Acquisition of Oil and Gas Blocks Abroad Quits Target

PT Pertamina has the potential to not add new oil and gas blocks in other countries. This is because the process of acquiring oil and gas blocks in Iran and Russia is not expected to be completed this year.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the company is still processing the acquisition of oil and gas blocks both in Iran and in Russia. For the acquisition of oil and gas blocks in Iran, Pertamina's team is now studying the commercial model of the country's oil and gas contracts. As for the acquisition in Russia, it still sees the prerequisites offered.

However, the acquisition of oil and gas blocks in these two countries is not expected to be completed this year. So the company does not get additional oil and gas blocks abroad by 2017.

"Not to add oil and gas blocks seems to have not been closing the acquisition," he said in Jakarta, Wednesday (12/7) night.

Pertamina initially targeted to add oil and gas blocks in Iran and Russia. In Iran, Pertamina will participate in an auction held by the Iranian Government to be the manager of two blocks at once, Ab-Teymour Field and Mansouri which is estimated to have oil reserves of 5 billion barrels.

In Russia, Rosneft said it had signed a memorandum of understanding with Pertamina for cooperation working on The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field. In the Field of The Northern Tip of Chayvo, Pertamina can take up to 20% stake, while at Russkoye Square up 37.5%.

Pertamina is targeting to get 35 thousand bpd of oil and oil and gas reserves of 200 million barrels oil equivalent from Russia. For the acquisition of oil and gas blocks this year, the company has set aside about US $ 1 billion from the 2017 investment budget of US $ 3.44 billion. Natural refusal, the addition of oil and gas blocks abroad this year is not realized because of financial problems.

"The process is not finished yet. In Iran and Russia it seems that no one is overtaken this year, "he said.

In Iran for example, due to join the auction, Pertamina called to learn Iranian Petroleum Contract (IPC). The reason, Iran has just changed the oil and gas contracts offered to investors. Pertamina has discussed the technical aspects of the development of blik with the Iranian side.

Now the company is discussing its commercial aspects. If it wins the auction, Pertamina and its partners will hold a majority stake and become the block operator. In accordance with regulations in Iran, Pertamina must hold a local company to join the auction.

"For now Pertamina is ahead of its two competitors," Alam said.

Next year, it will continue the process of adding oil and gas blocks in these two countries. Not only that, the company is also studying the prospects of other oil and gas abroad, namely in Africa and the Middle East. Africa is the choice one of them based on the political conditions in the continent. However, it has not confirmed whether there will be new oil and gas blocks to be acquired next year.

"We want to try Africa and the Middle East," he said.

Currently, Pertamina already has oil and gas blocks in several countries. In Iraq, the company owns shares in West Qurna Square 1. In Algeria, the state-owned oil and gas company owns 65% of MLN and 16.9% in EMK Field. In Malaysia, the company holds a stake in Block K, Kikeh Block, Block SNR Block SK309 and Block SK311. Most recently, Pertamina controls 72.65% of French oil and gas company, Maurel & Prom.

Maurel & Prom has oil and gas assets scattered in Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy and other countries. However, the main assets that have been produced are in Gabon, Nigeria and Tanzania.

Previously, Pertamina said it would rely on oil and gas production from its overseas assets in the future, with a contribution target of 33% of total production of 2025 or equivalent to 650 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd. Acquisitions abroad are needed to minimize the difference in domestic demand and supply of oil and gas in the future.

Oil production is targeted to reach 822 thousand bpd in 2025, which is 353 thousand bpd from domestic and 469 thousand bpd from abroad. As for gas, it is targeted to increase to 5.71 billion cubic feet per day, ie 4.23 billion cubic feet of domestic and 1.48 billion cubic feet of foreign assets. In the same year, oil demand reached 1.7 million bpd and gas 9.1 billion cubic feet per day. Without acquisitions abroad, the gap between oil and gas supply and demand could be greater.

IN INDONESIA

Akuisisi Blok Migas di Luar Negeri Mundur dari Target

PT Pertamina berpotensi tidak menambah blok migas baru di negara Iain. Hal ini lantaran proses akuisisi blok migas di Iran dan Rusia diperkirakan tidak dapat selesai pada tahun ini.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya masih memproses akuisisi blok migas baik di Iran maupun di Rusia. Untuk akuisisi blok migas di Iran, tim Pertamina kini sedang mempelajari model komersial dari kontrak migas negara tersebut. Sementara untuk akuisisi di Rusia, pihaknya masih melihat prasyarat yang ditawarkan.

Namun, akuisisi blok migas di kedua negara ini diperkirakannya tidak akan bisa dirampungkan tahun ini juga. Sehingga perseroan tidak mendapat tambahan blok migas di luar negeri pada 2017 ini. 

“Belum menambah blok migas sepertinya, belum closing akuisisi,” kata dia di Jakarta, Rabu (12/7) malam.

Seperti diketahui, Pertamina awalnya menargetkan dapat menambah blok migas di Iran dan Rusia, Di Iran, Pertamina akan mengikuti lelang yang digelar oleh Pemerintah Iran untuk menjadi pengelola dua blok sekaligus, Lapangan Ab-Teymour dan Mansouri yang diperkirakan memiliki cadangan minyak mencapai 5 miliar barel.

Di Rusia, Rosneft menyatakan telah meneken nota kesepahaman dengan Pertamina untuk kerja sama menggarap Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. 

Pertamina menargetkan bisa mendapat minyak 35 ribu bph dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak dari Rusia. Untuk akuisisi blok migas tahun ini, perseroan telah menyisihkan sekitar US$ 1 miliar dari anggaran investasi 2017 sebesar US$ 3,44 miliar. Alam menampik, penambahan blok migas di luar negeri tahun ini tidak terealisasi lantaran masalah keuangan. 

“Prosesnya saja belum selesai. Di Iran maupun Rusia sepertinya tidak ada yang terkejar tahun ini,” ujar dia.

Di Iran misalnya, lantaran ikut lelang, Pertamina disebutnya harus mempelajari Iranian Petroleum Contract (IPC). Pasalnya, Iran baru saja mengubah kontrak migas yang ditawarkan ke investor. Pertamina telah membahas aspek teknis soal pengembangan blik dengan pihak Iran. 

Kini perseroan sedang membahas aspek komersialnya. Jika menang lelang, Pertamina bersama mitra akan memegang saham mayoritas dan menjadi operator blok. Sesuai regulasi di Iran, Pertamina wajib menggandeng perusahaan lokal untuk mengikuti lelang. 

