ConocoPhilips is Ready to Discuss Gas Supply to Singapore

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will stop the flow of gas to Singapore starting in 2023. Gas that normally flows to Singapore will be diverted entirely to domestic, especially in Sumatra.

The supply of natural gas that has been entering Singapore from the Suban Corridor Block is being worked on by ConocoPhillips. Later, gas from Sumatra can also be supplied to Java through the Gresik-Semarang-Cirebon-Jakarta pipeline. 

    So that there is equitable distribution of domestic gas utilization throughout Indonesia. ConocoPhillips Vice President Commercial and Business Development Taufik Ahmad admitted, ConocoPhillips needed to discuss in order to ascertain the government's plan.

"Later, we want to try to clarify, first discuss the context," said Taufik.

In accordance with the applicable gas sale and purchase agreement, the contract between Conoco and Singapore will expire in 2023. Unfortunately, Taufik does not know the volume of gas currently being distributed. What is clear, ConocoPhillips is not yet looking for potential buyers in the country.

Taufik said, they will discuss in advance with the Ministry of Energy and Mineral Resources about the plan to stop the gas supply to Singapore, even though the contract period is still long. In this company's record, domestic gas purchases are classified as high reaching 80%.

"Exports are already small, not up to 20%," said Taufik.

IN INDONESIA

ConocoPhilips Siap Diskusi Pasokan Gas Ke Singapura

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan menghentikan aliran gas ke Singapura mulai tahun 2023. Gas yang biasanya mengalir ke Singapura akan dialihkan seluruhnya untuk domestik, khususnya di Sumatra. 

Adapun pasokan gas bumi yang selama ini masuk ke Singapura dari Lapangan Suban Blok Corridor yang digarap ConocoPhillips. Nantinya, gas yang berasal dari Sumatra juga bisa disuplai ke Jawa melalui pipa Gresik-Semarang-Cirebon-Jakarta. Sehingga ada pemerataan pemanfaatan gas dalam negeri di seluruh Indonesia. 

Vice President Commercial and Business Development ConocoPhillips Taufik Ahmad mengaku, ConocoPhillips perlu berdiskusi demi memastikan rencana dari pemerintah tersebut. 

"Nanti mau coba klarifikasi, diskusi dulu konteksnya gimana," kata Taufik. 

Sesuai perjanjian jual beli gas yang berlaku, kontrak antara Conoco dengan Singapira akan berakhir tahun 2023 mendatang. Sayang, Taufik tidak mengetahui volume gas yang disalurkan saat ini. Yang jelas, pihak ConocoPhillips belum mencari potential buyer di dalam negeri. 

Taufik bilang, mereka akan berdiskusi terlebih dahulu dengan Kementerian ESDM atas rencana penghentian pasokan gas ke Singapura tersebut, meski waktu kontraknya masih panjang. Dalam catatan perusahaan ini, pembelian gas domestik tergolong tinggi mencapai 80%. 

"Ekspor sudah kecil, tidak sampai 20%," kata Taufik. 

Kontan, Page-14, Wednesday, Dec 4,  2019

Medco E&P Continues to Work on Increasing Oil and Gas Production

PT Medco E&P Indonesia Continues to strive to boost production. This subsidiary of PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) increases oil and gas exploration and exploitation activities in all work areas.

PT Medco E&P Indonesia's Vice President Relations & Security, Drajat Panjawi, said that currently he and SKK Migas have managed 14 oil and gas working areas. From that working area, Medco E&P was able to record total production with an average of 86,000 barrels of oil equivalent per day (boepd).

       Drajat said Medco E&P was able to maintain and even increase production in line with the integration of Ophir's operations. In May 2019, the Medco Group officially acquired Ophir Energy Plc, a UK-based energy company.

"This integration can confirm Medco E&P's position as a leading energy company in Southeast Asia," Drajat said.

Medco continues to increase oil and gas production to help sustain national energy security. Currently, Medco is working on two oil and gas production projects which will soon be completed. Both are Temelat projects with a projected production of 10 mmscfd and Buntal-5 with an estimated production of 45 mmscfd. 

     Medco targets the Temelat Field in the South Sumatra Block to produce in December 2019. For the Buntal-5 Field, Medco targets its construction to be completed in the first quarter of 2020.

IN INDONESIA

Medco E&P Terus Berupaya Menggenjct Produksi Migas

PT Medco E&P Indonesia Terus berupaya menggenjot produksi. Anak usaha PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) ini meningkatkan aktivitas eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi di semua Wilayah kerja. 

Vice President Relations & Security PT Medco E&P Indonesia, Drajat Panjawi, mengungkapkan saat ini pihaknya bersama SKK Migas telah mengelola 14 Wilayah kerja migas. Dari Wilayah kerja itu, Medco E&P mampu mencatatkan total produksi dengan rata-rata sebesar 86.000 barel setara minyak per hari (boepd). 

Drajat bilang, Medco E&P mampu mempertahankan, bahkan meningkatkan produksi seiring dengan terintegrasinya operasi Ophir. Pada Mei 2019, Grup Medco resmi mengakuisisi Ophir Energy Plc, perusahaan energi yang berbasis di Inggris. 

"Integrasi ini dapat menegaskan posisi Medco E&P sebagai perusahaan energi terkemuka di Asia Tenggara," kata Drajat.

