Contribute HCML National Gas Production Late 2018

SKK Migas Representative stated Husky Jabanusa-CNOOC Madura Limited (HCML) will contribute to the national gas production through Gas Fields "MDA-MBH" at the end of 2018.

"Alhamdulillah, MDA-MBH Gas Fields managed HCML estimated production in late 2018," said Head of Public Relations Representative Jabanusa SKK Migas, Fatah Mohammad Yasin in Sumenep, East Java, on Wednesday (8/3).

On Wednesday afternoon, Fatah together HCML management representatives are in Sumenep to implement additional socialization Gas Field development plan "MAC" for the Madura Strait Block Island Residents Giliraja, District Giligenting.

"Four wells in MDA-MBH Gas Field is estimated to production by the end of 2018 will produce 110 MMSCFD. This is a great contribution to the national gas production," said Fatah.

He explained, SKK Migas Jabanusa as Deputy State authority is continuing to monitor the activities HCML and cooperation contracts (K3S) others in performing each stage of exploration and exploitation of oil and gas.

MDA-MBH Gas Fields that were located at the southern point of Sapudi and Raas, Sumenep, until Situbondo it will produce gas.

"HCML started doing activities in the gas field since 2012. If gas field production estimates it really happen at the end of 2018 means it can add or offset a decline in gas production in other fields," he said.

Fatah hope the management HCML prepared everything needed to produce MDA-MBH Gas Field it carefully, thoroughly, and carefully.

According to the results of technical studies HCML, four wells in MDA-MBH Gas Field is expected to produce up to around ten years. As for the MAC Gas Fields that were located at the southern point of Giligenting Island and Giliraja Island, Sumenep, HCML will conduct a series of activities for the exploitation phase at the end of 2018 and mid-2019.

IN INDONESIAN

HCML Sumbang Produksi Gas Nasional Akhir 2018

SKK Migas Perwakilan Jabanusa menyatakan Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) akan menyumbang produksi gas nasional melalui Lapangan Gas "MDA-MBH" pada akhir 2018.

"Alhamdulillah, Lapangan Gas MDA-MBH yang dikelola HCML diperkirakan berproduksi pada akhir 2018," kata Kepala Urusan Humas SKK Migas Perwakilan Jabanusa, Moh Fatah Yasin di Sumenep, Jawa Timur, Rabu (8/3). 

Pada Rabu siang, Fatah bersama perwakilan manajemen HCML berada di Sumenep untuk melaksanakan sosialisasi tambahan rencana pengembangan Lapangan Gas "MAC" Blok Madura Strait bagi Warga Pulau Giliraja, Kecamatan Giligenting.

"Empat sumur di Lapangan Gas MDA-MBH yang diperkirakan bisa produksi pada akhir 2018 tersebut akan menghasilkan 110 MMSCFD. Ini sumbangan yang bagus bagi produksi gas nasional," kata Fatah.

Ia menjelaskan, SKK Migas Jabanusa sebagai Wakil kuasa Negara memang terus memonitor kegiatan HCML dan kontraktor kontrak kerja sama (K3S) lainnya dalam melakukan setiap tahapan eksplorasi dan eksploitasi migas.

Lapangan Gas MDA-MBH yang posisinya berada di sebelah selatan Pulau Sapudi dan Raas, Sumenep, hingga Situbondo itu akan menghasilkan gas.

"HCML mulai melakukan aktivitas di lapangan gas tersebut sejak 2012. Kalau perkiraan produksi lapangan gas itu benar-benar terwujud pada akhir 2018 berarti bisa menambah atau menutupi penurunan produksi gas di lapangan lainnya," ujarnya.

    Fatah berharap manajemen HCML menyiapkan segala sesuatu yang dibutuhkan untuk memproduksi Lapangan Gas MDA-MBH itu secara cermat, teliti, dan hati-hati.

    Sesuai hasil kajian teknis HCML, empat sumur di Lapangan Gas MDA-MBH diperkirakan bisa berproduksi hingga sekitar sepuluh tahun. Sementara untuk Lapangan Gas MAC yang posisinya berada di sebelah selatan Pulau Giligenting dan Giliraja, Sumenep, HCML akan melakukan serangkaian kegiatan untuk tahap eksploitasi pada akhir 2018 hingga pertengahan 2019.

Bhirawa, Page-8, Thursday, March, 9, 2017

Pertamina Get Gas Allocation Masela

Companies are required to develop the petrochemical industry.

The Ministry of Industry is reviewing the company that will absorb compressed natural gas (compressed natural gas / CNG) from Masela amounted to 200 million standard cubic feet per day (MMSCFD). One gets a small gas PT Pertamina.

According to Director of Upstream Chemical Industry Ministry Muhammad Khayam, the government allocated in accordance with the proposed gas company. He hopes to use it to develop Pertamina petrochemical products. Alternatively, the company could process gas into a fuel substitute for LPG (liquefied petroleum gas).

Vice President Petrochemical Project Coordinator Dhani Prasetyawan Pertamina claimed not to know the information. "Maybe at the top level is already decided," he said.

Khayam continue, in addition to Pertamina, there are four companies Iain requesting Masela gas ration with total needs 474 MMSCFD. They are PT Pupuk Indonesia, which asked 214 MMSCFD gas to be processed into methanol, polypropylene, to fertilizer. PT Kaltim Methanol Industry asked for 100 MMSCFD create processed into methanol well as PT Elsoro Multi Pratama asked for 160 MMSCFD to be processed into methanol, propylene, and gasoline. Another potential consumers is Chandra Asri, will also produce methanol.

They plan to build a factory worth a total of US $ 4.5 billion. According Khayam, the four companies will form a joint venture to manage the petrochemical industrial area near Masela gas refineries. Ministry promises, before July 2017, the four companies and Pertamina signed a memorandum of cooperation with Inpex.

If the government approves the proposal Pertamina, Khayam said the allocation of gas to the four investors was reduced to 150 MMSCFD. Then the total use of the proposed gas pipeline later the Ministry of Industry of 350 MMSCFD.

