Another Freeport, another Mahakam

Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan on divestment of 51 percent of PT Freeport Indonesia is very straightforward and resolute, even seem heroic. Jonan decision was not continuing involvement as provide space for Freeport to bargain for the amount of the composition of which is the requirement divested special mining business license (IUPK), such as the set of Government Regulation No. 1 of 2017. Jonan firmness to qualify IUPK who became one of the triggers CEO Mac Moran spread the threat to bring an action against Indonesia to international arbitration.

Unlike the decision on Freeport, Jonan it gives an opportunity for Total E & P Indonesie and Inpex Corporation to expand the right to manage in the Mahakam block, from 30 percent menjacli 39 percent. Not only that, Jonan offered two foreign contractors to remain the operator of the Mahakam block.

Whereas previous Minister's decision, Sudirman Said, already limit the portion of the management rights of the two contractors maximum 30 percent after the contract expires at the end of 2017. Initially, Sudirman Said will deliver 100 percent of the management rights to Pertamina as well as the sole operator of the Mahakam block.

However, Pertamina decided to bring back the existing operators to provide management rights for a maximum of 30 percent. The reason given by Jonan to enlarge the rights to manage and offer the right of the operator is to ensure no decrease in production volume currently managed by Pertamina.

The reason it implicitly indicates that Jonan Pertamina still doubt the ability to maintain production volume in operating the Mahakam block. Similar reasons never stated Minister of the SBY era, Jero Wacik.

Since 2008, Pertamina has repeatedly submitted proposals to the Ministry of Energy to manage the Mahakam block independently. Pertamina also expressed his readiness to allocate investment funds to optimize the production if later appointed as the sole operator of the Mahakam block. But then Minister Jero Wacik tend to prefer to extend the contract by Total E & P Indonesie and Inpex Corporation rather than cede the management of the Mahakam block to Pertamina.

Jero Wacik reasoned, Pertamina is not able to manage the Mahakam block, both in terms of the ability of human resources, technology, and financing investments. Doubt it shows that many mental state officials have colonized, which considers a foreign nation is superior to our own people still stick to the minds of the elite, even though Indonesia has more than 70 years of independence. Fortunately, the Minister Jero Wacik has been replaced Sudirman Said before she could decide the Mahakam block contract extension.

The ability of Pertamina in managing oil and gas fields offshore in fact is not in doubt. During this time, Pertamina has managed to increase production in the Offshore North West Java, which is the level of complexity is much higher than that Iebih Mahakam block.

Pertamina currently has more than 1,500 employees with an average experience of 20 years in oil and gas operations offshore. In addition, Pertamina still be able to hire former employees of Total E & P Indonesie, 95 percent of whom are Indonesian.

Pertamina also been wary of the potential decrease in production during the transition Mahakam block. To maintain gas production remained above 1 billion cubic feet (bcf), Pertamina will increase the number of drilling wells of six to 19 wells Pertamina even has set aside US $ 180 million or around Rp 2.34 trillion to fund the drilling of 19 wells. Indeed, At the beginning of the takeover by Pertamina, production is likely to decline. However, the operation of 19 wells, gas production will increase, which is expected to reach 1.6 bcf in the next year.

Mahakam block the transfer of management of Total E & P Indonesie to Pertamina would be a good precedent for the country. Pertamina will be more confident in every oil and gas land acquisitions of foreign contractors.

This will enhance the ability of Pertamina in managing the accumulation of oil and gas fields, which will be very useful when Pertamina operate oil and gas fields abroad. By doing so, Pertamina could become a formidable enterprise global class.

Thus, there is no reason to doubt the ability of the Minister of Jonan for Pertamina to maintain production volume after the takeover of the Mahakam block. Jonan should remain consistent in decision-making between Freeport and the Mahakam block. Do not even open up opportunities for Total E & P Indonesie and Inpex Corporation to expand the right to manage and maintain themselves as the operator of the Mahakam block after expiration of the contract at the end of 2017.

IN INDONESIAN

Lain Freeport, Lain Mahakam

Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan tentang divestasi 51 persen saham PT Freeport Indonesia sangat lugas dan tegas, bahkan terkesan heroik. Keputusan Jonan itu seolah tidak Iagi memberikan ruang bagi Freeport untuk menawar besaran komposisi divestasi sahamnya yang menjadi syarat izin usaha pertambangan khusus (IUPK), seperti di atur Peraturan Pemerintah Nomor 1 Tahun 2017 . Ketegasan Jonan untuk memenuhi syarat IUPK itu yang menjadi salah satu pemicu CEO Mac Moran menebar ancaman untuk memperkarakan Indonesia ke arbitrase internasional.

Berbeda dengan keputusan soal Freeport, Jonan justru memberikan peluang bagi Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation untuk memperbesar hak kelola di Blok Mahakam, dari 30 persen menjacli 39 persen. Tidak hanya itu, Jonan menawari dua kontraktor asing tersebut untuk tetap menjadi operator Blok Mahakam.

Padahal keputusan Menteri ESDM sebelumnya, Sudirman Said, sudah membatasi porsi hak kelola dua kontraktor tersebut maksimal 30 persen setelah masa kontrak berakhir pada akhir 2017. Awalnya, Sudirman Said akan menyerahkan 100 persen hak kelola kepada Pertamina sekaligus sebagai operator tunggal Blok Mahakam. 

Namun Pertamina memutuskan untuk mengajak kembali operator yang ada dengan memberikan hak kelola maksimal 30 persen. Alasan yang dikemukakan Jonan untuk memperbesar hak kelola dan menawarkan hak operator adalah menjamin tidak terjadinya penurunan volume produksi saat dikelola Pertamina.

Alasan itu secara tersirat menunjukkan bahwa Jonan masih meragukan kemampuan Pertamina untuk mempertahankan volume produksi dalam mengoperasikan Blok Mahakam. Alasan serupa juga pernah dikemukakan Menteri ESDM era pemerintahan SBY, Jero Wacik.

Sejak 2008, Pertamina telah berulang kali mengajukan usul kepada Kementerian ESDM untuk mengelola Blok Mahakam secara mandiri. Pertamina juga menyatakan kesanggupannya mengalokasikan dana investasi untuk mengoptimalkan produksi jika kelak ditunjuk sebagai operator tunggal Blok Mahakam. Namun saat itu Menteri Jero Wacik cenderung lebih memilih memperpanjang kontrak Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation daripada menyerahkan pengelolaan Blok Mahakam kepada Pertamina.

Jero Wacik beralasan, Pertamina tidak mampu mengelola Blok Mahakam, baik dari sisi kemampuan sumber daya manusia, teknologi, maupun pendanaan investasi. Keraguan itu menunjukkan bahwa banyak pejabat tinggi negara mempunyai mental terjajah, yang menganggap bangsa asing lebih unggul daripada bangsa sendiri masih menempel dipikiran para elite, meski Indonesia sudah merdeka lebih dari 70 tahun. Untungnya, Menteri Jero Wacik sudah digantikan Sudirman Said sebelum sempat memutuskan perpanjangan kontrak Blok Mahakam.

Kemampuan Pertamina dalam mengelola lapangan minyak dan gas di lepas pantai sebenarnya sudah tidak diragukan lagi. Selama ini Pertamina telah berhasil meningkatkan produksi di Blok Offshore North West Java, yang tingkat kompleksitasnya jauh Iebih tinggi daripada Blok Mahakam. 