“Untuk sementara ini Pertamina unggul dibanding dua pesainnya,” kata Alam.

Pada tahun depan pihaknya akan melanjutkan proses penambahan blok migas di dua negara ini. Tidak hanya itu, perseroan juga sedang mempelajari prospek migas lain di luar negeri, yakni di Afrika dan Timur Tengah. Afrika menjadi pilihan salah satunya berdasarkan kondisi politik di benua tersebut.  Tetapi, pihaknya belum memastikan apakah akan ada blok migas baru yang akan diakuisisi pada tahun depan. 

“Kami mau coba Afrika dan Middle East,” ujarnya.

Saat ini, Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di Irak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, perusahaan migas milik pemerintah itu menguasai 65% saham di Lapangan MLN dab 16,9% di Lapangan EMK Sementara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kikeh, Blok SNR Blok SK309 dan Blok SK311. Yang terbaru, Pertamina menguasai 72,65% saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom.

Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania.

Sebelumnya, Pertamina menyatakan akan mengandalkan produksi migas dari aset-asetnya di luar negeri di masa mendatang, dengan target kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd). Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan dan pasokan migas domestik di masa mendatang.

Untuk produksi minyak ditargetkan mencapai 822 ribu bph pada 2025, yakni 353 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri. Pada tahun yang sama, kebutuhan minyak mencapai 1,7 juta bph dan gas 9,1 miliar kaki kubik per hari. Tanpa akuisisi di luar negeri, selisih pasokan dan permintaan migas ini bisa lebih besar.

Investor Daily,  Page-9, Friday, July 14, 2017

Pertamina Delays Imports of LNG

PT Pertamina will not increase imports of liquefied natural gas / LNG. This follows a government statement on gas imports that have not been needed until 2020.

Vice President of Pertamina LNG Didik Sasongko said based on the latest developments, the gas requirement for gas project in the 35 Million Megawatt (MW) program is expected to occur in 2020, retreating from early prediction in 2019. This prompted the company to refrain from signing the contract Import of new LNG for a while.

"We hold first, see the economic development and gas needs," he said in Gas Indonesia Summit and Exhibition 2017 in Jakarta, Thursday (13/7).

He explained that the company previously signed the LNG import contract because the PLTG with a total capacity of 14 thousand MW in the 35 Million MW Program will boost national gas demand by 1,100 million cubic feet per day / mmscfd. If there is no guarantee of gas supply, these projects are difficult to continue because they can not enter the Final Investment Decision / FID stage.

"If you do not want to secure (gas supply), how can FID power plant? Therefore we prepare imports, "he said.

Regarding LNG that has been contracted, it will not be a burden for the company. If it is not absorbed by domestic consumers, it will market this LNG in the international market. Pertamina is now looking for a market. Japan as the largest LNG consumer country has always been an attractive market. In addition, there are new markets such as Bangladesh, Pakistan, Myanmar and the Philippines. Even the company already has an agreement with the buyer.

"There is an agreement, but I can not mention it," said Didik. Alluded to the buyer country, he just answered to the whole world. "Along the way from the United States to Indonesia, we must have a market there," he said.

Based on the record, Pertamina has signed three LNG import contracts. Pertamina has signed a gas sale and purchase agreement with Cheniere Energy Inc. subsidiary Corpus Christi Liquefaction Liability Company to supply 0.76 million tonnes per year of LNG from 2019 for 20 years. Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume but starts in 2018 with a duration of 20 years.

Then, Pertamina has contracted with Woodside with a volume of about 0.6 million tons per year which can be increased to 1.1 million tons per year. The supply of 0.6 million tons per year starts shipping from 2022 to 2034 and can be increased to 1.1 million tons per year in 2024-2038.

Finally, the company has an agreement (head of agreement / HoA) with ExxonMobil to supply 1 million tons per year for 20 years starting from 2025.

The purchase and sale of LNG in the international market is in line with Pertamina's policy to become an energy supplier that can guarantee supply resilience and mitigate risks. This does not mean that the company will be purely operating as a trading arm.

"But we must have a trading arm or portfolio player for security of supply or efficiency of supply," he said.

Building Infrastructure

Although not adding imports, Didik said it will continue to build LNG regasification facilities.

"There are several regasifikasi, such as in Cilacap, East Java and East Java. But [its development] depends on development Economic, "he said.

Senior Expert of Gas and Power Wood Mackenzie Edi Saputra revealed, based on the study of its institutions, Indonesia will need gas imports in 2020 and 2025. Thus, Indonesia does not need long-term LNG import contracts. However, Indonesia needs to build a regasification facility.

Regasification development should be done considering the growing need of LNG, from now 2.8 million tons per year, to 5 million tons per year by 2020, and reaching 15 million tons per year by 2030.

"With the growth of LNG demand, it will require a new regasification infrastructure. Otherwise, can not fulfill Demand, "he explained.

IN INDONESIA

Pertamina Tunda lmpor LNG

PT Pertamina belum akan menambah impor gas alam cair/LNG. Hal ini menyusul pernyataan pemerintah mengenai impor gas yang belum diperlukan hingga 2020.

Vice President LNG Pertamina Didik Sasongko menuturkan, berdasarkan perkembangan terbaru, kebutuhan gas untuk proyek pembangkit listrik tenaga gas dalam Program 35 Ribu Megawatt (MW) diperkirakan akan terjadi pada 2020, mundur dari prediksi awal pada 2019. Hal ini membuat perseroan menahan untuk tidak meneken kontrak impor LNG baru untuk sementara waktu.

“Kami hold dulu, melihat perkembangan ekonomi dan keperluan gasnya,” kata dia dalam Gas Indonesia Summit and Exhibition 2017 di Jakarta, Kamis (13/7).

Dia menjelaskan, perseroan sebelumnye telah meneken kontrak impor LNG karena PLTG dengan total kapasitas 14 ribu MW dalam Program 35 Ribu MW bakal mendongkrak kebutuhan gas nasional sebesar 1.100 juta kaki kubik per hari/mmscfd.  Jika tidak ada jaminan pasokan gas, proyek-proyek ini sulit dilanjutkan karena tidak bisa masuk tahap Keputusan Investasi Akhir/FID. 

“Kalau tidak mau secure (pasokan gasnya), bagaimana bisa FID itu power plant? Oleh karena itu kami siapkan impor," ujarnya.

