Pertamina Prints Net Profit of US $ 1.4 Billion

PT Pertamina booked 19 percent higher revenues in the first half of this year compared to the same period last year of US $ 20.5 billion. However, due to eroded by rising crude oil prices and fixed fuel oil prices, the company's earnings corrected 24% to US $ 1.4 billion.

Pertamina's President Director Elia Massa Manik said the average crude oil price in the first six months compared to the same period last year had risen by 30 percent from US $ 36.16 per barrel to US $ 48.9 per barrel. However, the price of fuel for the subsidized and assigned assignments remained until last September. Though the current fuel prices formed with the benchmark crude oil prices far below the current prices.

"This condition pushes nett income (net profit) and EBITDA. Nett income was 30 percent lower from US $ 1.83 billion to US $ 1.4 billion. EBITDA from US $ 4.1 billion to US $ 3.16 billion, "he said at a press conference here on Wednesday (16/8).

Yet the company's performance actually improved. This is evident from the company's revenue that actually rose 19%, ie from US $ 17.2 billion in the first half of 2016 to US $ 20.5 billion in the first half of 2017. Not only that, the realization of investment disbursed by Pertamina also increased from US $ 810 million to US $ 1.49 billion.

According to Pertamina Finance Director Arief Budiman, the company's revenue is driven by higher fuel consumption. In addition, non-subsidized fuel price increases also boosted revenues. Thus, in terms of cash flow, Pertamina's finances in the first half of this year have been more than the first three months of this year.

"The position in the first quarter, operating cash flow is still negative, now it is positive. But it must still be balanced with the payment of short-term debt, so that the condition can now be maintained or even improved, "he said.

Fuel sales, said Pertamina Marketing Director Muchamad Iskandar, rose 4% compared to the first half of 2016, from 31.47 million kiloliters (KL) to 32.6 million kiloliters (KL). Premium consumption did drop 34% from the first half of last year 5.78 million KL to 3.82 million KL. But the consumption of gasoline type Pertalite, Pertamax Turbo, and First rose 25.54% from 9.75 million KL to 12.24 KL.

As for diesel, diesel consumption subsidies increased from 6.51 million KL to 6.8 million KL and diesel fuel Dexlite rose from 80 thousand KL to 250 thousand KL. Sales of non-fuel products also increased. Until last June, Pertamina posted a 6.23 million metric ton sales of liquid gas / LPG, up 6.3 percent from 5.86 million metric tons in the same period last year. Meanwhile, sales of petrochemical products rose from 1.31 million KL to 1.37 million KL.

Pertamina's upstream performance is also better. Oil and gas production until the end of June was recorded at 692 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd or up 8% from the same period last year which amounted to 640 thousand boepd. In detail, oil production rose 12% from 305 thousand bpd to 343 thousand bpd and gas rose 4% from 1,938 million cubic feet per day / mmscfd to 2,022 mmscfd.

"For oil production forecast (until the end of the year) can be par with RKAP that is 334 thousand bpd. For gas will be lower 1% of the target of 2,080 mmscfd, "said Pertamina Upstream Director Syamsu Alam.

Nevertheless, this year's net profit target is projected not to be as high as the target. Because the current price of fuel is formed with the assumption of Indonesian Crude Price / ICP of US $ 30 per barrel or Brent US $ 40 per barrel. In fact, the current price of Brent crude has reached US $ 50 per barrel.

Look at the end of the year from the target [net profit] in RKAP US $ 3.04 billion, projected [reached] US $ 2.3 billion assuming oil price unchanged and efficiency 20% in second half but this all depends on oil price, " Said Arief.

Inhibited Taxes

Meanwhile, related to the acquisition of oil and gas block, Syamsu Alam said that the company canceled two oil and gas blocks offered by Rosneft Oil Company, The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field.

In the preliminary deal, at The Northern Tip of Chayvo Field, Pertamina can take up to 20% stake, while at Russkoye Square up 37.5%. Pertamina is targeting to get 35 thousand bpd of oil and oil and gas reserves of 200 million barrels oil equivalent from Russia. According to him, the acquisition is no longer economical because of taxes imposed by the government base of this acquisition.

"So we say that for this [oil and gas block], we may have difficulties in closing. So please if they want to do business with others, "he said.

He said, to take the oil and gas blocks in Russia, Pertamina must pay taxes to the country. The magnitude of this tax is large enough that the acquisition of two oil and gas blocks in Russia is no longer enter the economy.

On the other hand, there are other companies that compete with Pertamina in bidding two Rosneft oil and gas blocks. It has already discussed this tax issue with the government.

"But they [Rosneft] can not wait, because these two assets have been offered by others," Saymsu Alam said.

However, instead of these two blocks, it will still look for other oil and gas blocks in Russia. However, he admitted that no oil and gas fields have been identified. It will discuss with Rosneft to find oil and gas field where Pertamina can enter.

For the acquisition of oil and gas blocks in Iran, Syamsu Alam can not be sure it will be realized this year. Because the Iranian government itself has not formally released the form of contract oil and gas (Iranian Petroleum Contract / IPC). Moreover, it is still in discussion of technical aspects with the Iranian side.

IN INDONESIA

Pertamina Cetak Laba Bersih US$ 1,4 Miliar

PT Pertamina membukukan pendapatan 19% lebih tinggi pada semester pertama tahun ini dibandingkan periode yang sama tahun lalu, yakni US$ 20,5 miliar. Namun, karena tergerus oleh harga minyak mentah yang terus naik dan harga bahan bakar minyak (BBM) ditahan tetap, laba perseroan justru terkoreksi 24% menjadi US$ 1,4 miliar.

Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik mengatakan, rata-rata harga minyak mentah pada enam bulan pertama ini dibandingkan periode yang sama tahun lalu, telah naik hingga 30% dari US$ 36,16 per barel menjadi US$ US$ 48,9 per barel. Namun, harga BBM untuk yang bersubsidi dan penugasan ditahan tetap sampai September lalu. Padahal harga BBM saat ini dibentuk dengan patokan harga minyak mentah jauh di bawah harga saat ini.

“Kondisi ini menekan nett income (laba bersih) dan EBITDA. Nett income tertekan 30% dari US$ 1,83 miliar menjadi US$ 1,4 miliar. EBITDA dari US$ 4,1 miliar menjadi US$ 3,16 miliar,” kata dia dalam jumpa pers di Jakarta, Rabu (16/8).

