dan regasifikasi LNG terapung (floating storage and regasficatioh unit/FSRU) dengan PLTGU (Combined Cycle Gas Turbine). Adapun nilai investasi proyek berkapasitas 1.760 MW ini mencapai US$ 1,8 miliar.

PLTGU ini akan dibangun di Cilamaya, Jawa Barat. Proyek IPP PLTGU Jawa-1 merupakan kolaborasi internasional yang melibatkan 18 mitra Internasional maupun domestik yakni Indonesia, Jepang, Korea, Amerika, dan Eropa. Proyek pembangkit listrik ini ditargetkan rampung pada 2020.

Tambahan Listrik  Proyek PLTGU Jawa-1 ini akan memperkuat sistem kelistrikan Jawa-Bali. Pembangkit berkapasitas 1.760 MW ini akan menyuplai energi listrik sekitar 8.409 giga watt hour (GWh) per tahun. Listrik yang dihasilkan PLTGU Jawa-1 masuk ke sistem Jawa-Bali melalui jaringan transmisi 500 kilo volt (kV) dari lokasi pembangkit ke gardu induk 500 kV Cibatu Baru di Cibatu, Kabupaten Bekasi, Jawa Barat.

PLTGU Jawa-1 berfungsi sebagai load follower dengan avaibility factor tahunan yang diproyeksikan (AFP) sebesar 60 persen. Load follower berarti pembangkit ini memiliki peran sangat penting untuk menopang fluktuasi beban serta menjaga kualitas suplai tenaga listrik di sistem Jawa-Bali.

Investor Daily, Page-10, Wednesday, May, 3, 2017

PT BBS Cooperation With Pertamina

PT Bojonegoro Bangun Sarana (BBS), one of the regional-owned enterprises (BUMD) belonging to the Bojonegoro regency, re-exposed the business plan of the old wells management in Kedewan Sub-district to Commission B of the Bojonegoro Regional House of Representatives. The plan, PT BBS will work with PT Pertamina EP Asset 4 Field Cepu with fee management system.

PT BBS will do the job starting from active well logging, miners management, monitoring of mining equipment, to provide health insurance, such as BPJS and others to the miners.

PT BBS will be the old well managing party in cooperation with local miners, where PT BBS will benefit from the fee management obtained from Pertamina EP. We ask for a minimum of three years' agreement, if only one year we count is not enough to deal with permits and others, says PT BBS Operational Director, ToniAde Irawan.

If a day of production from an old well reaches 400 barrels per day (BPH), PT BBS is calculated to earn around Rp 4 billion per year. If production can continue to increase, then the income of PT BBS will also increase as well.

Nevertheless, there is still a question for the BBS that the operational costs incurred during the course of work will be charged to Pertamina EP or BBS parties. "If charged to us, frankly we can not, the money can run out for permission fees and others.

Currently PT BBS is also still awaiting regent regulation as the legal basis to manage the old wells. It is expected that this Regent's Regulation is described in detail about the management of old wells. The target next week can be out, said Toni Ade Irawan.

Meanwhile, Chairman of Commission B DPRD Bojonegoro Sigit Kushariyanto said, basically Commission B strongly supports the management of old wells by the BUMD. Management fee system offered is good enough according to him. If it is free from other costs, no problem, for example CSR who will join? If the production reaches 1,000 BPH, we can get Rp 9 billion.

Commission B fully supports and will put pressure on related parties so that the management of these old wells can be utilized by the region for the welfare of local communities.

IN INDONESIAN

PT BBS Kerjasama Dengan Pertamina

PT Bojonegoro Bangun Sarana (BBS), salah satu badan usaha milik daerah (BUMD) milik Pemkab Bojonegoro, kembali melakukan pemaparan rencana bisnis  pengelolaan sumur tua di Kecamatan Kedewan kepada Komisi B DPRD Kabupaten Bojonegoro. Rencananya, PT BBS akan bekerja sama dengan PT Pertamina EP Aset 4 Field Cepu dengan sistem manajemen fee.

PT BBS akan melakukan pekerjaan mulai dari pendataan sumur yang aktif, pengelolaan para penambang, pengawasan peralatan tambang, hingga memberi jaminan kesehatan, seperti BPJS dan lain sebagainya kepada para penambang.

PT BBS akan menjadi pihak pengelola sumur tua bekerja sama dengan para penambang lokal, di mana nantinya PT BBS akan mendapatkan keuntungan dari manajemen fee yang didapat dari Pertamina EP. Kita minta perjanjian minimal tiga tahun, kalau hanya satu tahun kita hitung tidak cukup untuk mengurusi izin dan lain-lain, kata Direktur Operasional PT BBS, ToniAde Irawan.

Jika dalam sehari produksi dari sumur tua mencapai 400 barel per hari (BPH), PT BBS dikalkulasikan akan mendapatkan penghasilan sekitar Rp 4 miliar dalam setahun. Jika produksi bisa terus meningkat, maka penghasilan PT BBS juga akan meningkat pula.

