Efforts to Attract Investments to Indonesia

Total investment of upstream oil and gas (oil and gas) Indonesia in 2015 amounted to 15.4 billion US fell by 27 percent in 2016 to 11.15 billion US dollars. The decline in world crude oil prices that occurred since mid-2014 caused oil and gas contractors to make efficiency, including reducing investment spending. As a result, national oil and gas reserves decline due to lack of exploration.

The decline in oil and gas investment has certainly resulted in slowing regional economies. Though this sector is a major contributor to economic growth in the region. Slowing economic growth in some areas, but also cessation of oil and gas supporting industries, reducing labor, to other social impacts in society.

The Government and all relevant parties have an important role to take immediate action so that Indonesia can avoid a wider and prolonged energy crisis. Complete and long-term solutions that begin with goal-oriented policy reform are essential.

According to Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong, the current condition is very urgent. The absence of new oilfield discoveries due to low exploration activities will hit Indonesia's oil and gas production capability in the future. "The decline in production will get worse if we only depend on the existing production areas, we need to find new oil and gas reserves in new locations," he said.

IPA President Christina Verchere

IPA President Christina Verchere said Indonesia must compete regionally and globally to get funding for investment today. Therefore, industrial conditions should be attractive for investors to want to invest in Indonesia.

With that spirit, IPA as a place for oil and gas companies operating in Indonesia, held the 41st IPA Convention and Exhibition on 17-19 May 2017 at the Jakarta Convention Center. This event is the theme of Accelerating Reform to Re-Attract Investment to Meet the Economic Growth Target. 

     "The 41st IPA Convex is a place that will bring together industry leaders, implementers and policy makers, governments and experts related to the oil and gas industry, Both from within and from abroad, to jointly seek solutions that can be done to encourage growth in the industry so as to encourage economic growth in various sectors in Indonesia.

Multiple effects

According to IPA Director of Tumbur Parlindungan, Indonesia's upstream oil and gas sector, along with all its supporting sectors, has a large multiplier effect for the Indonesian economy. Any investment in the upstream sector of oil and gas worth US $ 1 million will create an added value of 1.6 million US dollars, contributing to GDP of 700 thousand US dollars, and create employment for more than 100 people of Indonesia.

Unfortunately, the above contribution is hampered by the challenges currently faced by the Indonesian oil and gas industry, including legal certainty, competitive financing schemes, regulatory reform (revision of Government Regulation No. 79 of 2014 and economic calculation of Gross Split scheme) investation.

These challenges resulted in declining oil production, low oil replacement ratios, slow domestic gas infrastructure investment and low investor interest in new blocs offered by the government.

In this case, according to Marjolijn, IPA is keen to actively contribute to the policy-making process to increase investment and upstream oil and gas productivity in Indonesia.

Quick solution

Without significant investment, exploration activities will continue to decline and the potential of Indonesia's oil and gas will not bring any added value and benefits to the country and society. In this case, IPA believes that building a positive oil and gas investment climate should be a top priority of the Indonesian government to push back investment in this sector.

IPA Convex is the largest convention and exhibition event in Asia Pacific that will bring together industry leaders, implementers and policy makers, governments and experts associated with the oil and gas industry, both from within and from abroad, to work together and seek solutions On the problem of oil and gas industry of the country.

The three plenary sessions, namely "Re-Attracting Upstream Oil and Gas Investment Amidst the Global Capital Efficiency Drive"; "Beyond Revenues: The Indispensable Contribution of the Upstream Industry to Local Industry and Economic Growth"; And "Priority Reforms to Re-Attract Investment", is expected to dissect the challenges facing the industry from multiple perspectives and then provide a comprehensive, immediate recommendation to withdraw investment into Indonesia.

A special session will be held to discuss the human resources aspects of Indonesia's oil and gas industry. The topic entitled "Investing in Indonesians: Impact of the Current Landscape" will be discussed by representatives of various oil and gas associations in Indonesia.

The event was attended by more than 100 exhibitors from the oil and gas industry and various related sectors including service companies, contractors, government organizations, media, chambers of commerce and so on. In this event, they will show the latest technology and best practice from each organization. In addition, there will be 110 scientific papers and 60 posters that will show the achievements and innovations in the oil and gas industry that will be presented in technical sessions and poster sessions.

As important as discussions on policy, IPA Convex will also organize science transfer events in which Indonesian students participate in various technical sessions.

Over the years, Convex IPA has garnered more than 3,400 international technical papers and this year IPA Convex held a business case competition for the first time as part of a series of programs. The industry is facing more and more technical and non-technical challenges and IPA Convex is keen to see young Indonesians participating and preparing to face the challenge.

In this competition, more than 200 participants took part and tested their business skills to solve complex commercial, political, and societal problems.

IN INDONESIAN

Upaya Menarik Kembali lnvestasi ke Indonesia

Total investasi hulu minyak dan gas bumi (migas) Indonesia pada 2015 sebesar 15,4 Miliar AS turun sebanyak 27 persen pada 2016 menjadi 11,15 Miliar dollar AS. Turunnya harga minyak mentah dunia yang terjadi sejak pertengahan 2014 menyebabkan kontraktor migas melakukan efisiensi, termasuk mengurangi belanja investasi. Akibatnya, cadangan migas nasional menurun lantaran minimnya eksplorasi.

Menurunnya investasi migas tentu saja mengakibatkan ekonomi daerah melambat. Padahal sektor ini merupakan kontributor utama pertumbuhan ekonomi di daerah. Melambatnya pertumbuhan ekonomi di sejumlah daerah, tetapi juga berhentinya industri penunjang migas, pengurangan tenaga kerja, hingga dampak-dampak sosial lainnya dalam masyarakat.

Pemerintah dan semua pihak terkait memiliki peran penting untu segera mengambil tindakan yang tepat sehingga Indonesia dapat terhindar dari krisis energi yang lebih luas dan berkepanjangan. Solusi yang lengkap dan jangka panjang yang dimulai dengan reformasi kebijakan yang sesuai tujuan sangat diperlukan.

Menurut Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong, kondisi saat ini sangat mendesak. Ketiadaan penemuan ladang minyak baru yang disebabkan rendahnya aktivitas eksplorasi akan memukul kemampuan produksi migas Indonesia pada masa mendatang.

 "Penurunan produksi akan bertambah buruk bila kita hanya bergantung pada daerah produksi yang sudah berjalan. Kita perlu menemukan cadangan migas baru di lokasi baru. Untuk itu, kita membutuhkan investasi yang sangat besar," ujar Marjolijn. 

