Looking at National Gas Supply & Demand Projection

In May 2017, the government launched two books on the national gas balance and the National Gas Infrastructure Master Plan 2016-2035. In the event opened by the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan, the two books are distributed to the invitees who are related parties in the upstream to downstream gas business.

Both books are interrelated because there should be a picture of the volume of supply and relevant gas requirements so that infrastructure development planning can be more appropriate to the economic life of the infrastructure. However, when the number of images that the state does not require the option of bringing in gas supplies from the outside, the gas balance data listed in the book does not present a picture supporting the assumption.

The book states that based on the assumption of contracted demand or demand for contracted and committed demand gas, domestic gas supply is still able to meet the needs until 2021. Meanwhile, the import option can be done to cover potential demand, ie in 2022. Imports can only be realized with existing infrastructure.

The table states that in 2016 the country lacks gas supply of 1.212 million standard cubic feet per day / MMscfd due to domestic demand from contracted gas demand of 7302 MMscfd and a demand commitment of 653 MMscfd. On the other hand, the supply capability of 6,744 MMscfd.

That is, referring to that figure, the country has needed gas supply from outside of 1.212 MMscfd in 2016. In fact, in 2016, there is no supply of gas from abroad. If there is a supply of gas from imports, how can the supply flow because there are only four gas storage and regasification facilities in the country.

The infrastructure problem becomes one of the obstacles to gas absorption in the country. To date, only sectors electrification is a mainstay to absorb domestic gas. As an illustration, for the electricity sector, it has been allocated 51 cargoes with 3 cargoes of which have been returned to the government and sold to the spot market.

NOT RELEVANT

In his presentation, Director of Commerce of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Danny Praditya said that the gas balance becomes the basis in establishing the master plan of gas infrastructure development. However, according to Danny, the government has not used the relevant data as the foundation for the development of gas infrastructure in the country.

For example, he mentioned, there is still a difference between projection and realization. In the PGN data, the realization of gas absorption, in 2016 absorbed gas with a volume of 6,676 billion British thermal units per day (BBtud) from the planned 8,072 BBtud. That matter also occurred in 2015 with an estimated gas demand of 8,921 BBtud, only 6,754 BBtud is absorbed.

For domestic gas utilization plan, the government has determined that by 2050 its utilization will reach 240 million ton equivalent oil equivalent (Mtoe), while the current condition is only 38 Mtoe. By 2025, the government will press export gas volume to 20% and stop exports by 2036.

In terms of infrastructure development, the government estimates an investment requirement of US $ -48.2 billion to realize massive infrastructure development such as gas pipeline from 2015 to 2030. Currently, only about 20% of the infrastructure is built.

"Gas balance missed, how can build the infrastructure," he said when giving exposure in the Forum Energizing Indonesia, Wednesday (22/11).

He considered, the creation of a gas balance should be made based on contracted demand rather than the volume of gas that can only be paid. The data will decide whether the development can be in accordance with the government's target is also quite economical for business actors to get involved in the downstream gas sector.

On the other hand, to build a gas infrastructure, it needs a comprehensive planning of the user side of the gas. The reason is, how to create demand because domestic gas supply still exists, but its absorption still not according to commitment in contract.

The existence of integrated approach [approach] is not only seen from the side of oil and gas alone, but from the industry side. Today's problems are in the market creation [creating the gas market], "he said.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said that until now it is still doing improvements in gas balance data. According to him, there are already projected numbers of demand and demand for natural gas, but still in the discussion.

"There's a number already. Gas balance is being repaired "he said.

As a policy maker, it's a good idea to use the latest data as a base. Otherwise, it is not impossible to cause more gas infrastructure projects such as pipes, storage facilities and regasification until liquefied petroleum gas (LPG) is abandoned.

In fact, it may be that within the next few years, all government plans are never realized because they are not supported by valid data.

IN INDONESIA

Melihat Proyeksi Pasokan & Kebutuhan Gas Nasional

Pada Mei 2017, pemerintah meluncurkan dua buku tentang neraca gas nasional dan Rencana Induk Infrstruktur Gas Nasional 2016-2035. Dalam acara yang dibuka Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan itu, kedua buku dibagikan kepada para undangan yang merupakan pihak terkait di sektor usaha hulu hingga hilir gas.

Kedua buku tersebut saling berkaitan karena harus ada gambaran volume pasokan dan kebutuhan gas yang relevan sehingga perencanaan pembangunan infrastruktur yang bisa lebih sesuai dengan umur keekonomian infrastruktur. Namun, di saat banyaknya gambaran bahwa negara belum memerlukan opsi mendatangkan pasokan gas dari luar, data neraca gas yang dicantumkan dalam buku tidak menampilkan gambaran yang mendukung asumsi itu.

Dalam buku tercatat bahwa berdasarkan asumsi contracted demand atau permintaan gas terkontrak dan committed demand atau komitmen permintaan, pasokan gas dalam negeri masih mampu memenuhi kebutuhan hingga 2021. Adapun, opsi impor bisa dilakukan untuk menutupi permintaan potensial atau potential demand, yakni pada 2022. Impor pun hanya bisa terealisasi dengan infrastruktur yang ada.

Pada tabel tertulis bahwa pada 2016 negara kekurangan pasokan gas sebanyak 1.212 million standard cubic feet per day/MMscfd karena kebutuhan dalam negeri dari permintaan gas yang telah terkontrak sebesar 7.302 MMscfd dan komitmen permintaan sebesar 653 MMscfd. Di sisi lain, kemampuan suplai sebesar 6.744 MMscfd.

Artinya, mengacu pada angka itu, negara telah membutuhkan pasokan gas dari luar sebesar 1.212 MMscfd pada 2016. Kenyataannya, pada 2016, belum ada pasokan gas dari luar negeri. Jika ada pasokan gas dari impor, bagaimana pula pasokan itu bisa mengalir karena hanya terdapat empat fasilitas penyimpanan dan regasifikasi gas di dalam negeri.

