Unraveling Polemic Energy in the Indonesia

The issue of liquefied natural gas (LNG) import from Singapore into a wild ball. The more wild when entering the political arena. Given that Indonesia is a gas exporter.

Moreover, the gas import discourse originated and Singapore, a neighboring country that actually has no gas source. Although imports are a natural thing in trade, the discourse becomes an irony. However, PT Perusahaan Listrik Negara directly denied the import plan from Singapore through Pavilion Energy and Keppel Corporation.

Central Business Division Director of PLN Central Java Amir Rosidin confirmed that PLN, together with the two Singapore-based companies, will build a small-scale LNG infrastructure in Natuna and Tanjung Pinang adjacent to the location of the LNG terminal hub in Singapore.

Related to the gas import plan, let's see the position of Indonesia as a gas producer. Indonesia's dependence on fossil energy such as petroleum, gas, and coal is still very large.

Based on data from the National Energy Board, conditions in 2015, the consumption of fuel oil (BBM) is still the highest (46%), followed by 26% coal, 23% natural gas, and renewable energy only 5%. Indonesia is also an importer of oil and fuel, about 50% of fuel needs in the country is still imported both in the form of crude oil and fuel.

The government is also still subsidizing the energy although it continues to fall since 2015 blessing from the weakening world crude oil prices. Energy subsidy in 2014 reached Rp 400 trillion, down to Rp 138 trillion in 2015, Rp 120 trillion in 2016, and this year around Rp 103 trillion.

The complicated issue is that some energy commodities such as natural gas are still exported (40%), and coal is still sold abroad (75%). In fact, both natural resources can be optimized for energy needs in the country.

Utilization of gas and coal could reduce the country's dependence on imports of BBM which emptied the country's large foreign exchange. This is the reason the government is serious enough to design an electric car road map, which is to reduce fuel consumption, which currently depends heavily on imports.

"Another goal to reduce carbon dioxide emissions is in line with the Paris 2015 Agreement on reducing global warming,

ENERGY ISSUES

Meanwhile, the polemic about energy in the country is almost never finished. There are several energy issues that need to be resolved soon. First, energy sources become the main capital in development. However, currently some of the main sources of energy are still widely exported, such as gas and coal despite generating extraordinary foreign exchange.

Second, oil and gas production is stagnant. The government needs to encourage business actors to intensify exploration activities to increase oil and gas reserves.

Third, the energy infrastructure is not massive. Refinery capacity is still 50% of national fuel needs. Gas pipelines and gas regasification storage facilities [FSRU] are still low so that the utilization of gas in the country has not been optimal.

Fourth, more than 50% of LPG (LPG) is still imported The government needs to encourage the construction of LPG refineries.

Fifth, the country is also endowed with abundant renewable resources. Sunlight, water source, wind, ocean currents, geothermal, biomass, biogas, and others, but not yet optimally utilized.

Meanwhile, the relatively high gas price in the country has become an industrial problem to date. I still remember very well when Sudirman Sa'id was still Minister of Energy and Mineral Resources at the time. He issued a regulation to root out gas traders who did not have the infrastructure of paper traders alias. They only rely on the allocation of government to be traded to

Other traders have infrastructure, such as gas pipelines.

This paper trader causes the distribution chain or gas trading to be long so that the final price at the consumer level soar. However, Sudirman Sa'id's regulation lasted only 2 months because it was immediately revised so that traders did not get the facility to get gas allocation from the government.

President Joko Widodo also saw a problem of gas prices in the country. The government finally released the Policy Package Volume III in early October 2015 about the gas price to be lowered to US $ 7 per MMBtu.

The decline in gas prices is done by sacrificing the state by giving up the profit sharing from oil and gas cut by US $ 2 per MMBtu. The current gas price cuts policy will be implemented starting January 1, 2016.

Efforts by the government to set up gas traders, the reduction of state profit sharing, and the regulation of gas prices from upstream to downstream are expected to create competitive and reasonable gas prices for consumers so that industrial competitiveness increases.

According to SKK Migas data, gas prices in East Java are around US $ 8.01-US $ 8.0S per MMBtu, western Java US $ 9.14-US $ 9.18 per MMBtu, while prices for Sumatra region above US $ 10 per MMBtu.

IMPORT OPTIONS

As one solution to overcome the high domestic gas prices, the government opens the LNG import option with quite difficult requirements. The Government has issued Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources no. 45/2017 on Gas Utilization

for the Listlik Plant on July 25, 2017. The regulation is a revision of the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. ll / 2017 which was published in early 2017.

In essence, the regulation regulates the supply of gas for power generation. Not significantly regulating the import of gas. In Article 8, Paragraph (1) of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 45/2017, it is mentioned that PLN and private power developers can purchase natural gas through pipelines at power plants at the highest price of 14.5% of the Indonesian oil price (ICP).

If the current ICP is US $ 50 per barrel, the maximum gas price at the power plant is US $ 7.25 per MMBtu. In paragraph (2) it reads that in the case of PLN and private power developers not obtaining natural gas through pipelines at power plants at the highest price of 14.5% of ICP, as long as there is access or LNG receiving facility, PLN and the developer can do several things.

First, PLN and private developers can buy LNG at a power plant under the pipe gas price bidding. Secondly, in the case of domestic LNG prices at power plants equal to imported LNG prices in power plants, PLN and developers are required to purchase domestic LNG.

Thirdly, in the event that the conditions referred to in the first and second points are not achieved, the Minister of EMR may stipulate a policy of providing natural gas for electricity. This means that if there is an imported LNG that costs below 14.5% ICP when it reaches the power plant, while the domestic LNG and gas pipeline prices are above 14.5%, PLN and the developer may import LNG.

The question of many parties, is imported LNG cheaper than gas? Overseas gas traders can sell cheaply because they make long-term contracts with large volumes to get relatively low prices.

