Masela Gas Allocation Wait Basics Design Proposal

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) until now has not been able to decide the allocation of production capacity and the distribution of gas Masela. Because the government is still waiting for the start of pre-basic design engineering or Pre-Front End Engineering Design (FEED) lnpex Corp.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar said the government has given two options related to the production capacity Masela is the first option consists of 7.5 million tonnes of LNG per year plus 474 MMSCFD gas pipeline and the second option of 9.5 million tonnes of LNG per year plus gas pipeline 150 mMSCFD.

The production capacity will be decided according to the results of Pre-FEED. The problem until now lnpex yet to make Pre-FEED. "Pre-FEED not yet. That will be part of the Pre-FEED been studied," said Arcandra Wednesday (8/2). With the Pre-FEED, Masela project location can be known, the production capacity, and the gas buyer.

Senior Manager of Communication and Relations lnpex, Usman Slamet not want to describe the reason for not doing Pre-FEED lnpex. "We hope that there is the best decision of the government to the project Masela, 'we continue to cooperate with the government," said Usman. To be sure, workmanship Pre-FEED takes about 6 months to 9 months so that the allocation can not be decided Masela gas.

Vice President Corporate Communications of Pertamina, Wianda Pusponegoro expect the price of gas from the Masela block can be competitive. "We hope to be able to absorb a competitive price for the domestic market," he said.

IN INDONESIAN

Alokasi Gas-Masela Tunggu Proposal Desain Dasar

Kementerian Energi dan Sumbper Daya Mineral (ESDM) hingga saat ini belum bisa memutuskan kapasitas produksi dan pembagian alokasi gas Blok Masela. Pasalnya pemerintah masih menunggu mulainya pre-desain dasar rancang bangun atau Pre-Front End Engineering Design (FEED) lnpex Corp. 

Wakil Menteri ESDM, Arcandra Tahar bilang pemerintah telah memberikan dua opsi terkait kapasitas produksi Blok Masela yaitu opsi pertama terdiri dari LNG 7,5 juta ton per tahun plus gas pipa 474 mmscfd dan opsi kedua LNG sebesar 9,5 juta ton per tahun plus gas pipa 150 mmscfd. 

Kapasitas produksi akan diputuskan sesuai hasil Pre-FEED. Masalahnya hingga saat ini lnpex belum juga melakukan Pre-FEED. "Pre-FEED belum. ltu bagian dari yang akan distudikan Pre-FEED," ujar Arcandra Rabu (8/2). Dengan Pre-FEED, lokasi proyek Blok Masela bisa diketahui, kapasitas produksi, dan pembeli gasnya.

Senior Manager Communication and Relation lnpex, Usman Slamet belum mau menjabarkan alasan belum dilakukannya Pre-FEED lnpex. "Kami berharap ada keputusan yang terbaik dari pemerintah untuk proyek Masela, ‘kami masih terus bekerjasama dengan pemerintah," ujar Usman. Yang pasti, pengerjaan Pre-FEED memakan waktu sekitar 6 bulan hingga 9 bulan sehingga alokasi gas Masela belum bisa diputuskan.

Vice President Corporate Communication Pertamina, Wianda Pusponégoro berharap harga gas dari blok Masela bisa kompetitif. "Kami berharap harga kompetitif supaya bisa serap untuk pasar domestik," ujarnya.

Kontan, Page-14, Friday, Feb, 10, 2017

Oil lost 3,960 Barrel Per Day

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) announced a 68 disruption of production operations are not planned in the period from January 1 to February 4, 2017. This led to a potential loss of 3,960 barrels of oil per day.

Meanwhile, natural gas, occurred 21 production disruptions with the potential loss of 30 million standard cubic feet per day (MMSCFD). "SKK Migas and contractors continue to coordinate to optimize production realization and minimize unplanned production disruptions," said Head of Public Relations Taslim Z Yunus, Thursday (9/2), in Jakarta. 

For the average oil production this year, until February 7, as many as 825 700 barrels per day, exceeding the benchmark Budget 2017 as many as 815 000 barrels per day. As many as 7,821 MMSCFD gas production.

IN INDONESIAN

Kehilangan Minyak 3.960 Barrel Per Hari

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengumumkan terjadi 68 gangguan operasi produksi yang tak direncanakan pada periode 1 Januari-4 Februari 2017. Hal ini menyebabkan potensi kehilangan minyak 3.960 barrel per hari. 

Sementara, untuk gas bumi, terjadi 21 gangguan produksi dengan potensi kehilangan 30 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). ”SKK Migas dan kontraktor terus berkoordinasi untuk mengoptimalkan realisasi produksi dan meminimalkan gangguan produksi yang tak direncanakan,” ujar Kepala Humas Taslim Z Yunus, Kamis (9/2), di Jakarta. 

Untuk rata-rata produksi minyak tahun ini, hingga 7 Februari, sebanyak 825.700 barrel per hari, melampaui patokan APBN 2017 yang sebanyak 815.000 barrel per hari. Adapun produksi gas sebanyak 7.821 MMSCFD.

Kompas, Page-18, Friday, Feb, 10, 2017

Lifting Early Enough Still Promising

Oil Production 2017

The government is optimistic that the production target ready for sale or lifting of oil and gas this year will be achieved see realization until February 7 is already above the target. Average oil production ready for sale or lifting national per February 7 has reached 825 700 barrels per day (bpd) or above the budget target in 2017 amounted to 815 000 bpd. Meanwhile, the realization of lifting gas bluni per February 7, 2017 reached 7,821 million standard cubic feet per day (MMSCFD) above the 2017 budget target for 6439 MMSCFD.

Head of Public Relations Unit Special Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Taslim Z. Yunus said, with the realization of oil and gas production at the beginning of this year, the institute increasingly optimistic that the target until the end of 2017 can be achieved. "With the support of all parties, we are optimistic that the target could be exceeded in 2017 oil and gas production," he said, Thursday (9/2).

He explained that if there is no new activity, the decline in oil production this year is projected to 16.2%. To maintain the level of production, carried out new activities such as drilling, maintenance and rework wells, as well as the optimization of facilities. "With these efforts, the decline in oil production compared to 2016 can be reduced up to 2.8%," said Taslim. In January 2017, a total of four development wells have been drilled on the target of 223 wells. To rework wells, 45 wells have been realized and the target of 907 wells.

Meanwhile, well maintenance activities have been realized 1,257 wells of the planned 57 512 wells. To search for new oil and gas reserves, SKK Migas and cooperation contracts running a program of seismic surveys and drilling exploration wells. During January 2017, has implemented a seismic survey and the planned 40 activities. Realized for exploration drilling two wells of 134 wells planned.

