As Soon As Upstream Investment

The government began enforcing a scheme of production sharing contracts (PSC) based gross gross production (gross split) for exploration and production in the upstream oil and gas in 2017 which replaced the previous revenue sharing models, namely the return costs (cost recovery). When the costs incurred models investor returns completely replaced the government, the system prompted investors for gross proceeds to finance the entire investment in the upstream EP.

The magnitude of gross revenue share split no refund. The level of government and investor determined a number of changes, the price of oil and gas wells Territory, carbon dioxide and sulfur since it determines the quality of the oil, the use of local content, up to the production stage. The government imposed, the first split in the gross system contract extension block of the Offshore North West Java (ONWJ).

PT Pertamina Hulu Energi ONWJ got all of the shares after the contract term joint activities implemented it runs out in Januari, 18, 2017. The Government also submitted eight other oil and gas blocks to Pertamina so out of contract this year and next year. The goal, a big boost oil and gas production in the national production. However, the biggest challenge and fundamental in establishing national energy security is to find new oil wells in the country.

Domestic oil production continues to fall, while the need arose. Currently, only half of those needs met from domestic oil production is currently at around 800,000 barrels. Indonesia is slowly replacing the decline in oil and gas production. Between 2012 and 2016, reserve replacement was only slightly above 20 percent. On the other hand, the data show WoodMackenzie consultant, the time required for exploration and production in Indonesia is getting old. If in 1970 only occasionally of five years, in the 2000s to a range of 13-15 years. Therefore, investments in new wells upstream in the immediate urge to do

In global markets, the improvement in crude oil prices in 2017 to an average of around 60 dollars per barrel for Brent crude last year following an OPEC agreement to limit production, making global investment in upstream EP increased 3 percent this year. WoodMackenzie estimate the value of 450 billion US dollars. However, investment shifted from a mega project to project that surely soon produced. The project in North America in the form of shale oil and gas with more efficient technology. Investors avoid risky and expensive project. At this time, a potential oil fields in eastern Indonesia there is no supporting infrastructure and in the deep sea.

Government gross change the model PSC be split to cut takes 2-3 years for a permit from exploration to production in SKK Migas. However, the question still remains the same, the new model would attract investors? Conversations with researchers WoodMackenzie and some oil and gas industry shows, the difference between gross split and cost recovery is not too much influence a decision to invest EP

Even more concern is the certainty that assessed the weaknesses Indonesia compared with other countries. Weaknesses include a long bureaucratic, government portion of 71 percent, while in the Asia Pacific average of 67 per cent and 58 per cent of the world, regulation is easy to change, to interest groups in the policy. Research Director Asia Pacific Oil and Gas Upstream Wood Mackenzie Andrew Harwood said, the Indonesian government has done much, including changing the profit-sharing scheme as a model gross split. However, it was not enough. Urgent is to give business certainty, particularly the revision of oil and gas law is still hanging.

IN INDONESIAN

Segerakan Investasi Hulu

Pemerintah mulai memberlakukan skema kontrak bagi hasil (PSC) kotor berdasarkan produksi bruto (gross split) untuk eksplorasi dan produksi di hulu migas pada tahun 2017 yang menggantikan model bagi hasil sebelumnya, yaitu pengembalian biaya (cost recovery). Bila pada model pengembalian biaya yang dikeluarkan investor sepenuhnya diganti pemerintah, pada sistem bagi hasil bruto investor diminta membiayai seluruh investasi EP di hulu.

Besaran bagi hasil gross split tidak ada pengembalian biaya. Bagian pemerintah dan investor ditentukan sejumlah perubahan, antara   harga migas, Wilayah sumur, kandungan karbon dioksida dan sulfur karena menentukan kualitas minyak, pemakaian konten lokal, hingga tahapan produksi. Pemerintah memberlakukan, sistem gross split pertama pada kontrak perpanjangan blok Offshore North West Java (ONWJ).

PT Pertamina Hulu Energi ONWJ mendapat seluruh saham setelah masa kontrak kegiatan yang dilaksanakan patungan itu habis pada 18 .Ianuari 2017. Pemerintah juga menyerahkan delapan blok migas lain kepada Pertamina begitu habis masa kontraknya tahun ini dan tahun depan. Tujuannya, meningkatkan besar produksi migas dalam produksi nasional. Meski demikian, tantangan terbesar dan mendasar dalam membangun ketahanan energi nasional adalah menemukan sumur-sumur minyak baru di dalam negeri.

Produksi minyak dalam negeri terus turun, sementara kebutuhan meningkat. Saat ini, hanya separuh kebutuhan tersebut dipenuhi dari dalam negeri dengan produksi minyak saat ini pada kisaran 800.000 barel. Indonesia terhitung lambat mengganti penurunan produksi migas. Antara tahun 2012 dan 2016, penggantian cadangan hanya sedikit di atas 20 persen. Pada sisi lain, data konsultan WoodMackenzie memperlihatkan, waktu yang dibutuhkan untuk eksplorasi hingga produksi di Indonesia semakin lama. Bila pada tahun 1970-an hanya kadang dari lima tahun, pada tahun 2000-an menjadi berkisar 13-15 tahun. Oleh karena itu, investasi sumur baru di hulu mendesak segera di lakukan

Pada pasar global, membaiknya harga minyak mentah 2017 menjadi rata-rata sekitar 60 dollar AS per barrel untuk jenis Brent menyusul kesepakatan OPEC tahun lalu untuk membatasi produksi, membuat investasi global dalam EP di hulu meningkat 3 persen tahun ini. WoodMackenzie memperkirakan nilainya 450 miliar dollar AS. Namun, investasi bergeser dari megaproyek ke proyek yang pasti segera menghasilkan. Proyek tersebut ada di Amerika Utara berupa minyak dan gas serpih dengan teknologi yang semakin efisien. Investor menghindari proyek berisiko tinggi dan mahal. Saat ini, ladang minyak potensial Indonesia ada di timur yang minim infrastruktur dan di laut dalam.