Medco terus berupaya meningkatkan produksi migas untuk ikut menopang ketahanan energi nasional. Saat ini, Medco sedang menggarap dua proyek produksi migas yang akan segera rampung. Keduanya adalah proyek Temelat dengan proyeksi produksi 10 mmscfd dan Buntal-5 dengan estimasi produksi 45 mmscfd. 

     Medco menargetkan Lapangan Temelat di Blok South Sumatra bisa berproduksi pada Desember 2019. Untuk Lapangan Buntal-5, Medco menargetkan pembangunannya selesai pada kuartal I 2020.

Kontan, Page-14, Tuesday, Dec 3,  2019

The Natuna Sea Block A Project Gives Out the First Gas

One of the upstream oil and gas projects that can produce alias onstream next year is Bison, Iguana and Gajah-Puteri (BIG-P) in the Natuna Sea Block A. Working Area. The project, which is located in a block managed by Premier Oil, has distributed first gas on Thursday (11/28) last week.

the Natuna Sea Block A

The Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) said the project was successfully completed within two years with a total estimated investment value of US $ 325 million.

Gas reserves in the BIG-P project reached 93 billion cubic feet (bcf). Later, the gas will flow through the existing infrastructure at WK Natuna Sea Block A. Head of the SKK Migas Program and Communication Division, Wisnu P Taher, welcomed the additional gas production from the BIG-P project

"Production from the Bison field is around 15 mmscfd and from the Iguana field about 25 mmscfd. The Bison and Iguana well performance tests were successfully completed and in parallel the integrated gas flow test from the two wells at a combined flow rate of 40 mmscfd was also completed successfully," he said.

KUFPEC

Wisnu added, this was a concrete effort to continue to increase Indonesia's upstream oil and gas production. Premier Oil as the operator of WK Natuna Sea Block A has a stake of 28.67%, while the rest is owned by several parties namely KUFPEC, Pertamina, PTT and Petronas.

IN INDONESIA

Proyek Natuna Sea Block A Mengalirkan Gas Pertama

Salah satu proyek hulu migas yang bisa berproduksi alias onstream pada tahun depan adalah Bison, Iguana dan Gajah-Puteri (BIG-P) di Wilayah Kerja (WK) Natuna Sea Block A. Proyek yang berlokasi di blok yang dikelola oleh Premier Oil ini telah menyalurkan gas pertamanya pada Kamis (28/11) pekan lalu. 

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas) menyebutkan proyek tersebut berhasil rampung dalam kurun waktu dua tahun dengan total estimasi nilai investasi sebesar US$ 325 juta. 

Cadangan gas yang terdapat pada proyek BIG-P mencapai 93 bfillion cubic feet (bcf). Kelak, gas tersebut akan mengalir melalui infrastruktur existing di WK Natuna Sea Block A. Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas, Wisnu P Taher, menyambut baik adanya tambahan produksi gas dari proyek BIG-P.

"Produksi dari lapangan Bison sekitar 15 mmscfd dan dari lapangan Iguana sekitar 25 mmscfd. Uji kinerja sumur Bison dan Iguana berhasil diselesaikan dan secara paralel uji aliran gas terintegrasi dari kedua sumur pada laju alir gabungan 40 mmscfd juga diselesaikan dengan sukses," tutur dia.

Wisnu menambahkan, hal ini merupakan upaya konkret untuk terus meningkatkan produksi hulu migas Indonesia. Premier Oil selaku operator WK Natuna Sea Block A memiliki kepemilikan saham sebanyak 28,67%, sedangkan sisanya dimiliki beberapa pihak yaitu KUFPEC, Pertamina, PTT dan Petronas.

Kontan, Page-14, Tuesday, Dec 3,  2019

Next year, Pertamina Oil and Gas Production 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) targets oil and gas production from the oil and gas block it manages to reach 923 thousand barrels of oil equivalent per day (boepd) next year, or up slightly from this year's target of 922 thousand boepd.

Pertamina Upstream Director Dharmawan H Samsu said that the oil and gas production target next year of 923 thousand boepd consisted of oil production of 430 thousand barrels per day (BPD) and gas of 2,857 million cubic feet per har / mmscfd. 

      According to Pertamina's data, the company's oil production is recorded to rise 3.85% from this year's target of 414 thousand BPD, while gas production is down 2.92% from this year's target of 2,943 mmscfd.

"The target is planned to be obtained from the contribution of oil and gas production from Pertamina's upstream operations in the country amounting to 765 thousand boepd and 158 thousand boepd abroad," he said.

Meanwhile, until the end of this year, the company's oil and gas production is projected at 906 thousand boepd or 98.26% of the target. Specifically, the prognosis of oil production is in accordance with the target of 414 thousand BPD and 2,850 mmscfd or 96.84% of the target.

Dharmawan admitted that this year's oil and gas production was less than optimal due to rig procurement constraints. He said he must ensure that the same problem does not recur in order to pursue the 2020 oil and gas production target.

"It is heavy [with a production target of 923 thousand boepd] because we have to make sure drilling cannot be late. Yesterday we were late because there were no rigs, especially offshore rigs, "he said.

However, he is optimistic that the company's oil and gas production next year will be better. Because, only abroad, Pertamina's oil and gas production will improve. This is because Pertamina's team in Algeria has created a system so that compressor disruption that have an impact on oil and gas production performance this year do not re-occur. 

