Encourage Contract Openness

Investment Climate Must Be kept Conducive

The public must know the contents of the company's contract with the state in the management of natural resources. However, do not let the openness of the contents of the contract actually cause a negative impact on investment in Indonesia.

Based on the report of the 2017 Resource Governance Index issued by Natural Resource Governance Institute (NRGI), Indonesia got a satisfactory score for the oil and gas sector as well as mineral mining. Indonesia is ranked 11th for the mining sector and ranked 12th for the oil and gas sector. The number of countries involved in the study as many as 89 countries.

According to Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria, although Indonesia is in the satisfactory category, the public is still not free to access the contents of contract mining companies or oil and gas with the state as the owner of the resource. It recommended that the contract document be a public document.

"Thus, the public can find out what the company's obligations should be implemented and how far the benefits Such management for the community, especially around the location of natural resources, "said Emanuel, Monday (24/7), in Jakarta.

He said the countries that have already applied contract documents open to the public are Australia and Timor Leste. However, the openness of public contract documents in Timor-Leste is not fully applicable. 

     The importance of transparency of governance of mining and oil and gas sectors in Indonesia, according to NRGI Board Member Yuli Ismartono, for the community especially around the location of natural resources, to know how much benefit obtained from the management of mining or oil and gas. In addition, the public is entitled to know where the money derived from the management of resources and allocations.

"Most communities around the mining resources are not prospering with the presence of mining companies Their territory. Instead, more money flows to the big cities that are the center of power, "said Yuli.

Transparency in natural resource governance, according to Yuli, in addition to preventing corrupt practices, can also prevent environmental damage due to poor management of natural resources.

Asia Pacific Legal Analyst NRGI Rani Febrianti added that from a number of assessment indicators for mining and oil and gas sector, the indicators on licensing got the lowest score. In the mining sector, for example, the government can only grant mining permits through open tender

"However, it does not require the government to announce bidders who enter or participate in prequalification," Rani said.

For the oil and gas sector, the government is reviewing oil and gas legislation and focuses on licensing issues. Rani also appreciated the government's innovation that has made a one-door licensing policy under the auspices of the Investment Coordinating Board (BKPNI).

The positive thing in the governance of oil and gas sector in Indonesia, according to NRGI report, is about taxation. Oil and gas companies are compliant with taxation in Indonesia. Categories for taxation in oil and gas sector get the highest score.

In addition to encouraging the disclosure of contract documents, NRGI recommends that the government consistently apply the rules already in place. One of the rules highlighted in the mining sector is the mining company's obligations in terms of post-mining environment recovery.

NRGI will provide recommendations to the government on the results of the 2017 Resource Management Index report. Prior to that, NRGI plans to seek input from all stakeholders, from the private sector, the government, and the community, before providing such recommendations.

Counterproductive

Separately, Vice Chairman of Commission VII of the House of Representatives Satya Widya Yudha agreed to the idea of openness of the contents of the contract. However, he underlined, do not let the openness becomes a gap to be utilized irresponsible parties. It can be counterproductive to the investment climate in Indonesia.

"We are not necessarily able to access the contents of the contract. Therefore, we request that the openness of the contents of mining contracts and oil and gas companies can be accessed by the Parliament, especially Commission VII. Parliament also represents the community, "said Satya.

Alluded to the need for a special regulation that allows the public to access the contents of mining contracts and oil and gas companies in Indonesia, according to Satya, there has been no discussion about it. However, the investment climate needs to be maintained in order to remain conducive.

IN INDONESIA

Dorong Keterbukaan Kontrak

Iklim Investasi Harus Dijaga Tetap Kondusif

Publik harus mengetahui isi kontrak perusahaan dengan negara dalam pengelolaan sumber daya alam. Namun, jangan sampai keterbukaan isi kontrak tersebut justru menimbulkan dampak negatif terhadap investasi di lndonesia.

Berdasarkan laporan Indeks Tata Kelola Sumber Daya 2017 yang dikeluarkan Natural Resource Governance Institute (NRGI), Indonesia mendapat skor memuaskan untuk sektor minyak dan gas bumi (migas) serta pertambangan mineral. Indonesia berada di peringkat ke-11 untuk sektor tambang dan peringkat ke-12 untuk sektor minyak dan gas bumi.  Adapun jumlah negara yang dilibatkan dalam penelitian tersebut sebanyak 89 negara.

