Arun LNG Revitalized

Perta Arun Gas is a subsidiary of PT Pertamina Gas. Perta Arun manages the regasification of liquefied natural gas / Arun LNG. PT Perta Arun Gas Production Plan & Process Engineering Manager Surkani Manan said the Arun LNG Plant last delivered LNG cargoes in October 2014.

The refinery, which previously produced 224 LNG cargoes in 1994, is no longer able to deliver gas because there are no more supplies from the nearest gas wells.

The LNG plant through PT Arun Natural Gas Liquefaction (NCL) previously received gas supplies from the North Sumatera Offshore Block and Block North Sumatra Block B. After the decline in production occurred, the government commissioned Pertamina to utilize the assets and built the regasification and receiving facility of LNG or floating storage regasification Unit (FSRU).

Arun FSRU processes LNG from Tangguh and Donggi-Senoro. The average production of Arun regasification facility in 2015 is 86.05 million cubic feet per day (MMscfd), which is distributed for PLN needs and 1.85 MMscfd for industries in Medan such as glass and ceramics producers.

In 2016, the regasification result for PLN 85.86 MMscfd and other gas users industries was 2.95 MMscfd. In fact, in terms of capacity, maximum regasification capability up to 405 MMscfd. Thus, the utilization of the Arun FSRU facility is only in the range of 20%. FSRU is a floating LNG receiving facility and converts liquefied natural gas back to natural gas.

The Tangguh refinery converts natural gas into LNG to be transported by ship. Then the LNG is classified in the FSRU to be returned to natural gas. To optimize the assets available in Arun, it will revitalize a number of gas storage tanks. Of the five LNG tanks, only two are still in use. Then, there will be four tanks that are enabled to store LPG or liquefied petroleum gas (LPG).

The capacity of LPG processing is planned 2x84.000 cubic meters from existing tanks and 60,000 cubic meters is the construction of new facilities. The plan, in the quarter I / 2018 tank can operate.

"The plan of I / 2018 is completed. Now it's still construction, "he said

PRICES GO DOWN

The government's move to lower gas prices downstream in Arun makes gas absorption slows down. This is a result of government efforts to reduce gas prices from US $ 12.22 per MMBtu to US $ 9.50 per MMBtu.

The decline in gas prices comes from the cuts in regasification costs, toll fees and lower gas prices (Tangguh and Donggi-Senoro). In addition to LNG supplied from Papua (Tangguh) and Central Sulawesi (Donggi-Senoro), Perta Arun Gas also obtains gas pipelines from NSO and NSB Blocks, so there is no need to go through the regasification process.

Gas delivered directly from the mouth of the well to the consumer through the pipeline is often called the gas pipe so there is no need for regasification process. Meanwhile, for the last 3 months gas of 33,000 cubic meters has not been absorbed. According to him, in terms of company revenue is reduced, but from the cargo side increased because of increasing demand for LNG by PLN.

IN INDONESIA

LNG Arun Direvitalisasi

Perta Arun Gas merupakan anak usaha PT Pertamina Gas. Perta Arun mengelola regasifikasi gas alam cair/LNG Arun. Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan bahwa Kilang LNG Arun terakhir kali mengirimkan kargo LNG pada Oktober 2014.

Kilang yang sebelumnya pernah memproduksi 224 kargo LNG pada 1994 itu tidak lagi bisa mengirim gas karena sudah tidak ada lagi pasokan dari sumur gas terdekat.

Kilang LNG melalui PT Arun Natural Gas Liquefaction (NCL) sebelumnya mendapatkan pasokan gas dari Blok North Sumatra Offshore dan Blok North Sumatra Block B. Setelah penurunan produksi terjadi, pemerintah menugaskan Pertamina untuk memanfaatkan aset tersebut dan membangun fasilitas regasifikasi dan penerimaan LNG atau Floating Storage Regasification Unit (FSRU).

FSRU Arun mengolah LNG dari Tangguh dan Donggi-Senoro. Rerata produksi dari fasilitas regasifikasi Arun pada 2015 sebesar 86,05 juta kaki kubik per hari (MMscfd) yang disalurkan untuk kebutuhan PLN dan 1,85 MMscfd untuk industri di Medan seperti produsen kaca dan keramik.

Pada 2016, hasil regasifikasi untuk PLN 85,86 MMscfd dan industri pengguna gas Iainnya 2,95 MMscfd. Padahal, dari sisi kapasitas, kemampuan regasifikasi maksimum hingga 405 MMscfd. Dengan demikian utilisasi fasilitas FSRU Arun hanya di kisaran 20%. FSRU merupakan fasilitas penerima LNG terapung dan mengubah kembali gas alam cair ke gas bumi. 

Kilang Tangguh mengubah gas bumi menjadi LNG agar dapat diangkut dengan kapal. Kemudian LNG itu diregasifikasi di FSRU untuk dikembalikan menjadi gas bumi. Untuk mengoptimumkan aset yang tersedia di Arun, pihaknya akan merevitalisasi sejumlah tangki penyimpanan gas. Dari lima tangki LNG, hanya dua yang masih digunakan. Kemudian, akan terdapat empat tangki yang difungsikan untuk menyimpan elpiji atau liquefied petroleum gas (LPG) .

Kapasitas pengolahan elpiji itu direncanakan 2x84.000 meter kubik berasal dari tangki yang sudah ada dan 60.000 meter kubik merupakan pembangunan fasilitas baru. Rencananya, pada kuartal I/2018 tangki bisa beroperasi. 

“Rencananya kuartal I/2018 selesai. Sekarang masih konstruksi,” katanya 

HARGA TURUN

Adapun langkah pemerintah menurunkan harga gas di tingkat hilir di Arun membuat penyerapan gas melambat. Hal itu akibat dari upaya pemerintah menurunkan harga gas dari US$12,22 per MMBtu menjadi US$9,50 per MMBtu.

