Cheap LNG, Gas Consumption Will Increase

How do you think business prospects in Indonesia?

Prospect in Indonesia is very good. There is a huge opportunity for diesel substitution to gas here. So the demand here is huge. In fact, I do not see the price of LNG [gaseous liquid] rising in the next few years.

What happens to the market, Qatar in my opinion there will be no increase in LNG prices. With such stable prices, the odds of moving from diesel to LNG are getting bigger. If you can control the capital expenditure on your project, you can have more opportunities.

I do not have to look at politics or regulations here because I have not been here long. However, I think the industry here is only fixated on what has been known. Actually, more because of the cost. If the cost of LNG is cheaper, the development of gas consumption will not be hampered. In addition, talk about the environment, LNG cleaner than diesel. I think this will no longer be a problem in Indonesia.

However, in the future will be a problem. Not only in Indonesia, but wherever all business actors must follow environmental regulations. In Indonesia, we are partnering with Risco Energy. We are still building business in Indonesia. However, we are still looking for prospects such as LNG imports not only for the needs of mining, but also for other sectors such as power plants.

We're talking to one of the clients, I do not want to disclose it, but we have not agreed to anything yet. However, they are Indonesian private companies interested in bringing LNG into Indonesia for power generation and other industrial consumers.

Is there a challenge to enter the Indonesian market?

As I mentioned earlier, this industry is an industry that is afraid of the unknown. During this time, trucks are already using diesel so you have to use efficient technology. Cost-effective so you can change your options to gas when you can still use diesel. That's the challenge. To make that first, that's the hardest point because you need a reference.

California has a vehicle that uses LNG. Norway may not be in a large truck for the mining sector, but as long as feasible and economical, and environmentally friendly, it will be accepted.

What about LNG receiving and regasification terminal projects in Indonesia?

Yes it is possible in Indonesia. This can be done in all small and medium-sized class markets. Indonesia is a bit like the Philippines because it is an archipelagic country. We can supply LNG carriers that deliver And move to different islands with large capacity, but it would not be economical if implemented here. We will use Small-scale ships that will do that. We can do this. The Japanese have done it they have a small boat to transfer LNG, Norway as well. They send LNG to some areas.

Norway is not composed of several islands, but the terrain is very difficult. It is very difficult to get LNG through a truck. So what they are doing is using small-scale vessels to deliver LNG. For storage. We design several types of sizes to suit the needs of clients. Size up to 16,000 cubic meters, penyimpannnya capacity can be realized for on land or offshore.

We can provide the appropriate economy. Our unit regasification can be small at around 125 MMscfd. We target our project 40% less than capex with the same project.

Where are the projects already in progress in Asia?

AG & P has been doing business in LNG for the last 3 years. As a manufacturer, we have built modules for base load and natural gas liquefaction refinery, large gas liquefaction plant, but now we move to our developers and sales.

IN INDONESIA

LNG Murah, Konsumsi Gas Akan Meningkat

Menurut Anda, bagaimana prospek bisnis di Indonesia?

Prospek di indonesia sangat bagus. Terdapat peluang substitusi diesel ke gas yang sangat besar di sini. Jadi demand di sini sangat besar. Sesungguhnya, saya tidak melihat harga LNG [gas alam cair] naik dalam beberapa tahun ke depan. 

Apa yang terjadi dengan market, Qatar menurut saya tidak akan ada penaikan harga LNG. Dengan harga yang stabil seperti saat ini, peluang perpindahan dari diesel ke LNG semakin besar. Bila bisa mengontrol belanja modal pada proyek Anda, Anda bisa punya lebih banyak peluang.

Saya tidak telalu melihat soal politik atau regulasi di sini karena saya belum lama di sini. Namun, menurut saya industri di sini hanya terpaku pada apa yang telah diketahui. Sebenarnya, lebih karena biaya. Bila biaya LNG Iebih murah, pengembangan konsumsi gas tidak akan terhambat. Selain itu, bicara soal lingkungan, LNG lebih bersih dari diesel. Saya pikir ini tidak akan lagi menjadi masalah di Indonesia.

Namun, di masa depan akan menjadi masalah. Tidak hanya di Indonesia, tetapi dimana pun nantinya semua pelaku usaha harus mengikuti regulasi terkait lingkungan. Di Indonesia, kita bermitra dengan Risco Energy. Kami masih membangun bisnis di Indonesia. Namun, kami masih mencari prospek seperti importasi LNG tidak hanya untuk kebutuhan perlambangan, tetapi juga untuk sektor lain seperti pembangkit listrik.

Kami sedang bicara dengan salah satu klien, saya tidak mau membeberkannya, tapi kami belum menyetujui apapun. Namun, mereka merupakan perusahaan swasta Indonesia yang tertarik untuk membawa LNG masuk ke Indonesia untuk pembangkit listrik dan konsumen industri lainnya.

Apakah ada tantangan untuk masuk ke pasar Indonesia?

Seperti yang saya singgung sebelumnya, industri ini merupakan industri yang takut pada hal yang tidak diketahui. Selama ini, truk sudah menggunakan diesel jadi Anda harus menggunakan teknologi yang efisien. efektif dari segi biaya sehingga Anda bisa mengubah pilihan ke gas ketika masih bisa menggunakan diesel. Itulah tantangannya. Untuk membuat yang pertama kali, itulah titik tersulit karena Anda membutuhkan referensi. 

California punya kendaraan yang menggunakan LNG. Norwegia mungkin bukan di truk besar untuk sektor pertambangan, tetapi asalkan layak dan aspek ekonomis, dan ramah lingkungan, pasti akan diterima.

Bagaimana dengan proyek-proyek terminal penerimaan dan regasifikasi LNG di Indonesia?

Ya itu memungkinkan di Indonesia. lni bisa dikerjakan di semua pasar kelas skala kecil dan menengah. Indonesia sedikit mirip dengan Filipina karena merupakan negara kepulauan. Kami bisa menyediakan kapal pengangkut LNG yang mengantar dan berpindah ke pulau berbeda berkapasitas besar, tapi itu tidak akan ekonomis jika diterapkan disini. 

    Kami akan menggunakan kapal skala kecil yang akan melakukan itu. Kita bisa melakukan ini. Jepang sudah melakukannya mereka punya kapal kecil untuk mentransfer LNG, Norwegia juga. Mereka mengirim LNG ke beberapa daerah.

