lnpex Requested Begin Review the LNG Plant

The government requested that lnpex Corporation as operator Masela immediately conduct further studies in the construction of liquefied natural gas on land.

Block located in Iaut Arafuru, Maluku is managed by the master lnpex participation shares of 65% and Shell 35%. President Joko Widodo decided that the construction of liquefied natural gas Liquefied natural gas / LNG) on the ground in March 2016. In fact, the previous scheme carried floating LNG plant or offshore.

Since it was decided on the ground, the project LNG plant was not running yet because there are still some points that have not been agreed by lnpex. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (EBDM) Arcandra Tahar said, the early stages of project design (pre-FEED) Masela LNG plant should have been able to do.

Pre-FEED study is a pre-defining the project which aims to estimate the cost of the investment and project construction schedule. According to him, lnpex should be able to start the pre-FEED although there are still some options pipeline gas production volumes, the capacity of the LNG plant and refinery. With the start of pre-FEED, the Ministry of Industry can begin to map out the company that will buy Masela gas pipeline. Besides processed into LNG, the government requested that the lnpex to allocate gas pipeline for the industry around the Masela block.

"Quickly if can. Start pre-FEED, we engage [include] the Ministry of Industry to build, began to speak who will buy gas, "he said, Wednesday (23/3). Arcandra rate, no more points can be negotiated with lnpex.

Meanwhile, Minister Ignatius Jonan had replied to a letter sent by lnpex since last week. lnpex previously sent a letter in February 2017 to ask for written answers associated with two things that must be decided before the pre-FEED be done. Two things must be decided before running pre-FEED the volume of gas pipeline and LNG plant capacity as well as the islands which will be the location of the refinery.

"There has been a letter. Have been sent since last week. "

There are two options for the production of pipeline gas and LNG. First, gas pipes and Masela 474 million cubic feet per day (MMSCFD) and 7.5 million tonnes of LNG per annum (MTPA). Second, the allocation of 150 MMSCFD gas pipeline and LNG capacity of 9.5 MTPA.

In addition, any refinery construction site there are two options namely the Aru Islands and yamdena. lnpex wants the two options it has produced at only one answer so that the time and cost can be saved. Therefore, lnpex proposed that a preliminary study is done before the pre-FEED.

On the other hand, Arcandra rate, the data both options must be complete to be able to make a decision. Preliminary study before the pre-FEED considered could not be used as a reference. Although there is a risk of greater cost, he considered, it would be better if each option supported by strong data.

"More benefitnya than did the [study], will not comprehensive. Must pre-FEED both. "

ALREADY RECEIVED

Senior Manager of Communications & Relations lnpex Indonesia Usman Slamet said it has

receiving letters and Minister Ignatius Jonan on Wednesday (23/3). However, he declined to give further details. "Indeed, we received a letter from the minister yesterday morning (22/3)," he said.

Previously, the Ministry of Industry is still looking for companies that are willing to buy the gas pipeline and Masela as currently estimated at 150 MMSCFD new industrial capabilities.

The Ministry of Industry has proposed to absorb 474 MMSCFD gas pipeline by three companies. However, the 200 MMSCFD gas of which is planned to be absorbed by PT Pertamina.

Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry Muhammad Khayam said, after the industry requires only 150 MMSCFD gas pipeline. It was the beginning of the scheme assuming gas price meets the economic development of the petrochemical plants around USS4 per MMBtu.

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

Although the volume of gas utilization plan for the industry declined, the Ministry of Industry will review and offer other companies the absorption of gas rose to 274 MMSCFD. Therefore, it would revise the proposed utilization of the gas pipeline and the Masela block.

Khayam call commitments gas buyers must be ensured in July 2017. Thus, he was offered to other companies who might be able to absorb Masela gas pipeline. Three companies are PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industri and PT Elsoro Multi Pratama which later coupled PT Chandra Asri Petrochemical Tbk.

IN INDONESIAN

lnpex Diminta Mulai Kaji Kilang LNG

Pemerintah meminta agar lnpex Corporation sebagai operator Blok Masela segera melakukan kajian lanjutan dalam pembangunan kilang gas alam cair di darat.

Blok migas yang berlokasi di Iaut Arafuru, Maluku itu dikelola oleh lnpex yang menguasai saham partisipasi 65% dan Shell 35%. Presiden Joko Widodo memutuskan agar pembangunan kilang gas alam cair Liquified natural gas/LNG) di darat pada Maret 2016. Padahal, sebelumnya skema pembangunan kilang LNG dilakukan terapung atau lepas pantai.

Sejak diputuskan di darat, proyek kilang LNG itu belum berjalan karena masih ada beberapa poin yang belum disepakati oleh lnpex. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (EBDM) Arcandra Tahar mengatakan, tahap awal desain proyek (pre-FEED) kilang LNG Masela seharusnya sudah bisa dilakukan.

Pre-FEED merupakan kajian pra pendefinisian proyek yang bertujuan untuk mengestimasikan biaya investasi dan jadwal pengerjaan proyek. Menurutnya, lnpex seharusnya bisa memulai pre-FEED meskipun masih terdapat beberapa opsi volume produksi gas pipa, kapasitas kilang LNG, dan lokasi kilang. Dengan dimulainya pre-FEED, Kementerian Perindustrian bisa mulai memetakan perusahaan yang akan membeli gas pipa Masela. Selain diproses menjadi LNG, pemerintah meminta agar kepada lnpex untuk mengalokasikan gas pipa bagi industri di sekitar Blok Masela.

“Kalau bisa secepatnya. Start pre-FEED, kami engage [mengikutsertakan] Kementerian Perindustrian untuk membangun, mulai bicara siapa yang akan beli gasnya,” ujarnya, Rabu (23/3). Arcandra menilai, tidak ada lagi poin yang bisa dinegosiasikan dengan lnpex. 