Penurunan harga gas berasal dari pemangkasan biaya regasifikasi, sewa pipa (toll fee) dan penurunan harga gas di tingkat hulu (Tangguh dan Donggi-Senoro). Selain LNG yang dipasok dari Papua (Tangguh) dan Sulawesi Tengah (Donggi-Senoro), Perta Arun Gas juga mendapatkan pasokan gas pipa dari Blok NSO dan NSB sehingga tidak perlu melalui proses regasifikasi.

Gas yang disalurkan langsung dari mulut sumur ke konsumen melalui pipa sering disebut dengan gas pipa sehingga tidak perlu ada proses regasifikasi. Sementara itu, selama 3 bulan terakhir gas sebanyak 33.000 meter kubik belum terserap. Menurutnya, dari segi pendapatan perusahaan berkurang, tetapi dari sisi kargo naik karena bertambahnya permintaan LNG oleh PLN. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, July 21, 2017

Accelerate Oil and Gas Production, Pertaminia Repsol Sign Cooperation Study

PT Pertamina signed a joint agreement with Repsol, a Spanish oil and gas company. The signing was done by Pertamina President Director Elia Massa Manik and Repsol CEO Josu Jon Imaz who was attended by Minister of State Owned Enterprises (SOE) Rini Soemarno in Madrid, Spain (17/7).

The cooperation includes four studies of upstream digital technology, research on Enhanced Oil Recovery (EOR) technology development, second generation biofuels, and research and development management.

According to Elia Massa Manik, a joint study of upstream-based digital technology will produce a reservoir characteristic rock model that will be applied in Pertamina-Repsol Jambi Merang working area as a pilot, and other work areas.

"Going forward Human Resources (Human Resources) Pertamina will be able to develop similar reservoir characteristics in other Pertamina working areas," he said.

As for research on developing EOR technology, Massa said, Repsol will make transfer of knowledge and technology on a field scale. This cooperation will apply a laboratory study of the EOR filtration method for the Sago and Limau Field trial program (Q51).

The study also includes laboratory management, equipment suitability, SOP implementation and health safety security and environment (HSSE)

EOR.

"This study reinforces Pertamina's commitment to accelerate the EOR program to increase oil reserves and production faster," said Massa Manik.

As to sustain the government's program to meet the 23 percent target of Renewable Energy in 2025, Pertamina and Repsol will build cooperation in the development of biogasoline product production with pyrolysis technology

Biomass.

"The cooperation will focus on the study of raw material supply, process selection, laboratory testing of facility tests to meet energy policy targets, improving fuel quality and utilizing available raw materials," he said.

Pertamina and Repsol's research cooperation will also be conducted on research and technology management. As known, Pertamina has recently established a Research and Technology Center to create value in securing sustainability in response to future energy supply challenges.

"Repsol has a common business with Pertamina, and has a significant reputation and experience in research and technology management," said Massa Manik.

IN INDONESIA

Percepat Produksi Migas, Pertaminia Repsol Tandatangani Kerja Sama Studi

PT Pertamina menandatangani perjanjian keria sama Studi bersama Repsol, perusahaan migas asal Spanyol. Penandatangan dilakukan Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik dan CEO Repsol Josu Jon Imaz yang dihadiri Menteri Badan saha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno di Madrid, Spanyol (17/7).

Kerja sama meliputi empat Studi yakni teknologi hulu berbasis digital, riset pengembangan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR), biofuel generasi kedua, serta manajemen riset dan pengembangan.

Menurut Elia Massa Manik, Studi bersama teknologi hulu berbasis digital akan menghasilkan model karakteristik batuan reservoir yang akan diterapkan di wilayah kerja Pertamina-Repsol Jambi Merang sebagai percontohan, dan wilayah kerja lain. 

“Ke depan SDM (Sumber daya manusia) Pertamina akan mampu mengembangkan karakteristik reservoir serupa di wilayah kerja Pertamina lainnya,” kata dia.

Sementara untuk riset pengembangan teknologi EOR, kata Massa, Repsol akan melakukan alih pengetahuan dan teknologi pada skala lapangan. Kerja sama ini akan menerapkan sebuah Studi laboratorium metode filtrasi EOR untuk program percobaan Lapangan Sago dan Limau (Q51).

Studi ini juga meliputi manajemen laboratorium, kesesuaian peralatan, penerapan SOP dan health safety security and environment (HSSE)

EOR. 

”Studi ini memperkuat komitmen Pertamina dalam mempercepat program EOR untuk meningkatkan cadangan dan produksi minyak lebih cepat,” ujar Massa Manik.

Adapun untuk menopang program pemerintah dalam memenuhi target 23 persen Energi Baru Terbarukan tahun 2025, Pertamina dan Repsol akan membangun kerja sama dalam pengembangan produksi produk biogasoline dengan teknologi pirolisis

Biomassa.

“Kerja Sama akan difokuskan pada studi tentang penyediaan bahan baku, pemilihan proses, uji laboratorium terhadap uji fasilitas untuk memenuhi target kebijakan energi, peningkatan kualitas bahan bakar dan pemanfaatan bahan baku yang tersedia,” kata dia.

Kerja sama studi Pertamina dan Repsol juga akan dilakukan pada manajemen riset dan teknologi. Sebagaimana diketahui, Pertamina baru-baru ini telah membentuk Research and Technology Center untuk menciptakan nilai dalam mengamankan keberlanjutan sebagai respons terhadap tantangan pasokan energi masa depan. 

“Repsol mempunyai kesamaan bisnis dengan Pertamina, dan memiliki reputasi dan  pengalaman yang signifikan dalam manajemen riset dan teknologi,” kata Massa Manik.

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017

Ministry of Energy and Mineral Resources Gives Tax on Oil and Gas Exploration

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) exempts oil and gas exploration taxes for investors seeking to invest in Indonesia. This is in order to increase the discovery of national oil and gas reserves, to move the investment climate and provide legal certainty on upstream oil and gas business activities and flexibility in the production sharing.

This is stated in Government Regulation Number 27 of 2017 concerning Amendment to Government Regulation Number 79 of 2010 related to Restricted Operating Costs and Income Tax Treatment in Upstream Oil and Gas Business Sector (oil and gas).