Pemerintah mengubah model PSC menjadi gross split untuk memotong waktu 2-3 tahun untuk pengurusan izin mulai dari eksplorasi hingga produksi di SKK Migas. Namun, pertanyaan masih tetap sama, akankah model baru itu menarik investor? Percakapan dengan peneliti WoodMackenzie dan beberapa pelaku industri migas memperlihatkan, perbedaan antara gross split dan cost recovery tidak terlalu banyak memengaruhi keputusan melakukan investasi EP

Yang lebih menjadi perhatian adalah kepastian berusaha yang dinilai menjadi kelemahan Indonesia dibandingkan dengan negara lain. Kelemahan itu antara lain birokrasi panjang, porsi pemerintah 71 persen, sementara di Asia Pasifik rata-rata 67 persen dan dunia 58 persen, peraturan yang mudah berubah, hingga kepentingan kelompok dalam kebijakan. Direktur Riset Asia Pasifik Hulu Migas Wood Mackenzie Andrew Harwood mengatakan, Pemerintah Indonesia sudah berbuat banyak, termasuk mengubah skema bagi hasil menjadi model gross split. Namun, hal itu tidak cukup. Yang mendesak adalah memberi kepastian berusaha, terutama revisi Undang-Undang Migas yang masih menggantung.

 Kompas, Page-17, Monday, Jan, 30, 2017

Pertamina Request Additional splitt ONWJ

PT Pertamina already getting for great results in the Offshore North West Java (ONWJ) on January 18, 2017 upon signing the contract extension. However, Pertamina still return for incentives in the form of additional revenue for the ONWJ. Actually, for the results to Pertamina from ONWJ is already greater than the revenue-sharing government property.

Under the new contract with gross schemes split, for the results obtained Pertamina oil reached 57.5% and the gas yield of 62.5%. While the government only get oil revenue by 42.5% and for gas by 37.5%. However, Pertamina claims, there is still the cost recovery of unpaid government. Therefore, Pertamina requested that cost recovery can be paid, an additional form for the results obtained by Pertamina.

President Director of Pertamina Hulu Energi (PHE) Mount Sardjono Hadi said the cost recovery of unpaid government totaled $ 453 million. "The proposal we could get compensation from the government, in the form of an additional split," said Mount Sarjono Hadi.

Meanwhile, Minister Ignatius Jonan said unpaid cost recovery is indeed an asset for Pertamina to be taken into account. Jonan not specify the additional split it. But the chances of getting an extra split the PHE ONWJ as ONWJ operator could occur. "It is possible that additional incentives right. But it must first audit," said Jonan.

As is known, in the new contract, the government is targeting PHE ONWJ ONWJ achieve crude production in 2017 by 36,000 bpd and gas amounted to 172 MMSCFD. The figure was raised from the realization of production in 2016, which is 36,000 bpd of crude and about 164 MMSCFD gas.

IN INDONESIAN

Pertamina Minta Tambahan Splitt Blok ONWJ

PT Pertamina sudah mendapatkan bagi hasil besar di Blok Offshore North West Java (ONWJ) pada 18 Januari 2017 saat penandatanganan kontrak perpanjangan. Namun, Pertamina masih kembali meminta insentif berupa tambahan bagi hasil untuk Blok ONWJ . Sebetulnya bagi hasil untuk Pertamina dari Blok ONWJ sudah lebih besar dibandingkan bagi hasil milik pemerintah.

Dalam kontrak baru dengan skema gross split, bagi hasil minyak yang didapat Pertamina mencapai 57,5% dan bagi hasil gas sebesar 62,5%. Sementara pemerintah hanya mendapatkan bagi hasil minyak sebesar 42,5% dan untuk gas sebesar 37,5%. Namun, Pertamina mengklaim, masih ada cost recovery yang belum dibayarkan pemerintah. Untuk itu, Pertamina meminta agar cost recovery tersebut bisa dibayarkan, berupa tambahan bagi hasil yang didapat oleh Pertamina.

Presiden Direktur Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengatakan, cost recovery yang belum dibayarkan pemerintah mencapai US$ 453 juta. "Usulan kami bisa mendapatkan kompensasi dari pemerintah, yaitu berupa tambahan split," kata Gunung Sarjono Hadi.

Sementara itu, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, cost recovery yang belum dibayar tersebut memang menjadi aset bagi Pertamina yang bisa diperhitungkan. Jonan belum menentukan tambahan split itu. Namun peluang mendapatkan tambahan split kepada PHE ONWJ sebagai operator ONWJ bisa terjadi. "Dimungkinkan tambahan insentif kalau betul. Tapi pasti audit dulu," kata Jonan.

Seperti diketahui, dalam kontrak baru, pemerintah menargetkan PHE ONWJ mencapai produksi crude ONWJ tahun 2017 sebesar 36.000 bph dan gas sebesar 172 mmscfd. Target tersebut naik dari realisasi produksi tahun 2016, yaitu crude 36.000 bph dan gas sekitar 164 mmscfd.

 Kontan, Page-14, Monday, Jan, 30, 2017

Commitment Three Companies Awaited

The government is still waiting for the commitment of the petrochemical industry will absorb the gas and the Abadi field, Masela to be able to accelerate the production of the block located on the sea Arafuru, Maluku. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonah confirmed it had received a letter proposing Masela gas allocation from the Ministry of Industry. Nevertheless, he mentioned that the industry will utilize the gas to be committed to absorb the gas from Masela.

The government has two production scenarios Abadi gas field. First, liquefied natural gas / LNG capacity of 7.5 million tonnes per annum (mtpa) and pipeline gas 474 million cubic feet per day (MMSCFD). Second, the capacity of 9.5 mtpa LNG and 150 MMSCFD gas pipeline. Either scenario would be decided after the pre assessment phase of defining the basic (front end engineering design / FEED) is complete.

According to him, through the study and later be seen which is more feasible and provides added value. The Ministry of Industry is entitled to submit a proposal for the allocation of gas volumes. In general, the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius hoped that the volume of gas can be utilized maximally to the domestic industry. However, he wants the industries that will utilize these gas shows its commitment so that all the volumes of gas were allocated absorbed. "Those who want to build who? There is no commitment? If provided 474 MMSCFD, but no one wants to build something? "He said.

On the other hand, all the points raised Inpex, as operator Masela been resolved. The government granted the contract term replacement for seven years out of ten years of the proposed operator. Supposedly, Inpex with partners Shell, can initiate pre-FEED study is planned to start in January 2017 after getting assurance from the government.

