Production Targetkan Tambahan

    In the midst of the turmoil in world oil prices that have occurred since the end of 2014, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) continued to show its commitment to support the national energy sovereignty. The trick with the drilling program several development and exploration wells.

    The first well drilling from Platform PHE 12 PHE 12-A1 wells trowel (spud in) on December 23, 2016 using Jack Up Rig `Ensco` 67." Drilling PHE 12-A1 is starting the production phase in POD Integration as well as being early the reopening of drilling in Block WMO after nearly two years of stalled as a result of falling oil prices up to a level of US $ 40 / barrel. Although the weather is less friendly, until now the trowel activities run smoothly, "said President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) R. Mount Sardjono Hadi last weekend.

    Mount Sardjono added that the drilling program will be continued in the same pavilion at the well-A3 and PHE 12 PHE 12-A2 wells. The rig is scheduled to move to the bridge and proceed to the PHE 24 PHE exploration wells N-7-1 as the last wells on the program in 2016 - 2017. The WMO will use environmentally friendly drilling mud or in this case the Water Based Mud System.

    Estimated drilling costs amounting to US $ 19,528,966 with an estimated completion time of approximately 60 days. Met at the drilling site; General Manager WMO, Sri Budiyani-added, well PHE 12 ~ A1 is expected to reach the geologic strata Kujung and Ngimbang. To reach the target layer and Ngimbang Kunjung, Sri Budiyani Further, this drilling program using a casing measuring 30 "x 20 x 16" x 13-3 / 8 "x 9-5 / 8" x 7 ".

    This well was the well directed (directional driIling) which will reach a maximum inclination of 53 degrees to the final depth (TD / Total Dept h) 10,235 feet Measured Depth / 8081 feet True Vertical Depth, "he said. Drilling and PHE 12- A1 is expected to generate initial production reached 1,500 BOPD. While drilling PHE 12-A3 with an initial production of 1,000 BOPD targeted oil and PHE 12-A2 wells with initial production target of 1,000 BOPD of oil.

    Appropriate target SKK Migas, in February 2017 the field of integrated EPC-1 is expected to produce 1,500 barrels of oil per day, then increased to 3,100 barrels of oil per day in August 2017. The additional production of about 3,100 barrels per day is very important to stabilize production WMO block the average natural decrease reached 50% - 60% per year.

    In the last two years, WMO seeks to overcome the pressure of natural production decline is very high through optimization activities on existing wells. Although without drilling new wells, but production in 2016 could still be above the target given by the government through SKK Migas, approximately 103% of the target after nearly two years of just doing optimization, now PHE WMO start-drilling new wells.

    WMO as Cooperation Contract (PSC), which works under the supervision and control of SKK Migas is also hoping to increase the production of gas from drilling three new wells. Additional gas production from three wells were each approximately 650 mscfd, 655 and 412 mscfd mscfd. Added, the paving of -12 PHE is part of the first phase of the integrated field development project is limited (EPCI-1).

    The paving of PHE-12, in conjunction with the installation of offshore platforms PHE-24, which has also been installed at 60 miles off the coast of Madura. Two of these production facilities is moored about 55-70 meters above sea surface. Integrated oil and gas field production facility is also equipped with a Central Processing Platform 2 (CPP2) built by PT Gunanusa Utama Fabricators in Cilegon.

    The third facility was connected to the subsea pipeline with a length of about 19.5 km, to distribute the oil and gas production from the field PHE 12 and PHE-24 (integrated). As described, according to the direction SKK Migas drilling program this time, Tim Drilling PHE WMO will make breakthroughs to achieve operating targets that are safe, effective, and efficient.

    Such programs related to the technical process optimization limit for the day of surgery and Green Drilling Mud related criteria for the use of materials that are environmentally friendly drilling mud. Also made a breakthrough in the Technical and Safety Behavior Competency associated with the selection of the contractor personalized to fit the necessary technical competence, and Self-Assessment Audit related to the implementation of a fixed drilling and operations refer to the technical provisions applicable in internal PHE and in the oil and gas industry.

    Through these breakthroughs, PHE WMO determined to be able to complete this drilling program are safe, according to the time frame planned, economical and produce oil and gas production in line with expectations

IN ENGLISH

TargetkanTambahan Produksi
    Di tengah-tengah gejolak harga minyak dunia yang terjadi sejak akhir 2014, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) tetap menunjukkan komitmennya untuk mendukung kedaulatan energi nasional. Caranya dengan program pemboran beberapa sumur pengembangan dan eksplorasi.

    Pemboran sumur pertama dari Platform PHE 12, sumur PHE 12-A1 tajak (spud in) pada tanggal 23 Desember 2016 dengan menggunakan Rig Jack Up `Ensco` 67. “Pengeboran sumur PHE 12-A1 ini mengawali fase produksi di POD Integrasi serta menjadi awal beroperasinya kembali pemboran di Blok WMO setelah hampir 2 tahun terhenti sebagai dampak jatuhnya harga minyak hingga ke level AS$ 40/barel. Meski cuaca kurang bersahabat, hingga kini kegiatan tajak berjalan lancar,” kata President Director PT Pertamina Hulu Energi (PHE) R. Gunung Sardjono Hadi akhir pekan lalu.

    Gunung Sardjono menambahkan, program pemboran akan dilanjutkan di anjungan yang sama pada sumur PHE 12-A3 dan Sumur PHE 12-A2. Rig dijadwalkan akan berpindah ke anjungan PHE 24 dan dilanjutkan ke sumur eksplorasi PHE N-7-1 sebagai sumur terakhir pada program 2016 - 2017. PHE WMO akan menggunakan lumpur pemboran yang ramah lingkungan atau dalam hal ini Water Based Mud System.

    Perkiraan biaya pemboran sebesar AS$ 19.528.966 dengan estimasi waktu penyelesaian sekitar 60 hari. Ditemui di lokasi pengeboran; General Manager PHE WMO, Sri Budiyani-menambahkan, sumur PHE 12~A1 ditargetkan mencapai lapisan geologi Kujung dan Ngimbang. Untuk bisa mencapai target lapisan Kunjung dan Ngimbang, lanjut Sri Budiyani, pengeboran ini menggunakan casing program berukuran-30” x 20 x 16” x 13-3/8” x 9-5/8” x 7”.

    Sumur ini merupakan sumur berarah (directional driIling)yang akan mencapai inklinasi maksimal sebesar 53 derajat pada kedalaman terakhir (TD/Total Dept h)10.235 kaki Measured Depth/8.081 kaki True Vertical Depth,” katanya. Dan pengeboran sumur PHE 12- A1 diharapkan bisa menghasilkan produksi awal yang mencapai 1.500-BOPD. Sementara sumur pengeboran PHE 12-A3 dengan produksi awal minyak ditarget sebesar 1.000 BOPD dan sumur PHE 12-A2 dengan target produksi awal minyak sebesar 1.000 BOPD.

    Sesuai terget SKK Migas, pada bulan Februari 2017 lapangan terintegrasi EPC-1 diharapkan bisa memproduksi 1.500 barel minyak per hari, lantas meningkat hingga 3.100 barel minyak per hari pada Agustus 2017. Tambahan produksi sekitar 3.100 barel per hari ini sangat penting untuk menstabilkan produksi Blok WMO yang rata-rata penurunan alamiahnya mencapai 50% - 60% per tahun.

    Dalam dua tahun terakhir ini, PHE WMO berupaya mengatasi tekanan penurunan produksi alamiah yang sangat tinggi lewat kegiatan optimasi pada sumur-sumur yang ada. Meski tanpa pengeboran sumur baru, tetapi produksi pada tahun 2016 masih bisa diatas target yang diberikan pemerintah melaui SKK Migas, sekitar 103% dari target setelah nyaris 2 tahun hanya melakukan optimasi, kini PHE WMO mulai-melakukan pengeboran sumur baru.