But he is still hoping the government and Inpex agreed volume of 474 MMSCFD gas processing for gas pipelines and 7, 5 million metric tonnes per annum (MTPA) of liquefied natural gas (liquefied natural gas / LNG). Alternatively, the development of gas pipelines shrink by about 150 MMSCFD (1 MTPA). Instead, the production is directed mostly to the 9.5 MTPA LNG.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar tend to choose the first scheme so that the petrochemical industry is likely to grow. Energy Minister Ignatius Jonan expect Inpex immediately resolve the preliminary technical studies this year.

Inpex spokesman, Usman Slamet, said the company is waiting for the government's response. Inpex last letter sent to the Ministry of Energy on January 6, 2017

IN INDONESIAN

Pertamina Mendapat Alokasi Gas Masela

Perusahaan diminta mengembangkan industri petrokimia.

Kementerian Perindustrian sedang mengkaji perusahaan yang akan menyerap gas alam terkompresi (compressed natural gas/CNG) dari Blok Masela sebesar 200 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Salah satu yang mendapat jatah gas adalah PT Pertamina.

Menurut Direktur Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam, pemerintah mengalokasikan gas sesuai dengan usul perusahaan. Dia berharap Pertamina memanfaatkannya untuk mengembangkan produk petrokimia. Alternatifnya, perseroan bisa mengolah gas menjadi bahan bakar pengganti elpiji (liquefied petroleum gas).

Vice President Petrochemical Project Coordinator Pertamina Dhani Prasetyawan mengaku belum mengetahui informasi tersebut. “Mungkin di level atas yang sudah memutuskan,” ujarnya.

Khayam melanjutkan, selain Pertamina, ada empat perusahaan Iain yang meminta jatah gas Masela dengan kebutuhan total 474 mmscfd. Mereka adalah PT Pupuk Indonesia, yang meminta gas 214 mmscfd untuk diolah menjadi metanol, polypropylene, hingga pupuk. PT Kaltim Metanol Industri meminta 100 mmscfd buat diolah menjadi metanol Serta PT Elsoro Multi Pratama meminta 160, mmscfd untuk diolah menjadi metanol, propylene, dan gasoline.  Calon konsumen lain adalah Chandra Asri, juga akan memproduksi metanol.

Mereka berencana membangun pabrik senilai total US$ 4,5 miliar. Menurut Khayam, keempat perusahaan akan membentuk perusahaan patungan untuk mengelola kawasan industri petrokimia di dekat kilang gas Masela. Kementerian menjanjikan, sebelum Juli 2017, keempat perusahaan dan Pertamina bisa menandatangani nota kerja sama dengan Inpex.

Jika pemerintah menyetujui usul Pertamina, Khayam mengatakan, alokasi gas untuk empat investor itu berkurang sampai 150 mmscfd. Maka total penggunaan gas pipa yang diusulkan Kementerian Perindustrian nantinya sebesar 350 mmscfd.

Namun dia masih berharap pemerintah dan Inpex menyepakati volume pengolahan gas sebesar 474 mmscfd untuk gas pipa dan 7 ,5 juta metrik ton per tahun (MTPA) untuk gas alam cair (liquefied natural gas/LNG). Alternatifnya, pengembangan gas pipa menyusut sekitar 150 mmscfd (1 MTPA). Sebagai gantinya, produksi diarahkan sebagian besar ke LNG sebanyak 9,5 MTPA.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar cenderung memilih pada skema pertama agar industri petrokimia lebih berpeluang tumbuh. Menteri Energi Ignasius Jonan berharap Inpex segera menyelesaikan studi teknis pendahuluan tahun ini.

Juru bicara Inpex, Usman Slamet, mengatakan perusahaan menunggu jawaban pemerintah. Surat terakhir dikirimkan Inpex kepada Kementerian Energi pada 6 Januari 2017

Koran Tempo Page-20, Wednesday, March, 8, 2017

Gas Distribution Tender Papua Opened This Year

PLN is building 12 gas-powered generator.

Ministry of Energy and Resources, Mineral Resources plans to hold an open tender distribution of gas in the province of Papua and West Papua in the second half of this year. The gas will be used for power generation needs.

"Open bid we coordinate with PLN. Hopefully, the second semester began tender, "said Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja

Eventually, gas from Tangguh refinery units I and II will be transported by ship LNG mini. Ships deliver gas to a nearby dock, and then supplied to the power plant. Tangguh refinery in Bintuni Bay, West Papua, managed by BP Berau Ltd. Wiratmaja call this scheme as a virtual pipeline.

Earlier, Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), Amien Sunaryadi, said the allocation of gas from Papua has been approved by 20 million standard cubic feet per day (MMSCFD). BP joint studies have been done since the end of 2015 PLN.

SKK Migas predicts construction could begin in 2018. When the construction phase takes two years, it is estimated that in 2020 the gas plant could begin operating. Papua is the region with the highest electricity deficit figures. PLN recorded more than 60 per cent of Papua has not been electricity.

"Later infrastructure such as docks, roads could be built to use the state budget. Society only pay for the electricity to components of gas tariffs, fees, transportation, and plant depreciation costs. "

The plan, the vessel receiving gas from LNG hub in Fakfak. In that area, PLN will build a floating storage unit (FSU) with a capacity of 18 thousand cubic meters of gas. FSU deliver gas to the LNG ship which then sailed towards mini Sorong, Raja Ampat, Manokwari, Nabire, Jayapura and Biak, then back to Fakfak will sail regularly to the pier every two weeks. TerminaI LNG facility will be built at the receiving dock destination.

Regional Director of PLN East Java and Bali, Amin Subekti, said the terminal was small.

