Oil Not Free from oversupply Issues

Iran has the potential to increase production to 3.8 million barrels per day

In the middle of a deal cut production by oil-exporting countries (OPEC), still no indication of a flood of supply in the market. Understandably, non-OPEC countries such as Iran but to increase oil production. This makes oil prices depressed. According to Bloomberg, Monday (9/1) at 15:26 pm, the price of WTI oil contracts in February 2017 delivery on the New York Mercantile Exchange fell 0.54% to US $ 53.70 per barrel compared to the previous day.

But last week, oil prices still rose 2.62%. Nana Wahyudi, Finex Futures analyst, said the price correction caused by market concerns to Iran increased exports. Not long ago Iran to sell 13 million barrels of oil in tankers at sea.

Countries not involved in the deal that OPEC production cuts also intend, to increase production from 3.7 million barrels per day in October 2016 to 3.8, million barrel in the month of January. Iran's attitude made the market worried.

Deddy Yusuf Siregar, Asia Tradepoint Futures analyst, adding, among oil-producing countries that are not involved in the deal cutback in production, such as Libya and Nigeria, Iran is most likely to increase production. Even Iran can be driven daily production to 4 million barrels per day. If that happens will disrupt the stability of oil prices. In fact, last weekend, Saudi Arabia and Kuwait sure going to start cutting production. Saudi Arabia cut production by 486,000 barrels per day.

Kuwait also reduce the production of 2.89 barrels per day to 2.7 million barrels per day. Not only that, the United States (US) also increase the number of rigs. According to Baker Hughes Inc., the US has added more than 100 rigs since late September. The movement of the dollar movements of crude oil prices this week will also be influenced by the statement the US central bank officials. The plan, on Thursday (19/1) night in America, the Fed Governor Janet Yellen will issue a statement ahead of the meeting of the Federal Open Market Committee (FOMC).

If Yellen alluded to rising interest rates, then the US dollar will strengthen. Meanwhile, commodity prices will be depressed. Deddy added, market participants are also awaiting the inauguration of US President-elect Donald Trump on January 20 next. After the official inauguration will only be known direction of US policy. Ahead of the inauguration, the possibility of oil prices will be in the range of US $ 52-US $ 55 per barrel.

From the technical side, Deddy see rolling oil above the moving average (MA) 50, MA 100 and MA 200. Stochastic at level 51, level 59 in the RSI and MACD in positive area level 1.1. Technical indicators indicate strengthening price. Today (10/1), Deddy projection, oil prices rose limited at US $ 54.47 ~ US $ 52.80 per barrel. Nana predict, oil prices today rose at ~ US $ 52.70 US $ 54.69 and move in the range of US $ 51-US $ 56 per barrel next week

IN INDONESIAN

Minyak Belum Bebas dari Isu Oversupply

Iran berpotensi menaikkan produksi menjadi 3,8 juta  barel per hari

Di tengah kesepakatan pemangkasan produksi oleh negara-negara pengekspor minyak (OPEC), masih ada indikasi banjir pasokan di pasar. Maklum, negara non OPEC seperti Iran tetap menaikkan produksi minyak. Hal tersebut membuat harga minyak tertekan. Mengutip Bloomberg, Senin (9/1) pukul 15.26 WIB, harga minyak WTI kontrak pengiriman Februari 2017 di New York Mercantile Exchange terkoreksi 0,54% ke US$ 53,70 per barel dibanding hari sebelumnya.

Namun sepekan terakhir, harga minyak masih menguat 2,62%. Nanang Wahyudi, analis Finex Berjangka, mengatakan, koreksi harga terjadi akibat kekhawatiran pasar terhadap peningkatan ekspor Iran. Belum lama ini Iran menjual 13 juta barel minyak pada kapal tanker di laut.

Negara yang tidak terlibat dalam kesepakatan pemangkasan produksi OPEC itu juga berniat ,meningkatkan produksi dari 3,7 juta barel per hari di Oktober 2016 menjadi 3,8 ,juta per barel di bulan Januari ini. Sikap Iran ini membuat pasar khawatir.

Deddy Yusuf Siregar, analis Asia Tradepoint Futures, menambahkan, di antara negara penghasil minyak yang tidak terlibat dalam kesepakatan pemangkasan produksi, seperti Libia dan Nigeria, Iran memang paling berpotensi menaikkan produksi. Bahkan produksi harian Iran bisa dipacu hingga 4 juta barel per hari. Kalau itu terjadi akan mengganggu stabilitas harga minyak. Padahal akhir pekan lalu, Arab Saudi dan Kuwait memastikan akan mulai memangkas produksi. Arab Saudi memangkas produksi 486.000 barel per hari.

Kuwait juga mengurangi produksi dari 2,89 barel per hari menjadi 2,7 juta barel per hari. Tak hanya itu, Amerika Serikat (AS) juga menambah jumlah rig. Menurut Baker Hughes Inc, AS telah menambah lebih dari 100 rig sejak akhir September kemarin. Pergerakan dollar Pergerakan harga minyak mentah pekan ini juga akan dipengaruhi pernyataan pejabat bank sentral AS. Rencananya, Kamis (19/1) malam di Amerika, Gubernur The Fed Janet Yellen akan mengeluarkan pernyataan jelang pertemuan Federal Open Market Committee (FOMC).

Jika Yellen menyinggung kenaikan suku bunga, maka dollar AS bakal menguat. Sedangkan harga komoditas akan tertekan. Deddy menambahkan, pelaku pasar juga menunggu pelantikan Presiden AS terpilih Donald Trump pada 20 Januari nanti. Setelah resmi dilantik baru akan diketahui arah kebijakan AS. Menjelang pelantikan, kemungkinan harga minyak akan berada di kisaran US$ 52-US$ 55 per barel.

Dari sisi teknikal, Deddy melihat minyak bergulir di atas moving average (MA) 50, MA 100 dan MA 200. Stochastic di level 51, RSI di level 59 dan MACD di area positif level 1,1. Indikator teknikal mengindikasikan penguatan harga. Hari ini (10/1), proyeksi Deddy, harga minyak menguat terbatas di US$ 54,47~US$ 52,80 per barel. Nanang memprediksi, harga minyak hari ini menguat di US$ 52,70~US$ 54,69 dan bergerak di kisaran US$ 51-US$ 56 per barel sepekan ke depan

Kontan, Page-7, Tuesday, Jan, 10, 2017

Parent Enterprises Expands Oil and Gas BUMN PGAS

Formation of a holding state-owned enterprise (SOE) sector, oil and gas (oil) began seeing clarity. If there is no change in the near future PT Pertamina will become the parent company of state-owned enterprises of oil and gas, which oversees PT Perusahaan Gas Negara (PGN). A subsidiary of Pertamina, PT Pertagas, will switch to PGAS under control. Merger is rated bring a positive impact to PGAS.

NH Korindo Securities analyst Raphon Prima said PGAS gas pipelines which have focused on Java and Sumatra can be more dispersed. Pertamina is a company with very large networks. With consolidated assets of its gas to PGN, PGN will then reach a wider, "said Raphon

Technically, PGAS infrastructure development will also be more spacious and PGAS distribution volume will increase significantly. Because, basically, similar to Pertagas business. Similarly, Erdikha Securities analyst Toufan Yamin said, joining Pertagas with PGN will increase the number of customers. Holding this will make more efficient gas distribution. And the impact would be nice to PGAS because it eliminates the competition, "said Toufan.

Moreover, PGAS is also currently pushing the distribution to households and retail sectors. With a network of owned Pertamina, PGN will more easily reach new areas. Currently, PGN gas distribution area is divided into three parts namely West Java, Lampung and Palembang. Then, parts of East Java and Central Java, and North Sumatra and Riau. Until the third quarter, PGAS channel 787 MMSCFD of gas. Toufan estimates, up to the end of 2016, the volume of distribution PGAS could reach 812 MMSCFD. This year the volume of distribution could be increased to 870 MMSCFD. It has not been coupled with the consolidation Pertagas. Volume can be much higher.

Until 2016, Toufan PGN forecast revenue will only increase 6.59% to Rp 39.54 trillion. Net income actually decreased from Rp 5.5 trillion in 2015 to Rp 4.9 trillion in 2016. However, with the improvement of infrastructure and increasing customer Toufan PGN forecast revenue could increase by 10.87% to Rp 43.8 trillion with a net profit increase 8.59% to Rp 5.4 trillion this year. This amount has not been calculated with the potential additional revenues from Pertagas.

According Raphon, investors will benefit from an increase in performance this year. He recommends buy PGAS shares with a target price of Rp 2,900. Toufan recommend PGAS buy and raised its target share price to Rp 3350. Yesterday, the stock price fell 2.82% PGAS to Rp 2,760

IN INDONESIAN

Induk Usaha Migas BUMN Perluas PGAS

Pembentukan holding badan usaha milik negara (BUMN) sektor minyak ,dan gas (migas) mulai menemui kejelasan. Jika tak ada perubahan, dalam waktu dekat PT Pertamina akan menjadi induk usaha BUMN migas, yang membawahi PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS). Anak usaha Pertamina, PT Pertagas, akan beralih ke bawah kendali PGAS. Penggabungan ini dinilai membawa dampak positif untuk PGAS.

