For Two Management Areas Working Block Tuban

Defined After JOB PPEJ Contract Ends

The Working Area (WK) of TUBan Block is planned to be divided into two. This is done after the Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) contract as the operator of the Tuban Block expires in February 2018.

However, the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Unit (SKK Migas) has not yet determined who will manage the Tuban Block to be determined when the contract expires.

Head of Representative of Migas Migas Jabanusa Ali Masyhar stated that WK will be returned to the government and then managed by a new company.

"It will tend to be divided into two, Sukowati field will be taken over Pertamina EP Asset 4 and Mudi field may be taken Pertamina subsidiary, Pertamina Hulu Energi (PHE)," he explained.

However, he asserted that the scheme is still possible, The consideration is the proximity of the region. The decision will be determined after the contract expires.

"More or less like that. But, it can not be sure because it has not been determined "said Ali.

WK Tuban block covers the regencies of Tuban, Bojonegoro, Gresik and Lamongan. The first reserve in the block was discovered in April 1994 and named Mudi field located in Tuban. The next discovery in 2001 known as Sukowati field is located in Bojonegoro.

Ali explained, the highest production JOB PPEJ occurred in 2012. Namely, reaching 48 thousand barrels of oil per day (BOPD). A total of 35 wells are actively managed by JOB PPEJ to date. The details are Sukowati field 26 wells and Mudi 9 wells field.

Currently the field contains more water than oil. At Sumur Mudi, the water is produced 18 thousand- 19 thousand barrel water per day (BWPD). Oil production is only 1,100-1,200 BOPD. As for Sukowati well, its water production is 19 thousand-20 thousand BWPD and oil is 8,700-8,900 BOPD.

"In East Java, the largest contribution is still held by Banyu Urip field with the realization of 200 thousand BOPD-206 thousand BOPD. national production of 800 thousand BOPD-815 thousand BOPD " Ali said.

According to him, the increase in national oil production is in need of innovation. Especially to attract investment of new working areas and new wells.

IN INDONESIA

Bagi Dua Pengeloaan Wilayah Kerja Blok Tuban  

Ditetapkan Setelah Kontrak JOB PPEJ Berakhir

Wilayah Kerja (WK) BlokTuban direncanakan segera dibagi menjadi dua. Hal tersebut dilakukan setelah kontrak Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) sebagai operator Blok Tuban berakhir pada Februari 2018.

Meski begitu, pihak Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) belum memastikan siapa yang akan mengelola Blok Tuban akan ditetapkan saat kontrak habis.

Kepala Perwakilan SKK Migas Jabanusa Ali Masyhar menyatakan, WK akan dikembalikan ke pemerintah dan selanjutnya dikelola perusahaan baru. 

"Kabarnya akan cenderung dibagi menjadi dua. Lapangan Sukowati akan diambil alih Pertamina EP Asset 4 dan lapangan Mudi mungkin diambil anak perusahaan Pertamina, yaitu Pertamina Hulu Energi (PHE)," jelasnya.

Namun, dia menegaskan bahwa skema tersebut masih bersifat kemungkinan, Pertimbangannya adalah kedekatan wilayah. Keputusannya akan ditetapkan setelah masa kontrak berakhir. 

”Kurang lebih akan seperti itu. Tapi, memang belum bisa pasti karena belum ditetapkan" ujar Ali.

WK Blok Tuban meliputi wilayah Kabupaten Tuban, Bojonegoro, Gresik, dan Lamongan. Cadangan pertama di blok tersebut ditemukan pada April 1994 dan diberi nama lapangan Mudi yang terletak di Tuban. Penemuan berikutnya pada 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati yang terletak di Bojonegoro.

Ali memaparkan, produksi tertinggi JOB PPEJ terjadi pada 2012. Yakni, mencapai 48 ribu barrel oil per day (BOPD). Total 35 sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ sampai saat ini. Perinciannya, lapangan Sukowati 26 sumur dan lapangan Mudi 9 sumur.

Saat ini lapangan tersebut lebih banyak mengandung air daripada minyak. Di Sumur Mudi, air yang ikut diproduksi 18 ribu- 19 ribu barrel water per day (BWPD ). Produksi minyak hanya 1.100-1.200 BOPD. Adapun di Sumur Sukowati, produksi airnya 19 ribu-20 ribu BWPD dan minyak 8.700- 8.900 BOPD. 

"Di wilayah Jatim, kontribusi terbesar masih dipegang lapangan Banyu Urip dengan realisasi 200 ribu BOPD-206 ribu BOPD. Sedangkan produksi secara nasional 800 ribu BOPD-815 ribu BOPD" kata Ali.

Menurut dia, peningkatan produksi minyak nasional sangat memerlukan inovasi. Terutama untuk menarik investasi wilayah kerja baru dan sumur baru.

Jawa Pos, Page-6, Tuesday, Nov 14, 2017

MEDC Fund Out US $ -3.39 Million

PT Medco Energi Internasional Tbk. spent US $ 3.39 million on oil and gas exploration costs in two blocks, the South Sumatra Block and Rimau Block in October 2017.

Of the total exploration fund, 46.9% or US $ 1.59 million is allocated to the South Sumatra block which has just been granted a production sharing contract (PSC) extension up to 2033.

In the monthly exploration report of the MEDC coded stock remark, the South Sumatra block is wholly owned by PT Medco E & P Indonesia. Meanwhile, 2D seismic land activity in this block is located in three districts namely Musi Rawas Regency, Empat Lawang and Lahat are divided into four survey areas namely Aini, Sugih Waras, Cactus, East Lily, Green, North Terrace, and Whitewater and Nowera.

