JOB PPEJ Pursue Target Zero Gas Flare

After successfully save the country about USD 2 million US Dollars through innovation in the process of water injection in the field Sragen, now Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) back efforts to increase revenue to achieve the target of zero gas flare facilitated Central Processing Area (CPA ) for the production of gas from the field and Sragen Mudi, Tuban Block.

At this early stage, from the rest of the flare gas in Mudi Field and Sukowati amount of about 3 ~ 4 MMSCFD (million standard cubic feet per day), it can be reduced 0.8 MMSCFD of Mudi field. 0.8 MMSCFD gas is now used as an additional supply of gas (gas iced) to PT Gasuma, as the flue gas buyer, after JOB can modify and install the connecting pipe (jumper line) in one of the gas processing facility and a separator are PV-9700 (Mudi) to gas scrubber PV-3700 already lowered the pressure to conform to the pressure separator without impacting the supply of gas that is held in the CPA Mudi.

"After the 0.8 MMSCFD absorbed PT Gasuma, entrained in the gas production (associated gas) from the driver's field already nothing is burned (flare) again. Furthermore, JOB PPEJ cooperation with PT Gasuma will make modifications and innovations again so that the exhaust gas (flare) remaining around 2 MMSCFD could be zero as part of the target achievement of the green level in 2017, "said General Manager JOB PPEJ Akbarsyah accompanied FOS ( field Operations Superintendent) Achmad Fauzy Mayanullah and Meri Iriyadi.

Akbarsyah admits is not easy to achieve zero gas flare. The main problem the rest of the exhaust gas that now exist have very low pressure, which is about 2 psi. Waste gas that is the residual gas is utilized JOB PPEJ comes from processed gas through the Sulphur Recovery Unit (SRU) to get a clean dry gas (dry gas) to fuel generators for internal Iistrik.

"It took a compressor that is capable of processing the exhaust gas pressure is only about 2 psi to then increase the pressure to about 65 psi to be absorbed by Gasuma. Theoretically it could be done by providing the appropriate compressor, but potentially explosive impact on the SRU facilities because there is the effect the vacuum / suction of the compressor. This technical problem which we are now discussing with the technical team of Gasuma ".

IN INDONESIAN

JOB PPEJ Kejar Target Zero Gas Flare

Setelah sukses menghemat pengeluaran negara sebesar USD 2 juta Dollar AS lewat inovasi dalam proses water injection di lapangan Sukowati,  kini Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) kembali melakukan upaya meningkatkan pendapatan dengan mengejar target zero gas flare di fasilitas Central Processing Area (CPA) untuk produksi gas yang berasal dari Lapangan Mudi dan Sukowati, Blok Tuban.

Pada tahap awal ini, dari sisa gas flare di Lapangan Mudi dan Sukowati yang besarnya sekitar 3 ~ 4 MMSCFD (juta kaki kubik per hari), sudah bisa dikurangi 0,8 MMscfd dari lapangan Mudi. Gas sebesar 0,8 MMscfd itu kini digunakan sebagai tambahan pasokan gas (iced gas) ke PT Gasuma, selaku pembeli gas buang, setelah JOB bisa memodifikasi dan memasang pipa penghubung (jumper line) di salah satu fasilitas pemrosesan gas yaitu dan separator PV-9700 (Mudi) ke gas scrubber PV-3700 yang sudah diturunkan tekanannya untuk disesuaikan dengan tekanan separator tanpa berdampak kepada suplai gas yang selama ini berlangsung di CPA Mudi.

“Setelah yang 0,8 MMscfd bisa diserap PT Gasuma, gas ikutan yang di produksi (associated gas) dari lapangan mudi sudah tidak ada yang dibakar (flare) lagi. Selanjutnya, JOB PPEJ bekerjasama dengan PT Gasuma akan melakukan modifikasi dan inovasi lagi agar gas buang (flare) yang masih tersisa sekitar 2 MMSCFD bisa menjadi zero sebagai bagian dari target pencapaian PROPER Hijau tahun 2017 ini,” kata General Manager JOB PPEJ Akbarsyah didampingi FOS (Field Operations Superintendent) Fauzy Achmad Mayanullah dan Meri Iriyadi.

Akbarsyah mengakui tidak mudah untuk mencapai zero gas flare. Problem utamanya sisa gas buang yang kini ada punya tekanan sangat rendah, yakni sekitar 2 Psi. Gas buang yang ada itu adalah sisa gas yang dimanfaatkan JOB PPEJ berasal dari gas yang diproses melalui Sulphur Recovery Unit (SRU) untuk mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar generator pembangkit Iistrik internal.

”Butuh kompresor yang mampu memproses gas buang yang tekanannya hanya sekitar 2 Psi untuk kemudian menaikkan tekanannya menjadi sekitar 65 Psi agar bisa diserap oleh Gasuma. Secara teoritis hal itu bisa dilakukan dengan penyediaan kompresor yang tepat, tetapi berpotensi untuk menimbulkan dampak terhadap fasilitas SRU karena ada efek vakum / hisap dari kompresor. Problem teknis ini yang sekarang sedang kami diskusikan bersama dengan tim teknis dari Gasuma”.

Surabaya Pagi, Page-11, Thursday, Feb, 9, 2017

Import Rules Gas Industry Immediate Release

The government is preparing a gas import rules in order to provide cheap gas for the industry. However, one of the requirements that must be met for it is the industrial infrastructure and the floating storage unit (FSRU). "We are preparing regulations ministers. Some of our criteria are being set up. In the near future, will be issued soon," said Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmadja Puja.

According to him, one of the terms of gas imports in the form of direct ownership of infrastructure such as storage and regasification unit is very important given the lack of a gas infrastructure in Indonesia. The criteria is quite small it was also made to prevent the import of gas by the company that the capital only permits only. Not only that, the new gas import permits issued if the price of imported gas is also cheaper than the price in the country after going through the process of regasification. "There are several requirements that must be met in order to be imported, ie only those who have a regasification infrastructure, so not the paper company. We have to avoid it," said the Director of the Directorate General of Oil and Gas Downstream Gas MEMR Rini Tri Hutami.

Energy expert from Trisakti University Rakhamanto said Pri Agung, gas import policy does not necessarily make the price cheaper gas industry. Because the price of gas follows the price on the international market. According to him, the average oil price of USD 50 per barrel, the price of LNG to the harbor in the Asia Pacific region to around USD 8 per MMBTU. "Not that the import of cheap gas and then the gas price can be realized. Wherever the price of gas will be influenced by many factors, such as volume, source of supply, infrastructure, "he said.

On the other hand, denied that the government's policy of gas imports due to the Presidential Regulation No. 40/2016 on Natural Gas Pricing can not be implemented. Of the seven industrial sectors in the target can enjoy cheap gas, only three sectors are obviously the implementation, ie industrial fertilizers, steel, and petrochemicals. Wiratmadja claim the government has managed to reduce the price of gas in the upstream in North Sumatra. 