Terkait LNG yang telah dikontrak, disebutnya tidak akan menjadi beban bagi perseroan. Jika memang tidak terserap oleh konsumen domestik, pihaknya akan memasarkan LNG ini di pasar internasional. Pertamina kini sedang mencari pasar. Jepang sebagai negara konsumen LNG terbesar selalu menjadi pasar yang menarik. Selain itu, terdapat pasar-pasar baru seperti Bangladesh, Pakistan, Myanmar, dan Filipina. Bahkan  perseroan sudah punya kesepakatan dengan pembeli. 

“Sudah ada agreement, tapi tidak mungkin saya sebutkan,” kata Didik.  Disinggung negara pembelinya, dia hanya menjawab ke seluruh dunia.  “Sepanjang perjalanan dari Amerika Serikat sampai Indonesia, kami harus punya pasar di situ,” tuturnya.

Berdasarkan catatan, Pertamina telah meneken tiga kontrak impor LNG. Pertamina telah menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan anak usaha Cheniere Energy Inc yakni Corpus Christi Liquefaction Liability Company untuk memasok 0,76 juta ton per tahun LNG mulai 2019 selama 20 tahun. Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama namun dimulai pada 2018 dengan durasi 20 tahun.

Kemudian, Pertamina telah berkontrak dengan Woodside dengan volume sekitar 0,6 juta ton per tahun yang bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun. Pasokan 0,6 juta ton per tahun mulai dikirim 2022-2034 dan bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun pada 2024-2038. 

Terakhir, perseroan memiliki kesepakatan (head of agreement/HoA) dengan ExxonMobil untuk pasokan sebanyak 1 juta ton per tahun selama 20 tahun mulai 2025.

Pembelian dan penjualan LNG di pasar internasional ini sejalan dengan kebijakan Pertamina untuk menjadi energy supplier yang dapat menjamin ketahanan pasokan dan memitigasi resiko. Hal ini bukan berarti perseroan akan murni menjalankan fungsi sebagai perusahaan dagang (trading arm). 

“Tetapi kami harus ada trading arm atau portfolio player untuk security of supply atau efficiency of supply,” tegas dia.

Membangun Infrastruktur 

Meski tidak menambah impor, Didik menuturkan pihaknya akan tetap membangun fasilitas regasifikasi LNG. 

“Ada beberapa regasifikasi, seperti di Cilacap, Jawa Timur dan Jawa Timur. Tetapi [pembangunannya] tergantung dari perkembangan

ekonomi,” kata dia. 

Senior Expert Gas and Power Wood Mackenzie Edi Saputra mengungkapkan, berdasarkan kajian lembaganya, Indonesia akan membutuhkan impor gas pada 2020 dan 2025. Sehingga, Indonesia belum perlu kontrak impor LNG jangka panjang. Meski demikian, Indonesia perlu membangun fasilitas regasifikasi.

Pembangunan regasifikasi harus dilakukan mengingat kebutuhan LNG terus membesar, yakni dari saat ini 2,8 juta ton per tahun, menjadi 5 juta ton per tahun pada 2020, dan mencapai 15 juta ton per tahun pada 2030. 

“Dengan pertumbuhan LNG demand tentunya dibutuhkan infrastruktur regasifikasi yang baru. Kalau tidak, tidak bisa memenuhi

demand,” jelasnya.

Investor Daily,  Page-9, Friday, July 14, 2017

Pertamina Can not Complete This Year

Acquisition of oil and gas blocks

PT Pertamina has not been able to complete the acquisition of several oil and gas blocks abroad this year, such as oil and gas blocks in Russia and Iran. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the completion of acquisition activities can not be achieved because there are still stages to be passed. Pertamina has been eyeing several oil and gas blocks overseas.

He also denied the absence of additional new blocks abroad because of the financial problems of the company. The plan to acquire oil and gas blocks in Russia by Pertamina is still under commercial discussion. Meanwhile, oil and gas blocks in Iran are still discussing the form of cooperation contracts that will be applied as the country has just started to open investment opportunities for foreign investors.

As part of a joint agreement with Rosneft, the Russian oil and gas company in the Tuban refinery project, Pertamina is entitled to evaluate Rosneft's two oil and gas fields in Russia. Based on his official statement, in a memorandum of understanding, Pertamina can control a 20% participation stake in The Northern Tip of Chayvo Field and up to 37.5% at Russkoye Square in Russia.

From these activities, Pertamina targets to get oil 35,000 barrels per day (bpd) and oil and gas reserves 200 million barrels oil equivalent from Russia. Therefore, Pertamina will enter two oil and gas production blocks in Russia with share ownership of approximately 10% -15%.

For oil and gas blocks in Iran, the Iranian Government through the National Iranian Oil Company (NIOC) offered to Pertamina to submit proposals to the two oil fields in a memorandum of understanding signed last year.

To get the two fields, Pertamina competes with other companies such as Lukoil from Russia. Meanwhile, Ab-Teymour and Mansouri's reserves in Iran are estimated at 5 billion barrels. Both fields are in the production stage of 48,000 bpd for Ab-Teymour Square and 54,000 bpd for Mansouri Field.

"Just the process. Iran has not, Russia also has not seemed. Nothing has been achieved this year, "said Syamsu Alam, Wednesday (12/7).

Currently, the company gets production from operations in three countries, namely Iraq, Algeria, and Malaysia. Pertamina's oil production in Iraq comes from the West Qurna 1 Project with 178 active wells. In the block, ExxonMobil owns 32.69% participating interest (PI) and operates PetroChina with 32.69%, Shell of 19.62%, Pertamina International Exploration & Production (PIEP) owns 10% and South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

IN INDONESIA

Akusisi Blok Migas

Pertamina Tak Bisa Tuntaskan Tahun lni

PT Pertamina belum mampu menuntaskan akuisisi beberapa blok minyak dan gas bumi di luar negeri pada tahun ini, seperti blok migas di Rusia dan Iran. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, penuntasan kegiatan akuisisi tidak bisa tercapai karena masih terdapat tahapan yang harus dilalui. Pertamina telah mengincar beberapa blok migas di luar negeri.

Dia pun membantah belum adanya tambahan blok baru luar negeri karena masalah finansial perseroan. Rencana akuisisi blok migas di Rusia oleh Pertamina masih dalam tahap pembahasan komersial. Sementara itu, blok migas di Iran masih membahas bentuk kontrak kerja sama yang akan diterapkan karena negara itu baru saja mulai membuka kesempatan investasi bagi investor asing.