PLN, will use gas as fuel 25 plants. A total of 12 units are being built, the Mobile Power Plant (MPP) Manokwari 20 megawatts (MW), Power Machines. Gas (PLTMG) Manokwari 40 MW PLTMG Biak 15 MW MPP Jayapura 50 MW PLTMG Jayapura Peaker 40 MWPLTG Sorong 30 MW, PLTMG Bintuni 10 MW MPP Nabire 20 MW MPP Fakfak 10 MW MPP Timika 30 MW PLTMG Raja Ampat 10 MW and PLTMG Merauke 20 MW Energy Minister Ignatius Jonan promised to build a variety of plants in Papua with a capacity of 158 MW by 2019 to support 15 thousand new subscribers.

IN INDONESIAN

Tender Distribusi Gas Papua Dibuka Tahun Ini

PLN sedang membangun 12 pembangkit bertenaga gas.

Kementerian Energi dan Sumber, Daya Mineral berencana menggelar tender terbuka pendistribusian gas di Provinsi Papua dan Papua Barat pada paruh kedua tahun ini. Gas akan dipakai untuk kebutuhan pembangkit listrik.

“Open bid kami koordinasikan dengan PLN. Harapannya, semester II nanti mulai tender,” ujar Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja

Nantinya, gas dari kilang Tangguh unit I dan II bakal diangkut dengan kapal LNG mini. Kapal mengirim gas ke dermaga terdekat, kemudian dialirkan ke pembangkit listrik. Kilang Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat, dikelola oleh BP Berau Ltd. Wiratmaja menyebut skema ini sebagai virtual pipeline.

Sebelumnya, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Amien Sunaryadi, mengatakan alokasi gas Papua sudah disetujui sebesar 20 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Studi sudah dilakukan BP bersama PLN sejak akhir 2015. 

SKK Migas memprediksi pembangunan pembangkit bisa dimulai pada 2018. Bila tahap konstruksi memakan waktu dua tahun, diperkirakan pada 2020 pembangkit gas bisa mulai beroperasi. 

Papua adalah wilayah dengan angka defisit listrik tertinggi. PLN mencatat lebih dari 60 persen wilayah Papua belum teraliri listrik.

“Nanti infrastruktur seperti dermaga, jalan, bisa dibangun pakai APBN. Masyarakat hanya membayar listrik untuk komponen tarif gas, ongkos, transportasi, dan biaya depresiasi pembangkit.”

Rencananya, kapal menerima gas dari LNG hub di Fakfak. Di daerah itu, PLN akan membangun floating storage unit (FSU) berkapasitas 18 ribu meter kubik gas. FSU mengirim gas ke kapal LNG mini  yang kemudian berlayar menuju Sorong, Raja Ampat, Manokwari, Nabire, Jayapura, dan Biak, lalu kembali ke Fakfak Kapal akan berlayar rutin ke dermaga tiap dua pekan. Fasilitas terminaI LNG penerima akan dibangun di dermaga tujuan. 

Direktur PLN Regional Jawa Timur dan Bali, Amin Subekti, mengatakan terminal itu berskala kecil. PLN,akan menggunakan gas sebagai bahan bakar 25 pembangkit. Sebanyak 12 unit di antaranya sedang dibangun, yakni Mobile Power Plant (MPP) Manokwari 20 megawatt (MW), Pembangkit Listrik Tenaga Mesin. Gas (PLTMG) Manokwari 40 MW PLTMG Biak 15 MW MPP Jayapura 50 MW PLTMG Jayapura Peaker 40 MWPLTG Sorong 30 MW, PLTMG Bintuni 10 MW MPP Nabire 20 MW MPP Fakfak 10 MW MPP Timika 30 MW PLTMG Raja Ampat 10 MW dan PLTMG Merauke 20 MW Menteri Energi Ignasius Jonan berjanji membangun beragam pembangkit di Papua dengan kapasitas 158 MW hingga 2019 untuk menunjang 15 ribu pelanggan baru.

Koran Tempo Page-21, Wednesday, March, 8, 2017

Transition to Gross Split, Government Prepares Minister Regulation

The government plans to issue a ministerial regulation which regulates the depreciation of assets (depreciation) of oil and gas blocks before the contract runs out will switch to the Cooperation Contract (production sharing contract / PSC) for gross proceeds (gross split). Depreciation was mentioned as one of the gross impact of the split.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja say, a regulation about this depreciation primarily to smooth the transition from the gas block contract cost recovery to gross PSC split. It is now intensively discuss the regulation, especially how to depreciation of fixed acquired Contractor Cooperation Contract (PSC) without burdening existing PSC's subsequent work on the block.

"We are very intensively discuss how accelerated depreciation or depreciation can be carried over to the next contractor," he said in Jakarta, Tuesday (7/3).

The discussion included the impact of the adoption of these two options. if the accelerated depreciation, oil and gas contractors may be reluctant to invest in the times ahead of its oil and gas block contract was completed. This could have an impact on the continuity of oil and gas production in the block. Whereas the transitional government wants the oil and gas contractors have not led to a decrease in production.

"Or it's options, is being discussed, the costs in the carry-over to the next contractor. It is being discussed whether it could be done legally, "he explained.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, if the depreciation can be accelerated, would help the existing contractor. But if it will be in the carry-over, it is necessary to think about the mechanism of accounting and taxation. "Because of the change of operator or ownership share (shares) in the block," he said.

He said he himself has now started to prepare for the transition to eight oil and gas blocks assigned by the government. This preparation is primarily based on the experience of the operator in the Mahakam block transition from Total E & P Indonesie. Inbetween tilled Mahakam Block operator Pertamina and Total since 2015, two years before the block contract runs out on 31 December 2017. Transitional eight blocks it, had called more complicated because there are changes to the contract of PSC gross cost recovery be split. Thus, it must conduct an evaluation in advance to make sure the whole block is quite economical to deploy.

According to him, Pertamina has a number of options for the transition operatorship so kedepalan production oil and gas block is not in free fall. "There are no talks toward an investment. In principle, we will make efforts so that no interruption of operations that have an impact on oil and gas production, "said Alam.

President Director of Pertamina Hulu Energi Mount Sardjono Hadi had said, a problem that can not be depreciated assets (undepreciated cost) appear in the contract the Offshore North West Java (ONWJ). Undepreciated this cost cut economic value block off the northern coast of Java island. "There is not yet solved the undepreciated cost $ 453 million," he said.