Presiden IPA Christina Verchere mengatakan, Indonesia harus bersaing secara regional dan global untuk mendapatkan pendanaan untuk investasi saat ini. Oleh karena itu, kondisi industri harus menarik bagi investor untuk mau berinvestasi di Indonesia.

Dengan semangat tersebut, IPA sebagai tempat untuk perusahaan migas yang beroperasi di Indonesia, mengadakan Konvensi dan Pameran IPA ke-41 pada 17-19 Mei 2017 di Jakarta Convention Center. Kegiatan ini mengangkat tema Accelerating Reform to Re-Attract Investment to Meet the Economic Growth Target". 

     Kegiatan ke-41 IPA  Convex ini merupakan tempat yang akan mempertemukan pemimpin industri, pelaksana dan pengambil kebijakan, pemerintah dan para tenaga ahli yang berhubungan dengan industri migas, baik dari dalam maupun dari luar negeri, untuk bersama-sama mencari solusi yang dapat dilakukan untuk mendorong pertumbuhan dalam industri sehingga dapat mendorong pertumbuhan ekonomi dalam berbagai sektor di Indonesia.

Efek  berganda

Menurut Direktur IPA Tumbur Parlindungan, sektor hulu migas Indonesia, beserta semua sektor pendukungnya, memiliki efek berganda yang besar bagi perekonomian Indonesia. Setiap investasi di sektor hulu migas senilai 1 juta dollar AS akan menciptakan nilai tambah sebesar 1,6 juta dollar AS, memberikan kontribusi atas PDB sebesar 700 ribu dollar AS, serta menciptakan lapangan kerja bagi lebih dari 100 orang Indonesia. 

Sayangnya, besarnya kontribusi di atas terhambat oleh berbagai tantangan yang saat ini dihadapi oleh industri migas Indonesia, antara lain kepastian hukum, skema pembiayaan yang kompetitif, reformasi regulasi (revisi dari Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2014 dan perhitungan keekonomian skema Gross Split), serta biaya investasi. 

Berbagai tantangan tersebut mengakibatkan produksi minyak yang terus menurun, rasio penggantian cadangan minyak yang rendah, investasi infrastruktur gas domestik yang lambat serta rendahnya ketertarikan investor pada blok baru yang ditawarkan oleh pemerintah.

Dalam hal ini, menurut Marjolijn, IPA sangat ingin secara aktif berkontribusi pada proses pembuatan kebijakan untuk meningkatkan investasi dan produktivitas hulu migas di Indonesia.

Solusi yang cepat

Tanpa investasi yang signifikan, aktivitas eksplorasi akan terus menurun dan potensi migas Indonesia tidak akan membawa nilai tambah serta manfaat apapun pada negara dan masyarakat. Dalam hal ini, IPA meyakini bahwa membangun iklim investasi migas yang positif harus menjadi prioritas utama pemerintah Indonesia untuk mendorong kembali investasi di sektor ini.

IPA Convex merupakan ajang konvensi dan pameran terbesar di Asia Pasifik yang akan mempertemukan pemimpin industri, pelaksana dan pengambil kebijakan, pemerintah, dan para tenaga ahli yang berhubungan dengan industri migas, baik dari dalam maupun dari luar negeri, untuk bersinergi dan bersama-sama mencari solusi atas permasalahan industri migas Tanah Air.

Ketiga sesi plenary, yaitu "Re-Attracting Upstream Oil and Gas Investment amidst the Global Capital Efficiency Drive"; "Beyond Revenues: The Indispensable Contribution ofthe Upstream Industry to Local Industry and Economic Growth"; dan "Priority Reforms to Re-Attract Investment", diharapkan dapat membedah tantangan-tantangan yang dihadapi industri dari berbagai sudut pandang lalu memberikan rekomendasi komprehensif yang dapat segera diterapkan untuk menarik kembali investasi ke Indonesia. 

Sesi spesial akan dilakukan untuk mendiskusikan aspek sumber daya manusia dalam industri migas Indonesia. Topik bertajuk "Investing in Indonesians: Impact ofthe Current Landscape" akan didiskusikan oleh perwakilan dari berbagai asosiasi minyak dan gas di Indonesia.

Acara ini di ikuti oleh lebih dari 100 peserta pameran dari industri minyak dan gas dan beragam sektor terkait termasuk perusahaan jasa, kontraktor, organisasi pemerintah, media, kamar dagang dan seterusnya. Dalam acara ini, mereka akan menunjukkan teknologi terkini serta best practice dari masing-masing organisasi. Selain itu, akan ditampilkan 110 karya tulis ilmiah dan 60 poster yang akan memperlihatkan pencapaian dan inovasi dalam industri migas yang akan disampaikan dalam technical sessions dan poster sessions.

Sama pentingnya dengan diskusi mengenai kebijakan, IPA Convex juga akan mengadakan ajang transfer ilmu pengetahuan di mana kalangan mahasiswa di Indonesia berpartisipasi dalam berbagai technical sessions. 

Selama bertahun-tahun, IPA Convex telah mengumpulkan lebih dari 3.400 karya tulis teknis bertaraf internasional dan tahun ini IPA Convex mengadakan business case competition untuk pertama kalinya sehagai bagian dari rangkaian program. industri ini menghadapi semakin banyak tantangan teknis maupun nonteknis dan IPA Convex sangat ingin melihat para kaum muda Indonesia berpartisipasi dan bersiap untuk menghadapi tantangan tersebut. 

     Dalam kompetisi ini, lebih dari 200 peserta ikut ambil bagian dan menguji kemampuan bisnis mereka untuk memecahkan masalah komersial, politik, dan kemasyarakatan yang kompleks.

Kompas, Page-19, Wednesday, May, 17, 2017

Struggling for Stronger Energy Resources

Competition for the struggle of energy resources in the Asian region is getting tighter. Indonesia must compete with the big countries, such as India, China, Japan and South Korea, to secure energy supplies, especially oil and gas.

Executive Director of the Refor Miner Institute Komaidi Notonegoro said oil and gas reserves in Indonesia are continuing to decline as domestic consumption increases are not balanced by new reserves. If not immediately innovate to increase reserves through exploration, Indonesia will increasingly rely on energy imports from other countries.

"Currently, half of domestic fuel consumption is obtained from imports. Domestic production is only about 800,000 barrels per day, while its consumption reaches 1.6 million barrels per day, "Komaidi said in a discussion on national energy security held by Paramadina University on Tuesday (16/5) in Jakarta.

According to Komaidi, Indonesia's oil reserves of about 3 billion barrels are less than 1 percent of the world's oil reserves. The consumption of Indonesia's oil equivalent to 3 percent of world oil consumption. Meanwhile, Indonesia's oil production is only 0.2 percent of world oil production.