    PHE WMO sebagai Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) yang bekerja di bawah pengawasan dan pengendalian SKK Migas ini juga berharap bisa menambah produksi gas dari pengeboran tiga sumur baru ini. Tambahan produksi gas dari tiga sumur itu masing masing sekitar 650 mscfd, 655 Mscfd dan 412 mscfd. Ditambahkan, pembangunan anjungan PHE -12 ini merupakan bagian dari tahap pertama proyek pengembangan lapangan terintegrasi terbatas (EPCI-1).

    Pembangunan anjungan PHE-12, berbarengan dengan instalasi anjungan lepas pantai PHE-24 yang juga sudah terpasang di 60 mil lepas pantai Madura. Dua fasilitas produksi tersebut ditambatkan sekitar 55-70 meter di atas permukaan laut. Fasilitas produksi migas lapangan terintegrasi ini juga dilengkapi dengan Central Processing Platform 2 (CPP2) yang dibangun PT Gunanusa Utama Fabricators di Cilegon.

    Ketiga fasilitas itu dikoneksikan dengan pipa bawah laut dengan panjang sekitar 19,5 km, untuk menyalurkan produksi minyak dan gas bumi dari lapangan PHE-12 dan PHE-24 (terintegrasi). Dipaparkan, sesuai arahan SKK Migas pada program pemboran kali ini, Tim Drilling PHE WMO akan melakukan terobosan-terobosan untuk mencapai target operasi yang aman, efektif, dan efisien.

    Program-program tersebut terkait dengan proses technical limit untuk optimisasi hari operasi dan Green Mud Drilling terkait kriteria penggunaan material lumpur pemboran yang ramah lingkungan. Juga dilakukan terobosan pada Safety Behavior Technical and Competency terkait dengan seleksi personal kontraktor agar sesuai dengan kompetensi teknis yang diperlukan, dan Self-Assessment Audit terkait dengan pelaksanaan pemboran yang tetap mengacu ketentuan teknis dan operasi yang berlaku di internal PHE dan di industri migas.

    Melalui terobosan-terobosan tersebut, PHE WMO bertekad untuk dapat menyelesaikan program pemboran ini secara aman, sesuai dengan tata waktu yang direncanakan, ekonomis dan menghasilkan produksi minyak dan gas bumi sesuai dengan harapan
Duta Masyarakat, Page-15, Tuesday, Jan,3,2017

Pertamina EP to Boost Production

    PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina engaged in the exploration and production sectors of the oil and gas, will boost production this year to reach the target that was raised by the government. Pertamina EP increase oil production targets ready for sale or lifting Pertamina EP this year to 86 214 barrels per day (bpd) compared with the initial target of 84 214 bpd.

    Not only Pertamina, cooperation contracts (PSC) also raised its target of lifting more. Because the government raised oil lifting target in 2017 of 815 000 bpd in Budget 2017 to 825,000 bpd, up 10,000 bpd. Based on data from SKK Migas, some contractors to raise lifting this year include Chevron Pacific Indonesia (Block Rokan) rose 5,000 bpd to 233,908 bpd, Total E & P Indonesie (Mahakam block) rose 3,000 bpd to 55,852 bpd, ConocoPhillips (Block B South Natuna) increases 1,000 bpd to 18,400 bpd, and other contractors rose 2,000 bpd 117 997 bpd.

    Production Operation Director of Pertamina EP, Personal Mahagunabangsa said, the company will conduct a number of activities to enhance oil production. In 2017, Pertamina EP will drill 54 development wells, re-work on 186 wells, 731 wells to intervention activities and well maintenance activities as much as 2,899.

    New Discovery Exploration Project Director Pertamina EP Nana Abdul Manaf said, this year there are seven exploration wells to be drilled in Sumatra namely four points, two points in Java, and one in Kalimantan. In fact, Puspa well drilling 03 wells in Muaro and OGN-A5 in Ogan Ilir has started since Sunday (1/1). This year there are seven targets its drilling exploration wells.

    Earlier, Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said that the realization of oil lifting in 2016 exceeded the target of 820 300 bpd and gas 1.18 million barrels of oil equivalent per day. Lifting target in APBN-P 2016 as much as 820,000 bpd of oil and gas of 1.15 million barrels of oil equivalent per day. Jonan appreciate these achievements because amid low oil prices.

    Because the oil price realization Indonesia or Indonesian crude price (ICP) until the end of 2016 is estimated at US $ 39.5 per barrel with the assumption in the state budget in 2016 of US $ 40 per barrel. Pertamina is committed to encouraging the development of gas infrastructure in the country. Because the construction of gas infrastructure will support the rapid growth of national economy.

    Especially at this time, most of the field of oil and gas (oil) which have been in production in Indonesia are in remote areas and lack of facilities. "As an archipelagic country, Indonesia needs a lot of infrastructure to facilitate the distribution of gas. Therefore, Pertamina is committed to continue to develop gas infrastructure in the country in order to encourage improvement of the national economic growth, "said Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communications of Pertamina.

IN INDONESIAN

Pertamina EP Genjot Produksi

    PT Pertamina EP, anak perusahaan PT Pertamina yang bergerak di sektor produksi dan eksplorasi minyak dan gas bumi, bakal menggenjot produksi tahun ini untuk mencapai target yang dinaikkan oleh pemerintah. Pertamina EP menaikkan target produksi minyak siap jual atau lifting Pertamina EP pada tahun ini menjadi 86.214 barel per hari (bph) dibandingkan dengan target awal 84.214 bph.

    Tidak hanya Pertamina, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) lainnya juga menaikkan target lifting. Pasalnya, pemerintah menaikkan target lifting minyak 2017 dari 815.000 bph dalam APBN 2017 menjadi 825.000 bph atau naik 10.000 bph. Berdasarkan data SKK Migas, beberapa kontraktor menaikkan lifting pada tahun ini antara lain Chevron Pacific Indonesia (Blok Rokan) naik 5.000 bph menjadi 233.908 bph, Total E&P Indonesie (Blok Mahakam) naik 3.000 bph menjadi 55.852 bph, ConocoPhillips (Blok B South Natuna) bertambah 1.000 bph menjadi 18.400 bph, dan kontraktor lainnya naik 2.000 bph 117.997 bph.

    Production Operation Director Pertamina EP, Pribadi Mahagunabangsa mengatakan, perseroan akan melakukan sejumlah kegiatan untuk meningkatkan produksi minyak. Pada 2017, Pertamina EP akan mengebor 54 sumur pengembangan, kerja ulang atas 186 sumur, intervensi sumur untuk 731 kegiatan, dan perawatan sumur sebanyak 2.899 kegiatan.

    Exploration New Discovery Project Director Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan, tahun ini terdapat tujuh sumur eksplorasi yang akan dibor yakni empat titik di Sumatra, dua titik di Jawa, dan satu unit di Kalimantan. Bahkan, pengeboran sumur Puspa 03 di Muaro Jambi dan sumur OGN-A5 di Ogan Ilir telah dimulai sejak Minggu (1 /1). Tahun ini target pengeborannya terdapat 7 sumur eksplorasi.

    Sebelumnya, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, realisasi lifting migas 2016 melampaui target yakni 820.300 bph dan gas 1,18 juta barel setara minyak per hari. Target lifting dalam APBN-P 2016 sebanyak 820.000 bph minyak dan gas 1,15 juta barel setara minyak per hari. Jonan mengapresiasi capaian tersebut karena di tengah rendahnya harga minyak.

    Pasalnya, realisasi harga minyak Indonesia atau Indonesian crude price (ICP) hingga akhir 2016 diperkirakan sekitar US$39,5 per barel dengan asurnsi di APBN-P 2016 US$40 per barel. Pertamina berkomitmen untuk mendorong pembangunan infrastruktur gas di Tanah Air. Pasalnya, pembangunan infrastruktur gas bakal menunjang pertumbuhan ekonomi nasional yang pesat.