Sementara itu, Menteri ESDM Ignasius Jonan telah membalas surat yang dikirim oleh lnpex sejak pekan lalu. lnpex sebelumnya mengirim surat pada Februari 2017 untuk meminta jawaban tertulis terkait dengan dua hal yang harus diputuskan sebelum pre-FEED bisa dilakukan. Dua hal yang harus diputuskan sebelum menjalankan pre-FEED yakni volume gas pipa dan kapasitas kilang LNG serta pulau yang nantinya menjadi lokasi kilang.

“Sudah ada suratnya. Sudah dikirim sejak minggu lalu.”

Ada dua opsi produksi gas pipa dan LNG. Pertama, gas pipa dan Blok Masela 474 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan kilang LNG 7,5 juta ton per tahun (MTPA). Kedua, alokasi gas pipa 150 MMscfd dan kapasitas kilang LNG 9,5 MTPA.

Selain itu, lokasi pembangunan kilang pun masih terdapat dua opsi yakni Pulau Aru dan Pulau Yamdena. lnpex menginginkan agar dua opsi itu sudah menghasilkan pada satu jawaban saja sehingga waktu dan biaya bisa dihemat. Oleh karena itu, lnpex mengusulkan agar cukup dilakukan kajian pendahuluan sebelum pre-FEED.

Di sisi lain, Arcandra menilai, data kedua opsi harus lengkap untuk bisa memberi keputusan. Kajian pendahuluan sebelum pre-FEED dianggap tidak bisa dijadikan acuan. Kendati terdapat risiko biaya yang lebih besar, dia menilai, akan lebih baik bila masing-masing opsi didukung dengan data yang kuat.

“Lebih banyak benefitnya daripada lakukan satu [kajian], nanti tidak komprehensif. Harus pre-FEED dua-duanya.”

SUDAH DITERIMA

Senior Manager Communication & Relation lnpex Indonesia Usman Slamet mengatakan, pihaknya telah

menerima surat dan Menteri ESDM Ignasius Jonan pada Rabu (23/3). Namun, dia enggan memberikan keterangan lebih lanjut. “Memang kami menerima surat dari Pak Menteri kemarin pagi (22/3),” katanya.

Sebelumnya, Kementerian Perindustrian masih mencari perusahaan yang bersedia membeli gas pipa dan Masela karena saat ini diperkirakan kemampuan industri baru 150 MMscfd.

Kementerian Perindustrian telah mengusulkan untuk menyerap 474 MMscfd gas pipa oleh tiga perusahaan. Namun, 200 MMscfd gas di antaranya rencananya akan diserap PT Pertamina.

Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, setelah industri hanya membutuhkan 150 MMscfd gas pipa. Hal itu merupakan skema awal dengan asumsi harga jual gas memenuhi keekonomian pengembangan pabrik petrokimia yakni sekitar USS4 per MMBtu.

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

Kendati rencana pemanfaatan volume gas bagi industri menurun, Kementerian Perindustrian akan mengkaji ulang dan menawarkan perusahaan lain agar penyerapan gas naik menjadi 274 MMscfd. Oleh karena itu, pihaknya akan merevisi usulan pemanfaatan gas pipa dan Blok Masela.

Khayam menyebut komitmen pembeli gas harus di pastikan pada Juli 2017. Dengan demikian, dia pun menawarkan kepada perusahaan lain yang mungkin bisa menyerap gas pipa Masela. Ketiga perusahaan itu PT Pupuk Indonesia, PT Kaltim Methanol Industri, dan PT Elsoro Multi Pratama yang nantinya ditambah PT Chandra Asri Petrochemical Tbk.

Dia menilai, dibutuhkan konsorsinun untuk menyerap gas yang nantinya akan dipimpin oleh PT Pupuk Indonesia.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, March, 24, 2017

Short Term, Oil Prices Still Bearish

Markets fear restrictions on oil production is not running

The decline in crude oil prices increasingly significant. Although already down streak in five days, analysts predict the price of black gold could still be weakened and could have an impact on the price of other commodities.

As at 17:23 pm, Wednesday (22/3), the price of light sweet crude contract in May 2017 delivery on the New York Mercantile Exchange plummeted 1.53% to US $ 47.56 per barrel compared to the previous day. Within a week, the price of oil has dropped 3.80%.

This decline affects the price of other energy commodities. The price of coal and natural gas contribute apparently corrected. Only palm oil are able to maintain its gains. "As a strategic commodity, if low oil prices, other commodity prices will also be lower," said Deddy Yusuf Siregar, Asia analyst Tradepoint

Futures.

As at 17:40 pm yesterday, the price of coal fell 2.01% to US $ 77.5 per metric ton from the previous day. Then the price of natural gas fell 1.16% to US $ 3,057 per mmbtu. While the price of CPO rose 12:28% to RM 2,817 per metric ton.

Even so, according to Deddy, not all energy commodities will continue to follow oil. He considered only the price potential natural gas continued to weaken during the first half of this year, following weakening oil prices. The reason winter is over will make the global natural gas demand increasingly difficult.

For coal, Deddy saw high demand from Asia-Pacific countries, such as Japan, South Korea and the Philippines, are still likely to lift prices.

CPO prices also can still ride. CPO demand normally rises ahead of Ramadan, because the middle eastern countries increase its palm oil stocks. Palm oil consumption will also increase. "Strengthening this time also supported by the potential decline in Malaysian palm oil production of about 1.4% in the month February, "said Deddy.

While Nizar Rithy, analysts SoeGee Futures, rate, drop in oil prices this time has not changed the long-term trend. According to. he, oil long-term trend is still positive. So he did not see the impact on commodity price movements of energy, such as natural gas, coal or CPO.

The impact will be felt if the trend had turned bearish long term. Examples of when oil prices touched $ 26 per barrel in 2016.

Short-term trends

Nizar said, the burden of the increase in US supplies continue to overshadow the movement of oil prices. Last week, the American Petroleum Institute recorded a weekly US crude stocks rose 4.53 million barrels. Wednesday morning US time, the Energy Information Administration will announce the position of the latest US oil stocks.

Predictions, US oil reserves rose by 1.9 million barel, closing decreasing the supply of 200,000 barrels previous week. Even a Bloomberg survey predicted US crude stocks last week rose by 3 million barrels to 531.2 million barrels so.