Analis NH Korindo Securities Raphon Prima mengatakan, jaringan pipa gas PGAS yang selama ini fokus di Jawa dan Sumatra bisa lebih tersebar. Pertamina merupakan perusahaan dengan jaringan yang sangat besar. Dengan aset gas Pertamina dikonsolidasi ke PGAS, maka jangkauan PGAS akan lebih luas," kata Raphon

Secara teknis, pengembangan infrastruktur PGAS juga akan lebih luas dan volume distribusi PGAS akan meningkat signifikan. Karena pada dasarnya, bisnisnya serupa dengan Pertagas. Senada, Analis Erdikha Sekuritas Toufan Yamin mengatakan, bergabungnya Pertagas dengan PGAS akan menambah jumlah pelanggan. Holding ini akan membuat distribusi gas lebih efisien. Dan dampaknya akan bagus ke PGAS karena menghilangkan persaingan,“ kata Toufan.

Apalagi, PGAS saat ini juga sedang mendorong distribusi ke sektor rumah tangga dan ritel. Dengan jaringan yang dimiliki Pertamina, PGAS akan lebih mudah menjangkau daerah-daerah baru. Saat ini, area distribusi gas PGAS terbagi menjadi tiga bagian yakni Jawa Barat, Lampung, dan Palembang. Lalu, bagian Jawa Timur dan Jawa Tengah, serta Sumatra Utara dan Riau. Hingga kuartal tiga, PGAS menyalurkan 787 mmscfd gas. Toufan memperkirakan, hingga akhir 2016, volume distribusi PGAS bisa mencapai 812 mmscfd. Tahun ini volume distribusi bisa meningkat menjadi 870 mmscfd. Itu belum ditambah dengan konsolidasi Pertagas. Volumenya bisa jauh lebih tinggi.

Hingga tahun 2016, Toufan memperkirakan pendapatan PGAS hanya akan meningkat 6,59% menjadi Rp 39,54 triliun. Laba bersihnya malah menurun dari Rp 5,5 triliun di 2015 menjadi Rp 4,9 triliun di 2016. Namun, dengan peningkatan infrastruktur dan bertambahnya pelanggan, Toufan memperkirakan pendapatan PGAS bisa meningkat 10,87% menjadi Rp 43,8 triliun dengan kenaikan laba bersih 8,59% menjadi Rp 5,4 Triliun tahun ini. Jumlah ini belum terhitung dengan potensi pendapatan tambahan dari Pertagas.

Menurut Raphon, investor akan diuntungkan adanya peningkatan kinerja di tahun ini. Dia merekomendasikan buy saham PGAS dengan target harga Rp 2.900. Toufan merekomendasikan buy PGAS dan menaikkan target harga saham ke Rp 3350. Kemarin, harga saham PGAS turun 2,82% menjadi Rp 2.760

Kontan, Page-4, Tuesday, Jan, 10, 2017

PGN and Pertamina Spread 5,000 Converter Kit

The government assigned PT PGN and PT Peltamina to distribute and install 5,000 units converter kit in official vehicles and public transport vehicles this year. Through the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) NO. 8103 K / 12 / MEM / 2016, the government commissioned Perusahaan Gas Negara (PGN) to provide, distribute, and install converter kits as many as 2,000 packages. Pertamina was assigned to distribute 3,000 kits converter packages for official vehicles and public transport vehicles through the Minister of Energy and Mineral N0.8087 K / 12 / MEM / 2016.

Based on the decision, the supply, distribution and installation of converter kit packages for official vehicles and public transport will be carried out in an area that has provided gas refueling stations (SPBGs). A total of 2,000 packages converters will be distributed in five provinces, and 3,000 packages in four provinces. PGN will distribute 2,000 packages a converter kit to the official vehicles and public transport vehicles in the five provinces of Riau, Lampung, Jakarta, West Java and East Java.

Pertamina will distribute 3,000 packages in four provinces include South Sumatra, Jakarta, West Java and East Kalimantan. Total distribution in each province can be customized to the data Director General of Oil and Gas, Ministry of Energy and Mineral Resources. In practice, PGN shall prioritize the use of materials and components in the country to support the local industry.

Although assigned to state-owned companies, the cost of implementation of the program comes on Budget 2017. Head of Communications, Public Information Service and Cooperation of the Ministry of Energy Sujatmiko said the division assignment converter kit comes from the national budget allocation amounting to Rp 123 billion in 2017. With distribution and installation of converter kit, use of gas for the transportation sector is expected to increase.

In addition to the converter kits for motor vehicles, the government will distribute the conversion tool for fishermen as much as 24,000 packages with a budget of  Rp 55 billion. Areas that will be touched division konverter kit for fishermen, among others, North Sumatra, Bangka Belitung, Jambi, West Sumatra, West Sulawesi, West Nusa Tenggara, East Kalimantan, and North Borneo. Allocation 5,000 konverter kit Rp 123 billion.

Meanwhile, Subang Field, operated by PT Pertamina EP 230.5 MMSCFD gas production for 2016 above the target of 227.91 MMSCFD. Oil production from the field reached 1,182 barrels per day (bpd), or 90.8% of the target of 1,302 bpd.

These achievements obtained and various activities, such as the optimization of existing assets, rework (workover and well service) wells and drilling activities. One of the successful work over activities to increase production Subang Field is a Jati Asri 03 wells (JAS-03) in the Village area Center Bojong , Subang. The well produces 486 barrels of oil or 162% higher than the target of 300 bpd and gas MMSFD 2.84.

IN INDONESIAN

PGN & Pertamina Sebar 5.000 Konverter Kit

Pemerintah menugaskan PT PGN dan PT Pertamina untuk membagikan dan memasang 5.000 unit konverter kit pada kendaraan dinas dan kendaraan  umum pada tahun ini. Melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) NO. 8103 K/12/ MEM/2016, pemerintah menugaskan Perusahaan Gas Negara (PGN) menyediakan, membagikan, dan memasang konverter kit sebanyak 2.000 paket. Pertamina ditugaskan menyalurkan 3.000 paket konverter kit bagi kendaraan dinas dan kendaraan umum melalui Keputusan Menteri ESDM N0.8087 K/12/MEM/2016.

Berdasarkan keputusan tersebut, penyediaan, pendistribusian dan pemasangan paket konverter kit bagi kendaraan dinas dan angkutan umum akan dilakukan di daerah yang telah tersedia stasiun pengisian bahan bakar gas (SPBG). Sebanyak 2.000 paket konverter akan dibagikan di lima provinsi dan 3.000 paket di empat provinsi. PGN akan membagikan 2.000 paket konverter kit kepada kendaraan dinas dan kendaraan umum di lima provinsi yakni Kepulauan Riau, Lampung, DKI Jakarta, Jawa Barat, dan Jawa Timur.

Pertamina akan membagikan 3.000 paket di empat provinsi mencakup Sumatra Selatan, DKI Jakarta, Jawa Barat, dan Kalimantan Timur. Jumlah sebaran di masing-masing provinsi dapat disesuaikan mengikuti data Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM. Dalam pelaksanaannya, PGN wajib mengutamakan penggunaan material dan komponen dalam negeri untuk mendukung industri lokal.

Kendati ditugaskan kepada perusahaan pelat merah, biaya penerapan program itu bersumber pada APBN 2017. Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik dan Kerja Sama Kementerian ESDM Sujatmiko mengatakan, penugasan pembagian konverter kit berasal dari alokasi APBN 2017 senilai Rp 123 miliar.  Dengan pendistribusian dan pemasangan konverter kit, pemanfaatan gas untuk sektor transportasi diharapkan dapat meningkat.

Selain konverter kit bagi kendaraan bermotor, pemerintah pun akan membagikan alat konversi itu bagi nelayan sebanyak 24.000 paket dengan anggaran Rp 55 miliar. Daerah yang akan tersentuh pembagian konverter kit bagi nelayan antara lain Sumatra Utara, Bangka Belitung, Jambi, Sumatra Barat, Sulawesi Barat, Nusa Tenggara Barat, Kalimantan Timur, dan Kalimantan Utara. Alokasi 5.000 konverter kit Rp 123 miliar.

Sementara itu, Subang Field yang dioperasikan PT Pertamina EP memproduksi gas 230,5 MMscfd selama 2016 di atas target 227,91 MMscfd. Produksi minyak dari lapangan itu mencapai 1.182 barel per hari (bph) atau 90.8% dari target 1.302 bph.

Capaian tersebut diperoleh dan berbagai kegiatan, seperti misalnya optimasi aset yang ada, pengerjaan ulang (workover & well service) sumur serta kegiatan pengeboran. Salah satu kegiatan work over yang berhasil menambah produksi Subang Field adalah sumur Jati Asri 03 (JAS-03) di wilayah Desa Bojong Tengah, Subang. Sumur itu menghasilkan minyak 486 bph atau lebih tinggi 162% dari target 300 bph dan gas 2,84 MMSFD.

Bisnis Indonesia,Page-30, Tuesday, Jan, 10, 2017

Arividya So President Total lndonesie

Total Exploration & Production Arividya Noviyanto appoint as President & General Manager of Total E & P Indonesie Total E & P Indonesie (TEPI) and the Group Representative for Indonesia. Arividya replace Hardy Pramono, who will enter a period of preparation for retirement. Hardy served since 2014 - 2016. Arividya effectively in this new position since January 1, 2017.

He was previously at Total E & P Indonesie Total E & P Indonesie (TEPI) served as Vice President of Finance, Human Resources, General Services, and Communication. He is the second Indonesian who held the top post at Total E & P Indonesie (Total E & P Indonesie TEPI, an affiliate of The Total SA "The main priority of Total E & P Indonesie (TEPI) this year was the fall in production on the Mahakam block and in this important time to make sure that the transfer process operator Mahakam block Pertamina to be going smoothly, "said Arividya.