"With such mapping, Indonesia's energy security has not been so strong. Indonesia will depend more on imports if it does not take immediate action, "Komaidi said. "

Unfortunately, efforts to attract upstream oil and gas investors to Indonesia are not supported by a conducive system. Upstream oil and gas investment climate are still overshadowed by regulatory uncertainty, unstable political situation, and lack of fiscal incentives.

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi acknowledges that upstream oil and gas regulation in Indonesia is often unattractive for investment. Investors will be more waiting to not invest because they fear there will be more rules change in the middle of the road.

"The inconsistency of the rule creates uncertainty. Investors are certainly worried and dare not take investment decisions. It is very necessary for investors is the legal certainty in business, "said Amien.

Regarding the depleting Indonesian oil and gas reserves, Indonesia must remain optimistic. There are still many potentially hydrocarbon-containing basins that have not been studied further. There are 74 basins mostly located in eastern Indonesia that have not been studied. "In essence, investors need not worry.

Countries such as Japan or South Korea that in fact importers of energy actually become a developed country. There are still many areas in Indonesia that have not been explored despite the need for cost and advanced technology, "said Amien.

Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, throughout 2016, Indonesia's oil production of 820,000 barrels per day, while imports 780,000 barrels per day. The Indonesian LPG production is 2.1 million metric tons, while imports are 4.47 million metric tons.

Meanwhile, domestic gas production is 7,300 million standard cubic feet per day (MMSCFD), while exported 2,400 MMSCFD. Along with rising consumption, Indonesia is estimated to deficit oil and gas in 2019.

IN INDONESIAN

Perebutan Sumber Energi Kian Ketat

Persaingan perebutan sumber energi di kawasan Asia kian ketat. Indonesia harus bersaing dengan negara-negara besar, seperti India, China, Jepang, dan Korea Selatan, untuk mengamankan pasokan energi, khususnya minyak dan gas bumi.

Direktur Eksekutif Refor Miner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, cadangan minyak dan gas bumi di Indonesia yang terus berkurang seiring naiknya konsumsi di dalam negeri tidak di imbangi oleh penemuan cadangan baru. Jika tidak segera melakukan inovasi untuk meningkatkan cadangan lewat eksplorasi, Indonesia akan semakin bergantung pada impor energi dari negara lain.

”Saat ini, setengah dari konsumsi bahan bakar minyak di dalam negeri didapatkan dari impor. Produksi di dalam negeri hanya sekitar 800.000 barrel per hari, sedangkan konsumsinya mencapai 1,6 juta barrel per hari,” kata Komaidi dalam diskusi tentang ketahanan energi nasional yang diselenggarakan Universitas Paramadina, Selasa (16/5), di Jakarta.

Menurut Komaidi, cadangan minyak Indonesia yang sekitar 3 miliar barrel tidak sampai 1 persen dari cadangan minyak dunia. Adapun konsumsi minyak Indonesia setara dengan 3 persen konsumsi minyak dunia. Sementara itu, produksi minyak Indonesia hanya 0,2 persen dari produksi minyak dunia.

”Dengan pemetaan seperti itu, ketahanan energi Indonesia belum begitu kuat. Indonesia akan lebih banyak bergantung pada impor jika tidak segera bertindak,” ujar Komaidi. "

Sayangnya, upaya menarik investor hulu minyak dan gas bumi ke Indonesia tidak didukung oleh sistem yang kondusif. Iklim investasi hulu minyak dan gas bumi masih dibayangi ketidakpastian peraturan, situasi politik yang tidak stabil, dan minimnya pemberian insentif fiskal.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengakui bahwa regulasi hulu migas di Indonesia yang sering berubah-ubah tidak menarik bagi investasi. Investor akan lebih banyak menunggu untuk tidak berinvestasi karena cemas akan ada perubahan aturan lagi di tengah jalan.

”Inkonsistensi aturan itu menimbulkan ketidakpastian. Investor tentu khawatir dan tidak berani mengambil keputusan investasi. Hal yang sangat diperlukan bagi investor adalah kepastian hukum dalam berbisnis,” kata Amien.

Soal cadangan migas Indonesia yang kian menipis, Indonesia harus tetap optimistis. Masih banyak cekungan-cekungan yang berpotensi mengandung hidrokarbon yang belum diteliti lebih lanjut. Ada 74 cekungan yang sebagian besar berada di wilayah timur Indonesia yang belum pernah diteliti. ”Intinya, investor tidak perlu cemas.

Negara semacam Jepang atau Korea Selatan yang notabene pengimpor energi justru menjadi negara maju. Masih banyak Wilayah di Indonesia yang belum dieksplorasi kendati itu perlu biaya dan teknologi maju,” ujar Amien. 

Berdasarkan data dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, sepanjang tahun 2016, produksi minyak Indonesia sebanyak 820.000 barrel per hari, sedangkan impornya 780.000 barrel per hari. Adapun produksi elpiji Indonesia sebanyak 2,1 juta metrik ton, sedangkan impornya 4,47 juta metrik ton.

Sementara itu, produksi gas domestik sebanyak 7.300 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD), sedangkan yang diekspor sebanyak 2.400 MMSCFD. Seiring dengan naiknya konsumsi, Indonesia diperkirakan defisit minyak dan gas bumi pada tahun 2019.

Kompas, Page-18, Wednesday, May, 17, 2017

Gross Split More Risky

Realization of investment in the upstream oil and gas sector continues to decline. In 2015 the value of investment reached USD 15.34 billion and then fell to USD 11.15 billion last year. Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said the decline in investment in upstream oil and gas and oil and gas supporting industries due to weak world oil prices. Therefore, the investment is not as high as it used to be.

Reforminer Institute Executive Director Komaidi Notonegoro explains that global oil and gas exploration activities are down 24 percent since the end of 2014. So, exploitation activity fell 18-22 percent. In addition to world oil prices, unstable regulation and hot politics are fueling uncertainty of oil and gas investment climate in the eyes of investors. One of the negative regulation is the production sharing cost gross split used for new oil and gas contracts.

The system is considered not attractive to investors because the amount received by investors in the same net, but more risky. With the cost recovery scheme, the profit sharing of oil and gas can be done. However, with the gross split, the contractor of the cooperation contract (KKKS) must calculate on its own. 

     If the contract is 30 years, maybe the BEP just met 15 years or 10 years. This is why it is not simple, "said Komaidi. There are currently 14 items of risk in the oil and gas business in Indonesia.With a gross split system, all business risks are borne by KKKS.