The emergence of undepreciated cost can occur in other oil and gas blocks are terminated and replaced with a split contract gross scheme. It includes eight oil and gas blocks that have been declared assigned to Pertamina. However, he admitted that the amount of undepreciated cost will not be as big as in ONWJ.

Magnitude undepreciated cost in ONWJ quite large initially because this block contract will be extended. However, the government then decided to terminate the management contract and assigned 100% to Pertamina. So the investment should get carried away and replaced during the life of the contract with the scheme cost recovery, can not be obtained by the company when the contract expires January 18 last.

He said he appreciates the efforts of the government are still open at the negotiations if the economics of oil and gas blocks are still lacking. "The government says that things are needed to help economically, you (the oil company) could be proposed," he said. This split additional recognition required oil and gas companies to survive and keep growing.

IN INDONESIAN

Transisi ke Gross Split, Pemerintah Siapkan Peraturan Menteri

Pemerintah berencana menerbitkan peraturan menteri yang mengatur soal penyusutan aset (depresiasi) blok migas menjelang habis kontrak yang akan beralih ke kontrak kerja Sama (production Sharing Contract/PSC) bagi hasil kotor (gross split). Depresiasi sempat disebut sebagai salah satu dampak penerapan gross split. 

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengatakan, beleid soal depresiasi ini utamanya untuk memuluskan masa peralihan blok migas dari kontrak PSC cost recovery ke gross split. Pihaknya kini secara intensif membahas Peraturan Menteri tersebut, utamanya bagaimana agar depresiasi tetap diperoleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) eksisting tanpa membebani KKKS berikutnya yang menggarap blok tersebut.

“Kami intensif sekali membahas bagaimana depresiasi dipercepat atau depresiasi bisa di carry over ke kontraktor berikutnya,” kata dia di Jakarta, Selasa (7/3).

Pembahasan termasuk dampak dari penerapan kedua opsi tersebut. jika depresiasi dipercepat, kontraktor migas bisa menjadi enggan berinvestasi pada masa-masa jelang kontrak blok migasnya selesai. Hal ini bisa berdampak pada kelangsungan produksi migas di blok tersebut. Padahal pemerintah menginginkan peralihan kontraktor blok migas ini tidak menyebabkan penurunan produksi.

“Atau opsinya, ini sedang dibahas, biayanya di-carry over ke next kontraktor. Ini sedang dibahas secara legal apakah bisa dilakukan,” jelasnya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menuturkan, jika depresiasi bisa dipercepat, akan membantu kontraktor eksisting. Namun jika akan di-carry over, maka perlu dipikirkan mekanisme akunting dan perpajakannya. “Karena terjadi perubahan operator atau kepemilikan share (saham) di blok tersebut,” kata dia.

Pihaknya sendiri kini sudah mulai menyiapkan transisi delapan blok migas yang ditugaskan oleh pemerintah. Persiapan ini utamanya berdasarkan pengalaman transisi operator di Blok Mahakam dari Total E&P Indonesie. Peralihan operator Blok Mahakam digarap Pertamina dan Total sejak 2015, dua tahun sebelum kontrak blok tersebut habis pada 31 Desember 2017. Transisi delapan blok itu, sempat disebutnya lebih rumit karena ada perubahan kontrak dari PSC cost recovery menjadi gross split. Sehingga, pihaknya harus melakukan evaluasi terlebih dahulu untuk memastikan seluruh blok ini cukup ekonomis untuk dikembangkan.

Menurutnya, Pertamina telah memiliki sejumlah opsi untuk transisi operatorship sehingga produksi kedepalan blok migas ini tidak terjun bebas. “Belum ada pembicaraan ke arah investasi. Prinsipnya, kami akan melakukan usaha-usaha agar tidak ada gangguan operasi yang berdampak pada produksi migas,” ujar Alam. 

Presiden Direktur Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi sempat menuturkan, masalah aset yang tidak dapat disusutkan (undepreciated cost) muncul dalam kontrak Blok Offshore North West Java (ONWJ). Undepreciated cost ini memangkas nilai keekonomian blok di lepas pantai utara Pulau Jawa itu. “Ada undepreciated cost yang belum solved US$ 453 juta,” ujarnya.

Timbulnya undepreciated cost ini dapat terjadi pada blok migas lain yang diputus kontraknya dan digantikan dengan kontrak skema gross split. Ini termasuk delapan blok migas yang telah dinyatakan ditugaskan ke Pertamina. Hanya saja, diakuinya besaran undepreciated cost itu tidak akan sebesar di Blok ONWJ. 

Besaran undepreciated cost di Blok ONWJ cukup besar lantaran awalnya kontrak blok ini akan diperpanjang. Namun, pemerintah kemudian memutuskan untuk mengakhiri kontrak dan menugaskan pengelolaannya 100% kepada Pertamina. Sehingga investasi yang seharusnya terbawa dan terganti selama masa kontrak dengan skema cost recovery, belum dapat diperoleh perusahaan saat kontrak berakhir 18 Januari lalu. 

Pihaknya menghargai upaya pemerintah yang masih membuka ruang negosiasi jika keekonomian blok migas masih kurang. “Pemerintah menyatakan bahwa hal-hal yang diperlukan untuk membantu keekonomian, anda (perusahaan migas) bisa mengusulkan,” kata dia. Tambahan split ini diakuinya dibutuhkan perusahaan migas untuk bertahan dan tetap tumbuh.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, March, 8, 2017

PHE Production Exceeds Expectations

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) recorded a net profit growth of up to US $ 191 million over the past year. Director of PHE R Mount Sardjono Hadi said the company managed to record revenues of US $ 1.533 billion. A subsidiary of PT Pertamina also managed to exceed the target production of oil and gas in 2016, which is 101.4 percent of the work plan and budget of the company (CBP), 2016.