Permasalahan infrastruktur menjadi salah satu penghambat penyerapan gas di dalam negeri. Hingga saat ini, hanya sektor ketenagalistrikan yang menjadi andalan untuk menyerap gas domestik. Sebagai gambaran, untuk sektor ketenagalistrikan, telah dialokasikan 51 kargo dengan 3 kargo di antaranya yang telah dikembalikan kepada pemerintah dan dijual ke pasar bebas (spot).

BELUM RELEVAN

Dalam paparannya, Direktur Niaga PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Danny Praditya mengatakan bahwa neraca gas menjadi dasar dalam menetapkan rencana induk pembangunan infrastruktur gas. Namun, menurut Danny, pemerintah belum menggunakan data yang relevan sebagai landasan pembangunan infrastruktur gas di Tanah Air.

Sebagai contoh, dia menyebut, masih terdapat selisih antara proyeksi dan realisasi. Pada data PGN, realisasi penyerapan gas, pada 2016 terserap gas dengan volume 6.676 billion British thermal unit per day (BBtud) dari rencana 8.072 BBtud. Hal itu pun terjadi pada 2015 dengan perkiraan permintaan gas sebesar 8.921 BBtud, hanya 6.754 BBtud yang terserap.

Untuk rencana utilisasi gas domestik, pemerintah menetapkan agar pada 2050 utilisasinya mencapai 240 juta ton setara minyak (million tonnes oil equivalent/Mtoe), sedangkan kondisi saat ini hanya sebesar 38 Mtoe. Pada 2025, pemerintah akan menekan volume gas ekspor hingga 20% dan menghentikan ekspor pada 2036.

Dari sisi pembangunan infrastruktur, pemerintah memperkirakan kebutuhan investasi sebesar US$-48,2 miliar untuk merealisasikan pembangunan infrastruktur seperti pipa gas secara masif sejak 2015 hingga 2030. Saat ini, hanya sekitar 20% infrastruktur yang terbangun.

“Gas balance meleset, bagaimana bisa membangun infrastruktumya,” ujarnya saat memberikan paparan dalam acara Forum Energizing Indonesia, Rabu (22/11).

Dia menilai, pembuatan neraca gas harus dibuat berdasarkan permintaan terkontrak bukan dari volume gas yang hanya sanggup dibayar. Data tersebut akan memutuskan apakah pembangunan bisa sesuai dengan target pemerintah juga cukup ekonomis bagi para pelaku usaha untuk ikut terlibat di sektor hilir gas.

Di sisi lain, untuk membangun infrastruktur gas, perlu perencanaan komprehensif dari sisi pengguna gas. Pasalnya, bagaimana untuk menciptakan permintaan karena pasokan gas dalam negeri masih ada, tetapi penyerapannya masih belum sesuai komitmen dalam kontrak.

Adanya integrated approach [pendekatan terintegrasi] tidak hanya melihat dari sisi migasnya saja, tetapi dari sisi industri. Masalah hari ini ada di market creation [menciptakan pasar gas],” katanya.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan bahwa hingga saat ini pihaknya masih melakukan perbaikan data neraca gas. Menurutnya, sudah ada angka-angka proyeksi kebutuhan dan permintaan gas bumi, tetapi masih dalam pembahasan.

“Sudah ada angkanya. Gas balance-nya sedang kita perbaiki" katanya.

Sebagai pembuat kebijakan, ada baiknya bila menggunakan data terkini sebagai basis. Bila tidak, bukan tidak mungkin menyebabkan semakin banyak proyek infrastruktur gas seperti pipa, fasilitas penyimpanan dan regasifikasi hingga kilang gas alam cair (liquefied petroleum gas/LPG) terbengkalai.

Bahkan, mungkin saja dalam kurun waktu beberapa tahun ke depan, semua rencana pemerintah tidak pernah terealisasi karena tidak didukung dengan data yang sahih.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec 4, 2017

Pertamina Search Oil and Gas Block in Russia

PT Pertamina is still looking for oil and gas blocks in Russia to be acquired, although previously the company canceled to take over two blocks on offer, namely The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said it was still looking for cooperation opportunities in the upstream oil and gas sector with Rosneft Oil Company, after the agreement on building the refinery was reached. The company's business development team continues to communicate with the Rosneft team. "But, until now there has been no [oil and gas blocks] that have been specifically [targeted]," he said on Thursday (30/11).

Along with the agreement to build a fuel oil refinery together, Rosneft has actually offered two oil and gas blocks to Pertamina, namely The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field. In the preliminary agreement, at The Northtern Tip of Chayvo Field, Pertamina can take up to 20% stake, while at Russkoye Square up 37.5%.

However, the acquisition of shares in these two fields was officially canceled. Because, to take the oil and gas blocks in Russia, Pertamina must pay taxes to the country. The amount of this tax is large enough that the acquisition of two oil and gas blocks in Russia is no longer enter the economy. On the other hand, there are other companies that compete with Pertamina to bid on two Rosneft oil and gas blocks.

Until now, he admitted there is no solution to the tax problem. However, it continues to seek a way out for the acquisition of upstream assets in Russia can be realized.

"We are trying to find a solution," said Alam.

Previously, Pertamina said it would rely on oil and gas production from its overseas assets in the future, with a contribution target of 33 percent of the total production of 2025 or equivalent to 650 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd. Acquisitions abroad are needed to minimize the difference in domestic demand and supply of oil and gas in the future.

In addition to Russia, Pertamina is also eyeing a block of oil and gas in Iran, the Mansouri Block. Talks with the Iranians have now come to the discussion of terms and conditions in the management of the migration bloc The negotiations on the acquisition of the Mansouri Block can be continued after the Iranian Government releases a new oil and gas contract form, the Iranian Petroleum Contract. If all parties have agreed, then this Mansouri Block contract can be signed.