Pertamina saat ini memiliki lebih dari 1.500 karyawan dengan pengalaman rata-rata 20 tahun di operasi minyak dan gas lepas pantai. Selain itu, Pertamina masih dapat mempekerjakan mantan karyawan Total E&P Indonesie, yang 95 persennya merupakan warga negara Indonesia.

Pertamina juga sudah mewaspadai potensi penurunan produksi Blok Mahakam selama masa transisi. Untuk menjaga produksi gas tetap di atas 1 miliar kaki kubik (bcf), Pertamina akan meningkatkan jumlah sumur pengeboran dari enam menjadi 19 sumur Pertamina bahkan telah menyiapkan dana US$ 180 juta atau sekitar Rp 2,34 triliun untuk membiayai pengeboran 19 sumur itu. Memang, Pada awal pengambilalihan oleh Pertamina, produksi berpotensi menurun. Namun, dengan dioperasikannya 19 sumur itu, produksi gas akan kembali meningkat, yang diperkirakan bisa mencapai 1,6 bcf pada tahun berikutnya.

Pengalihan pengelolaan Blok Mahakam dari Total E&P Indonesie ke Pertamina akan menjadi preseden baik bagi negeri ini. Pertamina akan semakin percaya diri dalam setiap pengambilalihan lahan minyak dan gas dari kontraktor asing.

Ini akan meningkatkan akumulasi kemampuan Pertamina dalam mengelola lahan minyak dan gas, yang akan sangat berguna saat Pertamina mengoperasikan lahan minyak dan gas di luar negeri. Dengan begitu, Pertamina dapat menjadi perusahaan tangguh kelas global.

Maka, tidak ada alasan bagi Menteri  Jonan untuk meragukan kemampuan Pertamina dalam mempertahankan volume produksi setelah pengambilalihan Blok Mahakam. Jonan semestinya tetap konsisten dalam pengambilan keputusan antara Freeport dan Blok Mahakam. Jangan malah membuka peluang bagi Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation untuk memperbesar hak kelola dan tetap mempertahankan diri sebagai operator Blok Mahakam setelah berakhirnya kontrak pada akhir 2017.

Koran Tempo, Page-11, Monday, Apr, 3, 2017

Press Gas Electricity Costs

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan, Friday (31/3) and then, visit the Steam Gas Power Plant (Power Plant) and Steam Power (power plant) Belawan. The two plants are a major supplier or equal to 25% of electricity in North Sumatra, the total capacity of the plant reached 720 MW.

Portions of the plant in Belawan This suggests the importance of ensuring the reliability of gas supply in order to service the electrical Belawan in North Sumatra remains reliable. At first, these power plants using fuel HSD (diesel). However, since March 2015, plants have been successfully using gaseous fuels derived from Tangguh LNG gas ex Papua are then processed Arun LNG regasification Terminal, piped gas along more than 300 km to Belawan.

The use of these gases help to lower the cost of production (BPP) plant of around Rp 2,926 / kWh (2014) became Rp1.255 / kWh (2017). To support efforts to reduce Sumatra Regional Electrical System BPP lower, PLN will continue to seek opportunities that BPP plant in Belawan Power Center can be more efficient.

Government support in the regulation of domestic gas prices and the cost of the infrastructure is very helpful in streamline the cost of power generation in Belawan. "With a low BPP automatic price will be cheap. For that, we have to recalculate the price of gas distribution. The point is to bring affordable electricity prices for the people, "said Jonan.

According to Jonan, the use of gas for electricity will continue to be maximized this year and the following year. At present, the utilization of around 95 million standard cubic feet per day (mmscfd) and at the end of 2017 will rise to 137 mmscfd after the Paya Pasir MPP plant (75 MW) and the Belawan 1.2 PLTGVGT operate with gas.

IN INDONESIAN

Gas Tekan Biaya Listrik

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan, Jumat (31/3) lalu, mengunjungi Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Belawan. Kedua pembangkit tersebut merupakan pemasok utama atau setara dengan 25% kelistrikan di Sumatra Utara, Kapasitas total dari kedua pembangkit mencapai 720 MW.

Porsi besar dari pembangkit di Belawan ini mengisyaratkan pentingnya menjamin keandalan pasokan gas untuk Belawan agar layanan kelistrikan di Sumatra Utara tetap handal. Pada awalnya, pembangkit listrik ini menggunakan bahan bakar HSD (solar). Namun, sejak Maret 2015, pembangkit telah berhasil menggunakan bahan bakar gas yang berasal dari gas LNG eks Lapangan Tangguh Papua yang kemudian diproses regasifikasi di Terminal LNG Arun, lalu disalurkan melalui pipa gas sepanjang lebih dari 300 km ke Belawan.

Penggunaan gas tersebut membantu menurunkan biaya pokok produksi (BPP) pembangkit dari sekitar Rp 2.926/kwh (2014) menjadi Rp1.255/kwh (2017). Untuk mendukung upaya penurunan BPP Sistem Kelistrikan Regional Sumatra lebih rendah lagi, PLN akan terus mencari peluang agar BPP Pembangkit di Pusat Listrik Belawan bisa lebih efisien.

Dukungan pemerintah dalam pengaturan harga gas domestik dan biaya infrastrukturnya sangat membantu dalam mengefisienkan biaya pembangkitan listrik di Belawan. “Dengan BPP rendah otomatis harga akan murah. Untuk itu kita harus hitung ulang harga distribusi gas. Intinya ialah untuk mewujudkan harga listrik yang terjangkau untuk rakyat,” kata Jonan.

Menurut Jonan, pemanfaatan gas untuk kelistrikan akan terus dimaksimalkan pada tahun ini dan tahun berikutnya. Saat ini pemanfaatan sekitar 95 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) dan di akhir 2017 akan naik menjadi 137 mmscfd setelah pembangkit MPP Paya Pasir (75 MW) serta PLTGVGT 1,2 Belawan beroperasi dengan gas.

Media Indonesia, Page-18, Monday, Apr, 3, 2017

Building Infrastructure Gas, PLN Allocates $ 200 Million

PT PLN plans to build a floating LNG regasification infrastructure or Regasfication Floating Storage Unit (FSRU) with a capacity of 170 million cubic feet per day (MMSCFD) with an investment of US $ 200-250 million. The FSRU construction to meet the needs of the fuel gas power plant, which in turn is expected to reduce the cost of electricity production.

"His studies are underway. We budgeted cost of approximately 10% of the investment value FSRU. The investment costs FSRU approximately US $ 200 million, if the plumbing and other construction plus so about US $ 250 million, "said Director of Procurement PLN Supangat Iwan Santoso.

According to Iwan, the presence of gas infrastructure is vital because it affects the price of gas and certainty in gas allocation as needed. He said large-capacity power plant is in desperate need of high flexibility, for example when the ticker or when the plant should be put on a weekday.

"So far, PLN cooperate with gas suppliers by using the mechanism of take or pay, which is used or not used still have to pay. For flexibility of gas supply, if FSRU owned by another company we do not have the flexibility it and linked to the price of gas, "said Iwan.