Let's look at the current conditions when the ICP is US $ 50 per barrel. PLN or private power developers may import LNG at a maximum price of US $ 7.2S per MMBtu at the power plant site. The price includes the cost of transportation, regasification, and other costs. It seems a bit difficult to get the price of imported LNG at the plant site at US $ 7.25 per MMBtu considering many other cost components.

IN INDONESIA

Mengurai Polemik Energi di Tanah Air

Isu impor gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) dari Singapura menjadi bola liar. Semakin liar ketika masuk ke kancah politik. Mengingat selama ini Indonesia menjadi eksportir gas.

Apalagi, wacana impor gas itu berasal dan Singapura, negara tetangga yang justru tidak memiliki sumber gas. Kendati impor merupakan suatu hal yang wajar dalam perdagangan, wacana itu menjadi sebuah ironi. Namun, PT Perusahaan Listrik Negara langsung membantah rencana impor dari Singapura melalui Pavilion Energy dan Keppel Corporation. 

Direktur Bisnis PLN Jawa Bagian Tengah Amir Rosidin menegaskan bahwa PLN, bersama kedua perusahaan asal Singapura itu akan membangun infrastruktur LNG skala kecil di Natuna dan Tanjung Pinang yang berdekatan dengan lokasi hub terminal LNG di Singapura.

Terkait dengan rencana impor gas, mari lihat posisi Indonesia sebagai produsen gas. Ketergantungan indonesia terhadap energi fosil seperti minyak bumi, gas, dan batu bara masih sangat besar.

Berdasarkan data Dewan Energi Nasional, kondisi pada 2015, konsumsi Bahan Bakar Minyak (BBM) masih yang tertinggi (46%), disusul oleh batu bara 26%, gas bumi 23%, dan energi baru terbarukan hanya 5%. Indonesia juga menjadi importir minyak dan BBM, sekitar 50% kebutuhan BBM di Tanah Air masih diimpor baik dalam bentuk minyak mentah maupun BBM.

Pemerintah juga masih menyubsisi energi meskipun terus turun sejak 2015 berkah dari pelemahan harga minyak mentah dunia. Subsidi energi pada 2014 mencapai Rp 400 triliun, turun menjadi Rp 138 triliun pada 2015, Rp 120 triliun pada 2016, dan pada tahun ini sekitar Rp 103 triliun. 

Persoalan yang cukup rumit adalah beberapa komoditas energi seperti gas alam masih diekspor (40%), dan batubara juga masih dijual ke luar negeri (75%). Padahal, kedua sumber daya alam itu bisa dioptimalkan untuk kebutuhan energi di dalam negeri.

Pemanfaatan gas dan batu bara bisa mengurangi ketergantungan negeri ini terhadap impor BBM yang mengosongkan devisa negara cukup besar. Ini menjadi alasan pemerintah cukup serius merancang peta jalan mobil listrik, yaitu untuk menurunkan konsumsi BBM, yang saat ini sangat bergantung terhadap impor. 

"Tujuan lainnya untuk mengurangi emisi karbondioksida sejalan dengan Kesepakatan Paris 2015 soal pengurangan pemanasan global,

PERSOALAN ENERGI

Sementara itu, polemik soal energi di Tanah Air hampir tidak pernah usai. Ada beberapa persoalan energi yang perlu segera diselesaikan. Pertama, sumber energi menjadi modal utama dalam pembangunan. Namun, saat ini beberapa sumber energi utama masih banyak diekspor, seperti gas dan batu bara kendati menghasilkan devisa yang luar biasa.

Kedua, produksi minyak dan gas bumi yang stagnasi. Pemerintah perlu mendorong pelaku usaha untuk menggencarkan kegiatan eksplorasi untuk menambah cadangan migas.

Ketiga, infrastruktur energi yang belum masif. Kapasitas kilang masih 50% dari kebutuhan BBM nasional. Pipa gas serta fasilitas penyimpanan regasifikasi gas [FSRU) masih minim sehingga pemanfaatan gas di dalam negeri belum optimal.

Keempat, lebih dari 50% elpiji (LPG) masih diimpor Pemerintah perlu mendorong pembangunan kilang LPG.

Kelima, negeri ini juga dikaruniai sumber alam terbarukan yang melimpah. Cahaya matahari, sumber air, angin, arus laut, panas bumi, biomasa, biogas, dan lainnya, tetapi belum dimanfaatkan secara optimal.

Sementara itu, harga gas yang relatif tinggi di Tanah Air menjadi persoalan industri hingga saat ini. Saya masih ingat betul ketika Sudirman Sa'id masih menjadi Menteri ESDM saat itu. Beliau mengeluarkan peraturan untuk membasmi para trader gas yang tidak memiliki infrastruktur alias trader kertas. Mereka hanya mengandalkan alokasi dari pemerintah untuk diperjualbelikan kepada

trader lain yang memiliki infrastruktur, seperti pipa gas.

Trader kertas ini menyebabkan rantai distribusi atau tata niaga gas menjadi panjang sehingga harga akhir di tingkat konsumen melambung. Namun, peraturan Sudirman Sa'id itu hanya bertahan 2 bulan karena langsung direvisi sehingga trader tidak berfasilitas tetap mendapatkan alokasi gas dari pemerintah.

Presiden Joko Widodo pun melihat ada persoalan harga gas di dalam negeri. Pemerintah akhirnya mengeluarkan Paket Kebijakan Jilid III pada awal Oktober 2015 soal harga gas yang akan diturunkan menjadi US$7 per MMBtu.

Penurunan harga gas itu dilakukan dengan cara negara berkorban dengan merelakan bagi hasil dari migas dipotong US$ 2 per MMBtu. Kebijakan pemotongan harga gas saat itu akan dilaksanakan mulai 1 Januari 2016.