     So that the company's oil and gas production from foreign assets next year is targeted to increase 3.26% from the prognosis by the end of this year 153 thousand boepd to 158 thousand boepd. In particular, oil production is targeted to increase slightly from 105 thousand bpd to 107 thousand BPD, and gas production will increase from 276 mmscfd to 298 mmscfd.

"Next year's domestic production consists of 323 thousand bpd of oil and 2,559 mmscfd of gas," he said.

For information, the company's oil and gas block assets in the country are managed through its subsidiaries, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), and PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Director of Pertamina Hulu Energi Meidawati added that oil production from its assets in the next year is targeted at 84 thousand BPD and 822 mmscfd of gas. To achieve this target, his party will carry out drilling for the development of 51 wells and exploration of 6 wells, as well as the workover of 50 wells.

"The challenge going forward is fluctuations in oil prices because supply is greater than demand. Then, changes to the gas or LNG market have the potential the decline in gas prices globally, "She said.

Furthermore, Pertamina EP President Director Nanang Abdul Manaf targets the production of assets under management to be stable in 2020. To be precise, Pertamina EP oil production is still targeted at 85 thousand BPD and 965 mmscfd of gas as this year. This is due to a decrease in production in some oil and gas fields, which is offset by an increase in production in other fields.

To achieve the production target, the company plans to drill 108 development wells. In addition to the development well, he also plans to drill 10 exploration wells in 2020. Not only that, but he will also start producing (on stream) a number of oil and gas projects, including the Great Bamboo Field and Akasia Bagus which gives an additional production of around 4,300 BPD.

Investment increases next year, Pertamina budgeted upstream investment of US $ 3.7 billion of the company's total investment target of US $ 7.8 billion. This investment budget is up 53.5% from this year's prognosis of US $ 2.41 billion.

the Merakes Field - Sepinggan 

According to Dharmawan, one of the increases in upstream investment is due to the development of the Merakes Field, the East Sepinggan Block will begin in 2020. In this block, for information, Pertamina through PHE has a participating interest (PI) of 15%. While the operator of this block is ENI from Italy.

IN INDONESIA

Tahun Depan, Produksi Migas Pertamina 923 BOEPD

PT Pertamina (Persero) menargetkan produksi migas dari blok migas yang dikelolanya mencapai 923 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) pada tahun depan, atau naik sedikit dari target tahun ini sebesar 922 ribu boepd. 

Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu menuturkan, target produksi migas tahun depan sebesar 923 ribu boepd tersebut terdiri dari produksi minyak 430 ribu barel per hari (bph) dan gas 2.857 juta kaki kubik per har/mmscfd. Sesuai data Pertamina, produksi minyak perseroan tercatat naik 3,85% dari target tahun ini 414 ribu bph, sementara produksi gas turun 2,92% dari target tahun ini 2.943 mmscfd.

“Target tersebut rencananya akan didapatkan dari kontribusi produksi migas dari operasi hulu Pertamina di dalam negeri sebesar 765 ribu boepd dan luar negeri 158 ribu boepd,” kata dia.

Sementara itu, hingga akhir tahun ini, produksi migas perseroan diproyeksikan sebesar 906 ribu boepd atau 98,26% dari target. Rincinya, prognosa produksi minyak sesuai target 414 ribu bph dan gas 2.850 mmscfd atau 96,84% dari target. 

Diakui Dharmawan, produksi migas tahun ini kurang optimal lantaran kendala pengadaan rig. Pihaknya harus memastikan masalah yang sama tidak terulang agar bisa mengejar target produksi migas 2020. 

“Berat [target produksi 923 ribu boepd], karena kami harus pastikan drilling tidak boleh telat. Kemarin kami telat karena rig toidak ada, terutama rig offshore,” ujar dia. 

Meski demikian, pihaknya optimistis produksi migas perseroan tahun depan akan lebih baik. Pasalnya, di luar negeri saja, produksi migas Pertamina akan membaik. Hal ini mengingat tim Pertamina di Aljazair telah membuat sistem agar gangguan kompresor yang berdampak pada kinerja produksi migas tahun ini tidak kembali terjadi. 

      Sehingga produksi migas perseroan dari aset luar negeri pada tahun depan ditargetkan naik 3,26% dari prognosa akhir tahun ini 153 ribu boepd menjadi 158 ribu boepd. Rincinya, produksi minyak ditargetkan naik sedikit dari 105 ribu bph menjadi 107 ribu bph, serta produksi gas meningkat dari 276 mmscfd menjadi 298 mmscfd.

“Untuk produksi dalam negeri pada tahun depan terdiri dari minyak 323 ribu bph dan gas 2.559 mmscfd,” kata dia. 

Sebagai  informasi, aset blok migas perseroan di dalam negeri dikelola melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI), PT Pertamina EP (PEP), dan PT Pertamina EP Cepu (PEPC).

Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Meidawati menambahkan, produksi minyak dari asetnya di tahun depan ditargetkan sebesar 84 ribu bph dan gas 822 mmscfd. Untuk mencapai target tersebut, pihaknya akan melaksanakan pengeboran pengembangan 51 sumur dan eksplorasi 6 sumur, serta kerja ulang (workover) 50 sumur.