Since the beginning of 2017, US oil stocks had increased by about 49 million barrels. "It's bad for the market because it means that OPEC production cuts are not able to make the supply in the global market is reduced," said Nizar.

Not only that, the two largest shipping port in Libya, namely Es Sider and Ras Lanuf, ready to resume operations after a two-week halt due to the military offensive. It will add supply to the oil market. Oil production Libya in February 2017 reportedly increased to 646,000 barrels, compared to the previous month's 621,000 barrels per day.

According to Deddy, investors are still worried about global supplies of crude oil will increase. "If US targets to increase the production of year-end 2017 to 9 million barrels, while OPEC cuts only until mid-year, increase oil supply clear, ".

Today (23/3) Nizar predicts WTI oil price potential technical rebound and move between US $ 46.8 and US $ 48 per barrel. The next week prices will move between US $ 46.5-Us $ 49 per barrel. According to Deddy analysis, today's oil prices weaken and move between US $ 46.71 and US $ 48.41 per barrel. The next week the price moves between US $ 46.39-US $ 48 per barrel.

IN INDONESIAN

Jangka Pendek, Harga Minyak Masih Bearish

Pasar khawatir pembatasan produksi minyak tidak berjalan

Penurunan harga minyak mentah semakin signifikan. Meski sudah turun beruntun dalam lima hari terakhir, analis memprediksi harga emas hitam ini masih bisa melemah dan akan bisa berdampak pada harga komoditas lain.

Per pukul 17.23 WIB, Rabu (22/3), harga minyak jenis light sweet kontrak pengiriman Mei 2017 di New York Mercantile Exchange menurun drastis 1,53% ke US$ 47,56 per barel dibanding hari sebelumnya. Dalam sepekan, harga minyak sudah turun 3,80%.

Penurunan ini mempengaruhi harga komoditas energi lainnya. Harga batubara dan gas alam rupanya turut terkoreksi. Hanya minyak sawit saja yang mampu mempertahankan penguatannya. “Sebagai komoditas strategis, kalau harga minyak rendah, harga komoditas lain juga akan rendah,” kata Deddy Yusuf Siregar, analis Asia Tradepoint Futures.

Per pukul 17.40 WIB kemarin, harga batubara terkoreksi 2,01% ke US$ 77,5 per metrik ton dari hari sebelumnya. Kemudian harga gas alam melemah 1,16% ke US$ 3.057 per mmbtu. Sedangkan harga CPO masih menguat 0.28% jadi RM 2.817 per metrik ton.

    Meski begitu, menurut Deddy, tidak semua komoditas energi akan terus mengekor minyak. Ia menilai hanya harga gas alam yang berpotensi terus melemah sepanjang semester satu tahun ini, mengikuti pelemahan harga minyak. Alasannya musim dingin yang sudah berakhir akan membuat permintaan gas alam global semakin sulit.

    Untuk batubara, Deddy melihat tingginya permintaan dari negara-negara Asia Pasifik, seperti Jepang, Korea Selatan dan Filipina, masih berpeluang mengangkat harga.

Harga CPO juga masih bisa naik. Permintaan CPO biasanya naik jelang bulan Ramadan, karena negara-negara timur tengah meningkatkan stok minyak sawitnya. Konsumsi minyak sawit juga akan mengalami peningkatan. “Penguatan kali ini juga ditopang dari potensi penurunan produksi minyak sawit Malaysia sekitar 1,4% di bulan

Februari," kata Deddy.

Sementara Nizar Hilmy, analis SoeGee Futures, menilai, penurunan harga minyak kali ini belum mengubah tren jangka panjang. Menurut. dia, tren jangka panjang minyak masih positif. Maka ia tidak melihat dampaknya pada pergerakan harga komoditas energi lainnya, seperti gas alam, batubara atau CPO.

Menurutnya, dampak akan terasa jika tren sudah berubah jadi bearish jangka panjang. Contoh ketika harga minyak sempat menyentuh US$ 26 per barel di 2016.

Tren jangka pendek

Nizar menuturkan, beban kenaikan pasokan AS masih terus membayangi pergerakan harga minyak. Pekan lalu, American Petroleum Institute mencatatkan stok minyak mentah mingguan AS naik 4,53 juta barel. Rabu pagi

waktu AS, Energy Information Administration akan mengumumkan posisi stok minyak AS terbaru.

Prediksinya, cadangan minyak AS naik sebesar 1,9 juta barel, menutup penurunan pasokan sebesar 200.000 barel pekan sebelumnya. Bahkan survei Bloomberg memperkirakan, stok minyak mentah AS minggu lalu bisa naik 3 juta barel jadi 531,2 juta barel.

Sejak awal 2017, stok minyak AS sudah naik sekitar 49 juta barel. "Ini buruk bagi pasar karena artinya pemangkasan produksi yang dilakukan OPEC tidak mampu membuat pasokan di pasar global berkurang," tutur Nizar.

Tidak cuma itu, dua pelabuhan pengiriman terbesar di Libia, yakni Es Sider dan Ras Lanuf, siap kembali beroperasi setelah dua pekan terhenti akibat serangan militer. Ini akan menambah pasokan minya ke pasar. Produksi minyak

Libia di Februari 2017 dilaporkan naik jadi 646.000 barel, dibanding bulan sebelumnya 621.000 barel per hari.

Menurut Deddy, investor masih khawatir pasokan minyak mentah global akan kembali meningkat. “Kalau AS menargetkan penambahan produksi akhir tahun 2017 menjadi 9 juta barel, sementara pemangkasan OPEC cuma sampai pertengahan tahun, pasokan minyak jelas bertambah,”.

Hari ini (23/3) Nizar memprediksi harga minyak WTI berpotensi rebound teknikal dan bergerak antara US$ 46,8-US$ 48 per barel. Sepekan ke depan harga akan bergerak antara US$ 46,5-Us$ 49 per barel. Menurut analisa Deddy, harga minyak hari ini melemah dan bergerak antara US$ 46,71-US$ 48,41 per barel. Sepekan ke depan harga bergerak antara US$ 46,39-US$ 48 per barel.