Moreover, in the period January 1st February 4, 2017, there were 68 events disruption of production operations are not planned with the potential loss of production of 3,960 bpd. For natural gas, there are 21 events production disruptions that cause potential loss of 30 MMSCFD. "SKK Migas and PSC [cooperation contractors] coordinate to optimize the realization of activities and minimize unplanned shutdown [unplanned interruptions in production]," said Taslim

IN INDONESIAN

Produksi Migas 2017

Lifting Awal Masih Cukup Menjanjikan

Pemerintah optimistis target produksi siap jual atau lifting minyak dan gas bumi tahun ini akan tercapai melihat realisasi hingga 7 Februari sudah berada di atas target. Rerata produksi minyak siap jual atau lifting nasional per 7 Februari sudah mencapai 825.700 barel per hari (bph) atau di atas target APBN 2017 sebesar 815.000 bph. Sementara itu, realisasi lifting gas bluni per 7 Februari 2017 mencapai 7.821 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) di atas target APBN 2017 sebesar 6.439 MMSCfd.

Kepala Hubungan Masyarakat Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Taslim Z. Yunus mengatakan, dengan realisasi produksi migas pada awal tahun ini tersebut, pihaknya makin optimistis target hingga akhir 2017 dapat tercapai. “Dengan dukungan semua pihak, kami optimistis target produksi migas 2017 dapat terlampaui,” katanya, Kamis (9/2).

Dia menjelaskan, apabila tidak ada kegiatan baru, penurunan produksi minyak tahun ini diproyeksikan 16,2 %. Untuk menjaga tingkat produksi, dilakukan kegiatan baru seperti pengeboran, perawatan, dan kerja ulang sumur, serta optimasi fasilitas. “Dengan upaya tersebut, penurunan produksi minyak dibandingkan dengan 2016 dapat ditekan hingga menjadi 2,8%,” kata Taslim. Pada Januari 2017, sebanyak empat sumur pengembangan telah dibor dari target 223 sumur. Untuk sumur kerja ulang, telah terealisasi 45 sumur dan target 907 sumur. 

Sementara itu, kegiatan perawatan sumur telah terealisasi 1.257 sumur dari rencana 57.512 sumur. Untuk mencari cadangan migas baru, SKK Migas dan kontraktor kontrak kerja sama menjalankan program survei seismik dan pengeboran sumur eksplorasi. Selama Januari 2017, telah terlaksana satu survei seismik dan rencana 40 kegiatan. Untuk pengeboran eksplorasi terealisasi dua sumur dari rencana 134 sumur.

Selain itu, pada periode 1 Januari 4 Februari 2017, terdapat 68 kejadian gangguan operasi produksi yang tidak direncanakan dengan potensi kehilangan produksi 3.960 bph. Untuk gas bumi, terdapat 21 kejadian gangguan produksi yang menyebabkan potensi kehilangan 30 MMscfd. “SKK Migas dan KKKS [kontraktor kontrak kerja sama] terus berkoordinasi untuk mengoptimalkan realisasi kegiatan dan meminimalisir terjadinya unplanned shutdown [gangguan produksi yang tidak direncanakan],” kata Taslim. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, Feb, 10, 2017

Condensate WMO Thinner and Seed Supply Industrial Plastics

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO), Kodeco Co. Ltd. (Kodeco), PT Mandiri West Madura (MMB) and PT Pertamina EP (PEP) started to deliver gas to Pertagas terprosesnya. While gas derivative kondesatnya unprocessed form is returned to the WMO later by WMO sold to other companies. Gas processed which can later be processed into LPG is already starting to be delivered to PT Pertamina Gas (Pertagas) on 27 January.

While the separation of gas condensate processed purchased by PT Pertamina-Petro Chemical (Petchem) starting to be delivered Wednesday (8/2), which is marked by the delivery truck first condensate of PHE WMO to Petchem. "Sales of both products have actually been planned since 2012 last. The hope is able to help meet the raw material of LPG (LPG) in the country because 50 percent is supplied from the outside, "said President / General Manager (GM) PHE WMO, Sri Budiyani Thursday (9/2).

Sri added, condensate will be managed by a subsidiary Petchem, Harindo Men Group will be sold to factories for raw materials thinner, paint, glue, plastic pellets and steel cleaners. "During these two ingredients we stream directly granted to buyers of gas we like to plant Jawa Bali (PJB) and PT Perusahaan Gas Negara (PGN). But now there was something more, "he explained.

For sale condensate purchasing system governed by the Purchase Agreement Condensate (PJBK) with the number 850 Barrel Oil per Day (BOPD), but this figure will continue to change in accordance with the production of condensate per day. "As of today only numbers instead of 900 BOD because our production also rose. There will be 6 to 8 trucks of Petchem that will transport condensate per day, "he said.

But sales of condensate is not done haphazardly by WMO since been getting Provisional ICP Determination Letter from the Minister of Energy and Mineral Resources in December 2016 and for the sale of Madura condensate or naphtha at a price which is USD 11 / barrel, FOB.

With the agreement of 1 year old, but after one year Petchem can still buy condensate PHE WMO. The same thing is also said President Director Harindo Putra Group, Ir. Bimo Prakoso, where it cooperated with PT Pertamina to distribute condensate, Pertamina's upstream industry to companies that produce thinner up plastic pellets. Currently more condensate supplied to factories and paint thinner in Greater Jakarta and Surabaya to Semarang.

IN INDONESIAN

Kondensat PHE WMO Pasok Industri Thinner dan Biji Plastik

PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO), Kodeco Energy Co. Ltd. (Kodeco), PT Mandiri Madura Barat (MMB) dan PT Pertamina EP (PEP) mulai menyalurkan gas terprosesnya kepada Pertagas. Sedangkan turunan gas terproses berupa kondesatnya dikembalikan ke PHE WMO yang kemudian oleh PHE WMO dijual kepada perusahaan lain. Gas terproses yang nantinya bisa diolah menjadi elpiji sudah mulai disalurkan ke PT Pertamina Gas (Pertagas) pada 27 Januari lalu. 

Sementara kondensat hasil pemisahan gas terproses yang dibeli PT Pertamina-Petro Chemical (Petchem) mulai disalurkan rabu (8/2), yang ditandai dengan pengiriman truk kondensat pertama dari PHE WMO kepada Petchem. “Penjualan kedua produk ini sebenarnya sudah direncanakan dengan baik sejak 2012 lalu. Harapannya mampu membantu memenuhi bahan baku elpiji (LPG) dalam negeri sebab 50 persennya masih dipasok dari luar,” ungkap President/General Manager (GM) PHE WMO, Sri Budiyani Kamis (9/2).

Sri menambahkan, kondensat yang nantinya akan dikelola oleh anak perusahaan Petchem, Harindo Putra Group akan dijual ke pabrik-pabrik untuk bahan baku thinner, cat, lem, biji plastik serta pembersih baja. “Selama ini kedua bahan ini langsung kami alirkan begitu saja ke pembeli gas kami seperti ke Pembangkit Jawa Bali (PJB) maupun PT Perusahaan Gas Negara (PGN). Namun kini ada nilai tambahnya,” jelasnya.

Untuk kondensat tata jual belinya diatur berdasarkan Perjanjian Jual Beli Kondensat (PJBK) dengan jumlah 850 Barrel Oil per Day (BOPD), namun angka ini akan terus berubah sesuai dengan produksi kondensat setiap harinya. “Seperti hari ini saja jumlahnya malah 900 BOD karena produksi kami juga naik. Nanti akan ada 6 sampai 8 truk dari Petchem yang akan mengangkut kondensat setiap harinya,” ujarnya. 