Sebagai bagian dari kesepakatan bersama dengan Rosneft, perusahaan migas Rusia dalam proyek pembangunan Kilang Tuban, Pertamina berhak melakukan evaluasi terhadap dua lapangan migas milik Rosneft di Rusia. Berdasarkan keterangan resminya, dalam nota kesepahaman, Pertamina bisa menguasai saham partisipasi sebesar 20% di Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan hingga 37,5 % di Lapangan Russkoye di Rusia.

Dari kegiatan tersebut, Pertamina menargetkan bisa mendapat minyak 35.000 barel per hari (bph) dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak dari Rusia. Untuk itu, Pertamina akan masuk di dua blok migas produksi di Rusia dengan kepemilikan saham masing-masing sekitar 10%-15%.

Untuk blok migas di Iran, Pemerintah Iran melalui National Iranian Oil Company (NIOC) menawarkan kepada Pertamina untuk memasukkan proposal terhadap dua lapangan minyak tersebut dalam nota kesepahaman yang diteken pada tahun lalu.

Untuk mendapatkan dua lapangan tersebut, Pertamina bersaing dengan perusahaan lain salah satunya Lukoil asal Rusia. Adapun, total cadangan Lapangan Ab-Teymour dan Mansouri di Iran diperkirakan mencapai 5 miliar barel. Kedua lapangan tersebut dalam tahap produksi yakni 48.000 bph untuk Lapangan Ab-Teymour dan 54.000 bph untuk Lapangan Mansouri.

“Hanya prosesnya saja. Iran belum, Rusia juga belum sepertinya. Tidak ada yang tercapai tahun ini,” kata Syamsu Alam, Rabu (12/7).

Saat ini, perseroan mendapatkan produksi dari operasi di tiga negara, yakni Irak, Aljazair, dan Malaysia. Produksi minyak Pertamina di Irak berasal dari Iapangan West Qurna 1 dengan 178 sumur aktif. Pada blok tersebut, ExxonMobil menguasai saham partisipasi (participating interest/PI) sebesar 32,69 % dan menjadi operator, PetroChina sebesar 32,69%, Shell sebesar 19,62 %, Pertamina Internasional Eksplorasi&Produksi (PIEP) menguasai 10%, dan South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, July 14, 2017

Regasification Will Rise

The government needs to continue to build regasification facilities to utilize natural gas in the country. Indonesia is projected to need additional regasification facilities capacity of 25 million tons per year by 2035.

Senior Expert of Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra said, to be able to utilize gas in the country, the government needs to increase the capacity of regasification facilities 25 million tons per year / mtpa by 2035.

The projection is based on the assumption of LNG demand for liquefied natural gas in Indonesia. He calls the capacity of the installed regasification facility currently only about 8 mtpa. On the other hand, LNG consumption is expected to continue to rise. This year, LNG consumption in Indonesia is 2.8 mtpa, up by 2020 to 8 mtpa and to 15 mtpa by 2030.

"It needs an additional 25 mtpa regasification facility by 2035," he said

According to him, the addition of gas infrastructure is absolutely necessary in order to meet the needs. The reason is that there is a tendency of growth of LNG consumption in domestic especially and electricity sector. He explained that there is a period of supply shortages in small volumes by 2020 and 2025.

He also estimates that Indonesia does not need to make long-term import contracts of LNG. There are two reasons for influencing LNG import decisions to supply domestic needs. First, the achievement of projects and utilities of gas-fired power plants.

According to him, although from 35,000 megawatts (MW), about 14,000 MW is a gas power plant (PLTG), gas needs can not be calculated linearly. Because the use of gas will be confronted with several large-scale projects for coal-fired power plant (PLTU) which is sourced from coal operating. The lower cost of PLTU operation makes the tendency of gas utilization in PLTG could be lower.

Second, the end of the LNG export contract. He considered, if the government withdraw all the allocation of exports to the country, LNG imports in the long term is not necessary. He considers, the ability of the domestic gas field to meet the needs of domestic gas.

"We estimate that 2020 and 2025 are small gaps, but they are not significant so long term imports are not needed until 2025," he said.

On the other hand, there is a tendency that LNG prices will rise. Therefore, despite pressure from consumers such as electricity and industry to get cheaper gas prices, the government should not set too low a gas sales price. Governments in addition need to ensure affordability, but also availability.

If the price limit is set too low, the development of gas field in the upstream will be disrupted because the offered price has not met the economic scale. If the price is too cheap, there will be no gas supply because gas field development is stopped.

"If it's too restrictive, the results certainly do not get that but instead supply scarcity there is no supply that will be able to meet it," he said.

DELAYED

PT Pertamina LNG VP, Didik Sasongko, said that currently it will not increase LNG imports in the near future. He mentioned that currently, it is necessary to see the economic growth and domestic gas demand first.

"Let's go first, look at the economy and the necessities."

He assumes that when a 14 gigawatt (GW) power plant is built in 2019, a 1,100 million cubic feet per day (MMscfd) or LNG gas supply of about 8 million tonnes is needed for fuel. Behind the uncertainty of the development of the domestic gas field, it has secured supplies from abroad.

Pertamina has signed several LNG supply agreements from abroad. First, Total long term diligence with Pertamina for LNG supply of 0.4 to 1 million tonnes per year starting in 2020 and lasting for 15 years. The supply comes from the Corpus Christi Project, USA. Instead, Total will supply LNG to Pertamina with the same volune of 0.4-1 million tonnes per year.

Second, Pertamina has signed a Gas Sales Agreement (GSA/PJBG) with Cheniere Energy Inc. subsidiary. Namely Corpus Christi Liquefaction Liability Company to supply 0.76 million tonnes per year of LNG from 2019 for 20 years.

Thirdly, Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume, but it starts in 2018 with a duration of 20 years.

Fourth, Pertamina signed an ExxonMobil LNG agreement of 1 million tons per year for 20 years starting from 2025.

Fifth, from Woodside Singapore will be supplied about 0.6 million tons per year which can be increased to 1.1 million tons per year. The supply of 0.6 million tons per year starts shipping from 2022 to 2034 and can be increased to 1.1 million tons per year in 2024-2035

He said, if the supply is excessive, the company will seek other buyers who will buy the LNG.