Government Regulation No. 27 of 2017 on Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Tax in Oil and Gas Fields is a form of government response to the complicated complaints of the tax regulation of Government Regulation No. 79 of 2010, "said Secretary of Oil and Gas at the Energy and Mineral Resources Ministry, Susyanto in Jakarta, Wednesday (19/7)

Susyanto explained that Government Regulation Number 79 Year 2010 many things that complained by investors, especially the tax problem.

"Tax complaints are still dominant, therefore there is a revision and also for community developmen already in budget, so it should not be a problem anymore," he said.

The revised points include changes in provisions on incentives for upstream oil and gas business activities. Second, the addition of the terms of the more dynamic share of the revenue share. Furthermore, changes to the cost of provisions during exploitation. Terms of reimbursable operating costs are also amended and non-refundable fee provisions are also set.

Another plus is the depreciation or depreciation of the systematic asset becomes faster than the rule of Government Regulation 79. The Cost Sharing Tax or the profit share has also been omitted, and the rules on the tax facilities that are handed down to systematic terms are also exempt.

Then the settings with the operating system work per field (field base) is changed to per work area (block base). In addition, there is also exemption on import duty of goods used when conducting petroleum operations, Value Added Tax (VAT), VAT Luxury Goods, and so forth.

At the exploitation or production stage of oil and gas, the part (split) for the contractor may also be exempt from tax. Types of taxes exempted include, for example import duty, VAT and VAT BM.

Meanwhile, Deputy for Finance and Monetization, Parulian Sihotang explained that through the revision of Government Regulation 79 Year 2010 hopes to make the Energy and Mineral Resources (ESDM) sector more effective in the operation.

In this Government Regulation also, the government adds the authority of the Minister of EMR to determine the calculation of different depreciation in order to maintain the production level. The preparation of the same inspection standards and norms in the form of inspection guidelines used by SKK Migas, BPKR and Directorate General of Taxation to audit revenue sharing and income tax so that there is coordination between Government auditors and limit the period of tax audit to the issuance of Tax Assessment Letter no later than 12 months after Annual Tax Return (SPT) is accepted.

This Government Regulation is also a Transitional Regulation on contracts signed before the enactment of the Oil and Gas Law 2001 and signed contracts after the entry into force of the Oil and Natural Gas Law until the enactment of Government Regulation 79/2010 may choose to follow the terms of the contract or adjust to the provisions of Government Regulation 27 / 2017 no later than six months after the enactment of Government Regulation 27/2017

Contracts signed after the enactment of Government Regulation 79/2010 can be in accordance with the provisions of Government Regulation 27/2017 no later than six months from the enactment of Government Regulation 27/20 2017. While contracts signed after the enactment of Government Regulation 27/2017 are required to comply with the provisions of Government Regulation 27/2017 .

IN INDONESIA

Kementerian ESDM Bebaskan Pajak Eksplorasi Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) membebaskan pajak eksplorasi minyak dan gas bumi (migas) bagi investor yang ingin berinvestasi di Indonesia. Hal ini dalam rangka peningkatan penemuan cadangan migas nasional, menggerakkan iklim investasi dan memberikan kepastian hukum pada kegiatan usaha hulu migas dan fleksibilitas dalam penentuan bagi hasil. 

Hal ini tercantum dalam Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 terkait Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (migas).

Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 tentang Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Migas ini merupakan bentuk respons dari pemerintah atas keluhan ruwetnya aturan pajak dari Peraturan Pemerintah no 79 tahun 2010,” kata Sekretaris Ditjen Migas ESDM, Susyanto di Jakarta, Rabu (19/7)

Susyanto menjelaskan bahwa Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 banyak hal yang dikeluhkan oleh para investor, terutama masalah pajak. 

“Keluhan pajak masih dominan, oleh karena itu ada revisi dan juga untuk community developmen sudah masuk anggaran, jadi seharusnya tidak jadi masalah lagi,” katanya.

Poin yang direvisi antara lain perubahan ketentuan mengenai insentif kegiatan usaha hulu migas. Kedua, penambahan ketentuan mengenai besaran bagi hasil yang lebih dinamis. Selanjutnya, perubahan biaya ketentuan saat eksploitasi. Persyaratan biaya operasi yang dapat dikembalikan ketentuannya juga dirubah serta ketentuan biaya yang tidak dapat dikembalikan juga sudah diatur.

Kelebihan lainnya adalah depresiasi atau penyusutan aset yang sistematis menjadi lebih cepat daripada aturan Peraturan Pemerintah 79. Pajak Cost Sharing atau bagi hasil juga telah dihilangkan, serta aturan mengenai fasilitas pajak yang diturunkan kepada hal sistematisnya juga dibebaskan.

Kemudian pengaturan dengan sistem operasi kerja per lapangan (field basis) diganti menjadi per wilayah kerja (block basis). Selain itu, ada juga pembebasan atas Bea masuk impor barang yang digunakan ketika melakukan kegiatan operasi perminyakan, Pajak Pertambahan Nilai (PPN), PPN Barang Mewah, dan Sebagainya. 

Di tahap eksploitasi atau produksi migas, pada bagian (split) untuk kontraktor juga dapat dibebaskan dari pajak. Jenis pajak yang dibebaskan antara lain misalnya bea masuk impor, PPN dan PPN BM.

Sementara itu, Deputi Keuangan dan Monetisasi, Parulian Sihotang menjelaskan bahwa melalui revisi Peraturan Pemerintah 79 Tahun 2010 berharap akan menjadikan Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) lebih efektif dalam pengeoperasian.

Dalam Peraturan Pemerintah ini juga, pemerintah menambah kewenangan Menteri ESDM untuk menentukan perhitungan penyusutan yang berbeda dalam rangka menjaga tingkat produksi. Disusunnya standar dan norma pemeriksaan yang sama dalam bentuk pedoman pemeriksaan yang digunakan oleh SKK Migas, BPKR dan Ditjen Pajak untuk mengaudit bagi hasil dan pajak penghasilan sehingga terdapat koordinasi antar auditor Pemerintah dan membatasi jangka waktu pemeriksaan pajak hingga penerbitan Surat Ketetapan Pajak paling lama 12 bulan setelah Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) diterima. 