Meski begitu, masih ada pertanyaan bagi BBS bahwa biaya operasional yang dikeluarkan selama melakukan pekeraan akan dibebankan kepada pihak Pertamina EP atau pihak BBS. “Kalau dibebankan kepada kita, terus terang kita tidak sanggup, uang tersebut bisa habis untuk biaya-biaya izin dan lain-lain.

Saat ini PT BBS juga masih menunggu peraturan bupati sebagai landasan hukum untuk mengelola sumur tua. Diharapkan dalam Peraturan Bupati ini dijelaskan secara rinci mengenai pengelolaan sumur tua. Targetnya minggu depan perbup tersebut bisa keluar, kata Toni Ade Irawan.

Sementara itu, Ketua Komisi B DPRD Kabupaten Bojonegoro Sigit Kushariyanto mengatakan, pada dasarnya Komisi B sangat mendukung pengelolaan sumur tua oleh BUMD tersebut. Sistem manajemen fee yang ditawarkan cukup bagus menurutnya. Kalau itu sudah bebas dari biaya lain, tidak masalah, misalnya CSR nanti ikut siapa? Kalau produksi mencapai 1.000 BPH, kita bisa dapat Rp 9 miliar.

Komisi B mendukung penuh dan akan memberikan tekanan kepada pihak terkait agar pengelolaan sumur tua ini bisa dimanfaatkan oleh daerah untuk kesejahteraan masyarakat lokal.

Koran Sindo, Page-19, Wednesday, May, 3, 2017

Tuban Support Project

Refinery Project

Pertamina and the Government of Tuban Regency hope that the Tuban refinery project can run immediately, though The land that will be used as the project is not 100% free from home residents. There are people who still make the land As a corn plantation. Currently Pertamina continues to complete the project.

The construction of an oil refinery in Tuban is a great hope for the surrounding community. This new Grass Root Refinery (NGRR) Tuban project will start running and can be a revenue supporter of the area. In the project, PT Pertamina took Rosneft from Russia. 

     Both will invest about US $ 13 billion. In the joint venture, Pertamina controls 51% stake in Tuban Refinery and the rest belongs to Rosneft, upstream oil and gas company from Russia.

The Tuban refinery is designed with a capacity of 300,000 barrels per day (bpd). While the quality of fuel oil (BBM) equivalent Euro-5. Pertamina promised to speed up the pre-construction process, so that the project could start on time.

Amir Siagian, Project Manager Coordinator of Tuban Refinery, said the development progress of the refinery project

Tuban has reached the engineering stage. This engineering consists of three stages, namely basic, front end, and detail. Now just basic, basic work up to eight months ahead. After that, enter the front end stage for 14 months ahead again.

People certainly hope, this project can start smoothly. In addition to contributing to meet the needs of community fuel, the Tuban refinery project is also expected to improve the welfare of the people of Tuban. Tuban Regent Fathul Huda stated that the district government and Tuban people have high hopes from the new refinery project in Tuban.

One of them is increasing local revenue (PAD). With some sectors to grow, we expect to increase the multiplier effect and earnings directly, gross regional domestic product (GRDP) from several sectors, such as taxes and others. If GDP rises, of course the effect will be many.

While working on the basic engineering stages, Pertamina is also preparing the project, the land needs of the plant location reaches 500 hectares. Currently the land is still used by the community to grow corn. Even residents' houses are still standing strong on the land that will be used for the construction of the Tuban refinery.

But Amir is still optimistic, Pertamina's target of doing groundbreaking in June 2017 can be achieved. Groundbreaking depends on it, engineering finished, clearance completed, and ready land.

Nevertheless, Fathul did not know the estimated GDP increase with the construction of the Tuban refinery. Fathul only hopes Tuban PDRB can reach Rp 80 trillion in the next five years. If now our GRDP has gone up 100% from Rp 19 trillion to Rp 48 trillion for five years. We expect another five years after the project is operational, reaching Rp 70 trillion to Rp 80 trillion, our expectation.

IN INDONESIAN

Proyek Kilang Menopang Tuban

Pertamina dan Pemerintah Kabupaten Tuban berharap, proyek Kilang Tuban bisa segera berjalan, meskipun lahan yang akan dijadikan proyek tersebut belum 100% bebas dari rumah warga. Ada warga yang masih menjadikan lahan itu Sebagai perkebunan jagung. Saat ini Pertamina terus menyelesaikan proyek itu.

Pembangunan Kilang minyak di Tuban menjadi harapan besar bagi masyarakat sekitar. Proyek yang benama New Grass Root Refinery (NGRR) Tuban ini akan mulai berjalan dan bisa menjadi penyokong pendapatan daerah tersebut. 

     Dalam proyek itu, PT Pertamina menggandeng Rosneft dari Rusia. Keduanya akan menginvestasikan sekitar US$ 13 miliar. Dalam kongsi itu, Pertamina menguasai saham 51% Kilang Tuban dan sisanya milik Rosneft, perusahaan hulu migas asal Rusia.