"If we do not secure, how can FID [Final Investment Decision] is a power plant? Therefore we prepare imports.

IN INDONESIA

Regasifikasi Bakal Naik

Pemerintah perlu terus membangun fasilitas regasifikasi untuk memanfaatkan gas alam di Tanah Air. Indonesia diproyeksikan butuh tambahan kapasitas fasilitas regasifikasi 25 juta ton per tahun pada 2035.

Senior Expert Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra mengatakan, untuk bisa memanfaatkan gas di Tanah Air, pemerintah perlu menambah kapasitas fasilitas regasifikasi 25 juta ton per tahun/mtpa pada 2035.

Proyeksi tersebut dibuat berdasarkan asumsi pertumbuhan permintaan gas alam cair/LNG di Indonesia.  Dia menyebut kapasitas fasilitas regasifikasi yang terpasang saat ini hanya sekitar 8 mtpa. Di sisi lain, konsumsi LNG diperkirakan terus naik. Pada tahun ini konsumsi LNG di Indonesia sebesar 2,8 mtpa, naik pada 2020 menjadi 8 mtpa dan menjadi 15 mtpa pada 2030.

“Butuh tambahan fasilitas regasifikasi 25 mtpa pada 2035,” ujarnya

Menurutnya, penambahan infrastruktur gas mutlak diperlukan agar bisa memenuhi kebutuhan. Pasalnya, terdapat kecenderungan pertumbuhan konsumsi LNG di dalam negeri khususnya dan sektor ketenagalistrikan. Dia menjelaskan, terdapat masa kekurangan pasokan dalam volume yang kecil pada 2020 dan 2025. 

Dia pun memperkirakan Indonesia belum perlu membuat kontrak impor LNG dalam jangka panjang. Ada dua alasan yang memengaruhi keputusan impor LNG untuk menyuplai kebutuhan di dalam negeri. Pertama, ketercapaian proyek dan utilitas pembangkit listrik berbahan bakar gas. 

Menurutnya, meskipun dari 35.000 megawatt (MW), sekitar 14.000 MW merupakan pembangkit listrik tenaga gas (PLTG), kebutuhan gas tidak bisa dihitung secara linier. Pasalnya, penggunaan gas nantinya akan dihadapkan dengan beberapa proyek skala besar untuk pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang bersumber dari batu bara yang beroperasi. Lebih murahnya biaya operasi PLTU membuat kecenderungan utilisasi gas pada PLTG bisa saja lebih rendah.

Kedua, berkhirnya kontrak ekspor LNG. Dia menilai, bila pemerintah menarik semua alokasi ekspor ke dalam negeri, impor LNG dalam jangka panjang tidak perlu dilakukan. Dia menganggap, kemampuan lapangan gas domestik dapat mememuhi kebutuhan gas dalam negeri.

“Perkiraan kami itu 2020 dan 2025 ada small gap, tetapi tidak signifikan jadi belum diperlukan long term import sampai 2025,” katanya.

Di sisi lain, tendapat kecenderungan bahwa harga LNG akan naik. Oleh karena itu, meskipun terdapat tekanan dari konsumen seperti ketenagalistrikan dan industri agar mendapat harga gas yang lebih murah, pemerintah sebaiknya tidak menetapkan batas harga jual gas yang terlalu rendah. Pemerintah selain perlu menjamin keterjangkauan, tetapi juga ketersediaan.

Bila batas harga yang ditetapkan terlalu nendah, pengembangan lapangan gas di hulu akan terganggu karena harga yang ditawarkan belum memenuhi skala ekonomi. Kalau harganya terlalu murah, tidak akan ada tersedia pasokan gas karena pengembangan lapangan gas terhenti.

“Kalau itu terlalu restriktif, hasilnya tentu bukan mendapat yang tetapi justru supply scarcity tidak ada suplai yang akan bisa memenuhi itu,” katanya.

DITUNDA

VP LNG PT Pertamina, Didik Sasongko mengatakan, saat ini pihaknya belum akan menambah impor LNG dalam waktu dekat. Dia menyebut, saat ini perlu melihat pertumbuhan ekonomi dan kebutuhan gas dalam negeri lebih dulu. 

“Kita hold dulu, lihat ekonomi dan keperluan.“

Dia mengasumsikan bila pembangkit berkapasitas 14 gigawatt (GW) terbangun pada 2019, pasokan gas 1.100 juta kaki kubik per hari (MMscfd) atau LNG sekitar 8 juta ton dibutuhkan untuk bahan bakar. Di balik ketidakpastian pengembangan lapangan gas dalam negeri, pihaknya telah mengamankan pasokan dari luar negeri.

Pertamina telah meneken beberapa kesepakatan pasokan LNG dari luar negeri. Pertama, kespekatan jangka panjang Total dengan Pertamina untuk pasokan LNG sebesar 0,4 sampai 1 juta ton per tahun yang dimulai pada 2020 dan berlangsung selama 15 tahun.  Pasokan tersebut berasal dari Proyek Corpus Christi, Amerika Serikat. Sebagai gantinya, Total akan memasok LNG ke Pertamina dengan volune yang sama yakni 0,4-1 juta ton per tahun.

Kedua, Pertamina telah menandatangani perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan anak usaha Cheniere Energy Inc. yakni Corpus Christi Iiquefaction Liability Company untuk memasok 0,76 juta ton per tahun LNG mulai 2019 selama 20 tahun.

Ketiga, Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama, tetapi dimulai pada 2018 dengan durasi 20 tahun.

Keempat, Pertamina meneken kesepakatan LNG dari ExxonMobil sebanyak 1 juta ton per tahun selama 20 tahun mulai 2025.

Kelima, dari Woodside Singapore akan dipasok sekitar 0,6 juta ton per tahun yang bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun. Pasokan 0,6 juta ton per tahun mulai dikirim 2022-2034 dan bisa ditingkatkan menjadi 1,1 juta ton per tahun pada 2024-2035

Dia menyebut, bila pasokan berlebih, perseroan akan mencari pembeli lain yang akan membeli LNG tersebut. 

“Kalau tidak kita secure, bagaimana bisa FID [keputusan akhir investasi] itu power plant? Oleh karena itu kita siapkan impor.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, July 14, 2017

Discuss Continuing the Old Well

The discussion of the old well problem continues. Corresponding previous meeting between the Government of Bojonegoro, SKK Migas and PT Pertamina EP obtained an agreement that essentially management of old wells will be managed by the Regional Owned Enterprises (enterprises). As stated by Agus Supriyanto Head of Industry and Labor Office of Bojonegoro Regency. He said that in the near future the old well contract will be over and require certainty for the continued management of the old wells.