"Hopefully can [close / finished] this year," said Alam.

In the next year, it will continue the process of adding oil and gas blocks in these two countries. Iran has even offered another block to Pertamina. Not only that, the company is also studying the prospects of other oil and gas abroad, namely in Africa and the Middle East. Africa is the choice one of them based on the political conditions in the continent.

However, it has not confirmed whether there will be a new oil and gas block that will be acquired next year, "We want try Africa and the Middle East, "he said.

Currently, Pertamina already has oil and gas blocks in several countries. In Iraq, the company owns shares in West Qurna Field 1. In Algeria, the state-owned oil and gas company owns 65% of MLN and 16.9% shares in EMK Square in Malaysia, the company holds ownership in Block K, Kikeh Block, Block SNR Block SK309 and Block SK311.

Most recently, Pertamina controls 72.65% shares of French oil and gas company, Maurel & Prom. Maurel & Prom has oil and gas assets scattered in Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, the main assets that have been produced are in Gabon, Nigeria and Tanzania.

For oil production, Alam had mentioned, is targeted to reach 822 thousand bpd in 2025, which is 35 thousand bpd from domestic and 469 thousand bpd from abroad. As for gas, it is targeted to increase to 5.71 billion cubic feet per day, ie 4.23 billion cubic feet of domestic and 1.48 billion cubic feet of foreign assets. In the same year, oil demand reached 1.7 million bpd and gas 9.1 billion cubic feet per day.

Without acquisitions abroad, the gap between oil and gas supply and demand could be greater.

IN INDONESIA

Pertamina Cari Blok Migas di Rusia

PT Pertamina masih mencari blok minyak dan gas di Rusia untuk diakuisisi, meski sebelumnya perseroan batal mengambil alih dua blok yang ditawarkan, yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya masih terus mencari peluang kerja sama untuk di sektor hulu migas dengan Rosneft Oil Company, setelah kesepakatan membangun kilang tercapai. Tim pengembangan bisnis perseroan terus berkomunikasi dengan tim Rosneft. “Tetapi, memang sampai saat ini belum ada [blok migas] yang sudah spesifik [diincar],” kata dia Kamis (30/11).

Bersamaan dengan kesepakatan membangun kilang bahan bakar minyak (BBM) bersama-sama, Rosneft sebenarnya telah menawarkan dua blok migasnya kepada Pertamina, yakni yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Dalam kesepakatan awal, di Lapangan The Northtern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%.

Namun, akuisisi saham di dua lapangan ini resmi batal dilakukan. Pasalnya, untuk mengambil blok migas di Rusia ini, Pertamina harus membayar pajak ke negara. Besaran pajak ini cukup besar sehingga akuisisi dua blok migas di Rusia itu tidak lagi masuk keekonomiannya. Di sisi lain, ada perusahaan lain yang menjadi pesaing Pertamina dalam menawar dua blok migas milik Rosneft. 

Hingga sekarang, diakuinya belum ada solusi atas masalah pajak tersebut. Namun, pihaknya terus berupaya mencari jalan keluar agar akuisisi aset hulu di Rusia bisa terealisasi. 

“Kami sedang mencoba mencari solusinya,” tutur Alam.

Sebelumnya, Pertamina menyatakan akan mengandalkan produksi migas dari aset-asetnya di luar negeri di masa mendatang, dengan target kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd). Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan dan pasokan migas domestik di masa mendatang.

Selain di Rusia, Pertamina juga sedang mengincar satu blok migas di Iran, yakni Blok Mansouri. Pembicaraan dengan pihak Iran kini sudah sampai pada pembahasan terms and condition dalam pengelolaan blok migasi Negosiasi akuisisi Blok Mansouri ini dapat dilanjutkan setelah Pemerintah Iran merilis bentuk kontrak migas baru, yakni Iranian Petroleum Contract. Jika seluruh pihak sudah sepakat, maka kontrak Blok Mansouri ini bisa ditandatangani.

“Semoga bisa [close/selesai] tahun ini,” tutur Alam.

Pada tahun depan, pihaknya akan melanjutkan proses penambahan blok migas di dua negara ini. Iran bahkan telah menawarkan satu blok lagi ke Pertamina. Tidak hanya itu, perseroan juga sedang mempelajari prospek migas lain di luar negeri, yakni di Afrika dan Timur Tengah. Afrika menjadi pilihan salah satunya berdasarkan kondisi politik di benua tersebut.

Tetapi, pihaknya belum memastikan apakah akan ada blok migas baru yang akan diakuisisi pada tahun depan, “Kami mau mencoba Afrika dan Middle East,” ujarnya.

Saat ini, Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di Irak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, perusahaan migas milik negara ini menguasai 65% saham di Lapangan MLN dab 16,9% di Lapangan EMK mentara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kikeh, Blok SNR Blok SK309 dan Blok SK311.

Yang terbaru, Pertamina menguasai 72,65% saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom. Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania.

Untuk produksi minyak, Alam sempat menyebutkan, ditargetkan mencapai 822 ribu bph pada 2025, yakni 35 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri. Pada tahun yang sama, kebutuhan minyak mencapai.1,7 juta bph dan gas 9,1 miliar kaki kubik per hari. 

Tanpa akuisisi di luar negeri, selisih pasokan dan permintaan migas ini bisa lebih besar.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec 2, 2017

State Revenues Rise from Cepu Block

The government changed the Indonesian Crude Price formula for Banyu Urip Field, Cepu Block to be higher. This change will boost the amount of state revenue from oil and gas blocks on the border of Central Java and East Java.

Changes in Banyu Urip Field ICP are determined through Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 4028 K / 12 / MEM / 2017. Referring to the decision, now the crude oil from Banyu Urip Field is set with the Arjuna ICP formula plus US $ 5.5 per barrel at the delivery point at the floating storage and offloading / FSO facility of Rimang Rim.