Director of Upstream Chemical Industry Ministry said Muhammad Khayam, companies using Masela gas could still be revised in line with the company's readiness to invest. Given the large volume of gas to be absorbed, he said, the company will invite partners received allocation. The Ministry of Industry has proposed the allocation of gas from Masela for three companies who will build factories around the project to the Ministry of Energy.

The company PT Pupuk Indonesia with an allocation of 240 MMSCFD, PT Kaltim Methanol Industri 130 MMSCFD, and PT Elsoro Multi Pratama needs 100 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Komitmen Tiga Perusahaan Ditunggu

Pemerintah masih menunggu komitmen industri petrokimia yang akan menyerap gas dan lapangan Abadi, Blok Masela untuk dapat mempercepat produksi blok migas yang berlokasi di Laut Arafuru, Maluku itu. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonah membenarkan pihaknya telah menerima surat usulan alokasi gas Blok Masela dari Kementerian Perindustrian. Kendati demikian, dia menyebut industri yang akan memanfaatkan gas tersebut harus menyatakan komitmen untuk menyerap gas dari Masela.

Pemerintah memiliki dua skenario produksi gas di Lapangan Abadi. Pertama, kilang gas alam cair/LNG berkapasitas 7,5 juta ton per tahun (mtpa) dan gas pipa 474 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Kedua, kapasitas LNG 9,5 mtpa dan 150 MMscfd gas pipa. Kedua skenario itu akan diputuskan setelah tahap kajian pre pendefinisian dasar (front end engineering design/FEED) tuntas.

Menurutnya, melalui kajian tersebut nantinya bisa terlihat mana yang lebih layak dan memberikan nilai tambah. Kementerian Perindustrian memang berhak mengajukan usulan untuk volume alokasi gas. Secara umum, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius  berharap agar volume gas bisa dimanfaatkan sebesar-besarnya bagi industri domestik. Namun, dia menginginkan agar industri yang akan memanfaatkan gas tersebut menunjukkan komitmen-nya sehingga semua volume gas pipa yang dialokasikan terserap. “Yang mau membangun siapa? Ada tidak komitmennya?Kalau disediakan 474 MMscfd, tetapi tidak ada yang mau membangun bagaimana?” katanya.

Di sisi lain, semua hal yang diajukan Inpex, sebagai operator Blok Masela telah diselesaikan. Pemerintah mengabulkan penggantian masa kontrak selama tujuh tahun dari sepuluh tahun yang diajukan operator. Seharusnya, Inpex bersama mitranya Shell, bisa memulai kajian pre-FEED yang direncanakan dimulai pada Januari 2017 usai mendapat kepastian dari pemerintah. 

Direktur Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, perusahaan yang memanfaatkan gas Masela masih bisa berubah karena mengikuti kesiapan perusahaan melakukan investasi. Mengingat besarnya volume gas yang harus diserap, katanya, perusahaan yang mendapat alokasi akan menggandeng mitra. Kementerian Perindustrian telah mengusulkan alokasi gas dari Masela untuk tiga perusahaan yang akan membangun pabrik di sekitar proyek kepada Kementerian ESDM.

Perusahaan tersebut yakni PT Pupuk Indonesia dengan alokasi 240 MMscfd, PT Kaltim Methanol Industri 130 MMscfd, dan PT Elsoro Multi Pratama dengan kebutuhan 100 MMscfd.

 Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Jan, 30, 2017

Pertamina Support BUMD Manage Old Oil Well

Pertamina EP Cepu Field Asset 4, Central Java, Bojonegoro support PT Bangun Sarana (BBS), Regional-Owned Enterprises (enterprises) Bojonegoro Regency, managing field of old oil wells in Sub Kedewan and Malo, Bojonegoro, East Java. "We (Pertamina EP Cepu Field Asset 4) supported the district administration to organize the governance field in Bojonegoro old oil wells," said Manager of Pertamina EP Cepu Field Asset 4; Central Java, Agus Amperiyanto. He claimed it was responding to the results of the discussion of the operations of the old oil wells were done with Regent Bojonegoro Suyoto with his staff and representatives of SKK Migas recently.

"Management field of old oil wells will be done together with Pertamina involving elements of miners and surrounding communities without leaving the old philosophy of exploitation wells that still consider local knowledge," he said. According to him, the operations of the old oil wells in Sub Kedewan and Malo, aimed at improving the standard of living and economy of the community around the grounds of the old oil wells. In addition, also increase local revenue (PAD) for the management carried out by enterprises, as well as to prevent the oil sold out so they can maintain a secure state assets.

Thus, crude oil production field of old oil wells that are in mining (WP) 4 Field Asset Pertamina EP Cepu not fall into speculators, middlemen and unscrupulous investors. If deposited to Pertamina could support the national oil production. Do not get crude oil production in old oil wells field only benefit administration officers and others who do not pay attention to the welfare of miners.

He targeted the old oil field production wells that are currently deposited miners to Pertamina EP Cepu Field Asset 4 approximately 250 barrels per day, could be increased by approximately 100 barrels per lgari. Can an average of 700 barrels per day is good.

From the data obtained in the field of old oil wells in some villages in the district Kedewan and Malo, there are 500 points wells with production of more than 1,000 barrels per day. Most production paid to Pertamina EP Cepu Asset 4, while others are sold out in the form of crude or processed with traditional distilled into diesel and kerosene

IN INDONESIAN

Pertamina Dukung BUMD Kelola Sumur Minyak Tua

Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, Jawa Tengah, mendukung PT Bojonegoro Bangun Sarana (BBS), Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) Pemkab Bojonegoro, mengelola lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan dan Malo, Kabupaten Bojonegoro, Jatim. "Kami (Pertamina EP Asset 4 Field Cepu) mendukung langkah pemerintah kabupaten yang menata tata kelola lapangan sumur minyak tua di Bojonegoro," kata Manajer Pertamina EP Asset 4 Field Cepu; Jawa Tengah, Agus Amperiyanto. Ia menyatakan hal itu menanggapi hasil pembahasan pengelolaan lapangan sumur minyak tua yang dilakukan bersama Bupati Bojonegoro Suyoto dengan jajarannya dan perwakilan SKK Migas belum lama ini.

