Pertamina Must Prepare Jumbo Fund

Next year there are eight oil and gas blocks were submitted to Pertamina

PT Pertamina requires huge funds to work on the oil and gas upstream and downstream. One concern Pertamina is the overflow of two oil and gas blocks this year and eight oil and gas blocks to be managed next year. On the other hand, Pertamina also have to build a new refinery project in Tuban and also modernize old five refineries. Whereas Pertamina capital expenditure budget in 2017 was only US $ 6.6 billion. Meanwhile, Pertamina's 2016 capital expenditure of approximately US $ 5.3 billion.

Pertamina president director Dwi Soetjipto revealed, until now the new Pertamina plans to invest to block the Mahakam contract termination or discharged and the Offshore North West Java (ONWJ), because it will be managed by Pertamina this year. "There are eight other again, of course we will see, because it will end in mid-2018 and so, if we could be investing this year as Mahakam or not," he said, Monday (30/1).

Even so Dwi ensure financial aspects of investing in oil and gas blocks termination is not too heavy, because the termination block has been producing. That they can directly get the result of the production. "If it can walk, what we pay today directly returned to the production, "he said.

He explained, in block temlinasi investment funds would come from a loan of 60% and 40% of equity capital. Unfortunately, Dwi does not mention investment funds eight oil and gas block. In terms of activities in the upstream oil and gas, Pertamina Upstream Director Syamsu Alam explained, if the operator of the existing oil and gas block termination does not perform investment activities related to the production, production in the block will decline at the end of the contract. 

     Therefore, Pertamina has prepared a program of activities in order to avoid a decline in production. Syamsu hope, SKK Migas could soon provide a legal umbrella for Pertamina in order to begin a transition to eight oil and gas blocks that contract runs out. "We at Pertamina as early as possible to prepare the programs quick result, quick win, adding wells or workover or anything. The key in the transition," said Syamsu.

Head of Public Relations of SKK Migas, Taslim Z. Yunus said, SKK Migas will make efforts to accelerate the transition, which allow Pertamina to invest a year before the operator of the block, in the form of legal framework cooperation agreement between SKK Migas, Pertamina and the current operator. By doing so, the revised Guidelines Working Procedures eight blocks are no longer required. "No need for revision of the Code of Work, SKK Migas decision alone, the contracting SKK Migas, incumbents and new operators to come," said Taslim.

The second way, prepare the required permissions in transition operator in eight of the block. The third way, prepare the gross revenue share split contract as soon as possible, "So now again split its calculated grass, Pertamina order for faster entry," said Taslim.

Refineries also need to fund PT Pertamina also will not hold a majority stake some refinery modernization projects or so-called Refinery Development Master Plan Program (RDMP). Within Director megaproject Processing & Petrochemicals, Rachmad Hardadi six refinery project requires huge investment. "From a financial matter, Pertamina can only hold shares of 10% to 20%," said Hardadi, Monday (30/1).

Pertamina quite reasonable consideration. SOE, not just work on the downstream sector of the oil processing. Pertamina also needs significant capital to develop its upstream business in order to increase production of crude oil, gas business, as well purpose funds for marketing

IN INDONESIAN

Pertamina Harus Siapkan Dana Jumbo

Tahun depan ada delapan blok migas yang diserahkan ke Pertamina

PT Pertamina membutuhkan dana besar untuk menggarap proyek hulu migas dan hilir migas. Salah satu yang menjadi perhatian Pertamina adalah limpahan dua blok migas tahun ini dan delapan blok migas untuk dikelola tahun depan. Di sisi lain, Pertamina juga harus membangun proyek kilang baru di Tuban dan juga melakukan modernisasi lima kilang lama. Padahal anggaran belanja modal Pertamina tahun 2017 hanya sebesar US$ 6,6 miliar. Sedangkan tahun 2016 belanja modal Pertamina sekitar US$ 5,3 miliar.

Direktur Utama Pertamina, Dwi Soetjipto mengungkapkan, hingga saat ini Pertamina baru merencanakan investasi bagi blok terminasi atau habis kontrak Mahakam dan Blok Offshore North West Java (ONWJ), karena akan dikelola Pertamina tahun ini. "Ada delapan lagi yang lain, tentu kami akan lihat, karena akan berakhir di pertengahan tahun 2018 dan sebagainya, apakah kami tahun ini bisa investasi seperti Mahakam atau tidak," katanya, Senin (30/ 1).

Biarpun begitu Dwi memastikan dari aspek finansial untuk melakukan investasi di blok migas terminasi tidaklah terlalu berat, karena blok terminasi telah berproduksi. Sehingga bisa langsung mendapatkan hasil dari produksi. "Kalau sudah bisa jalan, apa yang kami bayar hari ini langsung kembali dengan produksi itu," ungkapnya.

Dia menerangkan, dana  investasi di blok temlinasi itu akan berasal dari pinjaman sebesar 60% dan modal sendiri 40%. Sayang, Dwi tidak menyebut dana investasi delapan blok migas tersebut. Dari sisi kegiatan di hulu migas, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menjelaskan, jika operator eksisting di blok migas terminasi ini tidak melakukan kegiatan investasi yang berkaitan dengan produksi, produksi di blok tersebut akan menurun di akhir kontrak.

     Untuk itu, Pertamina telah menyiapkan program-program kegiatan agar tidak terjadi penurunan produksi. Syamsu berharap, SKK Migas bisa segera memberikan payung hukum bagi Pertamina agar bisa memulai masa transisi delapan blok migas yang habis kontrak itu. "Kami di Pertamina sedini mungkin menyiapkan program-program quick result, quick win, menambah sumur atau workover atau apapun. Kuncinya dalam transisi itu," kata Syamsu.

Kepala Humas SKK Migas, Taslim Z. Yunus mengungkapkan, SKK Migas akan melakukan upaya mempercepat transisi, yaitu membolehkan berinvestasi setahun sebelum Pertamina menjadi operator di blok tersebut, Payung hukum berupa perjanjian kerja-sama antara SKK Migas, Pertamina dan operator saat ini. Dengan begitu, revisi Pedoman Tata Kerja delapan blok tersebut tidak lagi diperlukan. "Tidak perlu revisi Pedoman Tata Kerja, keputusan SKK Migas saja, yang berkontrak SKK Migas, operator lama dan operator baru datang," ujar Taslim.

Cara kedua, menyiapkan perizinan yang dibutuhkan dalam peralihan operator di delapan blok tersebut. Cara ketiga, menyiapkan kontrak bagi hasil gross split secepat mungkin, "Maka sekarang lagi dihitung grass split-nya, Supaya Pertamina lebih cepat masuk," ujar Taslim.

Kilang juga butuh dana PT Pertamina juga tidak akan menggenggam saham mayoritas beberapa proyek modernisasi kilang atau biasa disebut Refinery Development Master Plan Program (RDMP). Dalam hitungan Direktur Megaproyek Pengolahan & Petrokimia, Rachmad Hardadi enam proyek kilang membutuhkan investasi sangat besar. "Dari hitungan finansial, Pertamina hanya bisa memegang saham 10%20%," kata Hardadi, Senin, (30/1).