IN INDONESIAN

Gross Split Lebih Berisiko

Realisasi investasi di sektor hulu minyak dan gas bumi terus menurun. Pada 2015 nilai investasi mencapai USD 15,34 miliar lalu turun menjadi USD 11,15 miliar tahun lalu. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi menyatakan, penurunan investasi di sektor hulu migas dan industri pendukung migas disebabkan lemahnya harga minyak dunia. Karena itu, investasinya belum setinggi dulu.

Direktur Eksekutif Reforminer Institute Komaidi Notonegoro menjelaskan, kegiatan eksplorasi migas secara global turun 24 persen sejak akhir 2014. Lantas, kegiatan eksploitasi turun 18-22 persen. Selain harga minyak dunia, regulasi yang tidak stabil dan politik yang panas meuimbulkan ketidakpastian iklim investasi migas di mata investor. Salah satu regulasi yang dinilai negatif adalah production sharing cost gross split yang digunakan untuk kontrak migas baru.

Sistem tersebut dinilai belum menarik bagi investor karena jumlah yang diterima investor secara netto sama, tetapi lebih berisiko. Dengan skema cost recovery, bagi hasil migas sudah dapat dilakukan. Namun, dengan gross split, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) harus menghitung sendiri. 

     Kalau kontraknya 30 tahun, mungkin BEP-nya baru ketemu 15 tahun atau 10 tahun. Ini yang menyebabkan tidak sederhana," kata Komaidi. Saat ini ada 14 item risiko dalam bisnis migas di Indonesia. Dengan sistem gross split, seluruh risiko bisnis ditanggung oleh KKKS.

Jawa Pos, Page-5, Wednesday, May, 17, 2017

The Auction Will Be Opened Semester I / 2017

The process of bidding of flared gas will start in the first semester of 2012 after the data of gas potential from the rest of the exploration and production activities of petroleum.

Deputy of Control and Monetization of Upstream Oil and Gas Executing Agency (SKK Migas) Paralian Sihotang said the company is still collecting data on the potential of burning flares before making a bid. He targets the offer can be done in the 1st half of the year.

Based on Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 32/2017 on the Utilization and Selling Price of Gas Flares on Upstream Oil and Gas Business Activity, SKK Migas will be offering gas volume from several fields that have potential of unburned fuel flares.

Gas flaring is a type of gas produced from exploration activities and production or processing of oil or natural gas that is burned because it can not be handled by the production facility or processing that is available so it has not been utilized optimally.

The government hopes that the utilization of gas can support electricity needs, utilization of gas pipes for households and industries, compressed natural gas (CNG) Liquefied petroleum gas (LPG) to dimethyl ether.

Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), and the total gas flare potential of 200 million cubic feet per day (MMscfd) in 2016, 83.4 MMscfd has been utilized. Meanwhile, the distribution of flare gas is located in West Java, Central Java, East Java, East Kalimantan, South Sumatra, Jambi and Aceh from 175 burning chimneys.

"We will soon make a potential gas flare data first. The process of bidding for flared gas will start in the first half of 2017, "

SELLING PRICE

In relation to the flare gas price, the government has set a limit on the selling price for government institutions at US $ 0.35 per MMBtu. On the other hand, in the transitional provision that has not been made an agreement, the selling price should not be more than US $ 3.67 per MMBtu.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources I Gusti Nyoman Wiratmaja Puja said the new selling price will be determined through auction process. For an existing contract, he said, will not change with the new provisions.

In the appendix, we include a price formula that considers the hydrogen sulfide gas (H2S) and carbon dioxide (CO2) contents. The Range of price correction with H2S content of less than or equal to 1,400 ppmv ranging from US $ 0.1 to US $ 3.32, for more than 1,400 ppmv.

Meanwhile, the correction factor is also influenced by a combination of CO2 content of less than 15% mol to more than 30% mol, "If new, the price is set through the tender offer. If the existing one, the contract is still running. Formula for transition. "

Director of Oil and Gas Downstream Business Development Setyorini Tri Hulami said the enactment of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 32/2017, will only remove the provisions on the use of flared gas flares provided for in Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources no. 6/2016.

The reason, on the beleid is also regulated on the procedure of determining gas allocation for gas business entities. Commitment of gas distribution to final consumer and infrastructure development commitment. Therefore, he mentioned other provisions still apply and revisions are not necessary.

Meanwhile, beleid about the determination of gas allocation ie Ministerial Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 6/20126 is still valid even though the provisions on the use of flare gas are no longer applicable.

With the enactment of Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 32/2017, Ministerial Regulation no. 6/2016 on the Stipulation of Gas Allocation will be removed on the use of its flare gas. Secretary of the Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Susyanto, said in Ministerial Regulation no. 6/2016 also regulates the procedure for determining gas allocation.

IN INDONESIAN

Lelang Akan Dibuka Semester I/2017

Proses penawaran gas suar bakar akan dimulai pada semester 1/2017 setelah pendataan potensi gas dari sisa kegiatan eksplorasi dan produksi minyak bumi tersebut.

Deputi Bidang Pengendalian dan Monetisasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Parulian Sihotang mengatakan, pihaknya masih melakukan pendataan potensi gas suar bakar sebelum melakukan penawaran. Dia menargetkan penawaran bisa dilakukan pada semester 1/2017.

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 32/2017 tentang Pemanfaatan dan Harga Jual Gas Suar pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dau Gas Bumi, SKK Migas nantinya yang akan menawarkan volume gas dari beberapa lapangan yang memiliki potensi gas suar bakar yang belum termanfaatkan.

Gas suar bakar merupakan jenis gas yang dihasilkan dari kegiatan eksplorasi dan produksi atau pengolahan minyak atau gas bumi yang dibakar karena tidak dapat ditangani oleh fasilitas produksi atau pengolahan yang tersedia sehingga belum dimanfaatkan secara optimal.

Pemerintah berharap agar pemanfaatan gas bisa mendukung kebutuhan ketenagalistrikan, pemanfaatan gas pipa bagi rumah tangga dan industri, gas alam terkompresi (Compmssed natural gas/CNG) Liquefied petroleum gas (LPG) hingga dimetil eter.

Dari data Kementerian Energi dan Sumber Daya, Mineral (ESDM), dan total potensi gas suar 200 juta kaki kubik per hari (MMscfd) pada 2016, terdapat 83,4 MMscfd yang telah dimanfaatkan. Sementara itu, sebaran gas suar berada di Jawa Barat, Jawa Tengah, Jawa Timur, Kalimantan Timur, Sumatra Selatan, Jambi, dan Aceh dari 175 cerobong pembakaran. 