Upaya-upaya pemerintah dengan menata trader gas, pengurangan bagi hasil negara, dan pengaturan harga gas dari hulu sampai hilir diharapkan mampu menciptakan harga gas yang kompetitif dan wajar bagi konsumen sehingga daya saing industri naik.

Menurut data SKK Migas, harga gas di Jawa Timur sekitar US$ 8,01-US$ 8,0S per MMBtu, Jawa bagian barat US$ 9,14-US$ 9,18 per MMBtu, sedangkan harga untuk wilayah Sumatra di atas US$ 10 per MMBtu.

OPSI IMPOR

Sebagai salah satu solusi untuk mengatasi harga gas yang tinggi di dalam negeri, pemerintah membuka opsi impor LNG dengan persyaratan yang cukup sulit. Pemerintah telah mengeluarkan Peraturan Menteri ESDM No. 45/2017 tentang Pemanfaatan Gas

untuk Pembangkit Listlik pada 25 Juli 2017. Peraturan itu merupakan revisi Peraturan Menteri  ESDM No. ll/2017 yang terbit pada awal 2017.

Pada intinya, regulasi itu mengatur soal pasokan gas untuk pembangkit listrik. Tidak secara nyata mengatur soal impor gas. Dalam Pasal 8, Ayat (1) Peraturan Menteri  ESDM No. 45/2017, disebutkan bahwa PLN dan pengembang listrik swasta dapat membeli gas bumi melalui pipa di pembangkit listrik dengan harga paling tinggi 14,5% dari harga minyak Indonesia (ICP). 

Jika saat ini ICP US$ 50 per barel, harga gas maksimal di pembangkit listrik adalah US$ 7,25 per MMBtu. Pada ayat (2) berbunyi, dalam hal PLN dan pengembang listrik swasta tidak mendapatkan gas bumi melalui pipa di pembangkit listrik dengan harga paling tinggi 14,5% dari ICP, sepanjang terdapat akses atau fasilitas penerima LNG, PLN dan pengembang dapat melakukan beberapa hal.

Pertama, PLN dan pengembang swasta dapat membeli LNG di pembangkit listrik di bawah penawaran harga gas pipa. Kedua, dalam hal terdapat harga LNG domestik di pembangkit listrik sama dengan harga LNG impor di pembangkit listrik, PLN dan pengembang wajib membeli LNG dalam negeri.

Ketiga, dalam hal kondisi sebagaimana dimaksud pada poin pertama dan kedua tidak tercapai, Menteri ESDM dapat menetapkan kebijakan penyediaan gas bumi untuk tenaga listrik. Artinya, jika ada LNG impor yang harganya di bawah 14,5% ICP ketika sampai di pembangkit listrik, sedangkan harga LNG dan gas pipa di dalam negeri di atas 14,5%, PLN dan pengembang boleh impor LNG.

Pertanyaan banyak pihak, apakah LNG impor lebih murah dibandingkan dengan gas? Trader gas di luar negeri bisa menjual dengan harga murah karena mereka melakukan kontrak dalam jangka panjang dengan volume besar sehingga mendapatkan harga relatif rendah.

Mari melihat kondisi saat ini ketika ICP US$ 50 per barel. PLN atau pengembang listrik swasta boleh impor LNG dengan harga maksimal US$ 7,2S per MMBtu di lokasi pembangkit listrik. Harga itu sudah termasuk biaya pengangkutan, regasifikasi, dan biaya lain. Sepertinya agak sulit untuk bisa mendapatkan harga LNG impor di lokasi pembangkit US$ 7,25 per MMBtu mengingat banyak komponen biaya lain.

Bisnis Indonesia, Page-28, Wednesday, Sept 13, 2017

Share Down Blok Mahaam Up to 39%

Maintain production, Ministry of ESDM add share down Total E & P in Mahakam Block

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) continues to prepare ESDM Minister Decree Lerkait limit maximum transfer of participation rights or share down in Mahakam Block after 2017 by 39%.

Special Staff of the Minister of Energy and Mineral Resources Hadi M Djuraid explained that the Minister of Energy and Mineral Resources will not give an opportunity to Total E & P Indonesia to get 39% of the participating interest (Pl) in Mahakam Block. But give permission to Pertamina if you want to share down with Total E & P with maximum limit of 39%. That way, the decision to share down is in the hands of Pertamina.

"So it depends entirely on Pertamina, whether they want to share down or not, if they want to share down is limited to maximum 39%," said Hadi.

However, the maximum restriction decision of 239% down share is still considering the majority portion for Pertamina. If Pertamina shares 39% share in Mahakam block, the state-owned company still holds majority ownership of 51%. On the other hand, local government can still get a 10% PI.

"How much Pertamina will share down to Total is fully submitted to Pertamina to discuss business to business with Total" ESDM does not follow-up, "Hadi explained.

No offers yet

Indeed the decision of the Minister of Energy and Mineral Resources regarding the share down of Mahakam Block with the consideration to maintain gas production in the block. In addition, the government also does not want cost recovery to rise compared to the previous year.

"How to translate these two things, fully handed over to Pertamina, whether Pertamina wants to manage it yourself or share down with Total, go ahead," he said.

According to Hadi, the Minister of Energy and Mineral Resources specifically gave the first opportunity to Total to have more participation rights in the Mahakam Block. The reason, Total has been the operator of the Mahakam Block for 50 years.

"Total who operated this block before, but the decision is in Pertamina," he explained.

However, Total has not submitted an offer to Pertamina. Upstream Director of Pertamina, Syamsu Alam said the meeting between Pertamina and Total team has been done. But there has been no serious offer from Total.