"Pengelolaan lapangan sumur minyak tua akan dilakukan bersama Pertamina dengan melibatkan unsur penambang dan masyarakat di sekitarnya tampa meninggalkan filosofi pengusahaan sumur tua yang tetap memperhatikan kearifan lokal," katanya. Menurut dia, pengelolaan lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan dan Malo, bertujuan meningkatkan taraf hidup dan perekonomian masyarakat di sekitar lapangan sumur minyak tua tersebut. Selain itu,  juga meningkatkan pendapatan asli daerah (PAD) karena pengelolaan dilakukan melalui BUMD, sekaligus bisa mencegah minyak dijual keluar sehingga bisa mempertahankan mengamankan aset negara. 

Dengan demikian, produksi minyak mentah lapangan sumur minyak tua yang masuk wilayah pertambangan (WP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu tidak jatuh ke spekulan, tengkulak, dan oknum investor. Kalau disetorkan ke Pertamina bisa mendukung produksi minyak nasional. Jangan sampai produksi minyak mentah di lapangan sumur minyak tua hanya menguntungkan oknum petugas dan pihak lain yang tidak memperhatikan kesejahteraan penambang. 

Ia menargetkan produksi lapangan sumur minyak tua yang saat ini disetor penambang ke Pertamina EP Asset 4 Field Cepu sekitar 250 barel per hari, bisa meningkat sekitar 100 barel per lgari. Bisa rata-rata 700 barel per hari sudah bagus.

Dari data yang diperoleh di lapangan sumur minyak tua di sejumlah desa di Kecamatan Kedewan dan Malo, terdapat 500 titik sumur dengan produksi lebih dari 1.000 barel per hari. Sebagian produksi disetorkan kepada Pertamina EP Asset 4 Cepu, sedangkan lainnya dijual keluar berupa minyak mentah atau diolah dengan di suling secara tradisional menjadi solar dan minyak tanah

Bhirawa, Page-8, Monday, Jan, 30, 2017

Incentives Masela Wait Feasibility Study

Pertamina has agreed to come join in the project

     Providing incentives from the government to Inpex Corporation, contractor Masela, still waiting for a feasibility study. This makes the continued development of the field of the block has not been done. Production capacity to one of the points incentive. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said the contractor has agreed deals from government incentives. However, the issue of additional production capacity is through the study. "Whether in the six-month study was whether there really is an interest wake downstream industry there," said Jonan.

     He said that the number of desired production capacity either by the government or contractor relatively no different. Contractors want to be able to increase production capacity of 9.5 million tonnes per annum (mtpa) of liquefied natural gas (LNG) and 150 million standard cubic feet per day (MMSCFD) of gas pipelines. Meanwhile, the government offered an additional provision of 7.5 mtpa LNG production and 474 MMSCFD gas pipeline that is intended for. However, the focus is the availability of pipeline gas absorption allocated. "Others have already agreed to be on the finalization soon in the form of contracts and created a development plan (Plant of Development / POD)," he said.

     Previously, the government proposed a six-point Masela refinery project linked incentives this. First, an increase in the production capacity of the Masela block. Other incentives that has been agreed is a moratorium on contract for seven years because of Inpex had to change the scheme development of refineries in the sea into land. Then, recovering operating costs during the study to build a refinery in the sea through the cost recovery scheme after the audit process.

     Meanwhile, Deputy Minister Arcandra Tahar reluctant to talk much more related to the meeting on Thursday (26/1) with Inpex in the Maritime Coordinating Office. Inpex spokesman, Usman Slamet, explained that the meeting today follow-up meeting of the Indonesian Government and the Government of Japan at the Bogor Palace some time ago. Usman said, need time and detailed discussions to be immediately realize the project in this eternal wells. Usman said the company and the Government of Indonesia will agree to carry out this project by working together with Pertamina as the operator of the refinery.

     President Director of PT Pertamina Persero Dwi Sucipto said, Pertamina has agreed to come join in the well project immortal However, until now Pertamina is still waiting for an agreement between the Indonesian government and Inpex. Dwi said the investment value of the refinery Masela remains to be recalculated. He said there was a change in the value of investments that later it became a reference percentage of Pertamina could take part in the eternal project.

IN INDONESIAN

Insentif Masela Tunggu Studi Kelayakan 

Pertamina sudah sepakat untuk ikut gabung dalam proyek

Pemberian insentif dari pemerintah ke inpex Corporation, kontraktor Blok Masela, masih menunggu Studi kelayakan. Hal tersebut membuat kelanjutan pengembangan lapangan blok tersebut belum juga dilakukan. Kapasitas produksi menjadi salah satu poin insentif. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, kontraktor sudah menyetujui penawaran pemberian insentif dari pemerintah. Namun, soal penambahan kapasitas produksi masih melalui kajian. “Apakah dalam studi enam bulan itu apakah betul ada yang minat bangun industri hilir di sana,” kata Jonan.

Ia menuturkan, jumlah kapasitas produksi yang dikehendaki baik oleh pemerintah maupun kontraktor relatif tidak berbeda. Kontraktor menghendaki untuk bisa meningkatkan kapasitas produksi sebesar 9,5 juta ton per tahun (mtpa) gas alam cair (LNG) dan 150 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) gas pipa. Sementara, pemerintah menawarkan pemberian tambahan produksi sebesar 7,5 mtpa LNG dan 474 mmscfd yang diperuntukan untuk gas pipa. Namun, fokusnya adalah ketersediaan penyerapan gas pipa yang dialokasikan. “Lainnya sudah disepakati akan di finalisasi segera dalam bentuk kontrak dan dibuat rencana pengembangan (Plant of Development/ POD),” ujarnya.

Sebelumnya, pemerintah mengajukan enam poin insentif terkait proyek kilang Masela ini. Pertama, peningkatan kapasitas produksi Blok Masela. Insentif lainnya yang sudah disepakati adalah moratorium kontrak selama tujuh tahun lantaran Inpex harus mengubah skema pengembangan dari kilang pengolahan di laut menjadi di darat. Lalu, penggantian biaya operasi selama studi pembangunan kilang di laut melalui skema cost recovery setelah proses audit.

Sementara itu, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar enggan berbicara lebih banyak terkait pertemuannya hari Kamis (26/ 1) dengan Inpex di Kantor Menko Maritim. Juru Bicara Inpex, Usman Slamet, menjelaskan, pertemuannya hari ini

menindaklanjuti pertemuan Pemerintah Indonesia dan Pemerintah Jepang di Istana Bogor beberapa waktu lalu. Usman mengatakan, perlu waktu dan pembahasan yang perinci untuk bisa segera merealisasikan proyek di sumur abadi ini. Usman mengatakan, pihaknya dan Pemerintah Indonesia tetap akan sepakat untuk menjalankan proyek ini dengan bekerja sama

dengan Pertamina sebagai operator kilang.