The amount of seismic cost that the company disbursed until the end of October 2017 amounted to US $ 29,000. In addition, there are drilling activities of three exploration wells namely Cempaka-l, Nowera-1, and Flamboyan-l. The drilling fee amounted to US $ 973,380, US $ 328,251 and US $ 262,777, respectively.

Meanwhile, exploration activities in the Rimau block are focused in two districts namely Musi Banyuasin and Banyuasin, South Sumatra Province.

In this block, the company has 95% participation rights. The rest is held by the Regional Mining and Energy Company of South Sumatra [PDPDE]. This block contract is valid until 22 April 2023.

IN INDONESIA

MEDC Keluarkan Dana US$-3,39 Juta

PT Medco Energi Internasional Tbk. mengeluarkan dana US$3,39 juta untuk biaya eksplorasi minyak dan gas bumi di dua blok yakni blok South Sumatra dan blok Rimau pada Oktober 2017.

Dari jumlah dana eksplorasi itu, Sebanyak 46,9 % atau sebesar US$ 1,59 juta dialokasikan untuk blok South Sumatra yang baru saja memperoleh perpanjangan kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) hingga 2033.

Dalam laporan ekplorasi bulanan remiten berkode saham MEDC itu, blok South Sumatra dimiliki sepenuhnya oleh PT Medco E&P Indonesia. Adapun, kegiatan seismik darat 2D pada blok ini berlokasi di tiga kabupaten yakni Kabupaten Musi Rawas, Empat Lawang dan Lahat yang terbagi dalam empat area survei yakni Aini, Sugih Waras, Kaktus, East Lily, Hijau, North Teras, dan Arung serta Nowera.

Jumlah biaya seismik yang digelontorkan perseroan sampai dengan akhir Oktober 2017 sebesar US$ 29.000. Selain itu, ada kegiatan pemboran tiga sumur eksplorasi yakni Cempaka-l , Nowera-1, dan Flamboyan-l. Biaya pemboran sebesar masing-masing US$ 973.380, US$ 328.251, dan US$ 262.777.

Sementara itu, kegiatan eksplorasi di blok Rimau difokuskan di dua kabupaten yakni Musi Banyuasin dan Banyuasin Provinsi Sumatra Selatan.

Dalam blok ini, perseroan memiliki hak partisipasi sebanyak 95%. Sisanya dipegang oleh Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi Sumatera Selatan [PDPDE). Kontrak blok ini berlaku hingga 22 April 2023. 

Bisnis Indonesia, Page-15, Tuesday, Nov 14, 2017

Pertamina Capex Projected to Break US $ 10-1 1 M

PT Pertamina projects its investment fund needs to double to around US $ 10-11 billion from 2019. This is because all of the oil refinery (BBM) projects under construction have started construction.

Pertamina Finance Director Arif Budiman said the amount of investment expenditure (capital expenditure / capex) issued by the company is projected to continue to rise in the future. This year, Pertamina's investment performance is estimated at US $ 4.5 billion. Furthermore, this investment figure will grow next year to about US $ 5.7 billion and jumped twice as much as 2019.

"[Investments] are expected to rise to double digits starting 2019 ahead," he told Investor Daily, last week. This part of the investment is as great for both the upstream and downstream businesses of the company.

He said the significant investment increase was due to the fact that the refinery project would have started significantly at that time. Currently, improvements and capacity building of Balikpapan Refinery in East Kalimantan have entered the finalization stage of engineering design and final investment decision (FID).

While repairing Cilacap refinery and new refinery development in Tuban, East Java in Finalization stage of the scheme in the future. As is known, Pertamina is working on six refinery projects at once, both new units and capacity and quality improvement of existing refineries.

Construction of two new refinery units in Tuban, East Java and Bontang, East Kalimantan, and repair of four existing refineries spread across Balongan, West Java; Balikpapan, East Kalimantan; Dumai, Riau; and Cilacap, Central Java. The fund needed to complete this project is huge, at about US $ 30 billion.

The entire refinery project is targeted for completion by 2025. Precisely, Balikpapan and Balongan Refineries are projected to be completed by 2021, followed by Cilacap and Tuban Refinery in 2024, and Bontang Refinery and Dumai Refinery in 2025.

Although investment needs will soar, Arif asserted that the company does not or will not issue bonds (global bond). To ensure that all projects can be funded, it will partner with partners to work on refinery projects.

"[Project] that already exist partners, we continue. If there is also someone who is interested to others, we are open, "he said.

However, Pertamina said it will not delay the refinery project until it gets partners who can be invited to share the investment burden. For the Balikpapan Refinery Project, for example, the company continues its work while opening opportunities for companies interested in joining partners.

The same is also open to other refinery projects. Condition, potential partners must offer a fair and risky scheme together. In addition, the cost for the refinery project will also be covered with project financing (PF).

"The type of refinery investment can usually be PF-kan given the nature of the withdrawal of funds," said Arif.

Upstream, Pertamina will need additional investments to manage oil and gas blocks that have expired. Starting next year, Pertamina will get seven additional blocks, namely Mahakam Block, Tuban, Ogan Komering, North Sumatra Offshore, Central, Sanga-Sanga and South East Sumatera. For Mahakam Block alone, the company will spend US $ 1.8 billion.

Refinery Cilacap

Meanwhile, Pertamina is now completing the formation of a joint venture with Saudi Aramco for the improvement and capacity building project of Cilacap Refinery. Senior Vice President of Refining Operation of Pertamina Budi Santoso Syarif said, the establishment of a JV requires asset statements of each company.

"We are still evaluating how far we can provide joint assets with Saudi Aramco. It is still being reviewed at headquarters, "he said.