"So ICP Banyu Urip price formula changed from ICP Arjuna minus US $ 0.5 per barrel to ICP Arjuna plus US $ 5.5 per barrel. So there is an increase in value of US $ 6 per barrel, "said Head of Program and Communications Division of Special Unit for Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Business Activities Wisnu Prabawa Taher in Jakarta, Thursday (30/11).

With the increase in price formula to be better, he said, will have an impact to higher state revenues from the Cepu Block. Moreover, this new price formula applies to all companies purchasing crude oil from oil and gas blocks operated by Exxon Mobil Cepu Limited. However, it has not been able to estimate how the increase in state revenues

"Must increase state revenue. But this country's revenues have just been calculated by the end of this month, after ICP's November exit, "explained Wisnu.

State revenue is calculated by multiplying the production volume of Banyu Urip Field with the current ICP, Cepu Block production has reached 204-308 thousand barrels per day (bpd). The realization of oil production is expected to last until the end of this year.

Head of Communication, Public Information and Cooperation Bureau of the Ministry of Energy and Mineral Resources Dadan Kusdiana confirmed that ICP Banyu Urip price formula applies to all buyers, including PT Tri Wahana Universal (TWU). TWU is the owner and operator of a mini refinery located in Bojonegoro, East Java, close to the Cepu Block.

"The price of TWU crude oil is the price of Banyu Urip crude oil at the point of handover of Crow Rang," he said.

In addition to TWU, Cepu Block crude oil is taken by PT Pertamina. Furthermore, the oil is processed at a refinery owned by Pertamina, including the Cilacap Refinery and Dumai Refinery. At the Dumai Refinery alone, after the construction of a new tank, the processed Banyu Urip crude reached 72 thousand bpd.

In the official page of the Directorate General of Oil and Gas, Indonesia Crude Oil Price Team explained that the ICP change is considering the crude oil from Banyu Urip Field has long been produced. Not only that, Banyu Urip Field has a stable level of production and quality, and good market absorption.

"Therefore, it is necessary to adjust the Indonesian crude oil price formula for the type of Banyu Urip crude oil," said the Indonesia Crude Oil Price Team.

Banyu Urip crude oil price formula is evaluated by the Indonesian Oil Price Team regularly at least once a year.

IN INDONESIA

Penerimaan Negara Naik dari Blok Cepu

Pemerintah mengubah formula harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price) untuk Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu menjadi lebih tinggi. Perubahan ini bakal mendongkrak besaran penerimaan negara dari blok migas di perbatasan Jawa Tengah dan Jawa Timur ini.

Perubahan ICP Lapangan Banyu Urip ditetapkan melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 4028 K/12/MEM/2017. Mengacu pada keputusan tersbut, kini minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip di tetapkan dengan formula ICP Arjuna plus US$ 5,5 per barel pada titik serah di fasilitas penampungan dan bongkar muat terapung (floating storage and offloading/ FSO) Gagak Rimang.

“Jadi formula harga ICP Banyu Urip berubah dari ICP Arjuna minus US$ 0,5 per barel menjadi ICP Arjuna plus US$ 5,5 per barel. Sehingga ada kenaikan value US$ 6 per barel,” kata Kepala Divisi Program dan Komunikasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Wisnu Prabawa Taher di Jakarta, Kamis (30/11).

Dengan adanya kenaikan formula harga menjadi lebih baik, dikatakannya, akan berdampak ke penerimaan negara yang lebih tinggi dari Blok Cepu. Apalagi, formula harga baru ini berlaku untuk semua perusahaan pembeli minyak mentah dari blok migas yang dioperasikan Exxon Mobil Cepu Limited ini.  Namun, pihaknya belum dapat memperkirakan berapa kenaikan penerimaan negara  

“Pasti bertambah penerimaan negara. Tetapi penerimaan negara ini baru saja dihitung pada akhir bulan ini, setelah ICP November keluar,” jelas Wisnu.

Penerimaan negara dihitung dengan mengkalikan volume produksi Lapangan Banyu Urip dengan ICP saat ini, produksi Blok Cepu telah mencapai 204-308 ribu barel per hari (bph). Realisasi produksi minyak ini diperkirakan akan bertahan sampai akhir tahun ini.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerja Sama Kementerian ESDM Dadan Kusdiana menegaskan bahwa formula harga ICP Banyu Urip ini berlaku untuk semua pembeli, termasuk PT Tri Wahana Universal (TWU). TWU merupakan perusahaan pemilik dan operator kilang mini yang berlokasi di Bojonegoro, Jawa Timur, dekat dengan Blok Cepu.

“Harga minyak mentah TWU adalah harga minyak mentah Banyu Urip di titik serah Gagak Rimang,” kata dia.

Selain TWU, minyak mentah Blok Cepu diambil oleh PT Pertamina. Selanjutnya, minyak tersebut diolah di kilang milik Pertamina, diantaranya yakni Kilang Cilacap dan Kilang Dumai. Di Kilang Dumai saja, setelah dibangunnya tangki baru, minyak mentah Banyu Urip yang diolah mencapai 72 ribu bph.

Dalam laman resmi Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Tim Harga Minyak Mentah Indonesia menjelaskan, perubahan ICP ini mengingat minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip telah lama diproduksikan. Tidak hanya itu, Lapangan Banyu Urip memiliki tingkat kestabilan produksi dan kualitas, serta penyerapan pasar yang baik.

“Sehingga, perlu dilakukan penyesuaian formula harga minyak mentah Indonesia untuk jenis minyak mentah Banyu Urip,” tutur Tim Harga Minyak Mentah Indonesia. 

Formula harga minyak mentah Banyu Urip ini dievalusi oleh Tim Harga Minyak Indonesia secara berkala sekurang-kurangnya satu kali dalam satu tahun.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec 2, 2017

Contractor Supports easing of Exploration

The contracting contractors support the government's plan to ease the provision in the transfer or return of oil and gas working areas to the government.

