Negara Harus Aktif Kelola Distribusi Migas

Anggota Komisi VII DPR RI, Satya Yudha Widya menilai untuk melakukan tata kelola distribusi migas mulai dari hulu ke hilir diperlukan keterlibatan negara. Sebab, dalam tiga bulan terakhir ini distribusi BBM dan dan gas elpiji sering mengalami kendala di tingkat hilir (bawah). Kebijakan satu harga BBM itu sebenarnya bukan fenomena baru, karena sejak era Orde Baru Pak Harto kebijakannya ya seperti itu.,” tegas anggota Komisi VII DPR RI, Satya Yudha Widya pada lokakarya media SKK Migas dan KKKS Jabanusa di Semarang, 2-4 November lalu.

Acara yang dibuka langsung Kepala SKK Migas Jabanusa Ali Masyhar ini juga menampilkan nara sumber Agus Cahyono Adi (Dirjen Pembinaan Program Migas Kementerian ESDM), Sarnpe L Purba (Kepala Divisi Komersialisasi Gas SKK Migas) Dadang H Kodri ( Sekjen Asosiasi Pedagan Pupuk Indonesia). Saat ini penataan di hilir mengalami persoalan. Sebab infrastruktur belum lengkap, sehingga persoalan harga, BBM di bawah sering menjadi persoalan. Menurtunya saat ini Indonesia butuh 3 pilar dalam bidang energi.

Ketiga pilar itu adalah ketahanan energi, kemandirian energi dan kedaulatan energi. Satu harga BBM lanjutya bertujuan untuk mendinamisasi aktifitas industri, khususnya industri manufaktur di Indonesia, dan penerapan prinsip keadilan atas harga BBM di semua provinsi di Indonesia. Satya membaca bahwa keterlibatan pemerintah di ranah hulu migas terlibat lebih intens dan ketat dibanding di wilayah hilir migas. Karena itu, di wilayah hilir migas banyak diterapkan prinsip business to business dalam pemanfaatan hasil produksi hulu migas. Selain itu, yang terlibat juga lebih banyak antara privat to privat.

Karena pihak yang terlibat cukup banyak di ranah hilir migas, terjadi pembengkakan nilai margin sebelum produk migas itu sampai di end user. Fakta ini yang mengakibatkan timbulnya banyak problem di tata kelola energi, khususnya migas, secara nasional. Di samping paradigma ketahanan dan kemandirian energi masih jauh dari cita ideal nasional. Dibanding dengan Jepang, negara yang tak memiliki sumber daya energi seperti migas dan batubara, tingkat ketahanan energi negeri Sakura itu lebih baik dan mantap dibandingkan Indonesia. Cuma Jepang juga tak memiliki kemandirian energi, karena hampir 100% energinya hasil impor.

Problem terberat Indonesia di sisi ketahanan dan kemandinan energi. Meski negara berpenduduk lebih 280 juta jiwa ini memiliki sejumlah ragam sumber energi, ternyata Indonesia mengimport sejumlah produk energi dalam volume tak kecil. Contohnya untuk pemenuhan kebutuhan elpiji nasional saja, sebanyak 60% dia antaranya dari hasil import. Begitu pun minyak. Tiap hari kebutuhan minyak secara nasional berada di kisaran 1,5 juta barel sampai 1,6 juta barel.

Di sisi lain, lifting minyak secara nasional bergerak di angka 820 ribu barel sampai 830 ribu barel per hari. Karena itu, defisit kebutuhan minyak ditutup dengan import dari sejumlah negara di kawasan Timur Tengah. Diperkirakan pada 2046 nanti, cadangan batubara kita akan habis. Untuk minyak diprediksi habis pada 2029 dan gas bumi pada 2050. Khusus untuk minyak dan gas bumi, untuk meningkatkan cadangan nasional dibutuhkan program eksplorasi migas secara besar-besaran, tepat, dan berkelanjutan. Padahal untuk mendrive pertumbuhan dan akselerasi perekonomian nasional dibutuhkan ketersediaan energi yang cukup dan jaminan pasokan energi. Tanpa itu, sektor perekonomian tak mungkin bergerak dan tak bisa tumbuh.