Padahal kinerja perseroan sebenarnya membaik. Hal ini terlihat dari pendapatan perusahaan yang justru naik 19%, yakni dari US$ 17,2 miliar pada semester I-2016 menjadi US$ 20,5 miliar pada semester I-2017. Tidak hanya itu, realisasi investasi yang dikucurkan Pertamina juga meningkat dari US$ 810 juta menjadi US$ 1,49 miliar.

Menurut Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman, pendapatan perusahaan naik didorong oleh kenaikan konsumsi BBM. Selain itu kenaikan harga BBM nonsubsidi juga menggenjot pendapatan. Sehingga, dari sisi arus kas, keuangan Pertamina pada semester pertama ini sudah lebih dari dari tiga bulan pertama tahun ini.

“Posisi di kuartal pertama, operating cash flow masih negatif, sekarang sudah positif. Tetapi tetap harus dibalance dengan pembayaran utang jangka pendek, sehingga kondisi sekarang bisa dipertahankan atau bahkan membaik,” ujarnya.

Penjualan BBM, kata Direktur Pemasaran Pertamina Muchamad Iskandar, naik 4% jika dibandingkan degan semester pertama 2016, yakni dari 31,47 juta kiloliter (KL) menjadi 32,6 juta kiloliter (KL). Konsumsi Premium memang turun 34% dari semester pertama tahun lalu 5,78 juta KL menjadi 3,82 juta KL. Tetapi konsumsi bensin jenis Pertalite, Pertamax Turbo, dan Pertama justru naik 25,54% dari 9,75 juta KL menjadi 12,24 KL. 

Sementara untuk solar, konsumsi solar subsidi naik dari 6,51 juta KL menjadi 6,8 juta KL dan solar Dexlite naik dari 80 ribu KL menjadi 250 ribu KL. Penjualan produk non-BBM juga meningkat. Sampai akhir Juni lalu, Pertamina membukukan penjualan gas minyak cair/LPG sebesar 6,23 juta metrik ton, naik 6,3% dari periode yang sama tahun lalu 5,86 juta metrik ton. Sementara penjualan produk petrokimia naik dari 1,31 juta KL menjadi 1,37 juta KL.

Kinerja hulu Pertamina juga lebih baik. Produksi migas sampai akhir Juni lalu tercatat sebesar 692 ribu barel setara minyak per hari/boepd atau naik 8% dari periode yang sama tahun lalu yang sebesar 640 ribu boepd. Rincinya, produksi minyak naik 12% dari 305 ribu bph menjadi 343 ribu bph dan gas naik 4% dari 1.938 juta kaki kubik per hari/mmscfd menjadi 2.022 mmscfd.

“Untuk produksi minyak forecast (sampai akhir tahun) bisa par dengan RKAP yaitu 334 ribu bph. Untuk gas akan lebih rendah 1% dari target 2.080 mmscfd,” kata Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam.

Meski demikian, target laba bersih tahun ini diproyeksikan tidak akan setinggi target. Pasalnya harga BBM saat ini dibentuk dengan asumsi Indonesian Crude Price/ ICP sebesar US$ 30 per barel atau Brent US$ 40 per barel. Padahal, saat ini harga minyak mentah Brent sudah mencapai US$ 50 per barel.

Lihat di akhir tahun dari target [laba bersih] di RKAP US$ 3,04 miliar, proyeksi [tercapai] US$ 2,3 miliar dengan asumsi harga minyak tidak berubah dan efisiensi 20% pada second half tetapi ini semua tergantung harga minyak,” kata Arief.

Terhambat Pajak

Sementara itu, terkait akuisisi blok migas, Syamsu Alam menyatakan perseroan batal mengambil dua blok migas yang ditawarkan oleh Rosneft Oil Company, yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye.

Dalam kesepakatan awal, di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. Pertamina menargetkan bisa mendapat minyak 35 ribu bph dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak dari Rusia. Menurutnya, akuisisi tidak lagi ekonomis dilakukan karena pajak yang dikenakan oleh pemerintah alas akuisisi ini. 

“Jadi kami sampaikan bahwa untuk [blok migas] yang ini, mungkin kami kesulitan melakukan closing. Sehingga silahkan kalau mereka mau melakukan bisnis dengan yang lain,” kata dia.

Diceritakannya, untuk mengambil blok migas di Rusia ini, Pertamina harus membayar pajak ke negara. Besaran pajak ini cukup besar sehingga akuisisi dua blok migas di Rusia itu tidak lagi masuk keekonomiannya.

Di sisi lain, ada perusahaan lain yang menjadi pesaing Pertamina dalam menawar dua blok migas milik Rosneft. Pihaknya sudah mendiskusikan masalah pajak ini dengan pemerintah.

"Tetapi mereka [Rosneft] tidak bisa menunggu, karena aset yang dua ini sudah ditawar orang lain,” Kata Saymsu Alam.

Meski demikian, sebagai ganti dua blok ini, pihaknya masih akan mencari blok migas lain di Rusia. Namun, diakuinya belum ada lapangan migas yang diidentifikasi. Pihaknya akan diskusi dengan Rosneft untuk mencari lapangan migas di mana Pertamina bisa masuk.

Untuk akuisisi blok migas di Iran, Syamsu Alam tidak dapat memastikan akan dapat direalisasikan pada tahun ini. Pasalnya, Pemerintah Iran sendiri belum secara resmi merilis bentuk kontrak migasnya (Iranian Petroleum Contract/IPC). Apalagi, pihaknya masih dalain diskusi aspek teknis dengan pihak Iran.

Investor Daily, Page-9, Friday, August 18, 2017

Expenses Up, Pertamina's Net Profit of 24%

The 19% revenue jump was eroded by cost of goods sold.

Throughout the first half of this year, PT Pertamina booked revenues of US $ 20.5 billion. Achievements grew 19% over the same period last year recorded. US $ 17.2 billion.

Despite the increase in revenue, the net profit of the state-owned oil and gas company declined by 24 percent compared to the first half of 2016. Throughout the first six months of this year, Pertamina narrowed net profit of about US $ 1.4 billion.

      Pertamina President Director Elia Massa Manik said, in the first half of 2017, external conditions are still very volatile, with the trend of world oil prices continue to rise. On the one hand, the rise in crude oil prices becomes an incentive for upstream businesses. Only, the rise in crude oil prices causes the cost of goods sold in the downstream sector to swell.

"This has much impact on the company's net profit, although professionally downstream sector grows positive," said Elia, Wednesday (16/8).

Anticipating these external factors, Pertamina continues to run its efficiency and value added program through a break through project (BTP) of US $ 360 million, as well as other strategic initiatives.