"The technical team has met several times related to the share down plan but there has been no concrete proposal from Total," said Syamsu Alam

So it is not surprising that until now Pertamina has not determined the valuation to share down the Mahakam Block.

"Valuation has not been calculated," Alam said.

As is known, Pertamina will take over the rights of managing the Mahakam Block from Total (France) on January 1, 2018. Currently, Pertamina with Total is currently focusing on well drilling so that gas production from the Mahakam Block can be maintained when management takes over.

Until August 2017, Pertamina has invested three wells drilling in the Mahakam Block which is a good result. This makes Pertamina plans to drill 15 more wells until the end of the year. Thus, the Mahakam Block production next year can be equal to or greater than the current production of 1 Billion Cubic Feet.

Mahakam Block - East Borneo

IN INDONESIA

Share Down Blok Mahaam Maksimal Hingga 39%

Pertahankan produksi, Kementerian ESDM menambah share down Total E&P di Blok Mahakam

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) terus mempersiapkan Surat keputusan Menteri ESDM Lerkait batasan maksimal transfer hak partisipasi atau share down di Blok Mahakam pasca tahun 2017 sebesar 39%.

Staf Khusus Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Hadi M Djuraid menjelaskan, Menteri ESDM tidak akan memberi kesempatan kepada Total E&P lndonesie mendapatkan 39% hak kelola atau participating interest (Pl) di Blok Mahakam. Tapi memberi izin kepada Pertamina apabila ingin melakukan share down dengan Total E&P dengan batas maksimal 39%. Dengan begitu, keputusan share down ada di tangan Pertamina. 

"Jadi sepenuhnya tergantung kepada Pertamina, apakah mereka mau share down atau tidak. Kalau mau share down dibatasi maksimal 39%," kata Hadi.

Namun keputusan pembatasan maksimal share down 239% masih mempertimbangkan porsi mayoritas bagi Pertamina. Jika Pertamina melakukan share down 39% di Blok Mahakam, perusahaan milik negara ini masih tetap memegang kepemilikan mayoritas sebesar 51%. Di sisi lain, pemerintah daerah setempat masih bisa mendapatkan PI sebesar 10%.

"Berapa besar Pertamina akan share down ke Total sepenuhnya diserahkan ke Pertamina untuk membahas secara business to business dengan Total. "ESDM tidak ikut-ikutan," jelas Hadi.

Belum ada penawaran

Sejatinya keputusan Menteri ESDM mengenai share down Blok Mahakam dengan pertimbangan untuk mempertahankan produksi gas di blok tersebut. Selain itu, pemerintah juga tidak ingin cost recovery naik dibandingkan tahun sebelumnya. 

"Bagaimana cara menerjemahkan dua hal itu, diserahkan sepenuhnya ke Pertamina. Apakah Pertamina mau kelola sendiri atau share down dengan Total, silakan saja," ujarnya.

Menurut Hadi, Menteri ESDM memang secara khusus memberikan kesempatan lebih dulu kepada Total memiliki hak partisipasi lagi di Blok Mahakam. Alasannya, Total telah menjadi operator Blok Mahakam selama 50 tahun. 

"Total yang mengoperasikan blok ini sebelumnya. Tapi keputusan ada di Pertamina," jelasnya.

Meski demikian, Total belum juga mengajukan penawaran ke Pertamina. Direktur Hulu Pertamina, Syamsu Alam mengungkapkan pertemuan antara tim Pertamina dan Total sudah dilakukan. Tapi belum ada penawaran yang serius dari Total. 

"Tim teknis sudah beberapa kali bertemu terkait rencana share down tapi belum ada usulan kongkret dari Total," kata Syamsu Alam 

Maka tidak heran kalau sampai sekarang Pertamina belum menentukan valuasi untuk share down Blok Mahakam. 

"Valuasi belum dihitung," kata Alam.

Seperti diketahui, Pertamina akan mengambilalih hak kelola Blok Mahakam dari Total (Perancis) pada 1 Januari 2018. Saat ini, Pertamina bersama Total sedang fokus pengeboran sumur agar produksi gas dari Blok Mahakam bisa tetap terjaga ketika terjadi alih kelola.

Hingga bulan Agustus 2017, Pertamina telah investasi pengeboran tiga sumur di Blok Mahakam yang hasil yang cukup bagus. Ini membuat Pertamina berencana mengebor 15 sumur lagi hingga akhir tahun. Dengan begitu, produksi Blok Mahakam pada tahun depan bisa sama atau lebih besar dari produksi saat ini yang mencapai 1 Billion Cubic Feet.

Kontan, Page-18, Wednesday, Sept 13, 2017

Gross Split Scheme Still Lost Interest

Last week the government has revised the latest rules in the gross split scheme. In regulation as stipulated in Regulation of Minister of ESDM No 52/2017, the government adds a number of variables and the amount of profit sharing.

Unfortunately, the number of auction documents taken by investors in the first round of the Working Zone Auction (WK) of Oil and Gas in 2017 is not increased. To date, there are 17 tender documents that have been taken by investors from 10 Cooperation Contract Contractors (KKKS).

"There are already 17 who access documents from 10 KKKS, and not small KKKS also, there is a combination of small and large," said Director General of Oil and Gas Ministry of ESDM Ego Syahrial, in a written statement on Tuesday (12/9) .

The figure is actually unchanged from the data of the Ministry of Energy and Mineral Resources on August 28, 2017 ago. At that time, Head of Bureau of Communications, Public Information Service and Cooperation of Ministry of Energy and Mineral Resources, Dadan Kusdiana stated that there are 17 doctors of oil and gas auction this year which have been taken by investors. Birapun so, the government is still optimistic there will be an increase in the number of investors in the auction of Oil and Gas Working Areas this year.

Ego said that investors are now beginning to assess the newly revised Gross Split production sharing contract. Just a note, this gross split rule as government efforts to improve the oil and gas investment climate.

