Eschewing Investment Urgency in Natuna

Since its inception, the government has focused on developing Natuna as an area that has potential abundant natural resources and strategic locations on geopolitical issues.

Based on data in 2016 from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), there are six oil and gas working areas already in production or exploitation stage and 10 exploration blocks in Natuna.

Six blocks entering the development stage, namely South Natuna Sea Block B (ConocoPhillips Indonesia), Shrimp Block (Pertamina), Kakap (Star Energy) and Natuna Sea Block A (Premier Oil Natuna Sea BV) have been in production. Meanwhile. Northwest Natuna (Santos) and Sembilang (PT Mandiri Panca Usaha) have not yet produced.

The working area has total proven gas reserves of 4 trillion cubic feet (TSCF) and oil and condensate of 201,401 million barrel tank stocks (MMSTB). Total oil and gas production from the six working areas consists of 490.3 MMscfd of gas and 25,113 barrels per day (bpd) Oil and condensate.

Exploration blocks contained in Natuna, namely Tuna (Premier Oil Tuna BV), Duyung (West Natuna Exploration Ltd), Sokang [Black Platinum Investment Ltd], South Sokang (Lundin South Sokang BM), EI Curita (Lundin Curita BM), East Sokang (PT Ekuator Energi Sokang), and North Sokang (North Sokang Energy Ltd). In addition, there is still another ongoing development with a huge potential gas of 222 trillion cubic feet (tcf) with 46 tcf of which can be produced.

The Government has repeatedly encouraged the development of East Natuna even though it has been in existence since the first cooperation contract signed in 1980 under the name Natuna D-Alpha. However, it has not seen the "importance" of Natuna for the government.

Until the name of the working area changed, companies that expressed interest in developing East Natuna alternated from Total French company Petronas from Malaysia to leaving ExxonMobil from the United States, PTT EP from Thailand, and Pertamina as the consortium leader continue the study.

The government first appointed Pertamina to develop the Natuna D-Alpha Block in 2008. After that, in 2010, Pertamina, ExxonMobil, Total and Petronas signed a head of agle (HOA) agreement. Previously, the projected investment should be around US $ 40 billion. Pertamina also proposed for the results of larger contractors, tax facilities up to the duration of the contract up to 50 years.

Then, Pertamina invited other partners and then signed the principles of East Natuna Block agreement on August 19, 2011 together with Esso Natuna Limited, ExxonMobil affiliated company and PTT EP Thailand. The signing of this agreement aims to continue the process of preparing a new cooperation contract with an accelerated technology and market review (TMR) from 24 months to 18 months and completed in mid-2017.

Medio 2016, even blaze that the government wants to hasten the activities in East Natuna as a claim of Indonesian territory when the South China Sea issue heats up. President Joko Widodo even showed his interest by visiting Natuna in mid-2016. After that opportunity, the new contract was canceled due to unfinished study.

Then, at the beginning of January 2017. simultaneously with the assignment of the block-out of contract management, Minister of Energy and Mineral Resources lgnasius Jonan assigned Pertamina to manage East Natuna by inviting partners. However, for 5 months, after the consortium conducted a review at the end of June, the government appeared relaxed although the two consortium members decided not to continue the East Natuna project.

ExxonMobil and PTT EP Thailand no longer want to be involved in the development of a gas called four times larger than the Masela project because the gas selling price exceeds US $ 10 per MMBtu at the upstream level (mouth of the well). That the results of his study call uneconomical, it is not a new story and the East Natuna project.

If it is serious, the government as a partner will also bear the burden, provide supplements, proving that there are conditions that can make East Natuna development in accordance with economies of scale. When the project goes accordingly With economies of scale, both contractors and governments alike can benefit from the project.

Government efforts that should be able to offer supplements for more investment-friendly projects eventually become the anticlimactic point of effort to attract investment. In fact, President Joko Widodo and Minister of Energy and Mineral Resources lgnasius Jonan went straight to pick up investors for more capital investment.

However, why on projects that require block management of up to 50 years to make a profit, the government just let the prospective investors leave Natuna. With all the risks of course, potential investors hope to get support from the government because the field was about 40 years old has been too long unemployed.

In fact, the government projects East Natuna gas can be utilized starting 2027. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said that now the company should again look for a replacement partner because the cost and risk to develop the gas field is too big. But he did not mention in detail whether the government is assigning the company to form a new consortium to accelerate.

"If the government's assignment to Pertamina to form a consortium is long. With the pullback of Exxon and I also just heard PTT EP Thailand also backwards of course we have to find a partner again. "He said

He acknowledged, the study results show the project is not economical. It said it would conduct further discussions with the Ministry of Energy and Mineral Resources related to what conditions might make the project worth investing.

On the other hand, related to the opportunity of the entry of several other foreign oil and gas companies, Syamsu said, there are some companies that have expressed interest to enter East Natuna.

IN INDONESIA

Menakar Urgensi lnvestasi di Natuna

Sejak awal, pemerintah Fokus untuk mengembangkan Natuna sebagai wilayah yang memiiki potensi Sumber daya alam melimpah dan dan lokasi strategis menyangkut isu geopolitik.

Berdasarkan data pada 2016 dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), terdapat enam wilayah kerja minyak dan gas bumi yang sudah tahap produksi alau eksploitasi dan 10 blok eksplorasi di Natuna.

Enam blok yang memasuki tahap pengembangan, yakni South Natuna Sea Block B (ConocoPhillips Indonesia), Udang Block (Pertamina), Kakap (Star Energy) dan Natuna Sea Block A (Premier Oil Natuna Sea BV) telah berproduksi. Sementara itu. Northwest Natuna (Santos) dan Sembilang (PT Mandiri Panca Usaha) belum berproduksi.

Wilayah kerja itu memiliki total cadangan gas terbukti 4 triliun kaki kubik (TSCF) dan minyak serta kondensat 201.401 juta stok tank barel (MMSTB). Total produksi migas dari enam wilayah kerja itu terdiri dari 490,3 MMscfd gas dan 25.113 barel per hari (bph)

minyak serta kondensat.