The price of gas in North Sumatra dropped from USD13,38 per million metric British thermal unit (MMBTU) to USD9,95 per MMBTU per February 1, 2017. In addition to lowering gas in the upstream, the government also lowered the cost of transmission and distribution of gas. "Upstream down using formula, gas transmission also down," he said.

IN INDONESIAN

Aturan Impor Gas Industri Segera Diterbitkan

Pemerintah sedang menyiapkan aturan impor gas langsung dalam rangka menyediakan gas murah bagi industri. Namun, salah satu syarat yang harus dipenuhi untuk itu adalah industri memiliki infrastruktur unit penyimpanan dan regasifikasi terapung (FSRU). "Kami sedang menyiapkan peraturan menterinya. Sejumlah kriterianya sedang kami siapkan. Dalam waktu dekat ini, akan segera dikeluarkan,” ujar Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmadja Puja. 

Menurut dia, salah syarat impor gas langsung berupa kepemilikan infrastruktur seperti unit penyimpanan dan regasifikasi sangat penting mengingat masih minimnya infrastruktur gas yang ada di Indonesia. Kriteria yang terbilang cukup kecil itu juga dibuat untuk mencegah impor gas oleh perusahaan yang hanya bermodal izin saja. Tidak hanya itu, izin impor gas baru dikeluarkan jika harga gas yang di impor juga lebih murah dibandingkan harga di dalam negeri setelah melalui proses regasifikasi. "Terdapat beberapa syarat yang harus dipenuhi agar boleh impor, yaitu hanya mereka yang punya infrastruktur regasifikasi, jadi bukan yang paper company. Kita harus hindari itu," kata Direktur Pembinaan Hilir Migas Direktorat Jenderal Migas Kementerian ESDM Rini Tri Hutami.

Pakar energi dari Universitas Trisakti Pri Agung Rakhmanto mengatakan, kebijakan impor gas belum tentu membuat harga gas industri lebih murah. Pasalnya, harga gas mengikuti harga di pasar internasional. Menurut dia, dengan harga minyak rata-rata USD 50 per barel, maka harga LNG sampai ke pelabuhan di kawasan Asia Pasifik menjadi sekitar USD 8 per MMBTU. ”Bukan berarti dengan impor gas kemudian harga gas murah dapat direalisasikan. Di mana pun harga gas akan dipengaruhi banyak faktor, seperti volume, sumber pasokan, infrastruktur," tuturnya.

Di sisi lain, pemerintah membantah jika kebijakan impor gas ini lantaran Peraturan Presiden No 40/2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi tidak bisa di implementasikan. Dari tujuh sektor industri yang di targetkan dapat menikmati gas murah, hanya tiga sektor saja yang jelas implementasinya, yaitu industri pupuk, baja, dan petrokimia. Wiratmadja mengklaim pemerintah telah berhasil menurunkan harga gas di hulu di Sumatera Utara. 

Harga gas di Sumatera Utara turun dari USD13,38 per juta metrik british thermal unit (MMBTU) menjadi USD9,95 per MMBTU per 1 Februari 2017. Selain menurunkan gas di hulu, pemerintah juga menurunkan biaya transmisi dan distribusi gas. "Hulu turun gunakan formula, transmisi gas juga turun," katanya.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, Feb, 9, 2017

Three Candidates Rely on Domestic Gas Plant

PLN open tender at the same three gas power plants with a total value of US $ 1.7 billion

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) said it will not import gas to meet the needs of the prospective gas three gas power plants that will be tendered. Therefore, the local gas supply is sufficient to meet three new power plants. PLN Procurement Director, Iwan Supangkat said gas supply in the country is still insufficient to meet the needs of gas power plants, at least until 2019.

Calculation of demand and supply that also takes into account the needs of gas to three power plants will be tendered PLN. As a result, "We do not need to import. In the country there is still gas from Bontang, who had ENI in Field Crickets, Donggi-Senoro, PLN also has contracts 60 cargoes of LNG from Tangguh," said Iwan.

But Iwan not explain the details of the third gas plant needs it. These needs will be discussed with the Directorate General of Oil and Gas (Director General of Oil) Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), and the Special Implementation Unit Upstream Oil and Gas (SKK Migas). "The potential of how gas from this plant I do not know.

Iwan said that this year the company will auction off three power projects. Namely, Gas and Steam Power Plant (power plant) 3 Java, the Java-Bali power plant 3, as well as Java-Bali power plant project 4. Java Power Plant Project 3 capacity of 800 Megawatt (MW) is estimated investment of US $ 1 billion. PLTGU Peaker Jawa Bali 3 with a capacity of 500 MW to reach US $ 500 million. 

As for the investment needs of the Java-Bali power plant Peaker 4 with a capacity of 450 MW is around US $ 400 million-US $ 500 million. Three projects total investment requirement is US $ 1.7 billion. "We will open a tender this year for the third generation, it was. Now the process is being prepared," said Iwan.

Interested in the Project Auction

President Director of PT Adaro Energy Tbk Garibaldi Thohir expressed readiness to participate in the bidding of power projects which opened PLN. "We, the open. We are ready to go if there is a chance tender power plant, power plant and solar power," said Garibaldi. President Director of PT Bhimasena Power Indonesia Mohammad Effendi states already prepared an investment to participate in the tender was the third generation. "We will participate in the tender to the consortium earlier (in the Java PLTGU 1).

Bhimasena is a subsidiary of Adaro. In the tender PLTGU Java 1, Bhimasena took Sembcorp. PT Medco Power Generation Indonesia will also participate in the tender held by PLN this year. "We will consider after studying the Request for proposal (RFP) projects, from PLN," said Lukman Mahfoedz, President Director of Medco Power Generation Indonesia

If the results of the study agreed to participate in the tender, said Lukman, it will discuss with the previous consortium that participated in the project Java PLTGU 1 that Nebras Power and Korea Electric Power Corporation. "We are satisfied and appreciate the old partner, and will be discussed as well for new projects," said Lukman.

IN INDONESIAN

Calon Tiga Pembangkit Andalkan Gas Domestik

PLN membuka sekaligus tiga tender pembangkit gas dengan nilai total US$ 1,7 miliar

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) menyatakan tidak akan mengimpor gas untuk memenuhi kebutuhan gas calon tiga pembangkit gas yang akan ditenderkan. Sebab, suplai gas lokal masih mencukupi untuk memenuhi tiga pembangkit baru. Direktur Pengadaan PLN, Iwan Supangkat menyatakan, suplai gas di dalam negeri masih mencukupi untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik, setidaknya hingga tahun 2019. 

Perhitungan kebutuhan dan suplai itu juga sudah memperhitungkan kebutuhan gas untuk tiga pembangkit listrik yang akan ditenderkan PLN. Alhasil, "Kita tidak perlu impor. Di dalam negeri masih ada gas dari Bontang, yang punya ENI di Lapangan Jangkrik, Donggi-Senoro, PLN juga punya kontrak 60 kargo LNG dari Tangguh," kata Iwan. 