Pertimbangan Pertamina cukup beralasan. BUMN ini, tidak hanya menggarap sektor hilir pengolahan minyak. Pertamina juga butuh modal yang tidak kecil untuk mengembangkan bisnis hulu agar produksi minyak mentah meningkat, bisnis gas, juga keperluan dana untuk marketing

Kontan, Page-14, Wednesday, Feb, 1, 2017

Useless Without Infrastructure

LNG Import Policy

The government has issued a package Ill Economic Policy in early October 2015. One of the contents in the package of measures that are the price of gas for the plant from the gas field is set according to the purchasing power of the fertilizer industry at US $ 7 per MMBTU.

Meanwhile, the price of gas to other industries such as petrochemicals and ceramics will be reduced in accordance with the ability of their respective industries. The decline in gas prices made possible by the efficiency of the gas distribution system as well as a reduction in state revenue or Non Tax Revenue (non-tax) gas.

Package it was confirmed that the decline in gas prices will not affect the amount of receipts that are part the gas company. Then through the package, the price of gas for the industry will be effective starting January 1, 2016. However, the package could be realized in the beginning of 2017. It was only on three sectors, namely fertilizers, petrochemicals, and steel. Because the use of gas by the three sectors reached 70% of the total cost of their production.

Meanwhile other industries such as glass, ceramics, rubber gloves, and oleochemical still waiting for those promises. One more years to implement the policy package. Long enough. Therefore, the government finally chose the option to open the import of liquefied natural gas / LNG. When Luhut Binsar Pandjaitan served as Acting Minister of Energy and Mineral Resources recently after a limited cabinet meeting at the palace, LNG import options back to the surface. In fact, following the projection of the Ministry of Energy, imports of liquefied natural gas was newly opened in 2019. Is it true import of LNG will make the selling price of gas to industrial hand cheaper?

It can be achieved if the price of LNG from the country of origin of US $ 2 per MMBtu plus freight charges of $ 1.5. Then, the cost of regasification and delivery of gas through the pipeline (toll fee) a maximum of US $ 3 per MMBtu, the consumer prices of US $ 6.5. The price was still higher than the limit that is desired by the industry US $ 4-US $ 5 per MMBtu.

Based on data from the Downstream Regulatory Agency for Oil and Gas (BPH Migas), rental fees or toll fee gas pipeline in 55 sections of pipe, the difference is very much which ranges from approximately US $ 0.1 to US $ 2.5 costliest per MSCF. The highest price in the segment of pipe Arun-Belawan, Kepodang-Tambak Lorok, South Sumatra-West Java (SSWJ) SSWJ I and II. Meanwhile, the lowest prices in the mas-Dawuan Citarik pipe, Pulau Layang-Pupuk Sriwijaya and-PLN Gresik Gresik with price below US $ 0.5 per mscf. In fact, the average toll fee under US $ 1 at US $ 0.89.

Lock normalization of gas prices are on the efficient activity of the industrial sector gas absorbers, producers, processors, and conductor also gas price formula is right. Until now, the government has not been able to apply the margin settings in the middle and downstream.

TRADER STORY

Although given two years to commit to building infrastructure, the government was held hostage because of gas prices could not fall significantly before 2018. On the other hand, prices drop significantly is in the downstream gas penghantaran often ridden storied trader who makes the supply chain is getting longer. If successful, the projected selling price of gas lines can go down to 50%. Trader gas only rely signature allocation of ministerial allocations and then sell it to other traders or directly to consumers so often called paper trader.

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan more likely to want the issue of gas prices running on natural flow through a market mechanism. Needs- such as the gas for power generation, the government set the pricing formula of gas pipelines and LNG tolerable developers. For LNG, the limit of 8% of the price of crude oil Indonesia (Indonesian crude price / ICP) and gas pipelines 11.5% of ICR BP Energy Outlook 2017 calls LNG supply will increase rapidly in 2035.

This is due to the supply of the United States, Australia, and Africa. Approximately 30% of this growth will occur within four years of the projects that are still in the development stage. How can gas be channeled to the industry when there is no storage facilities, regasification and pipeline? In fact, there are currently only four units of storage and regasification with regasification capacity are each approximately 3 million tonnes per annum (mtpa), namely Arun (Pertamina), Lampung (PGN), West Java (Nusantara Regas) and Bali (Generation Java Bali ).

DISTRIBUTION

Natural gas is different from the oil. Before the gas was produced, the contractor must first obtain a contract from the prospective buyer of gas. Then, if the gas is sent through a long distance, for example, and South Sumatra to Papua then must use boat. So that gas can be shipped then to be converted into LNG. To be able to transform the LNG back into gas it must be available regasification. Meanwhile, for consumers who are close to the source of gas (Wellhead) can be distributed by pipeline. So without any infrastructure, the gas will be in vain.

Gas infrastructure is the duty of the government to be resolved because there was just no irony die industry in the fields of gas, but the gas-producing countries that can not utilize the gas. Evidently, Indonesia became exporter of LNG to countries such as Japan and South Korea which has had a long-term contract and absorb the rest of the cargo that can not be exploited in the country. Apart from that, the price is often the achievement of government performance measurement tool.

IN INDONESIAN

Kebijakan Impor LNG

Percuma Tanpa Infrastruktur

Pemerintah telah mengeluarkan Paket Kebijakan Ekonomi Ill pada awal Oktober 2015. Salah satu isi dalam paket kebijakan itu adalah harga gas untuk pabrik dari lapangan gas ditetapkan sesuai dengan kemampuan daya beli industri pupuk yakni US$ 7 per MMBTU.

Sementara itu, harga gas untuk industri lainnya seperti petrokimia dan keramik akan diturunkan sesuai dengan kemampuan industri masing-masing. Penurunan harga gas dimungkinkan dengan melakukan efisiensi pada sistem distribusi gas serta pengurangan penerimaan negara atau Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) gas.

Paket itu menegaskan bahwa penurunan harga gas ini tidak akan mempengaruhi besaran penerimaan yang menjadi bagian perusahaan gas. Kemudian melalui paket itu, harga gas untuk industri tersebut akan efektif berlaku mulai 1 Januari 2016. Namun, paket itu baru dapat direalisasikan pada awal 2017. ltu pun hanya untuk tiga sektor yaitu pupuk, petrokimia, dan baja. Pasalnya, penggunaan gas oleh ketiga sektor itu mencapai 70% dari total biaya produksi mereka.

Sementara itu industri lain seperti kaca, keramik, sarung tangan karet, dan oleokimia masih menanti janji-janji tersebut. Satu tahun lebih untuk dapat menerapkan paket kebijakan itu. Cukup lama. Oleh karena itu, pemerintah akhirnya memilih opsi untuk membuka impor gas alam cair/LNG. Ketika Luhut Binsar Pandjaitan menjabat sebagai Pelaksana Tugas Menteri ESDM dan belum lama ini setelah rapat terbatas di Istana, opsi impor LNG kembali naik ke permukaan. Padahal mengikuti proyeksi dari Kementerian ESDM, impor gas alam cair baru dibuka pada 2019. Apakah benar impor LNG akan membuat harga jual gas ke tangan industri lebih murah?

Hal itu bisa tercapai jika harga LNG dari negara asal US$ 2 per MMBtu ditambah ongkos angkut US$ 1,5. Kemudian, biaya regasifikasi dan penghantaran gas melalui pipa (toll fee) maksimum US$ 3 per MMBtu, maka harga di tingkat konsumen US$ 6,5. Harga itu pun masih tetap lebih tinggi dari batas yang diinginkan oleh industri yakni US$ 4-US$ 5 per MMBtu.