Akan tetapi penjualan kondensat tidak dilakukan sembarangan oleh PHE WMO sebab telah mendapatkan Surat Penetapan Provisional ICP dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral pada bulan Desember 2016 yang lalu untuk penjualan Kondensat Madura atau Naptha dengan harga yaitu USD 11/per barrel FOB. 

Dengan lama waktu perjanjian 1 tahun, tetapi setelah satu tahun Petchem masih bisa membeli kondensat PHE WMO. Hal yang sama juga dikatakan President Director Harindo Putra Group, Ir. Bimo Prakoso, dimana pihaknya bekerjasama dengan PT Pertamina untuk mendistribusikan kondensat industri hulu Pertamina kepada perusahaan yang memproduksi thinner hingga biji plastik. Saat ini kondensat lebih banyak disalurkan ke pabrik thinner dan cat yang ada di Jabodetabek dan Surabaya hingga Semarang.

Bhirawa, Page-8, Friday, Feb, 10, 2017

Permits Import Risk Inhibition Gas Production

Government asked to consistently fix the governance of domestic gas.

Decree of the Ministry of Energy and Mineral Resources governing the import of gas is considered too hasty. Reforminer Institute Executive Director Pri Agung Rakhmanto worry it could hinder the development of the national gas field. "The risk of domestic gas is not absorbed the greater the pressure will make the upstream industry continues," he said.

The Ministry of Energy opened the import of gas through the Minister of Energy and Mineral Resources No. 11 of 2017 dated 27 January. The government allows imports for the price of liquefied natural gas (LNG) is not more than 11.5 percent of the Indonesia Crude Price (ICP).

Last year, domestic gas allocation is not absorbed reached 17 cargoes of LNG. According to Pri Agung, this phenomenon often occurs every year. If not immediately get a buyer, the government was forced to sell into the spot market at a cheaper price. Pri Agung predicts imports will only increase the amount of cargo domestic gas which is not absorbed. The impact is not just on the pitch that is producing, but a field whose development is being planned.

In the gas business, the investment feasibility of a project is required by how many customers are already committed. He cited the development of the Masela block project delayed, partly because buyers for the gas. The government wants Masela gas can be processed into LNG as much as 7.5 tons per annum (MTPA) and in the form of pipeline gas by 474 million standard cubic feet (MMSCFD).

While contractors Masela, Inpex, want to 9.5 MTPA LNG and pipeline gas of 150 MMSCFD. Pri Agung also assess gas import does not guarantee low prices. Because, in the Asia-Pacific region, the current LNG prices at US $ 6 per MMBTU (million metric British thermal unit). If added to the cost of transportation and regasification, prices could reach US $ 8-9 dollars per MMBTU.

That figure is not much different from the average price of LNG sold in the country. According to him, before deciding imports, the government should set up the infrastructure that supports the absorption of gases, such as LNG terminals and floating regasification facility (FSRU) or landline. If the problem is the price, the Ministry of Energy could complete his promise to fix the gas trading system.

The government is planning to organize margin gas transmission and distribution, as well as the establishment of a buffer gas for the long term. "Also regulate gas trader that only with the allocation. Had been leading up to it, then suddenly shortcut import? "

Procurement Director of PT PLN Supangkat Iwan Santoso said that, to date, the company has not requiring gas imports. Based on his calculations, the supply of gas for the power plant is expected to be a deficit in 2020. Even so, Iwan assess import rules remain necessary if domestic gas prices soared. "If gas is too high development cost, better gas stored only in the earth," he said

Director General of Electricity Jarman reiterated that LNG imports are allowed a maximum of 11.5 per cent higher than the ICP. If in the international market there is no LNG at that price, Jarman asked PLN willing to absorb domestic gas. "The ministerial regulation gives the option, so they can choose a reasonable price" said Jarman.

IN INDONESIAN

Izin Impor Berisiko Hambat Produksi Gas

Pemerintah diminta konsisten membenahi tata kelola gas domestik.

Keputusan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengatur impor gas dinilai terlalu terburu-buru. Direktur Eksekutif Reforminer Institute Pri Agung Rakhmanto khawatir hal itu bisa menghambat pengembangan lapangan gas nasional. “Risiko gas dalam negeri tidak terserap semakin besar membuat industri hulu bakal tertekan terus,” katanya.

Kementerian Energi membuka impor gas melalui Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2017 tertanggal 27 Januari lalu. Pemerintah mengizinkan impor selama harga gas alam cair (LNG) tidak lebih dari 11,5 persen dari Indonesia Crude Price (ICP).

Tahun lalu, alokasi gas domestik yang tidak terserap mencapai 17 kargo LNG. Menurut Pri Agung, fenomena ini sering terjadi setiap tahun. Jika tidak segera mendapat pembeli, pemerintah terpaksa menjual ke pasar spot dengan harga lebih murah. Pri Agung memprediksi impor justru akan meningkatkan jumlah kargo gas domestik yang tidak terserap. Dampaknya bukan cuma ke lapangan yang berproduksi, tapi lapangan yang pengembangannya sedang direncanakan.

Dalam bisnis gas, kelayakan investasi suatu proyek dibutuhkan oleh seberapa banyak pembeli yang sudah berkomitmen. Dia mencontohkan pengembangan proyek Blok Masela yang molor, salah satu alasannya karena pembeli gas. Pemerintah menginginkan gas Masela bisa diolah menjadi LNG sebanyak 7,5 ton per tahun (MTPA) dan dalam bentuk gas pipa sebesar 474 juta standar kaki kubik (mmscfd). 

Sedangkan kontraktor Masela, Inpex, ingin LNG sebanyak 9,5 MTPA dan gas pipa sebesar 150 mmscfd. Pri Agung juga menilai impor gas tidak menjamin harga murah. Sebab, di kawasan Asia-Pasifik, Harga LNG saat ini sebesar US$ 6 per MMBTU (million metric british thermal unit). Jika ditambah dengan biaya transportasi dan regasifikasi, harga bisa mencapai US$ 8-9 dolar per MMBTU. 

Angka itu tidak jauh berbeda dari rata-rata harga LNG yang dijual di Tanah Air.  Menurut dia, sebelum memutuskan impor, pemerintah selayaknya menyiapkan infrastruktur yang mendukung penyerapan gas, seperti terminal LNG serta fasilitas regasifikasi terapung (FSRU) ataupun darat. Jika masalahnya adalah harga, Kementerian Energi bisa menuntaskan janjinya untuk membenahi tata niaga gas. 

Pemerintah memang berencana menata margin transmisi dan distribusi gas, serta membentuk badan penyangga gas untuk jangka panjang. “Juga menertibkan trader gas yang hanya bermodalkan alokasi. Tadinya sudah mengarah ke situ, lalu tiba-tiba shortcut impor?"