"Proven yesterday IPA gave appreciation, when we held a socialization (revision of Ministerial Regulation)," said Ego.

As is known, the government is conducting auction of oil and gas working area I of 2017 which amounts to 15 WK, consisting of 10 conventional oil and gas and 5 non-conventional WK. Previously, Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam said the gross split revision will help contractors to reach the economy of oil and gas field.

IN INDONESIA

Skema Gross Split Masih Sepi Peminat

Pekan lalu pemerintah telah merevisi aturan terbaru dalam skema gross split. Dalam regulasi yang tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM No 52/2017 tersebut, pemerintah menambah sejumlah variabel dan besaran bagi hasil.

Namun sayang, jumlah dokumen lelang yang diambil investor dalam putaran I Lelang Wilayah Kerja (WK) Migas tahun 2017 tidak bertambah. Hingga saat ini masih tercatat 17 dokumen penawaran yang telah diambil investor dari 10 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS).

“Sudah sebanyak 17 yang mengakses dokumen dari 10 KKKS, dan bukan KKKS yang kecil-kecil juga, kombinasi ada yang kecil dan besar,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Ego Syahrial, dalam keterangan tertulis, Selasa (12/9). 

Angka tersebut sebenarnya tidak berubah dari data Kementerian ESDM pada 28 Agustus 2017 lalu. Saat itu Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik dan Kerjasama Kementerian ESDM Dadan Kusdiana menyebutkan, ada 17 doktunen Ielang WK migas tahun ini yang telah diambil oleh investor. Birapun begitu, pemerintah masih optimis akan ada penambahan jumlah investor di lelang Wilayah Kerja Migas tahun ini.

Ego mengatakan, saat ini para investor sudah mulai menilai kontrak bagi hasil Gross Split yang baru saja direvisi. Sekadar catatan, aturan gross split ini sebagai upaya pemerintah untuk memperbaiki iklim investasi migas.

“Terbukti kemarin IPA memberikan apresiasi, ketika kami mengadakan sosialisasi (revisi Peraturan Menteri),” kata Ego.

Seperti diketahui, pemerintah sedang melakukan Ielang Wilayah Kerja migas putaran I tahun 2017 yang berjumlah 15 WK, terdiri dari 10 WK migas konvensional dan 5 WK non konvensional. Sebelumnya, Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, revisi gross split akan membantu kontraktor untuk mencapai keekonomian lapangan migas.

Kontan, Page-18, Wednesday, Sept 13, 2017

PLN Develops Seven LNG Terminals

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) seems to seriously develop gas infrastructure. The state-owned company will develop seven liquified natural gas (LNG) terminals and a gas pipeline project.

According to the data, three of the seven LNG terminals are floating storage regasification units (FSRU). Its location in the northern part of Sumatra (Sumbagut), Muara Tawar Jakarta and Gorontalo South Sulawesi.

"For the FSRU has completed the feasibility study and procurement," explained I Made Suprateka, Head of Corporate Communications Unit of PLN confirmed the data.

In addition, PLN reviewed at least four floating storage facility (FSU) floating storage units (FSU) and one LNG terminal. The area they are aiming in the central part of Indonesia, Bangka Belitung, Pontianak, Nias, Maluku and Gresik. Four LNG storage is to ensure the availability of PLN's gas supply power supply. One source of gas supply from Tangguh Train III Papua and Marubeni.

Meanwhile, PLN's two gas pipelines project is located in Tanjung Batu, Riau. The status of the project is already contracted. The development of these projects will be through a tender scheme. Except, for the purchase of gas in the form of bussines to bussines (B2B). Therefore, PLN wants to find the cheapest price.

"For the value of investment and capacity we have to see the data first, later if there is new I submit," said Made.

Previously, Nicke Widyawati, Director of Strategic Procurement 1 PLN said, PLN is reviewing the construction of two FSRU in Sumbagut and Belawan. PLN built the FSRU because there are gas and steam power plants (PLTGU) units 3 and 4 in North Sumatra.

The reason PLN penetrated the gas business because it wants to get around the high cost of production (BPP) electricity. They confess, often get high gas prices from suppliers. One of them is natural gas supply in North Sumatera for Belawan PLTGU operation.

IN INDONESIA

PLN Kembangkan Tujuh Terminal LNG

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) tampaknya serius mengembangkan infrastruktur gas. Perusahaan milik negara ini akan mengembangkan tujuh terminal gas alam cair atau liqufied natural gas (LNG) dan satu proyek pembangunan pipa gas.

Menurut data, tiga dari tujuh terminal LNG berupa fasilitas regasifikasi gas terapung atau floating storage regasification unit (FSRU). Lokasinya di kawasan Sumatera bagian utara (Sumbagut), Muara Tawar Jakarta dan Gorontalo Sulawesi Selatan. 

"Untuk FSRU sudah menyelesaikan feasibility study dan pengadaan," terang I Made Suprateka, Kepala Satuan Komunikasi Korporat PLN membenarkan data tersebut.

Selain itu, PLN mengkaji sedikitnya empat pembangunan fasilitas penyimpanan LNG terapung alias floating storage unit (FSU) dan satu terminal LNG. Wilayah yang mereka bidik di kawasan Indonesia bagian tengah, Bangka Belitung, Pontianak, Nias, Maluku dan Gresik. Empat penyimpanan LNG tersebut untuk menjamin ketersediaan pasokan bahan baku gas pembangkit listrik milik PLN.  Salah satu sumber pasokan gas dari Tangguh Train III Papua dan Marubeni.

Sementara proyek dua jaringan pipa gas PLN ada di Tanjung Batu, Riau. Status dari proyek tersebut sudah dikontrak. Pembangunan proyek-proyek tadi akan melalui skema tender. Kecuali, untuk pembelian gas yang berupa bussines to bussines (B2B). Sebab, PLN ingin mencari harga termurah. 