Duta Masyarakat, Halaman : 16, Sabtu, 5 Nop 2016

Dua Proyek Molor Beroperasi

      Deputi Pengendalian Operasi SKK Migas Muliawan, mengatakan dari I3 proyek, teisisa dua proyek yang belum bisa beroperasi pada 2016. Kedua seperti itu adalah Wasambo, Sulawesi Selatan (Energy Equity Epic Sengkang) dan Matindok, Sulawesi Tengah (PT Pertamina EP). Kedua proyek itu belum bisa memproduksi minyak dan gas bumi pada 2016. Proyek Wasambo ditargetkan beroperasi pada kuartal III/2016. Namun, proyek itu mundur karena faktor kesiapan fasilitas produksi.

    Akibatnya, Wasambo yang akan memasok gas ke South Sumatera Liquefied Natural Gas (SS LNG) tertunda dan harus mendapat pasokan pengganti. SS LNG direncanakan mendapat pasokan dari Bontang selama Wasambo belum menghasilkan gas. Wasambo sendiri yang diproyeksikan menghasilkan gas sebesar 80 MMscfd baru beroperasi pada kuartal I/2017. Saat ini, produksi lapangan itu perlu penyesuaian harga lagi karena mundurnya waktu operasi proyek. Muliawan juga menjelaskan proyek Lapangan Matindok pun mundur akibat belum harmonisnya konsorsium kontraktor yang mengerjakan konstruksi fasilitas produksinya.

    Masalah lain yang cukup berkontribusi terhadap mundurnya proyek yakni ketidakpastian pembeli gasnya. Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam memperkirakan Matindok akan beroperasi pada 2017. Menurut rencana, proyek yang nantinya akan memproduksi gas sebesar 65 MMscfd dan minyak 500 barel per hari itu terkendala karena terlambatnya fase perencanaan konstruksi (construction phase plan/CPP) oleh konsorsium kontraktornya. Ada keterlambatan di CPP consorsiumnya. Proyek Dayung Compression 2 (ConocoPhillips) telah beroperasi pada Juli 2016.

    Vice President Development and Relations ConocoPhillips Joang Laksanto mengatakan Dayung Compression 2 yang berada di Dayung dan Grissik sudah menghasilkan gas dan minyak. Proyek Dayung Compression 2 akan meningkatkan kapasitas fasilitas produksi dari 310 MMscfd menjadi 460 MMscfd. Sementara, proyek Karendan yang diproyeksi menyumbang produksi gas sebesar 25 MMscfd dan minyak 800 bph. Proyek lainnya yakni Karendan, Kabupaten Barito Utara, Kalimantan Tengah yang dioperatori Ophir Energy sudah mengalirkan gas ke pembelinya, PT Perusahaan Listrik Negara.

    Kepala Divisi Bahan Bakar Minyak dan Gas Perusahaan Listrik Negara, Chairani Rahmatullah mengatakan gas mulai mengalir ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Bangkanai sejak September. Gas dari lapangan tersebut baru diterima sebesar 8 BBTUD dari yang terkontrak yaitu 16 BBtud. Menurutnya, pasokan penuh baru bisa diterima pada Desember seiring dengan penyelesaian pembangunan transmisinya.

IN ENGLISH

Two Projects Delayed Operate

       Deputy Operations Control Muliawan SKK Migas, said of the I3 project, teisisa two projects that can not operate in 2016. Both as it was Wasambo, South Sulawesi (Energy Equity Epic Sengkang) and Matindok, Central Sulawesi (PT Pertamina EP). Both projects have not been able to produce oil and gas in 2016. Wasambo Project will operate in quarter III / 2016. However, the project was backward because of the readiness of production facilities.

      As a result, Wasambo which will supply gas to South Sumatra, Liquefied Natural Gas (LNG SS) pending and should receive a replacement supply. SS planned LNG receiving supply from Bontang during Wasambo not produce gas. Wasambo own projected yield of 80 MMSCFD gas became operational in the first quarter / 2017. Currently, the production of the field needs to adjust prices again due to the delay time of operation of the project. Muliawan also describes the project Matindok Fields retreated yet harmonious result consortium contractors working on the construction of production facilities.

      Another problem that is enough to contribute to the project pullback uncertainty gas buyers. PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam Matindok estimated to be operational in 2017. According to the plan, the project will produce 65 MMSCFD of gas and 500 barrels of oil per day was constrained due to delays in the planning phase of construction (construction phase plan / CPP) by a consortium of contractors. There was a delay in the CPP consorsiumnya. Compression Paddle Project 2 (ConocoPhillips) has been operational in July 2016.