Kontan, Page-7, Thursday, March, 23, 2017

Investment Cost Gas Refinery Cricket Down

Jonan ask the contractor gas projects shared facilities

Ministry of Energy and Mineral Resources announced the construction of a floating gas processing facility (floating production unit) Field crickets will cost US $ 4.2 billion (exceeding Rp 54 trillion). The numbers are down from an estimated investment by the contractor Field Crickets, ENI Muara Bakau BVQ amounted to US $ 4.5 billion (more than US $ 58 trillion). It's a huge savings, nearly Rp 5 trillion, "said Energy Minister Ignatius Jonan after inaugurating an offshore plant Crickets.

Jonan appreciate contractors accelerate development faster refineries a year ahead of schedule. Thus, starting in May 2017, the refinery can operate simultaneously with gas production field crickets. Crickets gas refinery capable of processing up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD) and condensate as much as 4,100 barrels per day.

According Jonan, vessel dimensions 200 x 46 x 40 meters it is the largest oil and gas processing facilities in Indonesia. Refinery supporting oil and gas production from deepwater gas project (Indonesia Deepwater Development) who worked ENI in the Muara Bakau block. Located about 70 kilometers from the coastline of East Kalimantan. The gas will be sucked out of 10 production wells connected by subsea pipeline 79 km.

Jonan said the refinery product used by consumers in East Kalimantan. Most of the domestic gas allocation will be utilized by PT PLN. Crickets project contracts signed by the government together with ENI since 2002. The new contractor discovered gas in 2009 in line Crickets-1 wells, which followed the discovery of a second in 2011. The gas project consists of two documents development (plan of development / POD) integrated government approved on 2011 and 2013.

These crickets gas project controlled ENI (ITALY) Muara Bakau, which holds a 55 percent stake. The rest is owned engie E & P and PT Saka Energi Muara Bakau respectively 33.3 percent and 11.7 percent. Jonan ask ENI expand refining capacity to 800 MMSCFD. The goal, so that the refinery facilities could be managed along with Chevron Indonesia Company, which manages the project IDD Bangka and Gendalo-Gehem.

According to the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), today Chevron Indonesia Company have yet to make a revised proposal deepwater gas project Gendalo-Gehem. Spokesman SKK Migas, Taslim Z. Yunus, said the continuation of projects located in the Makassar Strait halted oil prices are still low. Meanwhile, IDD project phase 1 (Field Bangka) has been in production since August 2016. "The price of oil is still low, the economics are still marginal," said Taslim.

IN INDONESIAN

Biaya Investasi Kilang Gas Jangkrik Turun

Jonan meminta kontraktor proyek gas berbagi fasilitas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengumumkan pembangunan fasilitas pengolahan gas terapung (floating production unit) Lapangan Jangkrik memerlukan biaya US$ 4,2 miliar (Iebih dari Rp 54 triliun). Angka tersebut turun dari perkiraan investasi oleh kontraktor Lapangan Jangkrik, ENI Muara Bakau BVQ sebesar US$ 4,5 miliar (lebih dari Rp 58 triliun).  Ini penghematan yang besar sekali, hampir Rp 5 triliun,” kata Menteri Energi Ignasius Jonan setelah meresmikan kilang terapung Jangkrik.

Jonan mengapresiasi kontraktor yang mempercepat pembangunan kilang lebih cepat setahun dari jadwal. Dengan begitu, mulai Mei 2017, kilang bisa beroperasi bersamaan dengan produksi gas Lapangan Jangkrik. Kilang Jangkrik mampu mengolah gas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) dan kondensat sebanyak 4.100 barel per hari.

Menurut Jonan, kapal berdimensi 200 x 46 x 40 meter itu merupakan fasilitas pengolahan migas terbesar di Indonesia. Kilang ini menyokong produksi migas dari proyek gas laut dalam (Indonesia Deepwater Development) yang digarap ENI di Blok Muara Bakau. Letaknya sekitar 70 kilometer dari garis pantai Kalimantan Timur. Gas akan disedot dari 10 sumur produksi yang terhubung oleh pipa bawah laut 79 km.

Jonan menuturkan produk kilang ini dimanfaatkan oleh konsumen di Kalimantan Timur. Sebagian besar alokasi gas domestik akan dimanfaatkan PT PLN. Kontrak proyek Jangkrik ditanda tangani pemerintah bersama ENI sejak 2002. Kontraktor baru menemukan gas pada 2009 di garis sumur Jangkrik-1, yang disusul penemuan kedua pada 2011. Proyek gas terdiri atas dua dokumen pengembangan (plan of development/POD) terintegrasi yang disetujui  pemerintah pada 2011 dan 2013.

Proyek gas Jangkrik ini dikendalikan ENI (ITALY) Muara Bakau, yang memegang 55 persen saham. Sisanya dimiliki Engie E&P dan PT Saka Energi Muara Bakau masing-masing 33,3 persen dan 11,7 persen. Jonan meminta ENI memperbesar kapasitas kilang menjadi 800 MMSCFD. Tujuannya, supaya fasilitas kilang bisa dikelola bersama Chevron Indonesia Company yang mengelola proyek IDD Bangka dan Gendalo-Gehem.

Menurut Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), sampai hari ini Chevron Indonesia Company belum menyetorkan revisi proposal proyek gas laut dalam Gendalo-Gehem. Juru bicara SKK Migas, Taslim Z. Yunus, mengatakan kelanjutan proyek yang berlokasi di Selat Makassar itu tertahan harga minyak yang masih rendah. Sementara itu, proyek IDD tahap 1 (Lapangan Bangka) sudah berproduksi sejak Agustus 2016. "Harga minyak masih rendah, keekonomiannya masih marginal,” kata Taslim.

Koran Tempo, Page-21, Thursday, March, 23, 2017

Pertamina Rehabilitation 104 Oil Well Ilegal

Structuring illegal oil mining concession located in PT Pertamina EP entered the final stage. Daily Acting Director of Pertamina EP Nana Abdul Manaf, ensuring that no residents next month that mines oil without permission. This April we are targeting has been no illegal wells. We no deal with miners to shift work, "said Nana in Jakarta.