    Apalagi saat ini, sebagian besar lapangan minyak dan gas (migas) yang telah berproduksi di Indonesia berada di daerah terpencil serta minim fasilitas. “Sebagai negara kepulauan, Indonesia butuh banyak infrastruktur untuk mempermudah distribusi gas. Karena itu, Pertamina berkomitmen terus mengembangan infrastruktur gas di Tanah Air demi mendorong peningkatan pertumbuhan ekonomi nasional,” ujar Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communication Pertamina.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Jan,3,2017

Safe at sea, Family Comfortable

    Do not go near, it is much more secure, "a fisherman shouted to his friend who sail close to Ship Flow Load Floating (Floating Storage & Offloading / FSO) Crow Rimang. Fishermen else chimed in," Why? There's nothing here. "His friend back replied, "that ship has the security and safety zone rules that we must follow." the conversation of two fishermen are quoted dialogue in T-shirt design worn by the fishermen in the District Cross, Tuban.

    T-shirts they have used since 2015, is part of a safety campaign at area facilities and unloading ships floating crude oil flow from oil and gas field Banyu Urip Cepu. A state-operated projects Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL). "EMCL with us and the government work together in the success of this effort," said Secretary of the Branch Council Fishermen Association of Indonesia (HNSI) Tuban Musleh.
   
    According Musleh, facilities Floating Boat Load Flow Crow Rimang on the high seas entice fishermen when fishing the number of fish in the area. She suspected the lighting around the facility to attract fish to congregate. This makes the fishermen want to catch fish in the area around Crow Rimang. "However, we must know the limits of safety in the area of ​​the facility," said the man who had dozens of years dependent on the results of that sea.

    To maintain the safety of the fishermen Musleh as a driver of fishermen's organizations have consulted the Integrated Maritime Security (Kamladu) together with the Department of Fisheries and Marine Resources (DPK) Tuban and EMCL. Then, some discussion and socialization to the fishermen. Now people know that a 500 meter radius of the facility is a restricted area. In the forbidden zone, all types of vessels are not allowed to pass, while the 1,250-meter radius of the restricted zone into a limited area.

    In a restricted zone passing ship is still allowed, but not allowed to lower the anchor or anchors. The division of this zone stipulated in Government Regulation No. 5/2010 on navigation, "he said. Musleh added, to clarify the limits of the zone, with the support of EMCL, it put up a maritime boundary (buoy). He said, with the buoy, calm fishermen would sail without worry over the limit safe zone. We all understand that these rules were made for our safety.

    External Affairs Manager Dave EMCL A Seta reveals EMCL continue to work together with the government of Tuban through relevant agencies, districts, up to the village. EMCL as Contractor of Cooperation Contract (PSC) government under the supervision of SKK Migas, has committed to contribute to improving standards of living Tuban. 72 km long oil pipeline from the Oil and Gas Fields Banyu Urip in Bojonegoro, Tuban up to the shoreline, past the 32 villages of seven districts in Tuban.

    Plus subsea pipeline along 23 km up to the tower mooring facilities Floating Boat Load Flow Crow Rimang. We appreciate all the support from the community during this time so that our operations run safely and efficiently, "said he. Safety, says Dave, a value upheld by EMCL in running its operations. EMCL strive to always keep the safety of workers, surrounding communities, and the environment. In this case, the safety for the fishermen around Crow Rimang be part of EMCL priority.

      In improving the living conditions of fishing communities, said Dave, EMCL initiated various community programs in education, health, and economic development. Upon approval SKK Migas and partner support Cepu: Pertamina EP Cepu and Cooperation Agency PI Cepu, EMCL has built mooring anchor in the village of Glodok and Karangagung District of Cross, set up a post fisherman in front of Fish Auction Place Karangagung, provide assistance 112 reef , fishing gear to the fishermen, livelihood improvement programs, and to implement empowerment programs fisherman's wife in the village of Glodok, Leran Kulon, and Village Karangagung. During the program, EMCL in collaboration with NGOs and community involvement in every implementation of its activities, "said Dave.

    About Crow Rimang To drain the oil processed from the Central Processing Facility (Central Processing Facility / CPF) to the beach Cross, Tuban, EMCL build onshore pipeline are planted along 72 kilometers. Four homes valves placed along the pipeline 20 inches in diameter and are insulated. Beach Cross, onshore pipelines connected to the subsea pipeline along the 23 kilometers to the mooring tower.

    Mooring towers weighing 1,200 tonnes was planted on the seabed at a depth of 33 meters. Construction tower is made such that the associated FSO can rotate 360 degrees, adjust the direction with the wind or waves and ocean currents without interrupting the flow of oil to the ship. Crow Rimang FSO vessel can accommodate 1.7 million barrels of crude oil flowed through the land and sea pipeline from CPF.

    This ship measuring 327 meters or roughly equivalent to three times the length of a football field. FSO unladen vessel has a net weight of 46,500 tons, or the equivalent weight of 60,000 elephants. Name of Ravens Rimang inaugurated by the Minister of Energy and Mineral Resources on August 19, 2014. The name comes from the name of the legendary horse belonging to Arya Penangsang; duke Jipang in the sixteenth century who believed his territory covers an area Cepu, Blora, Bojonegoro and Tuban. The name was chosen to take the philosophy of strength and reliability of the horse.

IN INDONESIAN

Melaut Aman, Keluarga Nyaman

    Jangan dekat-dekat,  lebih jauh lebih aman, " seorang nelayan berteriak kepada temannya yang melaut dekat Kapal Alir Muat Terapung (Floating Storage& Offloading/ FSO) Gagak Rimang. Nelayan yang lain menimpali, “Kenapa? Tidak ada apa di sini .” Temannya kembali menjawab, “Kapal itu punya aturan zona keamanan dan keselamatan yang harus kita taati.” Percakapan dua nelayan ini merupakan cuplikan dialog dalam desain kaus yang dikenakan para nelayan di Kecamatan Palang, Kabupaten Tuban.

    Kaus yang telah mereka gunakan séjak 2015 tersebut merupakan bagian dari kampanye keselamatan di area fasilitas kapal alir muat terapung minyak mentah dari Lapangan minyak dan gas Banyu Urip Blok Cepu. Sebuah proyek negara yang dioperasikan Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL). “EMCL bersama kami dan pemerintah bekerja sama dalam menyukseskan upaya ini," ungkap Sekretaris Dewan Pimpinan Cabang Himpunan Nelayan Seluruh Indonesia (HNSI) Kabupaten Tuban Muslih.

    Menurut Muslih, fasilitas Kapal Alir Muat Terapung Gagak Rimang di laut lepas menarik perhatian para nelayan ketika melaut karena banyaknya ikan di area tersebut. Dia menduga penerangan di sekitar fasilitas tersebut menarik ikan untuk berkumpul. Hal inilah yang membuat para nelayan ingin menangkap ikan di area sekitar Gagak Rimang. “Namun, kita harus tahu batasan keselamatan di area fasilitas tersebut," ujar pria yang sudah puluhan tahun menggantungkan hidupnya dari hasil laut itu.

    Untuk menjaga keselamatan para nelayan Muslih sebagai penggerak organisasi nelayan telah berkonsultasi dengan pihak Keamanan Laut Terpadu (Kamladu) bersama Dinas Perikanan dan Kelautan (DPK) Kabupaten Tuban serta EMCL. Kemudian, beberapa diskusi dan sosialisasi dilakukan kepada para nelayan. Kini masyarakat tahu bahwa radius 500 meter dari fasilitas tersebut merupakan area terlarang. Di zona terlarang, semua jenis kapal tidak diperbolehkan melintas, sedangkan radius 1.250 meter dari zona terlarang itu menjadi wilayah terbatas.

    Di zona terbatas kapal masih boleh melintas, tapi tidak diperkenankan menurunkan sauh atau jangkar. Pembagian zona ini diatur dalam Peraturan Pemerintah No 5/2010 tentang navigasi,” ucap dia. Muslih menambahkan, untuk memperjelas batas zona tersebut, dengan dukungan EMCL, pihaknya memasang tanda batas laut (buoy). Dia menuturkan, dengan adanya buoy, nelayan akan tenang berlayar tanpa khawatir melewati batas zona aman. Kita semua paham bahwa peraturan tersebut dibuat untuk keselamatan kita.