"Untuk nilai investasi dan kapasitasnya kami harus lihat datanya dulu, nanti kalau sudah ada baru saya sampaikan,“ kata Made.

Sebelumnya, Nicke Widyawati, Direktur Pengadaan Strategis 1 PLN bilang, PLN sedang mengkaji pembangunan dua FSRU di Sumbagut dan Belawan. PLN membangun FSRU itu karena ada pembangkit listrik tenaga gas dan uap (PLTGU) unit 3 dan 4 di Sumatera Utara.

Adapun alasan PLN merambah bisnis gas karena ingin menyiasati tingginya Biaya Pokok Produksi (BPP) listrik. Mereka mengaku, kerap memperoleh harga gas yang tinggi dari pemasok. Salah satunya pasokan gas bumi di wilayah Sumatera Utara untuk operasional PLTGU Belawan.

Kontan, Page-18, Wednesday, Sept 13, 2017

Pertamina Exxon Agrees on Tiung Biru Price

PT Pertamina and ExxonMobil finally agreed on the fair value of the assets of the Tiung Biru Jambaran field project (JTB). The agreement is a continuation of the acquisition of Participation of Exxon participating interest (PI) by Pertamina EP Cepu.

Only, Pertamina EP Cepu (PEPC) President Director Adriansyah claimed not to know the value of the price acquisition  agreement between Pertamina and Exxonmobil.

"I do not know the exact numbers," Adriansyah said

Vice President of Public and Government Affairs of ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto also still reluctant to say in detail how  the value of the grant of management rights or participating interest (PI) in the JTB project.

What is certain according to Erwin after the two companies agree on the price of valuation, then PI in Jambaran Tiung Biru can  be done immediately.

"Immediately, it is close, the question of numbers is no problem," said Erwin.

Earlier, in mid-August 2017, Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said EXXOnMobil offered valuation at JTB project  worth US $ 121 million for PI of 45%. Pertamina negotiates the price in order to obtain a more favorable price.

With the approval of 45% PI Exxonmobil valuation in the JTB project, the two oil and gas companies are in the final phase of  the completion of the statement agreement.

"There are still some legal languages," Erwin said.

If this process is completed, then Pertamina and PT PLN can already sign the Gas Sales and Purchase Agreement (PJBG).  Pertamina and PLN have just signed a Head of Agreement (HOA) related to gas supply from JTB Field in August 2017.

"We still have to finalize the final settlement agreement with Exxon, and the sale and purchase agreement is signed after the agreement is  completed," Erwin said.

According to the records, the true Jambaran-Tiung Biru project can be economical if the gas price is sold at US $ 7 million  metric British thermal unit (MMBTU) with an increase or escalation of 2% per year since production.

Although the process is still running, but Pertamina plans to start drilling two wells next year. In details, the first well will be  drilled mid-2018 and another well starting in November 2018.

IN INDONESIA

Pertamina Exxon Sepakati Harga Tiung Biru

PT Pertamina dan ExxonMobil akhirnya menyepakati nilai wajar dari aset proyek lapangan Jambaran Tiung Biru (JTB).  Kesepakatan tersebut merupakan kelanjutan dari proses akuisisi hak partisipasi alias participating interest (PI) Exxon oleh Pertamina EP Cepu.

Hanya saja, Direktur Utama Pertamina EP Cepu (PEPC) Adriansyah mengaku belum mengetahui nilai kesepakatan akuisisi harga antara Pertamina dan Exxonmobil tersebut.

"Saya tidak tahu angka pastinya," kata Adriansyah

Vice President Public and Goverment Affairs ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto juga masih enggan mengatakan secara detail  berapa nilai pemberian hak pengelolaan atau participating interest (PI) di proyek JTB itu.

Yang pasti menurut Erwin setelah kedua perusahaan menyepakati harga valuasi, maka PI di Jambaran Tiung Biru dapat  dilakukan segera.

"Secepatnya, sudah dekat. Soal angka sudah tidak ada masalah," kata Erwin.

Sebelumnya, pertengahan Agustus 2017 lalu, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menyebut EXXonMobil menawarkan  valuasi di proyek JTB senilai US$ 121 juta untuk PI sebesar 45%. Pertamina melakukan negosiasi harga agar bisa mendapatkan harga  yang lebih menguntungkan.

Dengan sudah disepakatinya valuasi 45% PI Exxonmobil di proyek JTB, maka kedua perusahaan migas tersebut sedang dalam  tahapan penyelesaian final statement agreement. 

"Masih tersisa bahasa-bahasa hukumnya," ujar Erwin.

Jika proses ini selesai, maka Pertamina dan PT PLN sudah bisa melakukan penandatanganan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG).  Pertamina dan PLN baru saja menandatangani Head of Agreement (HOA) terkait pasokan gas dari Lapangan JTB pada Agustus 2017 lalu. 

"Kami masih harus menyelesaikan final settlement agreement dengan Exxon. Perjanjian jual beli ditandatangani setelah agreement  selesai," tegas Erwin.

Menurut catatan, sejatinya proyek Jambaran-Tiung Biru bisa ekonomis bila harga gas yang di jual sebesar US$ 7 million metric  British thermal unit (MMBTU) dengan kenaikan atau eskalasi 2% per tahun sejak produksi.

Biarpun prosesnya masih berjalan, namun Pertamina berencana mulai melakukan pengeboran dua sumur pada tahun depan.  Perinciannya, sumur pertama akan dibor pertengahan tahun 2018 dan satu sumur lainnya dimulai November tahun 2018.

Kontan, Page-18, Tuesday, Sept 12, 2017.