Namun Iwan belum menjelaskan detail kebutuhan gas ketiga pembangkit itu. Kebutuhan tersebut akan dibicarakan dengan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), dan Satuan Kerja Khusus Pelaksanaan Kegiatan Hulu Migas (SKK Migas). "Potensi berapa gas dari pembangkit ini saya belum tahu.

Iwan menyatakan, tahun ini PLN akan melelang tiga proyek pembangkit listrik. Yakni, Pembangkit Listrik Gas dan Uap (PLTGU) Jawa 3, PLTGU Jawa-Bali 3, serta proyek PLTGU Jawa-Bali 4. Proyek PLTGU Jawa 3 berkapasitas 800 Megawatt (MW) itu diperkirakan investasi mencapai US$ 1 miliar. PLTGU Peaker Jawa Bali 3 berkapasitas 500 MW mencapai US$ 500 juta. 

Adapun kebutuhan investasi PLTGU Peaker Jawa-Bali 4 yang berkapasitas 450 MW berkisar US$ 400 juta-US$ 500 juta. Total kebutuhan investasi tiga proyek itu mencapai US$ 1,7 miliar. "Kami akan buka tendernya pada tahun ini untuk ketiga pembangkit, itu. Sekarang prosesnya sedang disiapkan," kata Iwan.

Minati tender proyek

Presiden Direktur PT Adaro Energi Tbk Garibaldi Thohir menyatakan siap mengikuti tender proyek pembangkit listrik yang dibuka PLN. "Kami, open. Kami siap ikut kalau ada kesempatan tender PLTGU, PLTU maupun PLTS," kata Garibaldi. Direktur Utama PT Bhimasena Power lndonesia Mohammad Effendi menyatakan sudah menyiapkan investasi untuk mengikuti tender ketiga pembangkit itu. "Kami akan ikut tender dengan konsorsium sebelumnya (di PLTGU Jawa 1).

Bhimasena adalah anak usaha Adaro. Dalam tender PLTGU Jawa 1, Bhimasena menggandeng Sembcorp. PT Medco Power Generation Indonesia juga akan mengikuti tender yang diadakan oleh PLN tahun ini. "Kami akan mempertimbangkan setelah mempelajari Request for proposal (RFP) proyek tersebut, dari PLN," kata Lukman Mahfoedz, Presiden Direktur Medco Power Generation Indonesia 

Jika hasil studi tersebut menyepakati untuk ikut tender, kata Lukman, pihaknya akan mendiskusikan dengan konsorsium sebelumnya yang ikut dalam proyek PLTGU Jawa 1 yakni Nebras Power dan Korea Electric Power Corporation. "Kami satisfied dan appreciate dengan partner yang lama, dan akan didiskusikan juga untuk proyek baru," kata Lukman.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Stock Candidates Pertamina president Increasingly Crowded

Stock candidates Director of PT Pertamina Increasingly crowded. If previously circulated names like Rachmad Hardadi, Director of Mega Project Processing and Petrochemical Pertamina, Syamsu Alam, upstream director, Yenni Andayani, Director of Gas and also Acting Director of Pertamina, Ahmad Bambang, the former deputy president director Budi Gunadi Sadikin Special Staff Rini Soemarno, now increased two names. Namely the President Director of PT Perkebunan Nusantara III Holding Plantation Elia Massa Manik and Edwin Hidayat Abdullah Deputy for Energy, Logistics, Metro and Tourism Ministry of SOEs As well as Commissioner of Pertamina.

According to Fahmi Radhi, former Mafia Eradication Team Member states Migas, two new names that do not have the criteria as managing director of Pertamina. There are three criteria that must be held to be the helm of Pertamina. "Integrity never caught law, an independent not entrusted anyone, and professionals in the field of oil and gas," said Fahmi

He said he thought Edwin was smart and honest. "But if he is independent? Because he's a nearby Rini Soemarno. I know Edwin, indeed he's smart because I taught him at UGM Jakarta," he said. As for Elijah, he said, adding, it was clear the near Rini, because once worked at Astra. However, from the professionals may not be in doubt. "Then I guess pas internal Syamsu Alam and Rahmat Hardadi, and Vishnu Untoro, if from the outside, Sudiman Said," he said.

IN INDONESIAN

Bursa Kandidat Dirut Pertamina Semakin Ramai

Bursa kandidat Direktur Utama PT Pertamina Semakin ramai. Jika sebelumnya beredar nama-nama seperti Rachmad Hardadi, Direktur Mega Proyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina, Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina, Yenni Andayani, Direktur Gas sekaligus Plt Direktur Utama Pertamina, Ahmad Bambang, mantan Wakil Dirut Pertamina, Budi Gunadi Sadikin Staf Khusus Rini Soemarno, kini bertambah dua nama. Yakni Dirut PT Perkebunan Nusantara lll Holding Perkebunan Elia Massa Manik dan Edwin Hidayat Abdullah Deputi Bidang Usaha Energi, Logistik, Kawasan dan Pariwisata Kementerian BUMN Serta Komisaris Pertamina. 

Menurut Fahmi Radhi, Mantan Anggota Tim Pemberantasan Mafia Migas menyatakan, dua nama baru itu belum memiliki kriteria sebagai direktur utama Pertamina. Ada tiga kriteria yang harus dimiliki untuk menjadi pucuk pimpinan Pertamina. "Integritas tidak pernah tersangkut hukum, independen bukan titipan siapapun, dan profesional di bidang migas," kata Fahmi 

Dia bilang, Edwin menurutnya memang pintar dan jujur. "Tetapi apakah dia independen? Sebab dia orang dekatnya Rini Soemarno. Saya kenal Edwin, memang dia pintar karena saya mengajar dia di UGM Jakarta," ujarnya. Sementara untuk Elia, kata Fahmi, sudah jelas orang dekat Rini, karena pernah bekerja di Astra. Namun dari sisi profesional mungkin tidak diragukan. "Kalau internal saya kira pas Syamsu Alam dan Rahmad Hardadi, serta Wisnu Untoro, kalau dari luar, Sudiman Said," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Five Investors scramble Mini Refinery Cluster in Maluku

Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) is ready to make the selection of the investors interested in the project mini refinery. There are eight clusters are ready to be auctioned, but only three will be auctioned this year. The eight clusters that: a cluster of North Sumatra (block Rantau and Pangkalan Susu), cluster Selat Panjang Malacca (field EMP Malacca Strait and Petroselat), Cluster Riau (Block Tonga, Siak, Pendalian, Langgak, West Area, and Range) Then, other cluster is a cluster Jambi (block Palmerah, Mengoepeh, Lemang, and Karang Agung), the cluster of South Sumatra (block Merangin II and Ariodamar), a cluster of South Kalimantan (block Tanjung, clusters of North Kalimantan consists of a block Bunyu, Sembakung, Mamburungan, and Pamusian Juwata) and cluster Maluku (Oseil and Bula).

Director of Downstream Oil and Gas Ministry of Energy, Setyorini Tri Hutami said eight clusters of mini refinery, the new government will auction three clusters of mini refinery this year. For example, a cluster VIII who was in Maluku and now already under the administration finished with five investors, PT Alam Bersami Sentosa, PT Tri Wahana Universal, KSO PT Kencana Youth Build, Contractor-Changling Petrochemical Engineering Design Co. Ltd, PT Lintas Teknologi Alliance and KSO PT Harmoni-Oceannus Drilling Services Co. Ltd.