      Vice President Development and Relations ConocoPhillips said Joang Laksanto Compression Paddle 2 which is in the Paddle and Grissik already produces gas and oil. Compression Paddle 2 project will increase the capacity of the production facilities of 310 MMSCFD to 460 MMSCFD. Meanwhile, the project contributes Karendan projected gas output of 25 MMSCFD and 800 bpd of oil. Other projects that Karendan, North Barito regency, Central Kalimantan dioperatori Ophir Energy has been flowing gas to the purchaser, PT Perusahaan Listrik Negara.

      Head of the Division of Fuel and Gas State Electricity Company, Chairani Rahmatullah said gas started flowing into Gas Engine Power Plant (PLTMG) Bangkanai since September. Gas from the field is only received by 8 BBTUD of contracted at 16 BBTUD. According to him, the supply of new fully acceptable in December in line with the completion of construction of the transmission.

Bisnis Indonesia, Halaman : 9, Sabtu, 5 Nop 2016

Pertamina Siap Depak Aramco

Pertamina berharap agar perusahaan migas nasional Arab Saudi itu menggarap ketiga kilang minyak itu secara bersamaan atau paralel. Aramco sudah mulai menggarap proyek peningkatan kapasitas Kilang Cilacap, tetapi belum memberikan kepastian soal Kilang Balongan dan Dumai. Aramco sebagai mitra PT Pertamina belum menyatakan komitmen untuk mempercepat pembangunan Kilang Balongan dan Dumai. Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, kejelasan komitmen dari perusahaan minyak nasional Arab Saudi tersebut masih menunggu berakhirnya kesepakatan atau head of agreement (HOA) pada akhir November 2016.

Dwi menegaskan, pihaknya akan memastikan apakah Aramco akan merevitalisasi Kilang Dumai dan Balongan secara bersamaan dengan proyek peningkatan kapasitas Kilang Cilacap. Proyek peningkatan kapasitas Kilang Cilacap saat ini suclah masuk tahap penunjukan kontraktor. Saudi Aramco sudah menyatakan sepakat untuk proyek peningkatan kapasitas tiga kilang minyak di Tanah Air yaitu Kilang Dumai (Riau), Kilang Balongan (Indramayu), dan Kilang Cilacap. Kilang Dumai akan ditingkatkan kapasitasnya dari 140.000 bph menjadi 300.000 bph, Kilang Cilacap dari 270.000 bph menjadi 370.000 bph, dan Kilang Balongan dari 100.000 bph menjadi 350.000 bph.

Menurutnya, Aramco secara tidak formal mempertanyakan mengapa Pertamina menginginkan agar Kilang Dumai dan Kilang Balongan harus dibangun bersamaan. Dwi menilai, proyek kilang harus dikebut guna mengimbangi laju pertumbuhan konsumsi bahan bakar minyak. Dia pun menyebut, jika Aramco tidak sanggup mangerjakan proyek secara paralel, perseroan akan mencari mitra lain yang berminat. Dwi menyebut masih banyak calon mitra yang tertarik dengan proyek tersebut. Sebagai contoh, perusahaan asal Oman, Thailand, dan Korea Selatan.

Proses pencarian mitra, tak perlu dimulai dari awal karena tinggal memilih kandidat yang sebelumnya bersaing melawan Aramco. Dengan demikian, proyek tersebut rampung sesuai target yakni 2023. Dwi menjelaskan cara lain yang akan ditempuh yaitu dengan menggarap Kilang Balongan dan Dumai oleh perseroan sendiri. Pertamina akan mengeluarkan biaya sekitar 30%, sedangkan sisanya berasal dari pinjaman. Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, swasta mungkin saja terlibat dalam pembangunan kilang meskipun Pertamina sebagai perusahaan pelat merah sektor minyak dan gas bumi telah memiliki sejumlah proyek di sektor pengolahan, Opsi swasta murni dianggap menjadi jalan pintas untuk menambah kapasitas kilang dalam negeri.

Dia menyebut masih terdapat selisih antara kapasitas kilang dan tingkat konsumsi bahan bakar minyak nasional. Sebagai gambaran, saat ini kapasitas kilang yang efektif hanya sekitar 800.000 bph. Sedangkan, tingkat konsumsi BBM berada di angka 1,6 juta bph.

Source : Bisnis Indonesia, Page : 30, Friday, Nop, 4 ,  2016  

IN ENGLISH

PERTAMINA READY TO KICK ARAMCO

Pertamina hopes that the national oil company of Saudi Arabia was working on the three refineries it simultaneously or in parallel. Aramco has started working on a project to increase the capacity of the Cilacap refinery, but not provide certainty about the Balongan refinery and Dumai. Aramco as a partner of PT Pertamina has not made a commitment to accelerate the development Balongan refinery and Dumai. President Director of PT Pertamina Soetjipto said, the clarity of the commitment of the national oil company of Saudi Arabia is still waiting for the expiration of the agreement or heads of agreement (HOA) at the end of November 2016.