Menurut Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria, kendati Indonesia masuk dalam kategori memuaskan, masyarakat masih belum bebas mengakses isi kontrak perusahaan tambang ataupun migas dengan negara selaku pemilik sumber daya. Pihaknya merekomendasikan agar dokumen kontrak tersebut dapat menjadi dokumen publik.

"Dengan demikian, publik bisa mengetahui apa saja kewajiban perusahaan yang harus dilaksanakan dan seberapa jauh manfaat pengelolaan tersebut bagi masyarakat, khususnya di sekitar lokasi sumber daya alam,” ujar Emanuel, Senin (24/7), di Jakarta.

Ia mengatakan, negara yang sudah menerapkan dokumen kontrak terbuka untuk publik adalah Australia dan Timor Leste. Namun, keterbukaan dokumen kontrak untuk publik di Timor-Leste tidak berlaku penuh. 

     Pentingnya transparansi tata kelola sektor tambang dan migas di Indonesia, menurut Board Member NRGI Yuli Ismartono, agar masyarakat khususnya di sekitar lokasi sumber daya alam, mengetahui seberapa besar manfaat yang diperoleh dari hasil pengelolaan tambang ataupun migas. Selain itu, masyarakat berhak tahu ke mana saja uang yang didapat dari pengelolaan sumber daya dan peruntukannya.

”Kebanyakan masyarakat di sekitar sumber daya tambang tidak menjadi makmur dengan keberadaan perusahaan tambang di wilayah mereka. Sebaliknya, uang lebih banyak mengalir ke kota-kota besar yang menjadi pusat kekuasaan,” ujar Yuli.

Transparansi dalam hal tata kelola sumber daya alam, menurut Yuli, selain mencegah praktik korupsi, juga dapat mencegah kerusakan lingkungan akibat buruknya pengelolaan sumber daya alam.

Asia Pacific Legal Analyst NRGI Rani Febrianti menambahkan, dari sejumlah indikator penilaian untuk sektor tambang dan migas, indikator mengenai perizinan mendapat skor terendah. Di sektor tambang, misalnya, pemerintah hanya bisa memberikan izin pertambangan lewat tender terbuka

”Namun, itu tidak mengharuskan pemerintah untuk mengumumkan penawar yang memasukkan atau ikut prakualifikasi,” kata Rani.

Untuk sektor migas pemerintah sedang mengkaji perundang-undangan minyak dan gas bumi serta berfokus pada masalah perizinan. Rani juga mengapresiasi inovasi pemerintah yang sudah membuat kebijakan perizinan satu pintu di bawah naungan Badan Koordinasi Penanaman Modal (BKPNI).

Hal positif dalam tata kelola sektor migas di Indonesia, berdasarkan laporan NRGI, adalah mengenai perpajakan. Perusahaan sektor migas terbilang patuh terhadap perpajakan yang berlaku di Indonesia. Kategori untuk perpajakan di sektor migas memperoleh skor tertinggi.

Selain mendorong keterbukaan dokumen kontrak, NRGI merekomendasikan agar pemerintah konsisten menerapkan aturan yang sudah dibuat. Salah satu aturan yang disorot di sektor tambang adalah kewajiban-kewajiban perusahaan tambang dalam hal pemulihan lingkungan pascatambang.

NRGI akan memberikan rekomendasi kepada pemerintah terkait hasil laporan Indeks Tata Kelola Sumber Daya 2017. Sebelumnya, NRGI berencana akan meminta masukan dari seluruh pemangku kepentingan, baik dari sektor swasta, pemerintah, maupun masyarakat, sebelum memberikan rekomendasi tersebut.

Kontraproduktif

Secara terpisah, Wakil Ketua Komisi VII DPR Satya Widya Yudha setuju terhadap ide keterbukaan isi kontrak Namun, ia menggaris bawahi, jangan sampai keterbukaan justru menjadi celah untuk dimanfaatkan pihak-pihak tidak bertanggung jawab. Hal itu bisa berakibat kontraproduktif terhadap iklim investasi di Indonesia.

”Kami saja belum tentu dapat mengakses isi kontrak. Oleh karena itu, kami meminta agar keterbukaan isi kontrak perusahaan tambang dan migas bisa diakses oleh DPR, terutama Komisi VII. DPR juga mewakili masyarakat,” ucap Satya.