As known, Total E & P Indonesie (TEPI) is the operator of the Mahakam block with a 50 percent participating interest, and 50 percent INPEX Ltd. His contract will end after almost 50 years of operations in the Mahakam PSC on December 31, 2017. PT Pertamina Hulu Mahakam has been appointed governmental Indonesia as a new operator per January 1, 2018 Year 2017 will be crucial for this transition, and for that purpose Total E & P Indonesie (TEPI) has formed a special unit in December 2015 was named Transition Mahakam operatorship (TMO).

Although it operates many old field in the Mahakam block, Total E & P Indonesie (TEPI), with the support of SKK Migas, has managed to keep production remains good. Production of gas (inlet) in 2016 reached an average of 1.64 BCFD and 64,000 BOD liquid (oil and condensate). For 2017, Total E & P Indonesie (TEPI) projects in the Mahakam block production reached 1.43 BCFD for gas, and 53,000 BOD to liquid as stated in the 2017 Work Plan and Budget (WP & B 2017).

We produce oil and gas in blocks which are already mature, so the natural production decline is a challenge that we have to manage, "said Arividya. He added that this year investment of Total E & P Indonesie (TEPI) will be lower than in 2016, in connection with the situation in world oil prices and the PSC contract coming to an end. In 2016, Total E & P Indonesie (TEPI) also recorded the achievements of the whole year without Absent Work Due to Injury

IN INDONESIA

Arividya Jadi Presiolen Total lndonesie

Total Exploration & Production menunjuk Arividya Noviyanto sebagai President & General Manager Total E&P Indonesie (Total E&P Indonesie (TEPI)) dan Group Representative untuk Indonesia. Arividya menggantikan Hardy Pramono yang akan memasuki masa persiapan pensiun. Hardy menjabat semenjak 2014 - 2016. Arividya efektif memegang posisi baru ini sejak 1 Januari 2017.

Dia sebelumnya di Total E&P Indonesie (Total E&P Indonesie (TEPI)) menjabat sebagai Vice President of Finance, Human Resources, General Services, and Communication. Dia merupakan orang Indonesia kedua yang menduduki jabatan tertinggi di Total E&P Indonesie (Total E&P Indonesie (TEPI)), salah satu afiliasi terbesar di Total SA “Prioritas utama Total E&P Indonesie (TEPI) pada tahun ini adalah menahan penurunan produksi di Blok Mahakam dan di saat yang penting ini memastikan bahwa proses transfer operator Blok Mahakam ke Pertamina dapat berlangsung mulus,” kata Arividya. 

Sebagaimana diketahui, Total E&P Indonesie (TEPI) merupakan operator di Blok Mahakam dengan 50 persen participating interest, dan 50 persen INPEX Ltd. Kontraknya akan berakhir setelah hampir 50 tahun beroperasi di Mahakam PSC pada 31 Desember 2017. PT Pertamina Hulu Mahakam telah ditunjuk Pernerintah Indonesia sebagai operator baru per 1 Januari 2018 Tahun 2017 ini akan menjadi krusial untuk proses transisi ini, dan untuk tujuan tersebut Total E&P Indonesie (TEPI) telah membentuk sebuah unit khusus pada Desember 2015 bernama Transition Mahakam Operatorship (TMO). 

Meski mengoperasikan banyak lapangan tua di Blok Mahakam, Total E&P Indonesie (TEPI), dengan dukungan SKK Migas, telah berhasil menjaga produksi tetap baik. Produksi gas (inlet) pada 2016 mencapai rata-rata 1,64 BCFD dan 64.000 BOD likuid (minyak dan kondensat). Untuk tahun 2017, Total E&P Indonesie (TEPI) memproyeksikan produksi di Blok Mahakam mencapai 1,43 BCFD untuk gas, dan 53,000 BOD untuk likuid sebagaimana dinyatakan dalam Rencana Kerja dan Anggaran 2017 (WP&B 2017). 

Kami memproduksi minyak dan gas di blok yang sudah mature, sehingga penurunan produksi secara alamiah adalah tantangan yang harus kami kelola,” kata Arividya. Dia menambahkan bahwa tahun ini investasi Total E&P Indonesie (TEPI) akan lebih rendah dibandingkan 2016, sehubungan dengan situasi harga minyak dunia dan kontrak PSC yang menjelang berakhir. Pada 2016, Total E&P Indonesie (TEPI) juga membukukan prestasi yakni sepanjang tahun tanpa Tidak Masuk Kerja Karena Cedera

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan, 9, 2017

Become a Featured Travel Destinations

Geoheritage Texas Wonocolo

Travel Geoheritage Teksas Wonocolo in the local village, District Kedewan inaugurated May 27 last year, is now the leading tourist district so Bojoneogoro.

There History and Local Wisdom is preserved

In addition to Wind Up in District travel Sekar, Star Fruit Agro in District of  Kalitidu and traditional Ceramic District of Malo. Therefore, this oil travel is the only one in the world, located at the top of the hill. If in general in mainland and the sea. "Claims Amir Shahid, Head of Culture and Tourism Bojonegoro.

According to him, this time a lot of visitors already arriving. Both local and outside the region. Local diners, can be through the District Malo and Padangan. Were outside the area. for example, from Central Java, can be through Blora, Cepu. During the journey to Texas Wonocolo Geoheritage travel, visitors will be treated to views of lush forests, winding roads and a lot of uphill.

Little Teksas Wonocolo

Arriving at the site, visitors can see the direct local residents to drill oil wells in the traditional way. Miners utilize large vehicle engines that are not used as towing a bucket of oil. They also do the processing of crude oil in the bucket of the earth it is traditionally or commonly called the distillery, said Amir Shahid.

If you want to enjoy its natural resources, visitors can go straight up to the top of the hill toward the substation of View. From there, visitors can see exotic nature hills and poles tripod traditional oil drilling. There already exists a track for off-road, good for a four-wheel, motorcycle and bicycle trail. Over time, it will continue to develop the travel.

Field Asset Manager of Pertamina EP Cepu Field 4. Agus Amperianto welcomed the idea to make Wonocolo as icons Little Texas From East Java. Given there is history and local knowledge are preserved. That is, the combination of economic and traditional oil and gas mining. Nowadays people are asked to pay attention to social and environmental. Given the region has developed into a tourist area of ​​education. Moreover, until now mining is still active.

IN INDONESIAN

Menjadi Destinasi Wisata Unggulan

Geoheritage Teksas Wonocolo

     Wisata Geoheritage Teksas Wonocolo di desa setempat, Kecamatan Kedewan yang diresmikan 27 Mei tahun lalu, saat ini jadi wisata unggulan kabupaten Bojoneogoro.

Ada Sejarah dan Kearifan Lokal yang Dilestarikan
Selain wisata Atas Angin di Kecamatan Sekar,Agro Belimbing Kecamatan Kalitidu dan grabah Kecamatan Malo. Sebab, wisata minyak ini adalah satu-satunya di dunia, letaknya di atas bukit. Kalau pada umumnya kan di daratan dan dasar laut." klaim Amir Syahid, Kepala Dinas Kebudayaan dan Pariwisata Bojonegoro.

Menurut dia, saat ini pengunjung sudah banyak berdatangan. Baik dari lokal maupun luar daerah. Pengunjung lokal, bisa melalui jalur Kecamatan Malo dan Padangan. Yang luar daerah. misalnya dari Jawa Tengah, bisa melalui jalur Kabupaten Blora, Cepu. Selama perjalanan menuju wisata Geoheritage Teksas Wonocolo, pengunjung akan disuguhi pemandangan hutan rimbun, jalan berliku dan banyak menanjak.

Sesampai di lokasi, pengunjung bisa melihat langsung warga setempat melakukan pengeboran sumur minyak dengan cara tradisional. Penambang memanfaatkan mesin kendaraan besar yang sudah tidak terpakai sebagai penarik timba minyak. Mereka juga melakukan pengolahan minyak mentah yang di timba dari perut bumi itu secara tradisional atau biasa disebut penyulingan, kata Amir Syahid.

Jika mau menikmati potensi alamnya, pengunjung bisa langsung naik ke puncak bukit menuju Gardu Pandang. Dari situ, pengunjung bisa melihat eksotisme alam perbukitan dan tiang-tiang tripot pengeboran minyak tradisional. Di sana sudah ada track untuk offroad, baik untuk roda empat, sepeda motor trail maupun sepeda.  Seiring waktu, pihaknya akan terus melakukan pengembangan wisata tersebut.

Field Manager Pertamina EP Asset 4 Field Cepu. Agus Amperianto menyambut baik gagasan tersebut menjadikan wonocolo sebagai ikon Little Texas From East Java. Mengingat ada sejarah dan kearifan lokal yang dilestarikan. Yaitu, perpaduan antara ekonomi dan penambangan migas secara tradisional. Saat ini masyarakat diminta untuk memperhatikan sosial dan lingkungan. Mengingat kawasannya sudah berkembang menjadi daerah wisata edukasi. Apalagi  hingga kini penambangan masih aktif.

Radar Bojoengoro, Page-25, Monday, Jan, 9, 2017

Old Wells Managed proposed Village-Owned Enterprises

Contract management of oil wells in Wonocolo parents, Subdistrict Kedewean, Bojonegoro, by association ended in 2016. Therefore, management of old wells will be returned to the Minister in the Ministerial Regulation No. 1/2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions in Old Well.

