Chevron Commitment Apply the Latest Technology

93 years Chevron, one of the world's leading integrated energy companies, operates in Indonesia. For almost a century Chevron has been a key partner in meeting Indonesia's energy needs, driving economic growth and supporting community development in the region of operations in the country. This is evidenced by Chevron's ability to become the largest national crude producer.

We produce more than 12 billion barrels of oil from field oil fields in Riau, Sumatra and offshore fields in East Kalimantan to meet energy demand for Indonesia's economic growth, said Yanto Sianipar, Senior Vice President, Policy, Government and Public Affairs of Chevron IndoAsia Business Unit , Parent company of PT Chevron Pacific Indonesia.

In operating the oil and gas blocks, Chevron and its joint venture partners work under the supervision and control of SKK Migas under a Production Sharing Contract (PSC). According to Yanto, Chevron is committed to developing the latest technology and leading in oil and gas development.

Moreover Chevron is a pioneer in the application of advanced technology Enhanced Oil Recovery (EOR) the world's largest surfactant in the field of Minas and Duri in Riau. EOR surfactants are carried out by injection of surfactants in oil wells. This technology is used to increase oil production in the field because the oil reserves in the old oil and gas fields continue to decline.

The EOR technology process is very complex and is usually applied when the field has entered the final stage of primary and secondary oil acquisition. This technology can be described as a method for extracting hydrocarbons from reservoirs containing large amounts of residual oil that can no longer be produced in primary and secondary ways. However, each field has its own uniqueness and characteristics.

This led to differences in EOR technology being applied to provide a challenge and opportunities for Chevron professionals to learn and apply diverse technologies. In the application of EOR technology, there are several types of injectables or methods that can be used, namely water injection for Minas Field and steam injections for Duri Field.

     Because the oil in Duri Field is heavy crude oil with a high degree of viscosity. Chevron has always made sure that the EOR technology implementation plan is executed carefully considering the enormous scale of the field.

Use of the latest technology is also done by Chevron Indonesia Company Ltd., a subsidiary of Chevron IndoAsia Bussiness Unit, in the development of Indonesia Deepwater Development (IDD) Chevron project. For example Bangka Field project in East Kalimantan.

This represents the application of Chevron's latest technology in the first phase of the IDD project to support the government in achieving the national oil lifting target. Bangka Field began producing its first natural gas at the end of August 2016.

The first gas of the Bangka Project is an important achievement to continue supporting the government in delivering energy safely, efficiently and reliably for Indonesia, said Managing Director of Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor.

According to Taylor, the project demonstrates Chevron's commitment to bringing global capabilities and cutting-edge technology to Indonesia and applying best practices and expertise from marine development projects within companies around the world. The Bangka project has an installed gas capacity of 110 million cubic feet per day (MMSCFD) and 4,000 barrels of condensate per day. Chevron holds a 62% stake in Project Bangka with another partner, ENI 20% and Tip Top remaining at 18%.

Arcandra Tahar, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, acknowledged the use of new technology to increase oil and gas production is necessary because the characteristics of existing oil and gas fields in Indonesia have changed. The era of oil and gas fields that have large reserves is gone. 

     Findings are also nothing great. If you continue to rely on old technology, then the production has decreased will decrease Let's try new technology. If you just say the new technology is risky and does not try the risky thing, when will we get something better, says Arcandra.

IN INDONESIAN

Komitmen Chevron Terapkan Teknologi Termutakhir

Sudah 93 tahun Chevron, salah satu perusahaan energi terintegrasi terdepan di dunia, beroperasi di Indonesia. Selama hampir satu abad Chevron menjadi mitra utama dalam memenuhi kebutuhan energi Indonesia, menggerakkan pertumbuhan ekonomi dan mendukung pengembangan masyarakat di wilayah operasi di Tanah Air. Ini dibuktikan dengan kemampuan Chevron menjadi produsen minyak mentah terbesar nasional.

Kami memproduksi lebih dari 12 miliar barel minyak dari lapangan minyak darat di Riau, Sumatera dan lapangan lepas pantai di Kalimantan Timur untuk memenuhi kebutuhan energi untuk pertumbuhan ekonomi Indonesia, kata Yanto Sianipar, Senior Vice President, Policy, Government and Public Affairs Chevron IndoAsia Business Unit, induk usaha PT Chevron Pacific Indonesia. 

Dalam mengoperasikan blok migas, Chevron bersama para mitra joint venture bekerja di bawah pengawasan dan pengendalian SKK Migas berdasarkan kontrak bagi hasil atau Production Sharing Contract (PSC). Menurut Yanto, Chevron berkomitmen mengembangkan teknologi terkini dan terdepan dalam pengembangan migas. 

Apalagi Chevron adalah pionir dalam penerapan teknologi lanjutan Enhanced Oil Recovery (EOR) surfaktan terbesar di dunia di lapangan Minas dan Duri di Riau. EOR surfaktan dilakukan dengan melakukan injeksi surfaktan pada sumur-sumur minyak. Teknologi ini digunakan untuk meningkatkan produksi minyak di lapangan tersebut karena cadangan minyak bumi pada lapangan migas tua terus menurun.

Proses teknologi EOR sangat rumit dan biasanya diterapkan ketika Iapangan telah memasuki tahap akhir perolehan minyak primer dan sekunder. Teknologi ini dapat dijelaskan sebagai metode untuk mengekstrak hidrokarbon dari reservoar yang mengandung sejumlah besar sisa minyak yang tidak bisa lagi diproduksi dengan cara primer dan sekunder. Akan tetapi, tiap Iapangan memiliki keunikan dan karakteristik tersendiri.

Ini menyebabkan perbedaan teknologi EOR yang diterapkan sehingga memberi tantangan tersendiri dan kesempatan bagi para profesional Chevron mempelajari dan menerapkan teknologi yang beragam. Pada penerapan teknologi EOR, ada beberapa jenis injeksi atau metode yang dapat digunakan, yaitu injeksi air untuk Lapangan Minas dan injeksi uap untuk Lapangan Duri. 

     Pasalnya, minyak di Lapangan Duri merupakan minyak mentah berat dengan tingkat kekentalan yang tinggi. Chevron selalu memastikan bahwa rencana penerapan teknologi EOR dijalankan secara teliti mengingat skala lapangan yang sangat besar.