“Tantangan kedepan adalah fluktuasi harga minyak karena supply lebih besar dari demandnya. Kemudian, perubahan pasar gas atau LNG berpotensi penurunan harga gas secara global,” kata Meidawati.

Selanjutnya, Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf menargetkan produksi aset yang dikelolanya bakal stabil di 2020. Tepatnya, produksi minyak Pertamina EP tetap ditargetkan sebesar 85 ribu bph dan gas 965 mmscfd seperti pada tahun ini. Hal ini karena adanya penurunan produksi di beberapa lapangan migas, yang diimbangi kenaikan produksi di lapangan lainnya. 

Untuk mencapai target produksi tersebut, pihaknya berencana mengebor 108 sumur pengembangan. Selain sumur pengembangan, pihaknya juga berencana mengebor 10 sumur eksplorasi di 2020. Tidak hanya itu, pihaknya juga akan mulai memproduksikan (on stream) beberapa proyek migas, diantaranya Lapangan Bambu Besar dan Akasia Bagus yang memberi tambahan produksi sekitar 4.300 bph. 

Investasi meningkat pada tahun depan, Pertamina menganggarkan investasi hulu sebesar US$ 3,7 miliar dari total target investasi perseroan US$ 7,8 miliar. Anggaran investasi ini naik 53,5% dari prognosa tahun ini US$ 2,41 miliar.

Menurut Dharmawan, kenaikan investasi hulu salah satunya lantaran pengembangan Lapangan Merakes, Blok East Sepinggan akan dimulai di 2020. Di blok ini, sebagasi informasi, Pertamina melalui PHE memiliki hak partisipasi (participating interest/PI) sebesar 15%. Sementara operator blok ini adalah ENI dari Italia.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Dec 3,  2019

Luhut Urges Implementation of EOR

The government is looking for loopholes to increase national oil and gas production by encouraging advanced or enhanced oil depletion projects oil recovery (EOR). The Coordinating Minister for Maritime and Investment Luhut Binsar Pandjaitan brought together oil and gas sector stakeholders to ensure that this advanced oil drainage project took place.

Luhut Binsar Pandjaitan

Not only the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) and the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), Luhut also summoned the 10 largest oil and gas producers in Indonesia. Luhut said oil and gas producers would identify steps to increase national oil production. According to him, when the decline in natural oil and gas production, efforts to drain 1.6 billion barrels of oil could revive the industry.

"I ask them to immediately make plans on how to use EOR, so that our production can be 1 million barrels per day [BPD in the next few years," he said, at the Office of the Maritime and Investment Coordinating Ministry.

Efforts to increase oil and gas production become a necessity to cut oil and gas lifting gap with the target in the state budget. Although EOR is a solution to increase production, it also encourages efforts to find new oil and gas reserves.

"So all of us identified which EORs could be. There are no special requests from them. But later they will follow up on this EOR, "he added.

Based on SKK Migas data, oil production was recorded at 748,000 barrels of oil per day (BPD) and natural gas at 7,200 mmscfd as of October 2019. Looking at the realization of oil and gas production performance depicted a total decline of approximately 5% compared to last year's production. Luhut also instructed PT Pertamina to seriously work on the EOR program.

The reason is that Pertamina has at least eight EOR programs that are projected to operate the fastest in 2023. Pertamina, through its subsidiary PT Pertamina EP, is carrying out eight EOR drainage projects. The project includes EOR activities in the field, namely Tanjung, Sukowati, Rantau, Sago, Ramba, Jirak, Limau, and Jatibarang.

Acting Director-General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Djoko Siswanto said the focus of the meeting with the Coordinating Minister for Maritime and Investment focused on efforts to increase oil and gas production.

"Earlier also mentioned about the exploration that was carried out continuously, although waiting 5 years or 10 years," he said. Djokomen added to increase oil and gas production, the EOR program was also accelerated. Later, to deepen the rolling EOR program, a coordination meeting will be held again on 25 January.

IN INDONESIA

Luhut Desak Penerapan EOR

Pemerintah mencari celah peningkatan produksi minyak dan gas bumi nasional dengan mendorong proyek pengurasan minyak tahap lanjut atau enhanced oil recovery (EOR). Menteri Koordinator Maritim dan Investasi Luhut Binsar Pandjaitan mengumpulkan pemangku kepentingan sektor migas untuk memastikan proyek pengurasan minyak tahap lanjut ini berlangsung. 

Tidak hanya Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Luhut juga memanggil 10 produsen migas terbesar yang ada di Indonesia. 

     Luhut mengatakan, para produsen migas akan mengidentifikasi langkah meningkatkan produksi siap jual (lifting) minyak nasional. Menurutnya, di saat penurunan produksi migas alami, upaya pengurasan 1,6 miliar barel minyak dapat kembali menggairahkan industri ini. 

“Saya minta pada mereka, untuk segera membuat perencanaan bagaimana menggunakan EOR, agar produksi kita bisa 1 juta barel per hari [BPH] beberapa tahun ke depan,” katanya, di Kantor Kemenko Maritim dan Investasi.

Upaya peningkatan produksi migas menjadi keniscayaan untuk memangkas gap lifting migas dengan target dalam APBN. Meski EOR menjadi solusi peningkatan produksi, pihaknya juga mendorong adanya upaya pencarian cadangan migas baru. 