PHE oil production reached 62.6 million barrels per day. Furthermore, PHE gas production reached 722 MMSCFD or equivalent to 187 million barrels of oil equivalent per day. PHE production performance was increased from the target and jumped out of production in 2015.

"The performance meets the expectations of our shareholders and we can do the efficiency of US $ 240 million. It contributes significantly to the PHE," he said in PHE Tower, Jakarta.

In addition to oil and gas production performance, PHE increase the amount of oil and gas reserves. In the past five years since 2011, the Directorate of Exploration PHE managed to increase reserves the findings of the original 31 million barrels of oil equivalent (MBOE) to 137.91 million bare] oil equivalent, or an average increase of 35 percent every year.

Realization of reserve exploration findings until December 2016 was 137.91 mmboe. This amount exceeds the target in 2016, ie 75.58 mmboe or 182 percent. "The discovery of oil and gas reserves, among others, obtained from drilling exploratory wells in Coral Mudi-1 (JOB PPEJ) 1.01 mmboe, the study results GGR (Geophysics geology and reservoir) 134.46 mmboe and tail production of 2.44 mmboe, "he said.

PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam added, the efficiency of which do not hinder the achievement of PHE production.

IN INDONESIAN

Produksi PHE Melebihi Ekspektasi

PT Pertamina Hulu Energi (PHE) mencatatkan pertumbuhan laba bersih hingga US$ 191 juta sepanjang tahun lalu. Direktur Utama PHE R Gunung Sardjono Hadi menyatakan, perseroan berhasil membukukan pendapatan usaha US$ 1,533 miliar. Anak usaha PT Pertamina tersebut juga berhasil melebihi target produksi minyak dan gas pada 2016, yakni 101,4 persen dari rencana kerja dan anggaran perusahaan (RKAP) 2016.

Produksi minyak PHE mencapai 62,6 juta barel per hari. Selanjutnya, produksi gas PHE mencapai 722 mmscfd atau setara dengan 187 juta barel ekuivalen minyak per hari. Capaian produksi PHE itu meningkat dari target dan melonjak dari produksi pada 2015. 

"Kinerja tersebut memenuhi ekspektasi para pemegang saham dan kami bisa melakukan efisiensi US$ 240 juta. Itu memberikan kontribusi yang cukup besar bagi PHE," ujarnya di PHE Tower, Jakarta.

Selain capaian produksi migas, PHE menambah jumlah cadangan migas. Dalam lima tahun terakhir sejak 2011, Direktorat Eksplorasi PHE berhasil meningkatkan temuan cadangan dari yang semula 31 juta barel setara minyak (mboe) menjadi 137,91 juta bare] setara minyak atau rata-rata meningkat 35 persen setiap tahun. 

Realisasi temuan cadangan eksplorasi hingga Desember 2016 adalah 137,91 mmboe. Jumlah tersebut melebihi target 2016, yakni 75,58 mmboe atau 182 persen. "Temuan cadangan migas itu, antara lain, diperoleh dari hasil pengeboran sumur eksplorasi Karang Mudi-1 (JOB PPEJ) 1,01 mmboe, hasil studi GGR (geology geophysics and reservoir) 134,46 mmboe, dan production tail 2,44 mmboe," katanya. 

Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam menambahkan, efisiensi yang dilakukan PHE tidak menghalangi pencapaian produksi.

Jawa Pos, Page-6, Wednesday, March, 8, 2017

Pertamina Prepare Transition 8 Block Oil and Gas

PT Pertamina has set up a process of transition or transition above the top eight oil and gas blocks. As for the oil and gas blocks awarded to the full Pertamina is B Block, NSO / NSO Ext, Tuban, Ogan Ogan, Attaka, Sanga-Sanga, Southest Sumatra, Central and East Kalimantan. There will be incentives for existing operators so that production does not decrease.

President Director of Pertamina Hulu Energi (PHE) R Mountains Sardjono Hadi revealed that of the eight blocks of termination, only six blocks which will be managed by the PHE. And two of the six blocks that have not been operated by PHE, requiring a transition. "We've set up a process of transition," said Mount.

The two blocks, will be managed by PT Pertamina Hulu Mahakam. This operator also manages the Mahakam block. Pertamina Upstream Director Syamsu Alam added, Pertamina team is already preparing the things required by the transition experience Mahakam. When referring to the transition Mahakam Block, Pertamina must invest in the block before the operator. The goal, when a change of operator, production in eight oil and gas block has not decreased.

Pertamina will also implement this scheme in some Region kerka (WK) termination of oil and gas. Alam said, Pertamina open the option of investing in the transition period. "Most likely it could have been. But not until all matters related to the investment," he said.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar explained, this incentive in the form of unrecovered cost. The costs are usually needed to increase production before the contract expires.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral IGN Wiratmaja Puja said the government will also issue special ministerial regulations on depreciation in gross scheme split. These schemes will be used in the production sharing contract termination had eight blocks.

IN INDONESIAN

Pertamina Siapkan Transisi 8 Blok Migas

PT Pertamina sudah menyiapkan proses peralihan atau masa transisi atas atas delapan blok migas. Adapun blok migas yang diberikan penuh tersebut ke Pertamina adalah B Block, NSO/ NSO Ext, Tuban, Ogan Komering, Attaka, Sanga-Sanga, Southest Sumatra, Tengah dan East Kalimantan. Akan ada insentif bagi operator lama agar produksi tidak menurun.

Direktur Utama Pertamina Hulu Energi (PHE) R Gunung Sardjono Hadi mengungkapkan, dari delapan blok terminasi, hanya enam blok yang akan dikelola oleh PHE. Dan dua dari enam blok tersebut belum dioperasikan oleh PHE, sehingga memerlukan transisi. "Kami sudah menyiapkan proses transisinya," kata Gunung.

Adapun dua blok lagi, akan dikelola oleh PT Pertamina Hulu Mahakam. Operator ini juga mengelola Blok Mahakam. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan, tim Pertamina sudah menyiapkan hal-hal yang diperlukan berdasarkan pengalaman transisi Mahakam. Jika merujuk pada transisi Blok Mahakam, Pertamina harus melakukan investasi di blok tersebut terlebih dahulu sebelum menjadi operator. Tujuannya, ketika terjadi pergantian operator, produksi di delapan blok migas tersebut tidak menurun. 