Penggunaan teknologi termutakhir juga dilakukan oleh Chevron Indonesia Company Ltd, anak usaha Chevron IndoAsia Bussiness Unit, dalam pengembangan proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) Chevron. Contohnya proyek Lapangan Bangka di Kalimantan Timur. 

Ini merupakan representasi penerapan teknologi terkini Chevron pada tahap pertama proyek IDD demi mendukung pemerintah dalam mencapai target lifting migas nasional. Lapangan Bangka mulai memproduksi gas alam pertamanya pada akhir Agustus 2016.

Gas pertama Proyek Bangka ini merupakan pencapaian penting untuk terus mendukung pemerintah menghasilkan energi secara selamat, efisien, dan handal bagi Indonesia, kata Managing Director Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor.

Menurut Taylor proyek ini menunjukkan komitmen Chevron membawa kemampuan global dan teknologi terkini bagi Indonesia serta menerapkan praktik terbaik dan keahlian dari proyek-proyek pengembangan laut dalam perusahaan di seluruh dunia. Proyek Bangka memiliki kapasitas terpasang gas sebesar 110 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) dan 4.000 barel kondensat per hari.  Chevron memegang 62% saham kepemilikan di Proyek Bangka dengan mitra lainnya, yaitu ENI 20% dan sisanya Tip Top sebesar 18%. 

Arcandra Tahar, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, mengakui penggunaan teknologi baru untuk meningkatkan produksi migas diperlukan karena karakteristik lapangan migas yang ada di Indonesia sudah berubah. Era lapangan minyak dan gas yang memiliki cadangan besar itu sudah tidak ada. 

   Temuan juga tidak ada yang besar. Jika terus mengandalkan teknologi lama, maka produksi yang sudah menurun akan semakin menurun. Mari kita coba teknologi baru. Kalau hanya bilang teknologi baru riskan dan tidak mencoba hal yang penuh risiko,  kapan kita akan mendapat sesuatu lebih baik, kata Arcandra.

Investor Daily, Page-9, Thursday, May, 4, 2017

Gas Transportation Fee Must be Competitive

Energy and Mineral Resources Minister (ESDM) Ignatius Jonan confirmed that the toll fee set for gas consumers must be competitive. Because the cost of this transport will affect the price of gas that affects the competitiveness of national industries. Jonan said the government will study how much investment the construction of a gas distribution pipeline that makes sense.

It will gather all relevant stakeholders, such as PT Pertamina Gas, PT PGN Tbk, and large private companies to discuss this. So it can be obtained a fair fee or toll fee for all parties. Because all this time the owner of the pipe company divides this investment expense with the volume of gas flowed through the pipes. If the gas volume is flowing a bit, then the toll fee drawn can be quite high. It wants the toll amount to the same regardless of the volume of gas that flows.

He added, to reduce the national gas price, it has encouraged oil and gas producers to do the efficiency. But if on the midtsream side does not do the same and set a high toll fee, then the national gas price can not be as low as expected.

In fact, the biggest buyer of national gas production is PT PLN. Thus, the price of gas will greatly affect the price of electricity. If electricity is not competitive, then the whole industry is not competitive as well.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, I Gusti Nyoman Wiratmaja, added that the toll fee for distribution pipeline is determined based on business negotiations between the owners of pipelines and gas buyers. The government through the Oil and Gas Downstream Regulatory Agency (BPH Migas) only regulates the toll fee of the transmission pipeline.

So we will issue a ministerial regulation stipulating how much the cost of distribution (toll fee) and trading margin, so there is justice. To set this toll fee, it will set the rate of return on capital (internal rate of return / IRR) gas distribution pipeline project.

Later, the government will set IRR so much, for all pipe developers, so that the cost of transporting so much. In the draft ministerial regulation, the government sets a tariff of gas (toll fee), which is the sum of asset depreciation, operating and maintenance costs, taxes, dues, and IRR then divided by volume.

In this formula, the IRR will also be limited to 11% with age to the economy set by 15 years. Furthermore, the volume of gas used in accordance with the allocation or 60% of the initial design capacity of the larger distribution pipeline.

As for the commercial cost formula set at less than or equal to 7% of the price of upstream gas. This commercial cost includes commodity management costs, marketing and customer management costs, risk costs, and trade margins.

When gas distribution through two commercial entities facilitates touching the final consumer, the commercial cost of 7% is shared between the two business entities.

President Director of Pertagas Toto Nugroho admitted that he did not mind the arrangement of toll fee. It only requested that the company still obtain a reasonable rate of return for investments that have been issued, which is about 11-12%. If during that (IRR enough) exists, then players will be interested in building a pipe. The government expects that after the arrangement of toll fee, gas price can be more affordable so that the utilization of domestic gas will be more optimal.

Wiratmaja said, this increase in consumption has been taken into account in the preparation of the 2016-2035 Gas Balance. In this balance sheet has been taken into account the increase in consumption, so there is potential and comitted demand.

In the 2016-2035 Gas Balance, committed demand increased from the current 923 million standard cubic feet per day / mmscfd to 1,427 mmscfd next year, 2,289 mmscfd in 2019, and reached 5,333 mmscfd by 2035. While potential demand increased from 357 mmscfd 2017, 696 mmscfd by 2018, 1,436 mmscfd by 2019, and touching 3,231 mmscfd by 2035.

With this commitment and potential demand, Indonesia needs to start importing gas in 2019. At that time, the total needs, including those with contracted demand, reached 9,323 mmscfd. Meanwhile, the total national gas supply is only 7,651 mmscfd. So the required import of 1,672 mmscfd.

Thus, Indonesia needs to expand its gas infrastructure as gas needs continue to increase every year. The government wants all the islands to connect gas pipelines, mainly Sumatra, Java, Bali and Kalimantan. To that end, the government needs the participation of private companies to increase the national gas infrastructure.