Direktur Utama PT Pertamina Persero Dwi Sucipto mengatakan, Pertamina sudah sepakat untuk ikut gabung dalam proyek sumur abadi   Namun, hingga kini Pertamina masih menanti kesepakatan antara pemerintah Indonesia dan Inpex. Dwi mengatakan, nilai investasi kilang Masela masih harus dihitung ulang. Ia mengatakan, ada perubahan pada nilai investasi yang nantinya hal tersebut menjadi acuan berapa persen Pertamina bisa ikut andil dalam proyek abadi itu.

Republika, Page-13, Friday, Jan, 27, 2017

Uptake Wait Gas Industry

Absorption gas pipeline from the Abadi field, Masela, Maluku, must be ensured through the commitment of the downstream industry which was built as a gas users. Until now, no common ground between the government and the contractor Masela consisting of Inpex Corporation and Shell.

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said that the capacity of liquefied natural gas (LNG) and pipeline gas capacity Masela should be based on the study. This study is related to the interest of other parties to build downstream industries around the Masela block. The downstream industry in the fertilizer and petrochemical sectors. There are two models of gas capacity, which is 725 metric tons per year of LNG and 474 million standard cubic feet per day (MMSCFD) of gas pipelines, or 9.5 metric tons per year of LNG and 150 MMSCFD of gas pipelines.

"I think the study should be the way. About the choice of capacity, it depends on the results of the study. Is it true that there will be interested in building the downstream industry there and so on, "said Jonan.

Regarding the request of the Ministry of Industry for the allocation of pipeline gas as the raw material needs of downstream industries, according to Jonan, is a separate matter. Equally important is the commitment, there are those who will build the downstream industry as an absorber pipe gas from the Masela block. Do not let the supplied gas pipeline 474 MMSCFD, but no one wants to wake up (downstream industries). Continue, for what? "

When asked about the choice of location LNG plant onshore, Jonan declined to comment. Even if the existing appointment decisions locations, Jonan asserted, would not explain the location. "Later, the price of land is so expensive," he said.

Meanwhile, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet say, investors are continuing Masela results of the bilateral meeting between President Joko Widodo and Japanese Prime Minister Shinzo Abe in Bogor, West Java, some time ago. During the meeting, among other things discussed about the progress of the development of the Masela Block gas.

"Once there is agreement marked the official government decision on the request the conditions required in the project, then we can start with a pre-FEED Wont end engineering design / planning, procurement, and construction)," said Usman.

Masela contract signed in 1998. Inpex of Japan controls 65 percent stake and Shell of the Netherlands owns 35 percent. Masela contract expires 2028. Under the agreement, the government increases the time or the operating life of a contractor in the Masela for seven years as a substitute for changes Masela gas development plan, which was originally in the sea into land. The addition of the operating period is one contractor submitted a request to the government. Another point raised is the addition of an LNG plant capacity from 7.5 mtpa to 9.5 mtpa. In addition, the contractor wants the operating costs already incurred, as much as 1.2 billion US dollars, are recorded as a component of operating costs that can be replaced (cost recovery).

Potentially Retreat

Executive Director of the Institute Komaidi ReforMiner Notonegoro say, discussion of the development of gas Masela protracted will affect the national interest and the investor. Of the country side, there is the potential for cost recovery payments larger because the time will be proportional to the cost. Potential revenue also retreated due to gas commercialization schedule that is not on schedule.

"The more protracted, both parties (the state and investors) will be further disadvantaged. The following state revenue potential added value may take longer due to a decline of schedule, "said Komaidi.

Regarding the utilization of gas, further Komaidi, assurance of the absorber gas industry is a natural thing. Because, typically gas industry, gas production is done after no buyers. Governments and investors should carefully calculate the uptake of gas produced from the Masela block. Polemics Masela sticking gas development in 2015, which triggered a disagreement about gas development model, which is on land or at sea. However, in March 2016, President Joko Widodo decided Masela gas development is done on land.

IN INDONESIAN

Serapan Gas Tunggu Industri

Penyerapan gas pipa dari Lapangan Abadi, Blok Masela, Maluku, harus dipastikan melalui komitmen dari industri hilir yang dibangun sebagai pengguna gas. Sampai saat ini, belum ada titik temu antara pemerintah dan kontraktor Blok Masela yang terdiri dari Inpex Corporation dan Shell.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menyampaikan, kapasitas kilang gas alam cair (LNG) dan kapasitas gas pipa Blok Masela harus berdasarkan studi. Studi ini terkait minat pihak lain untuk membangun industri hilir di sekitar Blok Masela. Industri hilir tersebut di sektor pupuk dan petrokimia. Ada dua model kapasitas gas, yaitu 725 metrik ton per tahun untuk kilang LNG dan 474 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) untuk gas pipa atau 9,5 metrik ton per tahun untuk kilang LNG dan 150 MMSCFD untuk gas pipa.

”Saya kira studinya harus segera jalan. Soal pilihan kapasitas, itu tergantung hasil studi. Apa betul nanti ada yang berminat membangun industri hilir di sana dan sebagainya,” kata Jonan. 

Mengenai permintaan Kementerian Perindustrian untuk alokasi gas pipa sebagai kebutuhan bahan baku industri hilir, menurut Jonan, merupakan hal tersendiri. Yang tak kalah penting adalah komitmen, ada pihak yang akan membangun industri hilir sebagai penyerap gas pipa dari Blok Masela. Jangan sampai nanti sudah disediakan gas pipa 474 MMSCFD, tetapi tidak ada yang mau bangun (industri hilir-nya). Terus, buat apa?” 

Saat ditanya pemilihan lokasi pembangunan kilang LNG di darat, Jonan menolak berkomentar. Bahkan, seandainya sudah ada keputusan penunjukan lokasi, Jonan menegaskan, tidak akan menjelaskan lokasi tersebut. ”Nanti harga tanahnya jadi mahal,” katanya.