Pertamina recorded 104 illegal oil wells in Asset 2, South Sumatra. A total of 81 wells were in Mangunjaya, the rest are in Keluang, Banyuasin, with 23 wells. Nana explained, illegal mining going on since 2011. As a result of these activities, the company lost production of up to 1,500 barrels per day (bpd).

The figure is far bigger than Pertamina EP oil production in Mangunjaya which amounted to 400 bpd. He claims to have coordinated with the police to prevent the recurrence of illegal mining, Because miners often do not heed the safety aspects of work.

Recently, illegal mining in South Sumatra ever take 18 victims Iuka injured when the pump engine exploded and resulted in a devastating fire at the beginning of last year.

He promised to improve the environment around the wells are contaminated due to illegal mining. Pertamina EP is also likely to produce the well. However, to get to the production stage, more in-depth studies are needed. "Our evaluation. Which still has a high economic value can be used.

Companies need to increase production to add to the portfolio of oil and gas companies. This year, the company is targeting production of 85 thousand barrels of oil and gas as much as 1,041 million standard cubic feet per day (MMSCFD). Last year oil production perseroran only 83.6 thousand bpd or below the target of 85 thousand bpd.

The realization of oil ready to sell also only 83.1 thousand barrels per day, just under the target of 84.6 thousand barrels per day. The Company recorded gas production last year of 989 MMSCFD.

In fact, the target is reached 1,020 MMSCFD. As for the target gas sales last year amounted to 790 MMSCFD. The realization is not achieved just as much as 768 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Pertamina Rehabilitasi 104 Sumur Minyak llegal  

Penataan penambangan minyak ilegal yang berada di konsesi PT Pertamina EP memasuki tahap akhir. Pelaksana Tugas Harian Direktur Utama Pertamina EP Nanang Abdul Manaf, memastikan bulan depan tidak ada warga yang menambang minyak tanpa izin. April ini kami targetkan sudah tidak ada sumur ilegal. Kami ada kesepakatan dengan penambang untuk mengalihkan pekerjaannya,” ujar Nanang di Jakarta.

Pertamina mencatat ada 104 sumur minyak ilegal di Asset 2, Sumatera Selatan. Sebanyak 81 sumur berada di Mangunjaya, sisanya berada di Keluang, Musi Banyuasin, yakni 23 sumur. Nanang menjelaskan, penambangan ilegal terjadi sejak 2011. Akibat aktivitas tersebut, perusahaan kehilangan produksi hingga 1.500 barel per hari (bph).

Angka tersebut justru jauh lebih besar dari produksi minyak Pertamina EP di Mangunjaya yang sebesar 400 bph.  Ia mengaku telah berkoordinasi dengan kepolisian untuk mencegah penambangan ilegal terulang, Pasalnya, penambang kerap tidak mengindahkan aspek keselamatan kerja.

Terakhir, penambangan ilegal di Sumatera Selatan pernah memakan 18 korban Iuka-luka ketika mesin pompa meledak dan mengakibatkan kebakaran hebat pada awal tahun lalu.

Dia berjanji akan memperbaiki lingkungan di sekitar sumur yang tercemar akibat penambangan ilegal. Pertamina EP juga berpeluang memproduksi sumur tersebut. Namun, untuk sampai ke tahap produksi, kajian lebih mendalam dibutuhkan. “Kami evaluasi. Yang masih punya nilai ekonomi tinggi bisa dipakai.

Perusahaan perlu meningkatkan produksi untuk menambah portofolio migas perusahaan. Tahun ini, perusahaan menargetkan produksi minyak sebesar 85 ribu bph dan gas sebanyak 1.041 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Tahun lalu produksi minyak perseroran hanya 83,6 ribu bph atau di bawah target sebesar 85 ribu bph.

     Realisasi minyak siap jual juga hanya 83,1 ribu barel per hari, tipis di bawah target sebesar 84,6 ribu barel per hari. Perusahaan mencatat produksi gas tahun lalu sebesar 989 MMSCFD.

Padahal, targetnya mencapai 1.020 MMSCFD. Adapun target penjualan gas tahun lalu sebesar 790 MMSCFD. Adapun realisasinya tidak tercapai hanya sebanyak 768 MMSCFD.

Koran Tempo, Page-20, Thursday, March, 23, 2017

Work on Five New Projects, Pertamina EP Prepare $ 778 Million

PT Pertamina EP subsidiary of PT Pertamina will issue an investment of $ 778 million this year to fund five new projects. This is to achieve the production target of 85 thousand barrels of oil per day (bpd) and 1,041 million cubic feet of gas per day / MMSCFD this year.

Daily Acting President Director of Pertamina Nana Abdul Manaf said oil and gas production target this year is higher than last year, which stood at 83 674 bpd of oil and 989 MMSCFD of gas. To achieve the production target in 2017, it will be more aggressive with emphasis on drilling development wells and work on several new projects.

This year, we planned capex (capital expenditure / investment) $ 778 million, while opex (operational expenditure / operating costs) of US $ 1.3 billion, "he said in a media workshop in Jakarta, Wednesday (22/3). The magnitude of this capex rose 46.2% compared to last year's realized investment of US $ 532 million.

Pertamina EP will work on five new projects this year, namely Jatiasri Complex Project, Big Bamboo, Akasia Bagus, Tapen, and Bengal. According to Nana, the development plan (plan of development / POD) for the project has been approved Jatiasri Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas). While POD for four other projects are still in the approval process.

"So, five POD completed in April, because it targets the Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar, so it can be directly executed in April," said Nana.

For jatiasri Project, calls will be drilled seven development wells, including Jatiasri, Jatisinta, Jatirimba, and Jatikeling. In addition, also will be improved facilities, such as gas pipelines. Later in the Big Bamboo, Pertamina EP plans to activate four exploration wells were re-direct dikerja (work-over) that directly provide additional production.