“Jadi semua kami identifikasi mana saja EOR yang bisa. Tidak ada permintaan khusus dari mereka. Tapi nanti mereka akan follow up soal EOR ini,” tambahnya.

Berdasarkan data SKK Migas, produksi minyak tercatat 748.000 barel minyak per hari (bph) dan gas bumi 7.200 mmscfd per Oktober 2019. Melihat realisasi kinerja produksi migas menggambarkan penurunan secara total kurang lebih 5% dibandingkan dengan produksi tahun lalu. Luhut pun menginstruksikan kepada PT Pertamina untuk serius mengerjakan program EOR. 

Pasalnya, Pertamina setidaknya memiliki delapan program EOR yang diproyeksi beroperasi paling cepat pada 2023. Pertamina, melalui anak usahanya PT Pertamina EP, menggelar delapan proyek pengurasan EOR. Proyek tersebut meliputi kegiatan EOR di lapangan yaitu Tanjung, Sukowati, Rantau, Sago, Ramba, Jirak, Limau, dan Jatibarang. 

Pelaksana Tugas Dirjen Migas Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan fokus rapat dengan Menteri Koordinator Maritim dan Investasi menitik-beratkan pada upaya peningkatan produksi migas.

“Tadi disinggung juga tentang eksplorasi yang dilakukan terus, meski tunggu 5 tahun atau 10 tahun,” katanya. Djokomenambahkan untuk meningkatkan produksi migas, program EOR juga dikebut. Nantinya, untuk memperdalam program EOR yang sudah bergulir, akan kembali diadakan rapat koordinasi pada 25 Januari mendatang.

Bisnis Indonesia, Page-24, Tuesday, Dec 3,  2019

Tuban Refinery Claims The Most Advanced in the World

With an investment of more than 15 million US dollars, the Indonesia-Russia joint venture Grass Root Refinery (GRR) oil refineries in Wadung Village, Kaliuntu Village, and Sumurgeng Village, Jenu District, are claimed to be one of the most sophisticated refineries in the world. 

the Indonesia-Russia joint venture Grass Root Refinery (GRR)

     Pertamina stated that because the Tuban refinery was a joint venture project with Russia which was worth a large investment. The oil refinery was built in collaboration with Pertamina and Rosneft Russia. This national project was built on 821 hectares of land.

Nicke Widyawati

"The GRR investment value is around US $ 15 billion. This is one of the most sophisticated refineries in the world," said Pertamina's Managing Director. Nicke Widyawati when reviewing restorque of coastal land, Sunday [1/12).

Nicke explained, if it was operational in 2026, the refinery could supply quality Bahan Bakar Gas (BBM), LPG and Petrochemicals to meet domestic needs. The existence of the refinery will also have an impact on the surrounding community. 

    The construction of the refinery will also use 35 percent of the domestic component level [TKDN]. The number of workers needed during construction was as many as 20,000 people. Whereas when the refinery operates, it will require 2,500 workers.

"This refinery will certainly increase the supply of fuel, and for workers, it will certainly have an impact," he explained.

Just to note that the land needed for the Pertamina-Rosneft refinery is around 821 hectares, consisting of 384 hectares of residents' land. Ministry of Environment and Forestry (KLHK) 328 hectares, and Perhutani land 109 hectares.

IN INDONESIA

Kilang Tuban Diklaim Tercanggih Di Dunia

Dengan nilai investasi melebihi 15 juta dolar AS, kilang minyak Grass Root Refinery (GRR) patungan Indonesia-Rusia di Desa Wadung, Desa Kaliuntu, dan Desa Sumurgeng, Kecamatan Jenu, diklaim merupakan salah satu kilang tercanggih di dunia. 

     Pertamina menyatakan itu karena kilang Tuban merupakan proyek patungan bersama Rusia yang bernilai investasi besar. Kilang minyak tersebut memang dibangun atas kerjasama antara Pertamina dan Rosneft Rusia. Proyek nasional ini dibangaun di atas lahan seluas 821 hektare. 

"Nilai investasi GRR ini sekitar 15 miliar dolar AS. Ini salah satu kilang tercanggih di dunia," kata Direktur Utama Pertamina. Nicke Widyawati saat meninjau restorasi lahan pantai, Minggu [1/12).

Nicke menjelaskan, jika sudah beroperasi pada 2026, kilang itu bisa memasok Baham Bakar Gas (BBM), LPG dan Petrokimia berkualitas untuk memenuhi kebutuhan dalam, negeri. Keberadaan kilang itu juga akan membawa dampak bagi masyarakat sekitar. 

    Pembangunan kilang tersebut juga akan menggunakan 35 persen tingkat komponen dalam negeri [TKDN]. Jumlah tenaga kerja yang dibutuhkan saat konstruksi itu sebanyak 20.000 orang. Sedangkan saat kilang beroperasi nanti akan membutuhkan 2.500 pekerja.

"Kilang ini tentu akan menambah pasokan BBM, dan untuk tenaga kerja tentu sangat berdampak," terangnya.

Sekadar diketahui lahan yang dibutuhkan untuk kilang Pertamina-Rosneft yaitu seluas kurang lebih 821 hektare, terdiri atas Iahan warga 384 hektare. Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK ) 328 hektare, dan lahan Perhutani 109 hektare.