Pertamina juga akan menerapkan skema ini di beberapa Wilayah kerka (WK) migas terminasi. Alam bilang, Pertamina membuka opsi melakukan investasi pada masa transisi. "Kemungkinan itu bisa saja. Namun belum sampai ke hal-hal terkait investasi," katanya.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menjelaskan, insentif ini berupa unrecovered cost. Biaya yang dikeluarkan ini biasanya dibutuhkan untuk meningkatkan produksi sebelum kontrak berakhir.

Dirjen Migas Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja menyebutkan, pemerintah juga akan mengeluarkan peraturan menteri khusus tentang depresiasi dalam skema gross split. Ini akan digunakan dalam skema kontrak bagi hasil delapan blok terminasi tadi.

Kontan, Page-14, Wednesday, March, 8, 2017

Gresik Migas Loss Rp. 3.5 Billion

Predictions that Parliament Gresik Gresik Migas (GM) will go bankrupt begin to show the truth. Last year alone, state- owned Gresik in losses of up to Rp 3.5 billion. It is known after the Commission B DPRD Gresik held a meeting with the management of Gresik Migas.

In the meeting it was revealed, losses due to the cessation of gas supply from Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO). He said the loss Gresik Migas should not be allowed. Therefore, the shareholders should seek solutions so Gresik Migas did not further burden the budget. "This we have heard from a few years ago. However, the peak in 2016, Gresik Migas big losers. Hence, the Commission B needs to have a chat with the commissioners and shareholders to get the correct information, "said a member of Commission B DPRD Gresik Zulfan Hashim.

Director of Gresik Migas Bukhari explains, losses of Rp 3.5 billion was accumulated since the cessation of gas supplies from WMO since March 2016. Until now Gresik Migas could not even operate normally. "Our loss of USD 3.5 billion in 2006 because of our main sources of income stalled. However, there is little income from the building that we have inaugurated last year to rent it to a third party, "said Bukhari.

He admitted, though gas supply had reached 17 MMBTU stopped, Gresik Migas can still sell gas ration of wells Lengowangi PPEJ JOB 1 at Holy Village, District Manyar. However, the sales value of the gas is small, only Rp 100 million per month.

As a result of the revenue dropped drastically, Gresik Migas has conducted a series of efficiency measures, mainly by reducing employee representative office in Jakarta. "To pay wages every month had no involvement," said Bukhari.

Gresik Migas gas initially receive rations of WMO by 17 MMBTU. However, along the way, Minister cut back to just 5 per MMBTU for assessing the performance Gresik Migas unsatisfactory. So if you have a real market, we are allowed to sell 17 MMBTU. But in fact, there is no market, "he explained.

On that basis, Bukhari ask shareholders to participate to find solutions. For there may be a new company allowed to continue to lose money and eventually closed.

IN INDONESIAN

Gresik Migas  Merugi Rp. 3,5 Miliar

Prediksi DPRD Gresik bahwa Gresik Migas (GM) akan bangkrut mulai menunjukkan kebenaran. Tahun lalu saja, badan usaha milik Pemerintah Kabupaten Gresik itu mengalami kerugian hingga Rp 3,5 miliar. Hal ini diketahui setelah Komisi B DPRD Gresik menggelar pertemuan dengan manajemen Gresik Migas.

Dalam pertemuan terungkap, kerugian disebabkan berhentinya pasokan gas dari Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO). Dia mengatakan, kerugian Gresik Migas tidak boleh dibiarkan. Karena itu, para pemegang saham harus mencari solusinya agar Gresik Migas tidak semakin membebani APBD. “Ini pernah kami dengar sejak beberapa tahun lalu. Namun, puncaknya pada 2016, Gresik Migas merugi besar. Makanya, Komisi B perlu ngobrol dengan komisaris dan pemegang saham untuk mendapat informasi yang benar,” ujar anggota Komisi B DPRD Gresik Zulfan Hasyim.

Direktur Utama Gresik Migas Bukhari menjelaskan, kerugian sebesar Rp 3,5 miliar merupakan akumulasi sejak berhentinya pasokan gas dari PHE WMO sejak Maret 2016. Hingga saat ini Gresik Migas pun belum bisa beroperasi secara normal. “Kami rugi Rp 3,5 miliar pada 2006 karena sumber pendapatan utama kami terhenti. Namun, ada pendapatan kecil dari gedung yang kami resmikan tahun lalu dengan menyewakannya kepada pihak ketiga,” kata Bukhari.

Dia mengakui, meskipun pasokan gas yang sempat mencapai 17 MMBTU dihentikan, Gresik Migas masih bisa menjual gas jatah JOB PPEJ dari sumur Lengowangi 1 di Desa Suci, Kecamatan Manyar. Namun, nilai penjualan gas tersebut kecil, hanya Rp 100 juta per bulan.

Akibat pendapatan yang merosot drastis, Gresik Migas telah melakukan serangkaian langkah efisiensi, terutama dengan mengurangi pegawai kantor perwakilan di Jakarta. “Untuk membayar gaji pegawai setiap bulan sudah tidak ada Iagi," kata Bukhari.

Gresik Migas awalnya mendapat jatah gas dari PHE WMO sebanyak 17 MMBTU. Namun, dalam perjalanannya, Menteri ESDM mengurangi jatah menjadi hanya 5 MMBTU karena menilai kinerja Gresik Migas tidak memuaskan. Jadi kalau memiliki pasar sebenarnya kita diperbolehkan menjual 17 MMBTU. Tetapi nyatanya, tidak ada pasar," jelasnya.

Atas dasar itulah, Bukhari meminta pemegang saham agar ikut mencarikan solusi. Sebab tidak mungkin perusahaan yang baru berdiri dibiarkan terus merugi dan akhirnya tutup.