Disinggung mengenai perlunya aturan khusus yang membolehkan publik mengakses isi kontrak perusahaan tambang dan migas di Indonesia, menurut Satya, belum ada pembahasan mengenai hal itu. Hanya saja, iklim investasi perlu dijaga agar tetap kondusif. 

Kompas, Page-18, Tuesday, July 25, 2017

ESDM Extends the Auction Time of 15 Oil and Gas Blocks

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has decided to extend the schedule of direct offers of conventional oil and gas working areas and non-conventional oil and gas working areas by 2017. Director of Upstream Oil and Gas Development of the Ministry of ESDM Tunggal hopes that prospective participants of 2017 oil and gas block auctions can take advantage of this auction extension To conduct an evaluation.

"The goal is also to provide sufficient time for prospective bidders," said Tunggal.

With the extension of this offer schedule, the direct offer of non-conventional oil and gas blocks for bid document access is extended until September 7, 2017. While the delivery of documents of participation is extended until September 14, 2017. Specifically the direct offer of conventional oil and gas blocks, bid document access is extended until September 11, 2017. And delivery of documents of participation is extended until September 18, 2017.

For information, 15 oil and gas blocks consisting of 10 conventional oil and gas blocks and 5 non-conventional oil and gas blocks were offered at the Indonesian Petroleum Association (IPA) Convention & Exhibition on May 19, 2017. A total of 15 blocks is offered through direct bidding mechanisms and regular auctions.

Sujatmiko, Head of Communications and Public Information Services and Cooperation Bureau of the Ministry of Energy and Mineral Resources, added that it does not have the latest data on any company that has participated in the auction.

IN INDONESIA

ESDM Memperpanjang Masa Lelang 15 Blok Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memutuskan memperpanjang jadwal penawaran langsung Wilayah kerja migas konvensional dan wilayah kerja migas non-konvensional tahun 2017. Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Tunggal berharap, para calon peserta lelang blok migas 2017 bisa memanfaatkan perpanjangan masa lelang ini untuk melakukan evaluasi. 

"Tujuannya juga agar memberikan waktu yang cukup bagi calon peserta lelang," ujar Tunggal.

Dengan perpanjangan jadwal penawaran ini, maka penawaran langsung blok migas non-konvensional untuk akses bid document diperpanjang sampai 7 September 2017. Sementara pengiriman dokumen partisipasi diperpanjang sampai 14 September 2017. Khusus penawaran langsung blok migas konvensional, akses bid document diperpanjang sampai 11 September 2017. Dan pengiriman dokumen partisipasi diperpanjang sampai 18 September 2017.

Sebagai informasi, sebanyak 15 blok migas yang terdiri dari 10 blok migas konvensional dan 5 blok migas non-konvensional, ditawarkan pada ajang Indonesian Petroleum Association (IPA) Convention & Exhibition pada 19 Mei 2017 lalu. Sebanyak 15 blok ini ditawarkan melalui mekanisme penawaran langsung dan lelang reguler. 

Sujatmiko, Kepala Biro Komunikasi dan Layanan Informasi Publik dan Kerja Sama Kementerian ESDM, menambahkan pihaknya belum memiliki data terbaru siapa saja perusahaan yang sudah mengikuti lelang.

Kontan, Page-14, Tuesday, July 25, 2017

Domestic Gas Consumption Genjot, Government Must Give Incentive to Industry

Estimates of the need for gas imports to meet national demand continue to retreat, from initially starting 2019 then to 2020, as the realization of gas consumption is not as high as expected. To boost domestic gas consumption, the government needs to provide incentives for industries that are big consumers of gas.

Group Head Marketing PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Adi Munandir said Indonesia's gas balance has shown a supply deficit since 2016. However, until now, gas imports have not been required. This is because the gas balance is prepared based on the contract of sale and purchase of gas, not the realization of consumption.

"The deficit assumption is also influenced by the realization of the projection. Contract-based gas balance, while the realization is under it because it is influenced by the dynamics of the economy and also the development of demand, "he said.

The administration of President Joko Widodo (Jokowi) is indeed boosting infrastructure development such as the 35,000 Megawatt Program (MW), the development of industrial zones and special economic zones. This makes the natural gas market in Indonesia attractive to investors. However, this projected picture of gas demand is called Adi, will not grow if no effort is made.