Kilang Tuban didesain dengan kapasitas sebesar 300.000 barel per hari (bph). Sedangkan kualitas bahan bakar minyak (BBM) setara Euro-5. Pertamina berjanji akan mengebut proses pra-konstruksi, agar proyek ini bisa dimulai tepat waktu. 

Amir Siagian, Project Manager Coordinator Kilang Tuban, menyebutkan, kemajuan pembangunan proyek kilang Tuban sudah sampai tahapan engineering. Engineering ini terdiri dari tiga tahapan, yaitu basic, front end, dan detail. Sekarang baru saja basic, pengerjaan basic hingga delapan bulan ke depan. Setelah itu, masuk tahap front end selama 14 bulan ke depan lagi.

Masyarakat tentu berharap, proyek ini bisa dimulai dengan mulus. Selain memberikan andil dalam memenuhi kebutuhan BBM masyarakat, proyek kilang Tuban juga diharapkan meningkatkan kesejahteraan warga Tuban. Bupati Tuban Fathul Huda menyatakan, pemerintah kabupaten dan masyarakat Tuban memiliki harapan tinggi dari proyek kilang baru di Tuban. 

Salah satunya meningkatkan pendapatan asli daerah (PAD). Dengan beberapa sektor yang akan tumbuh, kami berharap bisa meningkatkan multiplier effect dan pendapatan secara secara langsung, produk domestik regional bruto (PDRB) dari beberapa sektor, seperti pajak dan lain-lain. Kalau PDRB naik, sudah tentu efeknya akan banyak sekali.

Sambil mengerjakan tahapan basic engineering, Pertamina juga sedang menyiapkan Iahan proyek tersebut, Kebutuhan lahan lokasi kilang mencapai seluas 500 hektare. Saat ini lahan itu masih digunakan masyarakat untuk menanam jagung. Bahkan runah-rumah warga juga masih berdiri kuat di lahan yang akan digunakan untuk pembangunan kilang Tuban tersebut. 

Namun Amir masih optimistis, target Pertamina melakukan groundbreaking pada Juni 2017 ini bisa tercapai. Groundbreaking tergantung tadi, engineering selesai, izin selesai, dan lahan siap.

Kendati demikian, Fathul belum mengetahui estimasi kenaikan PDRB dengan adanya pembangunan kilang Tuban. Fathul hanya berharap PDRB Tuban bisa mencapai angka Rp 80 triliun dalam lima tahun mendatang. Kalau sekarang ini PDRB kami sudah naik 100% dari Rp 19 triliun menjadi Rp 48 triliun selama lima tahun. Kami mengharapkan lima tahun lagi setelah proyek beroperasi ,bisa sampai Rp 70 triliun sampai Rp 80 triliun, harapan kami.

Kontan, Page-14, Wednesday, May, 3, 2017

PGN Absorbs Gas Pipe

Masela Blok Development

PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Will become one of the buyers of gas pipeline from Abadi Square, Masela Block. Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry Muhammad Khayam said the new industry needs 150 million cubic feet of gas per day (MMscfd) from the total allocation of 474 MMscfd from the Masela Block.

In addition to PT Pertamina interested in absorbing 200 MMscfd of Masela gas pipeline, PGN is also interested in becoming a buyer of gas, however, he does not know the volume that is likely to be absorbed issuers coded PGAS stock. However, of the total allocation of 474 MMscfd, there is still a remaining allocation of Masela 124 MMscfd gas that has not been absorbed.

Even I heard again PGN also want to go to be a gas buyer Masela. According to him, it is still consolidating with the prospective gas buyer Masela. The reason is, gas purchases in the region must be adjusted to the needs of the industry and the development plan of the industrial area of gas users. "It's okay if PGN wants to enter too, will be partnered with other private.

Previously, several companies have been willing to buy Masela gas, namely PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industries, PT Elsoro Multi Pratama, and PT Chandra Asri Petrochemical Tbk. 

     When confirmed, PGN Trade Director Danny Praditya said, in principle, the company will optimize the utilization of domestic gas production in order to meet the industry, power plants and commercial needs. PGN will seek to optimize the utilization of domestic gas production to meet national needs.

IN INDONESIAN

PGN Serap Gas Pipa

PT Perusahaan Gas Negara Tbk. akan menjadi salah satu pembeli gas pipa dari Lapangan Abadi, Blok Masela. Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, industri memang baru membutuhkan gas pipa 150 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dari alokasi total 474 MMscfd dari Blok Masela. 

Selain PT Pertamina yang berminat menyerap 200 MMscfd gas pipa Masela, PGN juga berminat menjadi pembeli gas tersebut, Namun, dia belum mengetahui volume yang kemungkinan akan diserap emiten berkode saham PGAS tersebut. Namun, dari total alokasi 474 MMscfd, masih ada sisa alokasi gas pipa Masela 124 MMscfd yang belum terserap.