Norwegia bukan terdiri dari beberapa pulau, tetapi medannya sangat sulit. Sangat sulit untuk mendapatkan LNG melalui truk. Jadi apa yang mereka kerjakan adalah menggunakan kapal skala kecil untuk mengantar LNG. Untuk penyimpanan. kami mendesain beberapa jenis ukuran untuk menyesuaikan dengan kebutuhan klien. Ukurannya sampai 16.000 meter kubik, kapasitas penyimpannnya pun bisa direalisasikan untuk di darat atau lepas pantai.

Kami bisa menyediakan yang sesuai keekonomian. Regasifikasi unit kami bisa berukuran kecil sekitar 125 MMscfd. Kami menargetkan proyek kami 40% lebih kecil dari capex dengan proyek yang sama.

Di mana proyek yang sudah dan sedang berjalan di Asia? 

       zAG&P berbisnis di LNG sejak 3 tahun terakhir. Kami sebagai pabrikasi, kami telah membangun modul untuk base load dan kilang pencairan gas alam, kilang pencairan gas yang besar, tetapi sekarang kita bergerak ke pengembang dan penjualan kami.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, August 4, 2017

Gas Price Proposed

The Coordinating Ministry of Economy offers solutions to reduce gas prices so that fertilizer producers can compete in the global market. The condition of excess fertilizer production capacity and low gas prices make domestic fertilizer companies still difficult to export.

Edy Putra Irawady, Deputy of Commerce and Industry of the Coordinating Ministry for Economic Affairs, said that the fertilizer industry can not export because the selling price from Malaysia is US $ 190 per ton. Meanwhile, domestic fertilizer production cost alone can reach US $ 260 per ton.

"So indeed I have said there are 14 fertilizer factories. Just give the subsidized gas price up to US $ 3 per MMBtu for seven existing factories, "he said

Meanwhile, the remaining seven plants are advised not to do their own production or leased to private.

"Please go to commercial. So it's a win-win solution. "

Meanwhile, President Director of PT Pusri Palembang, Mulyono Prawiro, said that the low gas price in a country must be followed by the growth of the fertilizer industry, such as the United States (US) and Iran which is developing fertilizer industry. From data of PT Pusri Palembang, a subsidiary of PT Pupuk Indonesia, the production capacity reaches 228 million tons per year and the world fertilizer consumption is only 177 million tons per year.

As a result, the price of urea-based fertilizers dropped dramatically to US $ 192 per tonne last year. This also occurs in the types of ammonia and NPK fertilizers. Meanwhile, the cost of urea fertilizer production in Indonesia is far above the selling price of US $ 240 tons.

One of the reasons for the difficulty of competing Indonesian fertilizer is the domestic gas selling price of US $ 5.15 per MMBtu or about US $ 149 per ton. In the US and Venezuela the selling price of gas is only US $ 2.4 per MMBtu and US $ 1 MMBtu respectively.

Although Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No.16 / 2016 on Pricing and Specific Gas User Practices has been issued, gas prices in Indonesia are still higher than prices paid by other international urea fertilizer producers. The high price of gas suppresses Indonesia's competitiveness.

IN INDONESIA

Harga Gas Diusulkan

Kementerian Koordinator bidang Perekonomian menawarkan solusi agar harga gas bisa ditekan sehingga produsen pupuk dapat bersaing di pasar global. Kondisi kelebihan kapasitas produksi pupuk serta harga gas rendah membuat perusahaan pupuk di dalam negeri masih sulit melakukan ekspor. 

Edy Putra Irawady, Deputi Bidang Perniagaan dan Industri Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian, menuturkan industri pupuk tidak dapat melakukan ekspor karena harga jual dari Malaysia sekitar US$ 190 per ton. Sementara itu, biaya produksi pupuk di dalam negeri saja dapat mencapai US$ 260 per ton. 

“Jadi memang pernah saya bilang ada 14 pabrik pupuk. Berikan saja subsidi harga gas hingga US$ 3 per MMBtu untuk tujuh pabrik yang ada,” ujarnya

Adapun, tujuh pabrik sisanya disarankan tidak melakukan produksi sendiri atau disewakan ke swasta. 

“Silahkan diberikan ke komersial. Jadi itu win-win solution-nya.”

Sementara itu, Direktur Utama PT Pusri Palembang Mulyono Prawiro mengatakan rendahnya harga gas di suatu negara pasti diikuti oleh pertumbuhan industri pupuk, misalnya Amerika Serikat (AS) dan Iran yang sedang mengembangkan industri pupuk. Dari data PT Pusri Palembang, anak usaha PT Pupuk Indonesia, kapasitas produksi mencapai 228 juta ton per tahun dan konsumsi pupuk dunia hanya 177 juta ton per tahun. 

Akibatnya, harga pupuk jenis urea turun drastis hingga US$ 192 per ton mulai tahun lalu. Ini juga terjadi di jenis pupuk amoniak dan NPK. Sementara itu, biaya produksi urea Pupuk Indonesia jauh di atas harga jual tersebut, yakni US$ 240 ton.

Salah satu penyebab sulitnya pupuk Indonesia bersaing adalah harga jual gas di dalam negeri sebesar US$5,15 per MMBtu atau kira-kira US$149 per ton. Di AS dan Venezuela harga jual gas masing-masing hanya US$ 2,4 per MMBtu dan US$1 MMBtu.

Meskipun Peraturan Menteri ESDM No.16/2016 tentang Tata Cara Penetapan Harga dan Pengguna Gas Bumi Tertentu telah diterbitkan, harga gas di Indonesia masih lebih tinggi daripada harga yang dibayar produsen pupuk urea internasional lainnya. Tingginya harga gas menekan daya saing Indonesia. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, August 4, 2017

Although Improved, Natural Gas Prices Still Vulnerable Down

Natural gas prices managed to strengthen after earlier this week touched the lowest level since May 2016. But natural gas is still overshadowed by negative sentiment because of the issue of supply and weather are less supportive.

Thursday (3/8) at 20:41 pm showed that the price of natural gas on the New York Mercantile Exchange delivery in September 2017 sold US $ 2.83 per mmbtu, up 0.67% compared with the previous day. But last week, prices trimmed 3.77%.

Andri Hardianto, Asia Tradepoint Futures analyst, sees that currently the price of natural gas is in sideways position. Although prices are gradually improving, but the market is still waiting and see waiting for the release of data on natural gas stocks of the United States (US). 

Market participants forecast the amount of US natural gas stock last week's Energy Information Administration (EIA) version rose from 17 billion cubic feet to 23 billion cubic feet.

"If appropriate expectations, it could be the price of natural gas will be back depressed," said Andri, Thursday (3/8).

In addition to supply factors, unusually hot summer weather conditions in the US are likely to suppress demand. This weather issue is important because 50% of natural gas consumption in the US comes from household activities. If the weather is not as hot as usual, then the use of refrigeration will be reduced.