Five companies who have passed the stages of the administration had been taking the election documents. Setyorini says, in one and a half months ahead five companies are to have been preparing a feasibility study.

IN INDONESIA

Lima Investor Berebut Kilang Mini Kluster Maluku

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) siap melakukan seleksi para investor yang berminat di proyek kilang mini. Ada delapan kluster yang siap dilelang, namun baru tiga yang akan dilelang tahun ini. Ke delapan kluster itu: klaster Sumut (blok Rantau dan Pangkalan Susu), klaster Selat Panjang Malaka (lapangan EMP Malacca Strait dan Petroselat), klaster Riau (Blok Tonga, Siak, Pendalian, Langgak, West Area, dan Kisaran) Lalu, klaster lainnya adalah klaster Jambi (blok Palmerah, Mengoepeh, Lemang, dan Karang Agung), klaster Sumatera Selatan (blok Merangin II dan Ariodamar), klaster Kalimantan Selatan (blok Tanjung, klaster Kalimantan Utara terdiri dari blok Bunyu, Sembakung, Mamburungan, dan Pamusian Juwata), dan klaster Maluku (Oseil dan Bula).

Direktur Pembinaan Hilir Migas Kementerian ESDM, Setyorini Tri Hutami mengatakan, dari delapan klaster kilang mini tersebut, pemerintah baru akan melelang tiga klaster kilang mini pada tahun ini. Misalnya, klaster VIII yang berada di Provinsi Maluku dan kini sudah memasuki tahapan selesai administrasi dengan lima investor, PT Alam Bersami Sentosa, PT Tri Wahana Universal, KSO PT Remaja Bangun Kencana, Kontraktor-Changling Petrochemical Engineering Design Co. Ltd, PT Aliansi Lintas Teknologi dan KSO PT Harmoni Drilling Services-Oceannus Co. Ltd. 

Kelima perusahaan yang telah lolos tahapan administrasi itu pun telah mengambil dokumen pemilihan. Setyorini bilang, dalam satu setengah bulan ke depan kelima perusahaan itu sudah harus selesai menyusun Studi kelayakan.

Kontan, Page-14, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina president Can from Beyond

After the Managing Director and Vice President Director removed at once, now PT Pertamina is seeking the best candidates who will occupy the number one position in the government-owned company. Minister for State Owned Enterprises (SOEs) Rini Soemarno said that it was likely candidates are from outside Pertamina president director. "We'll see. We see a lot of potential from outside Pertamina, he said.

However, he was reluctant to say more detail the criteria or the names of the prospective new boss Pertamina. According to Rini, the Ministry of SOEs still have a month to set a new leader. This time it was still awaiting the commissioners proposed the name of the replacement candidate Soetjipto. Government as shareholder had to wait for the proposals of the board of commissioners before appointing a new boss Pertamina. Later, the commissioners held a meeting to propose names of candidates for replacement. "The time of 30 days. Since the decision last week, a maximum of 30 days from now we have to choose the Chairman explained.

Earlier, Coordinating Minister maritime Luhut Binsar Pandjaitan said that it would assess candidates Pertamina president with the competencies they have. "One of them is able to make Pertamina could be more efficient and productive in the global competition," he said.

According to him, Pertamina chief candidate can not be ascertained from it internal or external. Most importantly, the candidate remains competent Managing Director. That is, it is possible that there is a leader from outside the company who will lead Pertamina. However, he did not mention the names of which will be proposed to fill those seats.

The sacking Soetjipto as Managing Director also raises Yenni Andayani figure who now serves as an administrative task (Plt) president director of Pertamina. Prior to becoming Acting Managing Director, short-haired woman was director of gas and renewable energy Pertamina since Nov. 28, 2014.

IN INDONESIAN

Dirut Pertamina Bisa dari Luar

Setelah Dirut dan Wadirut dicopot sekaligus, kini PT Pertamina mencari kandidat-kandidat terbaik yang akan menempati posisi nomor satu di perusahaan milik pemerintah  tersebut. Menteri Badan Usaha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno menuturkan bahwa tidak tertutup kemungkinan calon Dirut berasal dari luar Pertamina. "Nanti kami lihat. Kami lihat ada potensi-potensi dari luar Pertamina, ujarnya.

Namun, dia enggan menyebutkan lebih detail kriteria atau nama-nama calon bos baru Pertamina. Menurut Rini, Kementerian BUMN masih mempunyai waktu sebulan untuk menetapkan pimpinan baru. Saat ini pihaknya masih menunggu dewan komisaris mengajukan nama calon pengganti Dwi Soetjipto. Pemerintah sebagai pemegang saham harus menunggu usulan dari dewan komisaris sebelum menunjuk bos baru Pertamina. Nanti dewan komisaris melakukan rapat untuk memberikan usulan nama-nama calon pengganti. "Waktunya 30 hari. Sejak keputusan minggu lalu, maksimum 30 hari dari sekarang kami harus memilih Presdir jelasnya.

Sebelumnya, Menteri Koordinator Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengungkapkan bahwa pihaknya bakal menilai calon Dirut Pertamina dengan kompetensi yang mereka miliki. "Salah satunya adalah mampu membuat Pertamina bisa lebih efisien dan produktif di tengah kompetisi global,” tuturnya.

Menurut dia, calon Dirut Pertamina belum bisa dipastikan dari internal atau justru eksternal. Yang paling penting, calon Dirut ini tetap mempunyai kompetensi. Artinya, tidak tertutup kemungkinan terdapat sosok pemimpin dari luar perusahaan yang akan memimpin Pertamina. Namun, dia belum menyebut nama-nama yang bakal diajukan untuk mengisi kursi tersebut.

Pencopotan Dwi Soetjipto sebagai Dirut juga memunculkan sosok Yenni Andayani yang kini menjabat pelaksana tugas sementara (Plt) direktur utama Pertamina. Sebelum menjadi Plt Dirut, perempuan berambut pendek itu menjabat direktur gas dan energi baru terbarukan Pertamina sejak 28 November 2014.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Feb, 9, 2017

BI Monitor China by World Oil Prices

Bank Indonesia (BI) to admit, this year's economic condition is still full of uncertainty. There are several things that make the global economy is not yet stable. BI Governor Agus Martowardojo explained that currently the world is waiting fiscal policy will be applied US. According to him, the US policy highly anticipated big countries like China. "It's all going to have an impact, as well as fiscal policy. So this is a concern," he said.