"Following the end of old well management contracts over the next few years, we want to see how the implementation of old wells such as existing management in Kabupaten Blora", explained Agus.

Soon this miner can run in accordance with the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 1 Year 2008 on the Management of Old Well, we need certainty this contract can be continued with PT Pertamina EP

Meanwhile, Tony Ade Iriawan as Director Utalna PT Bangun Sarana Bojonegoro, Bojonegoro enterprises said that enterprises have prepared a draft that has been submitted to the Regent Bojonegoro and PT Pertamina EP

"We have prepared the concept as a miner's companion, we have approached the miners to join the BUMD. Of the 16 miners, 14 figures have agreed to join the BUMD ", said Tony.

Salim Sa'id Chalid Operation & Production Director of PT Pertamina EP explained that the problems associated with old wells in the district of Bojonegoro, Board of Directors of PT Pertamina EP decided to pengeloIaan, Old Wells refers to the Minister of Energy and Mineral No. 1 of 2008 is in collaboration with cooperatives or enterprises .

"Nevertheless we remain committed to maintaining petroleum production managed by miners to enter the state, with a deposit through PT Pertamina EP", added Chalid.

Bojonegoro Old Well Field

While aitu, Tony Wicaksono Head of Department Work and Care Re SKK Oil and Gas Wells explained that the proposal submitted by PT Pertamina EP has been according to the direction of the Ministry of the Coordinating Political, Legal and Security and the Ministry of Energy to get back to the Energy and Mineral Resources Regulation No. 1 of 2008.

"With the proposal of PT Pertamina EP to return to the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 1 of 2008 with the involvement of local enterprises and Village Unit Cooperatives (KUD) then it is in accordance with our expectations at SKK Migas That we all start again from the beginning to the management of old wells and Expected the future to be better.

IN INDONESIA

Bahas Lanjutan Sumur Tua

Pembahasan permasalahan sumur tua dilanjutkan. Sesuai pertemuan sebelumnya antara Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, SKK Migas dan PT Pertamina EP didapatkan kesepakatan yang intinya pengelolaan sumur tua akan dikelola oleh Badan Usaha Milik Daerah (BUMD). Demikian dikatakan Agus Supriyanto Kepala Dinas Perindustrian dan Tenaga Kerja Kabupaten Bojonegoro. Ia menyampaikan bahwa dalam waktu dekat kontrak sumur tua akan berakhir dan membutuhkan kepastian untuk kelanjutan pengelolaan sumur tua.

“Menindaklanjuti akan berakhirnya kontrak pengelolaan sumur tua beberapa waktu ke depan, kami ingin melihat bagaimana implementasi sumur tua seperti pengelolaan yang ada di Kabupaten Blora”, jelas Agus.

Sebentar lagi agar penambang ini bisa berjalan sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008 tentang Pengelolaan Sumur Tua, kami  membutuhkan kepastian kontrak ini bisa dilanjutkan dengan PT Pertamina EP

Sementara itu, Tony Ade Iriawan selaku Direktur Utalna PT Bojonegoro Bangun Sarana, BUMD Kabupaten Bojonegoro menyampaikan bahwa BUMD telah mempersiapkan konsep yang sudah disampaikan kepada Bupati Bojonegoro dan PT Pertamina EP

“Kami sudah menyiapkan konsep sebagai pendamping penambang, kami sudah melakukan pendekatan kepada para penambang agar mau bergabung dengan BUMD. Dari 16 tokoh penambang, 14 tokoh telah setuju untuk bergabung dengan BUMD”, kata Tony.

Chalid Sa'id Salim Operation & Production Director PT Pertamina EP menjelaskan bahwa terkait dengan permasalahan sumur tua di wilayah Kabupaten Bojonegoro, Jajaran Direksi PT Pertamina EP memutuskan untuk pengeloIaan, Sumur Tua mengacu pada Peraturan Menteri ESDM No 1  Tahun 2008 yaitu bekerjasama dengan KUD atau BUMD.

“Namun demikian kami tetap berkomitmen untuk menjaga produksi minyak bumi yang dikelola oleh penambang untuk masuk kepada negara, dengan disetor melalui PT Pertamina EP”, tambah Chalid.

Sementara aitu, Tony Wicaksono Kepala Departemen Kerja Ulang dan Perawatan Sumur SKK Migas menjelaskan bahwa usulan yang disampaikan oleh PT Pertamina EP sudah sesuai arahan dari Kementerian Kordinator Politik Hukum dan Keamanan dan Kementrian ESDM untuk kembali kepada Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008. 

“Dengan adanya usulan dari PT Pertamina EP untuk kembali ke Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008 dengan melibatkan BUMD dan Koperasi Unit Desa (KUD) maka itu sesuai dengan harapan kami di SKK Migas Bahwa kita semua memulai kembali dari awal untuk pengelolaan sumur tua ini dan diharapkan kedepannya menjadi lebih baik.

Surabaya Pagi, Page-10, Friday, July 14, 2017

Old Wells Will Be Managed BUMD

PT Pertamina EP: Production Should be paid to the State

The management of old wells in Bojonegoro District requires certainty for the sustainability of the management in line with the end of the contract of work. Therefore, from the meeting between the Government of Bojonegoro Regency and the Special Unit for Upstream Oil and Gas (SKK Migas) and PT Pertamina EP, it is agreed that the management will be handed over to the Regional Owned Enterprises (BUMD).

"Based on the previous meeting between the Government of Bojonegoro Regency, SKK Migas and PT Pertamina EP, an agreement was reached Which in essence the management of old wells will be managed by BUMD, "said Head of Department of Industry and Manpower of Bojonegoro Regency, Agus Supriyanto after the meeting which was held on Tuesday (11/7).

The former Head of ESDM Department of Bojonegoro Regency said that in the near future the old well contract will end and require certainty for the continuation of the old well management.

"Following the end of old well management contracts over the next few years, we want to see how the implementation of old wells such as existing management in Kabupaten Blora", explained Agus.

Agus said, this certainty is very important for miners so they can do the work in accordance with the Regulations Minister of Energy and Mineral Resources No. 1 Year 2008 on Management of Old Wells, it needs certainty of this contract can be continued With PT Pertamina EP.