Blok eksplorasi yang terdapat di Natuna, yaitu Tuna (Premier Oil Tuna B.V.), Duyung (West Natuna Exploration Ltd), Sokang [Black Platinum Investment Ltd), South Sokang (Lundin South Sokang BM), EI Curita (Lundin Curita BM), East Sokang (PT Ekuator Energi Sokang), dan North Sokang (North Sokang Energy Ltd). Selain itu, masih ada pengembangan lain yang sedang berjalan dengan besar potensi gas 222 triliun kaki kubik (tcf) dengan 46 tcf di antaranya yang bisa diproduksi.

Pemerintah berkali-kali mendorong pengembangan East Natuna meskipun telah ada sejak kontrak kerja sama pertama kali yang diteken pada 1980 dengan nama Natuna D-Alpha. Namun, sepetinya belum terlihat "pentingnya" Natuna bagi pemerintah.

Sampai nama wilayah kerja berubah, perusahaan yang menyatakan minat mengembangkan East Natuna silih berganti mulai dari Total perusahaan asal Prancis, Petronas asal Malaysia hingga menyisakan ExxonMobil asal Amerika Serikat, PTT EP asal Thailand, dan Pertamina sebagai pemimpin konsorsium meneruskan kajian.

Pemerintah pertama kalinya secara resmi menunjuk Pertamina untuk mengembangkan Blok Natuna D-Alpha pada 2008. Setelah itu, pada 2010, Pertamina, ExxonMobil, Total, dan Petronas menandatangani kesepakatan berupa (head of agleernent/HOA). Sebelumnya, proyeksi investasi yang harus dikeluarkan sekitar US$40 miliar. Pertamina pun mengusulkan bagi hasil kontraktor yang lebih besar, fasilitas perpajakan hingga durasi kontrak hingga 50 tahun.

Kemudian, Pertamina mengajak mitra lainnya dan kemudian menandatangani prinsip-prinsip kesepakatan Blok East Natuna pada 19 Agustus 2011 bersama Esso Natuna Limited, perusahaan afiliasi ExxonMobil dan PTT EP Thailand. Penandatanganan kesepakatan ini bertujuan untuk melanjutkan proses persiapan kontrak kerja sama yang baru dengan melakukan kajian teknologi dan pasar (Technology and Market Review/TMR) yang dipercepat dari 24 bulan menjadi 18 bulan dan selesai di medio 2017.

Medio 2016, bahkan tercetus bahwa pemerintah ingin menyegerakan kegiatan di East Natuna sebagai klaim wilayah Indonesia ketika isu laut China Selatan memanas. Presiden Joko Widodo bahkan menunjukkan perhatiannya dengan melakukan kunjungan ke Natuna pada pertengahan 2016. Setelah kesempatan itu, kontrak baru batal dilakukan karena kajian belum selesai.

Kemudian, pada awal Januari 2017. bersamaan dengan pemberian penugasan pengelolaan blok habis kontrak, Menteri ESDM lgnasius Jonan menugaskan kepada Pertamina untuk mengelola East Natuna dengan mengajak mitra. Namun, selama 5 bulan, setelah konsorsium melakukan kajian di akhir Juni, pemerintah tampak santai meskipun akhirnya kedua anggota konsorsium memutuskan untuk tidak melanjutkan proyek East Natuna.

ExxonMobil dan PTT EP Thailand tidak lagi ingin terlibat dalam pengembangan gas yang disebut empat kali lebih besar dari proyek Masela karena harga jual gasnya melebihi US$ 10 per MMBtu di tingkat hulu (mulut sumur). Bahwa hasil kajiannya menyebut tidak ekonomis, itu bukan cerita baru dan proyek East Natuna.

Jika memang serius, pemerintah sebagai mitra nantinya juga turut menanggung beban, memberi suplemen, membuktikan bahwa terdapat kondisi yang bisa membuat pengembangan East Natuna sesuai dengan skala ekonomi. Bila proyek berjalan sesuai dengan skala ekonomi, baik kontraktor maupun pemerintah sama-sama bisa memetik manfaat dari proyek tersebut.

Upaya pemerintah yang seharusnya bisa menawarkan suplemen agar proyek lebih ramah investasi akhirnya menjadi titik antiklimaks upaya menarik penanaman modal. Padahal, Presiden Joko Widodo dan Menteri ESDM lgnasius Jonan giat turun langsung menjemput investor agar lebih banyak lagi penanaman modal masuk.

Namun, kenapa pada proyek yang membutuhkan pengelolaan blok hingga 50 tahun untuk bisa mendapat keuntungan, pemerintah justru membiarkan begitu saja para calon investor meninggalkan Natuna. Dengan segala risiko tentunya, para calon investor berharap agar dapat mendapat dukungan dari pemerintah karena lapangan berusia sekitar 40 tahun itu sudah terlalu lama menganggur.

Padahal, pemerintah memproyeksi gas East Natuna bisa dimanfaatkan mulai 2027. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, kini perseroan kembali harus mencari mitra pengganti karena biaya dan risiko untuk mengembangkan lapangan gas tersebut terlalu besar. Namun dia tidak menyebut secara detail apakah pemerintah memberikan penugasan agar perseroan membentuk konsorsium baru untuk melakukan percepatan.

“Kalau penugasan pemerintah untuk Pertamina membentuk konsorsium memang sudah lama. Dengan mundurnya Exxon dan saya juga baru saja mendengar PTT EP Thailand juga mundur tentu kita harus mencari partner lagi.” ujarya 

Dia mengakui, hasil kajian menunjukkan proyek tidak ekonomis. Pihaknya menyebut akan melakukan diskusi lanjutan dengan Kementerian ESDM terkait dengan kondisi apa saja yang mungkin bisa membuat proyek layak investasi.

Di sisi lain, terkait dengan peluang masuknya beberapa perusahan migas asing lainnya, Syamsu menuturkan, ada beberapa perusahaan yang telah menyatakan minat masuk ke East Natuna.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, July 24, 2017

Auction Awaiting Solution Auction

Management of oil and gas blocks

The government is preparing a number of measures to anticipate the auction of oil and gas blocks of lucrative interest in recent years as the price of crude oil erodes.

Oil and gas contractors can not be forced to invest when low crude oil prices. This assertion was delivered by the Minister of Energy and Mineral Resources, (EMR) Ignatius Jonan.