Not only the US, negative sentiment also came from Japan. After a time to increase natural gas demand because there is a leak of nuclear reactors some time ago, now the Sunrise Country is actually reactivate nuclear power plants, so the demand for natural gas back down.

"Until the end of the third quarter, the possibility of natural gas price will move in the range of US $ 2.60-US $ 2.70 per mmbtu," said Andri.Although the current supply of natural gas from Qatar is being disrupted due to air sanctions imposed by Saudi Arabia, But it will not affect the price movement of natural gas, which is more influenced by US supply and demand conditions.

Technically, the current price of natural gas moves above the moving average line (MA) 50, MA 100 and MA 200. Then the moving average convergence divergence (MACD) is in the negative area of ​​0.04. The indicator of the relative strength index (RSI) moves up at the 38 level. Then the stochastic indicator moves up to the level of 28.5 Although the fundamental condition gives a correction signal, technically all indicators indicate price strengthening.

On Friday (4/8), Andri predicts natural gas prices will move in the range of US $ 2.75-US $ 2.83 per mmbtu. Meanwhile, the next week, the price will move in the range of US $ 2.71-US $ 2.90 per mmbtu.

IN INDONESIA

Meski Membaik, Harga Gas Alam Masih Rentan Turun

Harga gas alam berhasil menguat setelah awal pekan ini menyentuh level terendah sejak Mei 2016. Namun gas alam masih dibayangi sentimen negatif karena isu pasokan dan cuaca yang kurang mendukung.

Kamis (3/8) pukul 20.41 WIB memperlihatkan, harga gas alam di New York Mercantile Exchange pengiriman September 2017 dijual US$ 2,83 per mmbtu, naik 0,67% dibandingkan dengan hari sebelumnya. Namun sepekan terakhir, harga terpangkas 3,77%.

Andri Hardianto, analis Asia Tradepoint Futures, melihat, saat ini harga gas alam sedang berada dalam posisi sideways. Walau harga berangsur-angsur membaik, tetapi pasar masih wait and see menanti rilis data stok gas alam Amerika Serikat (AS). 

     Pelaku pasar memprediksikan jumlah stok gas alam AS pekan lalu versi Energy Information Administration (EIA) naik dari 17 miliar kaki kubik menjadi 23 miliar kaki kubik.

"Jika sesuai ekspektasi, bisa jadi harga gas alam akan kembali tertekan," terang Andri, Kamis (3/8).

Selain faktor pasokan, kondisi cuaca musim panas yang tidak sepanas biasanya di AS berpeluang menekan permintaan. Persoalan cuaca ini menjadi penting karena 50% konsumsi gas alam di AS berasal dari aktivitas rumah tangga. Jika cuaca tidak sepanas biasanya, maka pemakaian alat pendingin akan berkurang.

Tidak hanya AS, sentimen negatif juga datang dari Jepang. Setelah sempat menambah permintaan gas alam karena ada kebocoran reaktor nuklir beberapa waktu lalu, kini Negeri Matahari Terbit itu malah mengaktifkan kembali pembangkit listrik tenaga nuklirnya, sehingga permintaan gas alam kembali turun.

“Sampai akhir kuartal tiga nanti kemungkinan harga gas alam akan bergerak di kisaran US$ 2,60-US$ 2,70 per mmbtu," kata Andri. Walaupun saat ini pasokan gas alam dari Qatar sedang terganggu akibat sanksi udara yang diberlakukan Arab Saudi, tetapi hal itu tidak akan mempengaruhi pergerakan harga gas alam. Harga komoditas energi itu lebih dipengaruhi oleh kondisi pasokan dan permintaan AS.

Secara teknikal, saat ini harga gas alam bergerak diatas garis moving average (MA) 50, MA 100 dan MA 200. Kemudian Moving Average Convergence Divergence (MACD) berada di area negatif 0,04. lndikator relative strength index (RSI) bergerak naik di level 38. Lalu indikator stochastic bergerak naik ke level 28,5 Meski kondisi fundamental memberi sinyal koreksi, tetapi secara teknikal seluruh indikator mengisyaratkan penguatan harga.

Pada Jumat (4/8) ini, Andri memprediksi harga gas alam akan bergerak pada kisaran US$ 2,75-US$ 2,83 per mmbtu.  Sementara sepekan berikutnya, harga akan bergerak pada kisaran US$ 2,71-US$ 2,90 per mmbtu.

Bisnis Indonesia, Page-25, Friday, August 4, 2017

Technology Can Drive Efficiency

Accenture's research shows that most oil and gas companies, including those operating in Southeast Asia, are interested in developing digital technology at their refinery facilities. The application of digital technology will make the company more efficient. Research involving about 200 executives, leaders, and engineers of oil and gas companies shows, 57 percent of respondents will increase digital investment.

"Oil and gas companies realize that they have to invest in digital technology because it will help the maintenance to be more efficient," said Managing Director of Resources Operating Group PT Accenture Mark H. Teoh in a media meeting, Wednesday (2/8), in Jakarta.

Accenture's research noted that digital technology will increase the effectiveness of refinery management (63 percent), reduce operational risk (59 percent), and mitigation in care of refinery facilities (54 percent). Operational cost reduction is the reason to encourage the application of digital technology in oil and gas companies. However, the obstacles faced are still low investment.

According to Mark, awareness of the importance of digital technology emerged due to various factors. The ease and efficiency resulting from the application of digital technology that is felt in other industries besides oil and gas become one of learning. While technically many companies learn from experience if the refinery is suddenly broken. In addition, falling world oil prices are pressing the oil and gas company's finances.

"The cost to run another suddenly damaged refinery is huge. The effect can be on the delay of shipping products so that oil and gas companies can not fulfill the contract, "said Mark.

Data analysis

With an integrated engine, the risk of engine damage will be monitored early. Information technology can also be used to monitor employee stress levels at refineries. Through earlier handling based on data analysis of machines or workers, the costs incurred by the company will eventually be lower.

However, research shows that the development of digital technology raises concerns related to data security of oil and gas companies. Accenture noted, Indonesia's Indonesia Incident Security Response Team on Internet Infrastructure (ID-SIRTII) Indonesia is vulnerable to cyber attacks.

In 2016 there is an increase in cyber attacks by 50 percent over the previous year, therefore 36 percent of respondents call data security as a major obstacle to the adoption of digital technology into oil and gas companies. That number increased to 50 percent when the surveyed were workers in the field of information technology.

Country Managing Director of Accenture Indonesia Neneng Goenadi said the change from manual system to digital technology requires adjustment from the people who work in it. Because, digital technology will integrate people with tools or machines.