Dwi confirmed, it would ascertain whether Aramco refinery will revitalize Dumai and Balongan simultaneously with The Cilacap refinery capacity building project. The Cilacap refinery capacity building projects are now entered the stage of appointment of contractors. Saudi Aramco has expressed agreed to a project to increase the capacity of three oil refineries in Indonesia, namely Refinery Dumai (in Riau), Balongan refinery (in Indramayu), and Cilacap.

Dumai refinery will be increased capacity from 140,000 bpd to 300,000 bpd Cilacap refinery of 270,000 bpd to 370,000 bpd, and Balongan refinery of 100,000 bpd to 350,000 bpd. According to him, Aramco is not formally questioned why Pertamina wants Dumai and Balongan Refinery Refinery to be built simultaneously. Dwi rate, the refinery project should be accelerated in order to keep pace with the growth in consumption of fuel oil. He also mentioned, if Aramco could not mangerjakan projects in parallel, the company will look for other interested partners.

Dwi calls are still a lot of potential partners interested in the project. For example, a company from Oman, Thailand, and South Korea. Partner search process, no need to start from the beginning because just choose candidates who previously competing against Aramco. Thus, the project was completed on target ie 2023. Dwi explains other ways that will be pursued, namely by working Balongan refinery and Dumai by the company itself.

Pertamina will spend around 30%, while the rest came from loans. Minister of Energy and Mineral Resources said Ignatius Jonan, private might be involved in the construction of the refinery even though Pertamina as a state-owned company oil and natural gas has had a number of projects in the processing sector, Options purely private sector is considered to be a shortcut to increase the capacity of domestic refineries. He calls still there is a difference between refinery capacity and the level of national fuel consumption. As an illustration, the current refining capacity is effective only about 800,000 bpd. Meanwhile, the rate of fuel consumption stands at 1.6 million

Harga Minyak Volatil Hingga Tutup Tahun

Pada perdagangan Kamis (3/11) pukul 16:30 WIB harga minyak West Texas Intermediate (WTI) kontrak Desember 2016 naik 0,16 poin atau 0,35% menjadi US$ 4S,5 per barel. Sementara itu, harga minyak Brent kontrak Januari 2016 meningkat 0,25 poin atau 0,53% menjadi US$47,11 per barel. Harga minyak sempat mengambang di sekitar level US$50 per barel karena pasar masih menunggu sikap OPEC dalam rapat yang digelar pada 30 November 2016. Sebelumnya pada pertemuan 28 September, OPEC setuju memangkas produksi sekitar 700.000 barel menjadi 32,5-33 juta barel per hari. Namun, sentimen positif terhadap minyak mentah perlahan meluntur.

Kejutan besar dari data AS melengkapi kejatuhan harga dalam empat hari terakhir sebesar 8,8%. Data U.S. Energy Infomation Administration (EIA) yang dirilis Rabu (2/ll) menunjukkan stok minyak mentah AS per Jumat (28/10) naik 14,42 juta barel menuju 482,58 juta barel akibat lonjakan impor ke level tertinggi dalam 20 tahun terakhir. Peningkatan mingguan ini merupakan level tertinggi sepanjang sejarah EIA sejak 1982. Tingkat produksi naik tipis sebesar 18.000 barel per hari menjadi 8,52 juta barel per hari. Akan tetapi, level itu menunjukkan penurunan 7,56% atau 697.000 barel sepanjang tahun berjalan.

Will Yun, Commodities Analyst Hyundai Futures, mengatakan kondisi ketidakpastian menjelang pemilu AS pada 8 November, proyeksi kenaikan suku bunga Federal Reserve pada Desember, dan pertemuan OPEC pada 30 November menjadi, agenda besar yang memengamhi pasar minyak. Oleh karena itu, harga diprediksi cenderung bergerak volatil hingga akhir 2016. Agenda-agenda besar berbaris berurutan dan mencerminkan ketidakpastian. Alhasil harga minyak Volatil.