IN INDONESIAN

Ongkos Angkut Gas Harus Kompetitif    

Menteri Energi dan Sumber Maya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menegaskan ongkos angkut (toll fee) yang ditetapkan bagi konsumen gas harus kompetitif. Pasalnya, ongkos angkut ini akan berpengaruh pada harga gas yang berdampak pada daya saing lndustri nasional. Jonan menuturkan pemerintah akan mengkaji berapa investasi pembangunan pipa distribusi gas yang masuk akal.

Pihaknya akan mengumpulkan seluruh stakeholder terkait, seperti PT Pertamina Gas, PT PGN Tbk, dan perusahaan swasta besar untuk membahas hal ini. Sehingga dapat diperoleh ongkos angkut atau toll fee yang adil bagi semua pihak. Karena selama ini perusahaan pemilik pipa membagi beban investasi ini dengan volume gas yang dialirkan melalui pipanya. Jika volume gas yang mengalir sedikit, maka toll fee yang ditarik bisa cukup tinggi. Pihaknya menginginkan besaran toll ke yang sama berapapun volume gas yang dialirkan.

Dia menambahkan, untuk menekan harga gas nasional, pihaknya sudah mendorong produsen migas untuk melakukan efisiensi. Namun jika di sisi midtsream tidak melakukan hal yang sama dan menetapkan toll fee tinggi, maka harga gas nasional tidak bisa serendah yang diharapkan.

Padahal, pembeli terbesar produksi gas nasional adalah PT PLN. Sehingga, harga gas akan sangat mempengaruhi harga listrik. Kalau listrik harganya tidak kompetitif, maka seluruh industri tidak kompetitif juga. 

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja menambahkan, toll fee untuk pipa distribusi selama ini memang ditentukan berdasarkan negosiasi bisnis antara pemilik pipa dan pembeli gas. Pemerintah melalui Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas), hanya mengatur toll fee pipa transmisi.

Maka kami akan menerbitkan satu peraturan menteri yang menetapkan berapa biaya distribusi (toll fee) dan margin trading, supaya ada keadilan. Untuk menetapkan toll fee ini, pihaknya akan mengatur tingkat pengembalian modal (internal rate of return/ IRR) proyek pipa gas distribusi. 

Nantinya, pemerintah akan menetapkan IRR sekian, untuk semua pengembang pipa, sehingga diperoleh ongkos angkut sekian. Dalam draf peraturan menteri, pemerintah menetapkan tarif penyaluran gas (toll fee), yakni hasil penjumlahan depresiasi aset, biaya operasi dan pemeliharaan, pajak, iuran, serta IRR kemudian dibagi volume. 

Dalam formula ini, IRR nantinya juga akan dibatasi 11% dengan umur ke ekonomian ditetapkan 15 tahun. Selanjutnya, volume gas yang digunakan sesuai dengan alokasi atau 60% dari kapasitas desain awal pipa distribusi yang lebih besar.

Sementara untuk formula biaya niaga ditetapkan kurang dari atau sama dengan 7% dari harga gas hulu. Biaya niaga ini telah mencakup biaya pengelolaan komoditas, biaya pemasaran dan pengelolaan pelanggan, biaya risiko, dan marjin niaga. 

Bila penyaluran gas melalui dua badan usaha niaga berfasilitas untuk menyentuh konsumen akhir, biaya niaga sebesar 7% dibagi ke dua badan usaha tersebut.

Presiden Direktur Pertagas Toto Nugroho mengaku tidak keberatan adanya pengaturan toll fee. Pihaknya hanya meminta agar perusahaan tetap memperoleh tingkat pengembalian yang wajar untuk investasi yang telah dikeluarkan, yakni sekitar 11-12%. Kalau selama itu (IRR cukup) ada, maka pemain akan tertarik membangun pipa. Pemerintah mengharapkan setelah ada pengaturan toll fee, harga gas bisa semakin terjangkau sehingga pemanfaatan gas dalam negeri akan semakin optimal. 

Wiratmaja mengungkapkan, peningkatan konsumsi ini sudah diperhitungkan dalam penyusunan Neraca Gas 2016-2035. Di neraca ini sudah diperhitungkan kenaikan konsumsi, makanya ada potential dan comitted demand.

Dalam Neraca Gas 2016-2035, committed demand tercatat meningkat dari saat ini 923 million standard cubic feet per day/mmscfd menjadi 1.427 mmscfd pada tahun depan, 2.289 mmscfd pada 2019, dan mencapai 5.333 mmscfd pada 2035. Sementara potential demand naik dari 357 mmscfd pada 2017, 696 mmscfd pada 2018, 1,436 mmscfd pada 2019, dan menyentuh 3.231 mmscfd pada 2035.

Dengan adanya committed dan potential demand ini, maka Indonesia perlu mulai impor gas pada 2019. Pada saat itu, total kebutuhan termasuk dengan yang contracted demand, mencapai 9.323 mmscfd. Sementara total pasokan gas nasional hanya sebesar 7.651 mmscfd. Sehingga diperlukan impor sebesar 1.672 mmscfd. 

Sehingga, Indonesia perlu memperbanyak infrastruktus gasnya mengingat kebutuhan gas terus meningkat setiap tahunnya. Pemerintah menginginkan agar seluruh pulau bisa terhubung pipa gas, utamanya Sumatera, Jawa, Bali, dan Kalimantan. Untuk itu, pemerintah membutuhkan partisipasi perusahaan swasta untuk menambah infrastruktur gas nasional.

Investor Daily, Page-9, Thursday, May, 4, 2017

Jonan Threatens Inpex Kick from Masela Block

Inpex acknowledged that it has not held a pre-feed of the Masela Block to date. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan growled with the attitude of Inpex Corporation, operator of Abadi Field, Masela Block, Arafuru Sea, Maluku. The reason, the Japanese company has been six months this has not complied with the order of Jonan to make design two scenarios of gas distribution and two scenarios for the location of the refinery.

Jonan even threatened to cancel the participation rights of Inpex Corp. in the Masela Block, "If not prefront end engineering design (feed) or defining the project I just cancel Inpex.One long time Jonan said.

If the pre feed is over, the feed document becomes the benchmark in the project's work by the operator. Jonan explained, already six months he led the Ministry of Energy and Mineral Resources, but Inpex has not done pre-feed the Masela Block. For that Jonan give ultimatum Inpex to quickly do pre-feed. I lost patience.