Secretary of Commission A DPRD Bojonegoro Doni Bayu Setiawan hoped the old oil wells can be managed village-owned enterprises because the legality of the law is clear and will have maximum impact on rural income.

The legal basis for the management of more obvious. In the Ministerial Regulation No. 1/2008 mentioned management of old wells is done by village-owned enterprises (enterprises) or the Village Unit Cooperatives (KUD). However, the evaluation results of Commission A, there is no income that management is optimal for village cooperatives. Whereas there should be a significant outcome that could drive rural economic turnaround.

Now the plan is still to be considered the owner of Mining Working Area (WKP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, "said Doni mentioning the plan submitted Commission A in the meeting along with a number of Contractor Cooperation Contract (PSC) and SKK Migas in DPRD Bojonegoro at 27 December 2016.

        While the Field Manager of Pertamina EP Cepu Asset 4, Amperianto Agus said, the contract two previous gatherings or manage the old wells are not extended. He hoped the management of old wells later did not violate the rules of the Ministerial Regulation No. 11/2008. But if the regents recommend whatever its form enterprises, Pertamina will learn it for approval SKK Migas and the Directorate General of Oil and Gas.

IN INDONESIAN

Sumur Tua Diusulkan Dikelola Badan Usaha Milik Desa

Kontrak pengelolaan minyak sumur tua di Wonocolo, Kecamatan Kedewean, Kabupaten Bojonegoro, oleh paguyuban berakhir pada 2016. Karena itu, pengelolaan sumur tua akan dikembalikan pada Peraturan Menteri pada Peraturan Menteri Nomor 1/2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi di SumurTua.
Sekretaris Komisi A DPRD Kabupaten Bojonegoro Doni Bayu Setiawan berharap sumur minyak tua bisa dikelola Badan Usaha Milik Desa Sebab legalitas hukum sudah jelas dan akan berdampak maksimal terhadap pemasukan desa.

Landasan  hukum untuk pengelolaan lebih jelas. Dalam Peraturan Menteri Nomor 1/2008 disebutkan pengelolaan sumur tua dilakukan oleh Badan Usaha Milik Desa (BUMD) atau Koperasi Unit Desa (KUD). Namun, hasil evaluasi Komisi A, tidak ada pemasukan optimal selama pengelolaan dilakukan KUD desa. Padahal seharusnya ada hasil signifikan yang bisa mendorong perputaran ekonomi desa.

Sekarang rencana itu masih menjadi pertimbangan pemilik Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu,” kata Doni yang menyebutkan rencana itu disampaikan Komisi A dalam rapat bersama dengan sejumlah Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dan SKK Migas di DPRD Bojonegoro pada 27 Desember 2016.
Sementara Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu, Agus Amperianto mengatakan, kontrak dua paguyuban yang sebelumnya mengelola sumur tua tidak diperpanjang. Dia berharap pengelolaan sumur tua nanti tak menyalahi aturan Peraturan Menteri Nomor 11/2008. Tapi apabila bupati merekomendasikan apa pun bentuk BUMD nya, maka Pertamina akan mempelajarinya dulu untuk persetujuan SKK Migas dan Ditjen Migas.

Koran Sindo, Page-9, Monday, Jan, 9, 2017

Upstream Investments In Eyes $ 13 Billion

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) projects investments upstream oil and gas this year reached USD 13 billion, up 7% from 2016 USD 12.015 billion  prognosis. Head of Public Relations SKK Migas Taslim Yunus explained that the biggest investment obtained through the production activities accounted for 75% of total investment.

While the largest contribution others have been obtained from development activities are estimated to contribute 10% of the investment target. Another contribution is from the administrative activities accounted for 8% and the last exploration accounted for 7%. According to him, the target upstream oil and gas investment consensual agreement Contractor Cooperation Contract (PSC).

SKK Migas together PSC agreed on some of the work program on the exploitation of the working area of ​​the drilling of new development wells in 2232, lower than that proposed by the PSC as many as 245 wells, and drilling on the exploitation wells of 25 wells, lower than the proposed PSC as many as 35 wells.

While improvement activities (work over) and maintenance of wells each of 860 wells as well as 57 512 wells. The 3D seismic survey activities in the year 2795 km2 agreed, the rate is higher than the proposed KKK Syakni 1,747 km2. He said that until November 2016 the realization of investment in upstream oil and gas field still stands at USD10,43 billion.

The figure was sustained by production activities amounted to USD7,814 billion, well development activities of USD 1.043 billion, the administration of USD 839 million, and exploration activities valued at USD 732 million. The low realization of investment due to the amount of some of the activities carried out not according to plan. The breakdown is the realization of a new exploration well drilling recorded 43 units from the 67 units. Until the end of 2016, (realization) of investment could reach $ 12.015 billion.

On the other hand, Taslim also said oil and gas production ready for sale (lifting) in 2016 exceeded the target set in the State Budget Amendment (APBN-P), 2016. Oil lifting in 2016 has reached 820 300 barrels per day (bpd), more higher than the target of APBN-P 2016 amounted to 820,000 bpd. While lifting the gas to reach 1181.5 million barrels of oil equivalent per. day or 2% higher than the target of 1,150 million barrels of oil equivalent per day.

One of the biggest contributions came from the oil lifting Banyu Urip, Cepu. Meanwhile, another major contribution from Rokan Block, Pertamina EP Mahakam, and the Offshore Northwest Java (ONWJ). While the five largest contributors to gas is the Mahakam block, Berau, Pertamina EP Corridor, and Senoro-Toili. The production originated from the 67 oil and gas working areas are already in production.

Most of the oil and gas fields in the areas of work has been categorized as an old field with production continues to decline naturally. The PSC is working on this working area undertake three major programs to reduce the rate of natural production decline among development well drilling, reworking, and treatment wells (well service).

For exploration activities, from January to November 2016, the contractor has conducted seismic surveys 10, 11 non-seismic surveys, drilling 36 exploration wells and three exploration wells re-entry. SKK Migas head Amien previous Sunaryadi also said optimism lifting target surpassed this year by 815 000 bpd. SKK Migas targets the oil lifting this year to reach 825,000 bpd.

The target of 825,000 bpd set by the internal SKK Migas with the Ministry of Energy. Based on the agreement between the government with House of Representatives Commission VII, lifting targets oil in the state budget in 2017 amounted to 815 000 bpd, while the lifting gas is set at 1.150 million, of oil equivalent per day (BOEPD). We were offered a refund would suppress the upstream oil and gas operating costs or raising the lifting. I choose to raise lifting. Not easy, but it should be tried, "he said.

IN INDONESIAN

Investasi Hulu Di Targetkan USD 13 Miliar

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memproyeksikan investasi hulu minyak dan gas bumi tahun ini mencapai USD13 miliar, naik 7% dari prognosa 2016 USD 12,015 miIiar. Kepala Bagian Hubungan Masyarakat SKK Migas Taslim Yunus menjelaskan investasi terbesar diperoleh melalui kegiatan produksi yang berkontribusi sebesar 75% dari total investasi.

Sedangkan kontribusi terbesar lainnya diperoleh dari kegiatan pengembangan ditaksir menyumbang 10% dari target investasi. Kontribusi lain yaitu dari kegiatan administrasi menyumbang 8% serta terakhir eksplorasi menyumbang 7%. Menurut dia, target investasi hulu migas didasarkan atas kesepakatan bersama Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS).

SKK Migas bersama KKKS menyepakati beberapa program kerja pada wilayah kerja eksploitasi yakni pemboran 2232 sumur pengembangan baru, lebih rendah dari yang diusulkan oleh KKKS sebanyak 245 sumur, serta pengeboran pada sumur eksploitasi sebanyak 25 sumur, lebih rendah dari usulan KKKS sebanyak 35 sumur.

Sementara kegiatan perbaikan (work over) dan pemeliharaan sumur masing-masing sebanyak 860 sumur serta 57.512 sumur. Adapun kegiatan survei seismik 3D pada tahun ini disepakati 2.795 km2, angka ini lebih tinggi dari usulan KKKS yakni 1.747 km2. Dia mengatakan, hingga November 2016 realisasi investasi di bidang hulu migas masih berada di angka USD10,43 miliar.

Angka tersebut ditopang dari kegiatan produksi sebesar USD7,814 miliar, kegiatan pengembangan sumur USD 1,043 miliar, kegiatan administrasi USD 839 juta, dan kegiatan eksplorasi senilai USD 732 juta. Rendahnya realisasi investasi disebabkan jumlah beberapa kegiatan yang dilakukan belum sesuai rencana. Adapun rinciannya adalah realisasi pemboran sumur eksplorasi tercatat baru 43 unit dari target 67 unit . Hingga akhir 2016, (realisasi) investasi bisa mencapai USD 12,015 miliar.

Di sisi lain, Taslim juga menyebutkan, produksi minyak dan gas siap jual (lifting) 2016 melampaui target yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan  dan Belanja Negara Perubahan (APBN-P) 2016. Lifting minyak 2016 telah mencapai 820.300 barel per hari (bph), lebih tinggi dari target APBN-P 2016 sebesar 820.000 bph. Sedangkan lifting gas mencapai 1.181,5 juta barel, setara minyak per. hari atau 2% lebih tinggi dari target sebesar 1.150 juta barel setara minyak per hari.

Salah satu kontribusi terbesar lifting minyak berasal dari Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. Sedangkan kontribusi besar lain dari Blok Rokan, Pertamina EP Mahakam, dan Offshore Northwest Java (ONWJ). Sedangkan lima kontributor terbesar untuk gas adalah Blok Mahakam, Berau, Pertamina EP Corridor, dan Senoro-Toili. Produksi tersebut berasal dari 67 wilayah kerja migas yang sudah berproduksi.