Direktur Pengadaan PT PLN Supangkat Iwan Santoso mengatakan, hingga saat ini, perusahaan belum memerlukan impor gas. Berdasarkan perhitungannya, suplai gas untuk pembangkit diperkirakan akan defisit pada 2020. Meski begitu, Iwan menilai aturan impor tetap diperlukan jika harga gas domestik melonjak. “Kalau gas development cost terlalu tinggi, lebih baik gas disimpan saja di dalam bumi,” ujarnya

Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Jarman menegaskan bahwa impor LNG dibolehkan maksimal 11,5 persen lebih tinggi dari ICP. Jika di pasar internasional tidak ada LNG dengan harga segitu, Jarman meminta PLN rela menyerap gas domestik. “Peraturan menteri ini memberi opsi, sehingga bisa memilih harga yang wajar" ucap Jarman.

Koran Tempo, Page-20, Thursday, Feb, 9, 2017

SOE Minister Wait Proposed Names Managing Director of Pertamina

Minister for State Owned Enterprises (SOEs) Rini Soemarno states still await suggested name Director of PT Pertamina's new. "We are waiting for the recommendation of the board of commissioners. The budget is essentially the case. If there is no assessment, assessment first. If you already have an assessment, stayed put forward," he said.

Rini does not preclude the possibility of other names nominated by the government. But, in principle, Rini will look at the proposal of the board of directors first. "The board still has to process and collectively make suggestions. We also see if there is potential from outside Pertamina." In accordance with the rules, said Rini, Managing Director of the new Pertamina should have been decided a month after the removal was decided in a general meeting of shareholders (AGM). "From last week's decision, up to 30 days from now we have to choose the director," he said.

Based on the information, there are three names that are now being predicted for the number one position in Pertamina. They are former Deputy CEO Ahmad Bambang; Director of Human Resources, Technology, and Public Pertamina Dwi Wahyu Daryoto; as well as Pertamina Finance Director Arief Budiman. "Three names had been discussed by the team," said a Tempo source in the government, yesterday. Ahmad Bambang said he did not know the particulars renomination himself as the managing director. "I do not know. Please ask the commissioner, "he said. Commissioner of Pertamina Mr. Abeng not answered confirmation Tempo. Short messages and phone calls have not responded Tanri.

PT Pertamina President Director Dwi Soetjipto and Executive Vice President, Ahmad Bambang dismissed from his post on February 3 last. The shareholders then appointed Director of Gas and Renewable Energy Pertamina, Yenni Andayani, as acting managing director for 30 days until the chief executive office.

Earlier, Rini said the removal Soetjipto and Ahmad Bambang as a leadership issue. "If I see, the problem is personality. According to Rini, the ability of the leader is very important to run the organization. A good leader can work in any form of structure. Rini criticize and Ahmad Bambang Dwi leadership in managing the company. "Do not end the company used as a place for their personal advantage.

Personal feelings leaders, must be set aside to bring the company better. "But they can not be ruled out," he said.

Pertamina Commissioner Gatot Trihargo stated reasons and Bambang Dwi Rini took off is a matter of leadership or leadership shown both in Pertamina

IN INDONESIAN

Menteri BUMN Tunggu Usulan Nama Dirut Pertamina

Menteri Badan Usaha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno menyatakan masih menunggu usul nama Direktur Utama PT Pertamina yang baru. "Kami menunggu rekomendasi dari dewan komisaris. Anggaran dasarnya demikian. Kalau belum ada assessment, assessment dulu. Kalau sudah ada assessment, tinggal diajukan," katanya.

Rini tidak menutup adanya kemungkinan nama lain yang dicalonkan oleh pemerintah. Tapi, pada prinsipnya, Rini akan melihat usul dari dewan komisaris terlebih dulu. "Dewan komisaris tetap harus memproses dan secara kolektif memberikan usulan. Kami juga lihat apakah ada potensi dari luar Pertamina." Sesuai dengan aturan, kata Rini, Direktur Utama Pertamina yang baru harus sudah diputuskan sebulan setelah pencopotan diputuskan dalam rapat umum pemegang saham (RUPS). "Dari keputusan minggu lalu, maksimal 30 hari dari sekarang kami harus memilih direktur," ujarnya.

Berdasarkan informasi, ada tiga nama yang kini sedang digadang-gadang untuk menduduki posisi nomor satu di Pertamina. Mereka adalah bekas Wakil Direktur Utama Pertamina Ahmad Bambang; Direktur Sumber Daya Manusia, Teknologi, dan Umum Pertamina Dwi Wahyu Daryoto; serta Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman. “Tiga nama itu sudah dibahas oleh tim,” ujar sumber Tempo di pemerintahan, kemarin. Ahmad Bambang mengaku tidak tahu ihwal pencalonan kembali dirinya sebagai direktur utama. “Saya tidak tahu. Silakan tanya ke komisaris,” ujar dia. Komisaris Utama Pertamina Tanri Abeng belum menjawab konfirmasi Tempo. Pesan pendek dan panggilan telepon belum direspons Tanri.

Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto dan Wakil Direktur Utama, Ahmad Bambang diberhentikan dari jabatannya pada 3 Februari lalu. Pemegang saham kemudian menunjuk Direktur Gas dan Energi Baru Terbarukan Pertamina,Yenni Andayani, sebagai pelaksana tugas direktur utama selama 30 hari sampai direktur utama dilantik.

Sebelumnya, Rini mengatakan pencopotan Dwi Soetjipto dan Ahmad Bambang karena masalah kepemimpinan.“Kalau saya melihat, masalahnya adalah personalitas. Menurut Rini, kemampuan pemimpin sangat penting untuk menjalankan organisasi. Pemimpin yang baik bisa bekerja dalam bentuk struktur apa pun. Rini mengkritik kepemimpinan Dwi dan Ahmad Bambang dalam mengelola perusahaan. “Jangan akhirnya  perusahaan dipakai sebagai tempat untuk kepentingan perorangan.

Perasaan pribadi pemimpin, harus dikesampingkan untuk membawa perusahaan lebih baik. "Tapi keduanya tidak bisa mengesampingkan itu,” katanya.

Komisaris Pertamina Gatot Trihargo menyatakan alasan Rini mencopot Dwi dan Bambang adalah masalah kepemimpinan atau leadership yang ditunjukkan keduanya di Pertamina

Koran Tempo, Page-17, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina crosses fingers for Iranian fields

Representatives from state owned energy giant Pertamina will fiy to Iran this week to finalize a proposal on the acquisition of shares of two major oil and gas fields in the energy-rich nation. Pertamina upstream director Syamsu Alam said the firm was hoping to submit its technical and financial proposal for the share acqusition of the Ab-Teymour and Mansouri fields before the deadline at the end of February in order to gain a head start against its competitors.

A team from Pertamina is scheduled to meet with representatives ofthe National Iranian Oil Co. (NIOC) in Tehran, Iran, on Saturday. Although the meeting is only supposed to consist of a proposal finalization workshop, Syamsu said Pertamina was basically ready to submit its proposal. “We are ready [to submit the proposal] However, we might want to put in some finishing touches,” he said, adding that Pertamina had been given an earlier deadline than its competitors.

Indonesia has been eyeing Iran’s oil ever since international sanctions against the country were lifted in January in exchange for the Islamist regime in Tehran agreeing to disable much of its nuclear infrastructure. A recent report by the International Energy Agency (IEA) shows that Iran’s production has risen to 3.56 million barrels of oil per day (bopd) since then.