Dalam waktu dekat, investor akan berhati-hati menentukan menjelang Pilpres AS. Emirates NBD Research & Treasury dalam publikasi risetnya menyampaikan harga minyak kembali dibanjiri sentimen negatif terutama dari sisi suplai. Produksi AS menanjak 900.000 barel per hari, sedangkan permintaan minyak olahan hanya sedikit ber tumbuh. OPEC diperkirakan menghasilkan minyak mentah sebanyak 34 juta barel per hari pada Oktober 2016, termasuk peningkatan produksi 350.000 barel per hari dari Nigeria dan Libya.

Estimasi tersebut seolah mengkhianati rencana pemangkasan produksi ke posisi 32,5 juta-33 juta barel per hari, sekaligus meningkatkan ketidak percayaan dari negara produsen lainnya di luar OPEC,” kata riset Emirates NBD. Produksi Arab Saudi pada bulan kesepuluh sedikit turun menjadi 10,58 juta barel per hari dari sebelumnya 10,67 juta barel per hari. Level tersebut masih dianggap terlampau tinggi. Dalam publikasi riset lainnya, Jameel Ahmad, VP of Market Research FXTM, mengatakan harga minyak mentah WTI pada penutupan Oktober mendekati level awal perdagangan komoditas ini dan berisiko terus menurun pada awal November.

Tren ini terlihat setelah harga melemah ke bawah US$ 47 per barel. Alasan berlanjutnya penurunan tajam selama sepekan terakhir adalah kekhawatiran perihal rapat OPEC pada 30 November akan gagal mencapai kesepakatan pemotongan level produksl. Investor sebelumnya memperhitungkan berita positif pada akhir September yang di luar dugaan, karena organisasi berhasil bersepakat untuk memangkas level produksi. Pasar sepertinya melakukan aksi jual karena OPEC belum berhasil memastikan perubahan hasil produksi.

Investor cenderung bersiap untuk membeli setelah rumor pemangkasan suplai, tetapi kini posisinya berubah. Apabila para anggota OPEC sendiri tidak dapat mencapai kesepakatan mengenai level produksi, maka kemungkinan negara pro-dusen minyak di luar organisasi berkenan mengikuti kesepakatan ini bakal lebih kecil. Padahal, kesepakatan pembatasan suplai sangat dibutuhkan. Perubahan level produksi global akan menjadi suatu pencapaian signifikan yang membantu harga minyak keluar dari periode depresi.

Pada saat yang sama, kekhawatiran OPEC tidak 'mampu memenuhi komitmennya untuk memastikan perubahan level produksi di bulan ini akan memicu momentum jual. Konfirmasi pembahan level produksi atau meningkatnya optimisme yang sebelumnya telah direfleksikan investor ke pasar akan dibutuhkan untuk meningkatkan potensi pulihnya harga minyak.

Bisnis Indonesia, Halaman : 16, Jumat, 4 Nop 2016

Pemerintah Revisi Aturan Transisi Blok Migas

Kementerian ESDM merevisi Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi yang kontrak kerja samanya akan berakhir Ketentuan ini telah berlaku sejak pemerintah memberi lampu hijau bagi PT Pertamina untuk berinvestasi lebih dini di Blok Mahakam, Kalimantan Timur Telah diundangkan oleh Kementerian Hukum dan HAM. Regulasi baru termuat dalam Peraturan Menteri Energi Nomor 30 Tahun 2016. Dua pasal baru ditambahkan.

Pertama, pasal 27-a, yang membolehkan Pertamina membiayai pengoperasian blok migas yang telah diserahkan kepada perseroan, meski masa kontraknya belum mulai. Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2015, Pertamina berhak memperoleh blok yang kontrak kerja samanya dengan perusahaan swasta telah berakhir. Syaratnya, perusahaan minyak milik negara itu harus mengajukan secara tertulis kepada pemerintah. Skerna transisi dapat berlaku selama Pertamina dan pengelola blok migas menyetujui pembiayaan yang tertuang dalam perjanjian.

Kedua pihak harus melaporkan perjanjian tersebut kepada SKK Migas Nantinya biaya yang dikeluarkan Pertamina akan diganti oleh pemerintah melalui skema cost recovery. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi I Gusti Nyoman Wiratmaja menjelas karya aturan transisi diperlukan supaya proses peralihan fungsi operator berjalan mulus. Selama ini, menjelang kontrak berakhir, kontraktor cenderung mengurangi biaya operasi dengan alasan keekonomian. Wiratmaja meminta SKK Migas membuat ketentuan teknis mengenai transisi.