According to the former Minister of Transportation, with the pre-feed the government could decide on gas production allocation from Masela's total gas production of 10.5 million tons per annum (MTPA). With prefeed also the location of the construction of liquefied natural gas (LNG) refineries can be determined.

There are two scenarios requested, namely Inpex must prefeed to capacity of 9.5 million tons per year plus 150 mmscfd and 7.5 MTPA pipe gas plus 474 mmscfd of pipe gas. Inpex must also pre-feed for two locations. The government decided that Inpex prefeed on Aru Island and Yamdena Island.

While making pre-feeds and so on, they should also survey the market. Approximately what the Ministry of Industry real estate demand does not, only determine the total production of gas pipelines, what is not gas pipeline. But the total has agreed 10.5 MTPA, just divided only.

While Inpex casually responded to the threat of Minister of Energy and Mineral Resources. Senior Manager of Communication and Relations Inpex, Usman Slamet explains, Inpex did not do prefeed. Because Inpex and the government still need to discuss related projects Masela Block. We are still communicating with the government. There are still some things that still need to be discussed with the government.

Meanwhile, Komaidi Notonegoro, Executive Director of ReforMiner Institute said the government can not unilaterally cancel contracts with Inpex. This is if a signed contract uses a production sharing contract (PSC) sharing scheme. If it is still a PSC or a contract, it is difficult. They can be arbitration, considering the position of the parties in the parallel contract.

But if the mechanism between the government and Inpex is a scheme using permits, it is easier. The government may revoke the permit. Komaidi also said that it is natural for the government to give Inpex ultimatum, because the Masela project is also a national interest. But until the cancellation, I think it is not simple. I see, this is more a message for Inpex to be more serious and committed to what has been agreed by both parties.

However, if the government forces to withdraw Inpex from the Masela Block project, then the main impact is that the project will retreat further. While finding a substitute for Inpex in the Masela Block is not easy. Finding a replacement is certainly not simple and takes time.

From the positive glasses if Inpex is kicked out of the Masela project, there will be an opportunity for the national company to replace Inpex. That way added value can be more enjoyed by the Indonesian side. Of course the added value will be more to enjoy Indonesia. But if the successor is a non national company, Still needs to be seen further.

IN INDONESIAN

Jonan Mengancam Tendang Inpex dari Blok Masela

Inpex mengakui belum menggelar pre-feed Blok Masela hingga saat ini. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan geram dengan sikap Inpex Corporation, operator Lapangan Abadi, Blok Masela, Laut Arafuru, Maluku. Pasalnya, perusahaan asal Jepang itu sudah enam bulan ini belum menuruti perintah Jonan untuk membuat desain dua skenario penyaluran gas dan dua skenario untuk lokasi kilang darat.

Jonan bahkan mengancam akan membatalkan hak partisipasi Inpex Corp di Blok Masela, "Kalau belum prefront end engineering design (feed) atau pendefinisian proyek saya batalkan saja Inpex. Terlalu Lama kata Jonan.

Jika pre feed usai, dokumen feed meniadi patokan dalam pengerjaan proyek oleh operator. Jonan menjelaskan, sudah enam bulan dirinya memimpin Kementerian ESDM, tapi Inpex belum juga melakukan pre feed Blok Masela. Untuk itu Jonan memberi ultimatum Inpex agar secepatnya melakukan pre-feed. Saya hilang kesabaran.

Menurut mantan Menteri Perhubungan itu, dengan pre feed tersebut pemerintah bisa memutuskan alokasi produksi gas dari total produksi gas Masela sebesar 10,5 million ton per annum (MTPA). Dengan prefeed pula lokasi pembangunan kilang liquefied natural gas (LNG) bisa ditentukan.

Ada dua skenario yang diminta, yakni Inpex harus melakukan prefeed untuk kapasitas 9,5 juta ton per tahun plus gas pipa 150 mmscfd dan 7,5 MTPA plus gas pipa 474 mmscfd. Inpex juga harus melakukan pre-feed untuk dua lokasi. Pemerintah memutuskan agar Inpex melakukan prefeed di Pulau Aru dan Pulau Yamdena. 

Sambil membuat pre-feed dan sebagainya, mereka juga harus survei pasar.  Kira-kira permintaan Kementerian Perindustrian real apa tidak, hanya menentukan total produksi gas pipa, berapa yang bukan gas pipa. Tapi total sudah sepakat 10,5 MTPA, hanya dibagi saja.

Sedangkan Inpex santai menanggapi ancaman Menteri ESDM. Senior Manager Communication and Relation Inpex, Usman Slamet menjelaskan, Inpex memang belum melakukan prefeed. Pasalnya Inpex dan pemerintah masih perlu berdiskusi terkait proyek Blok Masela. Kami masih terus berkomunikasi dengan pemerintah. Masih ada beberapa hal yang masih perlu di bicarakan dengan pemerintah.

Sementara, Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute mengatakan pemerintah tidak bisa membatalkan secara sepihak kontrak dengan Inpex. Ini jika kontrak yang sudah ditandatangani memakai skema kontrak bagi hasil alias production sharing contract (PSC). Jika masih PSC atau kontrak, sulit. Mereka bisa arbitrase, mengingat kedudukan para pihak dalam kontrak  sejajar.

Namun jika mekanisme antara pemerintah dan Inpex adalah skema menggunakan izin, lebih mudah. Bisa saja pemerintah mencabut izin tersebut. Komaidi juga bilang, wajar jika pemerintah meng ultimatum Inpex, karena proyek Masela juga merupakan  kepentingan nasional. Namun sampai pembatalan, saya kira tidak sederhana. Saya melihat, ini lebih sebagai pesan agar Inpex lebih serius dan komitmen dengan apa yang telah disepakati kedua belah pihak.

Namun jika sampai pemerintah memaksa mundur Inpex dari proyek Blok Masela, maka dampak utamanya  adalah proyek tersebut akan semakin mundur. Sementara mencari pengganti Inpex di Blok Masela tidaklah mudah. Mencari penggantinya tentu tidak sederhana dan butuh waktu.