Berdasarkan data Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), biaya sewa pipa gas atau toll fee di 55 ruas pipa, selisihnya sangat jauh yakni berkisar sekitar US$ 0,1 hingga yang termahal US$ 2,5 per Mscf. Harga termahal yakni di ruas pipa Arun-Belawan, Kepodang-Tambak Lorok, South Sumatera-West Java (SSWJ) I dan SSWJ ll. Sementara itu, harga terendah yakni di mas pipa Citarik-Dawuan, Pulau Layang-Pupuk Sriwijaya, dan Gresik-PLN Gresik dengan harga di bawah US$ 0,5 per Mscf. Padahal, rata-rata toll fee di bawah US$ 1 yakni US$ 0,89.

Kunci normalisasi harga gas terdapat pada kegiatan yang efisien dari sektor industri penyerap gas, produsen, pemroses, dan penghantar gas juga formula harga yang tepat. Hingga saat ini, pemerintah pun belum bisa menerapkan pengaturan margin di tengah dan

hilir .

TRADER BERTINGKAT

Kendati diberi waktu dua tahun untuk berkomitmen membangun infrastruktur, pemerintah merasa tersandera karena harga gas tak akan bisa turun signifikan sebelum 2018. Di sisi lain, penurunan harga secara signifikan berada di hilir yakni penghantaran gas kerap ditunggangi trader bertingkat yang membuat rantai pasok semakin panjang. Bila berhasil, di proyeksi harga jual gas pipa bisa turun hingga 50%. Trader gas hanya mengandalkan tanda tangan alokasi dari menteri kemudian menjual alokasi itu ke trader lain atau langsung ke konsumen sehingga sering disebut trader kertas.

Menteri ESDM Ignasius Jonan lebih cenderung menginginkan agar masalah harga gas berjalan pada alur natural lewat mekanisme pasar. Seperti pada gas untuk kebutuhan- pembangkit listrik, pemerintah menetapkan formula harga gas pipa dan LNG yang bisa ditoleransi pengembang. Untuk LNG, batasnya 8% dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian crude price/ICP) dan gas pipa 11,5% dari ICR BP Energy Outlook 2017 menyebut pasokan LNG akan meningkat secara cepat pada 2035.

Hal tersebut disebabkan adanya pasokan dari Amerika Serikat, Australia, dan Afrika. Sekitar 30% pertumbuhan ini akan terjadi dalam empat tahun mendatang dari berbagai proyek yang masih dalam tahap pengembangan. Bagaimana gas bisa tersalur ke industri bila tak ada fasilitas penyimpanan, regasifikasi, dan jaringan pipa? Kenyataannya, saat ini hanya terdapat empat unit penyimpanan dan regasifikasi dengan kapasitas regasifikasi masing~masing sekitar 3 juta ton per tahun (mtpa) yakni di Arun (Pertamina), lampung (PGN), Jawa Barat (Nusantara Regas) dan Bali (Pembangkitan Jawa Bali).

DISTRIBUSI

Gas bumi berbeda dengan minyak. Sebelum gas itu diproduksi, kontraktor harus terlebih dahulu mendapatkan kontrak dari calon

pembeli gas. Kemudian, jika gas itu dikirimkan melalui jarak yang panjang, misalnya dan Papua ke Sumatra Selatan maka harus menggunakan kapal. Agar gas bisa dikirim dengan kapal maka harus diubah menjadi LNG. Untuk dapat mengubah LNG kembali menjadi gas maka harus tersedia regasifikasi. Sementara itu, untuk konsumen yang dekat dengan sumber gas (mulut sumur) dapat didistribusikan dengan pipa. Jadi tanpa ada infrastruktur maka gas akan menjadi sia-sia.

Infrastruktur gas menjadi tugas pemerintah yang harus diselesaikan karena tak saja ada ironi industri mati di ladang gas, tetapi negara penghasil gas yang tak bisa memanfaatkan gasnya. Terbukti, Indonesia menjadi pengekspor LNG bagi negara-negara seperti Jepang dan Korea Selatan yang telah ber-kontrak jangka panjang dan menyerap sisa kargo yang tak bisa dimanfaatkan di dalam negeri. Terlepas dari itu, harga kerap menjadi alat ukur pencapaian kinerja pemerintahan.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Feb, 1, 2017

Guessing Jonan Step

Energy Sector Policy

Not a few businesses in the energy sector include oil and gas, mining, and electricity are still wondering where the policy direction of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan. In fact, the new Jonan Minister's seat just a few months. Former Transport Minister was sworn in as Minister of Energy and Mineral Resources on October 14, 2016.

Not a few who when asked why the President Joko Widodo again raised Jonan as an assistant in the Cabinet Working after detach from the easy chair in the Ministry of Transportation. In fact, Jonan also does not have a background in the energy sector. By lifting back the man was born June 21, 1963 it into the cabinet, Jokowi definitely have a mission and a special duty to him to reorganize the energy sector in the country

Since the inauguration, Jonan focused enough to fix the electricity tariff renewable energy. Although until now the new formula-based electricity prices of new and renewable energy is still in finalization. The new tariff aims to create renewable energy becomes more competitive. Jonan as Chairman of the National Energy Board proposes Hanan, electricity, new and renewable energy 85% of the electricity production costs per area. Suppose, BPP electricity in Sumatra Rp 1,200 per kWh, the renewable energy tariff of Rp 1,020 per kWh. In fact, the electricity tariff for geothermal power plants (PLTP) is currently around US $ 12 cents per kWh, or Rp 1,560 per kWh.

This means more efficient energy tariffs. So far, renewable energy is still relatively expensive so that PLN ask for no subsidies for energy-based environmentally friendly. However, the efficiency of environmentally friendly energy electricity tariff was feared to keep investors interested in getting into renewable energy.

In addition to problems of renewable energy in electricity tariffs, Jonan also make policy delivery or pay in Electricity plants. Simply this, power plants owned by private developers who can not supply in accordance with the capacity that was promised in the beginning it should be fined. As long as there is no sanction for them. In fact, the scheme currently in force take or pay, the entire capacity of the electricity generated from the plant should be paid by PT Perusahaan Listrik Negara, although capacity was not used entirely by the company. Used or not, it must be paid. Take or pay scheme is quite realistic.

For example, when you've ordered ten loaves of bread, then order up and you only buy five loaves, because it turns out it only took five then the seller would have objected. Bread seller has provided accordance with the buyer's order. Even Jonan requested that damaged plants can not distribute the electric power needs in fines.

GROSS SPLIT

In the sector of oil and gas, the man who was born in Singapore was again made a breakthrough. Jonan make schema changes contracts from oil and gas into gross revenue share based on gross production (gross split) replace the model of reimbursement (cost recovery). Scheme gross split will force contractors to do efficiency in oil and gas production activities for all of the costs borne by the contractor

In the gas sector, to lower the price of gas for industry, Jonan open import liquefied natural gas (LNG) for private power developers and PLN as the domestic price is still relatively high. In fact, during this time Indonesia became an exporter of LNG. Nearly 50% of LNG exports. LNG export policy of open government will encourage energy efficiency in the Land Ain However, in the long run it is feared Indonesia to become an importer of gas as occurs in crude oil and fuel oil at the moment.

In fact, has not been optimal absorption of larger gas affected infrastructure is not ready. Gas pipeline is still small. Regasification facility, a tool to change the LNG into gas, then only three units namely FSRU Arun, Lampung FSRU, and FSRU Nusantara Regas. In the sector of mineral and coal mining, Jonan it issued a policy that raises the pros and cons are extending export concentrates. In fact, the raw mineral exports of low-grade nickel ore is below 1.7% and bauxite opened.