Aturan itu setidaknya memuat skema pelaksanaan kegiatan, mekanisme pengajuan rencana kerja dan anggaran (RKAB), mekanisme pengembalian biaya operasi, pengelolaan aset, tanggung jawab atas pelaksanaan operasi, serta rencana penjualan hasil produksi migas. Di Blok Mahakam, Pertamina berencana mengucurkan duit US$ 180 juta untuk mengebor 19 sumur Kegiatan pengeboran dilaksanakan oleh operator saat itu, yaitu Total E&P SKK Migas sedang memfinalisasi dokumen RKAB.

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi menyetujui dana yang dikeluarkan itu bakal diganti melalui skema cost recovery. Presiden Direktur Total E&P Indonesia Hardy Pramono mengatakan perusahaan bakal berinvestasi sekitar US$ 1 miliar tahun depan. Rencananya, Total hanya mengucurkan duit untuk biaya pengeboran enam sumur sisanya, untuk biaya perawatan lapangan. Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan investasi lebih awal dilakukan untuk menahan laju penurunan produksi. Pertamina akan mengelola Blok Mahakam mulai awal 2018. Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar sebelumnya mengatakan akan rneniru skema transisi Blok Mahakam untuk blok migas lain yang masa kontraknya akan berakhir.

Koran Tempo, Halaman : 17, Kamis, 3 Nop 2016

Merger Pertamina PGN Tunggu Valuasi Saham

Proses merger PT Pertamina dengan PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) masih menunggu hasil valuasi saham kedua perusahaan. Masing-masing perusahaan akan menunjuk lembaga independen untuk melakukan valuasi Menurut juru bicara PT Pertamina, Wianda Pusponegoro, valuasi itu diperlukan untuk mempersiapkan merger dua perusahaan minyak dan gas bumi pemerintah tersebut, antara lain melalui pemetaan posisi aset masing~masing perusahaan.

Saat ini, merger Pertamina dengan PGN sebagai bagian dari rencana pembentukan induk usaha (holding) perusahaan energi negara .masih menunggu peraturan pemerintah sebagai landasan hukumnya. Dalam Rancangan Peraturan Pemerintah tentang Penambahan Penyertaan Modal Negara Republik Indonesia ke Dalam Modal Saham Perusahaan Perseroan Pertamina, yang saat ini sedang dibahas, pemerintah berencana menyerahkan semua sahamnya di PGN kepada Pertamina.

Pengalihan saham itu berupa penambanan penyertaan modal negara senilai l3.809.038/755 lembar saham Seri B di PGN kepada Pertamina. Jumlah saham tersebut setara dengan 56,96 persen saham pemerintah di PGN. Sisa saham PGN saat ini dikuasai publik. Direktur Keuangan PGN, Nusantara Suyono, enggan berkomentar tentang perkembangan rencana merger Pertamina PGN. Kedua perusahaan sempat membahas lagi rencana tersebut dengan Kemen-terian BUMN. Pemerintah sebelumnya menetapkan enam sektor usaha BUMN yang akan dijadikan prioritas pembentukan holding. Enam sektor tersebut adalah jalan tol, pertambangan, minyak dan gas atau energi, perbankan, perumahan, serta jasa konstruksi dan rekayasa.

Koran Tempo, Halaman : 15, Kamis, 3 Nop 2016

New Incentives Offered in Oil, Gas Block Auctions

The government is optimistic it can successfully auction olf three unconventional oil and gas fields due to several incentives being offered this year despite continued low global oil prices. Unlike previous years in which contractors must “take it or leave it”, the government will now allow bidders to propose their own estimate of the sharing split for the government. Even so, the government’s share after tax will still have to be larger than the contractors final share.

Contractors will be able to propose their own signature bonus a paymen tmade by a company to the government when they sign an exploration or production contract. The Energy and Mineral Resources Ministry’s upstream oil and gas business guidance director, Tunggal, expressed his optimism that the new incentives would help boost the unconventional gas fields, notoriously known for being both expensive and dificult to explore and exploit. The ministry is auctioning off one shale hydrocarbon field and two coal bed methane (CBM) fields this year.

The shale hydrocarbon field is the Batu Ampar block, located in East Kalimantan, which was unsuccessfully auctioned last year, has natural gas potential of 7.08 trillion cubic feet (tcf) and 21.37 million barrels of oil. Contractors must conduct geological and geophysical studies, as well as drill one vertical exploratory well if they win the tender for this field. Meanwhile, the Raja and Bunga Mas CBM fields have potential gas reserves of 0.92 tcf and 1.92 tcf respectively.