He explained that the construction of gas infrastructure by PLN planned only to supply gas to large power plants, for example, PLT G Muara Tawar and Muara Karang power plant. On the other hand, PLN also see that Indonesia has a gas supply which is large enough from a variety of sources such as from the Tangguh project in Papua and Bontang in East Kalimantan, even from imported Iwan said receiving terminal in Arun gas originating from the Tangguh project at a cost of US $ 0.6-0.8 per mmbtu. Arun, the gas is supplied to Belawan through a pipeline 340 km at a cost of US $ 2.5 per mmbtu.

"The cost is far greater than the gas transported by ship. So, we thought why not build just FSRU in Belawan. The gas price can be up to US $ 1.5 per mmbtu, "said Iwan. According to him, despite the government's efforts in the upstream gas price reduction (upstream), but in the end when the contract of sale is business to business. "Costs in mid stream is quite high in Indonesia," he said.

If you look at benchmarks such as Japan, where the construction of gas infrastructure dedicated to the power plant that produces high efficiency, according to Iwan it should also be applied in Indonesia. Iwan added, PLN plans membangunan gas infrastructure already received a positive response from the government, in this case the Minister.

In principle, the government supports efforts to lower electricity prices. Moreover, the share of the use of coal and gas as fuel for power plants to reach 80%. Regarding funding, Iwan confirmed it was not a problem. Moreover, PLN also did not rule out the possibility of cooperating with other state-owned enterprises like Pertamina and PGN.

"We think long term. The investment cost of US $ 200 million-an for a capacity of 170 million cubic feet per day, I think it is relatively cheap, because in the end can save on the purchase of gas, "he said.

Earlier, PLN President Director Sofyan Basir said, by building its own gas facilities then efficiency could certainly happen. Later PLN can cooperate with state-owned or private sector in building the gas infrastructure. Implementation of the efficiency of the perceived price of PLN power plant development Java 1, which is the first power plant equipped with a gas receiving terminal of FSRU. Gas will be supplied by PLN, and the allocation of gas has been approved by the Minister who comes from Tangguh.

"As Java Power Plant 1, we use FSRU under US $ 1 else we use US $ 1-2. Though Java 1 is still new, but it could be cheaper, "he said.

Need Study Profound

Responding to PLN plans, observers are also practitioners in the field of energy modeling and energy planning Ali Ahmudi argues, needs to be studied in-depth economic matter. "In the short term FSRU need huge investment and technological innovation. Build FSRU and independently generating means PLN must finance and manage large-scale projects, namely two FSRU and power plant. It is certainly not easy and it took a great investment, as well as the mastery of technology, "he said.

For the power plant, said Ali, certainly no problem with PLN. But for the FSRU, PLN has business experience. "The chain is long enough, ranging from gas and then converted into LNG, carry, gasified and then supplied to the power plant. It seemed to be inefficient if everything had to be "farm" PLN, "he said.

According to him, there are actually a good benchmark, namely Muara Karang which receive gas supply from PT Nusantara Regas (a joint venture company PT Pertamina and PT PGN). Nusantara Regas become a gas supplier, while PLN focus on the generation and distribution.

"If the gas supply and price, can be discussed among fellow SOEs with government mediation," he said.

He agreed that the power plant is ideally located close to the primary energy supply source Iokasi. Hence appears discourse mine mouth power plant, especially for coal-fired power plant. The goal is to reduce the cost of transportation energy supply larger majority than the transportation costs of electricity to consumers via the electricity network is available. So that it can obtain economical and affordable electricity prices by the user (affordable).

"But it was not always true / ideal, depending on the condition and location. It could be because of the conditions and locations that are difficult even uneconomical. Bottom line construction and electrical trade it must dynamically adjust the conditions and location. Could based proximity to the primary energy source, could also be based on the proximity to the consumer. That is the need for pre-feasibility and feasibility study, "he said.

IN INDONESIAN

Membangun Infrastruktur Gas, PLN Anggarkan US$ 200 Juta

PT PLN berencana membangun infrastruktur regasifikasi LNG terapung atau Floating Storage Regasfication Unit (FSRU) berkapasitas 170 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dengan nilai investasi mencapai US$ 200-250 juta. Pembangunan FSRU ini untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar gas pembangkit listrik yang pada akhirnya diharapkan dapat menurunkan biaya produksi listrik.

“Studinya sedang dilakukan. Kami menganggarkan biaya sekitar 10% dari nilai investasi FSRU. Biaya investasi FSRU sekitar US$ 200 juta, jika ditambah pembangunan pipa dan lainnya jadi sekitar US$ 250 juta,” kata Direktur Pengadaan PLN Supangat Iwan Santoso.

Menurut Iwan, keberadaan infrastruktur gas sangat vital karena berpengaruh terhadap harga gas dan kepastian dalam alokasi gas sesuai dengan kebutuhan. Dia mengungkapkan, pembangkit listrik berkapasitas besar sangat membutuhkan fleksibilitas yang tinggi, misalnya saat ticker atau pada saat pembangkit harus dipadamkan pada hari kerja.

“Selama ini PLN bekerja sama dengan pemasok gas dengan menggunakan mekanisme take or pay, yakni dipakai atau tidak dipakai tetap harus bayar. Untuk fleksibilitas pasokan gas, kalau FSRU dimiliki perusahaan lain kita tidak punya fleksibilitas itu dan terkait dengan harga gasnya,” kata Iwan.  

Dia menjelaskan, pembangunan infrastruktur gas oleh PLN direncanakan hanya untuk memasok gas bagi pembangkit-pembangkit besar, misalnya PLT G Muara Tawar dan PLTG Muara Karang.  Di sisi lain, PLN juga melihat bahwa Indonesia memiliki pasokan gas yang cukup besar dari berbagai sumber seperti dari lapangan Tangguh di Papua dan Bontang di Kalimantan Timur, bahkan juga dari impor Iwan mengatakan, receiving terminal di Arun yang gasnya berasal dari lapangan Tangguh dengan biaya US$ 0,6-0,8 per mmbtu. Dari Arun, gas tersebut dialirkan ke Belawan melalui pipa sepanjang 340 km dengan biaya US$ 2,5 per mmbtu.

“Biaya yang dikeluarkan ini jauh lebih besar jika dibandingkan gas diangkut melalui kapal. Jadi, kami berpikir kenapa tidak membangun saja FSRU di Belawan. Harga gasnya bisa ditekan hingga menjadi US$ 1,5 per mmbtu,” kata Iwan. Menurut dia, meski pemerintah  mengupayakan penurunan harga gas di hulu (upstream), namun pada akhirnya saat kontrak jual beli bersifat business to business. “Biaya di mid stream memang cukup tinggi di Indonesia," kata dia.

Jika melihat benchmark seperti Jepang, dimana pembangunan infrastruktur gas dedicated dengan pembangkit listrik yang menghasilkan efisiensi yang tinggi, menurut Iwan hal itu seharusnya juga diterapkan di Indonesia. Iwan menambahkan, rencana PLN membangunan infrastruktur gas sudah mendapat respons positif dari pemerintah, dalam hal ini Menteri ESDM. 

Pada prinsipnya, pemerintah mendukung upaya untuk menurunkan harga listrik. Apalagi, porsi penggunaan batubara dan gas sebagai bahan bakar pembangkit mencapai 80%. Perihal dana, Iwan menegaskan hal itu tidak masalah. Apalagi, PLN juga tidak menutup kemungkinan untuk bekerja sama dengan BUMN lain seperti Pertamina dan PGN. 