    External Affairs Manager EMCL Dave A Seta mengungkapkan EMCL terus bersinergi dengan pemerintah Kabupaten Tuban melalui dinas-dinas terkait, kecamatan, hingga desa. EMCL sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) pemerintah di bawah pengawasan SKK Migas, memiliki komitmen untuk berkontribusi dalam peningkatan taraf hidup masyarakat Kabupaten Tuban. Pipa minyak sepanjang 72 km dari Lapangan Minyak dan Gas Banyu Urip di Bojonegoro hingga bibir pantai Tuban, melewati 32 desa dari tujuh kecamatan di Kabupaten Tuban.

    Ditambah pipa bawah laut sepanjang 23 km hingga menara tambat fasilitas Kapal Alir Muat Terapung Gagak Rimang. Kami mengapresiasi semua dukungan dari masyarakat selama ini sehingga operasi kami berjalan aman dan efisien,” ucap
dia.  Keselamatan, kata Dave, merupakan nilai yang dijunjung tinggi oleh EMCL dalam menjalankan operasinya. EMCL berusaha keras untuk selalu menjaga keselamatan bagi pekerja, masyarakat sekitar, dan lingkungan. Dalam hal ini, keselamatan bagi para nelayan di sekitar Gagak Rimang menjadi bagian dari prioritas EMCL.

    Dalam meningkatkan taraf hidup masyarakat nelayan, tutur Dave, EMCL memprakarsai berbagai program kemasyarakatan di bidang pendidikan, kesehatan, dan pengembangan ekonomi. Atas persetujuan SKK Migas dan dukungan mitra Blok Cepu: Pertamina EP Cepu dan Badan Kerja Sama PI Blok Cepu, EMCL telah membangun tambat labuh di Desa Glodok dan Karangagung Kecamatan Palang, mendirikan pos jaga nelayan di depan Tempat Pelelangan Ikan Karangagung, memberikan bantuan 112 terumbu karang, alat tangkap ikan kepada para nelayan, program peningkatan mata pencaharian, serta melaksanakan program pemberdayaan istri nelayan di Desa Glodok, Leran Kulon, dan Desa Karangagung. Selama program, EMCL bekerja sama dengan LSM dan melibatkan masyarakat dalam setiap pelaksanaan kegiatannya,” kata Dave.

    Tentang Gagak Rimang Untuk mengalirkan minyak yang diproses dari Fasilitas Pusat Pengolahan (Central Processing Facility/ CPF) menuju Pantai Palang, Tuban, EMCL membangun pipa darat yang ditanam sepanjang 72 kilometer. Empat rumah katup ditempatkan di sepanjang jalur pipa berdiameter 20 inci dan berinsulasi tersebut.  Dari Pantai Palang, pipa darat tersambung dengan pipa bawah laut sepanjang 23 kilometer menuju menara tambat.

    Menara tambat seberat 1.200 ton ini ditanam di dasar laut pada kedalaman 33 meter. Konstruksi menara dibuat sedemikian rupa sehingga FSO yang dikaitkan dapat berputar 360 derajat, menyesuaikan arah dengan angin atau ombak dan arus laut tanpa mengganggu aliran minyak kekapal tersebut. Kapal FSO Gagak Rimang dapat menampung 1,7 juta barel minyak mentah yang dialirkan lewat pipa darat dan laut dari CPF.

    Kapal ini berukuran 327 meter atau kira-kira setara dengan 3 kali panjang lapangan sepak bola. Kapal FSO tanpa muatan memiliki berat bersih 46.500 ton atau setara berat 60.000 gajah. Nama Gagak Rimang diresmikan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral pada 19 Agustus 2014. Nama tersebut diambil dari nama kuda legendaris milik Arya Penangsang; adipati Jipang pada abad XVI yang wilayah kekuasaannya yakini meliputi daerah Cepu, Blora, Bojonegoro, dan Tuban. Nama tersebut dipilih untuk mengambil filosofi kekuatan dan keandalan kuda tersebut.

Koran Sindo,Page-1, Saturday, Dec, 31, 2016

The Year Ahead Apexindo Gas and Geothermal Project Aims

    Next year PT Apexindo Pratama Duta Tbk will continue to target a number of projects supporting services, oil and gas and geothermal generation drilling projects. Just so you know, is a client Apexindo Total EP Indonesie in Mahakam block. Frieda Salvantina, Apexindo corporate secretary, said this year the company APEX-coded in the Indonesia Stock Exchange following the 20 tender. But just to pick three new contracts and some contract extension.

    Throughout 2016, APEX managed to get a contract from Pertamina Hulu Energi Nunukan, M3nergy and Pertamina EP. The current climate of competition is increasingly fierce. The tight of project tender for some mining services company formerly fasting because of low oil prices, starting this year again following the tenders, as rising oil prices. Next year, Paolo Kartadjoemena, General Manager of Finance and Investor Relations Corpoorate APEX, expressed, by the application of the scheme to split the gross result, the chances of winning would be great Apex.

    It is precisely when the next open KKKS company can directly appoint contractors without tender. In addition, APEX also still glancing geothermal project. This year alone, from some tender followed, at least three geothermal tender being targeted. He hoped that the government continues to develop geothermal. So far, the geothermal portion of the revenue contributed 20%. Most of the drilling rig leased for the working gas. Looking ahead geothermal portions could be bigger, selling the government's plans to develop geothermal plants up to 7,000 MW in 2025. It does not matter most or all of our rigs for geothermal.

IN INDONESIAN

Tahun Depan Apexindo Incar Proyek Migas dan PLTP

    Tahun depan PT Apexindo Pratama Duta Tbk akan terus mengincar beberapa proyek jasa penunjang migas dan proyek pengeboran pembangkit geotermal. Asal tahu saja, Apexindo adalah klien Total EP Indonesie di Blok Mahakam. Frieda Salvantina, Sekretaris Perusahaan Apexindo, mengatakan, tahun ini perusahaan berkode APEX di Bursa Efek Indonesia tersebut mengikuti 20 tender. Tapi hanya menggaet tiga kontrak baru dan beberapa kontrak perpanjangan.

    Sepanjang tahun 2016, APEX berhasil mendapatkan kontrak dari Pertamina Hulu Energi Nunukan, M3nergy dan Pertamina EP.  Saat ini iklim kompetisi memang semakin sengit. Sengitnya lelang proyek karena beberapa perusahaan jasa penambangan yang sebelumnya puasa karena harga minyak rendah, mulai tahun ini kembali mengikuti tender-tender, seiring kenaikan harga migas. Tahun depan, Paolo Kartadjoemena, General Manager Corpoomte Finance and Investor Relation APEX, menyatakan, dengan penerapan skema bagi hasil gross split, peluang menang Apex akan besar.

    Justru terbuka bila ke depan perusahaan KKKS bisa menunjuk langsung kontraktor tanpa melakukan tender. Selain itu, APEX juga masih melirik proyek geotermal. Tahun ini saja, dari beberapa tender yang diikuti, setidaknya ada tiga tender geotermal yang tengah dibidik. Dia berharap, pemerintah terus mengembangkan geotermal. Sejauh ini, porsi geotermal terhadap pendapatan berkontribusi 20%. Sebagian besar rig disewa untuk pengerjaan pengeboran gas. Ke depan porsi geotermal bisa lebih besar, selling rencana pemerintah mengembangkan pembangkit geotermal hingga 7.000 MW di tahun 2025. Tak masalah sebagian besar atau seluruh rig kami untuk geothermal.

Kontan,Page-14, Saturday, Dec, 31, 2016

Auction enthusiasts Block Oil and Gas Continues Yawning

    Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) notes, since 2013 to 2016 the number of oil and gas blocks auction winner continues to decline. Even this year from 14 oil and gas blocks auction scheme direct offers seven oil and gas blocks and regular scheme 7 oil and gas blocks, continued to evaporate. Related direct deals, actually there are three oil and gas blocks that are already in demand and four have not been in great demand. Who bought the document there are four, but four had continued to offer only three companies to three oil and gas blocks "Director of Upstream Oil and Gas MEMR Single.