IN INDONESIA

Teknologi Bisa Mendorong Efisiensi

Riset Accenture memperlihatkan, sebagian besar perusahaan minyak dan gas, termasuk yang beroperasi di Asia Tenggara, berminat untuk mengembangkan teknologi digital di fasilitas kilangnya. Penerapan teknologi digital akan membuat perusahaan makin efisien. Riset yang melibatkan sekitar 200 eksekutif, pemimpin, dan insinyur perusahaan migas itu menunjukkan, 57 persen responden akan meningkatkan investasi digital. 

”Perusahaan migas menyadari bahwa mereka harus investasi untuk teknologi digital karena akan membantu perawatan sehingga semakin efisien,” kata Managing Director Resources Operating Group PT Accenture Mark H Teoh dalam temu media, Rabu (2/8), di Jakarta.

Riset Accenture mencatat, teknologi digital akan meningkatkan efektivitas pengelolaan kilang (63 persen), mengurangi risiko operasional (59 persen), dan mitigasi dalam merawat fasilitas kilang (54 persen). Pengurangan biaya operasional menjadi alasan untuk mendorong penerapan teknologi digital di perusahaan migas. Namun, hambatan yang dihadapi adalah investasi yang masih rendah.

Menurut Mark, kesadaran pentingnya teknologi digital muncul karena berbagai faktor. Kemudahan serta efisiensi yang ditimbulkan dari penerapan teknologi digital yang dirasakan di industri lain selain migas menjadi salah satu pembelajaran. Sementara secara teknis banyak perusahaan belajar dari pengalaman jika kilang tiba-tiba rusak. Selain itu, harga minyak dunia yang turun menekan keuangan perusahaan migas.

”Biaya untuk menjalankan lagi kilang yang rusak mendadak itu besar. Pengaruhnya bisa sampai pada keterlambatan pengapalan produk sehingga perusahaan migas tidak bisa memenuhi kontrak,” ujar Mark.

Analisis data

Dengan mesin yang terintegrasi, risiko kerusakan mesin akan terpantau secara dini. Teknologi informasi juga dapat digunakan untuk memantau tingkat stres karyawan di kilang. Melalui penanganan yang lebih awal berdasarkan analisis data terhadap mesin atau pekerja, biaya yang dikeluarkan perusahaan pun akhirnya akan semakin rendah.

Meski demikian, riset menunjukkan bahwa perkembangan teknologi digital menimbulkan kekhawatiran terkait dengan keamanan data perusahaan migas. Accenture mencatat, Tim Respons Insiden Keamanan Indonesia mengenai Infrastruktur Internet (ID-SIRTII)Indonesia termasuk rentan terhadap serangan siber. 

Pada 2016 terjadi peningkatan serangan siber sebesar 50 persen dibandingkan tahun sebelumnya, oleh karena itulah 36 persen responden menyebut keamanan data sebagai hambatan utama diadopsinya teknologi digital ke dalam perusahaan migas. Angka itu meningkat menjadi 50 persen ketika yang disurvei adalah para pekerja di bidang teknologi informasi.

Country Managing Director Accenture Indonesia Neneng Goenadi mengatakan, perubahan dari sistem manual menjadi teknologi digital memerlukan penyesuaian dari orang-orang yang bekerja di dalamnya. Sebab, teknologi digital akan mengintegrasikan orang dengan alat atau mesin.

Kompas, Page-18, Thursday, August 3, 2017

Jonan Lift Ego Syahrial As Director General of Oil and Gas

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) rotates the Director General of Oil and Gas at IGN Wiratmaja Puja and replaces it with Geo Ministry of ESDM Ego Syahrial. While Wiratmaja will become Head of Development Agency of Human Resources (BPSDM) Ministry of Energy and Mineral Resources.

Related to this rotation, ESDM Minister Ignasius Jonan said, Ego Syahrial who replaced Wiratmaja with geological background. However, Ego Syahrial still get the mandate as Director General of Oil and Gas to increase oil and gas exploration efforts.

"Improving oil and gas exploration, as well as enhancing oil recovery (EOR) efforts are correct and better," he said at the Ministry of Energy and Mineral Resources, after the inauguration, Wednesday (2/8).

With the new position, Jonan still set targets. But he has not been able to mention the target of the new official, including whether the auction of oil and gas working areas is also included from the target.

"If our auction can not force, the price of oil only reaches US $ 50 per barrel or Indonesian Crude Price (ICP) is still US $ 45 per barrel," he said.

In addition to inaugurate and rotate the two people, Jonan inaugurated 41 officials in the Ministry of Energy and Mineral Resources. Echelon I have 3 people, Echelon II there are 6 people, Echelon III as many as 5 people, Echelon IV there are 15 people and 12 Functional Officials.

IN INDONESIA

Jonan Angkat Ego Syahrial Sebagai Dirjen Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merotasi Direktur Jenderal Migas IGN Wiratmaja Puja dan menggantinya dengan Kepala Badan Geologi Kementerian ESDM Ego Syahrial. Sedangkan Wiratmaja akan menjadi Kepala Badan Pengembangan Sumber Daya Manusia (BPSDM) Kementerian ESDM.

Terkait rotasi ini, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, Ego Syahrial yang menggantikan Wiratmaja berlatar belakang geologi. Namun, Ego Syahrial tetap mendapatkan amanah sebagai Dirjen Migas untuk meningkatkan upaya eksplorasi minyak dan gas bumi. 

"Meningkatkan eksplorasi migas, juga upaya melakukan enhanced oil recovery (EOR) yang benar dan Iebih baik," katanya, di Kantor Kementerian ESDM, usai melakukan pelantikan tersebut, Rabu (2/8).

Dengan jabatan baru tersebut, Jonan tetap menetapkan target. Namun ia belum bisa menyebutkan target sang pejabat baru, termasuk, apakah lelang wilayah kerja migas juga termasuk dari target tersebut. 

"Kalau lelang kita tidak bisa memaksa. Harga minyak saja mencapai US$ 50 per barel atau Indonesian Crude Price (ICP) masih US$ 45 per barel. Orang mau berinvestasi banyak pertimbangan" katanya.

Selain melantik dan merotasi kedua orang tersebut, Jonan melantik 41 pejabat di Iingkungan Kementerian ESDM. Eselon I ada 3 orang, Eselon II ada 6 orang, Eselon III sebanyak 5 orang, Eselon IV ada 15 orang dan Pejabat Fungsional 12 orang.