Sementara itu, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet mengatakan, investor Blok Masela sedang melanjutkan hasil pertemuan bilateral antara Presiden Joko Widodo dan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe di Bogor, Jawa Barat, beberapa Waktu lalu. Dalam pertemuan tersebut, antara lain dibahas mengenai kemajuan pengembangan gas Blok Masela. 

”Begitu ada kesepakatan yang ditandai dengan keputusan resmi pemerintah atas permohonan kondisi yang dibutuhkan dalam proyek, baru kami bisa memulai dengan pra-FEED Wont end engineering design/perencanaan, pengadaan, dan konstruksi),” kata Usman.

Kontrak Blok Masela ditandatangani pada 1998. Inpex dari Jepang menguasai 65 persen saham dan Shell dari Belanda menguasai 35 persen. Kontrak Blok Masela berakhir 2028. Berdasar kesepakatan, pemerintah menambah waktu atau masa operasi kontraktor di Blok Masela selama tujuh tahun sebagai pengganti perubahan rencana pengembangan gas Blok Masela, yang semula di laut menjadi di darat. Penambahan masa operasi merupakan salah satu permintaan yang diajukan kontraktor kepada pemerintah. Hal lain yang diajukan adalah penambahan kapasitas kilang LNG dari 7,5 metrik ton per tahun menjadi 9,5 metrik ton per tahun. Selain itu, kontraktor menginginkan biaya operasi yang sudah dikeluarkan, sebanyak 1,2 miliar dollar AS, dicatat sebagai komponen biaya operasi yang bisa digantikan (cost recovery).

Berpotensi mundur

Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, pembahasan pengembangan gas Blok Masela yang berlarut-larut akan berdampak terhadap kepentingan nasional dan investor. Dari sisi negara, ada potensi pembayaran cost recovery yang lebih besar karena waktu akan berbanding lurus dengan biaya. Potensi penerimaan negara juga mundur lantaran jadwal komersialisasi gas yang tak sesuai jadwal.

”Semakin berlarut-larut, kedua belah pihak (negara dan investor) akan semakin dirugikan. Potensi penerimaan negara berikut nilai tambahnya bisa lebih lama akibat ada kemunduran jadwal,” ujar Komaidi.

Mengenai pemanfaatan gas pipa, lanjut Komaidi, kepastian tentang industri penyerap gas merupakan hal yang wajar. Sebab, lazimnya industri gas, produksi gas dilakukan setelah ada pembeli. Pemerintah dan investor harus cermat menghitung serapan gas pipa yang diproduksi dari Blok Masela. Polemik pengembangan gas Blok Masela mencuat pada 2015, yang dipicu perbedaan pendapat tentang model pengembangan gas, yakni di darat atau di laut. Namun, pada Maret 2016, Presiden Joko Widodo memutuskan pengembangan gas Blok Masela dilakukan di darat.

Kompas,  Page-18 Friday, Jan, 27, 2017

Only PLN and IPP were permitted LNG Importers

However, LNG imports to meet the needs gas for their power plants

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will release regulations regarding the import of LNG for power generation needs. Beleid in the form of Regulation of the Minister of EMR are now waiting in legislated. Ignatius Jonan, Minister of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) states, the laws that already he signed it for the authorities about imported LNG.

Well, in such a regulation, the parties otherwise authorized to import LNG is simply the PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) and independent power producer (IPP). However, as the importer of LNG, eventually PLN or IPP should only use LNG for the plant's needs. the electricity itself. By doing so, the rule closes the gap role of merchant alias LNG trader . "LNG imports used alone and in imported directly by them (PLN and IPP). None of traders," said Jonan

Jonan added in importing LNG, either PLN or IPP must follow the guidelines that have been prepared by the government, namely the provisions of the price range. PLN and IPP authorized to import LNG when the LNG price in the country more expensive larger alias 11.5% of Indonesian Crude Oil Price (ICP).

Jonan said that the rule is intended to make the cost of electricity production in the country can be competitive, so that electricity prices could be affordable for consumers. Moreover, by opening the tap of imported LNG, the price of gas in the country can compete with the international market. This (provision) is fair for the community, "said Jonan.

Thus, PLN or IPP can import LNG for LNG prices abroad is cheaper than the price of LNG is sold domestically. In addition, the provisions of the LNG import rules also aim to ensure the upstream oil and gas investment is still running. "I'll keep it. So many businesses do not worry," said Jonan. Although import opportunities, Jonan ensure that the government still give priority to the use of domestic gas with the terms of reference put a reasonable price.

"The important thing is the price must be competitive, countries concerned so that industrial users of gas can be competitive compared to other countries," said Jonan.

Gas industry discussed

Until now, Jonan ensure that the new LNG import regulations for power plants. The provisions or rules of LNG imports to the needs of industry players in the country, until now the government has not been prepared. Jonan reasoned, specific to the regulation of LNG imports to the needs of the manufacturing industry, the authority is in the Coordinating Ministry for Economic Affairs. Therefore, the provisions of LNG imports to the industry related to government policies that give discounts on the price of gas to industry players.

As known, of the seven industries that the government promised to get discounts on the price of gas, three new industrial sector enjoyed it. The three categories that is the fertilizer industry, petrochemical and steel Even so, Jonan states, LNG imports are needed if the price of gas in the country is too expensive. "If necessary imports, yes imports. The important thing gas prices are competitive, and to be able to compete with the price of gas abroad, "said Jonan.

IN INDONESIAN

Hanya PLN dan IPP yang Boleh Importir LNG    

     Namun impor LNG hanya untuk memenuhi kebutuhan gas untuk pembangkit listrik mereka

     Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan merilis peraturan mengenai impor LNG untuk kebutuhan pembangkit listrik. Beleid dalam bentuk Peraturan Menteri ESDM tersebut kini menunggu di undangkan. Ignasius Jonan, Menteri Kementerian Energi Sumber Daya Mineral (ESDM) menyatakan, dalam peraturan yang sudah ia teken itu mengatur kewenangan soal impor LNG. 