"Efficiency and innovation can create added value for the company to be the key to Pertamina facing the global oil and gas industry situation that has not improved," explained Massa.

Operational performance

In terms of operational performance, Pertamina recorded a fairly good growth during the first half of 2017 compared to the first half of 2016. This is reflected in the upstream sector, oil and gas production rose by about 8% to 692,000 barrels of oil equivalent per day (mboepd) during the first half of this year.

The increase in oil and gas production consisted of oil which rose 12% to 343 mboepd in the first half of 2017. Meanwhile, natural gas grew 4% to 2,022 million cubic feet per day (mmscfd) in the first half of 2017 compared to the first semester of 2016.

In the marketing and trading sectors, sales of fuel oil (BEM) in the first half of 2017 rose 4% to 32.60 million kiloliters. Similarly, non-fuel sales of domestic gas, petrochemicals and lubricants rose 6% in the first half of 2017 to 7.82 million kiloliters.

The increase in non-subsidized fuel sales portion also contributes to Pertamina's revenue increase. As of June 2016, Pertam Series gasoline (Pertamax, Pertamax Plus / Turbo, Pertamax Racing and Pertalite) first gasoline (Pertamax Plus / Turbo, Pertamax Racing and Pertalite) totaled 18.9% and Premium 81.1%. 

     But as of June 2017, the share of gasoline sales jumped and has exceeded the Premium, which is 57.6% versus 42.4%. Meanwhile, the sales portion of diesel (Pertamina Dex and Dexlite) per June 2017 reached 3.6% or up compared to June 2016 position which was only 1.2%.

In terms of processing performance, total intake was realized at 157.06 million barrels, total output of 148.6 million barrels and valuable product volume of 122.64 million barrels. Then yield valuable product to total intake 78.09%.

Elia added that Pertamina is implementing the refinery development masterplan (RDMP) program implemented in four refineries, namely Balikpapan, Balongan, Cilacap and Dumai, as well as grass root refinery in Tuban and Bontang. Claim Director of Pertamina, so far, the program is still running on schedule.

IN INDONESIA

Beban Naik, Laba Bersih Pertamina Ajlok 24%

Lonjakan pendapatan sebesar 19% tergerus oleh beban pokok penjualan.

Sepanjang semester I-2017 ini, PT Pertamina membukukan pendapatan sebesar US$ 20,5 miliar. Pencapaian tumbuh 19% dibandingkan periode sama tahun lalu yang tercatat. US$17,2 miliar.

Meski menorehkan kenaikan pendapatan, laba bersih perusahaan minyak dan gas milik pemerintah ini justru menurun 24% daripada pencapaian pada semester I-2016. Sepanjang enam bulan pertama tahun ini, Pertamina mengempit laba bersih sekitar US$ 1,4 miliar.

      Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik mengatakan, pada semester I-2017, kondisi eksternal masih sangat volatil, dengan tren harga minyak dunia terus meningkat. Di satu sisi, kenaikan harga minyak mentah menjadi insentif bagi bisnis hulu. Hanya, kenaikan harga minyak mentah menyebabkan beban pokok penjualan di sektor hilir membengkak. 

"ini banyak berdampak pada perolehan laba bersih perusahaan , kendati secara profesional sektor hilir tumbuh positif" kata Elia, Rabu (16/8).

Mengantisipasi faktor eksternal tersebut, Pertamina tetap menjalankan program efisiensi dan penciptaan nilai tambah melalui break through project (BTP) yang sudah mencatat US$ 360 juta, serta inisiatif strategis lain.

"Efisiensi dan inovasi dapat menciptakan nilai tambah bagi perusahaan menjadi kunci Pertamina menghadapi situasi industri migas global yang belum membaik," terang Massa. 

Kinerja operasional 

Dari sisi kinerja operasional, Pertamina mencatatkan pertumbuhan yang lumayan bagus sepanjang semester I-2017 dibandingkan semester I-2016. Ini tergambar dari sektor hulu, produksi minyak dan gas bumi naik sekitar 8% menjadi 692.000 barel setara minyak per hari (mboepd) sepanjang semester pertama tahun ini.

Kenaikan produksi migas itu terdiri atas minyak yang meningkat 12% menjadi sebesar 343 mboepd pada semester pertama 2017. Adapun gas bumi, naik 4% sebesar 2.022 juta kaki kubik per hari (mmscfd) pada semester pertama 2017 dibandingkan semester pertama 2016.

Di sektor pemasaran dan niaga, penjualan bahan bakar minyak (BEM) pada semester I-2017 naik 4% menjadi 32,60 juta kiloliter. Demikian pula, penjualan non-BBM berupa gas domestik, petrokimia, dan pelumas naik 6% pada semester pertama 2017, menjadi 7,82 juta kiloliter.

Peningkatan porsi penjualan BBM non-subsidi juga berkontribusi pada kenaikan pendapatan Pertamina. Per Juni 2016, porsi penjualan bahan baker khusus (BBK) Perta Series jenis gasolin (Pertamax, Pertamax Plus/Turbo, Pertamax Racing dan Pertalite) baru mencapai 18,9% dan Premium 81,1%. 

    Namun per Juni 2017, porsi penjualan gaselin melonjak dan sudah melampaui Premium, yakni 57,6% berbanding 42,4%. Sedangkan, porsi penjualan diesel (Pertamina Dex dan Dexlite) per Juni 2017 mencapai 3,6% atau naik dibandingkan posisi Juni 2016 yang hanya 1,2%.

Terkait kinerja pengolahan, total intake terealisasi 157,06 juta barel, total output 148,6 juta barel dan volume valuable product 122,64 juta barel. Kemudian yield valuable product to total intake 78,09 %.

Elia menambahkan, Pertamina melaksanakan program refinery development masterplan (RDMP) yang dilaksanakan di empat kilang, yakni Balikpapan, Balongan, Cilacap, dan Dumai, serta grass root refinery di Tuban dan Bontang. Klaim Direktur Utama Pertamina, hingga sejauh ini, program tersebut masih berjalan sesuai jadwal. 

Kontan, Page-14, Friday, August 18, 2017

Crude Oil Imports Will Soar

The revitalization and construction of refineries will make the need for Indonesia's crude oil imports rise dramatically to 1.5 million barrels per day by 2025 compared to the current 350,000-400,000 barrels per day.

President Director of PT Pertamina Elia Massa Manik estimates that Indonesia's crude oil demand in 2025 touched 1.5 million barrels per day (bpd) on the assumption that the six refinery projects have been completed.