However, it can be said Jonan apes because it must take a decision on the deadline for downstream mineral which is due on January 11, 2017. Yet the facts on the ground, yet many smelters are built. So special duty Jokowi to Jonan seemed to become energy efficient so the industry more competitive. Moreover, the National Energy Board data said that the elasticity of energy in Indonesia is still on top of the significant energy use today are inefficient.

Energy elasticity is the ratio between the rate of economic growth with the growth of energy consumption. In addition, the national energy intensity is also not efficient. The energy intensity is the amount of energy required to produce a single product. That is, the current energy use in the country have not been efficient. On the other hand, the dependence of fossil energy in the country is still high. Petroleum (46%), coal (26%), natural gas (23%) and renewable energy (5%). Indonesia also became an importer of fuel and crude oil.

Another problem that needs an immediate solution, among others, oil production is still low, gas and electricity infrastructure limitations, high imports of fuel, crude oil, and LPG. Hopefully efficiency measures energy sector can achieve equitable energy management. sustainable, environmentally friendly, as well as the independence and national energy security.

IN INDONESIAN

Kebijakan Sektor Energi

Menebak Langkah Jonan

Tidak sedikit pelaku usaha di sektor energi mencakup minyak dan gas bumi, pertambangan, dan kelistrikan yang masih bertanya-tanya ke mana arah kebijakan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan. Padahal, Jonan baru menduduki kursi Menteri ESDM baru beberapa Bulan. Mantan Menteri Perhubungan itu dilantik menjadi Menteri ESDM pada 14 Oktober 2016.

Tidak sedikit pula yang saat itu bertanya kenapa Presiden Joko Widodo kembali mengangkat Jonan sebagai assisten di Kabinet Kerja setelah mencopotnya dari kursi empuk di Kementerian Perhubungan. Padahal, Jonan juga tidak memiliki latar belakang di sektor energi. Dengan mengangkat kembali pria kelahiran 21 Juni 1963 itu ke dalam kabinet, Jokowi pasti memiliki misi dan tugas khusus kepadanya untuk membenahi sektor energi di Tanah Air.

Sejak dilantik, Jonan cukup fokus membenahi tarif listrik energi terbarukan. Meskipun sampai saat ini formula baru harga listrik berbasis energi baru dan terbarukan masih di finalisasi. Tarif baru bertujuan untuk menciptakan energi terbarukan menjadi lebih kompetitif. Jonan sebagai Ketua Hanan Dewan Energi Nasional mengusulkan, tarif listrik energi baru dan terbarukan 85% dari biaya pokok produksi listrik per wilayah. Misalkan, BPP listrik di Sumatra Rp 1.200 per kWh maka tarif energi terbarukan Rp 1.020 per kWh. Padahal, tarif listrik untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) saat ini sekitar US$ 12 sen per per kWh atau Rp 1.560 per kWh.

Artinya tarif energi lebih efisien. Selama ini energi terbarukan masih relatif mahal sehingga PLN meminta ada subsidi untuk energi berbasis ramah lingkungan itu. Namun, efisiensi tarif listrik energi ramah lingkungan itu dikhawatirkan justru membuat investor tidak tertarik masuk ke energi terbarukan. 

Selain soal tarif listrik energi terbarukan, Jonan juga membuat kebijakan delivery or pay dalam pembangkit listrik. Sederhananya begini, pembangkit listrik milik pengembang swasta yang tidak dapat menyuplai sesuai dengan kapasitas yang dijanjikan di awal maka patut dikenai denda. Selama   tidak ada sanksi bagi mereka. Padahal, saat ini berlaku skema take or pay, yaitu seluruh kapasitas listrik yang dihasilkan dari pembangkit harus dibayar oleh PT Perusahaan Listrik Negara, meskipun kapasitas itu tidak digunakan seluruhnya oleh perseroan. Dipakai atau tidak, maka harus dibayar. Skema take or pay cukup realistis. 

Contoh, Ketika Anda sudah memesan sepuluh roti, kemudian pesanan sampai dan Anda hanya membeli lima roti saja karena ternyata hanya butuh lima maka si penjual pasti akan keberatan. Penjual roti telah menyediakan Sesuai dengan pesanan pembeli. Bahkan Jonan meminta agar pembangkit rusak yang tidak dapat menyalurkan daya listrik pun perlu di denda.

GROSS SPLIT

Di sektor minyak dan gas bumi, pria yang lahir di Singapura itu pun kembali melakukan terobosan. Jonan membuat perubahan skema kontrak bagi hasil minyak dan gas bumi menjadi bagi hasil kotor berdasarkan produksi bruto (gross split) menggantikan model pengembalian biaya (cost recovery). Skema gross split bakal memaksa kontraktor untuk melakukan efisiensi dalam kegiatan produksi migas karena seluruh biaya ditanggung sendiri oleh kontraktor

Di sektor gas, untuk menurunkan harga gas bagi industri, Jonan membuka impor gas alam cair (LNG) bagi pengembang listrik swasta dan PLN karena harga di dalam negeri masih relatif tinggi. Padahal, selama ini Indonesia menjadi eksportir LNG. Hampir 50% LNG di ekspor. Kebijakan pemerintah membuka ekspor LNG akan mendorong efisiensi energi di Tanah Ain Namun, dalam jangka panjang dikhawatirkan Indonesia menjadi importir gas seperti yang terjadi pada minyak mentah dan bahan bakar minyak saat ini.

Padahal, belum terserapnya gas secara optimal lebih besar dipengaruhi infrastruktur yang belum siap. Pipa gas masih sedikit. Fasilitas regasifikasi, alat mengubah LNG menjadi gas, pun hanya tiga unit yaitu FSRU Arun, FSRU lampung, dan FSRU Nusantara Regas.

     Di sektor penambangan mineral dan batu bara, Jonan justru mengeluarkan kebijakan yang menimbulkan pro dan kontra yaitu memperpanjang waktu ekspor konsentrat. Bahkan, ekspor mineral mentah yaitu bijih nikel berkadar rendah di bawah 1,7% dan bauksit dibuka. 

Namun, Jonan bisa dikatakan apes karena harus mengambil keputusan soal tenggat hilirisasi mineral yang sudah jatuh tempo pada 11 Januari 2017. Padahal fakta di lapangan, belum banyak smelter yang di bangun. Jadi tugas khusus Jokowi kepada Jonan sepertinya untuk mengefisiensikan energi sehingga industri lebih berdaya saing. Apalagi, Data Dewan Energi Nasional menyebutkan bahwa elastisitas energi Indonesia masih di atas satu yang berarti penggunaan energi saat ini belum efisien.

Elastisitas energi merupakan perbandingan antara laju pertumbuhan ekonomi dengan pertumbuhan konsumsi energi. Selain itu, intensitas energi nasional juga belum efisien. Intensitas energi merupakan jumlah energi yang dibutuhkan untuk menghasilkan satu produk. Artinya, saat ini penggunaan energi di Tanah Air belum efisien. Di sisi lain, ketergantungan energi fosil di Tanah Air saat ini masih tinggi. Minyak bumi (46%), batu bara (26%), gas bumi (23%), dan energi terbarukan (5%). Indonesia juga menjadi importir BBM dan minyak mentah.