    Third, oil and gas blocks are Block Ebuny get a quote, Onin Block, and Block Wesk Kaimana. Tunggal said this week the Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja Puja IGN will soon decide the winner of the auction. The auction winner will be announced on J anuari 2017. While the four oil and gas blocks that have not been in demand of direct deals is Block Batu Gajah, Block Kasongan Sampit, Block Powerful, and block the West Hill. Therefore, the four oil and gas blocks to be auctioned off again next year.

    He indicated, lack of interest in the oil and gas investors not because they do not want to participate. But many investors do not fulfill the investment commitments being administrative requirements. Most likely due to induced decline in oil prices, so investors depress investment budget. Meanwhile, the regular scheme, there are seven oil and gas blocks are still being offered until next year. Namely Block South CPP, Suremana I, Oti, Manakarra Mamuju, SE Mandar, North Argunim, and Kasmi II.

    Single states, actually has a lot of blocks in demand, proved no purchase bidding documents by investors, especially from abroad. In terms of interest such as Statoil, Total Indonesia, Aspect, the foreign-foreigner wants to buy the document. Of course they see the documents. So far the government is still searching auction enthusiasts regular scheme seven oil and gas block.

    Vice President of the Indonesian Petroleum Association (IPA), Ignatius says Tenny Wibowo, the general availability of the funds for the oil and gas industry oil prices. So the competition is to invest in various countries became louder. To attract these investments, fiscal terms and processes, should be more attractive than other countries.

IN INDONESIAN

Peminat Lelang Blok Migas Terus Menguap

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat, sejak tahun 2013 sampai 2016 jumlah pemenang lelang blok migas terus menurun. Bahkan tahun ini dari 14 lelang blok migas dengan skema penawaran langsung 7 blok migas dan skema reguler 7 blok migas, terus menguap. Terkait penawaran langsung, sejatinya ada tiga blok migas yang sudah diminati dan empat belum diminati. Yang beli dokumen ada empat, tapi dari empat tadi yang berlanjut sampai penawaran hanya tiga perusahaan untuk tiga blok migas“ kata Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Tunggal.

    Ketiga , blok migas yang mendapatkan penawaran adalah Blok Ebuny, Blok Onin, dan Blok Wesk Kaimana. Tunggal bilang, dalam pekan ini Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja akan segera menetapkan pemenang lelang tersebut. Pemenang lelang akan diumumkan pada J anuari 2017 mendatang. Sementara empat blok migas yang belum diminati dari penawaran langsung adalah Blok Batu Gajah, Blok Kasongan Sampit, Blok Ampuh, dan Blok Bukit Barat. Maka dari itu, keempat blok migas itu akan dilelang ulang pada tahun depan.

    Dia mensinyalir, minimnya  minat para investor migas bukan karena mereka tidak ingin ikut. Tapi banyak investor tidak memenuhi komitmen investasi yang menjadi syarat administrasi. Kemungkinan besar karena terimbas penurunan harga minyak, sehingga investor menekan budget investasi. Sementara, pada skema reguler, ada tujuh blok migas yang masih terus ditawarkan hingga tahun depan. Yakni Blok South CPP, Suremana I, Oti, Manakarra Mamuju, SE Mandar, North Argunim, dan Kasmi II.

    Tunggal menyatakan, sebenarnya sudah banyak blok diminati, terbukti ada pembelian dokumen lelang oleh investor, terutama dari luar negeri. Dari segi minat seperti Statoil, Total Indonesia, Aspect, itu asing-asing ingin membeli dokumen. Tentu saja mereka melihat kelengkapan dokumen. Sejauh ini pemerintah masih menelusuri peminat lelang skema reguler tujuh blok migas itu.

    Vice President Indonesian Petroleum Association (IPA), Ignatius Tenny Wibowo bilang, secara umum ketersediaan dana industri migas untuk harga minyak. Sehingga kompetisi berinvestasi di berbagai negara menjadi lebih keras. Untuk menarik investasi tersebut, fiscal term dan berbagai proses, harus lebih menarik dibandingkan negara lain.

Kontan,Page-14, Saturday, Dec, 31, 2016

ABP-01 wells in Kenduruan Start Explored

    White Albatros wells (ABP-01) Pertamina EP in Jamprong Village, District Kenduruan, Tuban beginning to be explored. The exploration process was drilled using the Ring D100 / 52-owned Pertamina Indonesia Driling Service (PDSI). ABP-01 is planned to be drilled to a depth of 1,725 ​​meters True Vertical Deep (mTVD). Whereas, since December 22, 2016 began yesterday drilling process has reached 550 MTD \ L.

    The timing of the exploration wells ABP-01 is predicted to be faster, and will be completed approximately 58 days into the future starting from December 22, VP Exploration of Pertamina EP, Safrizal. He explained that the location of the wells are located in an area of ​​approximately 4.6 hectares, it will continue to do the search, in order to increase production and increase oil and gas reserves. At the moment there is only one point that has been drilled, can be predicted as oil and gas reserves.

    Therefore, the content below are millions of barrels. If the amount of oil content, we can not be certain how the calculation in detail. Hopefully, the process of exploration activities successfully and according to expectations. He explained, for the project ABP-01 wells in the village had already commenced in 2013 Jamrong ago.

    Process of exploration activities targeted projects to study, go-ahead 5 years. Details, 3-year and 2-year project exploration process. Our predictions for the process of the project to the exploration will be faster. Pertamina EP held a thanksgiving and conduct orphans compensation to local residents. This is done because the installation trowel to the exploitation process runs smoothly. So that drilling activities run smoothly. We expect the support of local government, community leaders, clergy and the entire community.

IN INDONESIAN

Sumur ABP-01 di Kenduruan Mulai Dieksplorasi

    Sumur Albatros Putih (ABP-01) Pertamina EP di Desa Jamprong, Kecamatan Kenduruan, Kabupaten Tuban mulai dieksplorasi. Proses ekplorasi tersebut ditajak dengan menggunakan Ring D100/52 milik Pertamina Driling Service Indonesia (PDSI). Rencananya ABP-01 akan dibor sampai kedalaman 1.725 meter True Vertical Deep (mTVD). Sedangkan, sejak dimulai 22 Desember 2016 kemarin proses pemboran sudah mencapai 550 mTD\L.

    Waktu pelaksanaan eksplorasi di sumur ABP-01 ini diprediksi lebih cepat, dan akan selesai sekitar 58 hari ke depan terhitung sejak 22 Desember,  kata VP Eksplorasi Pertamina EP, Safrizal. Ia menjelaskan, lokasi sumur yang berada di luasan sekitar 4,6 hektar itu bakal terus dilakukan pencarian, guna meningkatkan produksi dan menambah cadangan migas. Pada saat ini baru ada satu titik yang telah dibor, diprediksi bisa sebagai cadangan migas.

    Sebab, kandungan di bawah terdapat berjuta-juta barel. Kalau jumlah kandungan minyak, kami belum bisa secara pasti berapa hitungannya secara detail. Semoga saja proses kegiatan eksplorasi berhasil dan sesuai harapan. Ia menjelaskan, untuk pengerjaan proyek Sumur ABP-01 di Desa Jamrong tersebut sudah dimulai 2013 lalu.

    Proses pengerjaan proyek sampai kegiatan eksplorasi ditarget hinggga 5 tahun-ke depan. Rinciannya, 3 tahun pengerjaan proyek dan 2 tahun proses eksplorasi. Prediksi kami untuk proses pengerjaan proyek hingga eksplorasi akan lebih cepat.

    Pertamina EP menggelar tasyakuran sekaligus melakukan santunan anak yatim pada warga setempat. Hal ini dilakukan lantaran pemasangan tajak untuk proses eksploitasi berjalan lancar. Agar kegiatan pemboran berjalan dengan lancar. Kami mengharapkan dukungan dari pemerintah daerah, tokoh masyarakat, alim ulama dan seluruh masyarakat.