He explained, the calculation of this asset is necessary because it will determine the matter of equity participation to the joint venture. Meanwhile, refinery assets are not actually owned by Pertamina, but the government. So, it must coordinate with the government about this matter. However, it will complete the problem "JV is in this year as well.

"Immediately, because this Saudi Aramco is waiting, so soon we finish. It seems not until 2018, "said Budi.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial said the Cilacap Refinery Project was completed. The reason, with a capacity of 348 thousand barrels per day (bpd), Cilacap Refinery contributes 33% or the largest in Indonesia. Improvement and capacity improvement of Cilacap Refinery is expected to reduce the cost of production and increase the quality of its products.

This program is to increase the capacity of 348 thousand bpd in the future to about 400 thousand bpd. In addition, indeed Cilacap refinery is one of the most efficient in Indonesia, "he said.

Previously, Pertamina and Saudi Aramco have signed an agreement to form a joint venture for the upgrading project of Cilacap refinery in December last year. Both agreed on the matter of ownership of shares where Pertamina holds 55% and Saudi Aramco 45%.

After upgrading, the processing capacity of Cilacap refinery will increase from 348 thousand bpd to 400 thousand bpd. Furthermore, there will be additional gasoline production (gasoline) 80 thousand bpd, diesel 60 thousand bpd, and avtur 40 thousand bpd. Fuel production rose significantly because the ability of refineries to process crude oil into finished products (NCI) rose from 74% to 92-98%.

IN INDONESIA

Capex Pertamina Diproyeksikan Tembus US$ 10-1 1 M

PT Pertamina memproyeksikan kebutuhan dana investasinya bakal naik dua kali lipat menjadi sekitar US$ 10-11 miliar mulai 2019. Hal ini lantaran seluruh proyek kilang bahan bakar minyak (BBM) yang digarap perseroan sudah mulai konstruksi.

Direktur Keuangan Pertamina Arif Budiman mengatakan, besaran belanja investasi (capital expenditure/capex) yang dikeluarkan perseroan diproyeksikan terus naik ke depannya. Pada tahun ini, performa investasi Pertamina diperkirakan sebesar US$ 4,5 miliar. Selanjutnya, angka investasi ini bakal membesar pada tahun depan menjadi sekitar US$ 5,7 miliar dan melonjak dua kali lipatnya mulai 2019.

“ [lnvestasi] diperkirakan naik menjadi double digit mulai 2019 ke depan,” kata dia kepada Investor Daily, pekan lalu. Bagian investasi ini sama besarnya baik untuk bisnis hulu maupun hilir perseroan.

Dikatakannya, kenaikan investasi yang cukup signifikan ini lantaran proyek kilang bakal sudah dimulai signifikan pada saat itu. Saat ini, perbaikan dan peningkatan kapasitas Kilang Balikpapan di Kalimantan Timur sudah masuk tahap finalisasi desain rekayasa dan keputusan investasi akhir (final investment decision/FID). 

Sementara perbaikan Kilang Cilacap dan pembangunan kilang baru di Tuban, Jawa Timur pada tahap Finalisasi skema ke depannya. Seperti diketahui, Pertamina mengerjakan enam proyek kilang sekaligus, baik unit baru maupun peningkatan kapasitas dan kualitas dari kilang yang ada. 

Pembangunan dua unit kilang baru di Tuban, Jawa Timur dan Bontang, Kalimantan Timur, serta perbaikan empat kilang eksisting yang tersebar di Balongan, Jawa Barat; Balikpapan, Kalimantan Timur; Dumai, Riau; serta Cilacap, Jawa Tengah. Dana yang dibutuhkan untuk merampungkan proyek ini sangat besar, yakni sekitar US$ 30 miliar.

Seluruh proyek kilang ini ditargetkan selesai pada 2025. Tepatnya, Kilang Balikpapan dan Balongan diproyeksikan selesai pada 2021, disusul Kilang Cilacap dan Tuban pada 2024, serta Kilang Bontang dan Kilang Dumai pada 2025. 

Meski kebutuhan investasi bakal melonjak tinggi, Arif menegaskan bahwa perseroan tidak atau belum akan menerbitkan surat utang (bond) global. Untuk memastikan seluruh proyek dapat didanai, pihaknya akan menggandeng mitra untuk menggarap proyek-proyek kilang. 

“[Proyek] yang sudah ada mitra, kami teruskan. Kalau juga masih ada yang berminat untuk yang lain, kami terbuka," tuturnya.

Namun, Pertamina disebutnya tidak akan menunda proyek kilang sampai mendapatkan mitra yang bisa diajak berbagi beban investasi. Untuk Proyek Kilang Balikpapan misalnya, perseroan terus melanjutkan pengerjaannya sembari membuka kesempatan bagi perusahaan yang berminat bergabung menjadi mitra. 

Hal yang sama juga terbuka bagi proyek kilang lainnya. Syaratnya, calon mitra harus menawarkan skema yang adil dan mau menanggung resiko bersama-sama. Selain itu, biaya untuk proyek kilang juga akan ditutup dengan project financing (PF). 

“Jenis investasi kilang biasanya dapat di-PF-kan mengingat nature dari penarikan dananya,” ujar Arif.

Di hulu, Pertamina akan membutuhkan tambahan investasi untuk mengelola blok-blok migas yang habis kontraknya. Mulai tahun depan, Pertamina memperoleh tambahan tujuh blok yakni Blok Mahakam, Tuban, Ogan Komering, North Sumatera Offshore, Tengah, Sanga-Sanga, dan South East Sumatera. Untuk Blok Mahakam saja, perseroan bakal mengeluarkan dana US$ 1,8 miliar.