Big Bamboo Project, Tapen, and Akasia Bagus targeted to start production in 2018, while other projects in the next year. Although it did not specify the number, Nana declared five additional production from new projects is quite large. Asset-3 in West Java alone, Jatiasri Project, Big Bamboo, and Akasia Bagus could raise total production assets from the range of 10 thousand bpd to 15-17 thousand bpd.

As for the production activities this year, Pertamina EP total will drill 48 development wells. Further exploration activities, the company will carry out 2D seismic along the 883 kilometer (km), 3D seismic persergi 621 kilometers (km2), and the drilling of 12 exploration wells.

Profit Rise

Then of financial performance, Pertamina EP targeted increase in earnings and revenue. In 2016, Pertamina's subsidiary posted revenue of US $ 2.4 billion and profit of US $ 590 million. This year, the target profit increased slightly to US $ 596 million and revenues reached US $ 2.8 billion.

This improved financial performance, driven both by increased oil and gas production as well as rising crude oil prices. "The production is higher than 2016, then the oil price assumption of US $ 50 per barrel, from last year's realization that only US $ 39 per barrel," he said.

He explained, Asset-2 South Sumatra and West Java Asset-3 is still a mainstay of the company to send in pursuit of performance targets this year. Because the gas production in these two assets is quite large, about 350 MMSCFD in South Sumatra and 250 MMSCFD in West Java.

"It's because of the low cost gas production, then the price of gas stable. Although there is now a policy cap (limitation) the price of gas, we still profit because gas production in these two great assets, "said Nana. Moreover, additional production which this year also acquired four new projects were started on stream in 2017.

Three of them will be operational next month, the Project Matindok, elephant Paku, and Cikarang Tegal Pacing. Additional production of each of these projects is equal to 55 MMSCFD of Matindok, 45-49 mmscfd of Paku Elephants, and 14 MMSCFD of Cikarang Tegal Pacing.

Then there is also the Project EOR (enhanced oil recovery / oil depletion advanced stage) in the Field Jirak now 421 bpd production. The project is still in progress and expected to be completed in 2018.

IN INDONESIAN

Garap Lima Proyek Baru, Pertamina EP Siapkan US$ 778 Juta

PT Pertamina EP anak usaha PT Pertamina akan mengeluarkan investasi sebesar US$ 778 juta pada tahun ini untuk membiayai lima proyek baru. Hal ini untuk mencapai target produksi minyak 85 ribu barel per hari (bph) dan gas 1,041 juta kaki kubik per hari /mmscfd pada tahun ini.

Pelaksana Tugas Harian Presiden Direktur Pertamina Nanang Abdul Manaf mengatakan, target produksi migas tahun ini lebih tinggi dari tahun lalu yang tercatat sebesar 83.674 bph untuk minyak dan 989 mmscfd untuk gas. Untuk mengejar target produksi 2017, pihaknya akan lebih agresif dengan memperbanyak pengeboran sumur pengembangan dan menggarap sejumlah proyek baru.

Tahun ini, kami merencanakan capex (capital expenditure/ investasi) US$ 778 juta, sementara opex (operational expenditure/biaya operasi) US$ 1,3 miliar,” kata dia dalam media workshop di Jakarta, Rabu (22/3). Besaran capex ini naik 46,2% jika dibandingkan realisasi investasi tahun lalu yang sebesar US$ 532 juta.

Pertamina EP akan mengerjakan lima proyek baru pada tahun ini, yakni Proyek Jatiasri Komplek, Bambu Besar, Akasia Bagus, Tapen, dan Benggala. Menurut Nanang, rencana pengembangan (plan of development/ POD) untuk Proyek Jatiasri telah disetujui Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Sementara POD untuk empat proyek lainnya masih dalam proses persetujuan.

“Jadi, lima POD selesai April, karena ini target Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar, sehingga bisa dieksekusi di April langsung,” ujar Nanang.

Untuk Proyek jatiasri, disebutnya akan dibor tujuh sumur pengembangan, diantaranya Jatiasri, Jatisinta, Jatirimba, dan Jatikeling. Selain itu, juga akan dilakukan perbaikan fasilitas, seperti pipa gas. Kemudian di Bambu Besar, Pertamina EP berencana mengaktifkan empat sumur eksplorasi yang langsung dikerja ulang (work over) sehingga langsung memberikan tambahan produksi. 

Proyek Bambu Besar, Tapen, dan Akasia Bagus ditargetkan mulai berproduksi pada 2018, sementara proyek lainnya pada tahun berikutnya. Meski tidak merinci angkanya, Nanang menyatakan tambahan produksi dari lima proyek baru ini cukup besar. Di Aset-3 Jawa Barat saja, Proyek Jatiasri, Bambu Besar, dan Akasia Bagus dapat menaikkan produksi total aset dari kisaran 10 ribu bph menjadi 15-17 ribu bph.

Sementara untuk kegiatan produksi tahun ini, Pertamina EP total akan mengebor 48 sumur pengembangan. Selanjutnya untuk kegiatan eksplorasi, perusahaan akan melaksanakan seismik 2D sepanjang 883 kilometer (km), seismik 3D 621 kilometer persergi (km2), dan pengeboran 12 sumur eksplorasi.

Laba Naik

Kemudian dari kinerja keuangan, Pertamina EP menargetkan kenaikan laba dan pendapatan. Pada 2016, anak usaha Pertamina ini membukukan pendapatan US$ 2,4 miliar dan laba US$ 590 juta. Sementara tahun ini, laba ditargetkan meningkat tipis menjadi US$ 596 juta dan pendapatan mencapai US$ 2,8 miliar.

Perbaikan kinerja keuangan ini, didorong baik oleh peningkatan produksi migas maupun naiknya harga minyak mentah. “Produksi lebih tinggi dari 2016, kemudian harga minyak asumsinya US$ 50 per barel, dari realisasi tahun lalu yang hanya US$ 39 per barel,” kata dia.

Dia menjelaskan, Aset-2 Sumatera Selatan dan Aset-3 Jawa Barat masih menjadi andalan perusahaan untuk mengejarkan target kinerja tahun ini. Pasalnya produksi gas di kedua aset ini cukup besar, yakni sekitar 350 mmscfd di Sumatera Selatan dan 250 mmscfd di Jawa Barat.