Persoalan lain yang perlu solusi segera antara lain produksi minyak yang masih rendah, keterbatasan infrastruktur gas dan listrik, masih tingginya impor BBM, minyak mentah, dan LPG. Semoga langkah-langkah efisiensi sektor energi bisa mewujudkan pengelolaan energi berkeadilan. berkelanjutan, ramah lingkungan, serta kemandirian dan ketahanan energi nasional.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Jan, 31, 2017

Pertamina Submit Bontang to Private

     Bontang refinery project will be handed over to the private sector, while PT Pertamina estimated to have a 10% -20% stake in the project, located in Bontang, East Kalimantan.

Director of Processing and Petrochemical megaproject Rachmad Hardadi Pertamina estimates, the project was done with the assignment scheme, the company will only acquire a controlling stake (chip-in) 10% -20%. He explained that the oil refinery to be built with a capacity of 300,000 barrels per day (bpd), it will use the scheme wake up, operation, switch (build-operate-transfer / BUT). Through the scheme, the private company which will be the operator will manage Bontang for 30 years, then the assets are submitted to the state through Pertamina. "Bontang I was saying and counting finance or finance, we could chip in about 10% -20%, he said.

In addition to Bontang, Pertamina also commissioned to build Tuban refinery with a capacity of 300,000 bpd. In Tuban, Pertamina has a dominant share of 55%, while Rosneft 45%. Hardadi explained, assignment Bontang decided late compared to most other refinery projects that the company must adapt to the needs funding for other activities. The assumption for a minority stake had been disclosed before the government sets the assignment scheme to Bontang.

Currently Hardadi said, there are six projects in the processing sector which is entirely targeted to be completed before 2025. For the construction of new refinery projects and the revitalization of four units of refineries, Pertamina will be reached in about US $ 20 billion. On the other hand, there are projects in the upstream sector of the oil and gas, marketing, and more must be done in the oil and gas SOEs.

From an initial estimate of about US $ 10 billion to build a refinery with a capacity of 300,000 barrels per han (bpd) and petrochemicals complex, adjustments to the value of investments to US $ 8 billion because of the availability of infrastructure. "Imagine at the same time, Pertamina must spend it, while Pertamina not only for infrastructure refineries, for upstream, for marketing and for gas." According to him, the project Bontang, it would not set a development scheme is the same as the Refinery Tuban constructed by forming a joint venture (joint venture / JV).

Hardadi targeting, in mid February 2017 partner search can be started, so that the project can be completed on target ie in 2023.

REVITALIZATION REFINERY

Meanwhile, the revitalization project or increase Balongan refinery capacity and refinery Dumai, it decided to do it themselves as well as on the Balikpapan refinery. He calls Balongan refinery project and Dumai refinery will be handled itself since the process can not withdraw from a predetermined schedule. Cilacap refinery revitalization project, Pertamina cooperating with Saudi Aramco as a partner. Project refinery capacity additions should be run in parallel because it can affect the performance of each refinery. For example, he said, the Balongan refinery should be constructed before the Balikpapan refinery is completed. These Balikpapan refinery for supply of naphtha to Balongan refinery.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said, according to the schedule, the election licensor (establishmen license) for the Cilacap refinery is targeted for completion by the end of the first quarter / 2017, while the 'Refinery Tuban completed by the end of the quarter II / 2017. Currently, the company is completing the process of the banking feasibility study or bankable feasibility study (BFS) and licensing analysis of the environmental impact (EIA) Tuban refinery is targeted for completion in June 2017.

In Cilacap refinery project in the settlement process and basic engineering design (BED) which is targeted for completion in March 2017, while the EIA was completed last July.

IN INDONESIAN

Pertamina Serahkan Bontang ke Swasta

Proyek Kilang Bontang akan diserahkan kepada swasta, sedangkan PT Pertamina diperkirakan hanya akan memiliki saham 10%-20% dalam proyek yang berlokasi di Bontang, Kalimantan Timur itu.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi memperkirakan, dalam proyek yang di kerjakan dengan skema penugasan itu, perseroan hanya akan menguasai saham (chip in) 10%-20%. Dia menjelaskan, kilang minyak yang akan dibangun dengan kapasitas 300.000 barel per hari (bph) itu, akan menggunakan skema bangun, operasi, alihkan (build operate transfer/BUT). Melalui skema itu, perusahaan swasta yang akan menjadi operator akan mengelola Kilang Bontang selama 30 tahun, kemudian aset itu di serahkan ke negara melalui Pertamina. “ Kilang Bontang tadi saya katakan dan hitung-hitungan finance atau keuangan, kita bisa chip in sekitar 10%-20%, katanya.

Selain Kilang Bontang, Pertamina juga ditugaskan membangun Kilang Tuban dengan kapasitas 300.000 bph. Di Tuban, Pertamina memiliki saham dominan yaitu 55%, sedangkan Rosneft 45 %. Hardadi memaparkan, penugasan Kilang Bontang diputuskan paling akhir dibandingkan dengan proyek kilang lainnya sehingga perseroan hams menyesuaikan dengan kebutuhan pendanaan untuk kegiatan lain. Asumsi untuk memiliki saham minoritas pun telah diungkapkan sebelum pemerintah menetapkan skema penugasan untuk Kilang Bontang. 

Saat ini kata Hardadi, terdapat enam proyek di sektor pengolahan yang seluruhnya ditargetkan rampung sebelum 2025. Untuk proyek pembangunan kilang baru dan revitalisasi empat unit kilang, Pertamina akan merogoh dana sekitar US$ 20 miliar. Di sisi lain, masih terdapat proyek di sektor hulu minyak dan gas bumi, pemasaran, dan lainnya yang harus di kerjakan BUMN migas tersebut.

Dari perkiraan awal sekitar US$ 10 miliar untuk membangun kilang berkapasitas 300.000 barel per han (bph) beserta kompleks petrokimia, terdapat penyesuaian nilai investasi menjadi US$ 8 miliar karena faktor ketersedian infrastruktur. “Coba bayangkan di saat bersamaan, Pertamina harus méngeluarkan itu, sementara Pertamina tidak cuma untuk infrastruktur kilang  saja, untuk hulu, untuk marketing dan untuk gas.” Menurutnya, pada proyek Kilang Bontang, pihaknya tidak akan menetapkan skema pembangunan yang sama dengan Kilang Tuban yang dibangun dengan membentuk perusahaan patungan (joint venture/JV).

Hardadi menargetkan, pada pertengahan Februari 2017 pencarian mitra bisa dimulai, sehingga proyek dapat diselesaikan sesuai target yakni pada 2023. 

REVITALISASI KILANG

Sementara itu, proyek revitalisasi atau peningkatan kapasitas Kilang Balongan dan Kilang Dumai, pihaknya memutuskan untuk mengerjakannya sendiri seperti halnya pada Kilang Balikpapan. Dia menyebut proyek Kilang Balongan dan Kilang Dumai akan ditangani sendiri mengingat pengerjaannya tak boleh mundur dari jadwal yang telah ditetapkan. Proyek revitalisasi Kilang Cilacap, Pertamina menggandeng Saudi Aramco sebagai mitra. Proyek penambahan kapasitas kilang harus berjalan secara paralel karena dapat memengaruhi kinerja masing-masing kilang. Sebagai contoh, dia menyebut, Kilang Balongan harus segera dibangun sebelum Kilang Balikpapan selesai. Kilang Balikpapan selama ini menyuplai nafta ke Kilang Balongan.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, berdasarkan jadwal, pemilihan licensor (pemben lisensi) untuk Kilang Cilacap ditargetkan tuntas pada akhir kuartal I/2017, sedangkan 'Kilang Tuban selesai pada akhir kuartal II/2017. Saat ini, pihaknya sedang menyelesaikan proses kajian kelayakan perbankan atau bankable feasibility study (BFS) dan pengurusan perizinan analisis mengenai dampak lingkungan (Amdal) Kilang Tuban yang ditargetkan selesai pada Juni 2017.