Sebagian besar lapangan migas pada wilayah-wilayah kerja tersebut sudah dikategorikan sebagai lapangan tua dengan produksi yang terus menurun secara alamiah. Adapun KKKS yang mengerjakan wilayah kerja ini melakukan tiga program utama untuk menekan laju penurunan produksi alamiah di antaranya pemboran sumur pengembangan, kerja ulang, dan perawatan sumur (well service).

Untuk kegiatan eksplorasi, dari Januari sampai November 2016, kontraktor telah melakukan 10 survei seismik,11 survei non-seismik, 36 pengeboran sumur eksplorasi dan tiga re-entry sumur eksplorasi. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi sebelumnya juga mengatakan optimismenya melampaui target lifting tahun ini sebesar 815.000 bph. SKK Migas menargetkan lifting minyak pada tahun ini mencapai 825.000 bph.

Adapun target 825.000 bph ditetapkan oleh internal SKK Migas dengan Kementerian ESDM. Berdasarkan kesepakatan pemerintah dengan DPR Komisi VII, target liffing minyak dalam APBN 2017 sebesar 815.000 bph, sedangkan lifting gas ditetapkan sebesar 1.150 juta, setara minyak per hari (BOEPD). Kami ditawari mau menekan pengembalian biaya operasi hulu migas atau menaikkan lifting. Saya pilih menaikkan lifting. Tidak mudah, tetapi harus dicoba,” katanya.

Koran Sindo, Page-8, Monday, Jan, 9, 2017

Pertamina Ready to be Boss Oil and Gas

       The formation of state-owned holding oil and gas will be realized in January. Almost certainly, PT Pertamina into a state-owned holding oil and gas leader, supervises PT PGN. Because the President Joko Widodo has signed Government Regulation (PP) No. 72/2016 of December 30, 2016. This amendment of PP 43/2005 of the State Capital Investment and Administration of the SOE and Company Limited.

This regulation change the terms of holding establishment of oil and gas, said Deputy for Restructuring and Enterprise Development SOE Ministry Kiik Aloysius Ro. Furthermore, the government will soon establish a holding oil and gas. PP holding oil and gas are still at the Ministry of Finance, pursued completed this month, "said Aloysius.

In the design of PP holding oil and gas, the government increased its investment to Pertamina. The state capital participation (PMN) in the form of transfer of 13.8 billion series B shares owned by the government in PGN to Pertamina, the equivalent of 56.96% of shares in PGN. PMN value was set atus Finance Minister's proposal Minister of SOEs.

Bambang Ahmad, Deputy CEO, said, do not know the status of the oil and gas holding PP. I actually do not know, ask to Pak Dwi (Pertamina president director Dwi Sutjipto). So also with the Chairman of Trade Unions PGN Rosyid, claimed to have received the rules. I have not received a PP that has been signed, so can not comment.

In the oil and gas holding establishment, there are some things that need to be underlined. If a subsidiary of Pertamina, PGN means private status. With no state-owned status, there was no requirement anymore for PGN deposit dividends to the state. In fact, PGN is one among the 10 SOEs biggest dividend contributor to the country.

Holding combines the management of oil and gas under one entity. While oil and gas are substitutes. The greater the conversion of fuel oil (BBM) to gas reducing imports of fuel oil (BBM). Holding allows the control of the management of gas, prone to retain the management of the oil import business.

Iwan Gamiwa, energy analyst, questioned the state-owned holding has three masters, namely the Ministry of Energy and Mineral Resources, Ministry of SOEs and the Ministry of Finance. According to him, the most important is a clear division of tasks between the state-owned company. However, Aloysius asserted, the SOE child gets the same treatment. Will get the privilege to be given direct assignment as parent SOE, said Aloysius.

IN INDONESIAN

Pertamina Siap Jadi Juragan Migas

Pembentukan holding BUMN minyak dan gas bumi akan terealisasi Januari ini. Hampir pasti, PT Pertamina menjadi pemimpin holding BUMN migas, membawahi PT PGN. Pasalnya, Presiden Joko Widodo telah menanda tangani Peraturan Pemerintah (PP) No. 72/2016 pada 30 Desember 2016. Ini perubahan atas PP No. 43/2005 tentang Penyertaan dan Penatausahaan Modal Negara pada BUMN dan Perseroan Terbatas.

Perubahan PP ini syarat pembentukan holding migas, ujar Deputi Bidang Restrukturisasi dan Pengembangan Usaha Kementerian BUMN Aloysius Kiik Ro. Selanjutnya pemerintah segera membentuk holding migas. PP holding migas masih di Kementerian Keuangan, diupayakan selesai bulan ini," kata Aloysius.

Dalam rancangan PP holding migas, pemerintah menambah penyertaan modal ke Pertamina. Penyertaan modal negara (PMN) itu berupa pengalihan 13,8 miliar saham seri B milik pemerintah di PGN ke Pertamina, setara 56,96% saham di PGN. Nilai PMN itu ditetapkan Menteri Keuangan atus usulan Menteri BUMN.

Ahmad Bambang, Wakil Direktur Utama Pertamina, mengaku, belum mengetahui status PP holding migas tersebut. Saya malah belum tahu, coba tanyakan ke Pak Dwi (Direktur Utama Pertamina, Dwi Sutjipto). Begitu juga dengan Ketua Serikat Pekerja PGN Rosyid, mengaku belum menerima aturan itu. Saya belum menerima PP yang sudah ditanda tangani, jadi belum bisa memberi komentar.

Dalam pembentukan holding migas tersebut, ada beberapa hal yang perlu digaris bawahi. Jika menjadi anak perusahaan Pertamina, artinya PGN berstatus swasta. Dengan status bukan BUMN, tak ada kewajiban lagi bagi PGN menyetor dividen ke negara. Padahal, PGN merupakan salah satu diantara 10 BUMN penyumbang dividen terbesar ke negara.

Holding menggabungkan pengelolaan miuyak dan gas bumi di bawah satu entitas. Sementara minyak dan gas adalah substitusi. Semakin besar konversi Bahan Bakar Minyak (BBM) ke gas mengurangi impor Bahan Bakar Minyak (BBM). Holding memungkinkan kendali pengelolaan gas, rawan untuk mempertahankan pengelolaan bisnis impor minyak.

Iwan Gamiwa, pengamat energi, mempertanyakan holding BUMN ini memiliki tiga tuan, yakni Kementerian ESDM, Kementerian BUMN dan Kementerian Keuangan. Menurutnya, terpenting adalah pembagian tugas jelas antara BUMN itu. Namun, Aloysius menegaskan, anak BUMN itu mendapat perlakuan sama. Akan mendapat privilege dengan diberikan penugasan langsung seperti induk BUMN, kata Aloysius.

Kontan, Page-1, Monday, Jan, 9, 2017

Old Wells Wonocolo Proposed Managed BUMDes

Contract management of oil wells in Wonocolo parents, Subdistrict Kedewan, Bojonegoro managed by the group completed by late 2016 yesterday. Management of old wells will now be returned to the Ministerial Regulation No. 1 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In the old well. Secretary of Commission A of the Regional Representatives Council (DPRD) Bojonegoro, Doni Bayu Setiawan hope the management of old oil wells that can be managed by village-owned enterprises (BUMDes).

Therefore, the legal framework is clear BUMDes. The legality of the law is clear and will impact optimally on village revenues. In the Ministerial Regulation No. 1 of 2008 it is mentioned that the management of old wells carried out by the Regional Owned Enterprises (enterprises) or the Village Unit Cooperatives (KUD). However, according to the results of evaluations conducted during the management of Committee A was performed by KUD village did not have the income from the management of old wells optimally.

Rotation of the rural economy must also be running. Discourse management of old wells to BUMDes had already been sent the Commission a time of meeting with a number of Contractor Cooperation Contract (PSC), and SKK Migas Bojonegoro Parliament plenary chamber on December 27, 2016 last. Now the plan is still to be considered the owner of the Mining Working Area (WMA/WKP) Pertamina EP Cepu Field Asset 4.

While the Field Manager of Pertamina EP Cepu Asset 4, Agus Amperianto revealed, two community previously managed the old wells are not renewed his contract. He said he hoped the management of old wells will not violate the rules of Regulation No. 1 of 2008 of which the management handed over to cooperatives and enterprises. But when the Regent recommend any form of its enterprises, Pertamina will learn it for approval SKK Migas and the Directorate General of Oil and Gas.

IN INDONESIAN

Sumur Tua Wonocolo Diusulkan Dikelola BUMDes

Kontrak pengelolaan minyak sumur tua di Wonocolo, Kecamatan Kedewan, Kabupaten Bojonegoro yang dikelola oleh paguyuban selesai akhir tahun 2016 kemarin. Pengelolaan sumur tua itu kini akan dikembalikan pada Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi Pada Sumur Tua. Sekretaris Komisi A Dewan Perwakilan Rakyat Daerah (DPRD) Kabupaten Bojonegoro, Doni Bayu Setiawan berharap pengelolaan sumur minyak tua tersebut bisa dikelola oleh Badan Usaha Milik Desa (BUMDes).