Kontan, Page-14, Thursday, August 3, 2017

Note Pick up Ball

During his working visit to the United States for most of last week, Energy and Mineral Resources Minister Ignatius Jonan met the top giant oil and gas companies Chevron, ConocoPhilips and Exxon. The essence of the visit is to attract investment in the oil and gas sector to Indonesia.

In Indonesia, Chevron, ConocoPhilips, and Exxon crude oil production, combined with 55 percent of Indonesia's total oil lifting production. In 2016, the three contributed 461,757 barrels per day and total lifting reached 832,000 barrels per day.

In an official statement of the Ministry of Energy and Mineral Resources, the government is also introducing the new oil and gas business scheme in Indonesia. The crucial policies issued by the government related to upstream oil and gas investment are among others Government Regulation (PP) No. 27 of 2017, as revised Government Regulation No. 79/2010 on Refundable Operating Costs and Treatment of Income Tax in Upstream Oil and Gas Business Sector, Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on Gross Split Distribution Contract.

Government Regulation No. 27/2017 regulates incentives granted by the government to upstream oil and gas investors in the form of abolition of import duty, reduction of land and building tax, and exemption of Value Added Tax or Sales Tax on Luxury Goods. The Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 regulates a new oil and gas revenue sharing scheme, from the previous profit sharing with the concept of recoverable operating cost (cost recovery) to profit sharing based on gross production (gross split).

According to one professional of the oil and gas sector, the concept of gross split introduced by the government is no more attractive than the concept of cost recovery. Therefore, investors should bear the full risk of investment during the contract period. The concept of gross split needs further verification because it has just been tested on PT Offshore North West Java which is fully managed by PT Pertamina since the beginning of this year.

From the point of view of the government, the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 and Government Regulation No. 27/2017 is one way out in the upstream oil and gas investment crisis in Indonesia Toward 2014 Cap is the beginning of the upstream oil and gas crisis that sweeps the whole world, not to mention Indonesia. Oil prices that were above 100 US dollars per barrel fell to less than 50 US dollars per barrel. In fact, in early 2016 had dropped dramatically to below 30 US dollars per barrel.

Based on the record of the Indonesian Petroleum Association (IPA), Indonesia's upstream oil and gas investment climate is difficult to say, including when oil prices are low today. The so-called classic problem of making investments worse is licensing. Mentioned, there are 373 types of licenses to be administered upstream oil and gas investors in 19 ministries and agencies, including licensing in the region. Indonesia's fiscal incentives are also called less competitive than other countries.

The Special Working Unit for Upstream Oil and Gas Business (SKK Migas) acknowledges that Indonesia's upstream oil and gas business processes are heavily influenced by non-technical factors. Since the upstream oil and gas contract is signed, the exploration and exploitation process takes up to 9 years.

In fact, if there are technical obstacles, such as land acquisition can be up to 16 years, the central government may mention that it has simplified the permit. However, oil and gas affairs are not merely through the center. Local governments also have interests that are not less big, especially since the era of regional autonomy applied.

The government formula to provide incentives or ease of licensing must be thorough to the location of oil and gas resource location. The ease of doing business or incentives should really exist. From central to oil field is located. Oil and gas investment ball is not enough to be picked up, but must be treated and accompanied to completion.

IN INDONESIA

Catatan Jemput Bola

Dalam kunjungan kerjanya ke Amerika Serikat hampir sepanjang pekan lalu, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan bertemu pucuk pimpinan perusahaan minyak dan gas bumi raksasa, yaitu Chevron, ConocoPhilips, dan Exxon. Intisari kunjungan itu adalah untuk menarik investasi di sektor minyak dan gas bumi ke Indonesia.

Di Indonesia, produksi minyak mentah Chevron, ConocoPhilips, dan Exxon, jika digabungkan setara dengan 55 persen dari total produksi siap jual (lifting) minyak Indonesia. Pada 2016, ketiganya menyumbang 461.757 barrel per hari dan total realisasi lifting yang mencapai 832.000 barrel per hari.

Dalam keterangan resmi Kementerian ESDM, pemerintah juga sedang mengenalkan skema bisnis migas di Indonesia yang baru. Kebijakan krusial yang dikeluarkan pemerintah terkait dengan investasi hulu migas antara lain Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 27 Tahun 2017, sebagai revisi Peraturan Pemerintah No 79/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, serta Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 tentang Kontrak bagi Hasil Gross Split.

Peraturan Pemerintah No 27/2017 mengatur insentif yang diberikan pemerintah kepada investor hulu migas berupa penghapusan bea masuk, pengurangan Pajak Bumi dan Bangunan, serta pembebasan Pajak Pertambahan Nilai atau Pajak Penjualan terhadap Barang Mewah. Adapun Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 mengatur skema baru bagi hasil migas, dari yang sebelumnya bagi hasil dengan konsep biaya operasi yang dapat dipulihkan (cost recovery) menjadi bagi hasil berdasar produksi bruto (gross split).

Menurut salah satu profesional sektor migas, konsep gross split yang dikenalkan pemerintah tidak lebih menarik daripada konsep cost recovery. Sebab, investor harus menanggung penuh risiko investasi selama masa kontrak. Konsep gross split memang perlu pembuktian lebih jauh karena baru diujicobakan pada blok Offshore North West Java yang dikelola penuh PT Pertamina sejak awal tahun ini.

Dari kacamata pemerintah, Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 dan Peraturan Pemerintah No 27/2017 adalah salah satu jalan keluar di saat krisis investasi hulu migas di Indonesia Menjelang Tutup tahun 2014 adalah awal dari krisis hulu migas yang melanda seluruh dunia, tidak terkecuali Indonesia. Harga minyak yang saat itu di atas 100 dollar AS per barrel turun sampai menjadi kurang dari 50 dollar AS per barrel. Bahkan, pada awal 2016 sempat turun drastis sampai di bawah 30 dollar AS per barrel.  

Berdasarkan catatan Asosiasi Perminyakan Indonesia (IPA), iklim investasi hulu migas Indonesia sulit dikatakan menarik, termasuk pada saat harga minyak rendah saat ini. Masalah klasik yang disebut membuat investasi terpuruk adalah perizinan. Disebutkan, ada 373 jenis izin yang harus diurus investor hulu migas di 19 kementerian dan lembaga, termasuk perizinan di daerah. Insentif fiskal Indonesia juga disebut kurang kompetitif dibandingkan dengan negara lain.

Pihak Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengakui, proses bisnis hulu migas Indonesia sangat dipengaruhi faktor non-teknis. Sejak kontrak hulu migas ditandatangani, proses eksplorasi dan eksploitasi memerlukan waktu sampai 9 tahun. 