Currently, the government is revising the Government Regulation no. 35/2004 on Upstream Oil and Gas Business Activities to relax the provision of the transfer of oil and gas blocks.

Based on this beleid, the contractor may transfer or return the oil and gas blocks to the government after fulfilling all exploration commitments and other obligations under a cooperation contract.

Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said it supports the government's plan to divert certain commitments in certain working areas. He hopes that the association can be involved to advise in the revision of Government Regulation no. 35/2004.

According to him, the transfer of the implementation of the commitment must be expected to be transferred not only to other work areas, but also in the form of other activities or have equal value.

Currently, the contractor must complete all definite commitments in a particular work area even if there are obstacles in the field. On the other hand, the contractor can not complete the exact commitment so often just wait until the time exploration ends.

Based on Article 7 of Government Regulation no. 35/2004, the contractor shall settle all the definite commitments as well as activities already written in the cooperation contract before returning the Working Area to the government.

"When transferred, it can be flexible, in accordance with the circumstances and needs that exist in the Working Area that accept the transfer of certain commitments, for example from a certain commitment in the form of drilling of so many wells, can be converted into seismic, with equivalent value or more," She said Wednesday / 11).

A definite commitment is an activity to be undertaken during the first 3 years of exploration activities. Meanwhile, for the next 3 years is called work commitment. On a definite commitment, the activities undertaken are geological and geophysical studies, two-dimensional seismic surveys and drilling of one exploration well.

In the revision of Government Regulation no. 35/2004 will be regulated on the transfer of investment commitments to the exploration block if the contractor is unable to complete a definite commitment.

Director of Harmonization of Legislation II of the Ministry of Law and Human Rights Firman Hilmy said, in the third amendment to Government Regulation no. 35/2004, the Ministry of EMR proposes several points.

First, about a definite work program. Second, about the categorization of data and confidentiality. Third, about the offering of 10% participation shares to local owned enterprises (BUMD).

According to Yunan, based on the results of the meeting on November 22, it has been agreed on the confidentiality of the data. In addition, a description of the proposed amendment mechanism or the transfer of the remainder of the work program must be approved or not by the minister.

Yunan said the meeting would still be held on December 4 to get an agreement from the Interior Ministry. Meanwhile, SKK Migas and the contractors of the cooperation contract are rolling out the Upstream Oil and Gas Goes to Campus 2017 program. Through this program, SKK Migas and contractors hold public lectures and discussions on current issues of upstream oil and gas industry.

"The program is conducted simultaneously on 42 campuses across the archipelago," said Head of Program and Communication Division of SKK Migas Wisnu Prabawa Taher, Wednesday (29/11).

The program also intends to share information from industry players as well as absorbing ideas from academics. Despite the current low oil prices, the industry still plays a strategic role.

"This industry not only generates state revenue, but creates a multiplier effect for the national economy," said Vishnu.

IN INDONESIA

Kontraktor Dukung Pelonggaran Eksplorasi

Kontraktor kontrak kerja sama mendukung rencana pemerintah untuk memperlonggar ketentuan dalam pengalihan atau pengembalian wilayah kerja minyak dan gas bumi ke pemerintah.

Saat ini, pemerintah sedang merevisi Peraturan Pemerintah No. 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi untuk memperlonggar ketentuan pengalihan blok migas.

Berdasarkan beleid itu, kontraktor bisa mengalihkan atau mengembalikan blok migas kepada pemerintah setelah memenuhi seluruh komitmen eksplorasi dan kewajiban lain berdasarkan kontrak kerja sama. 

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan bahwa pihaknya mendukung rencana pemerintah agar bisa mengalihkan komitmen pasti di wilayah kerja tertentu. Dia berharap agar asosiasi bisa dilibatkan untuk memberikan saran dalam revisi Peraturan Pemerintah No. 35/2004.

Menurutnya, pengalihan pelaksanaan komitmen pasti diharapkan agar dapat dialihkan tidak saja ke wilayah kerja lain, tetapi juga dalam bentuk kegiatan lain atau memiliki nilai yang setara.

Saat ini, kontraktor harus menyelesaikan seluruh komitmen pasti di wilayah kerja tertentu meskipun terdapat hambatan di lapangan. Di sisi lain, kontraktor tidak bisa menyelesaikan komitmen pastinya sehingga kerap kali hanya menunggu hingga masa eksplorasi berakhir.

Berdasarkan Pasal 7 Peraturan Pemerintah No. 35/2004, kontraktor Wajib menyelesaikan seluruh komitmen pasti maupun kegiatan yang telah tertulis dalam kontrak kerja sama sebelum mengembalikan Wilayah Kerjanya kepada pemerintah.

“Pada saat dialihkan bisa fleksibel, sesuai dengan keadaan dan kebutuhan yang ada pada Wilayah Kerja yang menerima pengalihan komitmen pasti, misalnya dari komitmen pasti berbentuk pengeboran sekian sumur, dapat dialihkan menjadi seismik, dengan nilai yang setara atau lebih,” ujarnya, Rabu (29/11).

Komitmen pasti merupakan kegiatan yang akan dilakukan pada masa 3 tahun pertama kegiatan eksplorasi. Sementara itu, untuk 3 tahun berikutnya disebut komitmen kerja. Pada komitmen pasti, kegiatan yang dilakukan yakni Studi geologi dan geofisika, survei seismik dua dimensi dan pengeboran satu sumur eksplorasi.

Dalam revisi Peraturan Pemerintah No. 35/2004 akan diatur tentang pengalihan komitmen investasi pada blok eksplorasi bila kontraktor tidak dapat menyelesaikan komitmen pasti.

Direktur Harmonisasi Peraturan Perundang-Undangan II Kementerian Hukum dan HAM Firman Hilmy mengatakan, dalam perubahan ketiga Peraturan Pemerintah No. 35 / 2004 itu, Kementenan ESDM mengusulkan beberapa poin.