Nusantara Regas Optimize Muara Karang Gas

PT Nusantara Regas conducts ground breaking of Muara Karang Peaker gas meter project in Onshore Receiving Facility (ORF)  area of ​​Muara Karang, Jakarta, Monday (11/9). President Director of PT Nusantara Regas Tammy Meidharma explained, this project is a  part of efforts to meet the needs of national gas, especially for the western part of Java.

Furthermore, he explained, the gas meter was built to optimize the supply of gas to a new power plant PJB Muara Karang  Peaker which has a capacity of 500 MW. Nusantara Regas, according to Tammy, has been supplying gas to the PJ B UP Muara Karang  power plant since five years ago.

"We are continuously working to improve the reliability performance of modified projects to meet national gas needs, among others, by building the Muara Karang Peaker gas meter," he said in a press statement on Monday (11/9).

President Commissioner of PT Nusantara Regas Tanudji Darmasakti added, In addition to supporting the new power plant of  PJB Muara Karang Peaker 500 MW, Muara Karang Peaker gas meter development is also part of Nusantara Regas support to PLN for the  achievement of power plant project with total capacity 35,000 MW.

In addition to supplying gas for Muara Karang power plant, Nusantara Regas since 2013 has also supplied gas for other PLN  needs, namely in Tanjung Priok through State Owned Goods (BMN) facility in the form of Ojfshore Muara Karang-Tanjung Priok pipeline.  Then, in early 2017, Nusantara Regas synergized with PT Pertamina Gas to distribute gas to PLN power plant in Muara Tawar. Currently,  Nusantara Regas is also preparing to add gas supply to Indonesia Power Tanjung Priok Project Block V in 2019

Incentive

Previously, Perusahaan Gas Negara (PGN) acknowledged a weakening of domestic gas consumption as a result of slowing  production activity in the industry. To spur sales, Head of Marketing PGN Adi Munandir said it is trying to create products that can  support customers to produce.

"For example, we give incentives to selected industries to keep them in production," said Adi, in Bogor last week.

In addition, he said, the company is also trying to make the efficiency of production and business development. Among others  are through subsidiary PT Gagas Energi Indonesia with initiative development of compressed natural gas (CNG) distribution, retail  liquefied natural gas (LNG), to supply gas for power plant.

Related to the decline in gas consumption, Adi explained, one of the indicators is seen from the report of electricity demand  growth in the second quarter which showed a negative number. This means the demand for gas missed from the projected in the balance  sheet natural gas.

The decline in domestic gas consumption, previously also reflected in the PGN performance report during the first half of this  year. In the period January-June 2017, PGN reap a profit of 50.29 million US dollars or down 67 percent over the same period last year reached 152.45 million US dollars.

IN INDONESIA

Nusantara Regas Optimalkan Gas Muara Karang

PT Nusantara Regas melakukan ground breaking proyek meter gas Muara Karang Peaker di area Onshore Receiving Facility (ORF) Muara Karang, Jakarta, Senin (11/9). Direktur Utama PT Nusantara Regas Tammy Meidharma menjelaskan, proyek ini merupakan  bagian dari upaya memenuhi kebutuhan gas nasional, khususnya untuk wilayah Jawa bagian barat.

Lebih lanjut, ia menjelaskan, meter gas dibangun untuk mengoptimalkan pasokan gas ke pembangkit baru PJB Muara Karang  Peaker yang memiliki kapasitas 500 MW. Nusantara Regas, menurut Tammy, telah memasok gas ke pembangkit listrik PJB Untuk Pembakit Listrik Muara Karang sejak lima tahun lalu.

"Kami terus berupaya meningkatkan performa kehandalan dari proyek-proyek modifikasi untuk memenuhi kebutuhan gas nasional,  antara lain dengan membangun meter gas Muara Karang Peaker ini," ujarnya dalam keterangan pers, Senin (11/9).

Komisaris Utama PT Nusantara Regas Tanudji Darmasakti menambahkan, Selain untuk mendukung pembangkit baru PJB  Muara Karang Peaker 500 MW, pembangunan meter gas Muara Karang Peaker juga merupakan bagian dari dukungan Nusantara Regas  kepada PLN untuk pencapaian proyek pembangkit listrik dengan total kapasitas 35.000 MW.

Selain menyuplai gas untuk pembangkit listrik Muara Karang, Nusantara Regas sejak 2013 lalu juga telah memasok gas untuk  kebutuhan PLN lainnya, yaitu di Tanjung Priok melalui fasilitas Barang Milik Negara (BMN) berupa pipa ojfshore Muara Karang-Tanjung  Priok. 

    Kemudian, pada awal 2017, Nusantara Regas melakukan sinergi dengan PT Pertamina Gas untuk menyalurkan gas ke pembangkit  PLN di Muara Tawar. Saat ini, Nusantara Regas juga sedang menyiapkan diri untuk menambah suplai gas ke Indonesia Power Tanjung  Priok Project Block V pada 2019 nanti

Insentif

Sebelumnya, Perusahaan Gas Negara (PGN) mengakui ada pelemahan konsumsi gas domestik sebagai imbas dari melambatnya  aktivitas produksi di industri. Untuk memacu penjualan, Head of Marketing PGN Adi Munandir mengatakan, pihaknya berusaha  menciptakan produk yang dapat mendukung pelanggan berproduksi.

"Misalnya, kita beri insentif pada industri terpilih supaya mereka tetap produksi," kata Adi, di Bogor pekan lalu.

Selain itu, kata dia, perseroan juga berusaha melakukan efisiensi produksi serta melakukan pengembangan usaha. Di antaranya  melalui anak usaha PT Gagas Energi Indonesia dengan inisiatif pengembangan distribusi compressed natural gas (CNG), liquefied natural  gas (LNG) ritel, hingga memasok gas untuk pembangkit tenaga listrik.