Both require the same tests as the Batu Ampar block, with an additional drilling of two core holes each. Furthermore, contractors must also conduct one production test for each block. With only 49 coal bed methane fields and four shale gas fields across the country unconventional oil and gas fields only make up asmall percentage ofthe total 289 active exploration and exploitation sites. However, ,they may be the key to solving the countries continued shortages in oil and gas reserves.

Indonesia has an estimated 46 tcf and 7.9 billion barrels of risked, technically recoverable shale gas and oil resources, respectively out of a total 303 tcfand 234 billion barrels of risked shale gas and oil in the ground, according to a 2015 US Energy Information Administration report. Technically recoverable resources refers to oil and gas that can be produced based on current technology, industry practices and geologic knowledge regardless of current global prices. However, it is questionable how successful the new incentives will be.

Similar offers were made earlier this year when the government put 14 conventional oil and gas blocks up on tender, with seven up for direct offers and the remaining up for open bidding. Only three direct appointment blocks had been picked up, while there had been no bids for the seven up for grabs even though the dead- line was Nov. 14, Tunggal said. The Indonesian Petroleum Association (IPA) said the two new incentives were not enough, although it appreciated the governments efforts to improve the current investment climate in the oil and gas sector.

Instead, most investors hoped that the government would start implementing ministery regulation No. 38/20|5 on unconventional oil and gas, which allowed contractors to choose one of three contract options, said IPA director Sammy Hamzah. The options are production sharing contracts (PSC), which use a net PSC sliding scale and gross split-sliding scale. The gross split-sliding scale is expected to incorporate a no-cost recovery mechanism and the split in production with the government will be increased progressively depending on the volume of production.

Jakarta Post , Page : 14, Thursday, 3 Nop 2016

Pertamina EP Gandeng Saranai GSS

PT Pertamina EP dan PT Sarana GSS Trembul telah menandatangani Perjanjian Kerjasama Operasi (KSO) Area Operasi Trembul. Penandatanganan perjanjian KSO dilakukan oleh Presiden Direktur Pertamina EP Rony Gunawan dan Presiden Direktur Sarana GSS Trembul Bambang Mulyadi di kantor Pertamina EP Jakarta. Pertamina EP mendapatkan hak ekskiusif melaksanakan operasi minyak dan gas bumi di Area Operasi Trembul dari BP Migas (sekarang SKK Migas) berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 9 Tahun 2013.

Pertamina EP menetapkan PT Sarana Pembangunan Jawa Tengah selaku BUMD milik Pemerintah Daerah Jawa Tengah sebagai mitra terpilih untuk melaksanakan operasi minyak dan gas bumi di sana. Dalam rangka melaksanakan operasi tersebut, PT Sarana Pembangunan Jawa Tengah melakukan joint venture dengan GSS Energy Limited dengan membentuk perusahaan patungan bernama PT Sarana GSS Trembul. Bambang mengatakan pihaknya berkomitmen kepada Pertamina EP untuk melaksanakan program kerja 3 tahun senilai USS 7,6 juta.

Dana tersebut antara lain digunakan untuk pengeboran 4 sumur dan kegiatan akuisisi seismik. Sumur pertama (SGT-01) direncanakan mulai dibor pada Juni 2017 dan mulai berproduksi sebulan kemudian. Bambang menerangkan Area operasi migas Trembul terletak di Desa Talokwohnojo, Kecamatan Ngawen, Kabupaten Blora, Provinsi Jawa Tengah. Area operasi seluas 47,6 kilometer persegi terletak 15 km di sisi barat Kota Blora. Dia bilang lapangan Trembul ditemukan oleh perusahaan Belanda yakni Nederiandsche Koloniale Petroleum Mij (NKPM) pada 1917.

NKPM merupakan anak perusahaan Standard Oil of New Jersey yang kini dikenal sebagai Exxon. Di Trembul terdapat 24 sumur yang dibor dan dieksploitasi oleh NKPM. Area ini ditutup pada 1942 menyusul invasi Jepang dalam Perang Dunia kedua Di tempat yang sama Group CEO GSS Energy Limited Sydney Yeung mengatakan berkomitmen untuk berpatisipasi dalam meningkatkan lifting minyak, yang menjadi program pemerintah Indonesia.