Bahkan saya dengar lagi PGN juga mau ikut menjadi pembeli gas Masela. Menurutnya, saat ini pihaknya masih berkonsolidasi dengan calon pembeli gas Masela. Pasalnya, pembelian gas di kawasan tersebut harus disesuaikan dengan kebutuhan industri dan rencana pembangunan kawasan industri pengguna gas. “Tidak apa-apa kalau PGN mau masuk juga, nanti akan bermitra dengan swasta lain.

Sebelumnya, beberapa perusahaan telah bersedia membeli gas Masela, yakni PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industri, PT Elsoro Multi Pratama, dan PT Chandra Asri Petrochemical Tbk. 

     Saat dikonfirmasi, Direktur Perdagangan PGN Danny Praditya mengatakan, secara prinsip perseroan akan mengoptimalkan pemanfaatan produksi gas dalam negeri demi memenuhi industri, pembangkit listrik dan kebutuhan komersial.  PGN akan berupaya untuk mengoptimalkan pemanfaatan produksi gas dalam negeri untuk memenuhi kebutuhan nasional.

Bisnis Indonesia , Page-30, Wednesday, May, 3, 2017

Gas Price Agreed

The gas sale and purchase agreement for the Java I Gas Power Plant project was immediately signed as PT Pertamina and gas producers had agreed on gas prices.

Director of Procurement State Electricity Company (PLN) Supangkat Iwan Santoso said the gas price agreement has been reached between developers and gas producers. Pertamina consortium, Marubeni Corporation and Sojitz Corporation won the tender for the Java Gas I Gas Power Plant (PLTGU) I at the end of January 2017. 

    In fact, the power purchase agreement of 1,760 megawatt (MW) power plant has been signed in late January 2017. It has been deal [Agreed gas price], just wait time just signature.

According to him, the selected gas price is the lowest. The price of gas follows the movement of crude oil price Indonesia / ICP. Iwan explained that compared to the price of liquefied natural gas / LNG, the price of gas to be supplied to PLTGU Java I is lower, ie 11.2% of ICP with an additional US $ 0.4 per MMBtu.

Based on Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 11/2017 on Gas Utilization for Power Plant, LNG Price For power plant set at 11.5% of ICP.

The gas price to be supplied to PLTGU Java I was lower compared to LNG from Nusantara Regas at 11.25% from ICP plus US $ 0.7 per MMBtu. The gas allocation for PLGTU Java I has received approval from the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan. 

     The LNG will be imported from the Tangguh Train III Refinery operated by BP with a volume of 16 cargoes. The gas supply can be increased to 22 cargoes with a 20-year contract that starts flowing in 2020. The cheapest is indeed this [LNG and Tangguh].

IN INDONESIAN

Harga Gas Disepakati

Perjanjian jual beli gas dalam proyek Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap Jawa I segera diteken karena PT Pertamina dan produsen gas telah menyepakati harga gas.

Direktur Pengadaan Perusahaan Listrik Negara (PLN) Supangkat Iwan Santoso mengatakan, kesepakatan harga gas telah tercapai antara pengembang dengan produsen gas. Konsorsium Pertamina, Marubeni Corporation, dan Sojitz Corporation menjadi pemenang tender Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) Jawa I pada akhir Januari 2017. 

     Bahkan, perjanjian jual beli listrik pembangkit berkapasitas 1.760 megawatt (MW) itu telah diteken pada akhir Januari 2017. Sudah deal [sepakat harga gas], hanya nunggu waktunya saja tanda tangan.

Menurutnya, harga gas yang dipilih memang yang paling rendah. Harga gas tersebut mengikuti pergerakan harga minyak mentah Indonesia/ICP. Iwan menjelaskan, jika dibandingkan dengan harga gas alam cair /LNG, harga gas yang akan dipasok ke PLTGU Jawa I lebih rendah, yaitu 11,2% dari ICP dengan tambahan US$0,4 per MMBtu. 

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 11/2017 tentang Pemanfaatan Gas untuk Pembangkit Listrik, harga LNG untuk pembangkit listrik ditetapkan 11,5% dari ICP.

Harga gas yang akan dipasok ke PLTGU Jawa I itu pun lebih rendah bila dibandingkan dengan LNG dari Nusantara Regas sebesar 11,25 % dari ICP ditambah US$0,7 per MMBtu. Alokasi gas untuk PLGTU Jawa I telah mendapatkan persetujuan dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan. 

      LNG itu akan didatangkan dari Kilang Tangguh Train III yang dioperatori oleh BP dengan volume 16 kargo. Pasokan gas itu bisa ditambah menjadi 22 kargo dengan kontrak selama 20 tahun yang mulai mengalir pada 2020. Yang paling murah memang yang ini [LNG dan Tangguh].

Bisnis Indonesia , Page-30, Wednesday, May, 3, 2017

National Infrastructure Still Capable of Gathering of Imported Gases

The capacity of the national gas infrastructure is still able to accommodate additional supply if Indonesia starts importing liquefied natural gas / LNG by 2020. However, infrastructure development must be done to state the gas supply.