Peraturan Pemerintah ini juga merupakan Peraturan Peralihan mengenai kontrak yang telah ditandatangani sebelum berlakunya Undang-Undang Migas 2001 dan kontrak yang telah ditandatangani setelah berlakunya Undang-Undang Migas hingga berlakunya Peraturan Pemerintah 79/2010 dapat memilih untuk mengikuti ketentuan kontrak atau menyesuaikan dengan ketentuan Peraturan Pemerintah 27/2017 paling lama enam bulan setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017 

Kontrak yang ditandatangani setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 79/2010 dapat menyesuaikan dengan ketentuan Peraturan Pemerintah 27/2017 paling lama enam bulan sejak berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017. Sementara kontrak yang ditandatangani setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017 wajib mematuhi ketentuan Peraturan Pemerintah 27/ 2017.

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017

Pertagas Begins to Build a Grissik-Pusri Line Gas Pipeline

PT Pertamina Gas (Pertagas) will begin the construction of the Grissik - Pusri open access gas pipeline to supply gas for energy and raw materials of PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) in South Sumatra.

This is a manifestation of the strong commitment of PT Pertamina subsidiaries to participate in realizing national food security. The commencement of this project is marked by a Kick-off Meeting and the signing of technical documents implemented in Lhokseumawe.

In the construction of the gas pipeline Pertagas took the Consortium of PT Rekayasa Industri (Rekind) and PT Wahanakarsa Swandiri As project contractor.

"The Grissik - Pusri gas pipeline will be built with a diameter of 20 inches over 176 kilometers (km), passing through two districts of Banyuasin and Musi Banyuasin and a town in South Sumatra, Palembang.The pipeline extends from Grissik Gas Plant ConocoPhillips ( COPI) in Grissik, Musi Banyuasin to Pusri plant in Palembang City.

In the first year, the volume of gas distribution to meet the needs of Pusri is 30 MMSCFD and the next phase will increase to 70 MMSCFD. The gas source for this segment comes from Grissik Field COPI with Pusri as its main consumers.

"The project is targeted to be completed within 11 months, so that gas supply for PUSRI factory needs can be fulfilled soon," Pertagas President Director Suko Hartono said in a written statement in Lhokseumawe, Wednesday (19/7).

Suko said the selection of Rekind as a consortium of contractors because the company is also part of SOE Group has had long experience in building various pipeline projects in Indonesia.

Meanwhile, the Executive Director of Tasks and Director of Operations & Project Rekind Jakub Tarigan expressed his gratitude for the trust given by Pertagas.

"Hopefully this good synergy can produce quality work, on time and zero accident," he said.

With the construction of this new pipeline, it will increase the length of the Pertagas transmission gas pipeline network which currently has reached about 2,300 Km. The presence of this pipeline is also expected not only to increase PUSRI production but also to provide certainty of energy supply in South Sumatra region for industrial and household needs.

IN INDONESIA

Pertagas Mulai Bangun Pipa Gas Jalur Grissik-Pusri

PT Pertamina Gas (Pertagas) segera memulai pembangunan pipa gas open access ruas Grissik - Pusri guna memasok gas untuk kebutuhan energi dan bahan baku PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) di Sumatera Selatan. 

Hal ini sebagai Wujud komitmen kuat anakusaha PT Pertamina untuk berperan serta dalam mewujudkan ketahanan pangan nasional. Dimulainya proyek ini ditandai dengan Kick-off Meeting dan penandatanganan dokumen teknis yang dilaksanakan di Lhokseumawe.

Dalam pembangunan pipa gas tersebut Pertagas menggandeng Konsorsium PT Rekayasa Industri (Rekind) dan PT Wahanakarsa Swandiri

sebagai kontraktor pelaksana proyek.

"Ruas pipa gas Grissik - Pusri ini akan dibangun dengan diameter 20 inchi sepanjang 176 kilometer (Km). Pipa tersebut melewati dua kabupaten yakni Banyuasin dan Musi Banyuasin serta satu kota di Sumatera Selatan yakni Palembang. Ruas pipa itu membentang dari Grissik Gas Plant ConocoPhillips (COPI) di Grissik, Musi Banyuasin hingga ke plant Pusri di Kota Palembang.

Pada tahun pertama, volume penyaluran gas untuk memenuhi kebutuhan Pusri adalah sebesar 30 MMSCFD dan tahap selanjutnya akan bertambah menjadi 70 MMSCFD. Adapun sumber gas untuk ruas ini berasal dari Lapangan Grissik COPI dengan Pusri sebagai konsumen utamanya.

“Proyek ini ditargetkan selesai dalam ll bulan, sehingga pasokan gas untuk kebutuhan pabrik PUSRI dapat segera terpenuhi,” kata Presiden Direktur Pertagas Suko Hartono dalam keterangan tertulis di Lhokseumawe, Rabu (19/ 7). 

Suko menuturkan pemilihan Rekind sebagai konsorsium kontraktor lantaran perusahaan yang juga bagian dari BUMN Group ini sudah memiliki pengalaman panjang dalam membangun berbagai proyek pipanisasi di Indonesia. 

Sementara itu Pelaksana Tugas Direktur Utama yang juga Direktur Operasi & Proyek Rekind Jakub Tarigan menyampaikan terima kasih atas kepercayaan yang diberikan Pertagas.

“Semoga sinergi baik ini dapat menghasilkan pekerjaan yang berkualitas, tepat waktu dan zero accident,” ujarnya.

Dengan dibangunnya ruas pipa baru ini maka akan menambah panjang jaringan pipa gas transmisi Pertagas yang saat ini sudah mencapai sekitar 2.300 Km. Kehadiran ruas pipa ini juga diharapkan tidak hanya meningkatkan produksi PUSRI namun juga sekaligus bisa memberikan kepastian pasokan energi kewilayah Sumatera Selatan untuk kebutuhan industri maupun rumah tangga. 