Koran Sindo, Page-8, Wednesday, March, 8, 2017

the Plastic Industry Ask Supply Masela Gas

Supplies Become Attractive To Investors Petrochemicals

The construction plan petrochemical plant in Tuban received a positive response from the Indonesia Association of Olefin, Aromatic and Plastic Indonesia (INAplas). Association hopes the government to ensure supply and price of gas being the main attraction petrochemical investors safely.

Secretary General INAplas Dawn Budiyono expect development Masela make the supply of gas and the price is competitive. Industrial gas prices should ideally assess USD 3.5 per mmbtu. "If the price (of gas, Red) USD 3.5, equal to the state revenue if the state selling price of USD 6. Thus, there is no problem in the development of the Masela. Importantly, there is no certainty the stock and the price formula "he said.

According to him, a number of investors have expressed interest in building a petrochemical plant that uses the resources of the Masela block. "We were invited to meet several times to discuss the issue of the Masela block. We are interested for no warranty number of quantity and price" he said.

The government is expected to prepare transport infrastructure for the transport of industrial production. The trick expressway connecting the sea to the Masela so that transportation costs can be more affordable. "If there is a marine highway, so it does not matter. Because, cruise to eastern Indonesia could bring food raw materials and shipping to the west could bring the raw material polymer".

Employers hope that the government is serious in plans to develop the petrochemical industry in the country. Because, for 50 percent of industrial products such as ethylene still be imported from other countries. Vice Chairman INAplas Suhat Miharso adding ethylene needs in the country reached 1.6 million tons per year. Meanwhile, domestic production reached 860 thousand tons per year. "Approximately only 50 percent. The rest must be imported from Korea, Japan, Singapore, and Malaysia.

With the construction of the refinery in Tuban and Bontang integrated with the petrochemical industry as well as the expansion of PT Chandra Asri Petrochemical, employers expect no additional ethylene production to 3 million tons in 2025.

IN INDONESIAN

Industri Plastik Minta Pasokan Gas Masela

Suplai Menjadi Daya Tarik Investor Petrokimia

Rencana pembangunan pabrik petrokimia di Tuban mendapat respons positif dari Asosiasi Industri Olefin, Aromatik, dan Plastik Indonesia (INAplas). Asosiasi berharap pemerintah memastikan pasokan dan harga gas yang menjadi daya tarik utama investor petrokimia aman.

Sekretaris Jenderal INAplas Fajar Budiyono berharap pengembangan Blok Masela membuat pasokan gas serta harganya lebih kompetitif. Industri menilai harga gas idealnya USD 3,5 per mmbtu. ”Kalau harga (gas, Red) USD 3,5, penerimaan negara sama dengan jika negara jual harga USD 6. Jadi, tidak ada masalah pengembangan di Masela. Yang penting, ada kepastian stok dan formula harga" ujarnya.

Menurut dia, sejumlah investor sudah menyatakan ketertarikan untuk membangun pabrik petrokimia yang menggunakan sumber daya dari Blok Masela. "Kami beberapa kali diajak bertemu untuk membahas masalah Blok Masela. Kami berminat selama ada garansi jumlah quantity dan harga" katanya.

Pemerintah diharapkan menyiapkan infrastruktur transportasi untuk mengangkut hasil produksi industri. Caranya menyambungkan tol laut ke Blok Masela sehingga biaya transportasi bisa semakin murah. "Kalau ada tol laut, jadi tidak masalah. Sebab, pelayaran ke timur Indonesia bisa membawa bahan baku makanan dan pelayaran ke barat bisa membawa bahan baku polimer".

Pengusaha berharap pemerintah serius dalam rencana mengembangkan industri petrokimia di dalam negeri. Sebab, selama ini 50 persen produk hasil industri seperti etilena masih diimpor dari negara lain. Wakil Ketua Umum INAplas Suhat Miharso menambahkan, kebutuhan etilena di dalam negeri mencapai 1,6 juta ton per tahun. Sementara itu, produksi di dalam negeri baru mencapai 860 ribu ton per tahun. "Kira-kira baru 50 persen. Sisanya harus di impor  dari Korea, Jepang, Singapura, dan Malaysia.

Dengan pembangunan kilang di Tuban dan Bontang yang terintegrasi dengan industri petrokimia serta ekspansi PT Chandra Asri Petrochemical, pengusaha berharap ada tambahan produksi etilena 3 juta ton pada 2025. 

Jawa Pos, Page-5, Wednesday, March, 8, 2017

Pertamina Become Expectations

Masela gas utilization

The industrial sector is only capable of absorbing gas pipeline from the Masela block in Arafuru Sea, Maluku 150 MMSCFD of previously proposed 474 MMSCFD for three companies that the government hopes to PT Pertamina.

Industry Ministry before providing recommendations to get the three companies of 474 million cubic feet per day (MMSCFD) of gas from the Masela block. The three companies are PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industri and PT Elsoro Multi Pratama which later coupled PT Chandra Asri Petrochemical Tbk.

According to him, the gas volume of 474 MMSCFD, investors need huge capital to take advantage be derived products. Meanwhile, the government provides two options in the development of the Masela block.

First, the construction of liquefied natural gas (LNG) ground with a capacity of 7.5 million tonnes per annum (Mtpa) and 474 MMSCFD gas pipeline. Second, the capacity of 9.5 Mtpa LNG plant and gas pipeline 150 MMSCFD.

Utilization of gas pipeline that aims to create downstream industries in the eastern region of Indonesia. Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry Muhammad Khayam said, after the count, the industry only needs gas pipeline from Masela 150 MMSCFD. It was the beginning of the scheme assuming gas price meets the economic development of a petrochemical plant which is about US $ 4 per MMBtu.

Volume is expected to produce 1.8 million tons of methanol with polyethylene and polypropylene capacity of around 400,000 tonnes is equivalent to that will awaken in Bintuni Bay, Papua.