“Kami akan segera membuat data potensi gas suar dulu. Proses penawaran gas suar bakar akan dimulai semester I/2017,"

HARGA JUAL

Terkait dengan harga gas suar, pemerintah telah menetapkan batas harga jual untuk lembaga pemerintah yakni US$0,35 per MMBtu. Di sisi lain, dalam ketentuan peralihan yakni belum dilakukan kesepakatan, harga jualnya tidak boleh lebih dari US$3,67 per MMBtu.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja Puja mengatakan, harga jual baru nantinya ditetapkan melalui proses lelang. Untuk kontrak yang sudah berjalan, dia menyebut, tidak akan berubah dengan adanya ketentuan baru itu.

Pada bagian lampiran, disertakan pula formula harga yang mempertimbangkan kandungan gas hidrogen sulfida (H2S) dan karbondioksida (CO2). Rentang koreksi harga dengan kandungan H2S sebanyak kurang atau sama dengan 1.400 ppmv mulai dari US$0,1 hingga US$3,32, untuk kadar lebih dari 1.400 ppmv. 

Adapun, faktor koreksi juga dipengaruhi kombinasi kadar CO2 yakni kurang dari 15% Mol hingga lebih dari 30% Mol, “Kalau baru, harga ditetapkan melalui penawaran lelang. Kalau yang sudah ada, kontrak tetap berjalan. Formula untuk peralihan." 

Direktur Pembinaan Usaha Hilir Migas Setyorini Tri Hulami mengatakan, berlakunya Peraturan Menteri ESDM No. 32/2017, hanya akan menghapus ketentuan tentang pemanfaatan gas suar bakar yang diatur dalam Peraturan Menteri ESDM No. 6/2016.

Pasalnya, pada beleid tersebut diatur pula tentang tata cara penetapan alokasi gas bagi badan usaha niaga gas. komitmen penyaluran gas kepada konsumen akhir dan komitmen pembangunan infrastruktur. Oleh karena itu, dia menyebut ketentuan lain tetap berlaku dan revisi tidak perlu dilakukan.

Sementara itu, beleid tentang penetapan alokasi gas yakni Peraturan Menteri ESDM No.6/2016 masih berlaku kendati ketentuan tentang pemanfaatan gas suar bakar tidak lagi berlaku.

Dengan berlakunya Peraturan Menteri ESDM No. 32/2017, Peraturan Menteri No. 6/2016 tentang Penetapan Alokasi Gas akan dihapus mengenai pemanfaatan gas suar bakarnya. Sekretaris Ditjen Migas Kementerian ESDM Susyanto mengatakan, pada Peraturan Menteri No. 6/2016 diatur pula tentang tata cara penetapan alokasi gas.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, May 17, 2017

Chevron Review Deep Sea Project

PT Chevron Pacific Indonesia, the operator of the Indonesian Deepwater Development project, is still reviewing the project to revise the field development plan as there are some changes to the calculation of the deep-sea oil project.

Senior Vice President Policy. Public, and Government Affairs Chevron Pacific Indonesia Yanto Sianipar said it still sees new opportunities that could boost the economy of the offshore oil and gas field.

PT. Chevron Pacific Indonesia

Currently, the oil price is lower than the reference in the plan of development (PoD) submitted at the end of 2015. He said, drilling activities in the deep sea high risk and require a large cost with an average of US $ 100- $ 120 million per well.

"Can not refer to the previous studies, because we did revisions. Can not participate in the 2008 study. From the new study we will make a revision of PoD, "he said during a discussion on oil and gas, Tuesday (16/5).

Indonesia Deepwater Development

He mentioned that Bangka Field, which became the starting point of the development of deepwater oil and gas projects (Indonesia Deepwater Development / IDD), has produced its first gas and condensate by mid-2016. Meanwhile, Bangka Field produces 100 million cubic feet of gas per day (MMscfd) and 4,000 barrels of Condensate per day (BPD).

Previously, Chevron revised the IDD Project PoD because of the additional investment value from US $ 6.9 billion in 2007 to the US $ 12 billion in 2014. The last proposal submitted by the end of 2015. The investment value is the US $ 9 billion, assuming investment credit above 100%.

Investment credit is a form of incentive in a profit-sharing system of oil and gas contracts. Contractors who get an investment credit facility means entitled to an additional reimbursement of investment costs to the government with a certain amount.

In the proposal, Chevron also wants a contract extension of several fields. The targeted project is 1,270 MMscfd from four blocks, namely Canal, Rapak, Makassar Strait, and Muara Bakau with five fields, Bangka, Gehem Gendalo, Maha, and Gandang.

LAMPAUI TARGET

Meanwhile, Yanto said, Chevron's performance throughout 2016 exceeded the target set because daily production could touch 250,000 barrels per day (bpd) coming from the Rokan Block, Riau. Nevertheless, it is reluctant to comment on the proposed renewal of the Rokan Block contract which will expire in 2021.

Currently, the company is still preparing a trial of surfactant chemical injection as an enhanced oil recovery (EOR). The reason, steam flooding done in the Rokan Block has been proven to increase production to five times from initial production since the 1970s.

"He said the government's efforts to guarantee investment until the end of the contract period need to be appreciated, but he can not yet conclude whether Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 26/2017 on the return of upstream oil and gas investment could support the activities in the Rokan Block related to the decision to invest, according to Yanto. It should consider various aspects that touch business continuity and business certainty.

Some areas of Chevron's production work are returned to the government to focus on deepwater projects in the Makassar Strait. In early 2016 Chevron restored the East Kalimantan block management as well as the nearest block of the Attaka Block which expired in 2017.

"Chevron sees investment in Indonesia from all sides. Particularly from the side of certainty. So not one or two are seen, but many things. And the side of the regulation, the certainty of the implementation of the Act. It is indeed a cumulation concern that we should consider in Indonesia, "he said.

On the same occasion, Energy Observer Pri Agung Rakhmanto said the government seemed no longer concerned with the upstream oil and gas industry since the contribution to state revenues continued to fall. Efforts to create a warmer investment climate tend to fade.

Some indications such as the failure of the revision of Law no. 22/2001 on Oil and Gas, duration of bureaucracy, the length of the licensing process from central government as well as local government. In addition, tax issues, as well as the uncertainty of payback, add to the uncertainty factor.

On the other hand, investment is needed both to maintain production as well as to increase oil and gas reserves. Oil and gas reserves in the country are currently only 3.3 billion barrels. Meanwhile, in terms of oil and gas potential, there are 151 billion barrels.

However, investments are required to convert the potential into reserves and produce them. According to him, the potential of any kind will only cease to be potential if there is no effort to produce it. "Until whenever will be a potential if not to invest," he said.