Harian Bangsa,Page-9, Saturday, Dec, 31, 2016

Masela Gas Project still Wait Letter From Inpex

Additional production time from the government for seven years.

    Ministry of Energy and Mineral Resources agreed on continuation Masela gas project in the Arafura Sea, Maluku, alongside Inpex as a contractor. The attitude was decided that the project's largest gas suction can be economical. Director of Engineering and the Directorate General of Oil and Gas, Djoko Siswanto, said he had agreed. Djoko is present in a meeting with Coordinating Minister Luhut Binsar Pandjaitan maritime and CEO Inpex, Toshiaki Kitamura, Japan, last week.

    Inpex known to request the replacement of a 10-year contract period because since 2007 the production activity not being approved. Suction gas is also hampered by the government to reject the recommendation Inpex liquefied natural gas processing in the refinery float (floating LNG). President Joko Widodo want the gas processed in the refineries onshore. The rejection was forced Inpex change development plan (plan of development) based refinery land (onshore). Minister Luhut previously suggested the government plans to reimburse the production period of seven years.

    If the figure agreed, Inpex contract, which will expire in 2028, will be extended until 2035. The match is intended to extend the production period. The Japanese company also requested an increase in liquefied natural gas production capacity from 7.5 tons to 9.5 million tons per year. Others demand reimbursement claims for the Study of the development plan of US $ 1.2 billion.

    Agreement between the government and Inpex Masela also recognized for developing the Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar. However, the government is still waiting for a letter from Inpex containing project proposal development. We wait until they send a response letter. Inpex spokesman, Usman Slamet, confirmed the dialogue between his party and the government led to the agreement.

    Currently, Inpex is preparing a final gesture before the government decided the continuation of the project. But Usman reluctant to confirm when the letter would be sent. While we were preparing this letter as requested Deputy Minister of Energy, "he said. We are optimistic that the government understands the requirements needed In order to study the pre-feed (front end engineering design) can begin.

    Usman did not deny or confirm that the replacement of the production period to seven years Inpex proposal. We continue to meet with the Ministry of Energy and Oil and Gas SKK to discuss the conditions necessary for the project to reach into the economy. Previously, the Ministry of Energy to prepare a document for targeting Inpex POD starting next year. The document is planned to be completed in 2019 and production could be done in 2026.

    Originally planned gas production in 2022. The project is targeted Masela Masela gas becomes positioned for future gas production of 7.5 million tons per year, equivalent to 1,200 MMSCFD. If no new gas production, Indonesia threatened to import up to 1,777 MMSCFD gas by 2019.

IN INDONESIAN

Proyek Gas Masela Tunggu Surat lnpex

Tambahan Waktu produksi dari pemerintah selama tujuh tahun.
    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menyepakati kelanjutan proyek gas Blok Masela di Laut Arafura, Maluku, bersama Inpex selaku kontraktor. Sikap tersebut diputuskan agar proyek penyedotan gas terbesar itu bisa ekonomis. Direktur Teknik dan Lingkungan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Djoko Siswanto, mengatakan sudah sepakat. Djoko hadir dalam rapat bersama Menteri Koordinator Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan dan CEO Inpex, Toshiaki Kitamura, di Jepang, pekan lalu.

    Inpex diketahui meminta penggantian waktu 10 tahun masa kontrak karena sejak 2007 aktivitas produksi tidak kunjung disetujui. Penyedotan gas juga terhambat lantaran pemerintah menolak usul Inpex yang mengolah gas alam cair di kilang terapung (floating LNG). Presiden Joko Widodo menginginkan gas diproses di kilang darat. Penolakan itu memaksa Inpex mengubah rencana pengembangan (plan of development) berbasis kilang darat (onshore). Menteri Luhut sebelumnya mengemukakan pemerintah berencana memberi penggantian masa produksi selama tujuh tahun.

    Jika angka itu disepakati, kontrak Inpex, yang akan habis pada 2028, bakal diperpanjang hingga 2035. Penggantian tersebut bertujuan memperpanjang masa produksi. Perusahaan Jepang itu juga meminta penambahan kapasitas produksi gas alam cair dari 7,5 ton menjadi 9,5 juta ton per tahun. Permintaan lainnya adalah klaim penggantian biaya Studi untuk rencana pengembangan sebesar US$ 1,2 miliar.

    Kesepakatan pemerintah dan Inpex untuk mengembangkan Masela juga diakui Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar. Namun, pemerintah masih menunggu surat dari Inpex yang berisi usul pengembangan proyek. Kami tunggu sampai akhirnya mereka mengirimkan surat tanggapan. Juru bicara Inpex, Usman Slamet, membenarkan dialog antara pihaknya dan pemerintah menuju pada suatu kesepakatan.

    Saat ini, Inpex sedang menyusun sikap terakhir sebelum pemerintah memutuskan kelanjutan proyek. Namun Usman enggan memastikan kapan Surat tersebut akan dikirim. Sementara ini kami sedang menyiapkan Surat sebagaimana yang diminta Wakil Menteri Energi,” ujarnya. Kami optimistis pemerintah memahami syarat yang dibutuhkan Supaya Studi pre-feed (front end engineering design) sudah bisa dimulai.

    Usman tidak menampik ataupun membenarkan bahwa penggantian masa produksi usulan Inpex menjadi tujuh tahun. Kami terus bertemu dengan Kementerian Energi dan SKK Migas untuk membahas kondisi yang dibutuhkan agar proyek mencapai ke ekonomian. Sebelumnya, Kementerian Energi menargetkan Inpex bisa menyusun dokumen POD mulai tahun depan. Dokumen tersebut direncanakan rampung pada 2019 dan produksi bisa dilakukan pada 2026.

    Semula rencana produksi gas Masela ditargetkan pada 2022. Proyek gas Masela menjadi strategis karena bakal memproduksi gas sebesar 7,5 juta ton per tahun atau setara dengan 1.200 MMSCFD. Jika tidak ada produksi gas baru, Indonesia terancam harus mengimpor gas hingga 1.777 MMSCFD pada 2019.

Investor Daily, Page-9, Friday, Dec,30,2016

Taxes In accordance Target Tuban Failed to DBH Rp 12 Billion

    Tuban regency government, failing to receive disbursements of DBH (DBH) Migas fourth quarter amounted to Rp 12 billion that was promised the governments center, this happens because of the incompatibility of national tax revenue targets that affect the oil and gas producing regions of the earth

    Previously it was promised to be allocated in the revised state budget in 2016, but did not because there is no budget, "said Teguh Setyabudi. In response to these conditions Regency Tuban could not do anything, let alone force. Information received Teguh, many infrastructure projects under President Joko Widodo not comparable with the amount of the State Budget (APBN), if the center there is no budget, we can not do anything just cross out the planned work program.

    Meanwhile, Head of Revenue, Department of Revenue, Finance and Asset (DPPKAD) Tuban, Joko Priyono, said some time ago, DBH oil and gas that are not transferred approximately Rp 12 billion. No disbursement of DBH due to the impact of not achieving the national tax. National tax in 2015 only reached 85 percent of the initial target, thus affecting the distribution of funds to the regions.

    This condition makes it difficult to liquidate central government tax revenues. The central government previously pledged the funds will be transferred after the audit of the State Audit Board (BPK). DBH oil will certainly not be lost, though redeemed passed the state budget in 2015. Until the end of 2016 confirmed the DBH can not be realized

IN INDONESIAN

Pajak Sesuai Target Tuban Gagal Dapat DBH Rp 12 Miliar

    Pemerintah Kabupaten Tuban, gagal menerima kucuran Dana Bagi Hasil (DBH) Migas kuartal IV sebesar Rp 12 miliar yang pernah dijanjikan pamerintah pusat, hal ini terjadi karena tidak sesuainya target pendapatan pajak Nasional yang berdampak kepada daerah penghasil minyak dan gas bumi

    Dulu memang dijanjikan akan dialokasikan dalam APBN Perubahan 2016, namun tidak jadi karena tidak ada anggarannya," kata Teguh Setyabudi. Menyikapi kondisi tersebut Pemkab Tuban tidak dapat berbuat apapun, apalagi memaksa. Informasi yang diterima Teguh, banyaknya proyek infrastruktur era Presiden Joko Widodo tidak sebanding dengan besaran Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN), Kalau pusat tidak ada anggarannya, kami tidak dapat berbuat apa-apa hanya mencoret program kerja yang sudah direncanakan.