He also claimed to continue to monitor the economic conditions of China. Therefore, there is a possibility this year China's currency weakened. These conditions have occurred in 2016. At that time a weakening Yuan up almost 7%. On the other hand, BI also pay attention to the price of oil. Bl himself has raised its forecast for oil prices in 2017 of USD 45 per barrel to USD 47 per barrel. "The condition of the oil price is a little ride, because, among other countries agreement OPEC to cut production, but when the Americans want to respond would ensure that they would suffice for the country, it will also be bringing the changing conditions in the oil price," he said ,

Although there are still many uncertainties sejumah, he expects the economy this year will be better. Given the central bank has revised projections for world economic growth from the previous 3.2% to 3.4%. "This will affect the exchange rate in Indonesia, because of the challenges that we need to manage is intfasi in the country. It's a combination of uncertainty in the world, and make our national conditions must consider our exchange rate.

IN INDONESIAN

BI Pantau China hingga Harga Minyak Dunia

Bank Indonesia (BI) mengakui, kondisi ekonomi tahun ini masih penuh ketidakpastian. Ada beberapa hal yang membuat kondisi ekonomi global belum stabil. Gubernur BI Agus Martowardojo menjelaskan, saat ini dunia sedang menunggu kebijakan fiskal yang akan diterapkan AS. Menurutnya, kebijakan AS sangat dinanti negara besar seperti China. "Ini semua akan punya dampak, begitu pula dengan kebijakan fiskalnya. Jadi ini satu perhatian," kata dia.

Dia juga mengaku terus memantau kondisi ekonomi China. Sebab, ada kemungkinan mata uang China tahun ini melemah. Kondisi ini pernah terjadi pada tahun 2016. Saat itu terjadi pelemahan Yuan sampai hampir 7%. Di sisi lain, BI juga memperhatikan harga minyak. Bl sendiri telah menaikkan proyeksi harga minyak di 2017 dari USD 45 per barel menjadi USD 47 per barel. "Kondisi harga minyak memang agak naik, karena antara lain kesepakatan negara-negara OPEC untuk mengurangi produksi, tapi ketika Amerika mau merespons mau meyakinkan bahwa mereka mau mencukupi untuk di dalam negerinya, ini nanti juga akan membawa kondisi perubahan di harga minyak," kata dia.

Meski masih banyak sejumah ketidakpastian, dirinya berharap ekonomi di tahun ini akan lebih baik. Mengingat BI sudah merevisi proyeksi pertumbuhan ekonomi dunia dari sebelumnya 3,2% menjadi 3,4 %. "Ini akan mempengaruhi kondisi nilai tukar di Indonesia, karena satu tantangan yang perlu kita kelola adalah intfasi di dalam negeri. Ini kombinasi ketidakpastian di dunia, dan kondisi di nasional membuat kita mesti memperhatikan nilai tukar kita.

Harian Bangsa, Page-4, Thursday, Feb, 9, 2017 

Water Injection, JOB PPEJ save USD 2 Million

The process of water injection in the field Sukowati belonging Pertamina Petrochina Joint Operating Body (JOB PPEJ) successfully make savings of up to $ 2 million. This was revealed by the General Manager JOB PPEJ Akbarsyah. JOB PPEJ now working to improve the way the pursuit of a target of zero gas flare at the facility Central Processing Area (CPA). CPA for gas production from the field and Sukowati Mudi, Tuban Block. "At this early stage, from the rest of the flare gas in Mudi Field and Sukowati amount of about 3-4 MMSCFD (million standard cubic feet per day), it can be reduced 0.8 MMSCFD of Mudi field," said Akbarsyah.

He revealed, amounted to 0.8 MMSCFD gas is now used as an additional supply of gas (feed gas) to PT Gasuma. Gasuma an exhaust gas buyer after JOB PPEJ can modify and install the connecting pipe (jumper line) disebuah gas processing facilities, namely from the separator PV-9700 (Mudi) to gas scrubber PV-3700. Amenities The pressure was able to be adjusted to the pressure separator without impacting the supply of gas that is held in the CPA Mudi. "After the 0.8 MMSCFD absorbed PT Gasuma, entrained in the gas production (associated gas) from the driver's field already nothing is burned (flare) again.

Furthermore, in cooperation with PT JOB PPEJ Gasuma will make modifications and innovations again so that the exhaust gas (flare) remaining approximately 2 MMscfd could be zero as part of achieving the target of the green level in 2017, "said General Manager JOB PPEJ. Akbarsyah admits is not easy to achieve zero gas flare. The main problem the rest of the exhaust gas that now exist have very low pressure, which is about 2 psi. Waste gas that is the residual gas is utilized JOB PPEJ comes from processed gas through the Sulphur Recovery Unit (SRU) to get a clean dry gas (dry gas) for fuel.

He needs a compressor that is capable of processing the exhaust gas pressure is only about 2 psi to then increase the pressure to about 65 psi to be absorbed by Gasuma. Theoretically, it could be done by providing the appropriate compressor, but the potential for an impact on the SRU facility because there is a vacuum or suction effect of the compressor. "The technical problem which we are now discussing with the technical team of Gasuma" he said. As described, there are four advantages and benefits to be gained JOB PPEJ if the program reaches zero gas flare was successfully carried out.

First, the environment and the surrounding communities Mudi CPA will be better again. Second, can get additional revenue from the sale of the low-pressure residual gas. Third, do not need to spend the budget is too large for PT Gasuma willing to provide the necessary additional facilities such as a compressor is needed at their expense. Fourth, increase the contribution JOB PPEJ in support of the national energy supply through CNG required by industry in East Java unserved gas network

IN INDONESIAN

Water Injection, JOB PPEJ Hemat USD 2 Juta

Proses water injection di lapangan Sukowati milik Joint Operating Body Pertamina Petrochina (JOB PPEJ) sukses membuat penghematan hingga USD 2 juta. Hal itu diungkapkan General Manager JOB PPEJ Akbarsyah. Kini JOB PPEJ berupaya meningkatkan dengan cara mengejar target zero gas flare di fasilitas Central Processing Area (CPA). CPA untuk produksi gas yang berasal dari Lapangan Mudi dan Sukowati, Blok Tuban. “Pada tahap awal ini, dari sisa gas flare di Lapangan Mudi dan Sukowati yang besarnya sekitar 3-4 MMscfd (juta kaki kubik per hari), sudah bisa dikurangi 0,8 MMscfd dari lapangan Mudi,” kata Akbarsyah.

Ia mengungkapkan, gas sebesar 0,8 MMscfd itu kini digunakan sebagai tambahan pasokan gas (feed gas) ke PT Gasuma. Gasuma merupakan pembeli gas buang setelah JOB PPEJ bisa memodifikasi dan memasang pipa penghubung (jumper line) disebuah fasilitas pemrosesan gas, yaitu dari separator PV-9700 (Mudi) ke gas scrubber PV-3700. Fasilitas tersebut tekanannya sudah bisa untuk disesuaikan dengan tekanan separator tanpa berdampak kepada suplai gas yang selama ini berlangsung di CPA Mudi. “Setelah yang 0,8 MMscfd bisa diserap PT Gasuma, gas ikutan yang di produksi (associated gas) dari lapangan mudi sudah tidak ada yang dibakar (flare) lagi.