Terkait penurunan konsumsi gas, Adi menjelaskan, salah satu indikatornya terlihat dari laporan pertumbuhan permintaan listrik  pada kuartal II yang menunjukkan angka negatif. Ini berarti permintaan terhadap gas meleset dari yang diproyeksikan dalam neraca gas bumi. 

Menurunnya konsumsi gas domestik, sebelumnya juga tergambar dari laporan kinerja PGN selama semester pertama tahun ini.  Pada periode Januari-Juni 2017, PGN meraup laba 50,29 juta dolar AS atau turun 67 persen dibandingkan periode sama tahun lalu yang mencapai 152,45 juta dolar AS.

Republika, Page-15, Tuesday, Sept 12, 2017.

Contract PL and Keppel not buying and selling Gas

PT PLN (Persero) and Pavilion-Keppel have signed a heads of agreement (HoA) related to logistics study cooperation and  preparation of small-scale liquefied natural gas (LNG) infrastructure. According to the plan, the study was conducted to support PLTG  development in Tanjung Pinang and Natuna.

"So HoA is not a contract sale and purchase of LNG, but for the study preparation of mini LNG infrastructure with the aim of obtaining the most reliable and efficient logistics solution, "said PLN Director Amir Rosidin at PLN Central Building, Jakarta yesterday.

He explained the signing was done at The Palace of Singapore at a bilateral meeting of state leaders in order Indonesia-Singapore cooperation to 50 years. Hope it is in line with uapaya PLN do efficiency for the sake of helping lower the cost of electricity  production (BPP).

"For that reason, feasibility studies are conducted. One of them through HoA, with an offer in order to take advantage of the location  Singapore LNG terminal as the location of LNG hub considering the location of Singapore adjacent to several generating plant location  fuel gas to be built in Sumatra region, "he explained.

In the spirit of BPP decline, PLN is interested to see the utilization of Singapore LNG terminal to be proposed Pavilion-Keppel  that takes advantage of Singapore's proximity to Sumatra. HOA contains activities and intensive discussions about the preparation of the  study in-depth feasibility of LNG distribution for Tanjung Pinang and Natuna.

"If later from the study results obtained high cost, final study without follow-up implementation," he said.

Previously growing information that the signing of HOA with Keppel is to import LNG from Singapore. It is considered a strange  thing because Singapore is not a gas-producing country. Member of House of Representatives Commission VII Ahmad M Ali regrets that  there will be an LNG import contract with, Keppel Offshore & Marine LNG.

 "If indeed there is a contract to import LNG with Keppel Singapore company, it is unfortunate given the size of the cargo Our LNG does  not sell every year, "Ahmad Ali said.

Ministry of Energy and Mineral Resources data, in 2014 non-purchased cargo reached 22 cargoes. That number rose to 66  cargoes in 2016.

IN INDONESIA

Kontrak PL dan Keppel bukan jual Beli Gas

PT PLN (persero) dan Pavilion-Keppel telah menandatangani heads of agreement (HoA) terkait dengan kerja sama studi logistik  dan  penyiapan infrastruktur suplai gas cair (liquefied natural gas/LNG) skala kecil. Menurut rencana, studi dilakukan untuk menunjang  pembangunan PLTG di Tanjung Pinang dan Natuna.

“Jadi HoA ini bukan kontrak transaksi jual beli LNG, melainkan untuk studi penyiapan infrastruktur mini LNG dengan tujuan mendapatkan  solusi logistik yang paling andal dan efisien,” ujar Direktur PLN Amir Rosidin di Gedung PLN Pusat, Jakarta, kemarin.

Ia menjelaskan penandatanganan dilakukan di The Istana Singapura pada pertemuan bilateral pemimpin negara dalam rangka  kerja sama Indonesia-Singapura yang ke 50 tahun. Harapannya itu sejalan dengan uapaya PLN melakukan efisiensi demi membantu  menurunkan  biaya produksi listrik (BPP).

“Untuk itulah berbagai Studi kelayakan dilakukan. Salah satunya melalui HoA, dengan penawaran agar dapat memanfaatkan lokasi  terminal Singapore LNG sebagai lokasi LNG hub mengingat lokasi Singapura berdekatan dengan beberapa lokasi pembangkit berbahan bakar gas yang akan dibangun di wilayah Sumatra,” paparnya.

Dalam semangat penurunan BPP , PLN tertarik melihat pemanfaatan terminal Singapura LNG yang akan diajukan Pavilion-Keppel yang memanfaatkan kedekatan lokasi Singapura dengan Sumatra. HOA berisi kegiatan dan diskusi intensif soal penyusunan studi  kelayakan mendalam mengenai distribusi LNG untuk Tanjung Pinang dan Natuna.

"Jika nantinya dari hasil Studi diperoleh biaya tinggi, studi akhir tanpa tindak lanjut implementasi,” katanya.

Sebelumnya berkembang informasi bahwa penandatangan HOA dengan Keppel ialah untuk mengimpor LNG dari Singapura.  Hal itu dianggap merupakan hal yang aneh karena Singapura bukan merupakan negara penghasil gas.

Anggota Komisi VII DPR Ahmad M Ali menyesalkan bila ternyata akan ada kontrak impor LNG dengan ,Keppel Offshore &  Marine LNG.

 “Jika memang benar ada kontrak impor LNG dengan Keppel perusahaan Singapura, itu sangat disayangkan mengingat besarnya kargo  LNG kita yang tidak laku setiap tahunnya,” kata Ahmad Ali.

Data Kementerian ESDM menyebutkan, pada 2014 kargo tidak terbeli mencapai 22 kargo. Jumlah itu naik menjadi 66 kargo  pada 2016.

Media Indonesia, Page-17, Tuesday, Sept 12, 2017.