Kilang Cilacap 

Sementara itu, Pertamina kini sedang merampungkan pembentukan perusahaan patungan (joint venture) dengan Saudi Aramco untuk proyek perbaikan dan peningkatan kapasitas Kilang Cilacap. Senior Vice President Refining Operation Pertamina Budi Santoso Syarif menuturkan, pembentukan JV membutuhkan pernyataan aset dari masing-masing perusahaan.

“Kami masih evaluasi seberapa jauh kami bisa memberikan aset joint dengan Saudi Aramco. Itu masih dikaji di kantor pusat,” kata dia.

Dijelaskannya, perhitungan aset ini diperlukan lantaran akan menentukan soal penyertaan modal ke perusahaan patungan. Sementara, aset-aset kilang sebenarnya bukan milik Pertamina, tetapi pemerintah. Sehingga, pihaknya harus berkoordinasi dengan pemerintah soal hal ini. Meski demikian, pihaknya bakal merampungkan masalah "JV tersebut pada tahun ini juga.

“Secepatnya, karena ini Saudi Aramco menunggu, jadi secepatnya kami selesaikan. Sepertinya tidak sampai pada 2018,” tutur Budi.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial mengatakan, Proyek Kilang Cilacap ini hatus dirampungkan. Pasalnya, dengan kapasitas sebesar 348 ribu barel per hari (bph), Kilang Cilacap berkontribusi 33% atau terbesar di Indonesia. Perbaikan dan peningkatan kapasitas Kilang Cilacap diharapkan bisa menekan biaya pokok produksi dan menaikkan kualitas produknya.

“Program ini untuk meningkatkan kapasitas yang tadinya 348 ribu bph ke depannya menjadi sekitar 400 ribu bph. Selain itu, memang Kilang Cilacap ini merupakan salah satu yang paling efisien di Indonesia,” kata dia.

Sebelumnya, Pertamina dan Saudi Aramco telah meneken perjanjian pembentukan perusahaan patungan untuk proyek peningkatan kapasitas dan kompleksitas (upgrading) Kilang Cilacap pada Desember tahun lalu. Keduanya menyepakati soal kepemilikan saham dimana Pertamina memegang 55% dan Saudi Aramco 45%.

Pasca upgrading, kapasitas pengolahan minyak mentah Kilang Cilacap akan naik dari 348 ribu bph menjadi 400 ribu bph. Selanjutnya, bakal ada tambahan produksi bensin (gasoline) 80 ribu bph, solar 60 ribu bph, dan avtur 40 ribu bph. Produksi bahan bakar naik signifikan lantaran kemampuan kilang mengolah minyak mentah menjadi produk jadi (NCI) naik dari 74% menjadi 92-98%.

Investor Daily, Page-9, Monday, Nov 13, 2017

The construction of Duri Duri Pipe Soon started

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) in cooperation with PT Pertamina Gas (Pertagas) will start construction of Duri-Dumai transmission pipeline with investment value of Rp 702 billion. Both have completed the signing of a working agreement Same construction of a 67 kilometer (km) pipeline.

The Duri-Dumai Pipeline Gas Development Cooperation Agreement was signed by Pertagas President Director Suko Hartono and Director of PGN Infrastructure and Technology Dilo Seno Widagdo (10/11). The signing was attended by Deputy of Energy Business, Logistics, Regions and Tourism Ministry of SOE Edwin Hidayat Abdullah.

In the joint operation (KSO), PGN controls 40% shares while Pertagas owns 60%. With this portion, the project investment worth US $ 52 million or equivalent to Rp 702 billion will be sourced from internal cash of each company.

With this agreement, KSO PT PGN and PT Pertagas at the same time signed the Agreement and Commitment to use Trans-Sumatra Trans-Sumatra Line owned by PT Hutama Karya (Persero) (HK). The plan, about 40 kilometers of pipeline will be on the Pekanbaru-Dumai toll lane which is currently in construction phase by HK.

According Dilo, synergy with HK is a company's efforts to accelerate the development process because most of the land has been released.

"Our target per October 1, 2018 natural gas has flow to customers in Dumai," he said in his official statement on Friday (10/11).

The gas to be piped to this pipeline comes from the Corridor Block managed by ConocoPhillips in South Sumatra. In addition, there will be additional gas from Bentu Block operated by PT Energi Mega Persada (EMP). The total gas supply that will flow into the transmission pipeline is about 200 million cubic feet per day (mmscfd).

Construction of 67 km long Duri-Dumai gas transmission pipeline will be implemented in 18 months. This transmission pipeline will be used to transport natural gas owned by Pertamina and PGN. Pertamina will use its gas to meet the needs of Dumai Refinery. While PGN will distribute the gas to meet the needs of customers both industry, commercial, small customers, and household.

At the same time, PGN is also working on the construction of a 56-km pipeline in Dumai, Riau. The project is targeted for completion (and starts delivering gas along with Duri-Dumai Pipelines, October 2018).

"The natural gas distribution pipeline project in Dumai has already begun, even its progress has now reached 40%," Dilo said.

Dilo said the development of natural gas distribution pipeline in Dumai aims to serve the needs of natural gas in Dumai City Region. The customers are both from the industrial, commercial, and household sectors. PGN is targeting potential customers in the Dumai region, such as Pelintung Industrial Area, Pelindo, and Lubuk Gaung Industrial Estate.

"Also a number of industries in the field of oleochemicals," Dilo said.

Three Cooperations

Not only with Pertagas and HK, PGN also signed a cooperation agreement with Perum Jasa Titta II and PT Energy Management Indonesia. Deputy for Energy, Logistics, Regions and Tourism Enterprises Ministry of State Enterprises Edwin Hidayat Abdullah appreciated the signing of the cooperation because it is in line with the boost of the Ministry of SOEs.