Gas Director of PT Pertamina Yenny Andayani said the volume of imported gas should be in line with the capacity of existing LNG recipients and regasification facilities in Indonesia. The reason, unlike oil, LNG although liquid-shaped can not be stored in a carrier ship tethered at sea. This will make the liquid gas longer evaporate or even an accident that is not in want.

In Indonesia, the capacity of existing recipients and regasification facilities can still accommodate imported gas. So if you look at the facilities, still adequate if the required volume is still in the early stages and ramp up (will go up).

Indonesia has three LNG receiving and regasification facilities, namely in West Java, Lampung and Arun. Yenny detailed that LNG facilities in West Java and Arun, each having a capacity of about 3-3.5 million tons per year. Currently, both facilities have not been fully utilized.

Then, LNG facility in Lampung managed by PT PGN Tbk with a capacity of 2 million tons per year and not fully utilized. However, Indonesia needs to be wary of the growth of national gas needs in the future.

One of them whether the existing facilities at this time the distribution in accordance with the center of gas needs. Then to note also is the growth of gas utilization in the future how fast.

For that, he said, it needed a synergy between Pertamina and PGN to optimize the existing gas infrastructure. One of them is how to have the existing recipient and regasification facilities, both owned by Pertamina and PGN, can be utilized together.

Likewise, existing pipe infrastructure can also be shared. It is then necessary to ascertain whether FSRUs (floating storage and regasification units) are required. This is only Sumatra and Java, how is the archipelago of East Indonesia?

However, Yenny added that currently Indonesia still does not need to import gas to meet domestic needs. Indonesia still has an excess supply of LNG that can be utilized by domestic consumers. The reason, so far the national LNG consumer only PT PLN Imports 2020

Yenny estimates gas imports will be needed by 2020. This estimate assumes an increase in normal gas demand where demand for electricity grows from 3% to 6% and other parameters determined by the government.

In the upstream oil and gas sector, large gas fields in Indonesia, such as the Masela Block and East Natuna, are still under development. So there is a gas supply deficit. Pertamina and PGN should anticipate how secure gas supply for the country can be.

Pertamina has signed an LNG import contract with a US company. Pertamina signed a contract with Cheniere Energy Inc. subsidiary, Corpus Christi Liquefaction Liability Company, to supply LNG of 0.76 million tons per year for 20 years starting 2019. Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume for 20 years, but Starting in 2018.

Finally, Pertamina has just signed LNG import contract with ExxonMobil with volume of 1 million tons per year for 20 years starting from 2025. Yenny added, although the three contracts with US company, gas source of Pertamina does not mean from Uncle Sam's country alone. Exxon-Mobil said it has a variety of gas sources in the world that become the flexibility for Pertamina.

IN INDONESIAN

Infrastruktur Nasional Masih Mampu Tampung Gas Impor

Kapasitas infrastruktur gas nasional masih mampu menampung tambahan pasokan jika Indonesia mulai mengimpor gas alam cair/LNG pada 2020 nanti. Namun, pembangunan infrastruktur harus tetap dilakukan untuk memeratakan pasokan gas.

Direktur Gas PT Pertamina Yenny Andayani mengatakan, volume gas yang diimpor harus sesuai dengan kapasitas fasilitas penerima dan regasifikasi LNG yang ada di Indonesia. Pasalnya, tidak seperti minyak, LNG meski berbentuk cair tidak dapat disimpan dalam kapal pengangkut yang ditambatkan di laut. Hal ini akan membuat gas cair semakin lama menguap atau bahkan terjadi kecelakaan yang tidak di inginkan.

Di Indonesia, kapasitas fasilitas penerima dan regasifikasi yang ada masih dapat menampung gas yang di impor. Jadi kalau lihat fasilitas, masih memadai kalau volume yang diperlukan masih di tahap awal dan ramp up (akan naik).

Indonesia memiliki tiga fasilitas penerima dan regasifikasi LNG, yakni di Jawa Barat, Lampung, dan Arun. Yenny merinci, fasilitas LNG di Jawa Barat dan Arun, masing-masing memiliki kapasitas sekitar 3-3,5 juta ton per tahun. Saat ini kedua fasilitas tersebut belum dimanfaatkan sepenuhnya.

Kemudian, fasilitas LNG di Lampung yang dikelola PT PGN Tbk berkapasitas 2 juta ton per tahun dan belum sepenuhnya dimanfaatkan. Hanya saja, Indonesia perlu mewaspadai pertumbuhan kebutuhan gas nasional ke depannya. 

Salah satunya apakah fasilitas yang ada saat ini sebarannya sesuai dengan pusat kebutuhan gas. Kemudian yang perlu diperhatikan juga adalah pertumbuhan pemanfaatan gas di masa mendatang seberapa cepat.

Untuk itu, dikatakannya diperlukan sinergi antara Pertamina dan PGN untuk mengoptimalkan infrastruktur gas yang ada. Salah satunya bagaimana agar fasilitas penerima dan regasifikasi yang ada, baik milik Pertamina dan PGN, dapat dimanfaatkan bersama.