Jonan is on his way to Houston, USA and wants to hold a meeting with a number of oil and gas companies and Mining companies such as Chevron, ExxonMobil, Conoco Phillips, to Freeport-McMoran Inc. On Monday-Wednesday (26/7).

Jonan said the auction of oil and gas blocks that are quiet enthusiasts in 2016 and the first half of this year is strongly influenced by the low price of oil. This forced the contracting contractors (KKKS) to consolidate to find new ways to conduct more efficient exploration and production activities.

"Low oil prices make investment [oil and gas] unattractive. Demand is also low as indeed the economic growth in most developed countries is only in the range of 1%. "

According to him, the oil and gas company is in a consolidated position by conducting exploration cost efficiency by seeking technology New cheaper ones. The government's preferred gross split scheme now is to encourage the company Oil is more creative in reducing costs.

The gross split scheme is enforced since the beginning of this year for new contracts only, while the existing contracts remain Using a revenue-sharing scheme with a refundable operating cost. He denied that the gross split scheme that replaced the cost recovery model was the cause of the silent auction of oil and gas blocks.

"Gross split actually allows KKKS to perform its own procurement system so that it becomes simple and efficient. The tax system has also been clearly defined. "

He admitted the oil and gas blocks auctioned were not so large that large contractors such as ExxonMobil and Chevron were not involved. According to Jonan, a middle-class contractor targeted by the government as an auction participant.

Daniel L. Wieczynki, President & General Manager of ExxonMobil Indonesia, acknowledged that the gross split scheme is also used by His company in oil contracts in a number of countries.

ORDINARY MODELS

According to him, the gross profit sharing scheme is an ordinary model, in which the state as the owner of oil and gas resources impose Royalties for production activities undertaken.

"Only perhaps, the contractor does require legal certainty and taxation. When all is ready, I think the oil companies will count. We use such schemes for exploration in a number of countries, "he said.

Jonan added that if the 20 oil and gas blocks that are auctioned do not get interested, the government will silence for some time as a future reserve. Meanwhile, domestic oil demand is temporarily met from import purchases.

"If oil prices keep low, while we buy. Oil exploration is not attractive at the moment, "he said.

The ESDM Minister estimates, with oil production of 800,000 barrels per day and 1.2 million barrels of gas per day enough to meet 1.6 million barrels of domestic daily demand.

With this capacity, the need for oil in the country is still safe for the needs of the next 10 years with the assumption that there is no new oil and gas field exploration this year. 

    The auction of oil and gas blocks has not been in demand in recent years. The decline of oil and gas block auction has been going on since last year when 17 blocks offered only sell one block of behavior. This year, the government extended the capture and return of documents in the oil and gas work auctions.

IN INDONESIA

Lelang Sepi Menungu Solusi

Pemerintah menyiapkan sejumlah langkah untuk mengantisipasi lelang blok minyak dan gas bumi yang sepi peminat dalam beberapa tahun terakhir seiring dengan meredupnya harga minyak mentah.

Para kontraktor minyak dan gas bumi tidak bisa dipaksa untuk berinvestasi di saat rendahnya harga minyak mentah. Penegasan ini disampaikan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral , (ESDM) Ignasius Jonan. 

Jonan sedang dalam perjalanan ke Houston, AS dan hendak menggelar pertemuan dengan sejumlah perusahaan migas dan pertambangan seperti Chevron, ExxonMobil, Conoco Phillips, hingga Freeport-McMoran Inc. pada Senin-Rabu (26/7). 

Jonan menyatakan lelang blok migas yang sepi peminat pada 2016 dan paruh pertama tahun ini sangat dipengaruhi oleh rendahnya harga minyak. Hal itu memaksa kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) melakukan konsolidasi hingga menemukan cara baru melakukan kegiatan eksplorasi dan produksi yang lebih efisien.

“Harga minyak rendah menjadikan investasi [migas] tidak menarik. Permintaan juga rendah karena memang pertumbuhan ekonomi sebagaian besar negara maju hanya di kisaran 1%.” 

Menurutnya, perusahaan migas dalam posisi konsolidasi dengan melakukan efisiensi biaya eksplorasi dengan mencari teknologi baru yang lebih murah. Skema bagi hasil kotor (gross split) pilihan pemerintah saat ini adalah dalam rangka mendorong perusahaan minyak lebih kreatif dalam menekan biaya.

Skema gross split diberlakukan sejak awal tahun ini hanya untuk kontrak baru, sedangkan kontrak yang sudah berjalan tetap menggunakan skema bagi hasil dengan biaya opelasi yang bisa dikembalikan. Dia membantah bila skema gross split yang menggantikan model cost recovery menjadi sebab sepinya lelang blok migas. 

“Gross split justru memungkinkan KKKS untuk melakukan sistem pengadaan sendiri sehingga menjadi sederhana dan efisien. Sistem perpajakannya juga telah disusun secara jelas.”

Dia mengakui blok migas yang dilelang cadangannya tidak begitu besar sehingga kontraktor besar seperti ExxonMobil dan Chevron tidak terlibat. Menurut Jonan, kontraktor kelas menengah yang menjadi target pemerintah sebagai peserta lelang.

    Daniel L. Wieczynki, President & General Manager ExxonMobil Indonesia, mengakui bahwa skema gross split juga digunakan oleh perusahaannya dalam kontrak minyak di sejumlah negara.

MODEL BIASA

Menurutnya, skema bagi hasil kotor merupakan model biasa, di mana negara sebagai pemilik sumber daya migas mengenakan royalti untuk kegiatan produksi yang dilakukan.

“Hanya barangkali, kontraktor memang memerlukan kepastian dari sisi hukum dan perpajakannya. Kalau semua sudah siap, saya rasa perusahaan minyak akan berhitung. Kami menggunakan skema semacam ini untuk eksplorasi di sejumlah negara,” tuturnya.

Jonan menambahkan, bila 20 blok migas yang dilelang tidak kunjung mendapatkan peminat, pemerintah akan mendiamkan beberapa lama sebagai cadangan masa depan. Adapun, kebutuhan minyak domestik untuk sementara dipenuhi dari pembelian melalui impor.

“Kalau harga minyak terus rendah, sementara kita membeli. Eksplorasi minyak memang tidak menarik saat ini,” katanya.