"The Ministry of SOEs wants SOEs to continue the government's goals and expectations for the realization of development synergy in order to achieve national economic progress," said Edwin.

One of the agreements signed is regarding the utilization of state-owned assets that exist between PGN and Perum Jasa Tirta II. In the framework of its operational activities, PGN utilizes PIT II land for planting gas pipes and facilities in Bekasi Kota, Bekasi and Karawang regencies.

According Dilo, SOE synergy action is one of the company's priorities in order to optimize resources and utilization of assets in the country. Moreover, this agreement is an extension of land use period over the previous agreement. Under this agreement, the period of lease of PJN II land by PGN will continue for the next five years, starting from June 2017 to June 2022.

"This is a real form of how BUMN can benefit from each other's facilities or assets so as to provide benefits for both parties and strengthen the value of each," said PJT II President Director Djoko Saputro.

PGN also signed two agreements with PT Energy Management Indonesia (Persero) (EMI). First. Cooperation Agreement on the Service of Energy Audit Provision at PGN Head Office. Second, Cooperation Agreement on Implementation Implementation of Installation of Energy Monitoring System on Main Building Building in Area of ​​Pagardewa Compressor Station in Pagardewa Village, Lubai Ulu Sub-district, Muara Enim District, South Sumatera.

"This energy monitoring system is important to provide an efficient and effective use of energy for building managers and management," Dilo said.

Meanwhile, PT EMI President Director Andreas Widodo appreciated this synergy.

"We look forward to contributing to energy efficiency that has an impact on increasing the protectivity of PGN," he said.

IN INDONESIA

Pembangunan Pipa Duri Dumai Segera mulai

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) bekerja sama dengan PT Pertamina Gas (Pertagas) akan mulai konstruksi pipa transmisi Duri-Dumai dengan nilai investasi Rp 702 miliar. Keduanya telah merampungkan penandatanganan perjanjian kerja Sama pembangunan pipa sepanjang 67 kilometer (km).

Perjanjian Kerja Sama Pembangunan Pipa Gas Bumi Ruas Duri-Dumai ini ditandatangani oleh Direktur Utama Pertagas Suko Hartono dan Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGN Dilo Seno Widagdo, kemarin (10/11).  Penandatanganan dihadiri oleh Deputi Bidang Usaha Energi, Logistik, Kawasan dan Pariwisata Kementerian BUMN Edwin Hidayat Abdullah.

Dalam kerja sama operasi (KSO) itu, PGN menguasai saham sebesar 40 % sedangkan Pertagas memiliki 60 %. Dengan porsi tersebut, investasi proyek senilai US$ 52 juta atau setara Rp 702 miliar akan bersumber dari kas internal masing-masing perusahaan.

Dengan kesepakatan tersebut, KSO PT PGN dan PT Pertagas sekaligus menandatangani Kesepakatan dan Komitmen Penggunaan JalurTol Trans Sumatera milik PT Hutama Karya (Persero) (HK). Rencananya, sekitar 40 kilometer jalur pipa akan berada pada jalur jalan tol Pekanbaru-Dumai yang saat ini sedang dalam fase konstruksi oleh HK.

Menurut Dilo, sinergi dengan HK ini merupakan upaya perusahaan untuk mempercepat proses pembangunan karena sebagian besar lahan sudah dibebaskan. 

“Target kami per 1 Oktober 2018 gas bumi sudah mengalir ke pelanggan di Dumai,” kata dia dalam keterangan resminya, Jumat (10/11).

Gas yang akan dialirkan ke pipa ini berasal dari Blok Corridor yang dikelola oleh ConocoPhillips di Sumatera Selatan. Selain itu, akan ada tambahan gas dari Blok Bentu yang dioperasikan oleh PT Energi Mega Persada (EMP). Total pasokan gas yang akan mengalir ke jaringan pipa transmisi tersebut sekitar 200 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ mmscfd).

Pembangunan pipa transmisi gas bumi Duri-Dumai sepanjang 67 km akan dilaksanakan dalam 18 bulan. Pipa transmisi ini akan digunakan untuk mengangkut gas bumi milik Pertamina dan PGN. Pertamina akan menggunakan gasnya untuk memenuhi kebutuhan Kilang Dumai. Sementara PGN akan menyalurkan gasnya guna memenuhi kebutuhan pelanggan baik industri, komersial, pelanggan kecil, dan rumah tangga.

Pada saat yang sama, PGN juga sedang mengerjakan pembangunan pipa distribusi sepanjang 56 km di Dumai, Riau. Proyek ini ditargetkan selesai (dan mulai mengalirkan gas bersamaan dengan Pipa Duri-Dumai, yakni Oktober 2018. 

“Proyek pipa distribusi gas bumi di Dumai sudah dimulai, bahkan progresnya saat ini sudah mencapai 40%,” kata Dilo.

Dilo mengatakan, pembangunan pipa distribusi gas bumi di Dumai ini bertujuan untuk melayani kebutuhan gas bumi di Wilayah Kota Dumai. Para pelanggan tersebut baik dari sektor industri, komersial, maupun rumah tangga. PGN sedang membidik sejumlah potensi calon pelanggan di wilayah Dumai, seperti Kawasan lndustri Pelintung, Pelindo, dan Kawasan Industri Lubuk Gaung. 

“Juga sejumlah industri di bidang oleochemical," ujar Dilo.

Tiga Kerja Sama

Tidak hanya dengan Pertagas dan HK, PGN juga meneken perjanjian kerja sama dengan Perum Jasa Titta II dan PT Energy Management Indonesia. Deputi Bidang Usaha Energi, Logistik, Kawasan dan Pariwisata Kementerian BUMN Edwin Hidayat Abdullah mengapresiasi penandatanganan kerja sama lantaran sejalan dengan dorongan Kementerian BUMN.