Dari kacamata positif jika Inpex di tendang dari proyek Masela, akan ada kesempatan bagi perusahaan nasional untuk menggantikan Inpex. Dengan begitu nilai tambah bisa lebih banyak dinikmati pihak Indonesia. Tentu nilai tambahnya akan lebih banyak untuk di nikmati Indonesia. Namun jika penggantinya non perusahaan nasional ,

masih perlu dilihat lebih jauh lagi.

Kontan, Page-14, Thursday, May, 4, 2017

Minister of EMR Threatens to Break the Inpex Contract

Related to the Masela Block Development Plan

The Government on March 23, 2016 changed the pattern of Masela Block development from offshore to onshore. Since then, the construction of the liquefied natural gas refinery has ceased.

ESDM Minister Ignatius Jonan's patience was exhausted. The former minister of transportation said that Inpex Corporation is not serious about project planning because there was no meaningful development during the six months during which he served as minister. I can not wait.

The ESDM Ministry is still awaiting the completion of pre-FEED studies (front end engineering design). Since the beginning February, Inpex was asked to conduct a study at two locations of the project plan, namely Aru Island and Landena Island. Inpex has also been asked to make FEED for a refinery with a capacity of 9.5 million tons per year (mtpa) plus 150 million standard cubic feet per day (mmscfd) and a 7.5 mtpa refinery plus 474 mmscfd. Pre-FEED only. From there, it will decide the location and capacity of the refinery to be developed.

Indonesia acknowledges that pre-FEED production is fully submitted to Inpex. Not only approved the government's request, the Japanese company even agreed to review the two options before making pre-FEED.

However, until now, studies related to the location and capacity options of the refinery are also completed. Therefore, pre-FEED settlement is also pending. Not started immediately. If it's too long I cancel.

According to the Surabaya-born man, the two studies will be the benchmark for seeking gas bids Production from the Masela Block. Especially the demand from the Ministry of Industry. The two options also relate to data on total production of both piped and non-piped gas.

However, in general the production capacity has been agreed upon 10.5 mtpa. If the pre-FEED is too long, I can cancel the management rights of the MASSEL block. Until I lost patience.

Intrad Communication and Relation Manager Usman Slamet responded to Jonan's threat casually. Inpex affirmed its commitment to develop the rich field of natural gas. There is still something to talk about with the government.

IN INDONESIAN

Menteri ESDM Ancam Putus Kontrak Inpex

Terkait Rencana Pengembangan Blok Masela

Pemerintah pada 23 Maret 2016 mengubah pola pengembangan Blok Masela dari offshore menjadi onshore. Sejak saat itu, proyek pembangunan kilang gas alam cair tersebut berhenti.

Kesabaran Menteri ESDM Ignasius Jonan pun habis. Mantan menteri perhubungan itu menilai Inpex Corporation  tidak serius menggarap perencanaan proyek karena tidak ada perkembangan berarti selama enam bulan selama dirinya menjabat menteri. Saya sampai tidak sabar.

Kementerian ESDM masih menunggu penyelesaian kajian pra-FEED (front end engineering design). Sejak awal Februari, Inpex diminta melakukan kajian di dua lokasi rencana proyek, yakni Pulau Aru dan Pulau Landena. Inpex juga telah diminta membuat FEED untuk kilang berkapasitas 9,5 juta ton per tahun (mtpa) plus 150 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) serta kilang berkapasitas 7,5 mtpa plus 474 mmscfd. Pra-FEED saja. Dari situ, akan diputuskan lokasi dan kapasitas kilang yang akan dikembangkan.

Indonesia itu mengakui, pembuatan pra-FEED memang sepenuhnya diserahkan pada Inpex. Tidak hanya menyetujui permintaan pemerintah, perusahaan asal Jepang itu bahkan juga menyanggupi mengkaji dua opsi tersebut sebelum membuat pra-FEED.

Namun, hingga kini, kajian terkait dengan opsi lokasi dan kapasitas kilang tersebut behun juga selesai. Karena itu, penyelesaian pra-FEED juga tertunda. Tidak segera dimulai. Kalau terlalu lama nanti saya batalkan.

Menurut pria kelahiran Surabaya tersebut, dua kajian itu akan menjadi patokan untuk mencari penawaran gas  produksi dari Blok Masela. Terutama permintaan dari Kementerian Perindustrian. Dua opsi tersebut juga berkaitan dengan data mengenai total produksi dari gas pipa maupun non gas pipa. 

Meski demikian, secara umum kapasitas produksinya sudah disepakati 10,5 mtpa. Kalau pra-FEED terlalu lama,  saya cabut hak pengelolaan blokMasela. Sampai saya kehilangan kesabaran.

Senior Manager Communication and Relation Inpex Corporation Usman Slamet menanggapi ancaman Jonan  dengan santai. Inpex menegaskan komitmennya untuk mengembangkan lapangan kaya gas bumi itu. Masih ada yang perlu dibicarakan dengan pemerintah.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, May, 4, 2017

Inpex Forced to Construct Masela Blocks

The government will force lnpex Masela Limited, operator of Masela Block, to commence an initial review of the definition and study of the oil and gas project area located in the Arafuru Sea, Maluku. Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) lgnasius Jonan asked lnpex to immediately begin the Final Field Design (FEED) of Abadi Field. Masela Block. Pre FFED it's up to lnpex. If it's too long, I cancels the Masela Block management right.

Jonan explained, until now the oil and gas company from Japan has not indicated the intention to start the initial project assessment activities. The review is to determine the production capacity of LNG / gas refinery and gas pipe volume.

In addition to producing LNG through a land refinery the government is requesting lnpex to allocate piped gas Will be used in the gas user industry. Currently there are two options related to the development of oil and gas block which 65% of its shares are owned by lnpex Corporation and 35% by Shell.

First, the capacity of LNG plant 7.5 million tons per year (MTPA) and gas pipeline 474 MMscfd Second, the capacity of the refinery LNG 9,5 MTPA and gas pipeline 150 MMscfd. The government gives flexibility to Inpex to review both options. Meanwhile, lnpex Masela Limited, a subsidiary of lnpex Corporation, wants the first option because there is no certainty that the industry is committed to buying gas from Masela.

The government wants the two schemes to be reviewed with two LNG plant location options. Jonan too Considers too long for investors to weigh so that FEED pre can not start yet.