Tony Ade Iriawan as President Director of PT Bojonegoro Bangun Sarana, BUMD Kabupaten Bojonegoro said BUMD has prepared the concept that has been submitted to the Regent of Bojonegoro and PT Pertamina EP.

"We have prepared the concept as a miner's companion, we have approached the miners to join the BUMD. Of the 16 miners, 14 figures have agreed to join the BUMD ", explains Tony.

Meanwhile, Chalid Said Salim Operation & Production Director of PT Pertamina EP explained related to the problem Old wells in Bojonegoro District, Board of Directors of PT Pertamina EP decided to manage Old Wells refers to

In the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 1 Year 2008 is in cooperation with Village Unit Cooperative (KUD) or BUMD.

"Nevertheless we remain committed to maintaining petroleum production managed by miners to enter the state, with a deposit through PT Pertamina EP," Chalid added.

      Meanwhile, Tony Wicaksono Head of Dept. of Labor and Wells SKK Migas explained that the proposal submitted by PT Pertamina EP is in accordance with the direction of the Ministry of Political Economy Law and Human Rights (Kemenkopolhukam) and the Ministry of ESDM to return to the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 1 of 2008.

"With the proposal from PT Pertamina EP to return to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 1 Year 2008 involving BUMD Or KUD then it is in accordance with our expectations in SKK Migas. That we all start back from the beginning for the management of this old well and is expected in the future to be better, "said Tony Wicaksono.

Bojonegoro Old Well Field 

IN INDONESIA

Sumur Tua Akan Dikelola BUMD

PT  Pertamina EP : Hasil Produksi Harus Disetor kepada Negara

Pengelolaan sumur tua yang ada di Kabupaten Bojonegoro membutuhkan kepastian untuk kelanjutan pengelolaan seiring dengan akan berakhirnya kontrak pengerjaan. Karena itu, dari hasil rapat antara Pemerintah Kabupaten Bojonegoro dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan PT Pertamina EP, disepakati pengelolaan diserahkan kepada Badan Usaha Milik Daerah (BUMD).

“Sesuai pertemuan sebelumnya antara Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, SKK Migas dan PT Pertamina EP didapatkan kesepakatan

yang intinya pengelolaan sumur tua akan dikelola oleh BUMD,” ujar Kepala Dinas Perindustrian dan Tenaga Kerja Kabupaten Bojonegoro, Agus Supriyanto usai rapat yang digelar Selasa (11/7) lalu.

Mantan Kepala Dinas ESDM Kabupaten Bojonegoro tersebut menyampaikan bahwa dalam waktu dekat kontrak sumur tua akan berakhir dan membutuhkan kepastian untuk kelanjutan pengelolaan sumur tua. 

“Menindaklanjuti akan berakhirnya kontrak pengelolaan sumur tua beberapa waktu ke depan, kami ingin melihat bagaimana implementasi sumur tua seperti pengelolaan yang ada di Kabupaten Blora”, jelas Agus.

Dikatakan Agus, kepastian ini sangat penting bagi penambang agar mereka bisa melakukan pekerjaan sesuai dengan Peraturan

Menteri ESDM No 1 Tahun 2008 tentang Pengelolaan Sumur Tua, pihaknya membutuhkan kepastian kontrak ini bisa dilanjutkan

dengan PT Pertamina EP.

Tony Ade Iriawan selaku Direktur Utama PT Bojonegoro Bangun Sarana, BUMD Kabupaten Bojonegoro mengungkapkan BUMD telah mempersiapkan konsep yang sudah disampaikan kepada Bupati Bojonegoro dan PT Pertamina EP.

“Kami sudah menyiapkan konsep sebagai pendamping penambang, kami sudah melakukan pendekatan kepada para penambang agar mau bergabung dengan BUMD. Dari 16 tokoh penambang, 14 tokoh telah setuju untuk bergabung dengan BUMD", jelas Tony.

Sementara itu, Chalid Said Salim Operation & Production Director PT Pertamina EP menjelaskan terkait dengan permasalahan

sumur tua di wilayah Kabupaten Bojonegoro, Jajaran Direksi PT Pertamina EP memutuskan untuk pengelolaan Sumur Tua mengacu

pada Peraturan Menteri Energi Sumber Daya Mineral (ESDM) No 1 Tahun 2008 yaitu bekerjasama dengan Koperasi Unit Desa (KUD) atau BUMD.

“Namun demikian kami tetap berkomitmen untuk menjaga produksi minyak bumi yang dikelola oleh penambang untuk masuk kepada negara, dengan disetor melalui PT Pertamina EP,” tambah Chalid.

Sementara itu, Tony Wicaksono Kepala Departemen Kerja Ulang dan Perawatan Sumur SKK Migas menjelaskan bahwa usulan yang disampaikan oleh PT Pertamina EP sudah sesuai dengan arahan dari Kementerian Ekonomi Politik Hukum dan Hak Asasi Manusia

(Kemenkopolhukam) dan Kementerian ESDM untuk kembali kepada Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008.

“Dengan adanya usulan dari PT Pertamina EP untuk kembali ke Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008 dengan melibatkan BUMD

atau KUD maka itu sesuai dengan harapan kami di SKK Migas. Bahwa kita semua memulai kembali dari awal untuk pengelolaan sumur tua ini dan diharapkan ke depannya menjadi lebih baik,” kata Tony Wicaksono.

Duta Masyarakat, Page-30, Friday, July 14, 2017

Gas Industry Need Innovation

Commercial Director of PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Danny Praditya assess, to increase domestic gas utilization, big challenges are required. However, behind the challenge, there are actually opportunities that are also equally great For all parties.

The first challenge is the acceleration of market and infrastructure development. In 2025, PGN's target adds 40 thousand kilometers more gas pipelines and some liquefied natural gas (LNG) hubs to the distribution system.

"So there needs to be Innovations, both in technology, business model, up to the governance," said Danny in the event Gas Indonesia Summit & exhibition 2017, at Jakarta Convention Center, Jakarta, Wednesday (12/7).

In addition, Indonesia is currently required to be more competitive so that the demand for competitive gas prices continues to be delivered by the industry. The next challenge is that Indonesia must be able to manage the paradox between the need for accelerated development. "But at the same time it must be efficient, the paradox between development and eficiency," he said.

Danny explains, all the challenges must be answered by means of integrated planning and integrated action. Increasing the use of gas requires Innovation in demand creation which involves cross-ministries, investors, and key players in the gas industry.