“Kementerian BUMN menginginkan agar perusahaan BUMN meneruskan tujuan dan harapan pemerintah untuk terwujudnya sinergitas pembangunan demi tercapainya kemajuan ekonomi secara nasional,” kata Edwin.

Salah satu kesepakatan yang ditandatangani adalah mengenai pemanfaatan aset BUMN yang terjalin antara PGN dan Perum Jasa Tirta II. Dalam rangka kegiatan operasionalnya, PGN memanfaatkan lahan PIT II untuk penanaman pipa gas dan fasilitasnya di daerah Kota Bekasi, Kabupaten Bekasi, dan Kabupaten Karawang.

Menurut Dilo, aksi sinergi BUMN ini menjadi Salah satu prioritas perusahaan dalam rangka mengoptimalkan sumber daya dan pemanfaatan aset di tanah air. Apalagi, perjanjian ini merupakan perpanjangan jangka waktu pemanfaatan lahan atas perjanjian sebelumnya. 

Dengan perjanjian ini, periode sewa lahan PJT II oleh PGN berlanjut selama lima tahun mendatang, terhitung sejak Juni 2017 sampai dengan Juni 2022.

“Ini bentuk nyata bagaimana di antara BUMN bisa saling memanfaatkan fasilitas atau aset dari masing-masing sehingga memberikan keuntungan bagi dua belah pihak dan memperkuat value dari masing-masing,” kata Direktur Utama PJT II Djoko Saputro.

PGN juga menandatangani dua perjanjian dengan PT Energy Management Indonesia (Persero) (EMI). Pertama. Perjanjian Kerja Sama Jasa Penyediaan Audit Energi di Kantor Pusat PGN. Kedua, Perjanjian Kerja Sama Jasa Implementasi Pemasangan Sistem Monitoring Energi pada Bangunan Utama Gedung di Area Stasiun Kompresor Pagardewa di Desa Pagardewa Kecamatan Lubai Ulu, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan.

“Sistem monitoring energi ini penting untuk memberikan gambaran pemakaian energi yang efektif dan efisien kepada pengelola dan manajemen gedung,” kata Dilo.

Sementara itu, Direktur Utama PT EMI Andreas Widodo mengapresiasi sinergi ini. 

“Kami berharap bisa berkontribusi pada efisiensi energi yang ujungnya berdampak pada peningkatan protitabilitas dari PGN,” tuturnya.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Nov 11, 2017

Pertamina Gets Ownership

PT Pertamina must anticipate the risk of managing oil and gas blocks that expire its contract period. Pertamina gets the privilege of managing 34 blocks that expire from 2018 to 2026. Pertamina decides six blocks to be taken starting next year.

"Business calculations should be considered. Not all blocks have to be taken. Pertamina can share the role of partnering with other companies as partners, share risks, as well as business portfolio, "said the lecturer at the Faculty of Earth and Energy Technology of Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, Friday (11/10) in Jakarta.

The Mahakam block in East Kalimantan, which is fully managed by Pertamina as of January 1, 2018, will serve as a benchmark for the company's ability to manage giant oil and gas blocks. However, he believes Pertamina is experienced enough to manage large blocks, as happened in the Offshore North West Java (ONWJ) Block off the north coast of West Java.

"If the oil and gas blocks out of contract period are not sufficiently attractive in business and future orientation, there is no need to be forced by Pertamina. This should be understood by the government not to give Pertamina a casual assignment, "said Pri Agung.

From 2018 to 2026, there will be 34 oil and gas blocks out of contract. This year there are four blocks whose expired contract period is ONWJ Block (already taken over by Pertamina since early January 2017), Lematang Block in South Sumatra, and Mahakam Block and Attaka Block in East Kalimantan.

The Mahakam Block

In 2018, there are eight oil and gas blocks whose contract expires. Of all these blocks, Pertamina has expressed interest in managing six blocks, namely South East Sumatra (Sumatra), Central Kalimantan (North Sumatra), North Sumatera Offshore (North Sumatera), Ogan Komering OJB (South Sumatra), Sanga- East), and Tuban Block (East Java).

Commercial aspects

According to Pertamina's Upstream Director Syamsu Alam, his team has reviewed the commercial aspects of the six blocks. From the results of the study, the six blocks have good prospects. It has submitted a proposal of management model to the Ministry of Energy and Mineral Resources.

"Like the Mahakam block, we also present what the management plan is. We are still waiting for a government response regarding the proposals we submitted for the six blocks, "said Syamsu.

In addition to continuing to manage the oil and gas blocks whose contracts are exhausted, Pertamina is also required to build new refineries and increase the capacity of the old refineries.

IN INDONESIA

Pertamina Dapat Hak

PT Pertamina harus mengantisipasi risiko pengelolaan blok-blok minyak dan gas bumi yang habis masa kontraknya. Pertamina mendapat hak istimewa mengelola 34 blok yang habis masa kontraknya, dari 2018 sampai 2026. Pertamina memutuskan enam blok akan diambil mulai tahun depan.

”Kalkulasi bisnis harus menjadi pertimbangan. Tidak harus semua blok itu diambil semua. Pertamina bisa berbagi peran menggandeng perusahaan lain sebagai mitra, berbagi risiko, sekaligus sebagai portofolio bisnis,” kata pengajar pada Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, Jumat (10/11), di Jakarta.

Blok Mahakam di Kalimantan Timur yang dikelola penuh Pertamina per 1 Januari 2018, akan menjadi acuan kemampuan perusahaan dalam mengelola blok-blok migas raksasa. Namun, ia meyakini Pertamina cukup berpengalaman mengelola blok-blok besar, seperti yang sudah terjadi pada Blok Offshore North West Java (ONWJ) di lepas pantai utara Jawa Barat.