Menteri ESDM memperkirakan, dengan produksi minyak 800.000 barel per hari dan gas 1,2 juta barrel setala minyak sehari cukup untuk memenuhi kebutuhan harian domestik sebanyak 1,6 juta barel.

Dengan kapasitas tersebut, kebutuhan minyak di Tanah Air masih aman untuk kebutuhan hinga 10 tahun mendatang dengan asumsi tidak ada eksplorasi lapangan migas baru pada tahun ini. Lelang blok migas tidak diminati dalam beberapa tahun terakhir. 

    Lesunya lelang blok migas sudah berlangsung sejak tahun lalu ketika 17 blok yang ditawarkan hanya laku satu blok yang laku. Pada tahun ini, pemerintah memperpanjang batas pengambilan dan pengembalian dokumen dalam lelang wilayah kerja minyak dan gas bumi. 

Bisnis Indonesia, Page-3, Monday, July 24, 2017

ExxonMobil Prepares CO2 Separation Technology for Natuna

Although no longer involved in the development of the East Natuna Block, ExxonMobil is ready to provide technology for the separation of carbon dioxide (CO2). ExxonMobil is one of the few oil and gas companies that owns this technology.

Vice President of Public and Government Affairs of ExxonMobil Indonesia, Erwin Maryoto, said that after the evaluation, his side decided not to participate in the discussions or further activities in the East Natuna Block. But it is ready to provide the technology it has to handle the content of 72% of CO2 in the block.

"We are delivering to Pertamina or to the Government, if indeed Pertamina or anyone else will need the technology we have for the separation of CO2, we are ready to cooperate," he said in Jakarta, Friday (21/7).

He said ExxonMobil's technology was in the research center and had been tried. However, he was reluctant to determine whether the technology can be used in the East Natuna Block or not.

"We do not know whether we can or not but we have a clear technology," he said.

the East Natuna Block

According to Vice Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar, CO2 management technology is owned by only a few companies, one of them ExxonMobil. Although there are other technologies, this technology is still in the study, mainly about whether the use of this technology will be cheaper. But ExxonMobil not only offers the technology it has.

"They promise their data since the 1970s will be returned to the government. It's a big jump and a momentum

For us to build East Natuna Block, "he said.

After ExxonMobil stated that the East Natuna Block development is not economical according to the calculation, the block is 100% returned to Indonesia. This has been agreed by ExxonMobil when Senior Vice President ExxonMobil Mark W Albers came to Indonesia.

"They stated, if Indonesia wants to develop (develop), please. We have no dispute or obstacle to this [East Natuna Block] developed, "explained Arcandra.

So there will be no dispute over who owns East Natuna Block in the future. This is important because although ExxonMobil says the development of this block is not economical, Indonesia will continue to manage the block in the North Natuna Sea.

However, recognized Arcandra, East Natuna Block development is quite challenging. From the potential source of gas to reach 226 trillion cubic feet, only 46 trillion cubic feet can be produced. In addition, there is no cheap technology that can handle the content of CO2 which reached 72%.

Pertamina called it would require partners in working on this block. Although not economical for ExxonMobil, does not mean other oil and gas companies share the same view of East Natuna Block this. However, the government fully hand over the matter of partner selection to Pertamina. "[The consortium] is up to Pertamina," he said.

Seismic the East Natuna Block

IN INDONESIA

ExxonMobil Siapkan Teknologi Pemisahan CO2 untuk Natuna

Meski tidak lagi terlibat dalam pengembangan Blok East Natuna, ExxonMobil siap menyediakan teknologi untuk pemisahan karbondioksida (CO2). ExxonMobil merupakan satu dari sedikit perusahaan minyak dan gas yang memiliki teknologi ini.

Vice President Public and Government Affairs ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto mengatakan, setelah dilakukan evaluasi, pihaknya memang memutuskan untuk tidak berpartisipasi dalam pembahasan maupun kegiatan lanjutan di Blok East Natuna. Tetapi pihaknya siap menyediakan teknologi yang dimilikinya untuk menangani kandungan CO2 yang mencapai 72% di blok tersebut.

“Kami menyampaikan ke Pertamina atau ke Pemerintah, kalau memang Pertamina atau siapapun nanti memerlukan teknologi yang kami miliki untuk pemisahan CO2, kami siap kerja sama,” kata dia di Jakarta, Jumat (21/7). 

Dikatakannya, teknologi milik ExxonMobil itu ada di pusat penelitian dan sudah pernah dicoba. Meski demikian, dirinya enggan memastikan apakah teknologi tersebut dapat digunakan di Blok East Natuna atau tidak. 

“Kami tidak tahu bisa atau tidak tetapi yang jelas kami punya teknologinya,” ujarnya.

Menurut Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar, teknologi pengelolaan CO2 memang hanya dimiliki oleh beberapa perusahaan saja, salah satunya ExxonMobil. Meskipun ada teknologi lainnya, teknologi ini masih dalam kajian, utamanya soal apakah penggunaan teknologi ini akan lebih murah biayanya. Namun ExxonMobil tidak hanya menawarkan teknologi yang dimilikinya. 

“Mereka janji data-data mereka sejak 1970-an akan dikembalikan ke pemerintah. lni sebuah lompatan besar dan menjadi momentum bagi kita untuk membangun Blok East Natuna ,” tuturnya.

Pasca ExxonMobil menyatakan bahwa pengembangan Blok East Natuna tidak ekonomis menurut hitungannya, maka blok ini 100% kembali ke Indonesia. Hal ini telah disepakati oleh pihak ExxonMobil ketika Senior Vice President ExxonMobil Mark W Albers datang ke Indonesia.

“Mereka menyatakan, kalau Indonesia ingin develop (kembangkan), silahkan. Kita tidak ada dispute atau ganjalan kalo ini [Blok East Natuna] dikembangkan,” jelas Arcandra.

Sehingga tidak akan ada perselisihan soal siapa pemilik Blok East Natuna ke depannya. Hal ini penting lantaran meski ExxonMobil menyatakan pengembangan blok ini tidak ekonomis, Indonesia tetap akan melanjutkan pengelolaan blok di Laut Natuna Utara tersebut.