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017

Gas Pipeline Project Immediately Auctioned

The Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BP Migas) immediately auctioned the natural gas pipeline project based on the proposed business actors. Head of Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) Fanshurullah Asa said it was still waiting for a proposal from business actors related to the gas pipeline that will be built early.

The proposal is a result of feasibility study / FS and the results of the definition of the project (front end engineering design / FEED). The proposal will be an input for the auction committee in order to prepare the auction of the pipeline project in certain sections.

Meanwhile, the proposed entry is the construction of a transmission gas pipeline from Pusri to Tanjung Api-Api, South Sumatra by Perusahaan Daerah Pertambangan and Energi (PDPDE) or PT Sumsel Energi Gemilang. The pipeline will continue to Muntok and Bangka and distribution pipelines in East Java.

"We will continue with the auction, while the form of cross-institutional auction committee then open the auction," he said not long ago.

In addition to encouraging the gas infrastructure to be built, it also encourages that the cost of toll gas delivery (toll fee) is more efficient. Consequently, gas prices at the consumer level may be lower.

Based on data from BPH Migas, the cost of leasing gas pipes in 55 segments, the difference is very far, ranging from US $ 0.1 to US $ 2.5 per thousand cubic feet (Mscf). The highest cost of gas pipeline rental is in the Arun-Belawan pipeline, Kepodang-Tambaklorok, South Sumatra-West Java (SSWJ) I and SSWJ II.

Meanwhile, the lowest price is in the Citarik-Dawuan pipeline, Pupuk Sriwijaya Layang Island and Gresik-PLN Gresik at a price below US $ 0.5 per Mscf. In fact, the average cost of renting a gas pipeline is US $ 0.89 per Mscf.

"In addition, it is more important that toll fees can be more efficient," he said

Group Head Marketing PT Perusahaan Gas Negara Tbk Adi Munandir said, although the gas market in Indonesia is still potential, investors are careful to invest. Although the government has a gas balance along with its projected demand and supply of gas, there are still uncertainties.

Rising demand will not happen if the gas infrastructure is not built.

"The existing [demand] demand rate is considered to be a picture of future demand, without doing anything then it will not grow," he said.

Currently, there are still 14 unused local liquefied natural gas (LNG) cargoes. In addition, special economic region initiatives such as Sei Mangkei Special Economic Zone, Kuala Tanjung and Kendal, which until now have not been built so can not realize additional gas demand.

According to him, seriousness is needed as well as cross-institutional integrated planning. For example, the planning of gas users in the Ministry of Industry, Ministry of Finance to provide incentives as well as the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) related to the potential of gas that can be utilized.

"The synergy between the key stakeholders of the demand side is like the Ministry of Industry, in terms of the Ministry of Finance to provide stimulus and incentives," he said.

IN INDONESIA

Proyek Pipa Gas Segera Dilelang

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi segera melakukan lelang proyek pipa gas bumi berdasarkan usulan pelaku usaha. Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) Fanshurullah Asa mengatakan, pihaknya masih menanti usulan dari pelaku usaha terkait dengan ruas pipa gas yang akan dibangun lebih awal.

Usulan itu berupa hasil feasibility study/FS dan hasil pendefinisian proyek (front end engineering design/FEED). Usulan tersebut akan menjadi masukan bagi panitia lelang agar bisa menyiapkan lelang proyek pipa di ruas tertentu.

Sementara itu, usulan yang masuk yakni pembangunan pipa gas transmisi dari Pusri ke Tanjung Api-Api, Sumatra Selatan oleh Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) atau PT Sumsel Energi Gemilang. Pipa itu akan meneruskan ke Muntok dan Bangka dan pipa distribusi di Jawa Timur.

“Kami akan lanjut dengan lelang, sedangkan bentuk panitia lelang lintas lembaga kemudian buka lelang,” ujarnya belum lama ini.

Selain mendorong agar infrastruktur gas terbangun, pihaknya juga mendorong agar biaya penghantaran gas (toll fee) lebih efisien. Alhasil, harga gas di tingkat konsumen bisa lebih rendah.

Berdasarkan data BPH Migas, biaya sewa pipa gas di 55 ruas, selisihnya sangat jauh, yakni berkisar US$ 0,1-US$ 2,5 per seribu kaki kubik (Mscf). Biaya sewa pipa gas yang tertinggi berada di ruas pipa Arun-Belawan, Kepodang-Tambaklorok, South Sumatera-West Java (SSWJ) I dan SSWJ II.

Sementara itu, harga terendah yakni di ruas pipa Citarik-Dawuan, Pulau Layang Pupuk Sriwijaya dan Gresik-PLN Gresik dengan harga di bawah US$0,5 per Mscf. Padahal, rata-rata biaya sewa pipa gas US$ 0,89 per Mscf.

“Selain itu, yang lebih penting agar toll fee bisa lebih efisien,” katanya

Group Head Marketing PT Perusahaan Gas Negara Tbk Adi Munandir mengatakan, meskipun pasar gas di Indonesia masih potensial, investor berhati-hati untuk menanamkan modalnya. Kendati pemerintah memiliki neraca gas beserta proyeksi kebutuhan dan pasokan gas, masih terdapat faktor ketidakpastian.

Naiknya permintaan tidak akan terjadi bila infrastruktur gas tidak terbangun.

“Angka demand [permintaan] yang ada dianggap sebagai gambaran demand di masa depan, tanpa melakukan apa-apa maka tidak akan tumbuh,” katanya.

Saat ini masih terdapat 14 kargo gas alam cair (LNG) lokal yang belum terserap. Di samping itu, inisiatif kawasan ekonomi khusus seperti Kawasan Ekonomi Khusus Sei Mangkei, Kuala Tanjung dan Kendal yang hingga kini belum terbangun sehingga belum bisa merealisasikan tambahan permintaan gas.