Currently, the consumption of fuel oil (BBM) nationwide as much as 1.6 million bpd, while the oil refinery capacity is only in the range of 1 million bpd. However, from the capacity of 1 million bpd refinery it is only able to process 800,000 bpd.

Pertamina is revitalizing several refineries and building two new refineries. With projected refinery capacity up to 2 million bpd by 2025, Pertamina may not need to import BBM. Indonesia only needs to import crude oil to be processed at existing refineries.

The capacity of refineries increases, while the production capacity of crude oil in the country is projected so that the demand for crude oil imports will increase significantly.

Capacity of 2 million bpd was obtained from four refinery capacity addition projects namely Cilacap, Balikpapan, Balongan, and Dumai. In addition, from two new refineries namely Bontang and Tuban.

"In 2025 it's our prediction that the refinery is enough, we need 1.5 million bpd of crude oil," he said on Wednesday (16/8).

According to him, the projected demand for Indonesia's large crude oil, the government needs to secure the supply in the right way. Massa rate, the procurement of oil supply through the tender is not the right way to secure the supply.

"We have to secure it, it can not secure it [by way of auction], we can not tender continuously, we have to have goods," he said.

According to him, during this time his side has discussed with the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) and the House of Representatives about the capabilities and challenges that must be passed by the company. In order to achieve the expected energy security, it needs to set aside an investment value of more than US $ 100 billion within 10 years with a number of tasks such as securing the supply of crude oil that can be done by adding production assets abroad.

PERTAMINA PERFORMANCE

Finance Director Arief Budiman said that in the first half of 2017, net profit and earnings before interest, depreciation and amortization tax (EBITDA) of Pertamina fell 22.9% to US $ 3.16 billion compared with the achievement in the same period last year US $ 4 ,1 billion.

This is due to unchanged fuel price of the type of assignment of Premium (RON 85) and diesel fuel sold respectively Rp 6,450 and Rp 5,150 per liter since April 2016. Pertamina's net profit during the first half of 2017 decreased 24% to US $ 1 , 4 billion compared to the same period of 2016 of US $ 1.83 billion.

To be able to hoist up net profit, it needs to do efficiency at least by 20%. Thus, this year's net profit target of US $ 2, 3 billion can be achieved. In fact, the target has also been revised from the original US $ 3.04 billion due to lower oil price factor than the assumption set by the company.

On the revenue side, the company's performance rose 19%. This is due to increased fuel consumption and rising oil prices. In the first half of 2017, Pertamina posted revenues of US $ 20.5 billion, higher than the same period last year of US $ 17.2 billion.

However, revenue growth is still below the oil price movement since the same period of 2016 has grown 55% to US $ 48.9 per barrel and originally US $ 36.16 per barrel.

"Our projection of US $ 2.3 billion is also with efficiency efforts."

In addition to efficiency, Indonesia's oil refining capacity achievement is currently around 1 million bpd, but will rise to 2 million bpd when the refinery's revitalization and construction is completed by the end of this year, heavily dependent on the realization of oil prices. The 20% efficiency assumption must be done by the company to reach the target if the oil price does not change until the end of 2017.

Previously, Pertamina's President Director of Integrated Supply Chain (ISC) Toto Nugroho said that the average import of crude oil during the first half of 2017 was about 350,000-400,000 bpd. The volume of imports, too, is very sensitive to changes in national oil production performance. If domestic output is high, the volume of crude oil imports should be reduced.

IN INDONESIA

lmpor Minyak Mentah Bakal Melonjak

Revitalisasi dan pembangunan kilang minyak akan membuat kebutuhan impor minyak mentah Indonesia naik drastis hingga 1,5 juta barel per hari pada 2025 dibandingkan dengan saat ini 350.000-400.000 barel per hari.

Direktur Utama PT Pertamina Elia Massa Manik memperkirakan bahwa kebutuhan minyak mentah Indonesia pada 2025 menyentuh 1,5 juta barel per hari (bph) dengan asumsi proyek enam kilang telah rampung.

Saat ini, konsumsi bahan bakar minyak (BBM) nasional sebanyak 1,6 juta bph, sedangkan kapasitas kilang minyak hanya di kisaran 1 juta bph. Namun, dari kapasitas kilang 1 juta bph itu hanya mampu mengolah 800.000 bph.

Pertamina sedang melakukan revitalisasi beberapa kilang dan pembangunan dua kilang baru. Dengan proyeksi kapasitas kilang naik menjadi 2 juta bph pada 2025, Pertamina mungkin tidak perlu melakukan impor BBM. Indonesia hanya butuh impor minyak mentah untuk diolah di kilang yang sudah ada.

Kapasitas kilang minyak naik, sedangkan kemampuan produksi minyak mentah di Tanah Air diproyeksi umum sehingga kebutuhan impor minyak mentah akan naik secara signifikan.

Kapasitas 2 juta bph itu dapatkan dari empat proyek penambahan kapasitas kilang yakni Cilacap, Balikpapan, Balongan, dan Dumai. Selain itu, dari dua kilang baru yaitu Bontang dan Tuban.

“Pada 2025 itu prediksi kita kalau kilang sudah cukup, itu kita butuh minyak mentah 1,5 juta bph,” ujarnya, Rabu (16/8).

Menurutnya, proyeksi kebutuhan minyak mentah Indonesia yang cukup besar tersebut, pemerintah perlu mengamankan pasokan melalui cara yang tepat. Massa menilai, pengadaan pasokan minyak melalui tender bukan cara tepat untuk bisa mengamankan pasokan. 

"Kita harus bisa secure itu. Tidak bisa secure itu [ dengan cara lelang]. tidak bisa kita tender terus. Kita harus punya barang,” katanya.

Menurutnya, selama ini pihaknya telah membicarakan dengan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan DPR tentang kemampuan serta tantangan yang harus dilewati perseroan. Untuk bisa mencapai ketahanan energi yang diharapkan, pihaknya perlu menyisihkan nilai penanaman modal lebih dari US$ 100 miliar dalam kurun waktu 10 tahun dengan sejumlah tugas seperti mengamankan pasokan minyak mentah yang bisa dilakukan dengan cara penambahan aset produksi di luar negeri.

KINERJA PERTAMINA

Direktur Keuangan Arief Budiman mengatakan bahwa pada paruh pertama 2017, Iaba bersih dan pendapatan sebelum bunga, pajak depresiasi dan amortisasi (EBITDA) Pertamina turun 22,9% menjadi US$ 3,16 miliar dibandingkan dengan capaian pada periode yang sama tahun lalu US$ 4,1 miliar.