Since converted from a floating refinery to a land refinery by the end of March 2016, the development of the Masela project Not significant yet. In fact, when Japanese Prime Minister Shinzo Abe visited Indonesia in January 2017 there has been no agreement between the Indonesian government and Inpex.

Inpex acquired 100% of the Masela Block in November 1998 through an open bidding made by the Indonesian government. Then Inpex took Shell with 35% share ownership to develop Abadi Field.

In December 2010, the government approved the development plan (POD-1) of the Masela Block with an LNG plant Floating capacity of 2.5 MTPA. In December 2015, the government agreed to increase the capacity of the LNG plant in Masela from 2.5 MTPA to 7.5 MTPA. However, in April 2016, the government changed Masela's development scheme from a floating refinery to a land refinery. Inpex has worked on several oil and gas blocks in the country, such as the Mahakam Block, South Natuna Sea Block B, Sebuku Block, and Tangguh LNG. Meanwhile, the location of the Masela gas well is adjacent to the Tanimbar Islands, Maluku.

STILL OPTIMISTICAL

On the same occasion, Senior Manager of Communication & Relations lnpex Indonesia Usman Slamet said it was discussing intensively related to the continuation of Masela development project. He is optimistic that the government will accelerate the process and ensure the project runs on an economic scale even though the development scheme has changed from a floating refinery to a land refinery.

Previously, the government has responded to the Inpex request related to the development of the Masela Block. However, Until now the contractor and the government have not agreed on several matters so that the working area signed by the contract in 1998 has not been able to start significantly. In fact, the government is targeting that the final investment decision can be made in 2019 and gas production first began in 2026.

Deputy Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Executives (SKK Migas) Zikrullah Said it is difficult to re-discover the structure with huge oil and gas production potential in the country. He mentioned that potential gas production of up to 500 Mmscfd could be found in one working area, but now it is necessary to gather findings in 10 working areas to obtain the same volume.

In addition, despite the smaller production volume, operational costs incurred by operators are still the same. Therefore, he hopes that exploration activities continue to be done to replace the volume that has been produced. In the past, 500 MMscfd was from a block if it now has 10 blocks.

Zikrullah explains there is a trend of time required for a gas-generating structure or Its first oil is getting longer. This is due to several factors, such as the speed of providing investment decisions from each contractor to the licensing arrangement in the operating area.

Long time it will add to operating costs charged to operating costs (cost recovery). Yet if a field can not produce oil and gas, both contractors and the government can not enjoy the benefits, but still have to spend.

Thus, the time savings from start up to the first production can save the operating costs of a working area and accelerate the contractor as well as the government enjoys the benefits of the resulting production. In the end because it goes into the overall cost that will be in cost recovery.

IN INDONESIAN

Inpex Dipaksa Segera Garap Blok Masela

Pemerintah akan memaksa lnpex Masela Limited, operator Blok Masela, untuk memulai kajian tahap awal  pendefinisian dan kajian proyek wilayah minyak dan gas bumi yang berlokasi di Laut Arafuru, Maluku itu. Menleri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) lgnasius Jonan meminta lnpex segera memulai kajian pra-pendefinisian proyek (Final engineering design/FEED) Lapangan Abadi. Blok Masela. Pre FFED-nya itu terserah lnpex. Kalau terlalu lama, saya batalkan hak pengelolaan Blok Masela. 

Jonan menjelaskan, hingga saat ini perusahaan minyak dan gas bumi asal Jepang itu belum menunjukkan niat untuk memulai kegiatan kajian awal proyek. Kajian tersebut untuk menentukan kapasitas produksi kilang gas alam cair/LNG dan volume gas pipa.

Selain memproduksi LNG melalui kilang darat pemerintah meminta lnpex untuk mengalokasikan gas pipa yang akan di gunakan industri pengguna gas. Saat ini ada dua opsi terkait dengan pengembangan blok migas yang  65% sahamnya dikuasai lnpex Corporation dan 35% oleh Shell.

Pertama, kapasitas kilang LNG 7,5 juta ton per tahun (MTPA) dan gas pipa 474 MMscfd Kedua, kapasitas kilang LNG 9,5 MTPA dan gas pipa 150 MMscfd. Pemerintah memberikan keleluasaan kepada lnpex untuk mengkaji kedua opsi tersebut. Sementara itu, lnpex Masela Limited, anak perusahaan lnpex Corporation, menginginkan opsi pertama karena belum ada kepastian industri yang berkomitmen membeli gas pipa dari Masela.

Pemerintah menginginkan agar dua skema itu direview dengan dua pilihan lokasi kilang LNG. Jonan pun menganggap terlalu lama bagi investor untuk menimbang sehingga pre FEED belum bisa dimulai.

Sejak diubah dari kilang terapung menjadi kilang darat pada akhir Maret 2016, perkembangan proyek Masela belum signifikan. Bahkan, ketika Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe berkunjung ke Indonesia pada Januari 2017 belum ada kesepakatan antara pemerimah Indonesia dengan Inpex.

Inpex menguasi 100% saham Blok Masela pada November 1998 melalui  penawaran terbuka yang dilakukan oleh pemerintah Indonesia. Kemudian Inpex menggandeng Shell dengan kepemilikan saham 35% untuk  mengembangkan Lapangan Abadi.

Pada Desember 2010, pemerintah menyetujui rencana pengembangan (POD-1) Blok Masela dengan kilang LNG  terapung berkapasitas 2,5 MTPA. Pada Desember 2015, pemerintah menyetujui peningkatan kapasitas kilang LNG di Masela dari 2,5 MTPA menjadi 7.5 MTPA. 

      Namun, pada April 2016, pemerintah mengubah skema pengembangan Masela dari kilang terapung menjadi kilang darat. Inpex telah menggarap beberapa blok migas di Tanah Air, seperti Blok Mahakam, South Natuna Sea Block B, Blok Sebuku, dan LNG Tangguh. Sementara itu, lokasi sumur gas Masela berdekatan dengan Kepulauan Tanimbar, Maluku.