    Sementara itu, Kepala Bidang Pendapatan, Dinas Pendapatan, Pengelolaan Keuangan, dan Aset Daerah (DPPKAD) Tuban, Joko Priyono, beberapa waktu lalu mengatakan, DBH Migas yang tidak ditransfer kurang lebih Rp 12 Miliar. Tidak dicairkannya DBH karena dampak dari belum tercapainya pajak Nasional. Pajak Nasional tahun 2015 hanya tercapai 85 persen dari target awal, sehingga mempengaruhi pembagian dana ke daerah.

    Kondisi ini menyulitkan pemerintah pusat melikuidasi hasil pajak. Sebelumnya Pemerintah pusat berjanji dana tersebut akan ditransfer pasca audit dari Badan Pemeriksa Keuangan (BPK). DBH minyak dipastikan tidak akan hilang, meskipun pencairannya melewati APBN tahun 2015. Sampai penghujung 2016 dipastikan Dana Bagi Hasil tidak bisa terealisasi

Bhirawa, Page-6, Friday, Dec,30,2016

Only Three Blocks Gas Attracts Investors

    The Government noted that only three oil and gas blocks auction attractive to investors in 2016, namely Block Ebuny Onin, and West Kaimana. In fact, the government is offering up to 14 oil and gas blocks through deals and regular indirectly. Director of Upstream Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources GESDM) Single said it has completed processing of oil and gas blocks auction with direct bidding scheme (direct offer).

    Of the seven blocks offered, only three blocks that eventually demand by oil and gas companies. He added that the three companies did not necessarily set out to be the winner of the three blocks. The three new entry in the list of companies eligible to win the auction. The third block of oil and gas could be re-tendered if the three companies that passed have not completed the requirements. Let the Director General of Oil and Gas I Gusti Nyoman Wiratmaja) that establishes the winner.

    Conventional oil and gas block auction is open government last July. For the auction through direct deals, revenue participation document has indeed been closed on August 31 last. The third addition to the block, other blocks offered by the Bloc West Hill, Two Elephant  Stone, Kasongan Sampit, and Powerful. As for regular auctions, there are seven blocks offered by the South Block CPR Oti, Suremana I, Manakarra Mamuju, South East Mandar, North Arguni, and Kasuri II.

    Entry of auction participation documents these schemes have been closed on 14 November. However, single block claimed not to mention anywhere that attractive to investors. Now they evaluate financial capability, still processes. If the technical evaluation has been. Regular auction of oil and gas blocks anticipated to be completed in January 2017 were evaluated.

    Single recognized, although many companies are interested in participating in the regular auction oil and gas blocks, not all of them then follow up by buying the bidding documents. However, he dismissed it because investors are still waiting for the matter of gross split Investors decided to resign could be because they do not meet the financial aspects. Oil and gas blocks that are not sold at the auction will be auctioned calls back next year.

    Thus, the amount of oil and gas blocks offered in the next year will likely be many more, including the re-tendered. The government instead of doing nothing to attract investors to invest in domestic oil and gas projects. At times even this auction, the government has changed the scheme to be a model of open bid auctions split.

    With this concept, investors can bid on the amount of profit sharing (split) with the appropriate government count project economics. Bidders are also free offers signature bonus. Furthermore, the government chose the best deals with certain restrictions to the owner estimate has been determined. Later we will re-auction, there was that later split gross new ministerial regulation, Government Regulation No 79/2010 on cost recovery revisions, we expect more attractive again, right, "said the Director General of Oil and Gas I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Should be Realized

    Asia Pacific Research Director for Oil and Gas Uptsream Wood Mackenzie Adrew Harwood says that although Indonesia has been working to improve the fiscal aspects of the oil and gas business, there has been no significant changes. Small changes such as the model of open bid split judged to be a positive impact.

    So there needs to be more effort to be carried out more quickly. Because Indonesia will not be able to feel the benefits, such as more investment and the number of wells drilled, until at least the end of this decade, "he said. The government's plan to apply oil and gas contracts with gross schemes split, said Harwood, could have a positive impact. Unfortunately it has not been able to ascertain the effect of this scheme because the government has not explained in detail the details.

    If this scheme there are changes in fiscal but have not been able to make the company achieve an adequate return on capital, this scheme is not enough to attract investment. "But if gross split could overcome some challenges, such as ease the administrative burden, quick budget approval and contract signing can be accelerated, investors may wish to consider for investment," he explained.

    With still not reach completion this problem, Harwood assess Indonesia will not feel the impact of oil prices started to creep up. Because, when companies start investing again, they would choose the countries that provide an adequate rate of return on capital and quickly, as well as having the lowest risk. I see Indonesia still faces challenges in some of these, "said Harwood. Moreover, many oil and gas companies release management of oil and gas blocks in Indonesia. "The number of companies that plan to the outside Indonesia indicate that they plan to invest elsewhere

IN INDONESIAN

Hanya Tiga Blok Migas Diminati Investor

    Pemerintah mencatat hanya tiga blok migas yang diminati investor pada lelang 2016 ini, yakni Blok Ebuny Onin, dan West Kaimana. Padahal, pemerintah menawarkan hingga 14 blok migas melalui penawaran Iangsung dan reguler. Direktur Pembinaan Hulu Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral GESDM) Tunggal mengatakan, pihaknya telah selesai memproses lelang blok migas dengan skema penawaran langsung (direct offer).

    Dari tujuh blok yang ditawarkan, hanya tiga blok yang akhirnya diminati oleh perusahaan migas. Dia menambahkan, tiga perusahaan tersebut tidak lantas ditetapkan menjadi pemenang tiga blok tersebut. Ketiganya baru masuk dalam daftar perusahaan yang layak memenangkan lelang. Ketiga blok migas ini bisa saja dilelang ulang jika ketiga perusahaan yang lolos belum melengkapi persyaratan. Biar Direktur Jenderal  minyak dan Gas Bumi I Gusti Nyoman Wiratmaja) yang menetapkan pemenang.

    Lelang blok migas konvensional ini dibuka pemerintah pada Juli lalu. Untuk lelang melalui penawaran langsung, pemasukan dokumen partisipasi memang telah ditutup pada 31 Agustus lalu. Selain ketiga blok tadi, blok lain yang ditawarkan yakni Blok Bukit Barat, Batu Gajah Dua, Kasongan Sampit, dan Ampuh. Sementara untuk lelang reguler terdapat tujuh blok yang ditawarkan yaitu Blok South CPR Oti, Suremana I, Manakarra Mamuju, South East Mandar, North Arguni, dan Kasuri II.

    Pemasukan dokumen partisipasi lelang skema ini telah ditutup pada 14 November. Namun, Tunggal mengaku belum bisa menyebutkan blok mana saja yang diminati investor. Sekarang masih evaluasi kemampuan keuangan, masih proses. Kalau evaluasi teknis sudah. Lelang reguler blok migas diperkirakannya akan selesai dievaluasi pada Januari 2017.

    Diakui Tunggal, meski banyak perusahaan yang berminat mengikuti lelang reguler blok migas, tidak semuanya kemudian menindaklanjuti dengan membeli dokumen lelang. Namun, dia menampik hal ini lantaran investor masih menunggu kepastian soal gross split Investor memutuskan mundur bisa saja karena tidak memenuhi aspek keuangan. Blok migas yang tidak laku pada lelang kali ini disebutnya akan dilelang kembali pada tahun depan.