Hal itu disebabkan tidak berubahnya harga bahan bakar minyak jenis penugasan yakni Premium (RON 85) dan solar subsidi yang dijual masing-masing Rp 6.450 dan Rp 5.150 per liter sejak April 2016. Laba bersih Pertamina selama semester I/2017 turun 24 % menjadi US$1,4 miliar dibandingkan dengan periode yang sama 2016 sebesar US$ 1,83 miliar.

Untuk bisa mengerek naik Iaba bersih, pihaknya perlu melakukan efisiensi paling tidak sebesar 20%. Dengan demikian, target Iaba bersih pada tahun ini US$ 2 ,3 miliar bisa tercapai. Padahal, target tersebut juga sudah direvisi dari semula US$ 3,04 miliar karena faktor harga minyak yang lebih rendah dari asumsi yang ditetapkan perseroan.

Di sisi pendapatan, kinerja perseroan naik 19%. Hal itu disebabkan kenaikan konsumsi BBM dan naiknya harga minyak. Pada paruh pertama 2017, Pertamina membukukan pendapatan US$ 20,5 miliar atau lebih tinggi dari capaian periode yang sama tahun lalu yakni US$ 17,2 miliar.

Namun, pertumbuhan pendapatan masih di bawah pergerakan harga minyak yang sejak periode yang sama 2016 telah tumbuh 55 % yakni menjadi US$ 48,9 per barel dan semula US$ 36,16 per barel.

“Proyeksi kita, US$2,3 miliar itu pun dengan berbagai upaya efisiensi.” 

Selain efisiensi, capaian Iaba Kapasitas kilang minyak di Indonesia saat ini sekitar 1 juta bph, tetapi akan naik menjadi 2 juta bph ketika revitalisasi dan pembangunan kilang selesai pada akhir tahun ini, sangat bergantung pada realisasi harga minyak. Asumsi efisiensi sebesar 20% harus dilakukan perseroan untuk mencapai target bila harga minyak tidak mengalami perubahan hingga pengujung 2017.

Sebelumnya, Presiden Direktur Integrated Supply Chain (ISC) Pertamina Toto Nugroho mengatakan bahwa rerata impor minyak mentah selama semester I/2017 sekitar 350.000-400.000 bph. Volume impor tersebut, pun sangat sensitif terhadap perubahan capaian produksi minyak nasional. Bila capaian dalam negeri tinggi, volume impor minyak mentah harus dikurangi. 

Bisnis Indonesia, Page-31, Friday, August 18, 2017

Government Reject Proposal of incentives Total E & P lndonesie

MANAGEMENT OF MAHAKAM BLOCKS

The Ministry of Energy and Mineral Resources rejects all incentives proposed by Total E & P Indonesia to remain in the management of the Mahakam Block starting January 1, 2017. Nevertheless, the French oil and gas company remains interested.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar, said the three requests for incentives demanded were totally rejected. Third These incentives are investment credit of 17%, acceleration of depreciation to two years, and parts of production Must be set aside before deducting the cost (First Tranche Petroleum / FTP) 0%.

"Three of their requests, the government refused. We have said, they have received, "he said in Jakarta, Monday (14/8) night.

Arcandra is reluctant to disclose the reasons for this rejection. However, regulation becomes one of the causes. Such as  FTP incentive 0%, said it can not be granted because FTP must be met by oil and gas company according to the applicable regulation.

Mahakam Block

Nevertheless, Total E & P Indonesie is still interested to participate in managing the Mahakam Block starting January 1, 2018. As is known, Total Production Contract (PSC) in Mahakam Block is completed by the end of this year. Starting next year, Mahakam Block is operated by PT Pertamina which holds 100% participating interest (PI). It does not limit the number of shares of participation that may be removed from Pertamina and its price.

"Please B to B (business to business / business negotiations) with Pertamina But Pertamina must be the majority," said Arcandra. Pertamina must also remain an operator because the Mahakam Block is 100% handed over to this government-owned company. 

     Earlier, he said Total E & P Indonesie sent a letter expressing interest in buying a 39% stake in participation Mahakam block. This 39% share is a joint for Total and Inpex Corporation which each have a share 19.5%, if the proposal is approved.

Although Pertamina does not mind as an operator, Total does not want Mahakam Block shares if it is below 39%. Previously, Arcandra asserted Total also share the obligations as a manager company Mahakam block if it finally has the right of participation in the oil and gas block off the coast of East Kalimantan. Together with Pertamina, Totals must go with the signature bonus payment to the government. Then, Total also has mandatory Participating shareholder investment participation for the region by 10%.

"Follow (bear 10%), not banned all Pertamina. If the fair, all come to bear, "he explained. This matter Because the government promises local governments can get 10% stake with capital is borne by the oil and gas company managing the block first and without interest.

Maximum 30%

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the negotiations with Total E & P Indonesie have been running at the working team level. Related to the amount of shares to be released Pertamina, it still refers to the Letter sent by the Ministry of EMR when Sudirman Said is still serving as Minister of Energy and Mineral Resources, which is 30%.

"If the size of [shares] we still refer to Letter of Minister of Energy and Mineral Resources and in accordance with the direction of Vice Minister of EMR," he said.

According to him, the negotiation of the sale and purchase of shares with Total E & P Indonesie is no time limit. However, it hopes a deal on the acquisition of these shares can be achieved before Pertamina's contract in the Mahakam Block is effective on  January 1, 2018.

"Let the January 1, 2018 is clear," said Alam.

     Previously, it was known that Pertamina had signed a new Mahakam Bloc contract valid from January 1, 2018 By the end of 2015. Under the contract, the company promised a signature bonus of US$ 41 million. It is also acceptance The state of the production bonus includes US$ 5 million from a cumulative production of 500 million barrels of oil equivalent, amounting to US$ 4 million Cumulative production of 750 million barrels of oil equivalent, and US$ 4 million from a cumulative production of 1,000 million barrels of oil equivalent.

As for the first three-year investment plan, Pertamina pledged US $ 75.3 million. The details are respectively US $ 1.3 million, then US $ 33.5 million, and US $ 40.5 million. Currently, Pertamina begins to manage the Mahakam block for the preparation of operator switching. This is to keep the oil and gas production in the block is not free fall.