Sebab, payung hukum BUMDes sudah jelas. Legalitas hukumnya sudah jelas dan akan berdampak secara maksimal terhadap pemasukan desa. Dalam Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 itu disebutkan bahwa pengelolaan sumur tua dilakukan oleh Badan Usaha MIlik Daerah (BUMD) atau Koperasi Unit Desa (KUD). Namun, sesuai hasil evaluasi yang dilakukan Komisi A selama pengelolaan itu dilakukan oleh KUD desa tidak memiliki pemasukan dari pengelolaan sumur tua secara maksimal.

Perputaran ekonomi desa juga harus berjalan. Wacana pengelolaan sumur tua kepada BUMDes itu juga sudah disampaikan Komisi A saat melakukan rapat bersama dengan sejumlah Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), dan SKK Migas di ruang Paripurna DPRD Bojonegoro pada 27 Desember 2016 lalu. Sekarang rencana itu masih menjadi pertimbangan pemilik Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu.

Sementara Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu, Agus Amperianto mengungkapkan, dua paguyuban yang sebelumnya mengelola sumur tua tidak diperpanjang kontraknya. Pihaknya berharap pengelolaan sumur tua nantinya tidak menyalahi aturan Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 yang di antaranya pengelolaan diserahkan kepada KUD maupun BUMD. Tapi apabila Bupati merekomendasikan apapun bentuk BUMD nya, maka Pertamina akan mempelajarinya dulu untuk persetujuan SKK Migas dan Direktorat Jenderal Migas.

Harian Bangsa,Page-9, Monday, Jan, 9, 2017

Doubtful Reached Agreement Next Week

Development Masela

Agreement on development projects Abadi field, Masela doubt can be reached during a meeting between Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko Widodo next week.

Because, Inpex Corporation as the operator of oil and gas blocks in Southwest Maluku district admitted that he is still negotiating with the Government of Indonesia with regard to a number of problems. Still negotiating with the Government of Indonesia Abadi field associated with the project. These negotiations include location, capacity liquefied natural gas onshore and contract extension for the results, "said CEO Inpex Corporation Toshiaki Kitamura in Tokyo, as quoted by Bloomberg, Friday (6/1). Shinzo Abe is scheduled to meet with President Joko Widodo in Bogor on Sunday (15/1) to discuss a number of agreements. in addition Masela, will also be discussed Patimban Ports and Railway projects Medium Jakarta-Surabaya.

After the plenary Cabinet meeting at the Bogor Palace on Wednesday (4/1), the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan disclose the results of the meeting an agreement in Japan where the replacement of missing agreed contract period of seven years.

In the energy sector agreed on a deal Masela that the meeting in Japan, for seven years [the replacement of the lost contract period], "he said. In addition, the production capacity of liquefied natural gas onshore / OLNG proposed of 9.5 metric tons per year / MTPA judged to be 7.5 MTPA pipe coupled with the capacity of 474 MMSCFD.

With the deal, the value of the investment for the Masela block is estimated to a maximum of US $ 16 billion In fact, Luhut estimate the value of that investment can be less than the initial assumption. The most high of US $ 16 billion. Maybe it could be less than $ 16 Meanwhile, for the derivatives industry, the institute set up so that the petrochemical industry and fertilizer industry in that location is expected to attract investment of around US $ 9 billion. Thus, the Masela block project and upstream to downstream in the derivatives industry will attract an investment of US $ 25 billion.

With the deal, he projected pre FEED this year and will be completed in 2017 until 2018. Hopefully, a final investment decision / FID can be completed by 2019 at the latest so that the commercial operation can be carried out in 2022. Meanwhile, Inpex Masela Limited as operator proposed that production capacity rose to 9.51 mtpa and operating life to 30 years, assuming the addition of 20-year contract period and the replacement of the contract lost because it is used to conduct a study refinery floating liquefied natural gas (floating liquefied natural gas / FLNG) for 10 years.

INVESTMENT RETURNS

Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the current oil price conditions, the ratio of return on investment / project IRR could touch about 12%. With an IRR of 12%, he said, the project is still running as economies of scale by assuming a production capacity exceeding 7.5 million tons per year and an operating life of more than 20 years.

He admits, it is indeed below the proposed operator IRR of 15%. Deputy Minister asked that operators sent a letter to the government. From the letter, the government will eventually respond in the form of points of agreement on the fiscal proposals submitted.

According to him, from the technical aspect, the addition of possible production and production plus despite operating life after the contract expires 2028. Production could still survive until the next 27 years. Even so, Arcandra not call any more detail aspects that support the replacement of the lost contract period of seven years. Considerations are techniques that we think they are entitled to reimbursement.

IN INDONESIAN
Pengembangan Masela

Kesepakatan Diragukan Tercapai Pekan Depan

Kesepakatan soal proyek pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela diragukan bisa dicapai saat pertemuan antara Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko Widodo pada pekan depan.

Pasalnya, Inpex Corporation selaku operator blok migas di Kabupaten Maluku Barat Daya tersebut mengaku hingga kini masih melakukan negosiasi dengan Pemerintah Indonesia terkait dengan sejumlah persoalan. Masih melakukan negosiasi dengan Pemerintah Indonesia terkait dengan proyek Lapangan Abadi. Negosiasi tersebut termasuk lokasi, kapasitas kilang gas alam cair darat dan perpanjangan kontrak bagi hasil," kata CEO Inpex Corporation Toshiaki Kitamura di Tokyo, seperti dikutip dari Bloomberg, Jumat (6/ 1). Shinzo Abe dijadwalkan bertemu dengan Presiden Joko Widodo di Istana Bogor pada Minggu (15/1) untuk membahas sejumlah kesepakatan. Selain Blok Masela, juga akan dibahas Pelabuhan Patimban dan proyek Kereta Medium Jakarta-Surabaya.

Seusai Sidang Kabinet Paripurna di Istana Bogor, Rabu (4/1), Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengungkapkan hasil kesepakatan pertemuan di Jepang di mana penggantian masa kontrak yang hilang disepakati selama tujuh tahun.

Di bidang energi sudah disepakati mengenai Blok Masela yaitu kesepakatan hasil pertemuan di Jepang, selama tujuh tahun [penggantian masa kontrak yang hilang],” katanya. Selain itu, kapasitas produksi kilang gas alam cair darat/OLNG yang diusulkan sebesar 9,5 metrik ton per tahun/MTPA diputuskan menjadi sebesar 7,5 MTPA ditambah dengan kapasitas pipa sebesar 474 MMscfd.

Dengan kesepakatan itu, nilai investasi untuk Blok Masela diperkirakan maksimum sebesar US$ 16 miliar Bahkan, Luhut memperkirakan nilai investasi itu bisa kurang dari asumsi awal. Paling tinggi US$ 16 miliar. Mungkin bisa kurang dari US$ 16   Sementara itu, untuk industri turunan, pihaknya menyiapkan agar industri petrokimia dan industri pupuk di lokasi itu diperkirakan akan menarik investasi sekitar US$ 9 miliar. Dengan demikian, proyek blok Masela dan hulu hingga hilir pada industri turunan akan menarik investasi sebanyak US$ 25 miliar.

Dengan adanya kesepakatan itu, dia memproyeksikan pre FEED pada tahun ini dan akan diselesaikan pada 2017 hingga 2018. Harapannya, keputusan akhir investasi/FID bisa dituntaskan pada 2019 sehingga operasi komersial paling lambat bisa dilakukan pada 2022. Adapun, Inpex Masela Limited sebagai operator mengusulkan agar kapasitas produksi naik menjadi 9,51 mtpa dan masa operasi menjadi 30 tahun dengan asumsi penambahan masa kontrak 20 tahun dan penggantian masa kontrak yang hilang karena digunakan untuk melakukan kajian kilang terapung gas alam cair (floating liquefied natural gas/FLNG) selama 10 tahun.

PENGEMBALIAN INVESTASI 

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan dengan kondisi harga minyak saat ini, rasio pengembalian investasi/IRR proyek bisa menyentuh sekitar 12%. Dengan IRR 12% , katanya, proyek masih berjalan sesuai skala ekonomi dengan asumsi kapasitas produksi melebihi 7,5 juta ton per tahun dan masa operasi lebih dari 20 tahun.

Dia mengakui, hal tersebut memang di bawah usulan IRR operator yakni 15%. Wakil Menteri ESDM itu meminta agar operator mengirim surat kepada pemerintah. Dari surat tersebut, nantinya pemerintah akan merespon berupa poin kesepakatan terkait dengan usulan fiskal yang diajukan.

Menurutnya, dari aspek teknis, penambahan produksi dimungkinkan dan produksi ditambah kendati masa operasi setelah masa kontrak berakhir 2028. Produksi masih bisa bertahan hingga 27 tahun berikutnya. Meski begitu, Arcandra tidak menyebut lebih detail aspek mana saja yang mendukung penggantian masa kontrak yang hilang selama tujuh tahun. Pertimbangan secara teknik yang menurut kami, mereka berhak mendapat penggantian.

Bisnis Indonesia, Page-9, Saturday, Jan, 7, 2017

Management of Old Wells, Propose Engagement BUMDes

The unclear regulatory management Wonocolo old oil wells in Sub Kedewan to date, Parliament proposes Bojonegoro involvement village-owned enterprises (BUMDes). I read the proposal at a meeting in the title of the opinion of Parliament Plenary Room Bojonegoro, said a member of Commission A DPRD Donny Bayu Setiawan. Doni insists, BUMDes engagement in accordance with the original purpose of the revision of Energy and Mineral Resources Regulation No. 1 Year 2008. Namely, the welfare of the community around the mining areas of old oil wells.