Pertama, tentang program kerja pasti. Kedua, tentang masa kategorisasi data dan kerahasiaannya. Ketiga, tentang penawaran saham partisipasi 10% kepada badan usaha milik daerah (BUMD).

Menurut Yunan, berdasarkan hasil rapat pada 22 November, telah disepakati tentang kerahasiaan data. Selain itu, masih diperlukan uraian mekanisme usulan perubahan atau pengalihan sisa program kerja pasti tersebut mendapat persetujuan atau tidak dari menteri.

Yunan menyebut, rapat masih akan dilakukan pada 4 Desember untuk mendapat kesepakatan dari Kementerian Dalam Negeri. Sementara itu, SKK Migas dan para kontraktor kontrak kerja sama sedang menggelar program Hulu Migas Goes to Campus 2017. Melalui program ini, SKK Migas dan kontraktor menggelar kuliah umum dan diskusi seputar masalah terkini industri hulu migas.

“Program ini dilakukan serentak di 42 kampus di seluruh nusantara,” ujar Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher, Rabu (29/11).

Program itu juga bermaksud berbagi informasi dari pelaku industri sekaligus menyerap gagasan dari kalangan akademisi. Meskipun saat ini harga minyak sedang rendah, industri ini masih memainkan peran strategis.

“Industri ini tidak hanya menghasilkan penerimaan negara, tetapi menciptakan efek pengganda bagi perekonomian nasional,” ujar Wisnu.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Nov 30, 2017

Support SMEs Involved Upstream Oil and Gas

Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) together with Joint Operations Contract Contractors (KKKS) of Java Bali and Nusa Tenggara encourages the involvement of small and medium enterprises (SMEs).

The role of SMEs is very large to support upstream oil and gas activities in Java and Bali Nusa Tenggara region. In the procurement activities of goods and services in Upstream Oil and Gas Industry, SKK Migas and KKKS provide great opportunities for Small Medium Enterprises in each area of ​​KKKS operation to be involved.

The two-day event was held from 27 to 28 November 2017 at the Ballroom of Hotel Sheraton Surabaya, in addition to all KKKS operating in Java and Nusa Tenggara region as well as 86 local goods and service providers in each KKKS operation area.

This is supported by the regulation on procurement of goods and services of PTK 007 revision 4 and it is expected that KKKS conduct socialization and training related to it to increase local capacity, so that Small and Medium Enterprises can cooperate with related KKKS.

To increase local capacity, in PTK 007 revision 4 is set for the procurement of goods and services with contracts worth Rp 10 billion or 1 million USD, strived that the implementation of the tender can be done at the provincial level. While the tender of goods and services with a value of more than Rp 50 billion or 5 million USD, SKK Migas - KKKS obliged to cooperate with local medium-sized businesses.

Head of Procurement Management Division of Goods and Services SKK Migas, Erwin Suryadi said upstream oil and gas industry still provides many investment opportunities for national and local entrepreneurs.

"However, this opportunity should be followed by an increase in the competence and professionalism of the providers of goods or services," said Erwin Suryadi.

SKK Migas through PTK 007 Revision 04 has provided an open competition for local goods / service providers. However, the provider of goods / services should also be able to offer reasonable and competitive prices and provide maximum services for the KKKS, thereby creating a climate of equality that will make the upstream oil and gas industry in Indonesia better and provide a multiplier effect for national entrepreneurs and area.

"In PTK 007 Revision 04, tender time is also limited, the acceleration of tender time is aimed to provide certainty both for KKKS and bidders," said Erwin.

He added that with the limitation of tender time, the KKKS can predict when the time of tender implementation should be done so that in accordance with the schedule of operations in the field. And for the bidders, this restriction will provide certainty in every tender and investment that will be done to support upstream oil and gas industry.

"With the existence of understanding and equality between KKKS with provider of goods / services, then efficiency and effectiveness is a necessity that will be more interesting fruit fruiting upstream oil and gas industry of Indonesia," lid Erwin.

Head of Representative of Java, Bali and Nusa Tenggara, Ali Masyhar in his speech said that this forum is one form of socialization from SKK Migas to gain an understanding and optimum input from providers of goods / services to realize good oil and gas governance.

"It is hoped this forum becomes a container that has benefits for the providers of goods and services, so that local entrepreneurs can knowing the update related to Upstream Oil and Gas activities including the regulation, We also expect inputs for the good of Upstream Oil and Gas Industry Activities "said Ali.

Rizal Kamal, Senior Manager of SCM Husky-CNOOC Madura Limited, as well as representatives from KKKS of Java and Nusa Tenggara region in opening ceremony express their appreciation to SKK Migas who have fully supported the event.

He mentioned that the workshop is expected to provide a good understanding of the provision of newly issued PTK 007 Revision 04, especially for the procurement of goods / services in KKKS and Provider of goods / services as partners.

"This workshop is a good opportunity especially for Providers of Goods / Services of small and medium businesses around East Java to better understand the procurement of goods / services KKKS, given the resource persons who fill the material PTK 007 Revision 04 directly from SKK Migas as policy makers," said Rizal .

IN INDONESIA

Dukung UKM Terlibat Hulu Migas

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Jawa Bali dan Nusa Tenggara mendorong keterlibatan usaha kecil menengah (UKM). 

Peran UKM sangat besar untuk menunjang kegiatan operasi hulu migas wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara. Dalam kegiatan pengadaan barang dan jasa di Industri Hulu Migas, SKK Migas dan KKKS membuka peluang yang besar bagi Usaha Kecil Menengah Lokal di masing-masing wilayah operasi KKKS untuk turut terlibat. 

Kegiatan yang digelar selama dua hari mulai 27-28 November 2017 di Ballroom Hotel Sheraton Surabaya, Selain diikuti seluruh KKKS yang beroperasi di wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara serta sejumlah 86 penyedia barang dan jasa lokal masing-masing wilayah operasi KKKS.