"Implementation requires synergy of all parties," he said.

Danny said the need for a roadmap or masterplan is in line with energy development, especially gas. One form of integration is to build an Indonesia Gas Master Plan.

Related to liquefied natural gas (LNG), Director General of Oil and Gas Ministry of ESDM IGN Wiratmaja Puja said LNG reserves owned by Indonesia was increasing after the operation of several oil and gas blocks. This makes the government has many challenges to be able to develop this liquefied natural gas forward.

He said that until now it opens cooperation opportunities to increase Indonesia's gas utility. Not only to increase gas utilities, but also to distribute the LNG to all over Indonesia.

"Indonesia as an archipelago is a challenge for us, the government, to be able to distribute LNG to all regions, it is necessary to have cooperation," said Wiratmaja while attending the Indonesian Gas Summit at JCC on Wednesday (13/7).

Wiratmaja said domestic demand for domestic LNG in the future will increase. This is also in line with Indonesia's electrification needs through a 35 thousand megawatt program. If all this time Indonesia acts as an importer of LNG, with large reserves and the operation of several oil and gas blocks make Indonesia will be independent in LNG needs.

"This is our challenge for the future, so we will encourage Pertamina and other parties to support this plan," he said.

He added, to be able to succeed this energy independence plan, Wiratmaja explained in front of the forum that Indonesia is cleaning up the regulation revision. This is considered an important government in order to be an investment attraction in the future.

Wiratmaja said the government plans to sell 16 to 18 LNG cargoes that have not been absorbed. This decision is taken considering later LNG production in the country will grow.

He explained, on the one hand, this shows a positive signal that Indonesia will be separated from the dependence of LNG imports as raw materials for electrification. However, on the other hand, the lack of export cargo absorption is becoming a thing that needs to be encouraged by the government.

"This year there are 16-18 cargoes that have not been absorbed and planned to be sold to industries in the country," said Wiratmaja.

IN INDONESIA

lndustri Gas Butuh Inovasi

Direktur komersial PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Danny Praditya menilai, untuk meningkatkan pemanfaatan gas domestik, dibutuhkan tantangan yang besar. Namun, di balik tantangan tersebut, sebenarnya terdapat peluang yang juga sama besarnya

bagi semua pihak.

Tantangan pertama percepatan pembangunan pasar dan infrastruktur. Pada 2025, target PGN menambah 40 ribu kilometer lebih jaringan pipa gas dan beberapa gas alam cair (LNG) Hub untuk sistem distribusi. 

"Maka perlu ada Inovasi-Inovasi, baik dalam teknologi, model bisnis, sampai dengan tata kelola," ujar Danny dalam acara Gas

Indonesia Summit & exhibition 2017, di Jakarta Convention Center, Jakarta, Rabu (12/7). 

Selain itu, saat ini Indonesia dituntut untuk lebih kompetitif sehingga permintaan harga gas yang kompetitif terus disampaikan oleh industri. Tantangan berikutnya adalah Indonesia harus mampu mengelola paradoks antara kebutuhan untuk percepatan pembangunan. "Tapi, di saat yang sama harus menjadi efisien. Paradoks antara development dan eficiency," katanya.

Danny menjelaskan, seluruh tantangan tersebut harus dijawab dengan cara integrated planning dan integrated action. Meningkatkan pemakaian gas membutuhkan Inovasi dalam demand creation yang berarti melibatkan lintas kementerian, investor, dan pemain kunci di industri gas.

"Implementasinya membutuhkan sinergi seluruh pihak,“ tuturnya.

Danny mengungkapkan, diperlukannya peta jalan atau masterplan sejalan dengan pembangunan energi, terutama gas. Salah satu bentuk integrasi tersebut adalah membangun Indonesia Gas Master Plan.

Terkait gas alam cair (LNG), Direktur Jenderal Minyak dan Gas Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja mengatakan, cadangan LNG yang dimiliki oleh Indonesia ternyata semakin bertambah pasca pengoperasian beberapa blok migas. Hal ini membuat pemerintah memiliki banyak tantangan untuk bisa mengembangkan gas alam cair ini kedepan.

Ia mengatakan, pihaknya hingga saat ini membuka peluang kerja sama untuk bisa meningkatkan utilitas gas Indonesia. Tidak hanya untuk meningkatkan utilitas gas, tetapi juga untuk mendistribusikan LNG tersebut ke seluruh Indonesia.

"Indonesia sebagai negara kepulauan memang menjadi tantangan tersendiri bagi kami, pemerintah. Untuk bisa mendistribusikan LNG ke seluruh wilayah, perlu adanya kerja sama," kata Wiratmaja saat menghadiri Gas Indonesian Summit di JCC, Rabu (13/7). 

Wiratmaja mengatakan, kebutuhan LNG dalam negeri sendiri ke depan akan semakin meningkat. Hal ini juga seiring dengan kebutuhan elektrifikasi Indonesia melalui program 35 ribu megawatt. Jika selama ini Indonesia berperan sebagai importir LNG, dengan cadangan yang besar dan beroperasinya beberapa blok migas membuat Indonesia nantinya bisa mandiri dalam kebutuhan LNG.

"Ini jadi tantangan kita ke depan, jadi kita akan dorong Pertamina dan pihak pihak lain untuk bisa mendukung rencana ini," ujarnya. 

Ia menambahkan, untuk bisa menyukseskan rencana kemandirian energi ini, Wiratmaja menjelaskan di depan forum bahwa Indonesia sedang berbenah melakuan revisi peraturan. Hal ini dinilai pemerintah penting agar bisa menjadi daya tarik investasi ke depan.

Wiratmaja menyatakan, pemerintah berencana untuk menjual 16 hingga 18 kargo LNG yang belum terserap. Keputusan ini diambil mengingat nantinya produksi LNG dalam negeri akan semakin bertambah. 

Ia menjelaskan, di satu sisi, hal ini menunjukkan sinyal positif bahwa Indonesia akan terlepas dari keteragantungan impor LNG sebagai bahan baku elektrifikasi. Namun, di sisi lain, memang minimnya serapan kargo untuk ekspor tersebut menjadi hal yang perlu digenjot oleh pemerintah.

"Tahun ini terdapat 16-18 kargo yang belum terserap dan rencananya akan dijual untuk industri di dalam negeri," ujar Wiratmaja.

Republika, Page-15, Thursday, July 13, 2017