The last time Iran achieved such crude-oil production levels was in November 2011. The new figure indicates that the world’s sixth largest oil producer - coming in after Saudi Arabia; Russia, the United States, China and Canada - is ready to move on from stagnant production after being crippled by sanctions for years. Indonesia, meanwhile, continues to import oil to meet growing domestic demand. Data from the Geneva-based International Trade Centre (ITC) shows that in the past decade, Indonesia’s petroleum oil-related import volumes have surged by 30 percent.

Pertamina previoulsy signed a memorandum of understanding (MOU) with the NIOC in August. Under the MoU, Pertamina will be allowed to access databases related to the the Ab-Teymour and Mansouri fields for six months for assessment purposes. Based on data obtained from NIOC’s website, both fields have a combined production capacity of almost 100,000 bopd with reserves of over 5 million barrels of oil.

However, Pertamina is not the only company eyeing Ab-Teymour and Mansouri. France’s Total SA, Italy’s Eni SpA and Russia’s Lukoi are also vying for operatorship.  Syamsu himself said he was not Pertamina upbeat on technical, financial proposal regarding acquisition of fields Firm has $1.5 billion to finance annual acquisitions sure how long it would take for the NIOC to make a decision after the proposal wassubmitted. He also did not detail the portion of shares Pertamina plans to acquire from NIOC.

The Iranian fields are not the only upstream assets Pertamina is currently eyeing for operatorship. Syamsu confirmed that the firm had already submitted its proposal for Russia’s Rosneft Oil Company for the Russkoye field and the northern tip of the Chayvo field and was expecting negotiations to be completed by the end of the first quarter.

While the northern tip of the Chayvo field is thought to have reserves of around 15 million tons of oil and 13 billion cubic meters of gas, the Russkoye field has recoverable reserves estimated at 410 million tons of oil and 85 billion cubic meters of gas. “Right now we are conducting intense discussions on the value [of the fields]. It should be completed in the first quarter,” Syamsu said. Pertamina has set a target to amass a large amount of reserves through increased overseas partnerships, acquisitions and takeovers of oil and gas fields with soon-to-be terminated contracts.

Syamsu said Pertamina allocated between US$1 to $1.5 billion every year to finance acquisitions. The company hopes to boost upstream production to 1.9 million boepd by 2025 from a measly production of 624,000 boepd in 2015. Up to 473,000 boepd is set be acquired from overseas fields. Pertamina recently acquired France-based oil company Maurel et Prom with a purchase of 24.53 percent of its shares from Pacifico. 

Maurel et Prom carries out most of its business in Africa through the exploitation of onshore production assets in Gabon and Tanzania. Meanwhile, ReforMiner Institute Researcher Pri Agung Rakhmanto said gaining a participating interest in overseas fields would help compensate for the country’s decreasing production rates.

The Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) estimates that the country’s reserves fall by around 0.65 billion stock tank barrels per year. “Overseas fields will help ensure a quicker supply of crude as our oil production rates keep decreasing. Furthermore, it takes a long time to boost' production again since exploration takes a while,” Pri Agung said.

IN INDONESIAN

Pertamina menggandeng Ladang Minyak Iran

Perwakilan dari BUMN raksasa energi Pertamina akan fiy ke Iran pekan ini untuk menyelesaikan proposal pada akuisisi saham dari dua bidang minyak dan gas utama di negara kaya energi. Pertamina Direktur Hulu Syamsu Alam mengatakan perusahaan berharap untuk mengajukan proposal teknis dan keuangan untuk akuisisi menggunakan bagian dari bidang Ab-Teymour dan Mansouri sebelum batas waktu pada akhir Februari untuk mendapatkan kepala mulai dibandingkan dengan pesaingnya.

Sebuah tim dari Pertamina dijadwalkan bertemu dengan perwakilan ofthe National Iranian Oil Co (NIOC) di Teheran, Iran, Sabtu. Meskipun pertemuan itu hanya seharusnya terdiri dari lokakarya usulan finalisasi, Syamsu mengatakan Pertamina pada dasarnya siap untuk menyerahkan proposal. "Kami siap [untuk menyerahkan proposal] Namun, kita mungkin ingin dimasukkan ke dalam beberapa sentuhan," katanya, menambahkan bahwa Pertamina telah diberi batas waktu awal dibandingkan pesaingnya.

Indonesia telah mengincar minyak Iran sejak sanksi internasional terhadap negara itu dicabut pada bulan Januari dalam pertukaran untuk rezim Islam di Teheran menyetujui untuk menonaktifkan banyak infrastruktur nuklirnya. Sebuah laporan terbaru oleh Badan Energi Internasional (IEA) menunjukkan bahwa produksi Iran telah meningkat menjadi 3,56 juta barel minyak per hari (bopd) sejak saat itu.

Terakhir kali Iran mencapai tingkat produksi minyak mentah seperti itu pada November 2011. Sosok baru menunjukkan bahwa produsen minyak terbesar keenam di dunia - yang datang setelah Arab Saudi; Rusia, Amerika Serikat, China dan Kanada - siap untuk beralih dari produksi stagnan setelah lumpuh oleh sanksi selama bertahun-tahun. Indonesia, sementara itu, terus mengimpor minyak untuk memenuhi permintaan dalam negeri. Data dari Pusat yang berbasis di Jenewa International Trade (ITC) menunjukkan bahwa dalam dekade terakhir, minyak bumi terkait minyak volume impor Indonesia ini telah melonjak sebesar 30 persen.

Pertamina sebelumnya menandatangani nota kesepahaman (MOU) dengan NIOC pada bulan Agustus. Berdasarkan MoU, Pertamina akan diizinkan untuk mengakses database yang terkait dengan bidang Ab-Teymour dan Mansouri selama enam bulan untuk tujuan penilaian. Berdasarkan data yang diperoleh dari website NIOC, baik bidang memiliki kapasitas produksi gabungan dari hampir 100.000 bopd dengan cadangan lebih dari 5 juta barel minyak.

Namun, Pertamina bukan satu-satunya perusahaan mengincar Ab-Teymour dan Mansouri. Perancis Total SA, Italia Eni SpA dan Rusia Lukoi juga berlomba-lomba untuk operatorship. Syamsu sendiri mengatakan ia tidak Pertamina optimis pada teknis, usulan keuangan mengenai akuisisi Badan bidang memiliki $ 1,5 milyar untuk membiayai akuisisi tahunan yakin berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk NIOC untuk membuat keputusan setelah proposal wassubmitted. Dia juga tidak detail porsi saham Pertamina berencana mengakuisisi dari NIOC.

Bidang Iran bukan satu-satunya aset hulu Pertamina saat ini mengincar untuk operatorship. Syamsu menegaskan bahwa perusahaan sudah mengajukan proposal untuk Rusia Rosneft Oil Company untuk bidang Russkoye dan ujung utara lapangan Chayvo dan mengharapkan negosiasi akan selesai pada akhir kuartal pertama.