“Kami berpikir jangka panjang. Biaya investasi US$ 200 juta-an untuk kapasitas 170 juta kaki kubik per hari, saya kira relatif murah, karena pada akhirnya bisa menghemat pembelian gas,” kata dia.

Sebelumnya, Direktur Utama PLN Sofyan Basir mengatakan, dengan membangun fasilitas gas sendiri maka efisiensi dipastikan bisa terjadi. Nantinya PLN bisa bekerja sama dengan BUMN atau pihak swasta dalam membangun infrastruktur gas. Implementasi efisiensi harga dirasakan PLN saat pembangunan PLTGU Jawa 1, yang merupakan PLTGU pertama yang dilengkapi dengan FSRU sebagai terminal penerimaan gas. Gas akan disediakan oleh PLN, dan alokasi gasnya telah mendapat persetujuan Menteri ESDM yang berasal dari Tangguh.

“Seperti PLTGU Jawa 1, kita pakai FSRU di bawah US$ 1 yang lain kita pakai US$ 1-2. Padahal Jawa 1 masih baru, tapi bisa lebih murah,” ungkap dia.

Perlu Kajian Mendalam

Menanggapi rencana PLN itu, pengamat energi yang juga praktisi bidang permodelan dan perencanaan energi Ali Ahmudi berpendapat, perlu dikaji mendalam secara hitungan ekonomi. “Dalam jangka pendek FSRU butuh investasi besar dan inovasi teknologi. Membangun FSRU dan pembangkit secara mandiri, berarti PLN harus membiayai dan mengelola dua proyek skala besar yaitu FSRU dan power plant. Ini tentunya tidak mudah dan butuh investasi besar, serta penguasaan teknologi,” kata dia.

Untuk power plant, kata Ali, pastinya tidak ada masalah dengan PLN. Namun untuk FSRU, PLN memiliki pengalaman bisnis. “Rantainya cukup panjang, mulai dari gas lalu diubah menjadi LNG, dibawa, digasifikasi lalu dialirkan ke power plant. Rasanya menjadi tidak efisien kalau semuanya harus menjadi ’ladang’ PLN,” katanya.

Menurut dia, sebenarnya ada benchmark yang bagus yaitu PLTGU Muara Karang yang mendapat pasokan gas dari PT Nusantara Regas (perusahaan patungan PT Pertamina dan PT PGN). Nusantara Regas menjadi pemasok gas, sedangkan PLN fokus di pembangkitan dan distribusinya.

“Kalau masalah kepastian pasokan gas dan harga, bisa dibicarakan antar sesama BUMN dengan mediasi pemerintah,” ujar dia.

Dia sepakat bahwa idealnya power plant berada dekat dengan Iokasi sumber pasokan energi primernya. Makanya muncul wacana pembangkit listrik mulut tambang, terutama untuk PLTU berbahan bakar batubara. Tujuannya untuk menekan biaya transportasi pasokan energi yang mayoritas lebih besar dibanding biaya transportasi listrik ke konsumen melalui jaringan listrik yang tersedia. Sehingga bisa didapatkan harga listrik ekonomis dan terjangkau oleh user (affordable).

“Namun hal itu tidak selalu benar/ideal, tergantung kondisi dan lokasi. Bisa jadi karena kondisi dan lokasi yang sulit malah tidak ekonomis. Intinya pembangunan pembangkit dan perdagangan listrik itu harus dinamis menyesuaikan kondisi dan lokasi. Bisa berbasis kedekatan dengan sumber energi primer, bisa juga berbasis kedekatan dengan konsumen. Itulah perlunya pre-feasibility study dan feasibility study,” kata dia.

Investor Daily, Page-1, Monday, Apr, 3, 2017

This year, Mainstay Partners of Business Gas Investinto

This year, PT Mitra Investindo Tbk businesses rely on oil and gas (oil). One oil and gas assets are expected to contribute is mine Benakat Oil. Meanwhile, in the granite business, they slowly off.

Reminiscent of course, is in the process Mitra Investindo acquired a 23.44% stake Benakat Oil, a subsidiary of PT Benakat Integra Tbk. Stages now until the legal administration. Mitra Investindo targeting acquisitions completed in the second quarter of 2017.

Although the acquisition has not been completed, Mitra Investindo own business calculations. MITI coded company shares in the Indonesian Stock Exchange wants to Benakat Oil producing 1,300 barrels per day (bpd) of oil. Besides Benakat Oil, Mitra Investindo is targeting oil production from Block Linda Sele, Sorong, as much as 70,000 barrels per year.

"We will remain focused and concentrate on maximizing the potential of existing assets across the oil fields of existing subsidiaries," said Tan Ronny Setiawan, Manager of Finance, Accounting and Tax PT Mitra Investindo Tbk.

Mitra Investindo optimistic, oil and gas industry this year is better than the last two years. At the very least, oil prices now stand at around US $ 50-US $ 60 per barrels of oil. Only, they did not reveal the target. Over the past year, sales shrank Mitra Investindo 23.99% to Rp 23.85 billion. All sales of crude oil to buyers in the form of PT Pertamina EP

IN INDONESIAN

Tahun lni, Andalan Mitra Investinto Berbisnis Migas

Tahun ini, PT Mitra Investindo Tbk mengandalkan bisnis minyak dan gas (migas). Salah satu aset migas yang diharapkan memberikan kontribusi adalah tambang PT Benakat Oil. Sementara, di bisnis granit, perlahan-lahan mereka lepas.

Mengingatkan saja, Mitra Investindo sedang dalam proses mengakuisisi 23,44% saham Benakat Oil, anak usaha PT Benakat Integra Tbk. Tahapannya kini sampai administrasi legal. Mitra Investindo menargetkan akuisisi rampung pada kuartal II 2017.

Meski akuisisi belum tuntas, Mitra Investindo sudah memiliki hitung-hitungan bisnis. Perusahaan berkode saham MITI di Bursa Efek Indonesia itu ingin Benakat Oil memproduksi 1.300 barel per hari (bph) minyak. Selain Benakat Oil, Mitra Investindo menargetkan produksi minyak dari Blok Linda Sele, Sorong, sebanyak 70.000 barel per tahun. 

"Kami akan tetap fokus dan konsentrasi untuk memaksimalkan potensi aset yang ada di seluruh lapangan minyak anak perusahaan yang ada," ujar Tan Ronny Setiawan, Manager Finance, Accounting and Tax PT Mitra Investindo Tbk.

Mitra Investindo optimistis, industri migas tahun ini lebih baik daripada dua tahun terakhir. Paling tidak, harga minyak kini berada pada kisaran US$ 50-US$ 60 per bph minyak. Hanya saja, mereka tidak membeberkan target. Sepanjang tahun lalu, penjualan Mitra Investindo menyusut 23,99% menjadi Rp 23,85 miliar. Semua penjualan berupa minyak mentah dengan pembeli PT Pertamina EP

Kontan, Page-14, Monday, Apr, 3, 2017

Jonan Asking Price Gas Fair in North Sumatra

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan ask for pricing gas in North Sumatra set reasonably. The goal is that the price of electricity generated from the gas could be cheaper. Jonan request was delivered during a visit to the Gas Power Plant (power plant) Belawan, North Sumatra, on Friday (31/3). "The goal is that the price of electricity is cheaper and affordable to the public," said Jonan.