Demikian juga infrastruktur pipa yang ada juga dapat dipakai bersama. Kemudian perlu memastikan apakah diperlukan lagi FSRU (floating storage and regasification unit/fasilitas penerima dan regasifikasi terapung). Ini hanya Sumatera dan Jawa, bagaimana Indonesia Timur yang sifatnya kepulauan?

Meski demikian, Yenny menambahkan, saat ini Indonesia masih belum perlu mengimpor gas untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Indonesia justru masih mempunyai kelebihan pasokan LNG yang dapat dimanfaatkan konsumen domestik. Pasalnya, sejauh ini konsumen LNG nasional hanya PT PLN Impor 2020

Yenny memperkirakan impor gas akan diperlukan pada 2020 nanti. Perkiraan ini dengan asumsi kenaikan kebutuhan gas normal di mana pertumbuhan kebutuhan listrik naik dari 3% menjadi 6% dan parameter lain yang ditentukan pemerintah. 

Sementara di sektor hulu migas, lapangan gas besar di Indonesia, seperti Blok Masela dan East Natuna, masih dalam pengembangan. Sehingga terjadi defisit pasokan gas. Pertamina dan PGN harus mengantisipasi bagaimana bisa secure pasokan gas untuk dalam negeri.

Pertamina telah meneken kontrak impor LNG dengan perusahaan Amerika Serikat. Pertamina meneken kontrak dengan anak usaha Cheniere Energy Inc, yakni Corpus Christi Liquefaction Liability Company, untuk pasokan LNG sebesar 0,76 juta ton per tahun selama 20 tahun mulai 2019. Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama selama 20 tahun, namun dimulai pada 2018.

Terakhir, Pertamina baru saja meneken kontrak impor LNG dengan ExxonMobil dengan volume 1 juta ton per tahun selama 20 tahun yang berlaku mulai 2025. Yenny menambahkan, meski ketiga kontrak dengan perusahaan Amerika Serikat, sumber gas Pertamina bukan berarti dari Negeri Paman Sam itu saja. Exxon-Mobil dikatakannya memiliki berbagai sumber gas di dunia yang menjadi fleksibilitas bagi Pertamina.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, May, 2, 2017

DEN Welcomes Positive Expansion of Pertamina Abroad

Expansion plans of upstream oil and gas sector of PT Pertamina in Russia and Iran are considered positive. Members of the National Energy Council (DEN) Tumiran said it was time for Pertamina to expand overseas. Moreover, domestic production continues to decline.

Expansion to Russia and Iran is good. We now have to find space. Because when the relationship with the west is not good, these countries still need to do business, need to sell products, need also investment. So, for Indonesia, this is an opportunity.

According to Tumiran, it is time for Pertamina to expand abroad, including Russia and Iran. Moreover, because domestic production continues to decline on the one hand, but still must have a guarantee of supply to Indonesia on the other side. In fact, various countries, do the same to ensure the supply in the country.

Other countries such as China for example, he is in Indonesia in the upstream sector. That is to provide guarantees to his country. America too. Hence, I think Pertamina should have space.

To that end, Tumiran expects Pertamina to prepare this expansion in detail. Not only the understanding of the regulations applicable in the country, but also about the technology of exploration and exploitation that will be used. Technology should not fail because it affects the cost. This matter must be well prepared by Pertamina.

Equally important, Pertamina must also prepare an international-level lawyer. The lawyer must really understand the policies in the country. Thus, if negotiation or dispute, then can immediately find a way out.

We must learn from experience, when our company happens dispute and we lose. So that should be well prepared. The Lawyer must master the correct chapters per chapter and word per word in English. Equally important, lawyers must take sides with Pertamina's interests.

Support for Pertamina's overseas expansion plans, including Russia and Iran, was also given by former House Speaker Marzuki Ali. According to Marzuki, investment in both countries is relatively safe. Moreover, Iran is not currently embargoed. Importantly, the investment is very profitable.

IN INDONESIAN

DEN Sambut Positif Ekspansi Pertamina ke Luar Negeri

Rencana ekspansi sektor hulu migas PT Pertamina di Rusia dan Iran dinilai positif. Anggota Dewan Energi Nasional (DEN) Tumiran mengatakan, sudah waktunya Pertamina melakukan ekspansi ke luar negeri. Apalagi, produksi dalam negeri yang terus menurun.

Ekspansi ke Rusia dan Iran bagus. Kita sekarang memang harus mencari ruang. Karena di saat hubungan dengan barat yang tidak bagus, negara-negara itu tetap perlu berbisnis, perlu menjual produk, perlu juga investasi. Jadi, untuk Indonesia, ini adalah kesempatan.