Sementara ujung utara lapangan Chayvo diperkirakan memiliki cadangan sekitar 15 juta ton minyak dan 13 miliar meter kubik gas, bidang Russkoye memiliki cadangan recoverable diperkirakan 410 juta ton minyak dan 85 miliar meter kubik gas. "Saat ini kami sedang melakukan diskusi yang intens pada nilai [bidang]. Ini harus diselesaikan pada kuartal pertama, "kata Syamsu. Pertamina telah menetapkan target untuk mengumpulkan sejumlah besar cadangan melalui peningkatan kemitraan di luar negeri, akuisisi dan pengambilalihan ladang minyak dan gas dengan kontrak segera dihentikan.

Syamsu mengatakan Pertamina mengalokasikan antara US $ 1 sebesar $ 1,5 milyar setiap tahun untuk membiayai akuisisi. Perusahaan berharap untuk meningkatkan produksi hulu ke 1,9 juta boepd pada tahun 2025 dari produksi sangat sedikit dari 624.000 boepd pada 2015. Hingga 473.000 boepd diatur diperoleh dari bidang luar negeri. Pertamina baru saja diakuisisi perusahaan minyak yang berbasis di Prancis Maurel et Prom dengan pembelian 24,53 persen saham dari Pacifico.

Maurel & Prom melakukan sebagian besar bisnisnya di Afrika melalui eksploitasi aset produksi onshore di Gabon dan Tanzania. Sementara itu, Peneliti ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto  mengatakan mendapatkan participating interest di bidang luar negeri akan membantu mengimbangi penurunan tingkat produksi negara itu.

Satuan Kerja Khusus Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi  (SKK Migas) memperkirakan bahwa cadangan negara jatuh sekitar 650 juta barel tangki saham per tahun. "Bidang luar negeri akan membantu memastikan pasokan lebih cepat dari minyak mentah sebagai tingkat produksi minyak kita terus menurun. Selain itu, dibutuhkan waktu yang lama untuk meningkatkan produksi lagi karena eksplorasi perlu waktu, "kata Pri Agung.

Jakarta Post, Page-15, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina Eyes Oil Field in Iran

PT Pertamina is targeting Iran's oil and gas fields in the Ab Teymour and Mansouri-owned National Iranian Oil Company (NIOC). Targeted late February field development proposal that will be acquired will be submitted in late February.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, the company is already ready to submit the development plan proposal to NIOC. However, it still wanted to finalize this proposal with NIOC held a joint workshop in Tehran, Iran on Saturday (11/2). "Our target, proposal (submitted) late February. But perhaps we could be faster, "he said.

If Iran's oil fields can be acquired, it will provide significant value to its oil production in the long term. Because the current proven reserves (proven reserves), Indonesia's oil be just 3.7 billion barrels. "Now we are proven reserves of 3.7 billion barrels, there is another 21.5 billion barrels of proven but which is also not economical," said Director General of Oil and Gas Ministry of Energy, IGN Wiratmaja Puja, some time ago.

According to him, Pertamina is not the only interest in two blocks with total reserves of 3 billion barrels of oil to it, but there are two other oil and gas companies a competitor company. However, is optimistic his side can submit proposals to NIOC faster than its competitors. "They have not (fill in the proposal)," he said. After submitting proposals development plan, the next stage which NIOC would study the proposal.

He said he can not be sure how long this process takes place considering it is the authority of NIOC. Thus, it also can not target acquisition when oil and gas blocks in Iran is completed. "That's his call there (NIOC), we were not able to push as well," said Alam.

Previously, Pertamina and NIOC has signed a memorandum of understanding in August last year. Based on this MoU, the company will have six months for the company to conduct a study and submit a preliminary proposal Ab-Teymour Field development and Mansouri in Iran, thus, the limit for submission of proposals is indeed the end of February.

However, President Joko Widodo and Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan asked the company to enter as soon as possible the proposal in view of the number of competitors. As for the acquisition of oil and gas fields in Russia, targeting Alam there will be a decision in the first quarter of this year. Pertamina has submitted a development plan for the two blocks to be acquired her to Rosneft Oil Company as the owner of oil and gas blocks. "We are communicating intense how to talk to its value. It should (closing) during the first quarter, "he said.

Unlike in Iran, it only will take a stake in two blocks in Russia and does not aim to be the operator. Because the company only wants acquire additional oil and gas from Russia amounted to 35 thousand barrels per day (bpd) and oil and gas reserves of 200 million barrels of oil equivalent. In its official statement, Rosneft said it had signed a memorandum of understanding with Pertamina to work together on Fields The Northern Tip of Chayvo and Russkoye field. Field The Northern Tip of Chayvo, Pertamina could take a stake up to 20%, while in the Russkoye field to 37.5%.

Reach 100 Thousand BPH

On the other hand, Pertamina will get a big enough additional oil production after the completion of the purchase offer (tender offer) Maurel & Prom shares first stage. With shareholding increased to 64.46%, call Nature, Pertamina oil ration increased to 64.4696 from Maurel & Prom total production of about 30 thousand bpd. Although, he admitted, the company's oil quota has yet to be brought to Indonesia. "When we process the acquisition, Maurel & Prom is still no contract with another oil buyer. So if this is over bring us bring to Indonesia, ".

With the additional production from Maurel & Prom, the company's oil production from overseas has added 100 thousand barrels per day (bpd). Thus, PT Pertamina EP International (PIEP) as a subsidiary working on oil fields in other countries, the largest contributor to the company's oil production. "PIEP that oil production has been 90 ~ 100 thousand bpd, with the addition of Maurel & Prom is already over 100 thousand bpd, more than a subsidiary of the other," said Alam.

Senior Vice President Strategic Planning and Operations Evaluation Pertamina Meidawati detailing, this time PIEP oil production has reached 90 thousand bpd, while Pertamina EP Cepu 87 thousand bpd, Pertamina EP 79 thousand, and Pertamina Hulu Energi 59 thousand bpd. This year, oil production from abroad is targeted at 106 thousand bpd.

However, for the production of gas, the largest contribution given Pertamina EP with the realization of 973 million standard cubic feet per day / MMSCFD. Furthermore, the production of 700 MMSCFD gas PHE, PIEP 252 MMSCFD and 30 MMSCFD PEPC. Target production of gas from abroad this year is set at 256 MMSCFD. Pertamina is targeting oil and gas production increased to 1.9 million barrels of oil equivalent per day / boepd in 2025 and 2.04 million b5epd at -2030.

Therefore, Pertamina must boost its oil and gas production to be increased by 8% per year. One additional oil and gas production was achieved through the acquisition of oil and gas blocks. Special of the acquisition of oil and gas blocks, starting in 2018, an additional target production is expected to reach at least 227 thousand boepd. Furthermore, the target was increased to 276 thousand boepd in 2019, 366 thousand bopd in 2020, 428 thousand boepd in 2021, 446 thousand boepd in 2022, and touched 473 thousand boepd in 2025.

Wiratmaja explained that oil reserves were 21.5 billion barrels are in remote places that are difficult to reach and very spread out and not backup large amounts of concentrated in one location. To take the oil from locations that are very difficult, the numbers are too small so it is not economically feasible to be developed. "The term marginal field, located far, the numbers are small, how cost for drilling, how much appeal, it is not economical," he said.