Selanjutnya, JOB PPEJ bekerjasama dengan PT Gasuma akan melakukan modifikasi dan inovasi lagi agar gas buang (flare) yang masih tersisa sekitar 2 MMscfd bisa menjadi zero sebagai bagian dari target pencapaian PROPER Hijau tahun 2017 ini,” kata General Manager JOB PPEJ. Akbarsyah mengakui tidak mudah untuk mencapai zero gas flare. Problem utamanya sisa gas buang yang kini ada punya tekanan sangat rendah, yakni sekitar 2 Psi. Gas buang yang ada itu adalah sisa gas yang dimanfaatkan JOB PPEJ berasal dari gas yang diproses melalui Sulphur Recovery Unit (SRU) untuk mendapat gas kering bersih (dry gas) untuk bahan bakar.

Ia membutuhkan kompresor yang mampu memproses gas buang yang tekanannya hanya sekitar 2 Psi untuk kemudian menaikkan tekanannya menjadi sekitar 65 Psi agar bisa diserap oleh Gasuma. Secara teoritis, hal itu bisa dilakukan dengan penyediaan kompresor yang tepat, tapi berpotensi untuk menimbulkan dampak terhadap fasilitas SRU karena ada efek vakum atau hisap dari kompresor. “Problem teknis ini yang sekarang sedang kami diskusikan bersama dengan tim teknis dari Gasuma” katanya. Dipaparkan, ada empat keuntungan dan manfaat yang akan diperoleh JOB PPEJ jika program mencapai zero gas flare ini sukses dilakukan. 

Pertama, kondisi lingkungan dan masyarakat di sekitar lokasi CPA Mudi akan menjadi lebih baik lagi. Kedua, bisa mendapatkan tambahan penghasilan dari penjualan gas sisa bertekanan rendah itu. Ketiga, tidak perlu mengeluarkan anggaran terlalu besar karena PT Gasuma bersedia menyediakan fasilitas tambahan yang diperlukan seperti kompresor yang dibutuhkan atas biaya mereka. Keempat, meningkatkan kontribusi JOB PPEJ dalam mendukung ketersediaan energi nasional melalui CNG yang dibutuhkan oleh industri di Jawa Timur yang belum terlayani jaringan gas

Duta Masyarakat, Page-15, Thursday, Feb, 9, 2017

Set aside for Children Grandchildren

Shares of Oil and Gas Blocks Participation

Currently, local governments are required to obtain participation shares (participating interest) 10% on oil and gas blocks are located within its territory. The stock can then be managed by locally-owned enterprises (BUMN). This was reinforced in the Minister of Energy and Mineral Resources 37/2016.

The central government now wanted an economic equality, especially for oil and gas producing regions. The reason for these areas only get revenue sharing funds only. Meanwhile, the entire management of oil and gas was performed centrally by the central government.

Complaints producing regions in the form of payment relief for participation finally be heard and answered by such a regulation. Enterprises are allowed to put the burden on the shoulders first operator of the block. When the oil and gas it already produces oil and natural gas, the region began to repay debts to the operator who has lent the purchase of shares.

Producing region may have just celebrated the acquisition of 10% participation share it. However, do not forget that the result of the shareholding participation can not be regarded as a money shock. Spirit of the government to equalize the stalled economy is not limited to the ownership rights of participation.

The area should be able to use these funds to build a strategic sector that directly influence local economic growth and encouraged. In any case each work area has a shelf life of each. That is, oil and gas in the bowels of the earth that could have stopped flowing at any time and stop getting income areas. Therefore, the area must be able to prepare not only for a good condition, but also in even the worst conditions.

National Coordinator of Publish What You Pay (PYWP) Indonesia Maryati Abdullah said, the area that became the place of oil and gas production activities should take advantage of the circumstances when rolling in revenue. He said, although the area got a revenue-sharing (DBH) oil and gas sector is quite large, but the problem of poverty can not be resolved.

The key, he said, local governments establish the endowment fund derived from oil and gas revenues. The funds are used to prepare the area when the working area in the region stopped producing oil and gas. The reason, of indicators of oil and gas producing local governments do not look like a human development index up to the poverty level.

Eternal Fund

"The capacity of regional spending it can not necessarily accept the peak production peak with windfall revenue [high income]. He could have the option of endowment fund [endowment]. Just want to save or invest, "he said. Chairman of the Association of Oil and Gas Producing Regions Faroek Awang said it was preparing enterprises to absorb a 10% participating interest on three areas of work that will be out of contract the Central Block, Block East Kalimantan, and Sanga-Sanga. Inaugural occasion, said Awang who also served as governor of East Kalimantan was to absorb the participation shares 10% over the Mahakam block in East Kalimantan through public enterprises Migas PT Mandiri Pratama. "It is. It BUMD its Mandiri Pratama for the Mahakam block," he said.

According to him, it will be the continuation of programs to use the downstream sector as an example for the power sector, energy needs for households and industry. He did not deny the ability of oil and gas fields in the energy supply will continue to decline. Therefore, it utilizes revenue from other sectors such as palm oil. "Revenue-sharing, reduced equalization funds. We tried out the oil and gas and coal development of renewable energy, the development of the palm oil industry and so on corresponding potential of the region, "he said.

Meanwhile, Suyoto Bojonegoro Regent said it had made preparations towards increased production Banyu Urip, Cepu order not to face problems from both the technical and social aspects. From the aspect of the budget, it also has been preparing for when the additional production does not match the targets set.

Funds for the oil and gas revenue received Bojonegoro this year is estimated at Rp 900 billion. Learning of DBH in 2016, the realization and the target is not suitable for the production of peak Banyu Urip retreat from plans the end of 2015. As well as the decline in oil prices. Suyoto said it had prepared what activities should be suspended when the reception at this year's target is smaller than the actual realization.

ExxonMobil Cepu Limited as operator has a 45% share in Banyu Urip, PT Pertamina EP Cepu 45%, as well as four public enterprises, namely PT Blora Patragas Hulu 2.18%, PT Petrogas Jatim Utama Cendana 2.24%, PT Asri Dharma Sejahtera 4.48 %, and PT Sarana Patra Hulu Cepu 1.09%.

Suyoto estimate participation payment of shares will be completed about seven years since production first began. He also is preparing a regulation to establish the endowment fund. Thus, the benefits of stock ownership participation also revenue sharing funds could be set aside to prepare the area when no longer receive benefits from the oil and gas sector. The government's policy to provide participation shares 10% is sufficient reflect the goals for the use of natural resources for the greater prosperity of the people.

IN INDONESIAN

Saham Partisipasi Blok Migas. Sisihkan untuk Anak Cucu

Saat ini, pemerintah daerah wajib memperoleh saham partisipasi (participating interest) 10% atas blok minyak dan gas bumi yang berlokasi di wilayahnya. Saham itu kemudian bisa dikelola oleh badan usaha milik daerah (BUMD). Hal itu dipertegas dalam Peraturan Menteri ESDM No.37/2016. 

Pemerintah pusat kini menginginkan ada pemerataan ekonomi khususnya bagi daerah penghasil migas. Pasalnya, selama ini daerah hanya mendapatkan dana bagi hasil saja. Sementara itu, seluruh pengelolaan minyak dan gas bumi dilakukan secara terpusat oleh pemerintah pusat.