In addition, states that the Village Unit Cooperatives (KUD) and the Regional Owned Enterprises (enterprises) may arrange and produce petroleum. That is, the current management of old oil wells in the village Wonocolo, District All of them are still status quo. Management will be more on target.

If later the proposal was not acceptable, it will continue to seek the best way in the regulation of the management of old oil wells. So that, hopefully, the management of law. Do BUMDes under KUD or enterprises to be negotiated again. Meanwhile, the Head of Public Relations Section of Energy and the Environment Dadang Subiantoro Aris said it agreed to the proposal as long as it does not violate the rules. Not bad. At least the management is clear.

IN INDONESIAN

Pengelolaan Sumur Tua, Usulkan Keterlibatan BUMDes

Belum jelasnya regulasi pengelolaan sumur minyak tua Wonocolo di Kecamatan Kedewan sampai saat ini, DPRD Bojonegoro mengusulkan keterlibatan Badan Usaha Milik Desa (BUMDes). Usulan itu saya bacakan saat rapat gelar pendapat di Ruang Paripurna DPRD Bojonegoro, kata anggota Komisi A DPRD Donny Bayu Setiawan. Doni menegaskan, keterlibatan BUMDes sesuai dengan tujuan awal revisi Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008. Yakni, menyejahterakan masyarakat sekitar wilayah penambangan sumur minyak tua.

Selain itu, menyebutkan bahwa Koperasi Unit Desa (KUD) dan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) dapat mengusahakan dan memproduksikan minyak bumi. Artinya, saat ini pengelolaan minyak sumur tua di Desa Wonocolo, Kecamatan Ke dewan masih status quo. Pengelolaannya akan lebih tepat sasaran.

Jika nanti usulan itu belum bisa diterima, pihaknya akan terus mengupayakan jalan terbaik dalam regulasi pengelolaan sumur minyak tua. Sehingga, harapannya, pengelolaan berdasar hukum. Apakah BUMDes di bawah KUD atau BUMD akan dirundingkan lagi. Sementara itu, Kepala Sub Bagian Humas ESDM dan Lingkungan Hidup Dadang Aris Subiantoro mengatakan, pihaknya setuju usulan tersebut asalkan tidak menyalahi aturan yang ada. Bagus juga. Paling tidak pengelolaannya jelas.

Radar Bojonegoro, Page-29, Saturday, Jan, 7, 2017

Gross-Split Scheme May Hinder Enhanced Oil Recovery

The governments plan to implement a gross-split sliding scale in place of the current cost recovery system could hinder its efforts to encourage more exploration and exploitation activities that could boost oil and gas production. Unlike cost recovery a reimbursement scheme for the upstream oil and gas sector, a gross-split scheme will incorporate a “no-reimbutsement” mechanism, which will force companies to become more efficient amid continuously sluggish global oil prices. The government hopes that the new scheme will be more desirable to investors as it will also involve variable and progressive split ratios that would change depending on different factors.

In the current scheme, in an oil project, a company’s portion is set at 15 percent and the rest is dedicated to the government, while in a gas project, the company has the right to a 30 percent portion. However, experts are doubtful that the new scheme will encourage tertiary oil recovery methods such as enhanced oil recovery (EOR), which are essential to boost production amid depleting reserves.

National Energy Board (DEN) member Andang Bachtiar said forcing companies to become more efficient would make them shy away from using EOR and developing marginal fields because of the high costs and low internal rate of return (IRR). Furthermore, companies working under a gross-split production sharing contract (PSC) would also prioritize production activities for guaranteed revenue rather than pay exploration activity costs.

“The General Plan for National Energy [RUEN] stipulates that in the next five years we have to boost production through EOR to reach 2.5 million barrels of oil stored in reserves,” he said.

The country’s oil production rates have continued to decrease over the years because of a lack of new discoveries. Data from the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) show that the nation’s proven oil reserves have dropped to 3,603 million stock tank barrels (mmstb) by the end of 2015 from 3,624 mmstb.

If the country continues to produce over 800,000 barrels of oil per day (bopd) without any new findings, its proven reserves could be depleted in little over a decade. Next year’s ready-to-sell production target is set at 815,000 bopd.SKKMigas chairman Amien Sunaryadi claims that there is still around 48.6 billion stock tank barrels of oil (bstb), which could potentially be produced through EOR.

This cannot be extracted through conventional methods and needs either EOR or extraction with chemical surfactants,” he said. Despite the governments enthusiasm for EOR, companies that have been conducting EOR pilot projects, such as Chevron Pacific Indonesia and Medco E&P Rimau, have said that these methods are still economically unfeasible to implement on a large scale unless global crude prices reach $80 per barrel. Benchmarks West Texas Intermediate (WTI) and Brent traded crude at around $55 per barrel recently.

The government has confirmed that the new scheme will be first implemented in the PSC of the Offshore Northwest Java (ONWJ) block. However, data from the Energy and Mineral Resources Ministry shows that there will still be around 50 existing PSCS, which will remain under the cost recoveiy scheme for the next 25 years.

Meanwhile, Adjie Harisandi, an industry analyst from Bank Mandiri, suggested that SKK Migas should still be able to control and monitor the cost of production of the con- tractors under the new scheme. “Note that the government still has a legal right to collect income taxes from oil`and gas in addition to oil-production sharing. Therefore, how much income tax the contractors must pay should be regulated as well,” he said in a recently published research note.

IN INDONESIAN

 Skema Gross Spli tdapat menghalangi Enhanced Oil Recovery (EOR)

Pemerintah berencana untuk menerapkan gross-split skala geser di tempat sistem cost recovery saat ini bisa menghambat upaya untuk mendorong lebih banyak eksplorasi dan eksploitasi kegiatan yang dapat meningkatkan produksi minyak dan gas. Tidak seperti cost recovery skema penggantian untuk sektor hulu migas, skema gross-split akan menggabungkan "no-reimbutsement" mekanisme, yang akan memaksa perusahaan untuk menjadi lebih efisien di tengah harga minyak dunia terus lesu. Pemerintah berharap skema baru akan lebih diinginkan untuk investor karena juga akan melibatkan rasio pemecahan variabel dan progresif yang akan berubah tergantung pada faktor-faktor yang berbeda.

Dalam skema saat ini, di proyek minyak, sebagian perusahaan ditetapkan sebesar 15 persen dan sisanya didedikasikan kepada pemerintah, sementara di proyek gas, perusahaan memiliki hak untuk porsi 30 persen. Namun, para ahli meragukan bahwa skema baru akan mendorong metode pemulihan minyak tersier seperti enhanced oil recovery (EOR), yang penting untuk meningkatkan produksi di tengah cadangan menipis.

Dewan Energi Nasional (DEN) anggota Andang Bachtiar mengatakan memaksa perusahaan untuk menjadi lebih efisien akan membuat mereka menghindar dari menggunakan EOR dan mengembangkan bidang marginal karena biaya tinggi dan internal rate rendah return (IRR). Selain itu, perusahaan yang bekerja di bawah gross-split kontrak bagi hasil (PSC) juga akan memprioritaskan kegiatan produksi untuk pendapatan dijamin daripada membayar biaya kegiatan eksplorasi.

"Rencana Umum Energi Nasional [RUEN] menetapkan bahwa dalam lima tahun ke depan kita harus meningkatkan produksi melalui EOR mencapai 2,5 juta barel minyak disimpan dalam cadangan," katanya. Tingkat produksi minyak negara ini telah terus menurun selama bertahun-tahun karena kurangnya penemuan baru. Data dari Minyak dan Gas Angkatan Hulu Pengatur Tugas Khusus (SKKMigas) menunjukkan bahwa cadangan minyak terbukti bangsa ini telah turun menjadi 3.603 juta tangki saham barel (MMSTB) pada akhir 2015 dari 3624 MMSTB.

Jika negara terus memproduksi lebih dari 800.000 barel minyak per hari (bopd) tanpa temuan baru, cadangan terbukti bisa habis dalam sedikit lebih dari satu dekade. siap jual target produksi tahun depan ditetapkan pada ketua 815.000 bopd.SKKMigas Amien Sunaryadi mengklaim bahwa masih ada sekitar 48600000000 barel tangki saham minyak (bstb), yang berpotensi dapat dihasilkan melalui EOR.

Ini tidak dapat diekstraksi melalui metode konvensional dan kebutuhan baik EOR atau ekstraksi dengan surfaktan kimia, "katanya. Meskipun pemerintah antusiasme untuk EOR, perusahaan yang telah melakukan proyek percontohan EOR, seperti Chevron Pacific Indonesia dan Medco E & P Rimau, telah mengatakan bahwa metode ini masih ekonomis tidak layak untuk menerapkan dalam skala besar kecuali harga minyak mentah dunia mencapai US $ 80 per barel. Benchmark West Texas Intermediate (WTI) dan Brent diperdagangkan mentah sekitar $ 55 per barel baru-baru ini.

Pemerintah telah mengkonfirmasi bahwa skema baru akan diterapkan pertama kali pada PSC Offshore Northwest Java (ONWJ) blok. Namun, data dari Energi dan Sumber Daya Mineral Kementerian menunjukkan bahwa masih akan ada sekitar 50 PSCS yang ada, yang akan tetap berada di bawah skema biaya recoveiy selama 25 tahun ke depan.