Meski demikian, diakui Arcandra, pengembangan Blok East Natuna memang cukup menantang. Dari potensi sumber gas mencapai 226 triliun kaki kubik, hanya 46 triliun kaki kubik saja yang dapat diproduksikan. Selain itu, belum ada teknologi murah yang mampu menangani kandungan CO2 yang mencapai 72%.

Pertamina disebutnya pasti membutuhkan mitra dalam menggarap blok ini. Meski tidak ekonomis buat ExxonMobil, bukan berarti perusahaan migas lain berpandangan sama soal Blok East Natuna ini. Namun, pemerintah menyerahkan sepenuhnya soal pemilihan mitra kepada Pertamina. “[Konsorsium] terserah Pertamina,” kata dia.

Investor Daily, Page-9, Saturday, July 22, 2017

Kuala Langsa Gas Potential - Mature 3 TCF

PT Medco Energi predicts Kuala Langsa and Matang gas field potential in Block A, East Aceh district, Aceh province, ranging from 2-3 trillion cubic feet (TCF).

"Apart from the three fields we are working on, there is great potential in the two fields to meet the needs of gas for power generation for the next 15 years," said Medmi Energi President Director Hilmi Panigoro in Banda Aceh, Friday (21/7).

The statement was delivered on the sidelines of Public Lecture and Potential Seminar on Gas Block A for Power Plant in Aceh and Northern Sumatra which was filled directly by Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan at AAC Dayan Dawood, Darussalam, Banda Aceh.

Hilmi explained that the development of the two fields will be able to produce gas to meet the electricity needs of 1,000-1,200 MW with a term of up to 15 years.

"The development of this field will also provide substantial revenue potential for the Central and Regional Government," he said.

He said the development would also bring other benefits to the people of Aceh such as creating jobs, employment of local workers and attracting investors and accelerating development in the province.

IN INDONESIA

Potensi Cas Kuala Langsa - Matang 3 TCF

PT Medco Energi memprediksi potensi gas lapangan Kuala Langsa dan Matang di Blok A, Kabupaten Aceh Timur, Provinsi Aceh, berkisar pada 2-3 trillion cubic feet (TCF).

“Selain dari tiga lapangan yang sedang kami garap ada potensi besar di dua lapangan itu untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik lebih kurang 15 tahun mendatang,” kata Presiden Direktur PT Medco Energi, Hilmi Panigoro di Banda Aceh, Jumat (21/7).

Pernyataan itu disampaikannya di sela-sela Kuliah Umum dan Seminar Potensi Gas Blok A Untuk Pembangkit Listrik di Aceh dan Sumatera Bagian Utara yang diisi langsung Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan di AAC Dayan Dawood, Darussalam, Banda Aceh. 

Hilmi jelaskan pengembangan kedua lapangan tersebut akan mampu menghasilkan gas untuk memenuhi kebutuhan listrik sekitar 1.000-1.200 MW dengan jangka waktu sampai 15 tahun.

“Pengembangan lapangan ini juga akan memberikan potensi pendapatan yang cukup besar bagi Pemerintah Pusat dan daerah,” katanya.

Ia mengatakan pengembangan tersebut juga akan membawa manfaat lainnya bagi masyarakat Aceh seperti terciptanya lapangan kerja, penyerapan tenaga kerja lokal dan menarik investor serta mempercepat pembangunan di provinsi setempat.

Investor Daily, Page-9, Saturday, July 22, 2017

Pertamina Large Revitalization of Arun LNG Plant

PT Pertamina revitalizes massive liquefied natural gas (Liquifed Natural Gas / LNG) facility in Arun, Aceh. There are three projects at the Arun refinery running simultaneously, namely the revitalization of the LNG Hub terminal, the construction of the condensate terminal, and the liquified petroleum gas tank (LPG). PT Perta Arun Gas (PAG), which is the grandson of Pertamina, will manage the facility.

PAG President Director Teuku Khaidir said the three projects are the next milestones of LNG hubs, condensate tanks, and LPG tanks. The reason is currently two Arun LNG plant has become a regasification facility. He said the three projects run simultaneously and are targeted next year.

"Onstream is expected in 2018," Teuku said during a media visit, in Medan, Friday (21/7).

Teuku said, LPG tank project is worked by PT Pertamina Marketing and Trading. As many as two LPG tanks are built in stages. The total capacity of the tank reaches 60,000 cubic meters per day. He calls this LPG gas will supply the needs of the people of Aceh and parts of North Sumatra.

"In the near future the needs of LPG can be met from Arun," he said.

He said Pertamina Marketing and Trading is also working on a condensate storage project built by Pertamina Marketing and Trading. Three tanks with a capacity of 1.5 million barrels to store condensate stock. This facility will be able to support the sale and purchase of Pertamina's oil and gas products.

"There will be cooperation with Thailand and Malaysia," he said.

Meanwhile, Pertam Arun Gas Production Plan and Process Engineering Manager Sukarni Manan added that revitalization aims to increase Arun's utility for the community. He said the five existing refineries, PAG will use two other tanks for LNG storage. The tank will be leased, as is the facility owned by Singapore LNG.

"Until now, two companies are interested in using Pertamina tank, namely Japan LNG and Itochu. Currently the tank is still in the stage of repairing parts. The funding requirement reaches US $ 30 million, "he added.

The oldest LNG Plant

   Arun is the oldest LNG plant operating from 1978-2014. During those 36 years, 4,269 LNG cargoes were shipped to countries such as Korea and Japan. The processing complex has six gas refinery units, two special ports, and nine gas storage tanks.

   The number of liquefied natural gas (LNG) cargoes occupied by the Arun Receiver and Regasification Terminal in Aceh continues to increase from year to year. In this year there were 17 cargo which were classified. While last year reached 14 cargoes and in 2015 as many as 11 LNG cargoes.

   Production Plan & Process Engineering Manager of PT Perta Arun Gas Surkani Manan said that the terminal will start operation in 2015 which was inaugurated by President Joko Widodo.

"Initially we regasification 11 cargo sourced from Tangguh 10 cargo and Donggi 1 cargo. It is now 17 cargoes, "Surkarni said.