"But if we treat the number as a target, then we must do something to make it happen. So the gas balance becomes a policy tool that drives policy on infrastructure development that must be built at a certain time and gas production to be done. The gas balance becomes our driver and demand driven management, "said Adi.

However, increasing domestic gas consumption is not as easy as estimated. This can be seen from the initiative of the development of Special Economic Zone (KEK) Sei Mangkei, Kuala Tanjung or Constraints that have not been realized. He said the development of the natural gas market requires integrated planning and integrated action.

"The synergy between the key stakeholders of the demand side such as the Ministry of Industry, from the Ministry of Finance to provide stimulus and incentives, and from the Ministry of Energy and Mineral Resources, together to grow the demand," said Adi.

According to him, many parties, including from the government, focus on the gas supply strategy and supply of natural gas, including rely on imports. Whereas what should be done how to increase the consumption of natural gas in the country. This is because the strategy of how to boost domestic gas consumption is as important as ensuring its supply.

"For that, looking at the current gas balance should be done with caution. The government sees that gas imports are not yet needed because of the availability of sufficient domestic gas supply. So the tough task is to build the domestic market so that all domestic gas production can be utilized domestically into the energy that drives the Indonesian economy, "said Adi.

Integrated

PGN itself, continued Adi, will become a company with integrated solutions that can handle the problem of gas supply. Now PGN not only serves gas supply through pipeline. PGN also has subsidiaries engaged in the business of liquefied natural gas (LNG) as well as its regasification. However, PGN is not just building infrastructure, but also building the gas market.

"We have to cultivate demand, take initial risks, and campaign for a growing gas market," Adi said.

For the development of its own infrastructure, PGN continues to add the infrastructure it manages. In the meantime, Director of PGN Infrastructure and Technology Dilo Seno Widagdo said that his side has budgeted around US $ 200 million for the development of gas infrastructure.

The addition of infrastructure in the form of gas transmission and distribution pipeline is expected to increase the utilization of gas by consumers. PGN this year worked on several projects at once. First, the construction of a 67-km-long Duri-Dumai transmission pipeline in cooperation with PT Pertamina Gas, which is a government assignment project since 2016. In Duri, PGN also builds a 60-km distribution pipeline.

Second, West Natuna Transportation System (WNTS) transmission pipeline construction project which is a government assignment. PGN builds a 5 km pipeline with a capacity of 120 million cubic feet per day targeted for completion this year.

Third, the development of East Java network in the village of Semare along 2.2 km and diameter 10-16 inches. Meanwhile, gas supply is obtained from Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) with volume of 60 million cubic feet per day. Finally, the assignment of the construction of a household gas network of 26,000 house connections (SR) that will connect the pipeline to the community in Mojokerto, East Java; Musi Banyuasin, South Sumatra; Jakarta and Bandar Lampung.

The total of PGN's existing and managed gas infrastructure currently reaches more than 7,270 km. This amount is equivalent to 80% of the downstream gas pipeline throughout Indonesia. Currently PGN has supplied over 1,658 large industries and power plants, more than 1,930 commercial customers, and 204,000 household customers spread across 19 districts / cities in 12 provinces throughout Indonesia.

IN INDONESIA

Genjot Konsumsi Gas Domestik,  Pemerintah Harus Beri Insentif ke Industri

Perkiraan perlunya impor gas untuk memenuhi kebutuhan nasional terus mundur, dari awalnya mulai 2019 kemudian menjadi 2020, karena realisasi konsumsi gas tidak setinggi perkiraan. Untuk menggenjot konsumsi gas domestik, pemerintah perlu memberikan insentif bagi industri yang merupakan konsumen besar gas.

Group Head Marketing PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Adi Munandir mengatakan, neraca gas bumi Indonesia sudah menunjukkan defisit pasokan sejak 2016. Namun, hingga saat inipun, impor gas belum diperlukan. Hal ini karena neraca gas tersebut disusun berdasarkan kontrak jual beli gas, bukan realisasi konsumsi.

“Asumsi defisit juga dipengaruhi oleh realisasi proyeksi. Neraca gas berbasis kontrak, sedangkan realisasinya berada di bawahnya karena dipengaruhi dinamika perekonomian dan juga pembangunan demand,” kata dia 

Pemerintahan Presiden Joko Widodo (Jokowi) memang sedang menggenjot pembangunan infrastrutkur seperti Program 35.000 Megawatt (MW), pengembangan kawasan industri, dan kawasan ekonomi khusus. Hal ini membuat pasar gas bumi di Indonesia menjadi menarik bagi investor. Namun, gambaran proyeksi permintaan gas ini disebut Adi, tidak akan tumbuh jika tidak ada upaya apapun.