However, that does not mean that the backup just silenced. It continues to look for ways that the reserves can be economically and can be exploited. "Small pieces and there are everywhere. How can this be taken, our production could go up, it should be economical, "said Wiratmaja. While there is still a reserve of it, according to Wiratmaja, Indonesia will continue to rely on oil imports. Certainly not the entire reserves could eventually be produced, additional oil production will not be too big.

Therefore, Indonesia's oil consumption is now 1.6 million barrels per day (bpd), and increased to 2.2 million bpd within the next 10 years, imported oil is something that is unavoidable. What can be done now only minimize imports. "Our needs are now alone was 1.6 million bpd in 2025 to 2.2 million bpd. Imports will not be eliminated unless we find new oil sources is large. But surely reduce imports when it can be produced, "

IN INDONESIAN

Pertamina Incar Lapangan Minyak di Iran

PT Pertamina sedang mengincar lapangan migas di Iran yakni Ab Teymour dan Mansouri milik National Iranian Oil Company (NIOC). Ditargetkan akhir Februari proposal pengembangan lapangan yang akan diakuisisi tersebut akan diserahkan pada akhir Februari.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menuturkan, perseroan sebenarnya sudah siap menyerahkan proposal rencana pengembangan tersebut kepada NIOC. Namun, pihaknya masih ingin melakukan finalisasi proposal ini dengan menggelar workshop bersama NIOC di Tehran, Iran pada hari sabtu (11/2). “Target kami, proposal (diserahkan) akhir Februari. Tetapi mungkin kami bisa lebih cepat,” kata dia.

Jika lapangan minyak Iran ini bisa diakuisisi, maka akan memberikan nilai yang signifikan bagi produksi Pertamina dalam jangka panjang. Pasalnya, saat ini cadangan terbukti (proven reserve) minyak Indonesia saja hanya 3,7 miliar barel. “Sekarang cadangan terbukti kita 3,7 miliar barel, ada lagi 21,5 miliar barel yang juga proven tetapi tidak ekonomis,” kata Dirjen Migas Kementerian ESDM, IGN Wiratmaja Puja, beberapa waktu lalu.

Menurut dia, Pertamina bukanlah satu-satunya peminat dua blok dengan total cadangan minyak hingga 3 miliar barel itu, melainkan terdapat dua perusahaan migas lain yang menjadi pesaing perseroan. Meski demikian, pihaknya optimistis dapat memasukkan proposal ke NIOC lebih cepat dari pesaingnya. “Mereka belum (masukkan proposal) ,” ujarnya. Setelah memasukkan proposal rencana pengembangan, tahap berikutnya yakni NIOC akan mempelajari proposal tersebut.

Pihaknya tidak dapat memastikan berapa lama proses ini berlangsung mengingat hal itu merupakan wewenang NIOC. Sehingga, pihaknya juga tidak dapat menargetkan kapan akuisisi blok migas di Iran ini selesai. “Itu call-nya di sana (NIOC), kami tidak bisa mendorong-dorong juga,” tutur Alam.

Sebelumnya, Pertamina dan NIOC telah meneken nota kesepahaman pada Agustus tahun lalu. Berdasarkan nota kesepahaman ini, perseroan mempunyai waktu enam bulan bagi perseroan untuk melakukan studi dan menyampaikan preliminary proposal pengembangan Lapangan Ab-Teymour dan Mansouri di Iran, sehingga, batas penyerahan proposal ini memang akhir Februari ini. 

Namun, Presiden Joko Widodo dan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan meminta Pertamina sesegera mungkin memasukkan proposal tersebut mengingat banyaknya pesaing. Sementara untuk akuisisi blok migas di Rusia, Alam menargetkan bakal ada keputusan pada kuartal pertama tahun ini. Pertamina telah mengirimkan rencana pengembangan untuk dua blok yang akan diakuisisi-nya kepada Rosneft Oil Company selaku pemilik blok migas. “Kami sedang berkomunikasi intens untuk bicara berapa value-nya. Mestinya (closing) di kuartal pertama ini,” kata dia.

Berbeda dengan di Iran, Pertamina hanya akan mengambil saham di dua blok di Rusia dan tidak menargetkan untuk menjadi operator. Pasalnya, perseroan hanya menginginkan memperoleh tambahan migas dari Rusia sebesar 35 ribu barel per hari (bph) dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak. Dalam keterangan resminya, Rosneft menyatakan telah meneken nota kesepahaman dengan Pertamina untuk kerja sama menggarap Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. 

Tembus 100 Ribu BPH

Di sisi lain, Pertamina bakal mendapat tambahan produksi minyak cukup besar setelah selesainya penawaran pembelian (tender offer) saham Maurel&Prom tahap pertama. Dengan kepemilikan saham naik menjadi 64,46%, sebut Alam, jatah minyak Pertamina juga meningkat menjadi 64,4696 dari total produksi Maurel & Prom sekitar 30 ribu bph. Walaupun, diakuinya, jatah minyak perseroan ini belum bisa dibawa ke Indonesia. “Waktu kami proses akuisisi, Maurel & Prom masih ada kontrak dengan buyer minyak lain. Jadi kalau ini sudah selesai bawakan kami bawa ke Indonesia ,”.

Dengan tambahan produksi dari Maurel & Prom, produksi minyak perseroan dari luar negeri telah menambah 100 ribu barel per hari (bph). Sehingga, PT Pertamina Internasional EP (PIEP) selaku anak usaha yang menggarap ladang minyak di negara lain, menjadi kontributor terbesar produksi minyak perseroan. “PIEP itu produksi minyaknya sudah 90~100 ribu bph, dengan tambahan Maurel & Prom sudah di atas 100 ribu bph, lebih besar dari anak usaha lain,” kata Alam.

Senior Vice President Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati merinci, saat ini produksi minyak PIEP telah mencapai 90 ribu bph, sementara Pertamina EP Cepu 87 ribu bph, Pertamina EP 79 ribu, dan Pertamina Hulu Energi 59 ribu bph. Tahun ini, produksi minyak dari luar negeri ditargetkan sebesar 106 ribu bph.

Namun untuk produksi gas, kontribusi terbesar diberikan Pertamina EP dengan realisasi 973 million standard cubic feet per day/mmscfd. Selanjutnya, produksi gas PHE 700 mmscfd, PIEP 252 mmscfd, dan PEPC 30 mmscfd. Target produksi gas dari luar negeri tahun ini dipatok sebesar 256 mmscfd. Pertamina menargetkan produksi migasnya meningkat menjadi 1,9 juta barrel oil equivalent per day/boepd pada 2025 dan 2,04 juta b5epd pada -2030.

Untuk itu, Pertamina harus menggenjot produksi migas-nya agar naik 8% per tahun. Salah satu tambahan produksi migas ini diupayakan melalui akuisisi blok migas. Khusus dari akuisisi blok migas, mulai 2018, target tambahan produksi yang ditargetkan mencapai setidaknya 227 ribu boepd. Selanjutnya, target itu meningkat menjadi 276 ribu boepd pada 2019, 366 ribu bopd pada 2020, 428 ribu boepd pada 2021, 446 ribu boepd pada 2022, dan menyentuh 473 ribu boepd pada 2025.