Keluhan daerah penghasil yakni berupa keringanan pembayaran hal partisipasi akhirnya didengar dan terjawab melalui beleid tersebut. BUMD diperbolehkan menaruh bebannya terlebih dahulu di pundak operator blok tersebut. Ketika blok migas itu sudah menghasilkan minyak dan gas bumi, daerah mulai mencicil utang kepada operator yang telah meminjami pembelian saham. 

Daerah penghasil boleh saja merayakan perolehan saham partisipasi sebesar 10% itu. Namun, jangan lupa bahwa hasil dari kepemilikan saham partisipasi tak bisa dianggap sebagai uang kaget. Semangat pemerintah untuk memeratakan perekonomian tidak terhenti sebatas pada kepemilikan hak partisipasi.

Daerah harus bisa memanfaatkan dana tersebut untuk membangun sektor strategis yang berpengaruh langsung terhadap terdorongnya pertumbuhan ekonomi daerah. Bagaimana pun juga setiap wilayah kerja memiliki masa kadaluarsa masing-masing. Artinya, minyak dan gas yang di dalam perut bumi itu bisa saja berhenti mengalir sewaktu-waktu dan daerah berhenti mendapat pemasukan. Oleh karena itu, daerah harus bisa mempersiapkan diri tidak saja untuk kondisi baik, tetapi juga pada kondisi terburuk sekalipun. 

Koordinator Nasional Publish What You Pay (PYWP) Indonesia Maryati Abdullah mengatakan, daerah yang menjadi tempat kegiatan produksi migas harus memanfaatkan keadaan ketika bergelimang pendapatan. Dia menyebut, meskipun daerah mendapat dana bagi hasil (DBH) sektor migas yang cukup besar, tetapi masalah kemiskinan belum bisa terselesaikan.

Kuncinya, katanya, pemerintah daerah membentuk dana abadi yang diambil dari pendapatan sektor migas. Dana tersebut digunakan untuk mempersiapkan daerah jika wilayah kerja di daerahnya berhenti menghasilkan migas. Pasalnya, indikator capaian pemerintah daerah penghasil migas belum terlihat seperti indeks pembangunan manusia hingga tingkat kemiskinan.

DANA ABADI 

“Kapasitas belanja daerah itu tidak bisa serta merta menerima peak produksi puncak dengan revenue windfall [pendapatan tinggi]. Dia bisa punya pilihan untuk endowment fund [dana abadi]. Mau menabung saja atau diinvestasikan,” katanya. Ketua Asosiasi Daerah Penghasil Migas Awang Faroek mengatakan, pihaknya tengah menyiapkan BUMD untuk menyerap hak partisipasi 10% atas tiga wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya yakni Blok Tengah, Blok East Kalimantan, dan Blok Sanga-Sanga. Kesempatan perdananya, ujar Awang yang juga menjabat sebagai Gubernur Kalimantan Timur itu untuk menyerap saham partisipasi 10% atas Blok Mahakam melalui BUMD Kalimantan Timur yakni PT Migas Mandiri Pratama. "Sudah. Ini BUMD-nya Mandiri Pratama untuk Blok Mahakam,” katanya. 

Menurutnya, pihaknya akan meneruskan program-program pemanfaatan ke sektor hilir sebagai contoh untuk sektor kelistrikan, pemenuhan energi bagi rumah tangga dan industri.  Dia tidak memungkiri kemampuan lapangan migas dalam menyediakan energi akan terus menurun. Oleh karena itu, pihaknya memanfaatkan pendapatan dari sektor lainnya seperti kelapa sawit. “Dana bagi hasil, dana perimbangan berkurang. Kita berusaha di luar migas dan batu bara pengembangan energi baru terbarukan, pengembangan industri kelapa sawit dan sebagainya sesuai potensi daerah,” katanya.

Sementara, Bupati Bojonegoro Suyoto mengatakan pihaknya telah melakukan persiapan menuju penambahan produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu agar tidak menghadapi masalah baik dari aspek teknis maupun sosial. Dari aspek anggaran, pihaknya pun telah mempersiapkan bila penambahan produksi tidak sesuai target yang ditetapkan.

Dana bagi hasil migas yang diterima Bojonegoro pada tahun ini diperkirakan Rp 900 miliar. Belajar dari DBH pada 2016, realisasi dan target tidak sesuai karena produksi puncak Banyu Urip mundur dari rencana akhir 2015. Serta merosotnya harga minyak. Suyoto menuturkan, pihaknya telah mempersiapkan kegiatan apa saja yang harus ditunda bila penerimaan yang di target tahun ini lebih kecil dari realisasi realisasi.

ExxonMobil Cepu Limited sebagai operator memiliki 45% saham Lapangan Banyu Urip, PT Pertamina EP Cepu 45%, serta empat BUMD yaitu PT Blora Patragas Hulu 2,18%, PT Petrogas Jatim Utama Cendana 2,24%, PT Asri Darma Sejahtera 4,48%, dan PT Sarana Patra Hulu Cepu 1,09%.

Suyoto memperkirakan pembayaran saham partisipasi akan selesai sekitar tujuh tahun sejak produksi pertama dimulai. Dia pun sedang mempersiapkan beleid untuk membentuk dana abadi. Dengan demikian, keuntungan yang diperoleh dari kepemilikan saham partisipasi juga dana bagi hasil bisa disisihkan untuk menyiapkan daerah ketika tidak lagi menerima manfaat dari sektor migas. Kebijakan pemerintah untuk memberikan saham partisipasi 10% sudah cukup mencerminkan tujuan pemanfaatan sumber daya alam untuk sebesar-besarnya bagi kemakmuran rakyat.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 9, 2017

Pertamina Compete with 2 competitors

PT Pertamina will finalize proposals for work on oil and gas blocks Ab Teymaur and Mansouri in Iran in the near future.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said it had prepared a proposal that contains study the technical aspects of the bid and financial aspects to work on both the oil and gas field run by the National Iranian Oil Company (NIOC). According to him, Pertamina will meet with NIOC in advance to discuss and complement the contents of the proposal before it is submitted. "Target proposal was completed in late February, but perhaps we can be faster," he said

Syamsu can not be sure when the proposal evaluation can be completed as it depends on the NIOC. He explained that there are two other competitors were also eyeing the same block in Iran. Although Pertamina is the first company that expressed interest in managing the two giant oil field, still needed further assessment by NIOC which company can be an operator.

In addition, the company has also sent a proposal to develop Russkoye field project in Russia belongs to Rosneft. Syamsu targeting, in the first quarter / 2017, the government-owned oil and gas company that is already approved and Russian companies to manage the block. "Rosneft been sent, we talk more intense communication for what it's worth," said Syamsu.