Hal itu didukung oleh regulasi pengadaan barang dan jasa PTK 007 revisi 4 dan diharapkan KKKS melakukan sosialisasi dan pelatihan terkait hal tersebut untuk meningkatkan kapasitas lokal, sehingga Usaha Kecil Menengah bisa bekerjasama dengan KKKS terkait.

Untuk meningkatkan kapasitas lokal, dalam PTK 007 revisi 4 diatur agar pengadaan barang dan jasa dengan kontrak senilai Rp 10 miliar atau 1 juta USD, diupayakan agar pelaksanaan tender bisa dilakukan di tingkat propinsi. Sedangkan tender barang dan jasa dengan nilai lebih dari Rp 50 miliar atau 5 juta USD, SKK Migas - KKKS wajib bekerjasama dengan usaha menengah setempat.

Kepala Divisi Pengelolaan Pengadaan Barang dan Jasa SKK Migas, Erwin Suryadi mengatakan industri hulu migas masih memberikan banyak peluang investasi bagi para pengusaha nasional maupun lokal.

“Akan tetapi, peluang ini harus diikuti dengan adanya peningkatan kompetensi dan profesionalitas dari para penyedia barang atau jasa,” kata Erwin Suryadi.

SKK Migas melalui PTK 007 Revisi 04 telah memberikan ruang kompetisi yang terbuka bagi penyedia barang/jasa daerah. Akan tetapi, penyedia barang/jasa juga harus dapat memberikan penawaran harga yang wajar dan bersaing serta memberikan pelayanan yang maksimal bagi KKKS, sehingga dengan demikian terciptalah iklim kesetaraan yang akan membuat industri hulu migas Indonesia menjadi lebih baik dan memberikan multiplier effect bagi para pengusaha nasional dan daerah.

“Dalam PTK 007 Revisi 04 waktu tender juga dibatasi, percepatan waktu tender ini bertujuan untuk memberikan kepastian baik bagi KKKS maupun peserta tender,” ujar Erwin.

Dia menambahkan, dengan adanya pembatasan waktu tender, maka KKKS dapat memprediksi kapan waktu pelaksanaan tender harus dilakukan sehingga sesuai dengan jadwal operasi di lapangan. Dan bagi peserta tender, pembatasan ini akan memberikan kepastian dalam setiap tender dan investasi yang akan dilakukan untuk mendukung industri hulu migas.

“Dengan adanya kesepahaman dan kesetaraan antara KKKS dengan penyedia barang/jasa, maka efisiensi dan efektifitas adalah sebuah keniscayaan yang akan berbuah semakin menariknya industri hulu migas Indonesia,” tutup Erwin. 

Kepala Perwakilan Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara, Ali Masyhar dalam sambutannya menyampaikan forum seperti ini merupakan salah satu bentuk sosialisasi dari SKK Migas untuk mendapatkan pemahaman dan masukan yang optimal dari penyedia barang/jasa untuk mewujudkan tata kelola migas yang baik.

“Diharapkan forum ini menjadi suatu wadah yang memiliki manfaat bagi penyedia barang dan jasa, sehingga pengusaha lokal dapat mengetahui update terkait kegiatan Hulu Migas termasuk regulasinya, Kami pun juga mengharapkan adanya masukan-masukan demi kebaikan Kegiatan Industri Hulu Migas” tutur Ali.

Rizal Kamal, Senior Manager SCM Husky-CNOOC Madura Limited, sekaligus perwakilan dari KKKS wilayah Jawa Bali dan Nusa tenggara dalam pembukaannya menyampaikan apresiasi kepada SKK Migas yang telah mendukung penuh terselenggaranya acara ini.

Dia menyebutkan dengan workshop ini diharapkan akan memberikan pemahaman yang baik terhadap ketentuan PTK 007 Revisi 04 yang baru diterbitkan terutama bagi pelaku pengadaan barang/jasa di KKKS maupun Penyedia Barang/jasa selaku mitra kerja.

“Workshop ini merupakan kesempatan yang baik khususnya bagi Penyedia Barang/Jasa golongan usaha kecil menengah disekitar wilayah Jawa Timur untuk lebih memahami pengadaan barang/jasa KKKS, mengingat narasumber yang mengisi materi PTK 007 Revisi 04 langsung dari SKK Migas selaku pembuat kebijakan,” kata Rizal.

Duta Masyarakat, Page-16, Thursday, Nov 30, 2017

Pertamina Holds Rosneft

PT Pertamina together with Rosneft Oil Company, a Russian oil and gas company, formed a joint venture to build Tuban Refinery.

Pertamina through its subsidiaries, PT Kilang Pertamina Internasional (KPI) and its partners from Russia through Petrol Complex PTE LTD. Both agreed to form a joint venture by signing the deed of establishment of PT Pertamina

Rosneft Processing and Petrochemicals (PRPP).

The company will build and operate a new oil refinery integrated with a petrochemical complex in Tuban, East Java.

PT KPI Director Achmad Fathoni Mahmud said on the US $ 15 billion project, Pertamina owns 55% and Rosneft 45%. The plan, the refinery has a capacity of 300,000 barrels per day.

Rosneft Oil Company

The refinery development project will increase the production of fuel oil (BBM) and domestic petrochemicals. When operating the Tuban refinery it is expected to produce 80,000 bpd of gasoline, 99,000 bpd of diesel fuel and 26,000 bpd of avtur from processed crude oil with medium to heavy or heavy sulfur content.

For petrochemical products, the refinery will produce 1.3 million tons of polypropylene per year, 0.25 million tons of polyethylene per year, 0.5 million tons per year and 0.5 million tons per year respectively.

"This project will increase energy independence and resilience by increasing the production of national fuel oil quality Euro V Kilang will also produce new petrochemical products," said Achmad, Tuesday (28/11).

During the construction process, the project could absorb at least 4,000 workers and 2,000 workers needed to operate the refinery.