Previously, Executive Director of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said that currently there is a downward trend in upstream oil and gas investment which is a negative signal. And data on investment realization of SKK Migas, investment recorded down 27% and the US $ 15.3 billion in 2015 to the US $ 11.1 billion in 2016.

Blogger Agus Purnomo in SKK Migas

In terms of activities, investments are only made for production activities and leave little for exploration. Since 2012, the realization of investment in search activities for new oil and gas reserves continues to shrink starting from US$ 1.3 billion, then slightly increased to US$ 1.4 billion in 2013.

The next year, in 2014, recorded a lower realization of US $ 1.1 billion in 2015 to the US$ 0.5 billion and lower in 2016 only US$ 0.1 billion.

IN INDONESIAN

Chevron Kaji Ulang Proyek Laut Dalam

PT Chevron Pacific Indonesia, operator proyek Indonesian Deepwater Development, masih mengkaji ulang proyek untuk merevisi rencana pengembangan lapangan karena terdapat beberapa perubahan perhitungan proyek minyak laut dalam itu.

Senior Vice President Policy. Public, and Government Affairs Chevron Pacific Indonesia Yanto Sianipar mengatakan pihaknya masih melihat peluang-peluang baru yang bisa menaikkan keekonomian lapangan minyak dan gas bumi lepas pantai tersebut.

Saat ini harga minyak lebih rendah dari acuan dalam rencana pengembangan lapangan (plan of development/PoD) yang disampaikan pada akhir 2015. Dia menuturkan, kegiatan pengeboran di laut dalam berisiko tinggi dan membutuhkan biaya besar dengan rata-rata US$100- US$120 juta per sumur. 

“Tidak bisa refer [mengacu] ke studi yang dulu, karena kami lakukan revisi. Tidak bisa ikut studi yang 2008. Dari studi baru kami akan melakukan revisi PoD," ujarnya dalam acara diskusi minyak dan gas bumi, Selasa (16/5).

Dia menyebut Lapangan Bangka yang menjadi titik awal pengembangan proyek migas laut dalam (Indonesian Deepwater Development/IDD) telah menghasilkan gas dan kondensat pertamanya pada pertengahan 2016. Adapun, Lapangan Bangka memproduksi gas dengan volume 100 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan 4.000 barel kondensat per hari (bpd).

Sebelumnya, Chevron merevisi PoD proyek IDD karena adanya penambahan nilai investasi dari US$6.9 miliar pada 2007 menjadi US$12 miliar pada 2014. Pada proposal terakhir yang diajukan akhir 2015. Nilai investasinya US$9 miliar dengan asumsi kredit investasi di atas 100%.

Kredit investasi merupakan bentuk insentif dalam sistem bagi hasil kontrak migas. Kontraktor yang mendapatkan fasilitas kredit investasi berarti berhak mendapat tambahan penggantian biaya investasi kepada pemerintah dengan besaran tertentu.

Dalam proposal tersebut, Chevron juga menginginkan perpanjangan kontrak beberapa lapangan. Proyek yang ditargetkan berproduksi 1.270 MMscfd itu berasal dari empat blok, yaitu Canal, Rapak, Makassar Strait, dan Muara Bakau dengan lima lapangan yakni Bangka, Gehem Gendalo, Maha dan Gandang.

LAMPAUI TARGET

Sementara itu, Yanto menyebutkan, kinerja Chevron sepanjang 2016 melampaui target yang ditetapkan karena produksi harian bisa menyentuh 250.000 barel per hari (bph) yang berasal dari Blok Rokan, Riau. Kendati demikian, pihaknya enggan berkomentar tentang pengajuan proposal perpanjangan kontrak Blok Rokan yang akan berakhir di 2021.

Saat ini, perusahaan masih mempersiapkan uji coba injeksi zat kimia surfaktan sebagai upaya pengurasan tingkat lanjut (enhanced oil recovery/EOR). Pasalnya, steam flooding yang dilakukan di Blok Rokan sudah terbukti menaikkan produksi hingga lima kali dari produksi awal sejak 1970-an.

"Dia menyebut upaya pemerintah untuk menjamin investasi hingga akhir masa kontrak perlu diapresiasi. Namun, dia belum bisa menyimpulkan apakah Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 tentang pengembalian investasi hulu migas bisa mendukung kegiatan di Blok Rokan. Terkait keputusan untuk berinvestasi, menurut Yanto. pihaknya harus mempertimbangkan berbagai aspek yang menyentuh keberlangsungan usaha dan kepastian usaha.

     Beberapa wilayah keija produksi milik Chevron dikembalikan kepada pemerintah demi berfokus pada proyek laut dalam di Selat Makassar Pada awal 2016, Chevron mengembalikan pengelolaan Blok East Kalimantan begitu juga blok dengan lokasi berdekatan yaitu Blok Attaka yang habis masa kontraknya pada 2017.

“Chevron melihat investasi di Indonesia dari seluruh sisi. Khususnya dari sisi kepastian. Jadi bukan satu dua saja yang dilihat, tetapi banyak hal. Dan sisi regulasi, kepastian pelaksanaan Undang-Undang. Itu memang jadi kumulasi concern yang harus kami pertimbangkan di Indonesia.” katanya.

Dalam kesempatan yang sama, Pengamat Energi Pri Agung Rakhmanto mengatakan, pemerintah terkesan tidak lagi perhatian dengan industri hulu migas sejak kontribusi terhadap penerimaan negara terus turun. Upaya penciptaan iklim investasi yang lebih hangat cenderung memudar.

Beberapa indikasi seperti tidak kunjung selesainya revisi Undang-Undang No. 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, lamanya birokrasi, lamanya proses perizinan dari pemerintah pusat juga pemerintah daerah. Selain itu, masalah pajak serta ketidakpastian pengembalian modal yang menambah faktor ketidakpastian. 

Di sisi lain, investasi sangat dibutuhkan baik untuk mempertahankan produksi juga menambah cadangan migas. Cadangan migas di Tanah Air saat ini hanya 3,3 miliar barel. Sementara itu, dari sisi potensi migas terdapat 151 miliar barel.

Namun, diperlukan investasi untuk mengubah potensi menjadi cadangan dan memproduksikannya. Menurutnya, potensi sebesar apapun hanya akan berhenti menjadi potensi bila tidak ada upaya untuk memproduksinya. “Sampai kapan pun akan jadi potensi kalau tidak melakukan investasi,” katanya.