   Surkani said the majority of LNG cargoes are absorbed by PT PLN power plant. He said the need for an industry is only one cargo from year to year. Average gas distribution from Arun regasification facility in 2015 A total of 87.9 mmscfd with 86.05 mmscfd for PLN and 1.85 mmscfd for Industry in Medan.

Then in 2016 for the period January-October reached 88.81 mmscfd with details of 85.86 mmscfd for PLN and 2.95 mmscfd absorbed by the industry.

"Gas for PLN is for PLTMG Arun and Belawan. We and PLN have a mutual commitment. PLN has a big interest in regasification, "he said.

   He said the regasification terminal was previously an Arun LNG plant operating since 1978 and ending on October 15, 2014. It recorded that for 35 years the total shipment reached 4,269 cargoes to a number of countries such as Japan, Korea and Taiwan. 

    Pertamina has conducted an in-depth study since 2011 before the refinery ceased operations. The option of transferring functions into regasification is chosen to take into consideration the viability of the industry and the power plant which has soaked Arun gas.

"In 2011 Pertamina has conducted a study to be taken wherever this great asset there are 6 train, LNG tank, condensate, so some business activities developed by Pertamina, all directed customer expectations, the priority was decided by regasification," he said.

   According to him Lhokseumawe could become a dead city say LNG assets are not used. He mentioned that as long as Arun refinery operates to absorb up to 5,000 workers including to the derivative industry.

"With employment can sustain economic and political stability, because if many are unemployed will increase criminality," he concluded.

IN INDONESIA

Pertamina Revitalisasi Besar-besaran Kilang LNG Arun

PT Pertamina merevitalisasi secara besar-besaran fasilitas kilang gas alam cair (Liquifed Natural Gas/LNG) Arun, Aceh. Ada tiga proyek di kilang Arun yang berjalan bersamaan, yaitu revitalisasi terminal LNG Hub, pembangunan terminal kondensat, dan tangki liquified petroleum gas (LPG). PT Perta Arun Gas (PAG) yang merupakan cucu perusahaan Pertamina bakal mengelola fasilitas tersebut.

Direktur Utama PAG Teuku Khaidir mengatakan ketiga proyek tersebut merupakan milestone berikutnya LNG hub, tangki kondensat, dan tangki LPG. Pasalnya saat ini dua kilang LNG Arun sudah menjadi fasilitas regasifikasi. Dia bilang ketiga proyek itu berjalan bersamaan dan ditargetkan pada tahun depan. 

“Onstream diperkirakan tahun 2018,” kata Teuku dalam kunjungan media, di Medan, Jumat (21/7).

Teuku menuturkan, proyek tangki LPG digarap oleh PT Pertamina Marketing and Trading. Sebanyak dua tangki LPG yang dibangun secara bertahap. Adapun total kapasitas tangki tersebut mencapai 60.000 meter kubik per hari. Dia menyebut gas LPG ini akan menyuplai kebutuhan warga Aceh dan sebagian Sumatera Utara.

“Dalam waktu dekat kebutuhan LPG bisa dipenuhi dari Arun," ujarnya.

Dikatakannya Pertamina Marketing and Trading juga mengerjakan proyek tempat penyimpanan kondensat yang dibangun oleh Pertamina Marketing and Trading. Sebanyak tiga tangki berkapasitas 1,5 juta barel untuk menyimpan stok kondensat. Fasilitas ini nantinya mampu menunjang jual beli produk migas Pertamina. 

"Akan ada kerja sama dengan Thailand dan Malaysia. Itu bertahap,” tuturnya.

Sementara itu Manager Production Plan and Process Engineering Perta Arun Gas Sukarni Manan menambahkan revitalisasi bertujuan untuk meningkatkan utilitas Arun bagi masyarakat. Dia mengatakan, lima kilang yang ada saat ini, PAG akan menggunakan dua tangki lainnya sebagai tempat penyimpanan LNG. Tangki akan disewakan, seperti fasilitas yang dimiliki Singapore LNG.

“Hingga saat ini dua perusahaan berminat menggunakan tangki Pertamina, yaitu Japan LNG dan Itochu. Saat ini tangki masih dalam tahap perbaikan suku cadang. Kebutuhan dananya mencapai USS 30 juta,” tambahnya.

Kilang LNG Tertua

Arun merupakan kilang LNG tertua yang beroperasi 1978-2014. Selama 36 tahun itu Sebanyak 4.269 kargo LNG dikirim ke beberapa negara seperti Korea dan Jepang. Kompleks pengolahan ini memiliki enam unit kilang gas, dua pelabuhan khusus, dan sembilan tangki penyimpanan gas.

Jumlah kargo gas alam cair (LNG) yang digarap Terminal Penerima dan Regasifikasi Arun, Aceh terus meningkat dari tahun ke tahun. Pada tahun ini tercatat sebanyak 17 kargo yang diregasifikasi. Sedangkan tahun lalu mencapai 14 kargo dan pada 2015 sebanyak 11 kargo LNG.

Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan Terminal ini mulai beroperasi pada 2015 yang diresmikan oleh Presiden Joko Widodo.

“Awalnya kami regasifikasi 11 kargo bersumber dari Tangguh 10 kargo dan Donggi 1 kargo. Sekarang sudah 17 kargo,” kata Surkarni.

Surkani menuturkan mayoritas kargo LNG tersebut diserap oleh pembangkit listrik PT PLN. Dia mengatakan kebutuhan untuk industri hanya satu kargo dari tahun ke tahun. Rata-rata penyaluran gas dari fasilitas regasifikasi Arun di 2015 Sebanyak 87,9 mmscfd dengan rincian 86,05 mmscfd untuk PLN dan 1,85 mmscfd untuk Industri di Medan. 

Kemudian di 2016 untuk periode Januari-Oktober mencapai 88,81 mmscfd dengan rincian 85,86 mmscfd untuk PLN dan 2,95 mmscfd diserap industri.

“Gas untuk PLN itu untuk PLTMG Arun dan Belawan. Kami dan PLN punya komitmen bersama. PLN punya kepentingan besar dengan regasifikasi,” ujarnya.

Dikatakannya terminal regasifikasi ini sebelumnya merupakan kilang LNG Arun yang beroperasi sejak 1978 dan berakhir pada 15 Oktober 2014. Tercatat selama 35 tahun tersebut total pengapalan mencapai 4.269 kargo ke sejumlah negara seperti Jepang, Korea dan Taiwan. 