IN INDONESIA

PENGELOLAAN BLOK MAHAKAM

Pemerintah Tolak Usulan lnsentif Total E&P lndonesie

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menolak seluruh usulan insentif yang diminta Total E&P lndonesie untuk tetap  bergabung dalam pengelolaan Blok Mahakam mulai 1 Januari 2017. Meski demikian, perusahaan migas asal Prancis ini tetap berminat terlibat.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, tiga permintaan insentif yang diminta Total seluruhnya ditolak. 

   Ketiga insentif ini yakni, investment credit sebesar 17%, percepatan depresiasi menjadi dua tahun saja, dan bagian produksi yang harus disisihkan sebelum dikurangi biaya (First Tranche Petroleum/FTP) 0%.

“Tiga permintaan mereka, pemerintah menolak. Kami sudah sampaikan, mereka sudah terima,” kata dia di Jakarta, Senin (14/8) malam.

Arcandra enggan membeberkan alasan penolakan ini. Namun, regulasi menjadi salah satu penyebabnya. Seperti insentif FTP 0%,  dikatakannya tidak bisa dikabulkan karena FTP wajib dipenuhi oleh perusahaan migas sesuai regulasi yang berlaku.

Meski demikian, Total E&P Indonesie tetap berminat untuk ikut mengelola Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018. Seperti diketahui, kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) Total di Blok Mahakam selesai di akhir tahun ini. Mulai tahun depan, Blok Mahakam dioperasikan PT Pertamina yang memegang hak partisipasi (Participating Interest/PI) 100%. 

    Pihaknya tidak membatasi berapa saham partisipasi yang boleh dilepas Pertamina serta besaran harganya. 

“Silahkan B to B (business to business/negosiasi bisnis) dengan Pertamina Tetapi Pertamina harus mayoritas,” tegas Arcandra.  Pertamina juga harus tetap menjadi operator karena Blok Mahakam 100% diserahkan ke perusahaan milik pemerintah ini.

     Sebelumnya, dikatakannya Total E&P Indonesie mengirimkan surat yang menyatakan minatnya membeli 39% saham partisipasi Blok Mahakam. Saham 39% ini merupakan gabungan untuk Total dan Inpex Corporation yang masing-masing memiliki jatah 19,5%, jika usulan itu disetujui.

Meski tidak keberatan Pertamina sebagai operator, Total tidak menginginkan saham Blok Mahakam jika di bawah 39%. Sebelumnya, Arcandra menegaskan Total juga turut menanggung kewajiban-kewajiban sebagai perusahaan pengelola Blok Mahakam jika akhirnya memiliki hak partisipasi di blok migas di lepas pantai Kalimantan Timur ini. Bersama Pertamina, Total harus ikut menanggung pembayaran bonus tanda tangan ke pemerintah. Kemudian, Total juga memiliki mandatori turut memikul beban investasi saham partisipasi bagi daerah sebesar 10%.

“Ikutlah (menanggung 10%), tidak ditalangi Pertamina semua. Kalau fair-nya, semua ikut menanggung,” jelasnya. Hal ini lantaran pemerintah menjanjikan pemerintah daerah dapat memperoleh saham 10% dengan modalnya ditanggung oleh perusahaan migas pengelola blok terlebih dahulu dan tanpa bunga.

Maksimal 30%

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, negosiasi dengan Total E&P Indonesie sudah berjalan pada tataran 

working team. Terkait besaran saham yang akan dilepas Pertamina, pihaknya masih mengacu pada Surat yang dikirimkan Kementerian ESDM ketika Sudirman Said masih menjabat sebagai Menteri ESDM, yakni 30%. 

“Kalau besarnya [saham] kami tetap mengacu Surat Menteri ESDM dan sesuai juga dengan arahan Wakil Menteri ESDM,” kata dia.

Menurutnya, negosiasi jual beli saham dengan Total E&P Indonesie ini tidak ada batasan waktu. Namun, pihaknya berharap kesepakatan soal akuisisi saham ini dapat dicapai sebelum kontrak Pertamina di Blok Mahakam mulai efektif pada 1 Januari 2018. 

“Biar 1 Januari 2018 sudah jelas,” ujar Alam.

Sebelumnya, seperti diketahui Pertamina telah meneken kontrak baru Blok Mahakam yang berlaku mulai 1 Januari 2018 pada akhir 2015 lalu. Dalam kontrak itu, perseroan menjanjikan bonus tanda tangan US$ 41 juta. Selain itu juga penerimaan negara dari bonus produksi meliputi US$ 5 juta dari kumulatif produksi 500 juta barel setara minyak, sebesar US$ 4 juta dari kumulatif produksi 750 juta barel setara minyak, dan US$ 4 juta dari kumulatif produksi 1.000 juta barel setara minyak.

Sementara untuk rencana investasi tiga tahun pertama, Pertamina menjanjikan dana sebesar US$ 75,3 juta. Rinciannya secara  berurutan US$ 1,3 juta, kemudian US$ 33,5 juta, dan US$ 40,5 juta. Saat ini, Pertamina mulai ikut mengelola Blok Mahakam untuk persiapan peralihan operator. Hal ini untuk menjaga agar produksi migas di blok tersebut tidak terjun bebas.

Investor Daily, Page-18, Wednesday, August 16, 2017

Total Request Rejected

The Government rejected the incentives submitted by Total E & P Indonesie who are still interested in having a share of participation in oil and gas blocks whose contract expires on December 31, 2017.

Total E & P lndonesie becomes operator of oil and gas block located in East Kalimantan. However, starting January 1, 2018, PT Pertamina is appointed operator of the Mahakam Block. The government still gives the opportunity to Total and Inpex Corporation to have 30% stake in Mahakam Block participation. Currently, Total E & P lndonesie becomes operator at Mahakam block partners with Inpex with 50% share ownership interest.

The proposed incentives from Total aims to ensure the management of the Mahakam Block after the contract expires are still in accordance with the economies of scale. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said that the government has conveyed the attitude related to the proposal of Total E & P Indonesie as the oil and gas block operator located in East Kalimantan.

All of the total proposals, such as First Tranche Petroleum (FTP) loading by 0%, investment credit and depreciation for 2 years are rejected by the government.

FTP is a tax that arises directly from oil and gas production activities before deducting the return of operating costs and handling of production. Meanwhile, investment credit is the addition of a certain amount of return on investment in accordance with a certain percentage.

Arcandra explained, the proposal is difficult to grant the government. However, he did not mention the government's consideration of rejecting the proposal from the Total.