Bahkan, jika ada kendala teknis, seperti pembebasan lahan bisa sampai hingga 16 tahun, Pemerintah pusat boleh saja menyebut sudah menyederhanakan izin. Akan tetapi, urusan migas tidak melulu melalui pusat. Pemerintah daerah juga punya kepentingan yang tidak kalah besar, apalagi sejak era otonomi daerah diberlakukan.

Formula pemerintah memberikan insentif ataupun kemudahan perizinan harus menyeluruh hingga di daerah lokasi sumber migas berada. Kemudahan berbisnis ataupun insentif harus benar-benar ada. Dari pusat sampai ke lapangan migas berada. Bola investasi migas tidak cukup dijemput, tetapi harus dirawat dan didampingi sampai tuntas.

Kompas, Page-17, Thursday, August 3, 2017

Ego Syahrial Slide Wiratmaja Puja Position

Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan inaugurated Ego Syahrial who previously served as Head of Geological Agency became Director General of Oil and Gas replacing IGN Wiratmaja Puja

Jonan said, Ego Syahrial is suitable to occupy the position of Director General of Oil and Gas to increase oil and gas exploration activities. In addition, he mentioned that the Ego who last year was assigned as Head of Geological Agency was expected to be able to encourage the application of enhanced oil recovery (EOR).

Continuing oil drilling activities to anticipate production decline. Because the trend of oil production continues to decline. Based on the APBNP 2017, production is ready to sell or lifting 815,000 barrels per day (bpd) of oil and gas to 1,150 thousand barrels of oil equivalent per day (Mboepd).

In relation to EOR activities, in the General Plan of National Energy (RUEN), the rate of decline in oil production is estimated at an average of 6% per year. Meanwhile, additional oil production can be obtained from new reserve planning or exploration activities as well as EOR from certain fields.

Further oil drainage activities will contribute to national oil production by 2020 with a reserve amount of up to 2050 restored at 2.5 billion barrels.

"We need to be in the field of geology to improve our exploration efforts. Efforts to do the right EOR, "he said, Wednesday (2/8).

Jonan rate, IGN Wiratmaja Puja with new position as Head of Mineral Resources Development Agency [BPSDM] Iebih suitable to optimize human resources with experience in the academic field.

In addition, Jonan also inaugurated 39 other officials, namely echelon I of 1 person, Echelon II six people, echelon III five people, echelon IV 15 people and functional officials 12 people. Jonan advised officials who had just been sworn in to improve his performance.

"If that can be a promotion, that way of thinking is improved so the better."

IN INDONESIA

Ego Syahrial Geser Posisi Wiratmaja Puja

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan melantik Ego Syahrial yang sebelumnya menjabat sebagai Kepala Badan Geologi menjadi Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi menggantikan IGN Wiratmaja Puja

Jonan mengatakan, Ego Syahrial cocok menduduki jabatan Dirjen Migas untuk meningkatkan kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi. Selain itu, dia menyebut bahwa Ego yang tahun lalu ditugaskan sebagai Kepala Badan Geologi itu diharapkan agar mampu mendorong penerapan kegiatan pengurasan Minyak lanjutan (enhanced oil recovery/EOR).

Kegiatan pengurasan minyak Ianjutan untuk mengantisipasi penurunan produksi. Pasalnya, tren produksi minyak terus menurun. Berdasarkan APBNP 2017, produksi siap jual atau lifting 815.000 barel per hari (bph) minyak dan gas 1.150 ribu barel setara minyak per hari (Mboepd).

Terkait dengan kegiatan EOR, dalam Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), Iaju penurunan produksi minyak diperkirakan rata-rata sebesar 6 % per tahun. Sementara itu, tambahan produksi minyak bisa diperoleh dari kegiatan perencanaan cadangan baru atau eksplorasi juga EOR dari lapangan-lapangan tertentu.

Kegiatan pengurasan minyak Ianjutan akan berkontribusi terhadap produksi minyak nasional pada 2020 dengan jumlah cadangan yang dipulihkan sampai 2050 sebesar 2,5 miliar barel.

“Kita perlu di bidang geologi untuk meningkatkan upaya eksplorasi. Upaya melakukan EOR yang benar,” ujarnya, Rabu (2/8).

Jonan menilai, IGN Wiratmaja Puja dengan jabatan baru sebagai Kepala Badan Pengembangan Sumber Daya Mineral [BPSDM] Iebih cocok untuk mengoptimalkan sumber daya manusia dengan pengalamannya di bidang akademik.

Selain itu, Jonan pun melantik 39 pejabat Iainnya, yaitu eselon I sebanyak 1 orang, Eselon II enam orang, eselon III lima orang, eselon IV 15 orang dan pejabat fungsional 12 orang. Jonan berpesan kepada pejabat yang baru saja dilantik untuk meningkatkan kinerjanya. 

“Kalau yang dapat promosi, itu cara berpikirnya diperbaiki jadi semakin baik."

Bisnis Indonesia, Page-32, Thursday, August 3, 2017

Entrepreneurs are Asked to Follow the Review of the Margin Pipeline Rules

The government asked entrepreneurs to study the draft regulation on the limitation of gas pipeline project margins. The regulation which is a revision of Ministerial Regulation No 19 of 2009 on the business of natural gas through this pipeline has entered the final stage.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDIVI) Arcandra Tahar said the revision process of Ministerial Regulation 19/2009 has entered the final stage. It has invited related parties to be consulted, including PT PGN PT Pertamina Gas (Pertagas), Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) and gas user association.

"We ask for the opinions of stakeholders, yesterday we had a meeting. We give them time to see if this [draft Ministerial Regulation] benefits or not, "he said in Jakarta, Tuesday (1/8).

He denied the new regulation will hinder the construction of new gas pipeline in Indonesia. The issuance of this revision of the Ministerial Regulation is also intended to encourage more built-up gas infrastructure. The reason, this new rule will guarantee the rate of return of capital (internal rate of return / IRR) and set the margin obtained by business entities.

"Well if it is out the Minister Regulation, to what margin and return how, just wait," he said.

In the draft Ministerial Regulation obtained, this new rule will limit the toll fee charged to gas consumers. Toll fee will be settled by calculating the sum of asset depreciation, operation and maintenance cost, tax, contribution, and IRR then divided by volume.

In this formula, the IRR will also be limited to 11% for existing and non-pioneering pipelines. As for infrastructure development on the market that has not developed (pioneering) is given limit of IRR 12%. In addition, the economic life of the pipes is also set at 15 years. Furthermore, the volume of gas used in accordance with the allocation or 60% of the initial design capacity of the larger distribution pipeline.