According Jonan, gas prices are linked parties learn from the toll road business, namely the pay is passing vehicles. "If in the energy industry should, payment according to the gas passed," said Jonan.

If the gas pipeline passing deserted, there must be a solution of the management company increase gas flow can be crowded. Related to this gas pricing formula, Jonan asked the Director General of Oil and Gas was reunited with stakei holder such as PT Perusahaan Listrik Negara, PT Perusahaan Gas Negara Tbk, and PT Pertanuna Gas (Pertagas). "You'd better sit down again invite the Director General of Oil PLN, PGN, Pertagas to be discussed again. The fair wrote, I know the enterprise makes a profit, but, yes, Naturally", said Jonan.

Indeed MEMR has set about passing gas in North Sumatra Minister Decree No. 434/2017. With the Ministerial Decree, the price of gas in North Sumatra dropped to US $ 9.95 per mmbtu from US $ 13.38 per mmbtu, valid from February 1st, 2017.

IN INDONESIAN

Jonan Meminta Harga Gas Wajar di Sumatra Utara

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan meminta penetapan harga gas di Sumatra Utara ditetapkan secara wajar. Tujuannya agar harga listrik yang dihasilkan dari gas tersebut bisa lebih murah. Permintaan Jonan disampaikan saat berkunjung ke Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) Belawan, Sumatera Utara, Jumat (31/3). "Tujuannya agar harga listrik lebih murah dan terjangkau untuk masyarakat," kata  Jonan.

Menurut Jonan, pihak yang terkait harga gas belajar dari bisnis jalan tol, yakni yang membayar adalah kendaraan yang melintas. "Kalau di industri energi sebaiknya begitu, pembayaran sesuai gas yang lewat,” kata Jonan.

Jika gas yang lewat pipa sepi, harus ada solusi dari perusahaan pengelola meningkatkan arus gas bisa ramai. Terkait formula harga gas ini, Jonan meminta Dirjen Migas bertemu kembali dengan stakei holder seperti PT Perusahaan Listrik Negara, PT Perusahaan Gas Negara Tbk, dan PT Pertanuna Gas (Pertagas). "Sebaiknya Dirjen Migas duduk lagi mengundang PLN, PGN, Pertagas untuk dibicarakan lagi. Yang fair aja, saya tahu badan usaha membuat keuntungan, tapi, ya, Wajar saja", kata Jonan.

Sejatinya Kementerian ESDM telah mengatur soal gas di Sumatra Utara lewat Keputusan Menteri ESDM No 434/2017. Dengan Keputusan Menteri tersebut, harga gas di Sumatra Utara turun menjadi US$ 9,95 per mmbtu, dari sebelumnya US$ 13,38 per mmbtu, berlaku mulai 1 Februari 2017.

Kontan, Page-14, Monday, Apr, 3, 2017

Obey Iraq Oil Production Reduction

OPEC secretary general Mohammed Barkindo said Iraq has ensured the organization of oil exporting countries that adhere to a production reduction agreement to boost oil prices. It is delivered Barkindo, Sunday (2/4), in Baghdad.

In a press conference which was also attended Barkindo, Iraqi Oil Minister Jabar al-Luaibi said the country's level of adherence to the production reduction agreement reached 98 percent. Generally, compliance with production cuts encouraging, up from 86 percent in January to 94 percent in February. Targeted reduction of production reached 1.8 million barrels per day.

IN INDONESIAN

Irak Patuhi Pengurangan Produksi Minyak

Sekjen OPEC Mohammed Barkindo menyatakan, Irak telah memastikan kepada organisasi negara-negara pengekspor minyak itu untuk patuh pada kesepakatan pengurangan produksi guna mendongkrak harga minyak. Hal ini disampaikan Barkindo, Minggu (2/4), di Baghdad. 

Dalam jumpa pers yang juga dihadiri Barkindo, Menteri Perminyakan Irak Jabar al-Luaibi menyatakan, tingkat kepatuhan negaranya terhadap kesepakatan pengurangan produksi mencapai 98 persen. Secara umum, kepatuhan terhadap pengurangan produksi menggembirakan, naik dari 86 persen pada Januari menjadi 94 persen pada Februari. Ditargetkan pengurangan produksi mencapai 1,8 juta barrel per hari. 

Kompas, Page-18, Monday, Apr, 3, 2017

Jonan Press Gas Prices

Ministry of Energy and Mineral Resources prepared a technical policy instruments to reduce the cost of the use of liquefied natural gas or LNG for power generation under the management of PT PLN Belawan Power Sector. According to the Minister Ignasius Jonan, the cost of the use of LNG adjust the price of gas supplied by the Belawan power plant, not overall.

"For transmission distribution later at a reasonable price alone, its capacity is how, divided by the cost of investment, acquired the unit price, will be charged to PLN," he said on the sidelines of his visit to the area of ​​power plant on the island of the Dragon Princess, Island Village Sicanang, Medan, Friday (31/3) evening.

Under the scheme, he projected prices supplied to the Belawan LNG could be down 5% -10%. "Definitely down, when adjusted for all." He explained that the Ministry of Energy and Mineral Resources can not intervene too in gas prices because they have to follow the guidance or rules. However, it also must be running direction of the President Joko Widodo that the national gas production is prioritized for the supply of primary energy to the national electricity.

Because of that policy adjustments are made on the technical aspects of which with consideration of PLN also build a power plant or plants PLTMG in Nanggroe Aceh Darussalam. By doing so, then later in Arun regasification used for their own needs, not sent back to the Belawan power plant so that the gas price can be more efficient. The utility pipeline will be set later by a different policy.

"The more electricity that is built, the national electricity system, generating more and more, hopefully for customers more affordable price. This is not talking cheap or expensive. Because if many but not affordable electricity, electricity would be made what ?, "said Jonan.

Amir presented a number of projects that are being and will be done PLN in Sumatra. As he explained, Amir also showed mockups of such projects. Maket-scale model on display projects lined up just a few steps on the inside of the main door of the building. Such projects a.l. 150 kv transmission lnterkoneksi Batam-Bintan, 275 KV Electric Toll Sumatra, and "Transmission and Substation of 150 KV in Bangka.

Before completing his explanation, Amir had time to say a brief word offensive production costs. "All has not been formalized Jonan and gas prices are still expensive," he said. Minister looked surprised and responded calmly. "Yes, we'll soon spend policies," said Jonan.

MAIN SUPPLIERS

Steam Gas Power Plant (Power Plant) and Steam Power (power plant) under the management of PT PLN Belawan Power Sector is a major supplier or equal to 25% of electricity in North Sumatra.

The total capacity of the plant reached 720 MW since it was built about 25 years ago, initially generator using fuel HSD (Solar). However, since March 2015, PLN using gaseous fuels derived from Tangguh Filed, Papua. From the Tangguh LNG Terminal regasificasition Arun, then piped throughout more than 300 Km to Belawan.