Pada proyek Kilang Cilacap dalam proses penyelesaian basic engineering design (BED) yang ditargetkan selesai Maret 2017, sedangkan Amdal selesai ada Juli.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Jan, 31, 2017

Construction of Pertamina Refinery Project Immediately in Start

PT Pertamina asserted, construction projects of the company's refineries begin. It was marked by a groundbreaking plan (groundbreaking) refinery development Balikpapan, East Kalimantan, which will be made in late February 2017, Pertamina is now working on the construction of two new refineries and refinery four development projects. 

    Four development projects it is Balikpapan refinery, Cilacap Refinery, Refinery Dumai and Balongan refinery. While two new refinery to be built is the Tuban refinery and Bontang. 

"For Tuban Refinery, we expect groundbreaking in the third quarter / 2017 and to the Cilacap refinery in the fourth quarter. We expect these three projects, Balikpapan, Tuban, and Cilacap, field of activity can be seen this year, "said President Director Dwi Soetjipto-Pertamina in Jakarta Central Pertamina Kanter yesterday.

MAP OF OIL REFINERY IN INDONESIA

Dwi asserted, refinery development discourse is no longer directly related to the program for government to reduce imports of oil talents (BBM). Indonesia Pertamina projects in 2023 will already be self-sufficient in fuel. Not only that,

construction and development of refinery also targeted to contribute in improving the national economic growth. "Building a refinery is no longer wishful thinking for us, but it can be executed. Live to work hard to finish, "said Dwi.

Director of Processing and Petrochemical Pertamina megaproject Rachmad Hardadi added, developing the first phase capacity of six units Balikpapan refinery is targeted for completion in 2019 with the addition of production capacity of 360,000 barrels per day (bpd) from 260,000 bpd previously. 

  One of them will be made to the revitalization of residual fuel refinery cracking catalyctic / RFCC with a production capacity of 90,000 bpd. The RFCC refinery used to process oil into petroleum products worth octane

such high pertamax.

Furthermore Hardadi say, the second phase is planned for completion 2021 He added, Pertamina's investment for the first phase of USD2,6 billion. While the second phase investment of USD 2 billion.

     Rachmat explained, Pertamina canceled cooperate with Saudi Aramco for the refinery's working on two projects, namely the Balongan refinery in Indramayu and Dumai refinery in Riau. He said the cancellation was due to disagreements cooperation in development targets. 

"It all depends on the circumstances. When signing the joint venture agreement of two CEOs, there is agreement to pursue that time carried out in two stages. Finally, because they do not agree, Pertamina down themselves.

According to him, even though cooperation was canceled for two refineries, Pertamina and Saudi Aramco will continue to develop cooperation of other RDMP, namely Cilacap in Central Java. In this cooperation, the two sides agreed to expedite the completion of the construction of the initial target, namely in 2021 from the previous agreement in 2022.

IN INDONESIAN

Konstruksi Proyek Kilang Pertamina Segera di Mulai

  PT Pertamina menegaskan, pengerjaan proyek-proyek kilang perusahaan segera dimulai. Hal itu ditandai dengan rencana peletakan batu pertama (groundbreaking) péngembangan Kilang Balikpapan, Kalimantan Timur, yang akan di lakukan akhir Februari 2017. 

     Pertamina kini menggarap proyek pembangunan dua kilang baru dan empat pengembangan proyek kilang. Empat proyek pengembangan itu adalah Kilang Balikpapan, Kilang Cilacap, Kilang Dumai, dan Kilang Balongan. Sedangkan dua kilang baru yang akan dibangun adalah Kilang Tuban dan Kilang Bontang.

 “Untuk Kilang Tuban, kita harapkan groundbreaking pada kuartal III/2017 dan untuk Kilang Cilacap pada kuartal IV. Kami harapkan tiga proyek ini, Balikpapan, Tuban, dan Cilacap, dapat dilihat aktivitas lapangannya tahun ini, " ucap Direktur Utama-Pertamina Dwi Soetjipto di Kanter Pertamina Pusat Jakarta kemarin.

Dwi menegaskan, pembangunan kilang bukan lagi wacana karena berkaitan langsung dengan program pemerintah mengurangi impor bahan bakat minyak (BBM). Pertamina memproyeksikan pada 2023 Indonesia sudah akan swasembada BBM. Tidak hanya itu, pembangunan dan pengembangan kilang juga ditargetkan berkontribusi dalam meningkatkan pertumbuhan ekonomi nasional. 

“Membangun kilang bukan lagi angan-angan bagi kita, tapi sudah dapat di eksekusi. Tinggal bekerja keras menyelesaikannya," ujar Dwi.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi menambahkan, pengembangan tahap pertama kapasitas enam unit Kilang Balikpapan ditargetkan selesai pada 2019 dengan penambahan kapasitas produksi sebesar 360.000 barel per hari (bph) dari semula 260.000 bph. 

    Salah satunya revitalisasi akan dilakukan untuk kilang residual fuel catalyctic cracking/RFCC dengan kapasitas produksi 90.000 bph. Adapun kilang RFCC digunakan untuk mengolah minyak menjadi produk BBM bernilai oktan tinggi seperti pertamax.

Lebih lanjut Hardadi mengatakan, pembangunan tahap kedua direncanakan selesai 2021 Dia menambahkan, investasi yang ditanamkan Pertamina untuk proyek tahap pertama sebesar USD2,6 miliar. Sementara investasi tahap kedua sebesar USD 2 miliar.

     Rachmad menjelaskan, Pertamina batal bekerja sama dengan Saudi Aramco untuk menggarap dua proyek kilangnya, yakni Kilang Balongan di Indramayu dan Kilang Dumai di Riau. Dia mengatakan, pembatalan kerja sama itu lantaran ketidak sepahaman dalam target pembangunan. 

“Semua itu tergantung situasi dan kondisi. Saat penandatanganan joint venture agreement dari dua CEO, sudah ada kesepakatan untuk mengejar waktu yang dilakukan dalam dua tahap. Akhirnya karena tidak sepakat, Pertamina turun sendiri.

Menurut dia, meski kerja sama untuk dua kilang itu dibatalkan, Pertamina dan Saudi Aramco akan tetap melakukan kerja sama pengembangan RDMP lainnya, yakni Kilang Cilacap di Jawa Tengah. Dalam kerja sama ini, dua belah pihak sepakat untuk mempercepat penyelesaian pembangunan dari target awal, yakni pada 2021 dari kesepakatan sebelumnya pada 2022.

Koran Sindo, Page-8, Tuesday, Jan, 31, 2017

BKPM Claims Electricity and Gas Permit complete in Three Hours

Businessmen waiting for the realization in the field about three-hour licensing

Service is quick so the promise of the Investment Coordinating Board (BKPM) and the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM). Unmitigated, services investment license of the power sector and eight oil and gas sector was promised only three hours finished. Embedding a ESDM3J name, the service is officially running on Monday (30/1) at One Stop Services (OSS) Center BKPM, Jakarta. EMR Minister Ignatius Jonan expect, these services can support the EMR sector investment target this year of about US $ 43 billion US dollars or equivalent to Rp 568 trillion. "We are optimistic that 2017 investment target is reached," said Jonan, Monday (30/1).