“Ini karena cost produksi gas rendah, kemudian harga gas stabil. Meski sekarang ada policy cap (pembatasan) harga gas, kami masih profit karena produksi gas di dua aset ini besar,” kata Nanang. Selain itu, tambahan produksi tahun ini diantaranya juga diperoleh dari empat proyek baru yang mulai on stream pada 2017. 

Tiga diantaranya bakal beroperasi pada bulan depan, yakni Proyek Matindok, Paku Gajah, dan Cikarang Tegal Pacing. Tambahan produksi dari masing-masing proyek ini yaitu sebesar 55 mmscfd dari Matindok, 45-49 mmscfd dari Paku Gajah, dan 14 mmscfd dari Cikarang Tegal Pacing.

     Kemudian ada juga Proyek EOR (enhanced oil recovery/ pengurasan minyak tahap lanjut) di Lapangan Jirak yang kini produksinya 421 bph. Proyek ini masih dalam pengerjaan dan diharapkan selesai pada 2018.

Investor Daily, Page-9, Thursday, March, 23, 2017

Boosts Production, Pertamina EP Using EOR

PT Pertamina EP prepare expenditufre operation (OPEX) for US $ 1.3 billion to increase production of old oil and gas fields. One effort to increase production is the advanced stage of depletion mechanisms alias enhanced oil recovery (EOR).

Daily Acting President Director of Pertamina EP Nana Abdul Manaf claimed, the use of EOR is not widely used in this year, because of the investment spent quite expensive. Therefore EOR technique only used in some oil and gas fields alone. As Jirak Field, South Sumatra which began last year.

In the field, the company will use EOR schemes in 21 wells. Currently in the process Jirak Field has reached 6.7%. "To use these EOR, Pertamina EP must issue an investment of US $ 3.9 million," he said, in the exposure of the company's performance in 2016, on Wednesday (22/3).

With EOR techniques Nana sure, Jirak Field production could reach 421 billion cubic feet per day of gas in 2018. In addition to Fields Jirak, Pertamina EP will also use EOR techniques for oil and gas fields that have been passed through water flooding techniques (secondary dewatering, water injected into the reservoir). Among these field Tanjung, Rantau Field, Cape Jiman field, and Fields Lyrics in Riau.

Currently, the fields managed by Pertamina EP has shifted to the recovery of secondary and tertiary recovery alias is no longer the primary recovery. "Era shifted to the secondary and tertiary surfactan. So we use it, "he said.

For EOR field eksisiting Nana said, Pertamina EP is no longer in need of new investment. This is because there has been flooding water facilities that have been built previously.

Meanwhile, this year's production target is 83 865 barrels of oil per day, up from 2016 by 83 674 bpd. 1,042 MMSCFD gas production, up from last year's 989 MMSCFD Capital expenditure (capex) Pertamina EP this year reached $ 778 million.

Business development capex of around US $ 94 million. Workover investment consisting of US $ 56.8 million, drilling development wells amounted to US $ 22.4 million and the remaining US $ 14.4 million for the production facility investment. Pertamina EP also set aside an investment of US $ 684 million for exploration, workover, drilling of development wells, production facilities, and others.

Pertamina EP 2017 revenue target of US $ 2.81 billion, higher than the realization in 2016 of US $ 2.49 billion. While the target of a pretax profit of $ 1.03 billion, higher than US $ 835 million.

IN INDONESIAN

Genjot Produksi, Pertamina EP Menggunakan EOR

PT Pertamina EP menyiapkan operation expenditufre (opex) sebesar US$ 1,3 miliar untuk meningkatkan produksi dari lapangan migas tua. Salah satu upaya meningkatkan produksi adalah dengan mekanisme pengurasan tahap lanjutan alias enhanced oil recovery (EOR).

Pelaksana Tugas Harian Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengaku, penggunaan EOR tidak banyak digunakan pada tahun ini, karena investasi yang dikeluarkan cukup mahal. Untuk itu teknik EOR hanya digunakan di beberapa lapangan migas saja. Seperti Lapangan Jirak, Sumatra Selatan yang mulai dilakukan pada tahun lalu. 

Di lapangan tersebut, Pertamina akan menggunakan skema EOR di 21 sumur. Saat ini proses di Lapangan Jirak sudah mencapai 6,7%. "Untuk menggunakan EOR tersebut, Pertamina EP harus mengeluarkan investasi sebesar US$ 3,9 juta," kata dia, dalam pemaparan kinerja perusahaan tahun 2016, Rabu (22/3).

Dengan teknik EOR Nanang yakin, produksi Lapangan Jirak bisa mencapai 421 billion cubic feet per day gas pada tahun 2018 nanti. Selain Lapangan Jirak, Pertamina EP juga akan menggunakan teknik EOR untuk lapangan-lapangan migas yang telah melewati teknik water flooding (pengurasan sekunder, yakni air di injeksikan ke dalam reservoir). Di antaranya lapangan Tanjung, Lapangan Rantau, lapangan Tanjung Jiman, dan Lapangan Lirik di Riau.

Saat ini, lapangan-lapangan yang dikelola Pertamina EP telah bergeser ke secondary recovery dan tertiary recovery alias bukan lagi primary recovery. ”Eranya bergeser ke secondary dan tertiary surfactan. Makanya kami menggunakan itu," katanya.

Untuk EOR di lapangan eksisiting Nanang mengungkapkan, Pertamina EP tidak lagi membutuhkan investasi baru. lni karena sudah ada fasilitas water flooding yang sudah dibangun sebelumnya.

Sementara, untuk target produksi tahun ini adalah 83.865 barel minyak per hari, naik dari 2016 sebesar 83.674 bph. Produksi gas 1.042 mmscfd atau naik dari realisasi tahun lalu 989 mmscfd Capital expenditure (capex) Pertamina EP tahun ini mencapai sebesar US$ 778 juta. 