Surya, Page-15, Monday, Dec 2,  2019

The government does not resume gas exports to Singapore

The government will not continue the gas sales contract to Singapore after the current contract expires in 2023. The gas supply from the Corridor Block will be used to meet domestic gas needs. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arifin Tasrif said the government was intensively building gas transmission pipelines in Sumatra, Java, and Kalimantan to increase domestic gas distribution. 

the Corridor Block

      The plan is for the government to connect the gas pipeline from the northern tip of Sumatra Island to the east end of Java Island. Therefore, gas supplies in this region will be channeled through the pipeline, including gas from the Corridor Block which is exported to Singapore.

"So, we have a lot of gas in Sumatra. Supply to Singapore will run out in 2023, we will pull into the country, "he said in Jakarta.

Later, the gas supply which has been exported to Singapore will be diverted to the Duri-Dumai Regional pipeline. In addition, the gas supply also comes from other gas wells in Sumatra. Currently, an assessment is being conducted to purchase gas.

"We have approached some of the wells so that we can connect the pipes from Dumai," he said.

For information, gas exports to Singapore so far have been through a pipeline managed by PT Transportasi Gas Indonesia (TGI) which runs from the Corridor Block to Duri Field, North Sumatra, and Singapore. While the Duri-Dumai Pipe built by PT Pertagas connects Duri Meter Station to Dumai Refinery Unit II. Currently, the Duri-Dumai pipeline supplies gas from the Corridor, Bentu, and Jambi Merang Blocks.

SKK Migas

For gas exports, referring to data from the Special Task Force for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), recorded at 714.26 million cubic feet per day / MMSCFD until the end of last September. This realization was lower than the contract of 814.43 mmscfd. Gas exports through this pipeline are to Singapore and Malaysia. 

Arifin Tasrif

     Arifin added, the transmission pipeline in Sumatra will also be connected to the gas pipeline in Java. Thus, the existing gas supply can also be channeled to Java.

"We will connect Belawan-Aceh, Sumatra-Java, then later to the Cirebon-Gresik area. So, [gas field] ConocoPhilips, Sakakemang, and Jambaran-Tiung Biru can be connected, "he explained.

Jambaran-Tiung Biru

South Sumatra and West Java are now connected to the South Sumatra West Java (SSWJ) Pipe. Furthermore, Pertagas is building the Gresik-Semarang Pipe which is targeted to start operating next year. So, the pipe sections that have not been worked on are from Semarang to Cirebon, to West Java.

Regarding gas sources, the Jambaran-Tiung Biru Field Unitization Project is targeted to start operating in 2021 with gas production of 192 mmscfd. While the Sakakemang Block is still in the exploration stage and is expected to produce gas by 2022. On the island of Kalimantan the government plans to build a Trans-Kalimantan pipeline. 

     Apart from oil and gas blocks that are already in production, the gas supply for Kalimantan can also come from the East Natuna Block. Although the carbon dioxide content (CO2) in this block reaches 70%, technically, he is optimistic that this block can be developed.

Natuna Blok D Alfa (East Natuna)

"We see the potential of Natuna Blok D Alfa (East Natuna) is very large and can be pulled up to Pontianak to the south of Kalimantan," he said.

As is known, the East Natuna Block gas reserves are estimated at 222 trillion cubic feet. But the carbon dioxide content is also very high, reaching 72%, so that only 46 trillion cubic feet can be taken. The government prioritizes gas production to meet domestic needs.

Referring to SKK Migas data, domestic gas purchases continue to increase every year. In 2003, domestic gas purchases were recorded at only 1,480 BBTUD. Since 2009, the use of gas in the country has jumped to 3,323 BBTUD and continues to increase. Now, until last September, gas absorption domestic production reached 4,013.67 BBTUD or 65.76% of the total lifting gas of 6,103.26 BBTUD.

IN INDONESIA

Pemerintah Tidak Lanjutkan Ekspor Gas ke Singapura

Pemerintah tidak akan melanjutkan kontrak penjualan gas ke Singapura setelah kontrak yang berlaku saat ini berakhir pada 2023. Pasokan gas yang berasal dari Blok Corridor ini akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mengatakan, pemerintah tengah gencar membangun pipa transmisi gas di Sumatera, Jawa, dan Kalimantan untuk meningkatkan penyaluran gas domestik. 

     Rencananya, pemerintah akan menyambungkan pipa gas dari ujung utara Pulau Sumatera hingga ujung timur Pulau Jawa. Karenanya, pasokan gas yang berada di wilayah ini akan dialirkan melalui pipa tersebut, termasuk gas dari Blok Corridor yang diekspor ke Singapura. 

“Jadi, gas kita kan banyak di Sumatera. Supply ke Singapura akan habis di 2023, kami akan tarik ke dalam negeri,” kata dia di Jakarta.

Nantinya, pasokan gas yang selama ini diekspor ke Singapura akan dialihkan ke pipa Daerah Duri-Dumai. Selain itu, pasokan gas juga berasal dari sumur gas lain yang ada di Sumatera. Saat ini sedang dilakukan penjajakan untuk pembelian gas. 

“Beberapa sumur sudah kami lakukan pendekatan untuk alokasi sehingga bisa menyambung pipa dari Dumai,” tuturnya. 