"Three of their requests [Total E & P Indonesie] we decline. Government refused. We have already said that they have received, "he said

Despite having rejected all of Total's proposals, Arcandra said that the French-based oil and gas company is still interested in mastering the remaining rights of participation in Pertamina's Mahakam Block. Pertamina and its existing contractors have received a space of ownership of the right to participate in the new Mahakam Block cooperation contract signed in 2015.

In the contract, Pertamina appointed as operator controls 70% shares, while Total and Inpex are given maximum space of 30%. However, Arcandra did not mention whether the shareholding share of participation changed.

Earlier, ESDM Minister Ignasius Jonan opened the share ownership interest space for existing contractors up to 39% with 10% assumption for local government and Pertamina which still dominate share participation.

"They are still interested in participating in this block, but please B to B [in business] with Pertamina."

According to him, the share of participation is set based on the business scheme. Furthermore, Pertamina through PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) remains the operator that controls majority shareholding shares.

"Must be the majority" says Jonan.

HAVE BEEN AVAILABLE

Head of Media Communication & Relation Support Total E & P lndonesie Kristanto Hartadi said that it has indeed received a government response on the proposed incentives. According to him, a letter of response from the government has been received since the end of July 2017.

"The letter was sent on July 27, 2017," he said.

Meanwhile, related to the purchase of shares of participation for the current contractor, Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said that it still refers to the share ownership limit of Total and Inpex 30% participation.

According to him, the discussion about shares of participation has already started both sides. However, he hopes that the transaction can be completed when the new contract is valid on January 1, 2018. There is discussion on working level, "he said.

In general, managing is running on target. One of them, in terms of labor, Syamsu said, almost entirely switch from Total to Pertamina Hulu Mahakam. The transition of labor contributes to the achievement of production targets as the Mahakam Block has been managed by Total and Inpex for about 50 years.

Based on data from the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business (SKK Migas), Mahakam Block operated by Total E & P Indonesie, the realization of gas production until June 2017 is 1,504 MMscfd or 105% of target 1,430 MMscfd.

The Mahakam block contributes 20% to the national gas production which reaches 7.512 MMscfd. Meanwhile, the realization of oil and condensate production was 55,100 barrels per day (bpd) or 103% higher than the target of 53,600 bpd.

MAHAKAM BLOCK

IN INDONESIA

Permintaan Total Ditolak

Pemerintah menolak insentif yang diajukan oleh Total E & P Indonesie yang masih berminat untuk memiliki saham partisipasi di blok minyak dan gas bumi yang kontraknya akan berakhir pada 31 Desember 2017.

Total E&P lndonesie menjadi operator blok migas yang berlokasi di Kalimantan Timur. Namun, mulai 1 Januari 2018, PT Pertamina ditunjuk menjadi operator Blok Mahakam. Pemerintah masih memberikan kesempatan kepada Total dan Inpex Corporation untuk memiliki saham partisipasi Blok Mahakam maksimal 30%. Saat ini, Total E&P lndonesie menjadi operator di

Blok Mahakam bermitra dengan Inpex dengan kepemilikan saham partisipasi masing-masing 50%. 

Usulan insentif dari Total itu bertujuan menjamin pengelolaan Blok Mahakam setelah habis kontrak masih tetap sesuai dengan skala ekonomi. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan bahwa pemerintah telah menyampaikan sikap terkait dengan usulan dari Total E&P Indonesie sebagai operator blok minyak dan gas bumi yang berlokasi di Kalimantan Timur itu.

Semua usulan Total, seperti pembebanan First Tranche Petroleum (FTP) sebesar 0%, kredit investasi (investment credit) dan depresiasi selama 2 tahun ditolak oleh pemerintah.

FTP merupakan pajak yang timbul langsung dari kegiatan produksi migas sebelum dikurangi pengembalian biaya operasi dan penanganan produksi. Sementara itu, kredit investasi merupakan penambahan sejumlah pengembalian investasi sesuai dengan persentase tenentu.

Arcandra menjelaskan, usulan tersebut sulit dikabulkan pemerintah. Namun, dia tidak menyebutkan pertimbangan pemerintah menolak usulan dari Total tersebut.

“Tiga permintaan mereka [Total E & P Indonesie] kami tolak. Pemerintah menolak. Kami sudah sampaikan, mereka sudah menerima,” ujarnya

Kendati telah menolak semua usulan Total, Arcandra menyebut bahwa perusahaan migas yang bermarkas di Perancis itu masih berminat menguasai sisa hak partisipasi di Blok Mahakam yang dimiliki Pertamina. Pertamina dan kontraktor yang ada saat ini telah mendapat ruang kepemilikan hak partisipasi pada kontrak kerja sama baru Blok Mahakam yang diteken pada 2015.

Pada kontrak tersebut, Pertamina yang ditunjuk sebagai operator menguasai saham 70%, sedangkan Total dan Inpex diberi ruang maksimum sebesar 30%. Namun, Arcandra tidak menyebut apakah angka kepemilikan saham partisipasi berubah.

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan membuka ruang kepemilikan saham partisipasi bagi kontraktor existing naik ke 39% dengan asumsi 10% untuk pemerintah daerah dan Pertamina yang masih menguasai saham partisipasi secara dominan.

“Mereka tetap berminat untuk ikut berpartisipasi dalam blok ini, tetapi silakan B to B [secara bisnis] dengan Pertamina."

Menurutnya, porsi saham partisipasi itu ditetapkan berdasarkan skema bisnis. Lebih lanjut, Pertamina melalui PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) tetap menjadi operator yang menguasai saham partisipasi mayoritas.

“Harus mayoritas" kata Jonan.

TELAH DITERlMA

Head Department of Media Communication & Relation Support Total E&P lndonesie Kristanto Hartadi mengatakan bahwa pihaknya memang telah menerima respons pemerintah tentang usulan insentif tersebut. Menurutnya, surat respons dari pemerintah telah diterima sejak akhir Juli 2017. 

“lya surat dikirim tanggal 27 Juli 2017,” ujarnya.

Sementara itu, terkait dengan permbicaraan pembelian saham partisipasi bagi kontraktor saat ini, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa pihaknya masih mengacu pada batas kepemilikan saham partisipasi Total dan Inpex 30%.

Menurutnya, pembicaraan soal saham partisipasi itu sudah dimulai kedua belah pihak. Namun, dia berharap agar transaksi bisa diselesaikan ketika kontrak baru berlaku pada 1 Januari 2018. Ada pembahasan di working level," katanya.