According to Amir Rosidin, the use of these gases help to lower the cost of production (BPP) Plants of about Rp 2,926 per kWh (2014) to Rp 1,255 per kWh (2017). However, it still needs government support in an effort to decrease the electrical system BPP Sumatra Regional lower. Especially in the regulation of domestic gas prices and the cost of infrastructure streamline the cost of power generation in Belawan.

"Currently, the utilization of around 95 MMSCFD and at the end of 2017 will increase to 137 MMSCFD after MPP Paya Pasir plant (75 MW) 1.2 GT sena Belawan power plant operates with gas.

In 2018, gas use is also projected her going up to 197 MMSCFD in line with the operation MVPP (marine vessel power plant) with a 240 MW gas fuel. Supply will increase the efficiency of PLN in reducing fuel previously used to operate generators at power stations Belawan further described, in the period from the beginning of 2017 the peak load on the system of Northern Sumatra reached about 1,950 MW and to strengthen the electricity system in this region, at the beginning of the semester II / 2017 will enter a new plant. Namely Sarulla geothermal power plant 2 (100 MW) and 240 MW Belawan MVPP addition will also be made of electricity transfer from South Sumatra via toll of 275 kV electricity of 200 MW

"We believe the reserve margin [backup power] in North Sumatra by the end of 2017 reached about 20%." While in 2019 the targeted reserve margin reached base, which is about 30%, following the operation of the power plant Pangkalan Susu 3 & 4 with a capacity of 2x200 MW influx Geothermal power plants and coal is also expected to help decrease the BPP in the electrical system of Sumatra.

IN INDONESIAN

Jonan Tekan Harga Gas

Kementerian ESDM menyiapkan instrumen kebijakan teknis untuk menekan biaya penggunaan gas alam cair atau LNG bagi pembangkit listrik di bawah kelolaan PT PLN Sektor Pembangkitan Belawan. Menurut Menteri ESDM Ignasius Jonan, biaya penggunaan LNG menyesuaikan harga gas yang dipasok oleh PLTG Belawan, bukan secara keseluruhan.

“Untuk transmisi distribusinya nanti pada harga yang wajar saja, kapasitasnya berapa, dibagi dengan biaya investasinya, didapat harga satuannya, nanti ditagihkan ke PLN,” katanya di sela-sela kunjungannya ke kawasan pembangkit di Pulau Naga Putri, Desa Pulau Sicanang, Kota Medan, Jumat (31/3) petang.

Dengan skema itu, dia memproyeksikan harga LNG yang dipasok ke Belawan bisa turun 5%-10%. “Pasti turun, jika disesuaikan semua.” Dijelaskan, Kementerian ESDM tidak dapat mengintervensi terlalu dalam harga gas karena harus mengikuti guidance atau aturan yang berlaku. Namun, pihaknya juga mesti menjalankan arahan Presiden Joko Widodo bahwa produksi gas nasional diutamakan untuk pasokan energi primer bagi kelistrikan nasional.

Karena itu kebijakan penyesuaian dilakukan pada aspek teknis yang mana dengan pertimbangan PLN juga membangun pembangkit-pembangkit PLTG atau PLTMG di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam. Dengan begitu, maka nantinya regasifikasi yang ada di Arun digunakan untuk kebutuhan mereka sendiri, tidak dikirim lagi ke pembangkit Belawan sehingga harga gas bisa lebih efisien. Adapun utilitas pipa akan diatur kemudian dengan kebijakan yang berbeda.

“Makin banyak listrik yang dibangun, sistem kelistrikan nasional, pembangkit makin banyak, mudah-mudahan bagi pelanggan harganya makin terjangkau. lni bukan bicara murah atau mahal. Karena kalau listriknya banyak tapi tidak terjangkau, mau di buat apa listriknya?,” kata Jonan.

Amir memaparkan sejumlah proyek pembangkit yang sedang dan akan dikerjakan PLN di wilayah Sumatra. Sambil menjelaskan, Amir juga menunjukkan maket dari proyek-proyek tersebut. Maket-maket proyek dipajang berjejer hanya beberapa langkah di bagian dalam dari pintu utama gedung. Proyek-proyek tersebut a.l. lnterkoneksi Transmisi 150 kv Batam-Bintan, Tol Listrik 275 KV Sumatra serta "Transmisi dan Gardu Induk 150 KV di Bangka.

Sebelum menuntaskan penjelasannya, Amir sempat mengucapkan kata-kata singkat yang menyinggung beban biaya produksi. “Semua belum diresmikan Jonan dan harga gas masih mahal," ujarnya. Menteri ESDM tampak tidak terkejut dan menanggapinya dengan tenang. “Ya, nanti kami segera keluarkan kebijakannya,” kata Jonan. 

PEMASOK UTAMA

Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) di bawah kelolaan PT PLN Sektor Pembangkitan Belawan merupakan pemasok utama atau setara dengan 25% kelistrikan di Sumatra Utara. 

Adapun kapasitas total dari kedua pembangkit mencapai 720 MW sejak dibangun sekitar 25 tahun lalu, awalnya pembangkit menggunakan bahan bakar HSD (Solar). Namun sejak Maret 2015, PLN menggunakan bahan bakar gas yang berasal dari Lapangan Tangguh, Papua. Dari Lapangan Tangguh, LNG kemudian di regasifikasi di Terminal Arun, lalu disalurkan melalui pipa sepanjang lebih dari 300 Km ke Belawan.

Menurut Amir Rosidin, penggunaan gas tersebut membantu menurunkan biaya pokok produksi (BPP) Pembangkit dari sekitar Rp 2.926 per kWh (2014) menjadi Rp 1.255 per kWh (2017). Namun demikian, tetap perlu dukungan pemerintah dalam upaya penurunan BPP sistim kelistrikan Regional Sumatra lebih rendah lagi. Terutama dalam pengaturan harga gas domestik dan biaya infrastruktur dalam mengefisienkan biaya pembangkitan listrik di Belawan.

“Saat ini pemanfaatan sekitar 95 mmscfd dan di akhir 2017 akan naik menjadi 137 mmscfd setelah Pembangkit MPP Paya Pasir (75 MW) sena PLTG GT 1,2 Belawan beroperasi dengan gas.

Pada 2018, pemanfaatan gas juga di proyeksikan-nya akan naik menjadi 197 mmscfd seiring dengan beroperasinya MVPP (marine vessel power plant) 240 MW dengan bahan bakar gas. Pasokan tersebut akan meningkatkan efisiensi PLN dalam mengurangi BBM yang sebelumnya digunakan untuk mengoperasikan pembangkit di pusat listrik Belawan lebih jauh dijelaskan, pada periode awal 2017 beban puncak di sistim Sumatra Bagian Utara mencapai sekitar 1.950 MW dan untuk memperkuat sistem kelistrikan di region ini, pada awal semester II/2017 akan masuk pembangkit baru. Yakni PLTP Sarulla 2 (100 MW) serta MVPP Belawan 240 MW Selain itu akan dilakukan pula transfer listrik dari Sumatra Selatan via tol listrik 275 kV sebesar 200 MW

“Kami yakin reserve margin [cadangan daya listrik] di Sumatra Utara pada akhir 2017 mencapai sekitar 20%.” Sedangkan pada 2019 ditargetkan reserve margin mencapai angka ideal, yaitu sekitar 30%, seiring beroperasinya PLTU Pangkalan Susu 3 & 4 dengan kapasitas 2x200 MW Masuknya Pembangkit Panas Bumi dan Batu Bara diharapkan juga dapat membantu menurunkan BPP di sistem kelistrikan Sumatra. 