Sebagai informasi, ekspor gas ke Singapura selama ini melalui pipa yang dikelola oleh PT Transportasi Gas Indonesia (TGI) yang terbentang dari Blok Corridor ke Lapangan Duri, Sumatera Utara dan Singapura. Sementara Pipa Duri-Dumai yang dibangun PT Pertagas menghubungkan Duri Meter Station hingga Kilang Unit II Dumai. Saat ini, Pipa Duri-Dumai mengalirkan gas dari Blok Corridor, Bentu, dan Jambi Merang.

Untuk ekspor gas, mengacu data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), tercatat sebesar 714,26 juta kaki kubik per hari/MMSCFD hingga akhir September lalu. Realisasi ini lebih rendah dari kontrak yang sebesar 814,43 mmscfd. Ekspor gas melalui pipa ini yakni ke Singapura dan Malaysia. 

    Arifin menambahkan, pipa transmisi di Sumatera ini juga akan disambungkan dengan pipa gas di Pulau Jawa.  Sehingga, pasokan gas yang ada juga dapat dialirkan hingga ke Jawa.

“Kami akan sambungkan Belawan-Aceh, Sumatera-Jawa, setelah itu nanti ke daerah Cirebon-Gresik. Sehingga, [lapangan gas] ConocoPhilips, Sakakemang, dan Jambaran-Tiung Biru bisa tersambung,” jelasnya. 

Sumatera Selatan dan Jawa Barat saat ini sudah tersambung dengan Pipa South Sumatera West Java (SSWJ). Selanjutnya, Pertagas sedang membangun Pipa Gresik-Semarang yang ditargetkan mulai beroperasi pada tahun depan. Sehingga, ruas pipa yang belum dikerjakan adalah dari Semarang ke Cirebon, hingga Jawa Barat. 

Terkait sumber gas, Proyek Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru ditargetkan mulai beroperasi pada 2021 dengan produksi gas 192 mmscfd. Sementara Blok Sakakemang kini masih tahap eksplorasi dan diharapkan bisa menghasilkan gas pada 2022. Di Pulau Kalimantan pemerintah berencana membangun Pipa Trans-kalimantan. 

     Selain dari blok migas yang sudah berproduksi, pasokan gas untuk Kalimantan juga dapat berasal dari Blok East Natuna. Meski kandungan karbondioksia (CO2) di blok ini mencapai 70%, secara teknis, dia optimis blok ini dapat dikembangkan.

“Kami melihat potensi Natuna Blok D Alfa (East Natuna) sangat besar dan bisa ditarik sampai Pontianak menuju ke selatan kalimantan,” ujarnya.

Seperti diketahui, cadangan gas Blok East Natuna diperkirakan mencapai 222 triliun kaki kubik. Namun kandungan karbondioksidanya juga sangat tinggi, yaitu mencapai 72%, sehingga hanya 46 triliun kaki kubik saja yang dapat diambil. Pemerintah memprioritaskan produksi gas untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. 

Mengacu data SKK Migas, pembelian gas domestik terus meningkat setiap tahunnya. Pada 2003, pembelian gas dalam negeri tercatat hanya 1.480 BBTUD. Sejak 2009, pemanfaatan gas di dalam negeri ini melonjak hingga mencapai 3.323 BBTUD dan terus meningkat. Kini, hingga September lalu, serapan gas

domestik mencapai 4.013,67 BBTUD atau 65,76% dari total lifting gas 6.103,26 BBTUD.

Investor Daily, Page-9, Monday, Dec 2,  2019

Strengthening Shipping Business, Pertamina Teams Up with Japanese Companies

PT Pertamina (Persero) is working with the oldest and largest shipping company in the world from Japan, namely Nippon Yusen Kaisha (NYK), to strengthen its international oil shipping business. 

Nippon Yusen Kaisha (NYK)

    PT Pertamina International Shipping (PIS), a subsidiary of Pertamina, and NYK have signed a memorandum of understanding (memonradum of understanding / MoU). The cooperation agreement covers the ownership and management of the ship.

PT Pertamina International Shipping (PIS)

Pertamina Logistics, Supply Chain and Infrastructure Director Gandhi Sriwidodo said the collaboration with NYK was related to ship management. Because the shipping business in question is for oil transportation abroad. This is because NYK has large size vessels, around 17,500-120 thousand metric tons.

"If we have a need, and they have it too, can work together. This is just as needed, "he said in Jakarta. This international oil trading can be from Saudi Arabia to the Philippines or Singapore, and other destinations.

Gandhi added that this collaboration was the beginning of the independence of PT PIS as a subsidiary of Pertamina engaged in the energy transportation business. According to him in the future PT PIS must have good ship management and its own shipping fleet to support Pertamina's overall business activities.

"This collaboration can also be a place to share knowledge and experience on how to have professional ship management," he said.

In his official statement, President Director of PT PIS Tafkir explained, this collaboration was carried out with the main consideration to increase added value creation for the company so as to increase the capabilities and capabilities of PT PIS in ship management.

"We consider NYK to be a suitable partner and meet the requirements for our needs. This is a shortcut for us. "The partnership strategy will make us a world-class company as expected by Pertamina's stakeholders and top management," said Tafkir.

Not only in terms of ship management, PT PIS and NYK will also collaborate in the field of liquefied natural gas / LNG projects, such as the Floating Storage and Regasification Unit / FSRU facility and other projects. Meanwhile, Chief Executive of Energy of the Japanese NYK Division Akira Kono said the signing of the MoU would strengthen the fabric of cooperation and become a trigger for other cooperation in the future, particularly in the field of energy transportation.