“Namun kalau kita perlakukan angka tersebut sebagai target, maka kita harus melakukan sesuatu untuk merealisasikannya. Sehingga neraca gas menjadi alat kebijakan yg men-drive kebijakan mengenai pengembangan infrastruktur yang harus dibangun di waktu tertentu dan produksi gas yang harus dilakukan. Neraca gas menjadi driver dan pengelolaan kita demand driven,” kata Adi.

Hanya saja, meningkatkan konsumsi gas bumi dalam negeri tidak semudah yang diperkirakan. Hal ini terlihat dari inisiatif pembangunan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) Sei Mangkei, Kuala Tanjung atau Kendala yang belum juga terealisasi. Dikatakannya, pengembangan pasar gas bumi membutuhkan integrated planning dan integrated action.

“Sinergi antara key stakeholders dari sisi demand seperti Kementerian Perindustrian, dari sisi Kementerian Keuangan untuk memberikan stimulus dan insentif, serta dari Kementerian ESDM, bersama sama menumbuhkan demand tersebut,” kata Adi.

Menurutnya, banyak pihak termasuk dari pemerintah, fokus terhadap strategi pasokan gas bumi dan pengadaan pasokan gas bumi, termasuk mengandalkan impor. Padahal harusnya yang dilakukan bagaimana meningkatkan konsumsi gas bumi dalam negeri. Hal ini karena strategi bagaimana menggenjot konsumsi gas domestik sama pentingnya dengan upaya menjamin pasokannya.

“Untuk itu, melihat neraca gas saat ini harus dilakukan dengan kehati-hatian. Pemerintah melihat bahwa impor gas belum diperlukan karena ketersediaan pasokan gas domestik yang masih cukup. Maka tugas beratnya adalah membangun pasar domestik sehingga seluruh gas produksi dalam negeri bisa dimanfaatkan di dalam negeri menjadi energi yang menggerakan perekonomian Indonesia,” tutur Adi.

Terintegrasi

PGN sendiri, lanjut Adi, bakal menjadi perusahaan dengan solusi terintegrasi yang dapat menangani masalah pasokan gas. Kini PGN tidak hanya melayani pasokan gas melalui pipa. PGN juga telah memiliki anak usaha yang bergerak di bisnis gas alam cair (liquefied natural gas/ LNG) sekaligus regasifikasinya. Namun, PGN tidak sekadar membangun infrastruktur, tetapi juga ikut membangun pasar gas. 

“Kita harus memupuk demand, mengambil resiko awal, dan melakukan kampanye agar pasar gas berkembang,” kata Adi. 

Untuk pengembangan infrastruktur sendiri, PGN terus menambahkan inrastruktur yang dikelolanya. SebeIumnya, Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGN Dilo Seno Widagdo mengatakan, pihaknya menganggarkan dana sekitar USS 200 juta untuk pembangunan infrastruktur gas.

Penambahan infrastruktur berupa pipa gas transmisi dan distribusi ini diharapkan mampu menambah pemanfaatan gas oleh konsumen. PGN tahun ini menggarap beberapa proyek sekaligus. Pertama, pembangunan pipa transmisi Duri-Dumai sepanjang 67 kilometer (km) bekerja sama dengan PT Pertamina Gas yang merupakan proyek penugasan pemerintah sejak 2016. Di Duri, PGN juga membangun pipa distribusi sepanjang 60 km.

Kedua, proyek pembangunan pipa transmisi West Natuna Transportation System (WNTS)-Pemping yang merupakan penugasan pemerintah. PGN membangun pipa pipa penghubung sepanjang 5 km dengan kapasitas 120 juta kaki kubik per hari yang ditargetkan selesai di tahun ini.

Ketiga, pengembangan jaringan Jawa Timur yakni di Desa Semare sepanjang 2,2 km dan berdiameter 10-16 inchi. Adapun, pasokan gas diperoleh dari Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) dengan volume 60 juta kaki kubik per hari. Terakhir, penugasan pembangunan jaringan gas rumah tangga sebanyak 26.000 sambungan rumah (SR) yang akan menghubungkan pipa ke masyarakat di Mojokerto, Jawa Timur; Musi Banyuasin, Sumatera Selatan; Jakarta dan Bandar Lampung.