”Jika blok-blok migas yang habis masa kontraknya tidak cukup menarik secara bisnis dan orientasi perusahaan ke depan, tidak perlu dipaksakan dikelola Pertamina. Ini yang harus dipahami pemerintah untuk tidak memberi penugasan begitu saja kepada Pertamina,” kata Pri Agung.

Mulai 2018 hingga 2026, akan ada 34 blok migas yang habis masa kontraknya. Tahun ini ada empat blok yang masa kontraknya kedaluwarsa, yaitu Blok ONWJ (sudah diambil alih Pertamina sejak awal Januari 2017), Blok Lematang di Sumatera Selatan, serta Blok Mahakam dan Blok Attaka di Kalimantan Timur.

Pada 2018, ada delapan blok migas yang kontraknya berakhir. Dari semua blok tersebut, Pertamina telah menyatakan minat mengelola enam blok, yaitu Blok South East Sumatera (Sumsel), Blok Tengah (Kaltim), North Sumatera Offshore (Sumut), Ogan Komering OJB (Sumsel), Blok Sanga-sanga (Kaltim), dan Blok Tuban (Jawa Timur).

Aspek komersial

Menurut Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam, timnya sudah mengkaji aspek komersial keenam blok itu. Dari hasil kajian, keenam blok tersebut memiliki prospek bagus. Pihaknya sudah menyampaikan proposal model pengelolaan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.

”Seperti Blok Mahakam, kami juga mempresentasikan rencana pengelolaannya seperti apa. Kami masih menunggu respons pemerintah terkait proposal yang kami serahkan untuk keenam blok tersebut,” kata Syamsu.

Selain harus melanjutkan pengelolaan blok-blok migas yang kontraknya habis, Pertamina juga wajib membangun kilang baru dan meningkatkan kapasitas kilang lama.

Kompas, Page-18, Saturday, November 11, 2017

ESDM Ministry Rejects Shell Incentive Request

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) rejected the incentive proposal from Shell Indonesia. The oil and gas contractor company requested an investment credit or additional 150% capital cost repayment and accelerated depreciation for two years for exploration activities of South Moa Island Block, Maluku.

Deputy Minister of EMR, Arcandra Tahar said, the government still questioned the balance of the proposal.

"We reject the incentive request, they want two years of depreciation, and 150% investment credit?" said Archandra at the Office of the ESDM Ministry on Friday (10/11).

Arcandra gives a reason, this refusal is done because Shell Indonesia is still in the stage to start exploration activities, let alone doing exploitation activities aka production plans. Just a note, South Moa Island Block is an offshore oil and gas working area. The location of South Moa Island block is in the depth of the waters between 1,500 meters to 2,700 meters.

In the process of exploration activities, Shell through Shell Island Moa Pte Ltd controls 100% stake in participation. The signing of his cooperation contract with the government has already taken place in May 2015. The agenda this year, Shell Indonesia has just conducted geological and geophysical studies in the working area.

"This has not been exploration has asked for incentives, how?" said Arcandra questioned.

IN INDONESIA

Kementerian ESDM Tolak Permintaan Insentif Shell

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menolak usulan insentif dari Shell Indonesia. Perusahaan kontraktor migas ini minta investment credit atau tambahan pengembalian biaya modal sebesar 150% dan percepatan depresiasi selama dua tahun untuk kegiatan eksplorasi Blok Pulau Moa Selatan, Maluku.

Wakil Menteri ESDM, Arcandra Tahar bilang, pemerintah masih mempertanyakan perimbangan usulan tersebut. 

"Kami menolak permintaan insentifnya. Mereka mau depresiasi dua tahun, terus investment credit 150% ?" kata Archandra di Kantor Kementerian ESDM, Jumat (10/11).

Arcandra memberikan alasan, penolakan ini dilakukan lantaran saat ini Shell Indonesia masih dalam tahap untuk memulai kegiatan eksplorasi, apalagi melakukan kegiatan eksploitasi alias rencana berproduksi. Sekadar catatan, Blok Pulau Moa Selatan merupakan Wilayah kerja minyak dan gas (migas) di lepas pantai. Lokasi blok Pulau Moa Selatan berada di kedalaman perairan antara 1.500 meter hingga 2.700 meter.

Dalam kegiatan proses eksplorasi tersebut, Shell melalui Shell Pulau Moa Pte Ltd menguasai 100% saham partisipasi. Adapun penandatanganan kontrak kerja samanya dengan pemerintah sudah berlangsung Mei 2015. Agendanya pada tahun ini, Shell Indonesia baru saja melakukan Studi geologi dan geofisika di wilayah kerja tersebut. 

"Ini belum eksplorasi sudah minta insentif, bagaimana caranya?" kata Arcandra mempertanyakan.

Kontan, Page-14, Saturday, November 11, 2017

DPD Oil and Gas Criticism in Madura

Member of Committee II of Regional Advisory Council of the Republic of Indonesia (DPD RI) East Java Ahmad Nawardi urges oil and gas companies operating on the island of Madura to absorb local labor.

The reason, so far oil and gas companies actually hire more workers from outside Madura. Even though there is, the local workforce is just a security force. That too the numbers are very small.

"Oil and gas companies should pay special attention to absorbing local labor. Because the unemployment rate in four districts in Madura is very large, "he said, Friday (10/11).

Chairman of East Java HKTI exemplify in Sampang regency, unemployment rate always increase. Central Bureau of Statistics (BPS) Sampang noted during the last three years high unemployment rate. In 2014, there are 8,469 people not working, by 2015 rising to 21,826 inhabitants.