Menurut Tumiran, memang sudah waktunya Pertamina melakukan ekspansi ke luar negeri, termasuk Rusia dan Iran. Terlebih, karena produksi dalam negeri yang terus menurun di satu sisi, namun tetap harus punya jaminan pasokan ke Indonesia di sisi Iain. Bahkan, berbagai negara pun, melakukan hal yang sama untuk menjamin pasokan dalam negerinya.

Negara-negara lain seperti Cina misalnya, dia ada di Indonesia di sektor hulu. Itu untuk memberikan jaminan ke negaranya. Amerika juga begitu. Makanya, saya pikir Pertamina harus punya ruang.

Untuk itu, Tumiran berharap Pertamina mempersiapkan ekspansi ini secara detail. Tidak hanya pemahaman mengenai regulasi-regulasi yang berlaku di negara tersebut, namun juga mengenai teknologi ekplorasi dan eksploitasi yang akan dipergunakan. Teknologi jangan sampai gagal karena berpengaruh pada cost. Hal ini yang harus dipersiapkan dengan baik oleh Pertamina.

Tidak kalah penting, Pertamina juga harus mempersiapkan pengacara berlevel internasional. Pengacara tersebut harus betul-betul mengerti mengenai berbagai kebijakan di negara itu. Dengan demikian, jika negosiasi atau dispute, maka bisa segera mengetahui jalan keluar.

Kita harus belajar dari pengalaman, ketika perusahaan kita terjadi dispute dan kita kalah. Jadi itu yang harus dipersiapkan dengan baik Lawyer tersebut harus menguasai betul pasal per pasal dan kata per kata dalam Bahasa Inggris. Tidak kalah penting, lawyer harus berpihak pada kepentingan Pertamina.

Dukungan terhadap rencana ekspansi Pertamina ke luar negeri, termasuk Rusia dan Iran juga diberikan mantan Ketua DPR Marzuki Ali. Menurut Marzuki, investasi di kedua negara tersebut relatif aman. Apalagi, saat ini Iran sudah tidak diembargo. Yang penting, investasi yang dilakukan sangat menguntungkan.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, May, 2, 2017

ELSA Get Three New Contracts

This year, PT Elnusa Tbk is optimistic that the business in upstream oil and gas sector is better than last year. Due to the impact of the improvements, issuers of the Indonesia Stock Exchange coded ELSA are diligent in following the various tenders at home and abroad.

As a result, there are two three-dimensional seismic contracts (3D) and one drilling contract. Rifqi Budi Prasetyo, ELSA Investor Relations, explains, there is already a project that one step to be signed and start doing workmanship. There are already prospective clients, big projects but are not yet official. It's a 3D seismic project, the project is pretty big. We have not dared to say, not yet official, maybe the next few weeks can already be announced.

Both contracts are both seismic and terrestrial seismic projects. Understandably, the company already has a new seismic vessel assets with 10 streamers capable of geophysical geology, environmental and fishery surveys.

He said the target was not much of a contract, but the seismic vessel could reach 100 percent utilization this year. ELSA hopes, the contribution of seismic vessels will nianipu boost corporate revenue significantly.

Seismic sea will be good when the price of oil is down, as well as for exploration in the sea will still be good because the government opened up many opportunities KKKS marine exploration.

With the achievement of the contract, the company targets this year's revenue to increase by 10 percent compared to last year. As of the first quarter of 2017, the company's revenue has seen a slight increase compared to the same period last year.

That is from Rp 921.1 billion, to Rp 969.92 billion or an increase of 5.3%. While last year ELSA posted sales of about Rp 3.6 trillion or decreased 4.1%.

Throughout the year 2016, upstream business ie seismic, drilling and oil field services accounted for 50% contribution. While logistics and energy distribution services accounted for 45% and the rest contributed from other supporting services. In addition to relying on upstream oil and gas business, ELSA is running a gas or flare gas power plant project. "Flare gas is already running, but I can not say yet about the target," Rifqi said.

IN INDONESIAN

ELSA Mendapatkan Tiga kontrak Baru

Tahun ini PT Elnusa Tbk optimistis, bisnis di sektor hulu migas lebih baik dibandingkan tahun lalu. Karena imbas perbaikan itu, emiten Bursa Efek Indonesia berkode ELSA tersebut rajin mengikuti berbagai tender di dalam maupun di luar negeri.

Hasilnya, ada dua kontrak seismik tiga dimensi (3D) dan satu kontrak pengeboran. Rifqi Budi Prasetyo, Hubungan Investor ELSA, menjelaskan, sudah ada proyek yang selangkah lagi akan ditandatangani dan mulai melakukan pengerjaan. Sudah ada calon klien, proyek besar tetapi memang belum resmi. Itu proyek seismik 3D, proyeknya lumayan besar. Kami belum berani bilang, belum resmi, mungkin beberapa pekan ke depan sudah bisa diumumkan.

Kedua kontrak itu merupakan proyek seismik darat maupun seismik laut. Maklum, perusahaan ini sudah memiliki aset kapal seismik baru dengan 10 streamer yang mampu melakukan survei geologi geofisika, lingkungan dan perikanan.