    Pertamina melakukan kajian mendalam sejak 2011 sebelum kilang tersebut berhenti operasi. Opsi pengalihan fungsi menjadi regasifikasi dipilih dengan mempertimbangkan kelangsungan hidup industri dan pembangkit listrik yang selama ini menyerap gas Arun.

"Pada 2011 Pertamina sudah lakukan kajian mau dibawa kemana aset besar ini ada 6 train, tangki LNG, kondensat. Jadi beberapa inisasi bisnis yang didevelop Pertamina, semua diarahkan ekspektasi pelanggan, prioritas dulu yang diputuskan regasifikasi,” ujarnya.

Menurutnya Lhokseumawe bisa menjadi kota mati bilang aset-aset LNG tidak dimanfaatkan. Dia menyebut selama kilang Arun beroperasi menyerap hingga 5.000 pekerja termasuk ke industri turunannya. 

“Dengan lapangan kerja bisa menopang stabilitas ekonomi dan politik, karena kalau banyak yang menganggur akan meningkatkan kriminalitas,” tutupnya.

Investor Daily, Page-9, Saturday, July 22, 2017

Perta Arun Targets 2018 Revitalization of 2018

PT Perta Arun Gas (PAG), seeks to complete three projects to utilize the former Arun refinery. The three projects are the revitalization of the Liquifed Natural Gas (LNG) terminal, Liquefied Natural Gas (LNG) Hub, the construction of condensate terminals, and the construction of LPG tanks.

The Managing Director of PAG, Teuku Khaidir, targets three projects to start and finish next year. It's just that he was reluctant to give details of how much investment is needed for the three projects.

"We expect the onstream in 2018. For cooperation has been a deal," he said, in Medan, Friday (21/7).

Just for the picture, this grandson of PT Pertamina is holding three projects in the effort to revitalize the assets of the Arun gas processing facility. Previously, the facility is in the form of Arun LNG Plant which has been operated for 37 years and was forced to stop operations since 2014 because gas in the field is up. Then in 2015 the Arun LNG Plant is converted into LNG Admission and Regasification Terminal.

Khaidir mentioned that the LNG Hub project is already running. But because there is one of the leaking refinery, consequently will need to be repaired again. The project cooperates with Japanese investors. While on the second project, LPG tank project will be built by PT Pertamina Marketing and Trading. The tank has a total capacity of 60,000 cubic meters per day. Later LPG will be used to supply the needs of Aceh residents and parts of North Sumatra.

"This is also next year so that in the near future LPG needs can be met from Arun," he said.

While the condensate storage project was also built by Pertamina Marketing and Trading. The project will use three tanks with a capacity of 1.5 million barrels. Useful facilities to support the sale and purchase of Pertamina's oil and gas products.

"There will be cooperation with Thailand and Malaysia gradually," he said

Manager of Production Plan and Process Engineering of Perta Arun Gas, Sukarni Manan added, Arun currently has five refineries. Perta Arun will use two other tanks for LNG storage. The rest is leased, as did the Singapore LNG.

"There are two companies interested in using Pertamina tank, namely Japan LNG and Itochu," he said.

IN INDONESIA

Perta Arun Targetkan Revitalisasi Kelar 2018

PT Perta Arun Gas (PAG), berupaya menyelesaikan tiga proyek untuk memanfaatkan bekas kilang Arun. Tiga proyek tersebut, adalah revitalisasi terminal gas alam cair atau Liquifed Natural, Gas (LNG) Hub, pembangunan terminal kondensat, dan pembangunan tangki LPG.

Direktur Utama PAG, Teuku Khaidir menargetkan tiga proyek ini sudah bisa dimulai dan selesai pada tahun depan. Hanya saja ia enggan memberikan perincian berapa besar investasi yang dibutuhkan untuk ketiga proyek tersebut.

"Kami perkirakan onstream pada 2018. Untuk kerjasamanya sudah deal," katanya, di Medan, Jumat (21/7).

Sekadar gambaran, cucu usaha PT Pertamina ini menggelar tiga proyek dalam upaya revitalisasi aset fasilitas pengolahan gas Arun. Sebelumnya, fasilitas itu berbentuk Kilang LNG Arun yang sudah dioperasikan selama 37 tahun dan terpaksa berhenti operasi sejak 2014 lalu karena gas di lapangan sudah habis. Lalu pada 2015 Kilang LNG Arun diubah fungsinya menjadi Terminal Penerimaan dan Regasifikasi LNG. 

Khaidir menyebut pada proyek LNG Hub sejatinya sudah berjalan. Tapi karena ada salah satu kilang yang bocor, alhasil akan perlu dilakukan perbaikan lagi. Proyek ini menjalin kerjasama dengan investor Jepang. Sementara pada proyek kedua, proyek tangki LPG akan dibangun oleh PT Pertamina Marketing and Trading. Tangki ini berkapasitas total 60.000 meter kubik per hari. Nantinya LPG bakal dipakai untuk menyuplai kebutuhan warga Aceh dan sebagian Sumatra Utara. 

"Ini juga tahun depan. Sehingga, dalam waktu dekat kebutuhan LPG bisa. dipenuhi dari Arun," katanya.

Sedangkan proyek tempat penyimpanan kondensat juga dibangun oleh Pertamina Marketing and Trading. Proyek ini bakal menggunakan tiga tangki berkapasitas 1,5 juta barel. Fasilitas berguna untuk menunjang jual beli produk migas Pertamina.

"Akan ada kerja sama dengan Thailand dan Malaysia secara bertahap," katanya

Manager Production Plan and Process Engineering Perta Arun Gas, Sukarni Manan menambahkan, saat ini Arun memiliki lima kilang. Perta Arun akan menggunakan dua tangki lainnya untuk tempat penyimpanan LNG. Sisanya disewakan, seperti yang dilakukan Singapore LNG. 

"Ada dua perusahaan berminat menggunakan tangki Pertamina, yaitu Japan LNG dan Itochu," katanya.