Nah, dalam beleid tersebut, pihak yang dinyatakan berwenang untuk impor LNG hanyalah pihak PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan independent power producer (IPP). Namun, sebagai pengimpor LNG, nantinya PLN atau IPP hanya boleh menggunakan LNG untuk kebutuhan pembangkit. listriknya sendiri. Dengan begitu, aturan tersebut menutup celah peran trader alias pedagang LNG. "Impor LNG digunakan sendiri dan di impor langsung oleh mereka (PLN dan IPP). Tidak memakai trader," kata Jonan

  Jonan menambahkan, dalam mengimpor LNG tersebut, baik pihak PLN atau IPP harus mengikuti rambu-rambu yang telah dipersiapkan pemerintah, yakni kétentuan batasan harga. PLN dan IPP di izinkan untuk impor LNG bila harga LNG di dalam negeri lebih besar alias lebih mahal 11,5% dari harga Indonesian Crude Oil (ICP).

Jonan menuturkan, aturan tersebut bertujuan agar biaya produksi listrik di dalam negeri bisa kompetitif, sehingga harga listrik bisa terjangkau bagi konsumen. Selain itu, dengan membuka keran impor LNG, maka harga gas di dalam negeri juga bisa bersaing dengan pasar internasional. Ini (ketentuan) adil untuk masyarakat," jelas Jonan.

Dengan begitu, PLN atau IPP bisa mengimpor LNG selama harga LNG di luar negeri lebih murah ketimbang harga LNG yang dijual di dalam negeri. Selain itu, ketentuan aturan impor LNG tersebut juga bertujuan untuk memastikan investasi hulu migas tetap berjalan. "Nanti bersaing saja. Jadi pebisnis jangan banyak khawatir," kata Jonan. Meski membuka peluang impor, Jonan memastikan, pemerintah tetap mengutamakan pemakaian gas dari dalam negeri dengan syarat memakai acuan harga yang wajar.

"Yang penting harganya harus bersaing, negara berkepentingan supaya industri pengguna gas bisa kompetitif dibandingkan negara lain," tambah Jonan.

Gas industri dibahas

Sampai saat ini, Jonan baru bisa memastikan regulasi impor LNG untuk kebutuhan pembangkit listrik. Adapun ketentuan atau aturan impor LNG untuk kebutuhan pelaku industri di dalam negeri, hingga saat ini pemerintah belum mempersiapkannya. Jonan beralasan, khusus untuk regulasi impor LNG untuk kebutuhan industri manufaktur, kewenangannya ada di Kantor Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian. Sebab, ketentuan impor LNG untuk industri tersebut terkait dengan kebijakan pemerintah yang memberikan diskon harga gas ke pelaku industri.

Sebagaimana diketahui, dari tujuh industri yang dijanjikan pemerintah mendapatkan diskon harga gas, baru tiga sektor industri yang menikmatinya. Ketiga industri itu adalah industri pupuk, petrokimia, dan baja Meski begitu, Jonan menyatakan, impor LNG dibutuhkan jika harga gas di dalam negeri terlalu mahal. “Kalau perlu impor, ya impor. Yang penting harga gas kompetitif, dan harus bisa bersaing dengan harga gas di luar negeri," tambah Jonan. 

Kontan,  Page-14, Friday, Jan, 27, 2017

Pertamina ahold of Maurel & Prom shares

PT Pertamina, through its subsidiary, PT Pertamina International Exploration and Production (PIEP), bought a majority share Maurel 8: Prom which is the second largest oil company in France. The acquisition of Maurel & Prom is executed through a tender offer (tender offer) to the public shareholders of the company.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said, the success of the tender offer is the first step into a good momentum for Pertamina to more aggressively expand abroad amid the improving global crude oil prices. According to him, after Pertamina become the controlling shareholder of at least 51% shareholding, can further consolidate production to the production Maurel Prom 81 PIEP.

"It is certainly going to increase Pertamina's upstream performance. In addition, ISC is currently also reviewing and preparing for the possibility to be able to make oil production is not simply to increase the number of production Pertamina, but also reinforce the supply to Indonesia," he said.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the prospect of oil and gas assets of Maurel & Prom potential to be developed Pertamina through PIEP, where at the end of 2015 recorded its oil and gas reserves reach 205 million barrels of oil equivalent.

IN INDONESIAN

Pertamina Kuasai Saham Maurel & Prom

PT Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina Internasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP), membeli mayoritas saham Maurel 8: Prom yang merupakan perusahaan migas terbesar kedua di Prancis. Akuisisi Maurel & Prom dilakukan melalui proses penawaran tender (tender offer) kepada pemegang saham publik perusahaan tersebut.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, kesuksesan pelaksanaan tender offer tahap pertama ini menjadi momentum yang baik bagi Pertamina untuk lebih agresif berekspansi ke luar negeri di tengah mulai membaiknya harga minyak mentah dunia. Menurut dia, setelah Pertamina menjadi pemegang saham pengendali minimal 51% kepemilikan saham, selanjutnya dapat mengkonsolidasikan bagian produksi Maurel 81 Prom kepada produksi PIEP.

"Ini sudah tentu akan meningkatkan kinerja hulu Pertamina. Selain itu, saat ini ISC juga mengkaji dan mempersiapkan kemungkinan untuk dapat menjadikan produksi minyak tersebut tidak sekadar menambah angka produksi Pertamina, melainkan juga memperkuat pasokan untuk Indonesia,” ujar dia.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, prospek aset-aset migas Maurel & Prom sangat potensial untuk dikembangkan Pertamina melalui PIEP, di mana pada akhir 2015 tercatat cadangan migas-nya mencapai 205 juta barel setara minyak.

Koran Sindo,  Page-19, Friday, Jan, 27, 2017

PT. Sarana GSS Trembul Well Drilling Start This Year

PT Sarana GSS Trembul will begin drilling wells in the area of ​​oil and gas operations in the village Trembul Talokwohmojo, District Ngawen, Blora, Central Java begin this year; Of the two wells to be drilled, PT Sarana  GSS hoping to get 400 barrels of oil per day (bpd).

PT Sarana GSS Trembul is a company majority owned by PT Sarana Pembangunan Jawa Tengah. It is a regional-owned enterprises (enterprises) Central Java Province. The remaining 49% stake controlled by GSS Energy Limited of Singapore. 

     President Director of PT Sarana GSS Trembul Bambang Mulyadi said drilling schedule in the fourth quarter after the company was doing a Joint Operation (KSO) de gan Pertamina EP. The value of an investment of approximately US $ 9.8 million. "This year drilled two wells, one well in 2018 and 2019 two wells," he said.