MASIH OPTIMISTIS

Dalam kesempatan yang sama, Senior Manager Communication & Relations lnpex Indonesia Usman Slamet mengatakan, pihaknya sedang membicarakan secara intensif terkait kelanjutan proyek pengembangan Masela. Dia optimistis, pemerintah akan mempercepat proses dan memastikan proyek berjalan sesuai skala ekonomi kendati skema pengembangan berubah dari kilang terapung menjadi kilang darat.

Sebelumnya pemerintah telah merespons permintaan Inpex terkait dengan pengembangan Blok Masela. Namun,hingga kini kontraktor dan pemerintah belum menyepakati beberapa hal sehingga wilayah kerja yang diteken kontraknya pada 1998 itu belum bisa dimulai secara signifikan. Padahal, pemerintah menargetkan agar keputusan akhir investasi bisa dilakukan pada 2019 dan produksi gas pertama dimulai pada 2026.

Wakil Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegialan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Zikrullah mengatakan, sulit untuk kembali menemukan struktur dengan potensi produksi migas yang besar di Tanah Air.  Dia menyebut, potensi produksi gas hingga 500 Mmscfd sebelumnya dapat ditemukan pada satu wilayah kerja, tetapi saat ini perlu mengumpulkan temuan di 10 wilayah kerja untuk memperoleh volume yang sama.

Selain itu, kendati volume produksi lebih kecil, biaya operasi yang dikeluarkan operator masih sama. Oleh karena itu, dia berharap agar kegiatan eksplorasi terus dilakukan untuk menggantikan volume yang sudah diproduksi. Kalau dulu, 500 MMscfd itu dari satu blok kalau sekarang harus 10 blok.

Zikrullah menjelaskan ada kecenderungan waktu yang dibutuhkan bagi sebuah struktur menghasilkan gas atau minyak pertamanya semakin panjang. Hal itu disebabkan beberapa faktor, seperti kecepatan pemberian keputusan investasi dari masing-masing kontraktor hingga pengurusan perizinan di daerah operasi.

Waktu yang lama itu akan menambah biaya operasi yang dibebankan pada biaya operasi (cost recovery). Padahal bila suatu lapangan belum bisa menghasilkan minyak dan gas, baik itu kontraktor maupun pemerintah belum bisa menikmati keuntungan, tetapi masih harus mengeluarkan biaya.

Dengan demikian, penghematan waktu dari mulai temuan hingga produksi pertama bisa menghemat biaya operasi sebuah wilayah kerja dan mempercepat kontraktor juga pemerintah menikmati keuntungan dari produksi yang dihasilkan. Pada akhirnya karena masuk ke dalam cost secara keseluruhan yang akan di cost recovery.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, May, 4, 2017

Aramco Holds the Largest Refinery in the United States

Saudi Arabia will control the world fuel market.

     Saudi Aramco is now the sole owner of Port Arthur Refinery, the largest oil processing facility in the United States, after taking over the Royal Dutch Shell Company's shares.

     CNN Money said Aramco, which previously controlled 50 percent of Motiva Enterprises LLC, the manager of Port Arthur Refinery, bought the remaining shares held by Shell.

     With this acquisition, Aramco controls the 600,000 barrels per day refinery as well as an impressive fuel sales network. Through the statement on its website, Shell management stated, in addition to refineries, Aramco is now the sole owner of 24 fuel distribution terminals operated by Motiva.

"Coupled with Shell's exclusive rights to gasoline and diesel brands in Georgia, North Carolina, South Carolina, Virginia, Maryland, Washington, DC, and the eastern parts of Texas and Florida," Shell said.

The release of Motiva shares is part of Shell's and Aramco's "peace plan". Previously, the two companies were involved in the dispute and decided to separate ownership of assets in Motiva in 2016. Shell's management decided to terminate the partnership with Aramco and release their ownership of the operation of the Port Arthur Refinery, along with the fuel distribution network underneath.

The acquisition comes exactly two months after President Donald Trump met with Saudi Crown Prince's Deputy Prince Mohammed bin Salman at the White House. In a statement on March 14, Prince Mohammed said the meeting improved relations between the two countries in the political, military, security and economic sectors. Port Arthur's mastery paves the way for Aramco and Arab -Saudi to become the main supplier of crude oil to the United States,

During this time, Saudi Arabia is the second largest supplier of crude oil to the United States after Canada. Based on data from the United States Agency for Energy and Energy Administration (EIA), the United States imported crude oil from Saudi Arabia at 1.3 million bpd in February.

Its import volume increased 32 percent compared to the same period the previous year. Quoted from the Washington Times, Saudi Aramco Products Trading Co. chief executive Ibrahim Al Buainain said the control of refineries in Asia and America is Aramco's effort to boost fuel production and sales by 2 million barrels per day. The Aramco oil trading unit mentioned the assets of these refineries as weapons and their determinants to fight with oil traders, who have mastered supply and demand information.

"For traders, to control the current market is not enough just to master the information, because everyone has the same access. The key to winning is by mastering assets or supply, "said Al Buainain.

In total, Aramco holds a 5.4 million barrels per day refinery, located in Saudi Arabia, the United States, and South Korea. This royal-owned company is targeting to double production in the next decade, in order to capture the world's crude oil market share. One way they capitalize expansion is by holding a stock offering in one of the world's stock exchanges. Aramco's management targets to obtain funds from the capital market of US $ 2 trillion.

MULTIPLE JOIN OF VARIOUS COUNTRIES

The Port Arthur oil refinery has an interesting story, once dominated by various countries. The oil processing facility located east of Texas, precisely in the Gulf of Mexico, was first built by the local company, Texas Company, which later turned into Texaco, in 1902.

In 1989, Saudi Refining, a subsidiary of Aramco, bought a 50 percent stake in this plant from Texaco. Both of them then formed a joint venture called Star Enterprise to manage the Port Arthur Refinery. In 2001, when Texaco was controlled by Chevron, the refinery switched ownership.

Chevron then sold its stake in Port Arthur to Shell, the Dutch oil company, in February 2002, which later established Motiva with Aramco. On May 31, 2012, the Port Arthur refinery was completed and reached the highest production level in the United States, which is 600 thousand barrels per day.