Menurutnya, diperlukan keseriusan juga perencanaan yang terintegrasi lintas lembaga. Sebagai contoh, perencanaan dari segi pengguna gas di Kementerian Perindustrian, Kementerian Keuangan untuk memberikan insentif juga Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) terkait dengan potensi-potensi gas yang bisa dimanfaatkan.

“Sinergi antara key stakeholders [pemangku kepentingan utama] dari sisi demand seperti Kementerian Perindustrian, dari sisi Kementerian Keuangan untuk memberikan stimulus dan insentif.” katanya.

Bisnis Indonesia,  Page-30, Thursday, July 20, 2017

Lifting Down, Government Gives Many Incentives

The declining production of oil and gas (lifting) oil and gas makes the government give many incentives. Incentives are given to contractors of cooperation contracts (KKKS) during the search period of oil and gas reserves (exploration).

Such fiscal incentives are granted by the issuance of Government Regulation No. 27 of 2017 on the cost of repossible operations and the treatment of income tax in the upstream oil and gas business.

The incentives provided are the waiver of all fiscal liabilities and part of the facility's liability during the exploration period. The tax obligations are exempted, such as Value Added Tax (VAT) and Sales Tax on Luxury Goods (PPnBM). 

    In addition, there are Income Tax (PPh) 22 imports as well as reduction of Land and Building Tax (PBB) During the period of exploitation, Earth and Building can reach 100 percent according to the discretion of the finance minister.

Secretary of the Directorate General of Oil and Gas Susyanto stated that the regulation was issued to accelerate the discovery of oil and gas reserves.

IN INDONESIA

Lifting Turun, Pemerintah Berikan Banyak Insentif

Produksi siap jual (liftng) minyak dan gas bumi yang terus menurun membuat pemerintah memberi banyak insentif. Insentif diberikan kepada kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) selama masa pencarian cadangan migas (eksplorasi).

Insentif fiskal tersebut diberikan dengan penerbitan Peraturan Pemerintah No 27 Tahun 2017 tentang biaya operasi yang dapat dikembalikan dan perlakuan pajak penghasilan di bidang usaha hulu minyak dan gas bumi.

Insentif yang diberikan adalah pembebasan seluruh kewajiban fiskal dan sebagian kewajiban fasilitas selama masa eksplorasi. Kewajiban perpajakan yang dibebaskan, antara lain Pajak Pertambahan Nilai (PPN) dan Pajak Penjualan atas Barang Mewah (PPnBM]. 

     Selain itu, ada Pajak Penghasilan (PPh) 22 impor Serta pengurangan Pajak Bumi dan Bangunan (PBB). Selama masa eksploitasi, pemotongan Pajak Bumi dan Bangunan bisa mencapai 100 persen sesuai diskresi menteri keuangan.

Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Susyanto menyatakan, aturan itu diterbitkan untuk mempercepat penemuan cadangan migas.

Jawa Pos,  Page-6, Thursday, July 20, 2017

EMR does not Provide Gas Allocation to Pipe Owners

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) still provides an opportunity for PT Rekayasa Industri to realize the construction of Cirebon-Semarang gas pipeline along 255 kilometers (km) which has been 11 years abandoned. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM), Ignatius Jonan said the government still opens opportunities for Industrial Engineering to build gas pipeline Cirebon-Semarang. 

     But the government will not provide gas allocation to the owners of the transmission pipeline. The government will only provide gas allocation to gas buyers.

"We will sell it to PLN who uses gas pipelines," said Jonan, Wednesday (7/19).

The concept of allocation of gas to buyers of this gas according to Jonan so that there is no more pipe gas price monopoly. If the gas allocation is given to the owner of the pipeline, then the owner of the pipe can set its own gas price. While the government wants pipeline gas prices to be more competitive than liquefied natural gas (LNG) gas prices.

"If one wants to build a leased pipe like a freeway, he can compare, which is expensive to use pipes or use LNG. Cost is expensive, so it can be competition, "he added.

IN INDONESIA

ESDM Tidak Memberikan Alokasi Gas ke Pemilik Pipa

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) masih memberi peluang bagi PT Rekayasa Industri merealisasikan pembangunan pipa gas ruas Cirebon-Semarang sepanjang 255 kilometer (km) yang sudah 11 tahun terbengkalai. 

     Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Ignasius Jonan bilang pemerintah masih membuka peluang bagi Rekayasa Industri membangun pipa gas Cirebon-Semarang. Namun pemerintah tidak akan memberikan alokasi gas kepada pemilik pipa transmisi. Pemerintah hanya akan memberikan alokasi gas kepada pembeli gas. 

"Kami bilang ini mau dijual kemana? Siapa yang mau menggunakan pipa gasnya? PLN yang menggunakan? Ya, biarkan PLN yang minta alokasi gasnya itu," kata Jonan, pada Rabu (19/7).

Konsep pemberian alokasi gas kepada pembeli gas ini menurut Jonan agar tidak ada lagi monopoli harga gas pipa. Jika alokasi gas diberikan kepada pemilik pipa, maka pemilik pipa bisa mengatur harga gas sendiri.  Sementara pemerintah ingin harga gas pipa bisa lebih kompetitif dibandingkan harga gas liquefied natural gas (LNG). 

“Kalau orang mau membangun pipa disewakan seperti jalan tol, dia bisa bandingkan, mahal mana menggunakan pipa atau menggunkan LNG.  Cost-nya itu mahal mana, jadi bisa kompetisi,” imbuhnya.

Kontan,  Page-14, Thursday, July 20, 2017

ExxonMobil runs away from East Natuna

ExxonMobil chose to leave the East Natuna Block gas development project in the waters of the Riau Archipelago because it is considered incompatible with economies of scale.

Vice President of Public & Govemment Affairs ExxonMobil Indonesia, Erwin Maryoto, said that after completing the study together with the consortium, the company did not want to continue the activities and discussions about East Natuna.

ExxonMobil with PTT EP Thailand and PT Pertamina as the consortium leader conducted Technology and Market Review (TMR) since early 2016.

The study undertakes to identify technology as well as commercial aspects so that projects can be developed according to economies of scale. However, from the market review completed in June 2017 it was found that the project was not worth the investment.