Currently, the company is currently undertaking the preparation of technical drilling permits until such a survey. "The current drilling has not started, a new stage of preparation of 5%. We have to ask permission to exploit the principle of Blora Regent early January, "said Bambang.

In addition to drilling at the level of 1,000 meters, the company will also conduct seismic acquisition activities to be drilled at a depth of 2,700 meters. Hopefully, someday they could produce 1,000 barrels per day. If the principle permits and other permissions finished the company will soon make the process of procurement and tender drilling contractor workmanship. If within three years of success, the company expects to drill five wells per year until the year 2031

IN INDONESIAN

Sarana GSS Trembul Mulai Mengebor Sumur Tahun Ini

PT Sarana GSS Trembul akan memulai pengeboran Sumur di area operasi minyak dan gas bumi Trembul di Desa Talokwohmojo, Kecamatan Ngawen, Blora, Jawa Tengah mulai tahun ini; Dari dua sumur yang akan dibor, Sarana GSS berharap bisa mendapatkan minyak sebesar 400 barel per hari (bph).

PT Sarana GSS Trembul adalah perusahaan yang mayoritas sahamnya dikuasai PT Sarana Pembangunan Jawa Tengah. Ini adalah Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) Provinsi Jawa Tengah. Sisa 49% saham dikuasai GSS Energy Limited dari Singapura. 

     Presiden Direktur PT Sarana GSS Trembul Bambang Mulyadi bilang, jadwal pengeboran pada kuartal IV setelah perusahaan ini melakukan Kerjasama Operasi (KSO) de gan Pertamina EP. Adapun nilai investasi sekitar US$ 9,8 juta. "Tahun ini dibor dua Sumur, tahun 2018 satu Sumur dan 2019 dua Sumur," kata dia.

Saat ini, perusahaan ini tengah melakukan persiapan dari perizinan hingga teknis pengeboran seperti melakukan survei. “Pengeboran saat ini belum mulai, baru tahap persiapan 5%. Kami baru ajukan izin prinsip eksploitasi ke Bupati Blora awal Januari," lanjut Bambang.

Selain mengebor di level 1.000 meter, perusahaan tersebut juga akan melakukan kegiatan akuisisi seismik untuk bisa melakukan pengeboran di kedalaman 2.700 meter. Harapannya, mereka kelak bisa memproduksi 1.000 bph per hari. Jika izin prinsip dan izin lainnya kelar maka perusahaan ini akan segera melakukan proses pengadaan dan tender kontraktor pengerjaan pengeboran. Bila dalam tiga tahun sukses, perusahaan ini menargetkan bisa mengebor lima Sumur setiap tahunnya hingga tahun 2031 mendatang.

Kontan,  Page-14, Friday, Jan, 27, 2017

Fresh wind for PLN & Private Electricity Producers

The government began to realize the LNG import policy, one of them by giving permission to import liquefied natural gas to independent power producers and PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) to meet their own needs.

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan claimed to have signed a ministerial decree that regulates gas to the power sector. Independent power producers or Independent Power Producer (IPP) and PLN are allowed to import. However, gas imports should not be conducted through intermediaries. Both IPP and PLN, he said, need to import LNG is used as a power generator directly without using an intermediary. Its use should also be worn alone.

He assessed the implementation of LNG import to consider the cost of the electricity sector in upstream and downstream gas that can not be controlled. According to him, rather than having to wrestle to get reasonable prices and the supply chain in the upstream to downstream, it is better to use market scheme that upstream and downstream industries can customize. Moreover, about 60% of buyers of LNG in the country comes from the electricity sector. LNG price formula that has incorporated components of the oil price could be a reference to get a fairer price.

Through this regulation, the government will set a limit price of LNG and gas pipelines in the country that can be tolerated, ie 8% -11.5% and the price of Indonesian crude. If the selling price is above the limit, IPP and PLN are allowed to bring LNG from overseas to turn the power plants.

Head of Corporate Communications Unit PLN I Made Suprateka assess gas import policy can improve the competitiveness of the domestic price. Sometimes the price of gas in the country is not competitive, with this bold will be no competitiveness, so that production costs can also go down.

IN INDONESIAN

Angin Segar Buat PLN & Produsen Listrik Swasta

Pemerintah mulai merealisasikan kebijakan impor LNG, salah satunya dengan memberikan izin impor gas alam cair kepada pengembang listrik swasta dan PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) untuk memenuhi kebutuhan sendiri.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengaku telah meneken peraturan menteri yang mengatur kebutuhan gas bagi sektor kelistrikan. Pengembang listrik swasta atau Independent Power Producer (IPP) dan PLN diperbolehkan melakukan impor. Namun, impor gas tidak boleh dilakukan melalui perantara. Baik IPP maupun PLN, katanya, harus mengimpor LNG yang digunakan sebagai tenaga pembangkit secara langsung tanpa menggunakan perantara. Penggunaannya juga harus dipakai sendiri.

Dia menilai, pemberlakuan impor LNG untuk sektor kelistrikan mempertimbangkan biaya di tingkat hulu dan hilir gas yang tak bisa dikendalikan. Menurutnya, daripada harus bergulat mendapatkan harga terjangkau dan rantai pasok di hulu hingga hilir, lebih baik menggunakan skema pasar agar industri hulu dan hilir dapat menyesuaikan. Apalagi, sekitar 60% pembeli LNG dalam negeri berasal dari sektor kelistrikan. Formula harga LNG yang telah memasukkan komponen harga minyak bisa dijadikan acuan untuk mendapat harga yang lebih adil.

Melalui peraturan tersebut, pemerintah akan menetapkan batas harga jual LNG dan gas pipa dalam negeri yang bisa ditoleransi, yaitu 8%-11,5% dan harga minyak mentah Indonesia. Bila harga jualnya di atas batas tersebut, IPP dan PLN diperbolehkan mendatangkan LNG dari luar negeri untuk menghidupkan pembangkit listrik.

Kepala Satuan Unit Komunikasi Korporat PLN I Made Suprateka menilai kebijakan impor gas dapat meningkatkan daya saing harga di dalam negeri. Kadang harga gas dalam negeri belum kompetitif, dengan ini berani akan ada daya saing, sehingga biaya pokok produksi juga bisa turun.

Bisnis Indonesia,  Page-1, Friday, Jan, 27, 2017