Total infrastruktur gas bumi yang dibandung dan dikelola PGN saat ini mencapai lebih dari 7.270 km. jumlah ini setara 80% pipa gas bumi hilir seluruh Indonesia. Saat ini PGN telah memasok lebih dari 1.658 industri besar dan pembangkit listrik, lebih dari 1.930 pelanggan komersial, dan 204.000 pelanggan rumah tangga yang tersebar di 19 kabupaten/kota di 12 provinsi di seluruh Indonesia.

Investor Daily, Page-9, Monday, July 24, 2017

Pertamina EP Subang Support Eco Green Village

PT Pertamina EP Asset 3 Subang Field, a subsidiary of PT Pertamina EP and Contractor Cooperation Contract (KKKS) under SKK Migas, held a grand final of the Right Innovation Competition "Eco Green Village". This competition is followed by students and students from various schools and universities in West Java.

A total of 11 participants entered the final round after going through the judging process, among others, Arie Sudaryanto from the Appropriate Technology Institute of Indonesian Science Institute (LIPD) and Head of LPPM Institut Pertanian Bogor Prof. Dr. Ir Sumardjo.11 Eleven participants who escaped successfully put aside dozens of other participants since the race began 13 June 2017.

The jury then sets the winners of the competition for the general category and the students is an innovation entitled "System of Payment of Waste Processing System and Bank Trash With Cards of Subik Cikapeang (Love Subang Kapuk) based on RFID".

While the winner of the category of students is "Jack-Seed Flakes Healthy Breakfast Rich Fiber Based Waste Seed Jackfruit". According to the plan, the prize for the winner of this innovation competition will be given on July 25, 2017

Armand Mel I Hukom, Subang Field Manager of Pertamina EP Asset 3, said that innovations made by the winners of general categories and students can be applied in Rumah Inspirasi, one of CSR program Pertamina EP Asset 3 Subang Field in Subang Regency, West Java. While innovation winner of student category can be applied at Toga Asuh Program CSR at Ranggawulung Town Forest, still in Subang Regency.

According to Hukom, the innovative innovation competition "Kampung Eco Green" is a program that can encourage young people to innovate, at an affordable cost. Moreover, the theme of the race is aligned with the CSR program that has been running so that it can be a source of inspiration for Subang Field in innovating in CSR program.

"We hope that this program will encourage the young generation to be innovative as the successor of this nation," he said.

Pertamina EP Asset 3 Subang Field has a working area in Subang and Karawang regency, West Java and produces 1,864 barrels of oil per day (BPH) and 222.5 million cubic feet per day (MMSCFD) of gas.

IN INDONESIA

Pertamina EP Subang Dukung Kampung Eco Green

PT Pertamina EP Asset 3 Subang Field, anak usaha PT Pertamina EP dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di bawah SKK Migas, menyelenggarakan grand final Kompetisi Inovasi Tepat Guna “Kampung Eco Green”. Kompetisi ini diikuti oleh pelajar dan mahasiswa dari berbagai sekolah dan perguruan tinggi di Jawa Barat.

Sebanyak 11 peserta memasuki babak akhir setelah melalui proses penjurian yang antara lain Arie Sudaryanto dari Teknologi Tepat Guna Lembaga llmu Pengetahuan Indonesia (LIPD dan Kepala Care LPPM Institut Pertanian Bogor Prof Dr Ir Sumardjo. Kesebelas peserta yang lolos berhasil menyisihkan puluhan peserta lainnya sejak lomba diadakan mulai 13 juni 2017. 

Dewan juri kemudian menetapkan pemenang dari kompetisi untuk kategori umum dan mahasiswa adalah inovasi yang berjudul “Sistem Pembayaran Sistem Pengolahan Sampah Dan Bank Sampah Dengan Kartu Cikapeang (Cinta Kap Petani Subang) Berbasis RFID”. 