"After completing the technology and market review and reviewing its findings, ExxonMobil no longer wishes to continue the discussion or further activities related to East Natuna," he said.

The arrival of Senior Vice President of ExxonMobil Corporation Mark W. Albers and United States Vice President Michael R. Pence in April 2017 was closed without any new investment in the upstream oil and gas sector of the US company or bringing positive news about the East Natuna project.

In fact, the government wants the development of gas in Natuna waters can be realized because of its leading location and large gas potential. By the end of 2016, there was an option to immediately sign a cooperation contract. The way, separate development of oil and gas because it is feared the development of oil structures will disrupt the gas structure. However, it was canceled because the study of market and technology is still in process.

Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, East Natuna Block holds a potential of 222 trilion cubic feet (tcf) with only 46 tcf of which gas can be produced. The reason, 72% of the composition is carbon dioxide.

Development of East Natuna is not the first time. The cooperation contract of Natuna D-Alpha Block was signed in 1980. After the contract expires, the government first officially appoints Pertamina to develop the Natuna D-Alpha Block in the Letter of the Minister of Energy and Mineral Resources. 3588/11 / MEM / 2008 dated June 2, 2008 on the Status of Natuna D Alpha Gas.

After that, Pertamina invited partners and then signed the principle of agreement (POA) East Natuna Block on August 19, 2011 together with Esso Natuna Limited, affiliated company ExxonMobil and PTT EP Thailand.

The signing aims to continue the process of preparing for a new cooperative contract, the POA which should have ended by the end of 2015 and then extended 30 months to complete the market and technology review. The study was accelerated and completed in mid-2017.

Decisions in East Natuna will not affect other activities. Furthermore, it is still committed to continue investing in Indonesia. Erwin also said ExxonMobil is still open with other new opportunities in Indonesia.

Based on data from SKK Migas, currently, ExxonMobil through Mobil Cepu Limited becomes operator in Cepu Block. Banyu Urip Field oil production in Cepu Block contributed 25% of national oil production of 808,000 barrels per day (bpd) with the realization of 199,800 bpd by the end of June 2017.

"We remain committed to ExxonMobil's operations in Indonesia and continue to seek and assess new opportunities in Indonesia," he said.

ECONOMIC SCALE

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) IGN Wiratmaja Puja said in his official letter to the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan, East Natuna gas development is not suitable with economies of scale because the gas price generated from the field is difficult to buy the market .

By using the production sharing contract (PSC) scheme and the current situation, upstream gas prices from East Natuna are more than US $ 10 per MMBtu. That is, the gas price does not include the cost of delivery through the pipeline and the cost of liquefaction gas when it will be converted into liquefied natural gas / LNG.

"Which is definitely more than US $ 10. The price of gas in the upstream, "he said.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said, with no longer involved ExxonMobil will be sought by other partners who are likely to develop Natuna gas. According to him, the company will not be able to develop alone gas field targeted to start production in 2027 because of the costs and risks that are too high.

"Of course Pertamina is not possible to develop itself, too big the cost and the risk," he said.

He considered that although the consortium members are no longer the same, the results of the study will still be used as a reference for the development of East Natuna. Related to partners to be coupled, Syamsu said, there have been several international oil companies (IOC) that are interested to develop Natuna gas.

"There are some IOCs who are also interested to participate in developing the block," said Syamsu.

IN INDONESIA

ExxonMobil Hengkang dari East Natuna

ExxonMobil memilih hengkang dari proyek pengembangan gas Blok East Natuna di perairan Kepulauan Riau karena dinilai tidak sesuai dengan skala keekonomian.

Vice President Public & Govemment Affairs ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto mengatakan, setelah menyelesaikan kajian bersama dengan konsorsium, perusahaan tidak ingin melanjutkan kegiatan maupun pembahasan soal East Natuna.

ExxonMobil bersama PTT EP Thailand dan PT Pertamina sebagai pemimpin konsorsium melakukan kajian teknologi dan pasar (technology and market review/TMR) sejak awal 2016.

Kajian yang dilakukan benujuan untuk mengidentifikasi teknologi juga aspek komersial sehingga proyek bisa dikembangkan sesuai dengan skala ekonomi. Namun, dari kajian pasar yang diselesaikan pada Juni 2017 itu didapatkan bahwa proyek tidak layak investasi.

“Setelah menyelesaikan technology and market review dan mengkaji temuannya, ExxonMobil tidak lagi berkeinginan untuk meneruskan pembahasan atau kegiatan lebih lanjut terkait East Natuna," ujarnya

Kedatangan Senior Vice President ExxonMobil Corporation Mark W. Albers dan Wakil Presiden Amerika Serikat Michael R. Pence pada April 2017 ditutup tanpa adanya investasi baru di sektor hulu migas dari perusahaan asal Amerika Serikat itu atau membawa kabar positif tentang proyek East Natuna.

Padahal, pemerintah menginginkan agar pengembangan gas di perairan Natuna bisa segera terealisasi karena lokasinya yang terdepan dan potensi gasnya yang besar. Pada akhir 2016, sempat terdapat opsi untuk segera meneken kontrak kerja sama. Caranya, pengembangan terpisah antara minyak dan gasnya karena dikhawatirkan pengembangan struktur minyak akan mengganggu struktur gas.

Namun, hal itu batal dilakukan karena kajian pasar dan teknologi masih dalam proses.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, Blok East Natuna menyimpan potensi sebesar 222 trilion cubic feet (tcf) dengan hanya 46 tcf gas di antaranya yang bisa diproduksi. Pasalnya, 72% komposisinya adalah karbondioksida.

Pengembangan East Natuna bukan yang pertama kalinya. Kontrak kerja sama Blok Natuna D-Alpha diteken pada 1980. Setelah kontrak berakhir, pemerintah pertama kalinya secara resmi menunjuk Pertamina untuk mengembangkan Blok Natuna D-Alpha dalam Surat Menteri ESDM No. 3588/11/ MEM/2008 tertanggal 2 Juni 2008 tentang Status Gas Natuna D Alpha.