Thus, in addition to increasing the production capacity of petroleum and petrochemicals, the refinery project provides scroll effects ranging from employment, additional taxes, regional and national economic growth. Meanwhile, the composition of directors of PRPP is Amir H. Siagian as president director and Bambang Sembodo as director of Pertamina.

Another director appointed Alexander Dmitriev represents Rosneft. Pertamina Director of Pertamina Processing and Petrochemical Processing, Ardhy N. Mokobombang can not be asked for comments related to the physical construction target and the completion of the refinery.

Regarding the funding, Pertamina Finance Director Arief Budiman said the scheme and funding sources are still unassignable, as it awaits the design and details. Currently, the new project completes the process of engineering studies.

"Nami when it is firm design and the needs of the details will be clear funding as to what the scheme and from where," he said.

According to him, at the initial study stage still use the funds and equity of both companies. From the record, Arief once mentioned that the company has conducted market sounding to the prospective funding providers for Balikpapan Refinery and Tuban Refinery. The Company uses the financing scheme of project financing, so that internal funds can provide 30% - 40%.

Quoted from Rosneft's official website, Pertamina and its Russian partners have agreed to design project funding after completing a financial feasibility study or bankability study. As for, the formation of a joint venture as a follow-up of an agreement signed in October 2016.

Currently, the project is in the basic engineering and design stage after completing the feasibility study process. Based on the initial schedule, Tuban refinery entered the physical construction phase in the fourth quarter of 2017. However, due to changes in the new refinery's completion target, the Balikpapan refinery will begin the physical construction phase in December 2017 from its original target of the first quarter of 2017.

IN INDONESIA

Pertamina Gaet Rosneft

PT Pertamina bersama Rosneft Oil Company, perusahaan migas asal Rusia, membentuk usaha patungan untuk membangun Kilang Tuban.

Pertamina melalui anak perusahaannya, PT Kilang Pertamina Internasional (KPI) dan mitranya dari Rusia melalui Petrol Complex PTE LTD. Keduanya sepakat membentuk perusahaan patungan dengan menandatangani akta pendirian PT Pertamina Rosneft Pengolahan dan Petrokimia (PRPP).

Perusahaan ini akan membangun dan mengoperasikan kilang minyak baru yang terintegrasi dengan kompleks petrokimia di Tuban, Jawa Timur.

Direktur PT KPI Achmad Fathoni Mahmud mengatakan pada proyek bernilai US$ 15 miliar itu, Pertamina menguasai 55% dan Rosneft 45%. Rencananya, kilang memiliki kapasitas 300.000 barel per hari.

Proyek pembangunan kilang ini akan meningkatkan produksi bahan bakar minyak (BBM) dan petrokimia domestik. Ketika beroperasi Kilang Tuban diperkirakan menghasilkan gasolin 80.000 bph, solar 99.000 bph dan avtur 26.000 bph dari hasil olahan minyak mentah dengan kandungan sulfur medium hingga berat atau heavy.

Untuk produk petrokimia, kilang akan menghasilkan polipropilen 1,3 juta ton per tahun, polietilen 0,65 juta ton per tahun, stirena 0,5 juta ton per tahun dan paraksilen 1,3 juta ton per tahun.

"Proyek ini akan meningkatkan kemandirian dan ketahanan energi dengan meningkatkan produksi bahan bakar minyak nasional yang berkualitas Euro V Kilang juga akan menghasilkan produk baru petrokimia," ujar Achmad, Selasa (28/11).

Selama proses pembangunan berjalan, proyek bisa menyerap tenaga kerja sedikitnya 4.000 orang dan 2.000 pekerja dibutuhkan untuk mengoperasikan kilang.

Dengan demikian, selain menambah kapasitas produksi BBM dan petrokimia, proyek kilang memberikan efek gulir mulai dari penyerapan tenaga kerja, tambahan pajak, pertumbuhan ekonomi regional dan nasional. Adapun, susunan direksi PRPP yaitu Amir H. Siagian sebagai presiden direktur dan Bambang Sembodo sebagai direktur yang berasal dari Pertamina.

Direktur lainnya ditunjuk Alexander Dmitriev mewakili Rosneft. Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina, Ardhy N. Mokobombang belum bisa dimintai komentarnya terkait dengan target konstruksi fisik dan penyelesaian kilang. 

Mengenai pendanaan, Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman mengatakan skema dan sumber pendanaan masih belum bisa ditetapkan, karena menanti desain dan kebutuhan detailnya. Saat ini, proyek baru menyelesaikan proses studi engineering.

"Nami kalau sudah firm desain dan kebutuhan detilnya akan bisa jelas pendanaannya seperti apa skemanya dan dari mana," ujarnya.

Menurutnya, pada tahap studi awal masih menggunakan dana dan ekuitas kedua perusahaan. Dari catatan, Arief pernah menyebut perseroan telah melakukan market sounding kepada calon pemberi fasilitas pendanaan untuk Kilang Balikpapan dan Kilang Tuban. Perseroan menggunakan skema pendanaan project financing, sehingga internal bisa menyetor modal 30%- 40%. 

Dikutip dari laman resmi Rosneft, Pertamina dan mitranya dari Rusia sepakat merancang pendanaan proyek setelah menyelesaikan studi kelayakan dari sisi finansial atau bankability study. Adapun, pembentukan perusahaan patungan sebagai tindak lanjut dari kesepakatan yang ditandatangani pada Oktober 2016.

Saat ini, proyek dalam tahap rekayasa dasar dan desain setelah menyelesaikan proses studi kelayakan. Berdasarkan jadwal awal, Kilang Tuban memasuki tahap konstruksi fisik pada kuartal IV/2017. Namun, karena adanya perubahan target penyelesaian kilang baru, Kilang Balikpapan yang akan memulai tahapan konstruksi fisik pada Desember 2017 dari target semula kuartal I/2017. 

Bisnis Indonesia, Page-3, Wednesday, Nov 29, 2017