Of the total investment target in 2017, investments in oil and gas sector is predicted to reach US $ 22 billion. As an illustration, in 2016, the realization of investments in the ESDM sector reached Rp 347.85 trillion, equivalent to US $ 34 26.758 billion. Head of BKPM Thomas Trikasih Lembong added service launch three hours EMR sector investment is part of a series of innovative development of the government to improve services to investors. This service is provided to new investors as well who have invested and would like to expand its business in Indonesia.

Thomas calls this service is the result of synergy and support of the Ministry of Energy in an effort to improve service in the OSS Center. This service can process 9 license types, one type of electrical activity permit, and 8 kinds of oil and gas activities. According to him, the EMR sector's contribution is important to support the achievement of the realization of investment during 2017 is expected to reach Rp 678.8 trillion. "In the last five years the composition of the investment of ESDM sector reached 21% of the total investment into Indonesia," he said.

Chairman Harlan Electrical Manufacturers Association of Indonesian Private (APLSI) Arthur Simatupang rate, the League licensing hours was positive to improve the investment climate in Indonesia. "Hopefully that can actually be in the field,". Board of Director Indonesian Petroleum Association (IPA) Sammy Hamzah stated, if it permits accelerated will help businesses. Only, this need proof. Fabby Tumiwa Electricity Observers remind, in principle, investors expect the licensing process is not only fast but also transparent

IN INDONESIAN

BKPM Klaim Izin Listrik dan Migas Beres Tiga Jam

Pengusaha menunggu realisasi di lapangan soal pemberian izin tiga jam tersebut

Layanan cepat jadi janji Badan Koordinasi Penanaman Modal (BKPM) dan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Tak tanggung-tanggung, layanan izin investasi satu sektor listrik dan delapan sektor minyak dan gas bumi dijanjikan hanya tiga jam kelar. Menyematkan nama ESDM3J, layanan ini resmi berjalan Senin (30/1) lalu di Pelayanan Terpadu Satu Pintu (PTSP) Pusat BKPM, di Jakarta. Menteri ESDM Ignasius Jonan berharap, layanan ini bisa mendukung target investasi sektor ESDM tahun ini sekitar US$ 43 miliar dollar AS atau setara Rp 568 triliun. “Kami optimistis target investasi 2017 tercapai," kata Jonan, Senin (30/1). 

Dari total target investasi 2017 itu, investasi sektor migas diprediksi mencapai US$ 22 miliar. Sebagai gambaran pada 2016, realisasi investasi di sektor ESDM mencapai Rp 347,85 triliun atau setara dengan US$ 34 26,758 miliar. Kepala BKPM Thomas Trikasih Lembong menambahkan, peluncuran layanan investasi tiga jam sektor ESDM ini menjadi bagian dari rangkaian pengembangan inovasi pemerintah untuk meningkatkan layanan ke investor. Layanan ini diberikan kepada investor baru maupun yang telah ber-investasi dan ingin ekspansi usaha di Indonesia.

Thomas menyebut layanan ini merupakan hasil sinergi dan dukungan dari Kementerian ESDM dalam upaya memperbaiki layanan di PTSP Pusat. Layanan ini bisa memproses 9 jenis perizinan, 1 jenis izin kegiatan listrik, dan 8 jenis kegiatan migas. Menurutnya, kontribusi sektor ESDM menjadi penting untuk mendukung pencapaian target realisasi investasi sepanjang 2017 yang ditargetkan mencapai Rp 678,8 triliun. "Dalam lima tahun terakhir komposisi investasi dari sektor ESDM mencapai 21% dari total investasi yang masuk ke Indonesia," katanya.

Ketua Harlan Asosiasi Produsen Listrik Swasta Indonesia (APLSI) Arthur Simatupang menilai, perizinan Liga jam itu positif untuk memperbaiki iklim investasi di Indonesia. "Semoga betul-betul bisa terjadi di lapangan,". Board of Director Indonesia Petroleum Association (IPA) Sammy Hamzah menyatakan, jika izin dipercepat akan membantu pelaku bisnis. Hanya, ini butuh bukti. Fabby Tumiwa Pengamat Ketenagalistrikan mengingatkan, pada prinsipnya investor berharap proses perizinan tidak hanya cepat tapi juga transparan

Kontan, Page-14, Tuesday, Jan, 31, 2017

Immediately Pertamina Cilacap Refinery Construction-Balikpapan

Pertamina start licensor's elections refinery project development master plan (RDMP) Cilacap and new grass root refinery (NGRR) Tuban. Both projects are expected to be on stream by the end of 2021. Processing and Petrochemicals Director of Pertamina megaproject Hardadi Rachmat said the election process licensor determining the timing of execution of the next process, the front end engineering design (FEED) and construction (EPC).

Thirty companies compete to be licensor in Tuban NGRR project. While the licensor on the project RDMP Cilacap contested 15 companies. Pertamina President Director Dwi Soetjipto added, licensor for RDMP Cilacap election expected to be completed by the end of the first quarter of 2017. While the Tuban NGRR completed by the end of the second quarter of 2017.

RDMP Cilacap scheduled to make the construction process (groundbreaking) in the fourth quarter 2017, while NGRR Tuban began groundbreaking of the first quarter. While RDMP Balikpapan will be implemented in the first quarter of 2017.

IN INDONESIAN

Pertamina Segera Konstruksi Kilang Cilacap-Balikpapan

Pertamina memulai pelaksanaan pemilihan licensor untuk proyek refinery development master plan (RDMP) Cilacap dan new grass root refinery (NGRR) Tuban. Kedua proyek diharapkan on stream pada akhir 2021. Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi menyatakan, proses pemilihan licensor menentukan ketepatan waktu pelaksanaan proses selanjutnya, yakni front end engineering design (FEED) dan konstruksi (EPC). 

Tiga puluh perusahaan bersaing menjadi licensor di proyek NGRR Tuban. Sedangkan licensor pada proyek RDMP Cilacap diperebutkan 15 perusahaan. Dirut Pertamina Dwi Soetjipto menambahkan, pemilihan licensor untuk RDMP Cilacap ditargetkan tuntas pada akhir kuartal I 2017. Sedangkan NGRR Tuban selesai pada akhir kuartal II 2017.

RDMP Cilacap dijadwalkan melakukan proses konstruksi (groundbreaking) pada kuartal IV 2017, sedangkan NGRR Tuban mulai groundbreaking satu kuartal lebih dulu. Sedangkan RDMP Balikpapan akan dilaksanakan pada kuartal pertama 2017.

Jawa Pos, Page-6, Tuesday, Jan, 31, 2017

30 License Hold targeting Tuban Refinery

         PT Pertamina started election licensee (licensor) for project development refinery RDMP (Refinery Development Master Plan) and the new refinery NGRR (New Grass Root Refinery (NGRR) Tuban. "At the moment the electoral process licensor is underway. We expect the whole process is still (in accordance schedule) on the track so that the target can be achieved on stream in 2021, "said Director of Processing and Petrochemical Rachmad megaproject Hardadi.

Pertamina is targeting both the project began operations on stream in late 2021. Rachmat said the current election process licensor to RDMP RU IV Cilacap and NGRR Tuban is being done to get the very technology determine the economics and reliability. A total of 30 companies will compete to be the licensor on the project NGRR Tuban. While the licensor on the project RDMP RU IV Cilacap contested by 15 companies.