Dia mengatakan, terkaif target, bukan seberapa banyak kontrak yang didapat, tetapi kapal seismik tersebut bisa mencapai 100% utilisasi pada tahun ini. ELSA berharap, kontribusi dari kapal seismik akan nianipu mendongkrak pendapatan perusahaan secara signifikan. 

Seismik laut akan bagus di saat harga minyak yang sedang turun, maupun untuk eksplorasi di laut masih akan bagus karena pemerintah banyak membuka peluang KKKS melakukan eksplerasi laut.

Dengan pencapaian kontrak itu perusahaan menargetkan, pada tahun ini pendapatan bisa naik 10% dibandingkan tahun lalu. Sampai kuartal I 2017, pendapatan perusahaan ini terlihat sedikit meningkat dibandingkan periode yang sama pada tahun lalu.

Yakni dari Rp 921,1 miliar, menjadi Rp 969,92 miliar atau meningkat 5,3%. Sedangkan sepanjang tahun lalu ELSA membukukan penjualan sekitar Rp 3,6 triliun atau menurun 4,1%.

Sepanjang tahun 2016, bisnis hulu yakni seismik, drilling dan oil field services menyumbang kontribusi 50%. Sedangkan jasa logistik dan distribusi energi menyumbang 45% dan sisanya kontribusi dari jasa penunjang lain.  Selain bertumpu pada bisnis hulu migas, ELSA sedang menjalankan proyek pembangkit tenaga gas buang atau Flare gas. "Flare gas sudah berjalan, tetapi saya belum bisa bilang soal targetnya,” kata Rifqi.

Kontan, Page-14, Tuesday, May, 2, 2017

Petronas Magic Rig So Floating Hotel

One important element in the oil and gas business (oil and gas) is the production platform or rig. As the aging well followed the platform's aging, oil and gas companies faced a dilemma.

Vice President of Engineering and Integrity PHE ONWJ Made Sukrajaya said Pertamina has 223 platforms. A total of 103 platforms are over 30 years old. A total of 78 platforms aged 21-30 years. In addition, there are 34 platforms 1 to 20 years old and 8 platforms less than 10 years old.

According to Made, 46 percent of Pertamina's plarform is already mature. The treatment costs a lot, so it is not worth the remaining oil and gas reserves. Meanwhile, the dismantling of the rig is costly. Therefore, Pertamina chose rejuvenate the plate form to extend the age.

If the design is for 20 years, with rejuvenation we can use up to 30 years, "said Made. Head of Civil and Environmental Engineering Department of Petronas Malaysia University Noor Amalia explained that there are four rigs owned by Shell and Petronas which have been decommissioned since 2003, especially offshore platform. The demolition of the 945,500 metric ton rig requires USD 18.79 billion to USD 46.53 billion (equivalent to Rp 618 trillion).

The cost is what the oil and gas company complains, Noor said. To get around the cost, oil and gas companies can make the rig as a place of development of coral reef (rig of reef). We are developing hotel designs on platfom so that rig can be an offshore tourist venue.

IN INDONESIAN

Petronas Sulap Rig Jadi Hotel Terapung

Salah satu elemen penting dalam bisnis minyak dan gas (migas) adalah platform atau rig produksi. Seiring uzurnya sumur yang diikuti menuanya platform, perusahaan migas dihadapkan pada dilema.

Vice President Engineering and Integrity PHE ONWJ Made Sukrajaya menyatakan, Pertamina memiliki 223 platform. Sebanyak 103 platform di antaranya berusia lebih dari 30 tahun. Sejumlah 78 platform berusia 21-30 tahun.  Selain itu, ada 34 platform yang berumur 1 1-20 tahun dan 8 platform kurang dari 10 tahun.

Menurut Made, 46 persen plarform milik Pertamina sudah mature. Perawatannya membutuhkan biaya besar sehingga tidak sepadan dengan cadangan migas yang tersisa. Sementara itu, pembongkaran rig menghabiskan dana besar. Karena itu, Pertamina memilih meremajakan plat form untuk memperpanjang usia. 

Bila desainnya untuk 20 tahun, dengan peremajaan bisa kami gunakan hingga 30 tahun,” kata Made. Head of Civil and Environmental Engineering Department University Petronas Malaysia Noor Amalia menjelaskan, ada empat rig milik Shell dan Petronas yang dibongkar (decommissioning) sejak 2003, terutama platform offshore. Pembongkaran rig seberat 945,500 metrik ton membutuhkan biaya USD 18,79 miliar hingga USD 46,53 miliar (setara Rp 618 Triliun). 

Besar biaya itulah yang lantas dikeluhkan perusahaan migas, kata Noor. Untuk menyiasati biaya, perusahaan migas bisa menjadikan rig sebagai tempat pengembangan terumbu karang (rig of reef). Kami sedang mengembangkan desain hotel di atas platfom sehingga rig bisa menjadi tempat wisata lepas pantai.

Jawa Pos, Page-5, Tuesday, May, 2, 2017