Sementara itu, Adjie Harisandi, seorang analis industri dari Bank Mandiri, menyarankan bahwa SKK Migas harus tetap dapat mengontrol dan memantau biaya produksi traktor con di bawah skema baru. "Perhatikan bahwa pemerintah masih memiliki hak hukum untuk mengumpulkan pajak pendapatan dari gas oil`and selain berbagi minyak produksi. Oleh karena itu, berapa banyak pajak penghasilan kontraktor harus membayar harus diatur juga, "katanya dalam sebuah catatan penelitian baru-baru ini diterbitkan.

Jakarta Post, Page-15, Friday, Jan, 6, 2017

Pertamina to Collect Petral Receivables

State-owned oil and gas company Pertamina has said that it will start to collect the receivables of its liquidated trading arm Pertamina Energy Trading Limited (Petral) this year. The poor documentation of the receivables that had hampered the collection process should have been rectified in 2016, said Pertamina president director Dwi Soetjipto, adding that Pertamina would have to reclassify the exact amounts of receivables with the clients.

Pertamina has already asked government institutions such as the Development Finance Comptroller (BPKP) and Attorney General Office to carry out the reclassification process, he said. ”We want the reclassification process to be legally valid and not cause any more problems in the future," he said.

Dwi said Pertamina would talk to its clients to discuss the issue. ”We have to check our findings with the clients. Some clients may admit that they have payables to Petral, some others may not, this should be resolved,” he said.

IN INDONESIAN

Pertamina Kumpulkan Piutang Petral 

        Perusahaan minyak dan gas milik negara Pertamina telah mengatakan bahwa hal itu akan mulai menagih piutang dagang Pertamina Energy Trading Limited (Petral)  yang dilikuidasi tahun ini. Dokumentasi yang buruk dari piutang yang telah menghambat proses pengumpulan seharusnya diperbaiki pada 2016, kata Presiden Direktur Pertamina Dwi Soetjipto, menambahkan bahwa Pertamina harus mereklasifikasi jumlah yang tepat dari piutang dengan klien.

Pertamina telah meminta lembaga pemerintah seperti BPKP (BPKP) dan Kejaksaan Agung untuk melaksanakan proses reklasifikasi, katanya. "Kami ingin proses reklasifikasi menjadi sah secara hukum dan tidak menimbulkan masalah lagi di masa depan," katanya.

Dwi mengatakan Pertamina akan berbicara dengan klien untuk membahas masalah tersebut. "Kami harus memeriksa temuan kami dengan klien. Beberapa klien mungkin mengakui bahwa mereka memiliki hutang kepada Petral, beberapa orang lain mungkin tidak, ini harus diselesaikan, "katanya.

Jakarta Post, Page-14, Friday, Jan, 6, 2017

PGN Build Natural Gas Pipeline Lamongan, Tuban Throughout the 141-KM

PT PGN expand natural gas pipelines in various areas, one of them by building a gas pipeline segment-Lamongan Gresik-Tuban along the 141 kilometer (km). PGN will continue to aggressively build gas pipelines to expand the utilization of gas to the public. One of them in East Java such as in-Lamongan Gresik segment-Tuban, "said Vice President of Corporate Communications PGN, Andri Irwan Atmanto.

Irwan said, for phase l of the road Gresik - Lamongan - Tuban, PGN is currently in the process of construction of a gas pipeline in the village of Suci up Sembayat in Gresik, East Java 11.5 km. Phase I of the project is targeted for completion in the first quarter - 2017.

The gas pipeline will also be connected with the pipe PGN already existing in East Java. It is expected the presence of gas pipelines, will be more and more industries, SME, commercial business (hotels, shopping malls, hospitals, restaurants) to households and transportation to enjoy the good energy of natural gas is a clean and efficient compared to other fuels from PGN ,

In the construction of this natural gas network, PGN need the support of national and local government and the community. The support we had hoped for during the development process gas pipe sometimes causes an uncomfortable feeling for the community road users when the pipe is planted on the roadside, said Irwan.

Irwan said that in order to reduce the inconvenience that, in any gas pipeline project, PGN emphasizes professionalism. Extracting gas pipeline project will be completed on time and the excavated soil immediately return it to the original condition even better.

As examples of the PGN pipeline project in the Holy village-Village Sembayat 11.5 km, PGN dugouts to move to another location, thereby reducing road user inconvenience. Once the gas pipeline is completed planted, PGN will repair the road being dug in and the asphalt until smooth. Construction of gas pipeline project-Lamongan Gresik-Tuban, East Java, PGN is also well as a commitment to open up areas of new natural gas market in East Java.

Like last year, PGN strengthen the natural gas pipeline network in East Java to build a gas pipeline in Sidoarjo along the 32 km, 23 km Surabaya, Pasuruan 2 km. Until now, the total length of natural gas pipeline in East Java PGN around 1,155 km, with details, PGN pipeline along 552 km in Surabaya, Gresik, Sidoarjo-141 Km 404 km and 199 km Pasuruan. The pipeline project is already in operation and the gas to various customers such as industry, SMEs, commercial businesses to households, "added Irwan.

PGN is the only entity in Indonesia that distribute natural gas to various customer segments, ranging from households, Small and Micro Enterprises (SMEs), commercial business (shopping malls, hotels, hospitals and restaurants), industrial, power generation and transportation , Until now PGN distribute natural gas to more than 120,000 households. In addition to the 1,929 small businesses, malls, hotels, hospitals, restaurants, to restaurants, and 1,630 large-scale industrial and power plants. Natural gas pipeline owned and operated PGN along more than 7,200 km, or about 78% of national downstream natural gas pipeline, "added Irwan.

IN INDONESIAN

PGN Bangun Pipa Gas Bumi Lamongan-Tuban Sepanjang 141 KM

PT PGN memperluas jaringan pipa gas bumi di berbagai daerah, salah satunya dengan membangun pipa gas bumi ruas Gresik-Lamongan-Tuban sepanjang 141 kilometer (Km). PGN akan terus agresif dalam membangun jaringan pipa gas bumi untuk memperluas pemanfaatan gas bumi ke masyarakat. Salah satunya di Jawa Timur seperti di ruas Gresik-Lamongan-Tuban,” kata Vice President Corporate Communication PGN, Irwan Andri Atmanto.

Irwan mengatakan, untuk tahap l dari ruas Gresik - Lamongan - Tuban, PGN saat ini dalam proses pembangunan pipa gas di Desa Suci hingga Desa Sembayat di Gresik, Jawa Timur sepanjang 11,5 km. Proyek tahap I ini ditargetkan selesai pada kuartal I - 2017.

Pipa gas tersebut juga akan tersambung dengan pipa PGN yang sudah eksisting di Jawa Timur. Diharapkan dengan keberadaan jaringan pipa gas ini, akan makin banyak lagi industri, UKM, usaha komersial (hotel, mal, rumah sakit, rumah makan) hingga rumah tangga dan transportasi yang menikmati energi baik gas bumi yang bersih dan efisien dibanding bahan bakar lainnya dari PGN.

Dalam pembangunan jaringan gas bumi ini, PGN butuh dukungan dari pemerintah pusat maupun daerah serta masyarakat. Dukungan itu kami harapkan karena selama proses pembangunan pipa gas terkadang menimbulkan rasa kurang nyaman bagi masyarakat pengguna jalan ketika pipa ditanam di pinggir jalan, kata Irwan.

Irwan menyatakan, bahwa untuk mengurangi ketidak nyamanan itu, dalam setiap pengerjaan proyek pipa gas, PGN mengedepankan profesionalitas. Proyek penggalian pipa gas akan diselesaikan tepat waktu dan tanah yang digali segera di kembalikan pada kondisi seperti semula bahkan lebih baik.

Seperti contoh proyek pipa PGN di Desa Suci-Desa Sembayat sepanjang 11,5 km, PGN sampai memindahkan tanah galian ke lokasi lain sehingga mengurangi ketidak nyamanan pengguna jalan. Setelah pipa gas selesai ditanam, PGN akan memperbaiki jalan yang digali dan di aspal hingga mulus. Pembangunan proyek pipa gas Gresik-Lamongan-Tuban, Jawa Timur ini juga sekaligus komitmen PGN untuk membuka wilayah-wilayah pasar gas bumi baru di Jawa Timur.

Seperti tahun lalu, PGN memperkuat jaringan pipa gas bumi di Jawa Timur dengan membangun pipa gas di Sidoarjo sepanjang 32 km, Surabaya 23 km, Pasuruan 2 km. Hingga saat ini total panjang pipa gas bumi PGN di Jawa Timur sekitar 1.155 km, dengan rincian, pipa PGN di Surabaya sepanjang 552 km, Gresik-141 Km Sidoarjo 404 km, dan Pasuruan 199 km. Proyek pipa tersebut sudah beroperasi dan mengalirkan gas ke berbagai pelanggan seperti industri, UKM, usaha komersial hingga rumah tangga,” tambah Irwan.

PGN merupakan satu satunya badan usaha di Indonesia yang menyalurkan gas bumi ke berbagai segmen pelanggan, mulai dari rumah tangga, Usaha Kecil dan Mikro (UKM), usaha komersial (mal, hotel, rumah sakit dan rumah makan) , industri, pembangkit listrik dan transportasi. Hingga saat ini PGN menyalurkan gas bumi ke lebih dari 120.000 rumah tangga. Selain itu ke 1.929 usaha kecil, mal, hotel, rumah sakit, restoran, hingga rumah makan, serta 1.630 industri berskala besar dan pembangkit listrik. Pipa gas bumi yang dimiliki dan dioperasikan PGN saat ini sepanjang lebih dari 7.200 km atau sekitar 78% pipa gas bumi hilir nasional,” tutup Irwan.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 6, 2017