Bisnis Indonesia, Page-8, Monday, Apr, 3, 2017

April, CPP Matindok Start Distributes Gas

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina, began pumping gas (on stream) of the Central Processing Unit Plant (CPP) Matindok in Banggai, Central Sulawesi, in early April gas supplies from CPP Matindok planned to be allocated to PT PLN and PT Donggi Senoro LNG.

Development Director of PT Pertamina EP Herutama Trikoranto said, Pertamina EP has two CPP Donggi CPR is already on stream in April 2016 and the CPP Matindok be on stream in early April. The CPP investment value both reached US $ 762 million.

"Both will produce gas about 105 million standard cubic feet per day / MMSCFD and condensate of about 850 barrels per day (bpd)," he said in his official statement on Wednesday (29/3).

The gas supply from two CPP has been contracted to PT Donggi Senoro LNG by 85 MMSCFD until 2027. In addition, the gas supply will be absorbed by PLN by 20 MMSCFD from mid 2020. "We got the information, the company will absorb the gas from the CPP Matindok to PLTGU Central Section Sulawesi with a capacity of 150 megawatts (MW), "he said.

Herutama said the CPP Donggi and Matindok an important project for the oil and gas industry in Indonesia. The reason, this project plays an important role in maintaining and strengthening the position of Indonesia as a major LNG exporting countries in the World.

Operation Matindok CPP and CPP Donggi, will increase the contribution of the oil and gas sector in contributing foreign exchange for the country and increase revenue (PAD) for Banggai. Not only that, it is hoped some of the gas produced can be used to replace the fuel oil consumption in the country.

Furthermore, Herutama hope the presence of oil and gas projects and Donggi Matindok CPP can directly contribute to regional development. In the early stages, Pertamina EP has recruited best sons and daughters of the local area that escaped the strict selection to be able to participate in the operations of the CPP and CPP Matindok Donggi it.

"Through the process of direct recruitment by Pertamina EP in a number of high schools in Banggai and studying for a year in Cepu, a lot of labor of the locals working here," he said.

Matindok CPP and CPP Donggi receive gas supply from Block Matindok. Both CPP has complete facilities and implementing new efficient and environmentally friendly (Green Plant). This is because the gas produced from the earth's Banggai have impurities or other material content is high enough so we need to before the purification process can be sold to consumers.

Based on the calculation of the gas reserves and the results of the economic feasibility study for field development, Block Matindok expected to be able to produce for a period of 20 years. However, Pertamina EP is committed to conduct further exploration in the hope of finding new gas reserves in order to continue to support and support development in the region of Central Sulawesi.

IN INDONESIAN

April, CPP Matindok Mulai Salurkan Gas

PT Pertamina EP anak perusahaan PT Pertamina, mulai mengalirkan gas (on stream) dari Central Processing Unit Plant (CPP) Matindok di Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah, pada awal April  Pasokan gas dari CPP Matindok rencananya dialokasikan untuk PT PLN dan PT Donggi Senoro LNG.

Development Director PT Pertamina EP Herutama Trikoranto mengatakan, Pertamina EP memiliki dua CPP yaitu CPP Donggi yang sudah on stream April 2016 dan CPP Matindok yang akan on stream di awal April nanti. Nilai investasi kedua CPP tersebut tercatat mencapai US$ 762 juta.

“Keduanya akan menghasilkan gas sekitar 105 million standard cubic feet per day/ mmscfd dan kondesat sekitar 850 barel per hari (bph),” kata dia dalam keterangan resminya, Rabu (29/ 3) .

Pasokan gas dari dua CPP tersebut sudah terkontrak untuk PT Donggi Senoro LNG sebesar 85 mmscfd hingga 2027. Selain itu, pasokan gas juga akan diserap oleh PLN sebesar 20 mmscfd mulai pertengahan 2020. “Kami mendapat informasi, PLN akan menyerap gas dari CPP Matindok untuk PLTGU Sulawesi Bagian Tengah berkapasitas 150 megawatt (MW),” ujarnya.

Herutama mengatakan, CPP Donggi dan Matindok merupakan proyek yang penting bagi industri minyak dan gas bumi di Indonesia. Pasalnya, proyek ini berperan penting dalam mempertahankan dan memperkuat posisi Indonesia sebagai negara pengekspor LNG yang utama di Dunia.

Pengoperasian CPP Matindok dan CPP Donggi, akan meningkatkan kontribusi sektor minyak dan gas bumi dalam menyumbangkan devisa bagi negara dan menambah pendapatan asli daerah (PAD) bagi Kabupaten Banggai. Tidak hanya itu, diharapkan sebagian dari gas yang dihasilkan dapat digunakan untuk menggantikan konsumsi bahan bakar minyak dalam negeri.

Lebih lanjut, Herutama berharap keberadaan proyek migas CPP Matindok dan Donggi dapat langsung berkontribusi pada pembangunan daerah. Dalam tahap awal, Pertamina EP telah merekrut putra putri terbaik dari wilayah setempat yang lolos dari seleksi ketat untuk dapat turut berpartisipasi dalam operasional CPP Donggi dan CPP Matindok tersebut.

“Melalui proses rekrutmen langsung oleh Pertamina EP di sejumlah sekolah menengah atas di Banggai dan menempuh pendidikan selama setahun di Cepu, banyak tenaga kerja dari warga lokal bekerja di sini,” katanya.

CPP Matindok dan CPP Donggi mendapat pasokan gas dari Blok Matindok. Kedua CPP ini memiliki fasilitas lengkap dan mengimplementasikan teknologi baru yang efisien dan ramah lingkungan (Green Plant). Hal ini mengingat gas yang dihasilkan dari bumi Kabupaten Banggai ini memiliki impurities atau kandungan material lain yang cukup tinggi sehingga perlu dilakukan proses pemurnian sebalum dapat di jual ke konsumen.

Berdasarkan perhitungan terhadap cadangan gas dan hasil kajian kelayakan ekonomi untuk pengembangan lapangan, Blok Matindok diperkirakan akan mampu berproduksi untuk jangka waktu 20 tahun ke depan. Namun Pertamina EP berkomitmen untuk melakukan eksplorasi lanjutan dengan harapan untuk dapat menemukan cadangan gas baru agar dapat terus mendukung dan menunjang pembangunan di wilayah Sulawesi Tengah.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Apr, 1, 2017

Full support their SKK Migas Regional Engagement

Local engagement in the upstream oil and gas industry earth fully supported by the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas).

This was disclosed by the Head of SKK Migas, Amien Sunaryadi in a speech opening the Gathering Upstream Oil and Gas with Gas Users in Luwuk, Banggai, Central Sulawesi, March 29 yesterday. Present on the occasion, Governor of Central Sulawesi Longki Djanggola, Banggai Regent Herwin Orphans, and dozens of user entrepreneurs gas national and regional levels.

"All parties must be committed to realize how to build the area of oil and gas potential possessed, "Amien said in a written statement in Jakarta, Wednesday (29/3). Amien explained, oil and gas producing regions will receive revenue-sharing (DBH) and the odds of getting a participating interest (PI) of a maximum of 10%.