Sebelumnya, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan, saat ini terdapat tren penurunan investasi hulu migas yang menjadi sinyal negatif. Dan data realisasi investasi SKK Migas, tercatat investasi turun 27% dan US$15,3 miliar pada 2015 menjadi US$11,1 miliar pada 2016. 

Dari sisi kegiatan, investasi hanya dilakukan untuk kegiatan produksi dan menyisakan bagian kecil untuk eksplorasi. Sejak 2012, realisasi investasi untuk kegiatan pencarian sumber cadangan migas baru terus menyusut yakni dimulai dari US$1,3 miliar, kemudian sedikit naik menjadi US$ 1.,4 miliar pada 2013. 

Tahun berikutnya yakni pada 2014, mencatatkan realisasi lebih rendah sebesar US$1,1 miliar 2015 menjadi US$0,5 miliar dan semakin rendah pada 2016 hanya US$0,1 miliar. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, May 17, 2017

Location Masela Refinery Still Wanted

Report From Tokyo

Government and Inpex Corp. Has not yet determined the location and capacity of the liquefied natural gas (LNG) refinery in Masela Block. Even so, Inpex agreed to start the front end engineering design (FEED) at Abadi Square, Masela next week.

The agreement is the result of a meeting of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) lgnasius Jonan with Inpex officials, the parent company of the gas field operator, Inpex Masela Limited.

"Next week starts to be discussed," said Jonan after meeting with Toshiaki Kitamura, President and CEO of Inpex, Tuesday (16/5). Jonan was accompanied by Indonesian Ambassador to Japan Arifin Tasrif and Special Envoy to Japan, Rachmat Gobel.

The Jonan and Inpex meetings resulted in three options of land refinery locations for the Masela Block. So far, there are only two choices of candidate locations namely Tanimbar Island is 60- 100 km and Aru Island 600 km from the gas field. No mention of the third location option from the land refinery.

Other prominent points in the meeting were the two gas block refinery capacity options that 65% of the shares were owned by Inpex Corporation and 35% by Shell. First, LNG plant capacity is 7.5 million tons per year (MTPA) and gas pipeline 474 MMscfd. Second, the capacity of 9.5 MTPA LNG refinery and gas pipeline of 150 MMscfd. The government has given Inpex the opportunity to review the two options.

Jonan said Inpex had understood the government's desire for the Japanese corporation to immediately start its activities in the Masela Block. Since being converted from a floating refinery to a land refinery by the end of March 2016, the development of the Masela project has not been significant. The arrival of Japanese Prime Minister Shinzo Abe to Indonesia in January 2017, also did not result in an agreement between Indonesia and Inpex.

Senior Communications and Relations Manager of Inpex Corporation Usman Slamet said that Inpex's policy is in line with the government's desire for the project to enter the next stage.

"The Inpex policy remains the same as initiating the soon possible development and implementation of the Eternal project in the most rational way from the economic and technical side, in line with Indonesian government policy," he said.

According to him, the discussion is still ongoing and pre-FEED will be the main focus of talks Minister Jonan and Inpex officials. Assuming pre-FEED starts this year, the project is targeted to produce its first gas by 2026 even if it is only 2 years before the contract expires.

"Currently, Inpex continues to discuss with the Government of Indonesia for optimal project development under the LNG development scheme on the ground, with a forward focus on starting the pre-FEED work.

IN INDONESIAN

Lokasi Kilang Masela Masih Dicari

Pemerintah dan Inpex Corp. belum menetapkan lokasi dan kapasitas kilang liquefied natural gas (LNG) di Blok Masela. Meski begitu, Inpex sepakat untuk memulai pra-pendefinisian proyek (front end engineering design/FEED) di Lapangan Abadi, Masela pada pekan depan.

Kesepakatan tersebut merupakan hasil pertemuan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) lgnasius Jonan dengan petinggi Inpex, induk usaha operator ladang gas itu, Inpex Masela Limited. 

“Minggu depan mulai dibahas,” kata Jonan seusai bertemu dengan Toshiaki Kitamura, Presiden dan CEO Inpex, Selasa (16/5).  Jonan didampingi Duta Besar Indonesia untuk Jepang Arifin Tasrif dan Utusan Khusus untuk Jepang, Rachmat Gobel.

Pertemuan Jonan dan Inpex menghasilkan tiga opsi lokasi kilang darat untuk Blok Masela. Selama ini, hanya ada dua pilihan calon lokasi yakni Pulau Tanimbar berjarak 60- 100 km dan Pulau Aru 600 km dari ladang gas tersebut. Tidak disebutkan opsi lokasi ketiga dari kilang darat itu.

Poin lain yang menonjol dalam pertemuan tersebut adalah dua opsi kapasitas kilang blok gas yang 65 % sahamnya dikuasai Inpex Corporation dan 35% oleh Shell. Pertama, kapasitas kilang LNG 7,5 juta ton per tahun (MTPA) dan gas pipa 474 MMscfd. Kedua, kapasitas kilang LNG 9,5 MTPA dan gas pipa 150 MMscfd. Pemerintah memberikan keleluasaan kepada Inpex untuk mengkaji kedua opsi tersebut.

Jonan menyebut Inpex telah memahami keinginan pemerintah agar korporasi Jepang itu segera memulai kegiatan di Blok Masela. Sejak diubah dari kilang terapung menjadi kilang darat pada akhir Maret 2016, perkembangan proyek Masela belum signifikan. Kedatangan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe ke Indonesia pada Januari 2017, juga tidak menghasilkan kesepakatan antara Indonesia dan Inpex.

Senior Communications and Relations Manager Inpex Corporation Usman Slamet mengatakan kebijakan Inpex senada dengan keinginan pemerintah agar proyek bisa memasuki tahap selanjutnya.

“Kebijakan Inpex tetap sama yakni memulai segera mungkin pengembangan dan pengimplementasian proyek Abadi dengan cara yang paling rasional dari sisi keekonomian dan teknis, sejalan dengan kebijakan pemerintah Indonesia,” ujarnya. 

Menurut dia, diskusi masih berlangsung dan pre-FEED akan menjadi fokus utama pembicaraan Menteri Jonan dan petinggi Inpex. Dengan asumsi pre-FEED dimulai tahun ini, ditargetkan proyek bisa menghasilkan gas pertamanya pada 2026 meskipun hanya berjarak 2 tahun sebelum kontrak berakhir. 

“Saat ini, Inpex terus berdiskusi dengan Pemerintah Indonesia untuk pengembangan proyek yang optimal berdasarkan skema pengembangan LNG di darat, dengan fokus ke depan untuk memulai pekerjaan pre-FEED.