Setelah itu, Pertamina mengajak mitra dan kemudian menandatangani prinsip-prinsip kesepakatan (principle of agreement/POA) Blok East Natuna pada 19 Agustus 2011 bersama Esso Natuna Limited, perusahaan afiliasi ExxonMobil dan PTT EP Thailand.

Penandatanganan itu bertujuan untuk melanjutkan proses persiapan kontrak kerja sama yang baru, POA yang seharusnya berakhir pada akhir 2015 itu kemudian diperpanjang 30 bulan untuk menyelesaikan kajian pasar dan teknologi. Kajian pun dipercepat dan selesai di medio 2017. 

Keputusan di East Natuna tidak akan mempengaruhi pada kegiatan lainnya. Lebih lanjut, pihaknya masih berkomitmen melanjutkan investasi di Indonesia. Erwin pun menyebut ExxonMobil masih terbuka dengan peluang-peluang baru lainnya di Indonesia.

Berdasarkan data SKK Migas, saat ini, ExxonMobil melalui Mobil Cepu Limited menjadi operator di Blok Cepu. Produksi minyak Lapangan Banyu Urip di Blok Cepu berkontribusi sebesar 25% dari produksi minyak nasional yakni 808.000 barel per hari (bph) dengan realisasi 199.800 bph pada akhir Juni 2017.

“Kami tetap berkomitmen pada operasi ExxonMobil di Indonesia dan terus mencari dan mengkaji peluang baru di Indonesia,” katanya.

SKALA EKONOMI

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) IGN Wiratmaja Puja mengatakan dalam Surat resminya kepada Menteri ESDM Ignasius Jonan, pengembangan gas East Natuna tidak sesuai dengan skala ekonomi karena harga gas yang dihasilkan dari lapangan tersebut sulit untuk bisa dibeli pasar.

Dengan menggunakan skema kontrak bagi hasil produksi (production sharing contract/PSC) dan situasi saat ini, harga gas di tingkat hulu dari East Natuna lebih dari US$10 per MMBtu. Artinya, harga gas tersebut belum termasuk biaya penghantaran melalui pipa maupun biaya pencairan gas bila akan diubah menjadi gas alam cair/LNG. 

“Yang jelas lebih dari US$10. Harga gas di hulunya,” katanya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, dengan tidak lagi terlibatnya ExxonMobil akan dicari mitra-mitra lain yang berpeluang untuk mengembangkan gas Natuna. Menurutnya, perseroan tidak akan bisa mengembangkan sendirian lapangan gas yang ditarget mulai berproduksi pada 2027 itu karena biaya dan risikonya yang terlalu tinggi.

“Pastinya Pertamina tidak mungkin mengembangkan sendiri, terlalu besar biaya dan risikonya," ujarnya.

Dia menilai bahwa kendati anggota konsorsium tidak lagi sama, hasil kajian masih akan dijadikan acuan pengembangan East Natuna. Terkait dengan mitra yang akan digandeng, Syamsu menuturkan, telah terdapat beberapa perusahaan migas internasional (international oil company/IOC) yang berminat turut mengembangkan gas Natuna.

"Ada beberapa IOC yang juga tertarik untuk ikut mengembangkan blok tersebut,” kata Syamsu. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, July 19, 2017

PT Pertamina and Repsol Signed Business Cooperation

In order to accelerate production and increase oil reserves, PT Pertamina signed a joint study agreement with Repsol, a Spanish oil and gas company. The cooperation between Pertamina and Repsol includes four studies. Namely upstream digital technology, research on enhanced oil recovery (EOR) technology development, second generation biofuel, and research and development management.

According to Pertamina President Director Elia Massa Manik, a study with upstream-based digital technology will produce a reservoir rock characteristic model that will be applied in Pertamina-Repsol Jambi Merang working area as a pilot and other work areas.

"In the future, Pertamina's human resources will be able to develop similar reservoir characteristics in other Pertamina working areas," said Elia.

For EOR technology development research, Repsol will make transfer of knowledge and technology in applying field scale EOR. This cooperation will apply a laboratory study of the EOR filtration method for the Sago and Limau Field trial program (Q51).

As to sustain the government's program to meet the 23% target of Renewable Energy in 2025, as PP No 79 of 2014, Pertamina and Repsol will build cooperation in the development of bio gasoline product production. This product will use biomass pyrolysis technology.

IN INDONESIA

PT Pertamina dan Repsol Menandatangani Kerjasama Bisnis

Demi mempercepat produksi dan meningkatkan cadangan minyak, PT Pertamina menandatangani perjanjian kerjasama Studi bersama Repsol, perusahaan migas asal Spanyol. Kerjasama antara Pertamina dan Repsol ini meliputi empat Studi. Yakni teknologi hulu berbasis digital, riset pengembangan teknologi enhanced oil recovery (EOR), biofuel generasi kedua, serta manajemen riset dan pengembangan.

Menurut Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik, studi bersama teknologi hulu berbasis digital akan menghasilkan model karakteristik batuan reservoir yang akan diterapkan di wilayah kerja Pertamina-Repsol Jambi Merang sebagai percontohan dan wilayah kerja lain. 

“Ke depan SDM Pertamina akan mampu mengembangkan karakteristik reservoir serupa di Wilayah kerja Pertamina lainnya,” kata Elia.

Untuk riset pengembangan teknologi EOR, Repsol akan melakukan alih pengetahuan dan teknologi dalam menerapkan EOR skala lapangan. Kerjasama ini akan menerapkan sebuah studi laboratorium metode filtrasi EOR untuk program percobaan Lapangan Sago dan Limau (Q51).

Adapun untuk menopang program pemerintah dalam memenuhi target 23% Energi Baru Terbarukan tahun 2025, sebagaimana PP No 79 Tahun 2014, Pertamina dan Repsol akan membangun kerjasama dalam pengembangan produksi produk bio gasolin. Produk ini akan menggunakan teknologi pirolisis biomassa.

Kontan, Page-14, Wednesday, July 19, 2017