Secara umum, alih kelola berjalan sesuai target. Salah satunya, dari sisi tenaga kerja, Syamsu menyebut, hampir seluruhnya beralih dari Total ke Pertamina Hulu Mahakam. Peralihan tenaga kerja turut berkontribusi untuk menjaga tercapainya target produksi karena Blok Mahakam telah dikelola Total dan Inpex sekitar 50 tahun.

Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Blok Mahakam yang dioperasikan Total E&P Indonesie, realisasi produksi gasnya hingga Juni 2017 sebesar 1.504 MMscfd atau 105% dari target 1.430 MMscfd. 

Blok Mahakam berkontribusi sebesar 20% terhadap produksi gas nasional yang mencapai 7.512 MMscfd. Sementara itu, realisasi produksi minyak dan kondensat sebesar 55.100 barel per hari (bph) atau lebih tinggi 103% dari target 53.600 bph. 

Bisnis indonesia, Page-36, Wednesday, August 16, 2017

FSRU Not yet Optimal

Utilization of LNG

The government needs to optimize existing liquefied natural gas processing facilities or regasification rather than build new units. LNG storage and regasification facilities of existing liquefied natural gas have not been optimally utilized.

Based on data from Wood Mackenzie, there are currently four storage and regasification units (FSRU) operating in the country. First, in Arun, Aceh (Pertamina) with a capacity of 3 million tons per year (mtpa). Second, the FSRU in Lampung (PT Perusahaan Gas Negara) with a capacity of 1.8 mtpa. Third, FSRU in West Java (Nusantara Regas) with 3 mtpa capacity. Fourth, FSRU in Benoa, Bali (PT Pembangkitan Jawa Bali) with a capacity of 50 MMscfd.

Some companies plan to build facilities and storage and regasification, such as in Banten with a capacity of 1.5 mtpa-4 mtpa, Bojonegoro 4 mtpa, in PLTGU Java-3, Cilacap 1.5 mtpa and the rest installed in the power plant as in PLTGU Java-1 .

Director of Technology and Infrastructure of PT Perusahaan Gas Negara Dilo Seno Widagdo said that the storage and regasification facility is very important to expand the utilization of gas for industry. For example, he calls the FSRU Lampung an important role for the industry of West Java.

However, instead of using the LNG supply, it prefers to use the supply from the Corridor Block working area. Currently, the demand for gas in West Java is decreasing so that the use of LNG supply from Tangguh and Bontang refineries is reduced.

He considered, the government should optimize the existing infrastructure first. If a new unit is added, the government needs to pay attention to its distribution so that each infrastructure can operate optimally.

"Do not build infrastructure anymore. It should have been optimized first, "he said.

He considered that the Lampung FSRU could become an LNG hub for western Indonesia. With a strategic location, FSRU Lampung can connect with gas network in Java and Sumatera. Previously, Production Plan & Process Engineering Manager of PT Perta Arun Gas Surkani Manan said that FSRU Arun processed LNG from Tangguh and Donggi-Senoro.

Senior Experts Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra said that there are several FSRU development plans at once in the same location. For example, some business actors are planning to build regasification facilities such as PLN.

"I think the government needs to consolidate the construction of regasification facilities so as not to overlap [overlap] because some players such as PLN are planning to build regasification facilities.

IN INDONESIA

FSRU Belum Optimal

Pemerintah perlu mengoptimalkan fasilitas pengolahan gas alam cair atau regasifikasi yang sudah ada daripada membangun unit baru. Fasilitas penyimpanan dan regasifikasi gas alam cair/LNG yang sudah ada belum dimanfaatkan secara optimal.

Berdasarkan data Wood Mackenzie, saat ini terdapat empat fasilitas penyimpanan dan regasifikasi (floating storage and regasification unit/FSRU) yang beroperasi di Tanah Air. Pertama, di Arun, Aceh (Pertamina) berkapasitas 3 juta ton per tahun (mtpa). Kedua, FSRU di Lampung (PT Perusahaan Gas Negara) berkapasitas 1,8 mtpa. Ketiga, FSRU di Jawa Barat (Nusantara Regas) berkapasitas 3 mtpa. Keempat, FSRU di Benoa, Bali (PT Pembangkitan Jawa Bali) berkapasitas 50 MMscfd.

Beberapa perusahaan berencana membangun fasilitas dan penyimpanan dan regasifikasi, seperti di Banten berkapasitas 1,5 mtpa-4 mtpa, Bojonegoro 4 mtpa, di PLTGU Jawa-3, Cilacap 1,5 mtpa dan sisanya yang terpasang di pembangkit seperti pada proyek PLTGU Jawa-1.

Direktur Teknologi dan Infrastruktur PT Perusahaan Gas Negara Dilo Seno Widagdo mengatakan bahwa fasilitas penyimpanan dan regasifikasi sangat penting untuk memperluas pemanfaatan gas bagi industri. Sebagai contoh, dia menyebut FSRU Lampung yang penting peranannya untuk industri Jawa Barat.

Namun, daripada menggunakan pasokan LNG, pihaknya lebih memilih menggunakan pasokan dari wilayah kerja Blok Corridor Saat ini, permintaan gas di Jawa Barat menurun sehingga opsi penggunaan pasokan LNG dari Kilang Tangguh dan Bontang dikurangi.

Dia menilai, seharusnya pemerintah mengoptimalkan infrastruktur yang ada terlebih dahulu. Jika ada penambahan unit baru, pemerintah perlu memperhatikan persebarannya agar masing-masing infrastruktur bisa beroperasi secara optimum. 

“Jangan kita bangun infrastruktur lagi. Seharusnya yang ada dulu dioptimalkan,” ujarnya.

Dia menilai bahwa FSRU Lampung bisa menjadi hub LNG untuk wilayah barat Indonesia. Dengan lokasi strategis, FSRU Lampung bisa terhubung dengan jaringan gas di Jawa dan Sumatera. Sebelumnya, Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan bahwa FSRU Arun mengolah LNG dari Tangguh dan Donggi-Senoro.

Senior Experts Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra mengatakan bahwa terdapat beberapa rencana pembangunan FSRU sekaligus di lokasi yang sama. Sebagai contoh, beberapa pelaku usaha yang berencana membangun fasilitas regasifikasi seperti PLN.

“Saya kira pemerintah perlu melakukan konsolidasi pembangunan fasilitas regasifikasi agar tidak overlap [tumpang tindih] karena beberapa player seperti PLN berencana membangun fasilitas regasifikasi.

Bisnis indonesia, Page-36, Wednesday, August 16, 2017