Kontan, Page-14, Saturday, July 22, 2017

Hope There's New Partner in East Natuna Block

ExxonMobil chooses selling technology to East Natuna's manager Instead of investing

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has asked PT Pertamina to seek a new partner to replace EXXonMobil subsidiary Esso Natuna Ltd, who has resigned from the East Natuna Block consortium.

This government request for oil and gas field is immediately in production. The government is aware that Pertamina needs to find a partner because it requires big investment and high risk. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (EMR), Arcandra Tahar said all oil and gas companies in the world would need partners if they want to develop big projects.

"In Oil and gas, the risk is managed in partnership with partners," said PT Pertamina Commissioner, Friday (7/21).

As a note, previously ExxonMobil declared the development of the East Natuna Block for uneconomical reasons. In 2011, several investors agreed to sign the Head of Agreement (HOA) of share division in East Natuna Block. First, Pertamina with a portion of 35%; Second, Esso Natuna Ltd 35%; Third; Petronas 15%, and fourth Total EP 15%.

But in 2012 Petronas retreat replaced PTT Thailand. Next Total EP go back in 2013, last July 2017 Esso Natuna withdraw. While PTT Thailand still survive.

According to Arcandra, in addition to the surviving PTT Thailand, the government is another oil and gas company opportunity to participate in the East Natuna project. Unfortunately, until now Arcandra does not know the new Pertamina partners in the East Natuna Block. He also said that the government handed over the process of searching patner in East Natuna block to Pertamina.

Energy Observer from Gadjah Mada University Fahmi Radhi suggested, Pertamina offers cooperation with PetroChina or with Saudi Aramco. The cooperation includes the use of a gross split sharing scheme in East Natuna.

"Choose the most appropriate to the requirements and have a commitment between the two,"

Unfortunately Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam reluctant to comment who the partner who is in search. Adiatma Sardjito Vice President of Corporate Communications PT Pertamina just answered there is no information about new prospective partner in East Natuna Block.

Seismic East Natuna

ExxonMobil Sale

Meanwhile, ExxonMobil, which has given an official letter to resign from the East Natuna Block, stated that it is still an interest to sell tekonologi to block operators. Erwin Maryoto, Vice President of Public and Government Affairs ExxonMobil Indonesia claims, Exxon has a technology capable of separating the CO2 needed in the block.

"If Pertamina needs technology we are ready for cooperation," he said.

Understandably, in East Natuna gas reserves of 46 trilun cubic feet, 75% of the carbon dioxide must be retained. Erwin can not mention the cost of using CO2 separator technology. He just said the cost for the separation of CO2 is quite expensive.

"But the whole thing is big enough," he said. The big cost is what makes EXXonMobil choose to leave

IN INDONESIA

Berharap Ada Mitra Baru di Blok East Natuna  

ExxonMobil pilih jualan teknologi kepada pengelola East Natuna Ketimbang berinvestasi

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) meminta PT Pertamina segera mencari partner baru untuk menggantikan anak usaha EXXonMobil yakni Esso Natuna Ltd, yang sudah mundur dari konsorsium penggarap Blok East Natuna.

    Permintaan pemerintah ini agar lapangan migas tersebut segera berproduksi. Pemerintah menyadari Pertamina perlu mencari partner lantaran butuh investasi besar dan risiko yang cukup tinggi. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Arcandra Tahar mengatakan seluruh perusahaan migas di dunia pasti membutuhkan partner jika ingin mengembangkan proyek besar. 

"Dalam Oil and gas risiko di manage bersama dengan berpartner," ujar Komisaris PT Pertamina itu, Jumat (21/7).

Sebagai Catatan, sebelumnya ExxonMobil menyatakan pengembangan Blok East Natuna dengan alasan tidak ekonomis. Pada 2011 beberapa investor sepakat meneken Head of Agreement (HOA) pembagian saham di Blok East Natuna. Pertama, Pertamina dengan porsi sebesar 35%; Kedua, Esso Natuna Ltd 35%; Ketiga; Petronas 15%, dan keempat Total EP 15%.

Namun pada 2012 Petronas mundur digantikan PTT Thailand. Berikutnya Total EP ikut mundur pada 2013, terakhir Juli 2017 ini Esso Natuna mundur. Sementara PTT Thailand masih bertahan.

Menurut Arcandra, selain PTT Thailand yang masih bertahan, pemerintah kesempatan perusahaan migas lainnya untuk ikut serta dalam proyek East Natuna. Namun sayangnya hingga saat ini Arcandra belum tahu patner Pertamina yang baru di Blok East Natuna. Dia juga bilang pemerintah menyerahkan sepenuhnya proses pencarian patner di blok East Natuna kepada Pertamina.

Pengamat Energi dari Universitas Gadjah Mada Fahmi Radhi menyarankan, Pertamina menawarkan kerjasama dengan PetroChina atau dengan Saudi Aramco. Kerjasama itu termasuk dengan penggunaan skema bagi hasil gross split di East Natuna. 

"Pilih yang paling sesuai dengan persyaratan dan memiliki komitmen di antara keduanya," 

Sayangnya Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam enggan memberikan komentar siapa patner yang sedang di cari. Adiatma Sardjito Vice President Corporate Communication PT Pertamina hanya menjawab belum ada informasi tentang calon partner baru di Blok East Natuna.

Jualan ExxonMobil  

Sementara, ExxonMobil yang sudah memberikan surat resmi mundur dari Blok East Natuna menyatakan masih minat untuk berjualan tekonologi kepada operator blok. Erwin Maryoto, Vice President Public and Government Affair ExxonMobil Indonesia mengklaim, Exxon punya teknologi yang mampu memisahkan CO2 yang dibutuhkan di blok tersebut. 

"Kalau Pertamina butuh teknologi itu kami siap kerjasama," kata dia.

Maklum di dalam cadangan gas East Natuna sebesar 46 Trilun cubic feet terdapat 75% karbondioksida yang harus dipisakan. Erwin belum bisa menyebut biaya penggunaan teknologi pemisah CO2 tersebut. Dia hanya bilang biaya untuk pemisahan CO2 Cukup mahal. 

"Tapi keseluruhannya cukup besar," katanya. Biaya yang besar inilah yang membuat EXXonMobil pilih kabur. 

Kontan, Page-14, Saturday, July 22, 2017