However, the potential gain multiplier effect (multiplier effect) of oil and gas upstream activities is not only that. The existence of upstream oil and gas project is expected to involve local owned enterprises (enterprises) and local private companies to get a job according to the ability of each. Employment also grew significantly.

Exemplified, Banyu Urip project in Cepu Work Areas in Bojonegoro who've managed to get a lot of benefits. Thus, Amien hope ego regional and sectoral areas can be mitigated in the future. The key is a good collaboration between the central government, local government districts and provinces, investors, and other stakeholders. "The area is not a business object, but pushed into the subject in order to grow and be independent," he said.

In Banggai district alone, SKK Migas noted that the gas supply slandar reach 415 million cubic feet per day (million standard cubic feet per day / lnmscfd) with a production period up to 2027. The source of this gas that is Cendanapura Senoro field and managed field JOB Pertamina-Medco E & P Tomori of 310 mmscfd and Matindok Courses managed by Pertamina EP 105 MMSCFD.

From this supply, there are 335 MMSCFD to be allocated to PT Donggi Senoro LNG. Then the remaining 55 MMSCFD to PT Panca Amara Utama to support the need for fertilizer, 5 MMSCFD to PT PLN for electricity Banggai, and 20 MMSCFD to PLN. While the gas from Tiaka are also still in Central Sulawesi with 3-6 MMSCFD Morowali used by enterprises for the electricity sector.

Central Sulawesi Governor Longki Djanggola hope all parties sticking to the principle of the Regional balance and openness in utilizing this potential magnitude. "Do not let the people of Central Sulawesi as the proverb should not be a dead rat in the granary," he said. He refers to the number of liquefied natural gas exports, but on the other hand unmet community needs.

He explained that the electrification of electricity in Central Sulawesi, about 75%, whereas in the new Sea Banggai 50%. Meanwhile, in the district of North Morowali contained nickel industry which is currently building and planning at least five smelters. Problems need for natural gas in the region around Banggai is expected to look for solutions.

One of them, an allocation of 5 MMSCFD allocated for electricity that has not been absorbed Banggai by PLN until today. "Let both overcome these problems, in particular electricity," said Longki. Meanwhile, the Regent Banggai promised to provide convenience to investors upstream oil and gas investment. "Aspects of licensing, land, and we will be supporting full social," said Herwin. Because the presence of upstream oil and gas industry have a positive impact on economic developments in Central Sulawesi, especially Banggai.

"It takes an effort of synergy between government, business, and stakeholders to further optimize this potential," he said

IN INDONESIAN

SKK Migas Menukung Penuh Keterlibatan Daerah

Keterlibatan daerah dalam industri hulu minyak dan gas bumi didukung penuh oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

Hal ini diungkapkan Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi dalam sambutan pembukaan acara Temu Usaha Hulu Migas dengan Para Pengguna Gas di Luwuk, Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah, 29 Maret kemarin. Hadir pada kesempatan tersebut Gubernur Sulawesi Tengah Longki Djanggola, Bupati Banggai Herwin Yatim, dan puluhan pengusaha pengguna gas tingkat nasional dan daerah. 

“Seluruh pihak harus berkomitmen untuk mewujudkan bagaimana membangun daerah dari potensi migas yang dimiliki,” kata Amien dalam keterangan tertulis di Jakarta, Rabu (29/ 3). Amien menjelaskan, daerah penghasil migas akan menerima dana bagi hasil (DBH) dan peluang mendapatkan participating interest (PI) maksimal 10%. 

Namun, potensi mendapatkan efek berganda (multiplier effect) dari kegiatan hulu migas tidak hanya itu. Adanya proyek hulu migas diharapkan dapat melibatkan badan usaha milik daerah (BUMD) dan perusahaan swasta daerah untuk mendapatkan pekerjaan sesuai kemampuan masing-masing. Lapangan pekerjaan pun bertambah cukup signifikan.

Dicontohkan, proyek Banyu Urip di Wilayah Kerja Cepu di Bojonegoro yang sudah berhasil mendapatkan banyak manfaat. Sehingga, Amien berharap ego regional dan sektoral di daerah dapat diredam ke depannya. Kuncinya kolaborasi yang baik antara pemerintah pusat, pemerintah daerah kabupaten dan provinsi, investor, serta pemangku kepentingan lainnya. “Daerah bukan menjadi obyek bisnis, namun didorong menjadi subyek agar tumbuh dan mandiri," ujarnya.

Di Kabupaten Banggai sendiri, SKK Migas mencatat, pasokan gas mencapai 415 juta slandar kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ lnmscfd) dengan masa produksi hingga 2027. Sumber gas ini yakni Lapangan Senoro dan Lapangan Cendanapura yang dikelola JOB Pertamina Medco E&P Tomori sebesar 310 mmscfd dan Lapangan Matindok yang dikelola Pertamina EP 105 mmscfd.

Dari pasokan ini, sebanyak 335 mmscfd untuk dialokasikan untuk PT Donggi Senoro LNG. Kemudian sisanya 55 mmscfd untuk PT Panca Amara Utama guna mendukung kebutuhan pupuk, 5 mmscfd ke PT PLN untuk kelistrikan Kabupaten Banggai, dan 20 mmscfd untuk PLN. Sementara gas dari Lapangan Tiaka yang juga masih di Sulawesi Tengah sebesar 3-6 mmscfd dimanfaatkan oleh BUMD Kabupaten Morowali untuk sektor kelistrikan.

Gubernur Sulawesi Tengah Longki Djanggola berharap seluruh pihak berpegang teguh pada asas keseimbangan Daerah dan keterbukaan dalam memanfaatkan besarnya potensi ini. “Jangan sampai masyarakat Sulawesi Tengah seperti peribahasa jangan jadi tikus yang mati di lumbung padi,” katanya. Dia merujuk pada banyaknya ekspor gas alam cair, namun di sisi lain kebutuhan masyarakat belum terpenuhi.

Dia menjelaskan, elektrifikasi kelistrikan di Sulawesi Tengah sekitar 75%, sementara itu di Kabupaten Banggai Laut baru 50%. Sementara itu, di Kabupaten Morowali Utara terdapat industri nikel yang saat ini tengah membangun dan merencanakan setidaknya lima smelter. Permasalahan kebutuhan gas bumi di wilayah sekitar Kabupaten Banggai ini diharapkan dapat dicarikan solusi.

Salah satunya, alokasi sebesar 5 mmscfd yang diperuntukan untuk kelistrikan Banggai yang belum terserap oleh PLN hingga saat ini. “Mari sama-sama mengatasi masalah-masalah ini, khususnya kelistrikan,” kata Longki. Sementara itu, Bupati Banggai berjanji memberi kemudahan investasi untuk investor hulu migas. “Aspek perizinan, pertanahan, dan sosial akan kami dukung penuh,” kata Herwin. Pasalnya, adanya industri hulu migas telah berdampak positif pada perkembangan ekonomi di Sulawesi Tengah, khususnya Banggai. 

“Diperlukan upaya sinergi antara pemerintah, dunia usaha, dan stakeholder untuk lebih mengoptimalkan potensi yang ada ini,” katanya

Investor Daily, Page-34, Friday, March, 31, 2017