Bisnis Indonesia, Page-1, Wednesday, May, 17, 2017

Pertamina Mini Refinery Development Wait for Government Direction

PT Pertamina is still awaiting direction from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) on the policy of small-scale petroleum refinery development (mini). This follows a government statement that will assign the construction of a mini refinery to Pertamina.

As part of the government that is state-owned, Pertamina certainly awaits the direction of further government policy. There are already meetings and discussions. Of course Pertamina also provides inputs, said Pertamina Processing Director Toharso.

This was stated by Toharso following the cancellation of a mini refinery auction planned to be built in eight locations, according to the instructions of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan. Instead, the construction of a mini refinery in eight clusters will be carried out with two options, which are opened wide for investors or government direct assignments to Pertamina.

Technically, refineries have their own characteristics because crude oil has to go through various processes before it becomes a BBM product, it is not as large as a large refinery, but it has consequences that the resulting quality can not be as good as the products produced by large refineries.

"It could be that the petroleum products produced by the mini refineries do not match the EBM criteria at the pump so that they must be returned in blending (mixed). Of course it would be a problem if the location of this mini refinery is remote and far from Pertamina's major refinery. So, about the mini refinery needs further discussion "said Toharso.

Currently, Pertamina has six refineries with a total capacity of 1,040,000 barrels per day (bpd), with a production rate of 900 thousand bpd. Meanwhile, the needs of domestic BEM currently reaches 1.6 million bpd. Thus, at least Pertamina must import about 700 thousand bpd to meet domestic demand.

"We are no longer oil exporters as before because our production alone can not meet domestic needs so it must be imported. Our crude oil production is currently only about 860 thousand bpd, "Toharso said.

For this reason, Pertamina has a long-term program to increase refinery capacity by increasing the capacity of existing refineries and constructing new refineries, which have begun at the Balikpapan refinery.

Earlier, Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, I Gusti Nyoman Wiratmaja, said there was no decision whether all mini refinery projects would be assigned to Pertamina. However, if it is assigned, Pertamina will conduct the selection of partners in the construction of this mini refinery.

The government's consideration assigned Pertamina because the state-owned oil and gas company better understands the processing business and is the sole buyer of refined fuel products. "How to, later discussed," said Wiratmaja.

The government is targeting small-scale refineries to be built in eight clusters at once, covering Maluku, Sumatra and Kalimantan. The ongoing auction is for Cluster VII or Maluku which will process crude oil of 3,700 bpd from Oseil and Bula Field.

The construction of a refinery refers to Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 22 of 2016 on Implementation of Small-Scale Oil Refinery Establishment in the Country. In accordance with the regulation, small scale oil development can be done in clusters or outside clusters established by the Director General of Oil and Gas.

IN INDONESIAN

Pembangunan Kilang Mini Pertamina Tunggu Arahan Pemerintah

PT Pertamina masih menunggu arahan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tentang kebijakan pembangunan kilang bahan bakar minyak (BBM) skala kecil (mini). Hal ini menyusul pernyataan pemerintah yang akan menugaskan pembangunan kilang mini kepada Pertamina.

Sebagai bagian dari pemerintah yakni BUMN, Pertamina tentu menunggu arah kebijakan pemerintah lebih lanjut. Sudah ada rapat-rapat dan diskusi. Tentu Pertamina juga memberi masukan-masukan, kata Direktur Pengolahan Pertamina Toharso.

Hal ini dikemukakan Toharso menyusul dibatalkannya lelang kilang mini yang rencananya akan dibangun di delapan lokasi, sesuai instruksi Menteri ESDM Ignasius Jonan. Sebagai gantinya, pembangunan kilang mini di delapan klaster akan dilakukan dengan dua opsi, yaitu dibuka lebar untuk investor atau penugasan langsung pamerintah kepada Pertamina.

Secara teknis, kilang memiliki karakteristik tersendiri karena minyak mentah harus melalui berbagai proses sebelum akhirnya menjadi produk BBM disebutnya tidak sekompleks kilang besar, namun membawa konsekuensi bahwa pruduk yang dihasilkan kualitasnya bisa jadi tidak sebaik produk yang dihasilkan kilang besar.

“Bisa saja, produk BBM yang dihasilkan kilang mini tidak sesuai dengan kriteria EBM di SPBU sehingga harus kembali di blending (dicampur). Tentu saja akan menjadi persoalan kalau lokasi kilang mini ini terpencil dan jauh dari kilang besar Pertamina. Jadi, soal kilang mini perlu diskusi lebih lanjut” kata Toharso.

Saat ini, Pertamina memiliki enam buah kilang dengan kapasitas total 1.040.000 barel per hari (bph), dengan tingkat produksi 900 ribu bph. Sementara, kebutuhan BEM di dalam negeri saat ini mencapai 1,6 juta bph. Dengan demikian, sekurangnya Pertamina harus mengimpor sekitar 700 ribu bph untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

“Kita bukan lagi eksportir minyak seperti dulu, karena produksi kita saja tidak bisa memenuhi kebutuhan dalam negeri sehingga harus impor. Produksi minyak mentah kita saat ini hanya sekitar 860 ribu bph,” kata Toharso.

Untuk itulah, Pertamina memiliki program jangka panjang untuk menambah kapasitas kilang, yakni dengan meningkatkan kapasitas kilang yang ada dan membangun kilang baru, yang telah dimulai di kilang Balikpapan. 

Sebelumnya, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja menyatakan, belum ada keputusan apakah seluruh proyek kilang mini akan ditugaskan ke Pertamina. Namun jika ditugaskan, Pertamina yang akan melakukan pemilihan mitra dalam pembangunan kilang mini ini. 

Pertimbangan pemerintah menugaskan Pertamina lantaran perusahaan migas milik negara itu lebih memahami bisnis pengolahan dan merupakan satu-satunya pembeli bahan bakar produk kilang ini.  “Caranya bagimana, nanti didiskusikan lagi,” kata Wiratmaja.

Pemerintah menargetkan kilang minyak skala kecil dibangun di delapan klaster sekaligus, mencakup Maluku, Sumatera, dan Kalimantan. Lelang yang sudah  berjalan yakni untuk Klaster VII atau Maluku yang akan mengolah minyak mentah sebesar 3.700 bph dari Lapangan Oseil dan Bula.

Pembangunan kilang mini mengacu pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 22 Tahun 2016 tentang Pelaksanaan Pembangunan Kilang Minyak Skala Kecil di Dalam Negeri. Sesuai dengan aturan tersebut, pembangunan minyak skala kecil dapat dilakukan di dalam klaster atau di luar klaster yang ditetapkan oleh Dirjen Migas. 

Investor Daily, Page-9, Tuesday, May, 16, 2017