IN INDONESIAN

30 Pemegang Lisensi Bidik Kilang Tuban

        PT Pertamina memulai pemilihan pemegang lisensi (licensor) untuk proyek pengembangan kilang RDMP (Refinery Development Master Plan) dan kilang baru NGRR (New Grass Root Refinery (NGRR) Tuban. "Saat ini proses pemilihan licensor sedang berlangsung. Kami harapkan seluruh proses masih (sesuai jadwal) on track sehingga target on stream 2021 bisa dicapai," kata Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Rachmad Hardadi. 

Pertamina menargetkan kedua proyek ini mulai beroperasi on stream pada akhir 2021. Rachmad mengatakan, saat ini proses pemilihan licensor untuk RDMP RU IV Cilacap dan NGRR Tuban sedang dilakukan untuk mendapatkan teknologi yang sangat menentukan keekonomian dan keandalan. Sebanyak 30 perusahaan akan bersaing untuk menjadi licensor pada proyek NGRR Tuban. Sedangkan licensor pada proyek RDMP RU IV Cilacap diperebutkan oleh 15 perusahaan.

Harian Bangsa, Page-4, Tuesday, Jan, 31, 2017

Cost Recovery Cepu Block Undecided

       The Ministry of Finance has not yet issued a decision magnitude of cuts cost recovery Cepu oil project in Bojonegoro, East Java, which will apply to oil and gas producing regions in the amount reached Rp 549.5 billion. "Until now the Ministry of Finance has not yet issued the magnitude of cuts that cost recovery will be subject to oil-producing region Cepu Bojonegoro," said Secretary of the Department of Revenue (Revenue) Bojonegoro, Wiji.

However, according to him, the Minister of Finance Sri Mulyani already signed the Regulation of the Minister of Finance No. 162 / PMK.07 / 2016 dated October 28, 2016 containing the overpayment and the rest of the stripe revenue-sharing (DBH) of oil and gas. Within that provision, the amount of overpayment DBH oil and gas region in 2015 amounted to Rp 549.5 billion, after. The government will begin paying the cost recovery Cepu oil project. "Acquisition of oil and gas DBH 2015 is considered overpayment which will be utilized for cost recovery," he said.

Furthermore, he explained the results of coordination with the Ministry of Finance that the amount of cost recovery to be paid the amount of territory that reached Rp 549.5 billion will be cut three times. Previous pemkab proposed cuts cost recovery oil project Bloc paid regions are already included in the 2015 gas DBH was cut five times. "Pemkab proposed cuts five times, for oil and gas DBH 2015 is up for a variety of purposes," said one staff from revenue Muhadi added.

What is clear, according to Wiji, their cost recovery were cut three times will disrupt regional budget allocations related to the acquisition of oil and gas DBH. Moreover, he added, the district government should also restore the rest of the oil and gas DBH salur acquisition in 2014 of Rp 87 billion. Thus, he said, the acquisition of oil and gas DBH 2017 has been set at Rp 900 billion will be reduced for the rest of the stripes should be reduced in 2014 to Rp 87 billion and reduced the installment cost recovery.

Head of the Department of Revenue Bojonegoro Regency Sudjarwo Herry added, according to the prognosis by 2017 oil production in the region reached 76.6 million Harel, or about 23 percent of national oil production. Production of the oil produced from Cepu oil field, with operator ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), field-managed Sukowati Joint Operating Body Pertamina Petrochina East JAVA (JOB-PPEJ), as well as other oil field. "We are optimistic prognosis of oil production in 2017 can be achieved. Therefore, the Cepu Block oil production any day now average around 185 thousand barrels per day. There are other fields including oil production," he said.

According to the data mentioned prognosis of oil production in the region amounted to 76.4 million barrels in 2017, the increase compared to the oil production this year only amounted to 48.2 million barrels

IN INDONESIAN

Cost Recovery Blok Cepu Belum Diputuskan  

      Kementerian Keuangan belum mengeluarkan keputusan besarnya potongan cost recovery proyek minyak Blok Cepu di Kabupaten Bojonegoro, Jatim yang akan di kenakan kepada daerah penghasil migas yang besarnya mencapai Rp 549,5 miliar. "Sampai sekarang ini Kementerian Keuangan belum mengeluarkan besarnya potongan cost recovery yang akan dikenakan kepada daerah penghasil minyak Blok Cepu Bojonegoro," kata Sekretaris Dinas Pendapatan Daerah (Dispenda) Kabupaten Bojonegoro, Wiji.

Namun, menurut dia, Menteri Keuangan Sri Mulyani sudah menandatangani Peraturan Menteri Keuangan No. 162/pmk.07/2016 tertanggal 28 Oktober 2016 yang berisi kelebihan bayar dan sisa salur dana bagi hasil (DBH) migas. Di dalam ketentuan itu, besarnya kelebihan bayar DBH migas daerahnya pada 2015 sebesar Rp 549,5 miliar, setelah. Pemerintah mulai akan membayar cost recovery proyek minyak Blok Cepu. "Perolehan DBH migas 2015 dianggap kelebihan bayar yang akan dimanfaatkan untuk cost recovery," ujarnya.

Lebih lanjut ia menjelaskan dari hasil koordinasi dengan Kementerian Keuangan bahwa besarnya cost recovery yang harus dibayar daerahnya yang besarnya mencapai Rp 549,5 miliar itu akan dipotong tiga kali. Sebelumnya pemkab mengusulkan potongan cost recovery proyek minyak Blok yang harus dibayar daerahnya yang sudah masuk dalam DBH migas 2015 dipotong lima kali. "Pemkab mengajukan usulan pemotongan lima kali, karena DBH migas 2015 sudah habis untuk berbagai keperluan," kata salah seorang staf Dispenda Muhadi menambahkan.

     Yang jelas, menurut Wiji, adanya cost recovery yang dipotong tiga kali akan mengganggu alokasi APBD di daerahnya terkait perolehan DBH migas. Apalagi, lanjut dia, pemkab juga harus mengembalikan sisa salur perolehan DBH migas pada 2014 sebesar Rp 87 miliar. Dengan demikian, kata dia, perolehan DBH migas 2017 yang sudah ditetapkan Rp 900 miliar akan berkurang karena harus dikurangi sisa salur 2014 sebesar Rp 87 miliar dan dikurangi angsuran cost recovery.

Kepala Dinas Pendapatan Daerah Pemkab Bojonegoro Herry Sudjarwo menambahkan, sesuai prognosa pada 2017 untuk produksi minyak di daerahnya mencapai 76,6 juta harel atau sekitar 23 persen dari produksi minyak nasional. Produksi minyak itu dihasilkan dari lapangan minyak Blok Cepu, dengan operator ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), lapangan Sukowati yang dikelola Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ), juga lapangan minyak lainnya. "Kami optimistis prognosa produksi minyak pada 2017 bisa tercapai. Sebab, produksi minyak Blok Cepu saja sekarang ini rata-rata sekitar 185 ribu barel per hari. Belum termasuk produksi minyak lapangan lainnya," tuturnya.

Sesuai data menyebutkan prognosa produksi minyak di daerahnya sebesar 76,4 juta barel pada 2017 itu, meningkat dibandingkan realisasi produksi minyak tahun ini yang hanya sebesar 48,2 juta barel

Harian Bangsa, Page-4, Tuesday, Jan, 31, 2017