Sedangkan pemenang dari kategori pelajar adalah “Jack-Seed Flakes Sarapan Sehat Kaya Serat Berbahan Dasar Limbah Biji Nangka”. Menurut rencana, hadiah bagi pemenang kompetisi inovasi ini akan diberikan pada 25 Juli 2017

Armand Mel I Hukom, Subang Field Manager Pertamina EP Asset 3, mengatakan inovasi yang dilakukan oleh pemenang kategori umum dan mahasiswa dapat diterapkan di Rumah Inspirasi, salah satu program CSR Pertamina EP Asset 3 Subang Field di Kabupaten Subang, Jawa Barat. Sementara inovasi pemenang kategori pelajar dapat diterapkan pada Program Toga Asuh yang CSR di Hutan Kota Ranggawulung, masih di Kabupaten Subang.

Menurut Hukom, kompetisi inovasi tepat guna “Kampung Eco Green” merupakan program yang dapat memacu semangat anak muda untuk berinovasi, dengan biaya yang terjangkau. Apalagi tema lomba diselaraskan dengan Program CSR yang telah berjalan sehingga dapat menjadi sumber inspirasi bagi Subang Field dalam berinovasi dalam program CSR. 

”Kami berharap dengan adanya program ini dapat mendorong prestasi generasi muda dalam hal giat berinovasi sebagai penerus bangsa ini,” katanya.

Pertamina EP Asset 3 Subang Field mempunyai wilayah kerja di daerah Kabupaten Subang dan Karawang, Jawa Barat dan memproduksikan minyak sebesar 1.864 barel per hari (BPH) dan gas sebesar 222,5 juta kaki kubik per hari (MMSCFD).

Investor Daily, Page-9, Monday, July 24, 2017

ESDM Prepares Gas Power Plant Near Gas Well

The Ministry of Energy and Mineral Resources will make policies on the construction of plants close to fuel sources. Such as Gas Power Plant (PLTG) must be built in at the mouth of gas well. Meanwhile, the development policy of Steam Power Plant (PLTU) close to the mouth of the mine has been published.

Yes, special mine mouth power plant government has issued issued Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No 19/2017 on Coal Utilization for Power Plant and Purchase of Excess Power. Ignasius Jonan, Minister of ESDM hopes that the policy will reduce the cost of electric power transportation, so it is expected that the price of electricity will be more efficient.

"In the future there is no power plant in Sumatra that is not built at the mouth of the mine," he said.

Jonan

Understandably, if build a power plant outside the mouth of the mine, the cost of Iistrik will be higher, because there are transportation costs. In addition the government wants to isolate the pollution so as not to spread. Especially if the coal is only about 3,000 calories, the alternative is just build a power plant at the mouth of the mine

According to Jonan, the core of electricity is increasing capacity and making the price more affordable.

 "So, the government commitment until December 2017, except that the subsidy is revoked, the electricity tariff does not go up, in fact some of the electricity tariff falls.

IN INDONESIA

ESDM Menyiapkan Aturan PLTG Dekat Sumur Gas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral akan membuat kebijakan tentang pembangunan pembangkit dekat dengan sumber bahan bakar. Seperti Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) harus dibangun di di mulut sumur gas. Sementara kebijakan pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dekat dengan mulut tambang sudah terbit.

Ya, khusus PLTU mulut tambang pemerintah telah mengeluarkan mengeluarkan Peraturan Menteri ESDM No 19/2017 tentang Pemanfaatan Batubara untuk Pembangkit Listrik dan Pembelian Kelebihan Tenaga Listrik (excess power). Ignasius Jonan, Menteri ESDM berharap kebijakan itu akan mengurangi biaya transportasi tenaga listrik, sehingga diharapkan harga Iistrik lebih efisien. 

"Ke depan tidak ada PLTU di Sumatra yang tidak dibangun di mulut tambang. Tidak boleh kalau tidak di mulut tambang," tegas

Jonan 

Maklum, jika membangun pembangkit di luar mulut tambang, biaya Iistrik akan semakin tinggi, karena ada biaya transportasi. Selain itu pemerintah ingin mengisolasi polusi agar tidak tersebar. Apalagi jika batubara hanya sekitar 3.000 kalori, alternatifnya hanya membangun pembangkit di mulut tambang

Menurut Jonan, inti kelistrikan adalah peningkatan kapasitas dan membuat harga lebih terjangkau.

 "Maka, komitmen pemerintah hingga Desember 2017, kecuali yang subsidinya dicabut, tarif listrik itu tidak naik. Malah sebagian golongan tarif listrik itu turun.

Kontan, Page-14, Monday, July 24, 2017

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