Previous. The refinery processes oil up to 275 thousand barrels per day. In May 2016, the maximum production of 636-3.5 thousand barrels per day reached. These refineries are able to process various crude oil, and shale oil or rocky crushed rocks to high acid oil. The result is gasoline, diesel fuel diesel, aviation fuel, and high-octane fuel. Now, Port Arthur occupies the position of 6 of the 10 largest oil refineries in the world.

IN INDONESIAN

Aramco Kuasai Kilang Terbesar di Amerika Serikat

Arab Saudi akan mengontrol pasar bahan bakar dunia.

Saudi Aramco kini menjadi pemilik tunggal Kilang Port Arthur, fasilitas pengolahan minyak terbesar di Amerika Serikat, setelah mengambil alih saham milik Royal Dutch Shell Company.

CNN Money mengabarkan Aramco yang sebelumnya menguasai 50 persen saham Motiva Enterprises LLC, pengelola Kilang Port Arthur, membeli sisa saham yang dikuasai oleh Shell.

Dengan akuisisi ini, Aramco menguasai kilang berkapasitas 600 ribu barel per hari tersebut sekaligus jaringan penjualan bahan bakar terbesan Melalui keterangan di situsnya, manajemen Shell menyatakan, selain kilang, Aramco kini menjadi pemilik tunggal 24 terminal distribusi bahan bakar yang dioperasikan oleh Motiva.

“Ditambah lagi dengan hak eksklusif penjualan bensin dan solar merek Shell di Georgia, North Carolina, South Carolina, Virginia, Maryland, Washington, DC, serta bagian timur Texas dan Florida,” demikian pernyataan Shell.

Pelepasan saham Motiva adalah bagian dari “rencana damai” Shell dan Aramco. Sebelumnya, kedua perusahaan ini terlibat sengketa dan memutuskan untuk memisahkan kepemilikan aset di Motiva pada 2016. Manajemen Shell kemudian memutuskan untuk mengakhiri kerja sama dengan Aramco dan melepas kepemilikan mereka atas pengoperasian Kilang Port Arthur, beserta jaringan distribusi bahan bakar di bawahnya.

Akuisisi ini terjadi tepat dua bulan setelah Presiden Donald Trump bertemu dengan Wakil Putra Mahkota Arab Saudi, Pangeran Mohammed bin Salman, di Gedung Putih. Dalam pernyataannya pada 14 Maret lalu, Pangeran Mohammed mengatakan pertemuan tersebut memperbaiki hubungan kedua negara dalam sektor politik, militer, keamanan, dan ekonomi. Penguasaan Port  Arthur membuka jalan bagi Aramco dan Arab -Saudi untuk menjadi pemasok utama minyak mentah bagi Amerika Serikat,

Selama ini, Arab Saudi adalah pemasok minyak mentah terbesar kedua bagi Amerika Serikat setelah Kanada. Berdasarkan data dari Badan Inforrnasi dan Administrasi Energi Amerika Serikat (EIA), Amerika mengimpor minyak mentah dari Arab Saudi sebanyak 1,3 juta banel per hari pada Februari lalu.

Volume impornya meningkat 32 persen dibanding pada periode yang sama tahun sebelumnya. Dikutip dari Washington Times, Kepala Eksekutif Saudi Aramco Products Trading Co, Ibrahim Al Buainain, mengatakan penguasaan kilang di Asia dan Amerika menjadi upaya Aramco untuk menggenjot produksi dan penjualan bahan bakar hingga 2 juta barel per hari. Unit perdagangan minyak Aramco tersebut menyebutkan aset-aset kilang ini menjadi senjata dan penentu posisi mereka untuk bertarung dengan trader minyak, yang selama ini menguasai informasi suplai dan permintaan.

“Bagi trader, untuk mengontrol pasar saat ini tidak cukup hanya dengan menguasai informasi, karena setiap orang memiliki akses yang sama. Kunci untuk menjadi pemenang ialah dengan menguasai aset atau pasokan,” kata Al Buainain.

Secara total, Aramco menguasai kilang berkapasitas 5,4 juta barel per hari, yang berlokasi di Arab Saudi, Amerika Serikat, hingga Korea Selatan. Perusahaan milik kerajaan ini menargetkan untuk melipatgandakan produksi dalam satu dekade ke depan, demi merebut pangsa pasar minyak mentah dunia. Salah satu cara mereka memodali ekspansi adalah dengan menggelar penawaran perdana saham di salah satu bursa efek dunia. Manajemen Aramco menargetkan perolehan dana dari pasar modal sebesar US$ 2 triliun

KILANG PATUNGAN BERBAGAI BANGSA

Kilang minyak Port Arthur memiliki kisah menarik, yakni pernah dikuasai oleh berbagai negara. Fasilitas pengolahan minyak yang berlokasi di sebelah timur Texas, tepatnya di Teluk Meksiko, ini pertama kali dibangun oleh perusahaan lokal, Texas Company, yang kemudian berubah menjadi Texaco, pada 1902.

Pada 1989, Saudi Refining, anak usaha Aramco, membeli 50 persen saham kilang ini dari Texaco. Keduanya Iantas membentuk perusahaan patungan bernama Star Enterprise untuk mengelola Kilang Port Arthur. Pada 2001, saat Texaco dikuasai Chevron, kilang ini pun berpindah kepemilikan. 

Chevron lalu menjual sahamnya di Port Arthur kepada Shell, perusahaan minyak Belanda, pada Februari 2002, yang kemudian mendirikan Motiva bersama Aramco. Pada 31 Mei 2012, Kilang Port Arthur selesai dipermak dan mencapai tingkat produksi tertinggi di Amerika Serikat, yakni 600 ribu barel per hari. 

Sebelumnya. kilang ini mengolah minyak hingga 275 ribu barel per hari. Pada Mei 2016, produksi maksimum sebanyak 636-3,5 ribu barel per hari iercapai. Kilang ini mampu mengolah berbagai minyak mentah, dan shale oil atau minyak serpihan bebatuan hingga minyak berkandungan asam tinggi. Hasil produksinya adalah bensin, solar alias minyak diesel, avtur, dan bahan bakar beroktan tinggi. Kini, Port Arthur menempati posisi 6 dari 10 kilang minyak terbesar di dunia.

Koran Tempo, Page-22, Wednesday, May, 3, 2017