Wiratmaja menjelaskan, cadangan minyak sebanyak 21,5 miliar barel itu berada di tempat-tempat terpencil yang sulit dijangkau dan sangat tersebar, bukan cadangan dalam jumlah besar yang terkonsentrasi di satu lokasi. Untuk mengambil minyak dari lokasi-lokasi itu sangat sulit, jumlahnya pun kecil-kecil sehingga secara ekonomis tidak layak dikembangkan. “Istilahnya marginal field, lokasinya jauh-jauh, jumlahnya kecil, ongkos pengeborannya berapa, tariknya berapa, itu sudah tidak ekonomis,” katanya.

Namun, bukan berarti cadangan itu didiamkan begitu saja. Pihaknya terus mencari cara agar cadangan-cadangan tersebut bisa ekonomis dan dapat dieksploitasi. “Kecil-kecil dan ada di mana-mana. Bagaimana supaya ini bisa diambil, produksi kita bisa naik, harus dibuat ekonomis,” ujar Wiratmaja. Walaupun masih ada cadangan sebesar itu, menurut Wiratmaja, Indonesia tetap akan terus bergantung pada impor minyak. Tentu tidak seluruh cadangan nantinya bisa diproduksi, penambahan produksi minyak tidak akan terlalu besar. 

Sebab, konsumsi minyak Indonesia saat ini sudah 1,6 juta barel per hari (bph), dan meningkat hingga 2,2 juta bph dalam 10 tahun ke depan, impor minyak adalah sesuatu yang tidak terhindarkan lagi. Yang bisa dilakukan kini hanya meminimalkan impor.  “Kebutuhan kita sekarang saja sudah 1,6 juta bph, tahun 2025 bisa 2,2 juta bph. Impor tak akan bisa dihilangkan kecuali kita menemukan sumber minyak baru yang besar-besar. Tapi pasti mengurangi impor kalau itu bisa diproduksi,”

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 9, 2017

Gas prices down to US $ 9.95 / MMBTU

The government lowered the price of gas for industry players to US $ 9.95 per million British thermal unit (MMBTU) from February 1. Previously, North Sumatra industry players have to buy gas at a price of US $ 13.39 per MMBTU. Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja said, the decline in gas prices one derived from changes in the gas source, the beginning of the regasification of liquefied natural gas / LNG into gas field in North Sumatra and Aceh. Therefore, the entire gas industry comes from the gas pipeline, while gas for electricity generation from LNG regasification. 'At first LNG gas to all plumbing replaced. LNG was expensive, so it could go down, "he said.

Initially, the source of gas for the industries of North Sumatra North Sumatra namely LNG industry with a volume of 6 billion British thermal units per day (bbtud) and the gas pipe 4 bbtud Field Pangkalan Susu. So that the gas price of US $ 13.38 per mmbtu of LNG obtained US $ 7.8 per mmbtu, gas pipes US $ 8.24 per mmbtu, regasification fee plus US $ 1.65 per mmbtu, toll fee Arun Pipe-Belawan US $ margin of 2.78 per mmbtu and $ 1.55 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US $ 0.92 per mmbtu, as well as distribution costs of PT PGN US $ 1.44 per mmbtu.

Not only shifting resources, PT Pertamina EP and PT Pertamina Hulu Energi also willing to suppress the price of gas from the field management. Then, and gas transportation side, PT Pertamina Gas (Pertagas) and PGN also agreed to cut costs. "So from US $ 13.38 per mmbtu to US $ 9.95 per mmbtu, was valid from February 1," said Wiratmaja. At the new price calculation for the industry of North Sumatra, the price of Pangkalan Susu fell to US $ 6.82 per MMBTU plus 1% of Indonesian crude price (ICP) and of Block NSO US $ 6.95 per MMBTU plus 1% ICP.

Furthermore, there is no cost of regasification, while the toll fee-Belawan and Arun margin fell to respectively $ 1.88 per mmbtu and US $ 0.57 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US $ 0.8 per mmbtu , as well as distribution costs PGN US $ 0.9 per mmbtu.

The same thing also expressed by the Senior Vice President Gas and Power PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah. "There has been a decision sumut price of Pertamina, we had a deal. So that is already under US $ 10 per mmbtu, "he said.

IN INDONESIAN

Harga Gas Turun Jadi US$ 9,95/MMBTU

Pemerintah menurunkan harga gas untuk pelaku industri menjadi US$ 9,95 per juta british thermal unit (MMBTU) mulai 1 Februari. Sebelumnya, pelaku industri Sumatra Utara harus membeli gas pada harga US$ 13,39 per MMBTU. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja menuturkan, penurunan harga gas salah satunya diperoleh dari perubahan sumber gas, awal dari regasifikasi gas alam cair/LNG menjadi lapangan gas di Sumatera Utara dan Aceh. Sehingga, seluruh gas industri berasal dari gas pipa, sementara gas untuk pembangkit listrik dari regasifikasi LNG. ‘Tadinya LNG diganti ke gas pipa semua. LNG tadinya mahal, sehingga bisa turun,” kata dia.

Awalnya, sumber gas untuk lndustri Sumut  industri Sumatera Utara yakni LNG dengan volume 6 miliar british thermal unit per hari (bbtud) dan gas pipa Lapangan Pangkalan Susu 4 bbtud. Sehingga harga gas US$ 13,38 per mmbtu diperoleh dari LNG US$ 7,8 per mmbtu, gas pipa US$ 8,24 per mmbtu, ditambah biaya regasifikasi US$ 1,65 per mmbtu, toll fee Pipa Arun-Belawan US$ 2,78 per mmbtu dan marjin US$ 1,55 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US$ 0,92 per mmbtu, serta biaya distribusi PT PGN US$ 1,44 per mmbtu.

Tidak hanya berganti sumber, PT Pertamina EP dan PT Pertamina Hulu Energi juga bersedia menekan harga gas dari lapangan yang dikelolanya. Kemudian, dan sisi transportasi gas, PT Pertamina Gas (Pertagas) dan PGN juga sepakat memangkas biayanya. “Jadi dari US$ 13,38 per mmbtu sampai ke US$ 9,95 per mmbtu, itu berlaku sejak 1 Februari,” tutur Wiratmaja. Pada perhitungan harga baru untuk pelaku industri Sumut, harga dari Pangkalan Susu turun menjadi US$ 6,82 per mmbtu ditambah 1% dari harga minyak mentah Indonesia (ICP) dan dari Blok NSO US$ 6,95 per mmbtu plus 1% ICP. 

Selanjutnya, tidak ada lagi biaya regasifikasi, sementara toll fee dan margin Arun-Belawan turun menjadi masing-masing US$ 1,88 per mmbtu dan US$ 0,57 per mmbtu, toll fee Pangkalan Susu-Wampu US$ 0,8 per mmbtu, serta biaya distribusi PGN US$ 0,9 per mmbtu.

Hal yang sama juga diungkapkan oleh Senior Vice President Gas and Power PT Pertamina Djohardi Angga Kusumah. “Sudah ada keputusan harga sumut dari Pertamina, kami sudah sepakat. Sehingga sudah di bawah US$ 10 per mmbtu,” ujarnya.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 9, 2017