As for the commercial cost formula set at less than or equal to 7% of the price of upstream gas. This commercial cost includes commodity management costs, marketing and customer management costs, risk and profit margins. When the gas distribution through two commercial business entities is facilitated to reach the final consumer, the commercial cost of 7% is divided into the two business entities.

Not just regulating, the draft of this Ministerial Regulation also impose sanctions for business entities that violate regulations. Violation of obligations shall be liable to administrative sanctions in the form of a written warning at most twice with a maximum period of one month. If it is still violated, the next business entity will be subject to suspension for a maximum of three months. Final, business entities may be revoked business license and or cancellation of allocation determination and utilization of natural gas.

Earlier, Menteni ESDM Ignasius jonan confirmed that the toll fee set for gas consumers must be competitive. Because the cost of this transport will affect the price of gas that affects the competitiveness of national industries.

He explained that during this company the owner of the pipeline to share this investment burden with the volume of gas flowed through the pipes. If the gas volume is flowing a bit, then the toll fee drawn can be quite high. It wanted the same amount of toll fee regardless of the volume of gas that flowed.

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

IN INDONESIA

Pengusaha Diminta Ikuti Mengkaji Aturan Marjin Pipa Gas

Pemerintah meminta pengusaha untuk mempelajari rancangan regulasi soal pembatasan marjin proyek pipa gas. aturan yang merupakan revisi dari Peraturan Menteri No 19 Tahun 2009 tentang kegiatan usaha gas bumi melalui pipa ini telah memasuki tahap akhir.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDIVI) Arcandra Tahar mengatakan, proses revisi Peraturan Menteri 19/2009 tersebut telah memasuki tahap final. Pihaknya telah mengundang pihak terkait untuk dimintai pendapat, dintaranya PT PGN PT Pertamina Gas (Pertagas), Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) dan asosiasi pengguna gas.

“Kami minta pendapati stake Holder, kemarin kami sudah lakukan meeting. Kami memberi mereka waktu untuk melihat apakah ini [rancangan Peraturan Menteri] memberi manfaat atau tidak,” kata dia di Jakarta, Selasa (1/ 8).

Dirinya menampik aturan baru ini akan menghambat pembangunan pipa gas baru di Indonesia. Penerbitan revisi Peraturan Menteri ini juga dimaksudkan mendorong agar infrastruktur gas terbangun semakin banyak. Pasalnya, aturan baru ini akan menjamin tingkat pengembalian modal (internal rate of return/IRR) dan mengatur marjin yang diperoleh badan usaha. 

“Nah kalau sudah keluar Peraturan Menterinya, untuk marjin berapa dan return berapa, tunggu saja,” ujarnya. 

Dalam draf Peraturan Menteri yang diperoleh, aturan baru ini akan membatasi toll fee (ongkos angkut) yang dibebankan kepada konsumen gas. Toll fee akan ditetap dengan menghitung hasil penjumlahan depresiasi aset, biaya operasi dan pemeliharaan, pajak, iuran, serta IRR kemudian dibagi volume.

Dalam formula ini, IRR nantinya juga akan dibatasi 11% untuk pipa eksisting dan non-pioneering. Sementara untuk pengembangan infrastruktur pada pasar yang belum berkembang (pioneering) diberikan batas IRR 12%. Selain itu, umur keekonomian pipa juga ditetapkan 15 tahun. Selanjutnya, volume gas yang digunakan sesuai dengan alokasi atau 60% dari kapasitas desain awal pipa distribusi yang lebih besar.

Sementara untuk formula biaya niaga ditetapkan kurang dari atau sama dengan 7% dari harga gas hulu. Biaya niaga ini telah mencakup biaya pengelolaan komoditas, biaya pemasaran dan pengelolaan pelanggan, biaya risiko dan marjin niaga. Bila penyaluran gas melalui dua badan usaha niaga berfasilitas untuk mencapai konsumen akhir, biaya niaga sebesar 7% dibagi ke dua badan usaha tersebut.

Tidak sekadar mengatur, draf Peraturan Menteri ini juga memberikan sanksi bagi badan usaha yang melanggar peraturan. Pelanggaran kewajiban dikenai sanksi administratif berupa peringatan tertulis paling banyak dua kali dengan jangka waktu maksimal satu bulan. Jika masih melanggar, berikutnya badan usaha akan terkena penghentian sementara maksimal tiga bulan. Finalnya, badan usaha bisa dicabut izin usaha dan atau pembatalan penetapan alokasi dan pemanfaatan gas bumi.

Sebelumnya, Menteni ESDM Ignasius jonan menegaskan ongkos angkut (toll fee) yang ditetapkan bagi konsumen gas harus kompetitif. Pasalnya, ongkos angkut ini akan berpengaruh pada harga gas yang berdampak pada daya saing industri nasional. 

Dijelaskannya selama ini perusahaan pemilik pipa membagi beban investasi ini dengan volume gas yang dialirkan melalui pipanya. Jika volume gas yang mengalir sedikit, maka toll fee yang ditarik bisa cukup tinggi. Pihaknya menginginkan besaran toll fee yang sama berapapun volume gas yang dialirkan.

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

Investor Daily, Page-11, Wednesday, August 2, 2017

Gas prices Jambaran Project Blue-flung US $ 76 / MMBTU

The government said it had no gas price agreement for Project Jambaran-flung Blue, which was US $ 7.6 million british thermal unit / mmbtu without esklasi. Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Ignatius Jonan said that there is no longer a problem with the continuation of Project Blue Jambaran-flung. PT Pertamina and PT PLN have agreed on the price of gas from the project.

"PLN will buy from there, at the plant gate (receiving station in the power plant) gas price of US $ 7.6 per mmbtu flat (without escalation)," he said

The price scale is different from that assumed in the plan of development / POD US $ 8 per mmbtu at the well head. Assuming gas prices and the contract period until 2035, the POD predicted revenue from this project to reach US $ 12.97 billion. Acceptance of these, as many as 45.8% belongs to the government, 24.5% of the PSC, and a 29.7% return for the operating costs (cost recovery).

Jambaran is part of the Cepu Block which is operated by ExxonMobil. However, for projects Jambaran-flung Blue, EPC as part of the operator lamparannya connected with the Blue flung owned PT Pertamina EP Currently, the ownership rights to participation in Cepu own 45% of the EPC, Ampolex 24.5%, ExxonMobil 20.5 %, and ROE of 10%.

For their own development, the plan was drilling six development wells and construction of processing facilities and its supporters. Total investment is projected to reach US $ 2.056 billion, or around Rp 28 trillion details of US $ 279.5 million for the cost of the well and US $ 1,777 billion for production facilities.