Investor Daily, Halaman : 8, Kamis, 3 Nop 2016

Peran dan Fungsi SKK Migas Perlu Diefisienkan

Mantan anggota-Dewan Energi Nasional (DEN) Profesor Mukhtasor mendukung wacana yang diangkat oleh Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar terkait revisi UU Migas, yang akan memperkuat National Oil Company (NOC) alias BUMN perminyakan. Sementara fungsi yang perankan oleh SKK Migas saat ini ke depan perlu diefisienkan dan didayagunakan melalui unit di bawah BUMN Migas atau Pertamina. Dengan menjadikan fungsi SKK Migas berada di bawah pengelolaan Pertamina, maka akan terjadi konsolidasi ekonomi, sehingga amanah bagi sebesar-besarnya kemakmuran rakyat sesuai Pasal 33 ayat (3) UUD 1945, akan bisa diwujudkan lebih baik.

Dalam kaitan itulah, Mukhtasor menambahkan, wacana mengenai menjadikan SKK Migas sebagai BUMN Khusus, adalah pilihan setengah matang. Sebab, lanjut guru besar Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Surabaya tersebut, BUMN Khusus tidak sesuai dengan Pasal 33 ayat (3) UUD 1945 tersebut. Menurut Mukhtasor, pasal tersebut harus dimaknai secara utuh. Dalam hal ini, imbuhnya, tidak bisa hanya melihat konteks ‘dikuasai oleh negara,’ namun juga harus ‘dimanfaatkan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Jika menjadikan SKK Migas sebagai BUMN Khusus, maka amanah untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat, tidak akan terjadi. Mukhtasor menjelaskan, pembentukan BUMN Khusus akan membuat pengelolaan cadangan migas dilakukan secara terpisah oleh beberapa BUMN. Kondisi demikian akan menghambat sinergi dan konsolidasi BUMN untuk memaksimalkan leverage di bidang keuangan untuk memperbesar kemampuan investasi dan pembangunan infrastruktur.

Mukhtasor mencontohkan Malaysia, yang sukses melakukan konsolidasi melalui Petronas. Seluruh cadangan migas, dikuasakan kepada Petronas sehingga memiliki leverage keuangan secara korporasi yang lebih bagus, sehingga meningkatkan kepercayaan pihak pendanaan. Sebelumnya, Arcandra Tahar menyatakan bahwa UU Migas yang baru harus memperkuat National Oil Company (NOC) alias BUMN perminyakan. Ada kemungkinan bahwa peran SKK Migas akan menjadi tugas unit di bawah Pertamina. Dia menambahkan, cadangan migas nasional yang saat ini dikuasakan kepada SKK Migas nantinya akan berpindah ke Pertamina.

Investor Daily, Halaman : 8, Kamis, 3 Nop 2016

Jatim Bidik Blok Tuban

Pemerintah akan memutuskan pihak pengelola dan operator sumber daya alam minyak dan gas di Blok Tuban sebelum kontrak habis. Kontrak kerja sama (KKS) Blok Tuban dengan operator Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Iava (JOB-PPEJ) yang dimulai 29 Februari 1988 akan berakhir 28 Februari 2018. Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2015 tentang Pengelolaan Wilayah, Kerja Blok Minyak dan Gas Bumi yang akan Berakhir Kontrak Kerja Sama menyebutkan, permohonan pengelolaan kepada menteri paling cepat 10 tahun dan paling lambat dua tahun sebelum kontrak berakhir.

Sedangkan, persetujuan atau penolakan pengelolaan Wilayah kerja yang kontraknya akan berakhir, paling lambat satu tahuul Sebelum kontrak berakhir. Barulah, penandatanganan Perjanjian Kerja Sama (PKS) antara lirna BUMD itu hingga penyusunan kajian keekonomian oleh konsultan independen untuk menentukan besaran persentase bagi hasil. Sesudah itu, Pernprov Jatim melaporkan keinginannya tersebut kepada pemerintah pusat dan stakeholders terkait, mulai menteri ESDM, SKK Migas, hingga DPR.

Blok Tuban memiliki cadangan minyak 27.884 Million Stock Tank Barrels (MTSB) dan cadangan gas 20,60 Billion Standard Cubic Feet (bscf). Saat ini, mernproduksi 4.261 barel minyak per hari (bph) dan gas sebanyak 4,69 mmscfd. Pertamina bersama Petrochina East Java merupakan operator Blok Tuban dengan skema China National Petroleum Corporation (CNPC) memiliki hak pengelolaan 12,5 persen, Pertarnina 75 persen dan Petrochina 12,5 persen.

Surya, Halaman : 3, Kamis, 3 Nop 2016