Included also, in Pamekasan District. Unemployment rate is also still high. Based on data from the Central Bureau of Statistics (BPS), the working population is only 425,333 people.

"In fact, the total population reached 854,194 people," said Nawardi.

Even said Nawardi, in 2017, for Sumenep regency, the number of unemployed reached 200 thousand inhabitants. With the percentage or the total population reaches 900 thousand inhabitants.

"Whereas in all districts in Madura there are some oil and gas companies that are doing exploitation activities at some point of production because unable to absorb the local workforce, the contribution of oil and gas companies to increase the welfare of the community is questionable" said the former member of East Java DPRD.

According to Nawardi, the potential of Sumenep oil and gas for example, the majority located in the archipelago. Counted from Kangean Sumenep to Pagerungan Besar, Sapeken District. Kangean Sumenep block is now managed and explored by several multinational corporations engaged in the oil and gas mining industry. Such as PT Arco Bali North (ABN), PT Arco Blok Kangean (ABK), PT Beyond Petroleum Indonesia (BPI), and PT Energi Mega Persada (EMP).

"Other sources of oil and gas are located in Pulau Pagerungan Besar, Kecamatan Sapeken, Sumenep. This place produced 11.74 million barrels of oil and condensate and 947 million cubic feet of gas daily. If added with several other gas blocks, then Sumenep can supply 60 percent of East Java gas needs. It's great, "Nawardi said.

Citing data from the Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Nawardi said the total potential of Sumenep's oil and gas is about 6 trillion cubic feet, and can still be explored for up to 30 years.

"There are more than 10 oil and gas operators who have been, are and will manage several oil and gas blocks in Sumenep, such as Java Sea Trend, Masalembu Shell, British Petroleum, Mobile Oil, Arco Kangean, Amco Indonesia, Hudbay Oil International, Anadarko, Petronas Carigali , and Santos Oil, "Nawardi said.

IN INDONESIA

DPD Kritik Migas di Madura

Anggota Komite II Dewan Pertimbangan Daerah Republik Indonesia (DPD RI) Jawa Timur Ahmad Nawardi mendesak perusahaan migas yang beroperasi di Pulau Madura untuk menyerap tenaga kerja lokal.

Pasalnya, selama ini perusahaan migas justru lebih banyak mempekerjakan tenaga dari luar Madura. Sekalipun ada, tenaga kerja lokal hanya sebagai tenaga keamanan. Itupun angkanya sangat kecil.

“Perusahaan migas seharusnya memberikan perhatian khusus untuk menyerap tenaga kerja lokal. Karena angka pengangguran di empat kabupaten di Madura sangat besar,” katanya, Jumat(10/ 11).

Ketua HKTI Jatim tersebut mencontohkan di Kabupaten Sampang, angka pengangguran selalu mengalami kenaikan. Badan Pusat Statistik (BPS) Sampang mencatat selama tiga tahun terakhir angka pengangguran tinggi. Di tahun 2014, terdapat 8,469 orang tidak bekerja, tahun 2015 naik menjadi 21.826 jiwa.

Termasuk juga, di Kabupaten Pamekasan. Angka penggangguran juga masih tinggi. Berdasarkan data Badan Pusat Statistik (BPS), penduduk yang bekerja hanya 425.333 orang. 

“Padahal, total jumlah penduduk mencapai 854.194 jiwa,” tegas Nawardi.

Bahkan kata Nawardi, pada tahun 2017, untuk Kabupaten Sumenep, angka pengangguran mencapai 200 ribu jiwa. Dengan persentase atau jumlah penduduk mencapai 900 ribu jiwa. 

"Padahal di semua kabupaten di Madura ada beberapa perusahaan migas yang sedang melalukan kegiatan eksploitasi di beberapa titik produksi. Karena tidak mampu menyerap tenaga kerja lokal, maka kontribusi perusahaan migas terhadap peningkatan kesejahteraan masyarakat penting dipertanyakan" kata mantan anggota DPRD Jatim tersebut.

Menurut Nawardi, potensi migas Sumenep misalnya, mayoritas terletak di daerah kepulauan. Terhitung dari Blok Kangean Sumenep sampai Pagerungan Besar, Kecamatan Sapeken. Blok Kangean Sumenep sekarang dikelola dan dieksplorasi oleh beberapa korporasi multinasional yang bergerak di bidang industri pertambangan migas.  Seperti PT Arco Bali North (ABN), PT Arco Blok Kangean (ABK), PT Beyond Petroleum Indonesia (BPI), dan PT Energi Mega Persada (EMP).

“Sumber migas lainnya berada di Pulau Pagerungan Besar, Kecamatan Sapeken, Sumenep. Tempat ini menghasilkan 11,74 juta barel minyak dan kondensat serta 947 juta kaki kubik gas setiap hari. Jika ditambah dengan beberapa blok gas lainnya, maka Sumenep mampu mensuplai 60 persen kebutuhan gas Jawa Timur. Ini luar biasa,” kata Nawardi.

Mengutip data Direktorat Jenderal Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Nawardi menyebutkan, total potensi migas Sumenep sekitar 6 triliun kaki kubik, dan masih bisa dieskplorasi hingga 30 tahun ke depan.

“Sudah lebih dari 10 perusahaan operator migas yang telah, sedang, dan akan mengelola beberapa blok migas di Sumenep, seperti Trend Java Sea, Masalembu Shell, British Petroleum, Mobile Oil, Arco Kangean, Amco lndonesia, Hudbay Oil International, Anadarko, Petronas Carigali, dan Santos Oil,” kata Nawardi.

Memorandum, Page-11, Saturday, November 11, 2017