Meanwhile, as many as 200 MMSCFD gas pipeline will be absorbed by PT Pertamina. Although the volume of gas utilization plan for the industry declined, he said, it will review and offer other companies the absorption of gas rose to 274 MMSCFD because currently the industry's only willing to absorb 150 MMSCFD. Therefore, it would revise the proposed utilization of gas.

"The 150 MMSCFD it enough, it is already one existing petrochemical plants. As in the Bintuni, 1.8 million tons of methanol, "he said after attending the Indonesian Refining and Petrochemical Forum, Tuesday (7/3).

Despite having to revise the proposed absorption Masela gas pipeline of 474 MMSCFD to 150 MMSCFD, Khayam calls, gas buyer commitments should be ensured in July 2017. Thus, he was offered to other companies who might be able to absorb. Previously, there have been three companies that will absorb Masela gas.

Khayam mention that Pupuk Indonesia, Kaltim Methanol, and Elsoro Multi Pratama, and Chandra Asri Petrochemical will create a consortium that will be led by Pupuk Indonesia. However, it should be discussed further with the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) due to the utilization of gas to state-owned companies do not need to go through the bidding process.

"It untimed approximately July 2017 on the industry to have a commitment," he said.

ADVICE LUHUT

    When contacted separately, Vice President Corporate Communications Pertamina IPT Wianda Pusponegoro said Masela gas absorption by Pertamina is the proposal of the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan which is currently under review. Associated with the possible purchase of 200 MMSCFD of gas, must be followed up with more interesting clauses in the gas purchase agreement.

"We are open for communication related to the terms of the commercial in order to win-win for all parties," he said.

Previously, the Senior Manager of Communications & Relations Inpex Indonesia Usman Slamet said, related to the continuation of development projects Abadi field, Masela, it was still talking with the government.

IN INDONESIAN

Pemanfaatan Gas Msela

Pertamina Menjadi Harapan

Sektor industri hanya sanggup menyerap gas pipa dari Blok Masela di Laut Arafuru, Maluku sebanyak 150 MMscfd dari sebelumnya diusulkan 474 MMscfd untuk tiga perusahaan sehingga pemerintah berharap kepada PT Pertamina.

Kementerian Perindustrian sebelumnya memberikan rekomendasi tiga perusahaan untuk mendapatkan 474 juta kaki kubik per hari (MMscfd) gas pipa dari Blok Masela. Ketiga perusahaan itu yakni PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industri, dan PT Elsoro Multi Pratama yang nantinya ditambah PT Chandra Asri Petrochemical Tbk. 

Menurutnya, dengan volume gas 474 MMscfd, investor butuh modal besar untuk memanfaatkan menjadi produk turunan. Sementara itu, pemerintah memberikan dua opsi dalam pengembangan Blok Masela. 

Pertama, pembangunan kilang gas alam cair (LNG) darat dengan kapasitas 7,5 juta ton per tahun (Mtpa) dan gas pipa 474 MMscfd. Kedua, kapasitas kilang LNG sebesar 9,5 Mtpa dan gas pipa 150 MMscfd.

Pemanfaatan gas pipa itu bertujuan untuk menciptakan industri hilir di kawasan timur Indonesia. Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, setelah dihitung, industri hanya membutuhkan gas pipa dari Blok Masela sebanyak 150 MMscfd. Hal itu merupakan skema awal dengan asumsi harga jual gas memenuhi keekonomian pengembangan pabrik petrokimia yakni sekitar US$4, per MMBtu.

Volume tersebut diperkirakan menghasilkan 1,8 juta ton metanol dengan kapasitas polietilena dan polipropilena sekitar 400.000 ton setara dengan yang akan terbangun di Teluk Bintuni, Papua.

Sementara itu, gas pipa sebanyak 200 MMscfd akan diserap oleh PT Pertamina. Kendati rencana pemanfaatan volume gas bagi industri menurun, dia menyebut, pihaknya akan mengkaji ulang dan menawarkan perusahaan lain agar penyerapan gas naik menjadi 274 MMscfd karena saat ini industri hanya bersedia menyerap 150 MMscfd. Oleh karena itu, pihaknya akan merevisi usulan pemanfaatan gas. 

“Yang 150 MMscfd itu cukup, itu sudah satu pabrik petrokimia yang ada. Seperti di Bintuni itu, sebesar 1,8 juta ton metanolnya,” ujarnya usai menghadiri Indonesia Refining and Petrochemical Forum, Selasa (7/3).

Meskipun harus merevisi usulan penyerapan gas pipa Blok Masela dari 474 MMscfd menjadi 150 MMscfd, Khayam menyebut, komitmen pembeli gas harus dipastikan pada Juli 2017. Dengan demikian, dia pun menawarkan kepada perusahaan lain yang mungkin bisa menyerap. Sebelumnya, sudah terdapat tiga perusahaan yang akan menyerap gas Masela.

Khayam menyebut bahwa Pupuk Indonesia, Kaltim Methanol, dan Elsoro Multi Pratama, dan Chandra Asri Petrochemical akan membuat konsorsium yang nantinya akan dipimpin oleh Pupuk Indonesia. Namun, perlu didiskusikan lebih lanjut dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) karena pemanfaatan gas untuk perusahaan milik pemerintah tidak perlu melalui proses tender.

“Itu dibatasi waktu kira-kira Juli 2017 pada industri untuk punya komitmen,” katanya.

SARAN LUHUT

Ketika dihubungi terpisah, Vice President Corporate Communication IPT Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, penyerapan gas Masela oleh Pertamina merupakan usulan dari Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan yang kini sedang ditinjau. Terkait dengan kemungkinan pembelian 200 MMscfd gas pipa, perlu ditindaklanjuti dengan klausul yang lebih menarik dalam perjanjian jual beli gas.

“Kami terbuka untuk berkomunikasi terkait term-term komersial agar win-win bagi semua pihak,” katanya. 

Sebelumnya, Senior Manager Communication & Relation Inpex Indonesia Usman Slamet mengatakan, terkait dengan kelanjutan proyek pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela, pihaknya masih membicarakannya dengan pemerintah.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, March, 8, 2017