"We believe, we can provide a reliable shipping service for Pertamina's growth," he said.

At present, explained Gandhi, vessels owned by Pertamina are still around 30% of the total fleet. The ownership of this ship is in accordance with developments to meet the needs of fuel oil (BBM) and domestic crude oil. With the company began to buy crude oil owned by oil and gas companies operating in Indonesia, the needs of the company's vessels are also increasing.

"If crude (crude oil) must be transported, ship needs will automatically increase. Previously, domestic crude was exported, now it is bought, "said Gandhi.

It targets, in 2026, ownership of this ship will rise to 50% and adjusted to budget requirements. According to him, the vessels used for transportation of fuel and crude oil do not have to be entirely owned by the company.

"The 50% target is Pertamina's control, whether equity or cooperation with the concept of BOT (Built, Operate, Transfer)," he added.

IN INDONESIA

Perkuat Bisnis Pengapalan, Pertamina Gandeng Perusahaan Jepang

PT Pertamina (Persero) bekerja sama dengan perusahaan pengapalan tertua dan terbesar di dunia asal Jepang, yakni Nippon Yusen Kaisha (NYK), untuk memperkuat bisnis pengapalan minyak internasionalnya. PT Pertamina International Shipping (PIS), anak usaha Pertamina, dan NYK telah menandatangani nota kesepahaman (memonradum of understanding/MoU). Penjanjian kerja sama meliputi kepemilikan sekaligus pengelolaan kapal. 

Direktur Logistik, Supply Chain dan Infrastruktur Pertamina Gandhi Sriwidodo mengatakan, kerja sama dengan NYK ini terkait manajemen kapal. Pasalnya, bisnis pengapalan yang dimaksud yakni untuk pengangkutan minyak di luar negeri. Hal ini mengingat NYK memiliki kapal ukuran besar, sekitar 17.500-120 ribu metrik ton.

“Kalau kami ada kebutuhan, dan mereka punya juga, bisa kerja sama. Ini sesuai kebutuhan saja,” kata dia di Jakarta. Trading minyak internasional ini bisa dari Arab saudi ke Filipina atau Singapura, dan tujuan lain.

Gandhi menambahkan kerja sama ini merupakan awal dari kemandirian PT PIS sebagai anak perusahaan Pertamina yang bergerak dalam bisnis transportasi energi. Menurutnya ke depannya PT PIS harus memiliki manajemen kapal yang baik serta armada perkapalan sendiri untuk mendukung aktivitas bisnis Pertamina secara keseluruhan.

“Kolaborasi ini juga bisa menjadi tempat untuk berbagi pengetahuan dan pengalaman tentang bagaimana memiliki ship management yang profesional,” ujarnya. 

Dalam keterangan resminya, Presiden Direktur PT PIS Tafkir menjelaskan, kolaborasi ini dilakukan dengan pertimbangan utama untuk meningkatkan added value creation bagi perusahaan sehingga dapat meningkatkan kapabilitas serta kemampuan PT PIS dalam pengelolaan kapal. 

“Kami menilai NYK merupakan calon partner yang cocok dan memenuhi persyaratan untuk kebutuhan kami. Ini adalah shortcut bagi kami. Strategi partnership akan menjadikan kami sebagai salah satu world class company seperti yang diharapkan stakeholders dan top management Pertamina,” jelas Tafkir.

Tidak hanya dalam hal pengelolaan kapal, PT PIS dan NYK juga akan melakukan kerja sama di bidang proyek gas alam cair/LNG, seperti fasilitas Floating Storage and Regasification Unit/FSRU maupun proyek lainnya. Sementara itu, Chief Executive of Energy Divisi NYK Jepang Akira Kono mengatakan, penandatanganan MoU tersebut akan memperkuat jalinan kerja sama serta menjadi pemacu untuk kerja sama lainnya di masa mendatang, khususnya di bidang transportasi energi. 

“Kami percaya, kami dapat memberikan shipping service yang reliable untuk pertumbuhan Pertamina,” ujarnya. 

Saat ini, jelas Gandhi, kapal yang dimiliki Pertamina masih sekitar 30% dari total armada. Kepemilikan kapal ini sesuai dengan perkembangan untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak (BBM) dan minyak mentah dalam negeri. Dengan perseroan mulai membeli  minyak mentah milik perusahaan migas yang beroperasi di Indonesia, kebutuhan kapal perseroan juga meningkat.

“Kalau crude (minyak mentah) kan harus diangkut, otomatis kebutuhan kapalnya naik. Kalau dulu crude domestik diekspor, sekarang kan dibeli,” kata Gandhi. 

Pihaknya menargetkan, pada 2026, kepemilikan kapal ini akan naik menjadi 50% dan disesuaikan dengan kebutuhan anggaran. Menurutnya, kapal yang digunakan untuk transpor tasi BBM dan minyak mentah tidak harus seluruhnya dimiliki perusahaan. 

“Target 50% itu itu penguasaan Pertamina, apakah equity atau kerja sama dengan konsep BOT (Built, Operate, Transfer),” tambahnya.

Investor Daily, Page-9, Monday, Dec 2,  2019