In Russkoye field, Pertamina controls the shares of 37.5%. Syamsu hope that the company can carry 35,000 barrels of crude oil per day to meet the needs of fuel oil (BBM) nationwide. When the company get production from operations in the three countries, namely Iraq, Algeria, and Malaysia. Supply and Iraq came from West Qurna 1 field with 178 active wells. On the block, ExxonMobil controls the shares of participation 32.69% and is the operator, 32.69% PetroChina, Shell 19.62%, International Pertamina Exploration and Production (PIEP) controls 10%, and the South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

In Algeria, PIEP controls 65% stake MLN Field, while Talisman 35%. Meanwhile, in the field HMK there are several partners such as Sonatrach (37.74%), Anadarko (18.13%), PIEP (16.9%), Talisman (9.10%), ENI (9.065%), and Maersk (9.065%).

Pertamina also has oil and gas assets in Malaysia ie Block K, Kikeh Block, Block SNP, Block SK309 and SK311 block. On the block, Pertamina bemtitra with Gil Murphy, Petronas, ConocoPhillips, and Shell. The company's average production of oil fields abroad as much as 123,000 barrels of oil equivalent (barrels of oil equivalent per day / boepd) which is 87,000 bpd of oil and 215 MMSCFD gas.

Pertamina is targeting the contribution of oil fields abroad this year rose to 127,000 boepd then rose again to 700 boepd in 2025 through the addition of new assets.

FIELD Poleng

Meanwhile, Poleng Field located in East Java province which is managed by PT Pertamina EP produces 2,858 bpd of oil in 2016, or 100.5% above the target in the Work Plan and Budget (CBP) 2,843 bpd. Personal Mahagunabangsa, Operation & Production Director of PT Pertamina EP, said the production was 140% after managed by PT Pertamina EP in 2013 compared with the previous operator.

He explained, production Poleng Field earned and four production wells platform is the platform AW, BW was built approximately 42 years ago, then CW and DW platform, as well as the first platform for processing is Poleng Production Platform, built in 2007. "Although the field our governance is relatively old, we are optimistic to be able to produce oil and gas in accordance with the target set. And thank god we are grateful for 2016, Poleng field able to exceed the target, "he said.

Meanwhile, the company is targeting oil production Poleng Fields 3,088 bpd this year. Pertamina EP optimistic with the targets set for the level of oil production until January 29, 2017 has reached 2,983 bpd.

IN INDONESIAN

Pertamina Bersaing dengan 2 Kompetitor

PT Pertamina bakal merampungkan proposal untuk menggarap blok minyak dan gas bumi Ab Teymaur dan Mansouri di Iran dalam waktu dekat.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya sudah menyiapkan proposal yang berisi kajian aspek teknis dan tawaran dari aspek finansial untuk menggarap lapangan kedua blok migas yang dikelola oleh National Iranian Oil Company (NIOC). Menurutnya,Pertamina akan bertemu dengan NIOC terlebih dahulu guna membahas dan melengkapi isi dari proposal tersebut sebelum diserahkan. “Target proposal selesai akhir Februari, tetapi mungkin kami bisa lebih cepat,” katanya

Syamsu belum dapat dapat memastikan kapan evaluasi proposal dapat diselesaikan karena bergantung dari pihak NIOC. Dia menjelaskan, ada dua kompetitor lain yang juga mengincar blok yang sama di Iran. Meskipun Pertamina merupakan perusahaan pertama yang menyatakan minatnya untuk mengelola dua lapangan minyak raksasa tersebut, masih diperlukan penilaian lebih jauh oleh NIOC perusahaan mana yang dapat menjadi operator.

Selain itu, perseroan juga telah mengirimkan proposal untuk mengembangkan proyek lapangan Russkoye di Rusia milik Rosneft. Syamsu menargetkan, pada kuartal I/2017, perusahaan milik pemerintah sektor migas itu sudah mendapatkan persetujuan dan perusahaan Rusia untuk mengelola blok tersebut. “Rosneft sudah kami kirim, kami lagi komunikasi intens untuk bicara berapa nilainya,” kata Syamsu.

Di Lapangan Russkoye, Pertamina menguasai saham 37,5%. Syamsu berharap agar perseroan bisa membawa minyak mentah 35.000 barel per hari untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak (BBM) nasional. Saat  perseroan mendapatkan produksi dari operasi di tiga negara yakni Irak, Aljazair, dan Malaysia. Pasokan dan Irak berasal dari Lapangan West Qurna 1 dengan 178 sumur aktif. Pada blok tersebut, ExxonMobil menguasai saham partisipasi 32.69% dan menjadi operator, PetroChina 32,69%, Shell 19,62%, Pertamina Internasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP) menguasai 10%, dan South Oil Company (SOC) Iraq 5%.

Di Aljazair, PIEP menguasai 65% saham Lapangan MLN, sedangkan Talisman 35%. Sementara itu, di Lapangan HMK terdapat beberapa mitra seperti Sonatrach (37,74%), Anadarko (18,13%), PIEP (16,9%), Talisman (9,10%), ENI (9,065%), dan Maersk (9,065%). 

Pertamina juga memiliki aset migas di Malaysia yaitu Blok K, Blok Kikeh, Blok SNP, Blok SK309, dan Blok SK311. Pada blok tersebut, Pertamina bemtitra dengan Murphy Gil, Petronas, ConocoPhillips, dan Shell. Produksi rata-rata perseroan dari lapangan minyak di luar negeri sebanyak 123.000 barel setara minyak (barrel oil equivalent per day/boepd) yakni 87.000 bph minyak dan gas 215 MMscfd.

Pertamina menargetkan kontribusi dari lapangan minyak di luar negeri pada tahun ini naik menjadi 127.000 boepd kemudian naik lagi menjadi 700 boepd pada 2025 melalui penambahan aset baru.

LAPANGAN POLENG 

Sementara itu, Poleng Field yang terletak di Provinsi Jawa Timur yang dikelola PT Pertamina EP menghasilkan minyak 2.858 bph pada 2016 atau 100.5 % di atas target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) 2.843 bph. Pribadi Mahagunabangsa, Operation & Production Director PT Pertamina EP, mengatakan, produksi tersebut lebih tinggi 140% setelah dikelola oleh PT Pertamina EP mulai 2013 dibandingkan dengan operator sebelumnya.

Dia menjelaskan, produksi Poleng Field didapatkan dan 4 platform sumur produksi yaitu platform AW, BW yang dibangun kurang lebih 42 tahun yang lalu, kemudian platform CW dan DW, serta 1 platform untuk pemrosesan yaitu Poleng Production Platform yang dibangun pada 2007. “Meskipun lapangan yang kami kelola relatif tua, kami tetap optimistis untuk bisa memproduksikan minyak dan gas bumi sesuai dengan target yang ditentukan. Dan Alhamdulillah kami bersyukur selama 2016, lapangan Poleng mampu melampaui target yang ditetapkan tersebut,” katanya.

Sementara itu, perusahaan menargetkan produksi minyak Lapangan Poleng tahun ini 3.088 bph. Pertamina EP optimistis dengan target yang ditentukan tersebut karena tingkat produksi minyak hingga 29 Januari 2017 sudah mencapai 2.983 bph. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 9, 2017