With lower gas prices, the project is a matter of economics Jambaran-flung Blue also changed. Earlier, President Director of Pertamina EP Cepu Adriansyah said, based on the prediction that the price of gas suitable for the project is estimated at US $ 7 per million British thermal unit (mmbtu) with the escalation of 2% per year at the wellhead. With this benchmark, the price of gas in electricity generation could be around US $ 8.5 per mmbtu.

It is, according to Pertamina's upstream director Syamsu Alam, which makes ExxonMobil does not want to get involved in the project Jambaran-flung Blue. For it, Pertamina must take stock participation in Jambaran. However, it took few incentives to be able to buy with the price offered by ExxonMobil.

"Some of the incentives that we asked, one issue split. We want to split change, "said Alam.

He explains, this change split remember ExxonMobil is no longer involved in the project. Previously, the project Jambaran-flung Blue, the results for the government and Pertamina namely 60:40. while with ExxonMobil 65:35. The composition of the split is expected to be changed because there is no longer at the ExxonMobil Jambaran.

"If we take stock participation of ExxonMobil, who has split Exxon in Jambaran same with us," he said.

Project Jambaran-flung Blue have started this year in order to be able to operate in 2020. Jambaran-flung Blue can produce gas to 320 million cubic feet per day / MMSCFD. But the carbon dioxide content of 30%, net gas that can be used just about 180-185 MMSCFD.

As is known, through its subsidiary, PT Pertamina EP Cepu (PEPC), intends to acquire a participating interest in ExxonMobil projects Jambaran flung Blue to ensure the project can begin producing oil and gas (on stream) in 2020. It is a follow-up letter from the Minister of Energy and Mineral Resources No 9/13 / MEM.M / 2017 dated 3 January 2017 ordered Pertamina to develop a full and complete field JTB discussions with ExxonMobil through schemes business (business to business / b to b)

IN INDONESIA

Harga Gas Proyek Jambaran-Tiung Biru US$ 76/MMBTU

Pemerintah menyatakan telah ada kesepakatan harga gas untuk Proyek jambaran-Tiung Biru yakni sebesar US$ 7,6 juta british thermal unit/mmbtu tanpa esklasi. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menuturkan tidak ada lagi masalah dengan kelanjutan Proyek Jambaran-Tiung Biru. PT Pertamina dan PT PLN telah menyepakati harga gas dari proyek ini. 

“PLN akan membeli dari situ, di plant gate (stasiun penerima di pembangkit listrik) harga gasnya US$ 7,6 per mmbtu flat (tanpa eskalasi)" kata dia 

Besaran harga ini berbeda dengan yang diasumsikan dalam plan of development/POD US$ 8 per mmbtu di kepala sumur. Dengan asumsi harga gas ini dan masa kontrak hingga 2035, dalam POD diprediksi penerimaan dari proyek ini mencapai US$ 12,97 miliar. Dari penerimaan tersebut, sebanyak 45,8% menjadi milik pemerintah, 24,5% bagian kontraktor KKS, dan 29,7% untuk pengembalian biaya operasi (cost recovery).

Jambaran merupakan bagian dari Blok Cepu yang dioperasikan oleh ExxonMobil. Namun, untuk Proyek Jambaran-Tiung Biru, PEPC menjadi operator karena sebagian lamparannya terhubung dengan Lapangan Tiung Biru milik PT Pertamina EP Saat ini, untuk kepemilikan hak partisipasi di Blok Cepu sendiri yakni PEPC 45%, Ampolex 24,5%, ExxonMobil 20,5%, dan BUMD 10%.

Untuk pengembangannya sendiri, rencananya dilakukan pengeboran enam sumur pengembangan dan pembangunan fasilitas pengolahan dan pendukungnya. Total investasi diproyeksikan sebesar US$ 2,056 miliar atau sekitar Rp 28 triliun dengan rincian US$ 279,5 juta untuk biaya sumur dan US$ 1,777 miliar untuk fasilitas produksi.

Dengan harga gas lebih rendah, maka hitungan keekonomian Proyek Jambaran-Tiung Biru juga berubah. Sebelumnya, Presiden Direktur Pertamina EP Cepu Adriansyah menuturkan, berdasarkan hitungannya harga gas yang cocok agar proyek ini ekonomis yakni US$ 7 per juta british thermal unit (mmbtu) dengan eskalasi 2% per tahun di kepala sumur. Dengan patokan ini, harga gas di pembangkit listrik PLN bisa menjadi sekitar US$ 8,5 per mmbtu.

Hal inilah, menurut Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam, yang membuat ExxonMobil tidak ingin lagi terlibat dalam Proyek Jambaran-Tiung Biru. Untuk itu, Pertamina perlu mengambil alih saham partisipasi di Jambaran. Namun, pihaknya butuh beberapa insentif untuk dapat membeli dengan harga yang ditawarkan ExxonMobil. 

“Beberapa insentif yang kami minta, salah satunya masalah split. Kami ingin splitnya berubah,” tutur Alam.

Dia menjelaskan, perubahan split ini mengingat ExxonMobil tidak lagi terlibat dalam proyek. Sebelumnya, pada Proyek Jambaran-Tiung Biru ini, bagi hasil antara pemerintah dan Pertamina yakni 60:40. sementara dengan ExxonMobil 65:35. Komposisi split ini diharapkan dapat berubah lantaran tidak ada lagi ExxonMobil di Lapangan Jambaran.

“Kalau kami ambil saham partisipasi ExxonMobil, splitnya yang punya Exxon di Jambaran sama dengan kami,” ujar dia.

Proyek Jambaran-Tiung Biru harus dimulai tahun ini agar dapat operasi pada 2020. Lapangan Jambaran-Tiung Biru bisa menghasilkan gas hingga 320 juta kaki kubik per hari/mmscfd. Namun dengan kandungan karbondioksida sebesar 30%, gas bersih yang bisa digunakan hanya sekitar 180-185 mmscfd.

Seperti diketahui, Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina EP Cepu (PEPC) , berniat mengambilalih hak partisipasi ExxonMobil di Proyek Jambaran Tiung Biru untuk  memastikan proyek tersebut dapat mulai menghasilkan migas (on stream) pada 2020. Hal ini adalah sebagai tindak lanjut Surat Menteri ESDM No 9/13/MEM.M/2017 tertanggal 3 Januari 2017 yang memerintahkan Pertamina untuk mengembangkan secara penuh lapangan JTB dan menyelesaikan pembahasan dengan ExxonMobil melalui skema bisnis (business to business/b to b)

Investor Daily, Page-11, Wednesday, August 2, 2017