    Sehingga, jumlah blok migas yang ditawarkan pada tahun depan kemungkinan akan lebih banyak lagi, termasuk yang dilelang ulang. Pemerintah bukannya tidak melakukan apapun untuk menarik investor menanamkan modalnya dalam proyek migas nasional. Pada lelang kali inipun, pemerintah telah mengubah skema lelang menjadi model open bid split.

    Dengan konsep ini, investor dapat menawar besaran bagi hasil (split) dengan pemerintah sesuai hitungan keekonomian proyek. Peserta lelang juga bebas memberikan penawaran bonus tanda tangan. Selanjutnya, Pemerintah memilih penawaran terbaik dengan batasan tertentu terhadap owner estimate yang telah ditetapkan. Nanti kami lelang ulang, nanti kan ada peraturan menteri gross split baru, Peraturan Pemerintah 79/2010 soal cost recovery ada revisinya, kami harapkan lebih atraktif lagi kan,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Harus Direalisasikan

    Asia Pacific Research Director for Uptsream Oil and Gas Wood Mackenzie Adrew Harwood mengatakan, meski Indonesia telah berupaya memperbaiki aspek fiskal bisnis migas, belum ada perubahan yang signifikan. Perubahan kecil seperti model open bid split dinilai tidak memberikan dampak positif.

    Sehingga perlu ada upaya lebih yang harus dilaksanakan lebih cepat. Karena Indonesia tidak akan dapat merasakan manfaatnya, seperti lebih banyak investasi dan sumur yang dibor, sampai setidaknya akhir dekade ini,” kata dia. Rencana pemerintah menerapkan kontrak migas dengan skema gross split, tutur Harwood, bisa saja berdampak positif. Sayangnya pihaknya belum dapat memastikan efek skema ini mengingat pemerintah belum secara detail memaparkan rinciannya.

    Jika dengan skema ini terdapat perubahan fiskal tetapi belum dapat membuat perusahaan meraih tingkat pengembalian modal yang mencukupi, skema ini tidak cukup untuk menarik investasi. "Tetapi jika gross split bisa mengatasi beberapa tantangan, seperti meringankan beban administratif, anggaran cepat disetujui, dan penandatangan kontrak bisa dipercepat, investor mungkin akan mempertimbangkan untuk investasi,” jelasnya.

    Dengan masih belum selesainya berbagai masalah ini, Harwood menilai Indonesia belum akan merasakan dampak harga minyak yang mulai merangkak naik. Pasalnya, ketika perusahaan mulai investasi lagi, mereka akan memilih negara yang memberikan tingkat pengembalian modal yang memadai dan cepat, serta memiliki resiko paling rendah. Saya melihat Indonesia masih menghadapi tantangan dalam beberapa hal tersebut,” ujar Harwood. Apalagi, banyak perusahaan migas yang melepas pengelolaan blok migas di Indonesia. “Jumlah perusahaan yang berencana ke luar Indonesia menunjukkan bahwa mereka berencana investasi di tempat lain

Investor Daily, Page-9, Friday, Dec,30,2016

National Petrochemical Industry Not Affected

Raw Material Based Shale Gas

    Incessant United States to increase production capacity of polyolefins based shale gas with cheaper production costs will not impact on the domestic industry. Secretary General of the Association of Industrial Olefin, Aromatic and Plastic Indonesia (Inaplas) Dawn Budiyono assess polyolefins produced by the US that will be flowing to China and India, and did not get to Indonesia.

    According to him, China needs polyethylene reach 11-12 million tons with domestic capacity of 8 million tons, while the polypropylene needs 10 million tons with a capacity of 6 million tons. That is, China has no other choice but to buy and the United States. United States has set up a US $ 125 billion to develop shale gas, one of which polyethylene. That will not go into here.

    Later that hit is the Middle East, but the price of polyethylene will remain much alone, "he said. Based on observations made S & P Global Platts, countries in North America will increase production through investment amounted to 2 million tons of polyethylene based shale gas in 2017 and 1.4 million tons in 2018. One of them is the construction of the plant with a capacity of 421,000 tonnes of polyolefins in Canada will begin commercial operation at the beginning of the quarter 1/201 7.

    The market in North America is expected to continue to supply up over the next 10 years following the investment increase in shale gas, so the flow of exports will go to the European and Asian markets. In fact, the European polyolefin imports from the United States rose by 66% in January-September 2016 compared with the same period in 2015. The investment project of North America intensified when oil prices rise.

    With these conditions, the United States and Middle Eastern countries will be scrambling in the Chinese market due to the closure of some production facilities in Japan and South Korea. Although shale gas is cheaper, for
Indonesia, naphta-based polymer is still more profitable than natural gas and coal. According to him, shale
gas will enter Indonesia is still in a long time, namely in 2022.

    Dawn believes expansion can be started with the rise in consumption of naphtha in 2016 that will touch 5 million tonnes, up 4% from this year's 4.8 million tons. PT Chandra Asri Tbk next year [capacity naphta] to 5 million tons by adding naphta cracker again, "he said.

IN INDONESIAN

Bahan Baku Berbasis Shale Gas

Industri Petrokimia Nasional Tak Terdampak

    Gencamya Amerika Serikat meningkatkan kapasitas produksi poliolefin berbasis shale gas dengan ongkos produksi lebih murah tidak akan berdampak bagi industri domestik. Sekretaris Jenderal Asosiasi Industri Olefin, Aromatik, dan Plastik Indonesia (Inaplas) Fajar Budiyono menilai poliolefin yang bakal diproduksi Amerika Serikat akan mengalir ke China dan India dan tidak sampai ke Indonesia.

Menurutnya, saat ini kebutuhan polietilena China mencapai 11-12 juta ton dengan kapasitas domestiknya 8 juta ton, sementara kebutuhan polipropilena 10 juta ton dengan kapasitas 6 juta ton. Artinya, China tidak punya pilihan lain selain membeli dan Amerika Serikat. Amerika Serikat memang menyiapkan US$ 125 miliar untuk membangun shale gas, salah satunya polietilena. Itu tidak akan masuk ke sini.

    Nanti yang terpukul adalah Middle East, tapi harga polietilena akan tetap segitu saja,” katanya. Berdasarkan pengamatan yang dilakukan S&P Global Platts, negara di Amerika Utara bakal meningkatkan produksi lewat investasi yang mencapai 2 juta ton polietilena berbasis shale gas pada 2017 dan 1,4 juta ton pada 2018. Salah satunya adalah dengan pembangunan pabrik poliolefin berkapasitas 421.000 ton di Kanada yang akan mulai beroperasi secara komersial pada awal kuartal 1/201 7.

    Pasar di Amerika Utara diprediksi akan terus mengalami over supply hingga 10 tahun ke depan mengikuti meningkatnya investasi shale gas, sehingga aliran ekspor akan masuk ke pasar Eropa dan Asia. Bahkan, impor poliolefin Eropa dari Amerika Serikat naik hingga 66% pada periode Januari-September 2016 dibandingkan dengan penode yang sama pada 2015. Proyek investasi Amerika Utara semakin gencar ketika harga minyak naik.

    Dengan kondisi seperti ini, Amerika Serikat dan negara Timur Tengah bakal berebut pasar di China seiring dengan ditutupnya beberapa fasilitas produksi di Jepang dan Korea Selatan. Meski shale gas lebih murah, bagi
Indonesia, polimer berbasis naphta masih lebih menguntungkan daripada natural gas dan batu bara. Menurutnya, shale
gas bakal masuk Indonesia masih dalam waktu yang cukup lama, yaitu pada 2022.

    Fajar meyakini ekspansi bisa dimulai dengan naiknya konsumsi naphta pada 2016 yang bakal menyentuh 5 juta ton, atau naik 4% dari tahun ini yang sebanyak 4,8 juta ton. PT Chandra Asri Tbk tahun depan [kapasitas naphta] bisa 5 juta ton dengan menambah naphta cracker lagi,” ujarnya.

Bisnis Indonesia, Page-1, Thursday, Dec, 29, 2016