Capex pengembangan bisnis sekitar US$ 94 juta. Terdiri investasi  workover sebesar US$ 56,8 juta, pengeboran sumur pengembangan sebesar US$ 22,4 juta dan sisanya US$ 14,4 juta untuk investasi fasilitas produksi. Pertamina EP juga menyisihkan investasi US$ 684 juta untuk eksplorasi, workover, pemboran sumur pengembangan, fasilitas produksi, dan lain.

Target pendapatan 2017 Pertamina EP senilai US$ 2,81 miliar, naik dari realisasi 2016 sebesar US$ 2,49 miliar. Sementara target keuntungan sebelum pajak sebesar US$ 1,03 miliar lebih besar dibanding US$ 835 juta.

Kontan, Page-14, Thursday, March, 23, 2017

Agree Gas Prices Down

PT Krakatau Steel Expects 2017 Profit Rises

PT Krakatau Steel, received a new set gas prices since January 2017. Prices received by state-owned enterprises was 6 dollars per million metric British thermal units from the previous 7.3 US dollars per MMBTU.

According to the Corporate Secretary of PT Krakatau Steel Iip Arief Budiman, in Cilegon, Banten, on Wednesday (22/8), the price drops corresponding Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 40 Year 2016 on Natural Gas Prices for Industry Specific. Before the drop in gas prices to be realized, it is proposed that the steel producer price to be 4-5 dollars per million metric British thermal unit (MMBTU).

"Now it is set by the government. We accept the decision, "said lip. The decline in gas prices plus incessant development of infrastructure by Iip believed, would increase its profit in 2017 PT Krakatau Steel posted an operating profit in 2016 amounted to 4.39 million US dollars, or around Rp 58.98 billion. In that year, the sales volume of PT Krakatau Steel of approximately 2.3 million tons with main products like Iembaran hot rolled steel, steel wire, and cold rolled sheet steel.

We can not deliver 2017 earnings forecast, however, price reductions and absorption of steel products because of increased government infrastructure development, increase our optimism, "said Iip.

Steel plant blast furnace (blast furnace) that will be solved in the near future is expected to support an increase in the performance of PT Krakatau Steel. "We grateful. However, the decline in gas prices shows that the government pay attention to the steel industry, "he said.

Yet the Same

President Director of PT Krakatau Steel Sukandar also welcomed this decline in gas prices. That price is not the same as some other countries that are less expensive, but provide fresh air for the future of PT Krakatau Steel. The price of natural gas abroad, including in Malaysia amounted to 4.6 to 5.8 US dollars per MMBTU in Vietnam US $ 3.6 to 5.3 per MMBTU, Australia US $ 3.3 per MMBTIL and India US $ 5.6 per MMBTU ,

"The decline in gas prices this helps to improve the performance of our company. We can make savings to develop other potential sectors, "said Sukandar.

Dedi Fahruli, Marketing Manager of PT Thermax Indonesia in Cilegon, said it welcomed the decline in gas prices. The condition is expected to create industries that use gas more passionate and encouraging the construction of the plant. "The price of gas is expected to be cheaper than electricity, not only for Thermax Indonesia, but also all industries," he said.

Thermax Indonesia, among others, generating boiler (kettle), air pollution control, as well as water and wastewater treatment. "If the construction of the plant more quickly, we will have a positive impact" said Dedi.

According to the Chairman of the Federation of Trade Unions Steel Cilegon Safrudin, the decline in gas prices for specific industries are expected to make steel producers, including PT Krakatau Steel, pay more attention to the welfare of employees. The price drop will certainly contribute positively to the steel business.

IN INDONESIAN

Setuju Harga Gas Turun

PT Krakatau Steel Proyeksikan Laba Tahun 2017 Meningkat

PT Krakatau Steel, menerima harga gas baru yang ditetapkan sejak Januari 2017. Harga yang diterima badan usaha milik negara itu 6 dollar AS per juta metrik british thermal unit dari sebelumnya 7,3 dollar AS per MMBTU.

Menurut Sekretaris Perusahaan PT Krakatau Steel Iip Arief Budiman, di Cilegon, Banten, Rabu (22/8), harga turun sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 40 Tahun 2016 tentang Harga Gas Bumi untuk Industri Tertentu. Sebelum penurunan harga gas direalisasikan, produsen baja itu mengusulkan agar harga menjadi 4-5 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU).

”Sekarang sudah ditetapkan pemerintah. Kami menerima keputusan tersebut,” kata lip. Penurunan harga gas ditambah gencarnya pembangunan infrastruktur menurut Iip, diyakini akan meningkatkan laba perusahaan pada 2017 PT Krakatau Steel membukukan laba operasi pada tahun 2016 sebesar 4,39 juta dollar AS atau sekitar Rp 58,98 miliar. Pada tahun itu, volume penjualan PT Krakatau Steel sekitar 2,3 juta ton dengan produk utama seperti baja Iembaran canai panas, kawat baja, dan baja lembaran canai dingin. 

Kami belum bisa menyampaikan proyeksi laba 2017. Namun, penurunan harga dan penyerapan produk baja karena pembangunan infrastruktur yang ditingkatkan pemerintah, meningkatkan optimisme kami,” ujar Iip.

Pembangunan pabrik baja tanur tinggi (blast furnace) yang akan diselesaikan dalam waktu dekat diharapkan dapat mendukung peningkatan kinerja PT Krakatau Steel. ”Kami bersyukur. Bagaimanapun, penurunan harga gas menunjukkan bahwa pemerintah memperhatikan industri baja,” ujarnya. 

Belum sama

Direktur Utama PT Krakatau Steel Sukandar juga menyambut gembira penurunan harga gas ini. Harga itu memang belum sama dengan beberapa negara lain yang lebih murah, tetapi memberikan angin segar bagi masa depan PT Krakatau Steel. Harga gas alam di luar negeri, seperti di Malaysia sebesar 4,6-5,8 dollar AS per MMBTU di Vietnam US$3,6-5,3 per MMBTU, Australia US$3,3 per MMBTIL dan India US$5,6 per MMBTU.

”Penurunan harga gas ini ikut meningkatkan kinerja perusahaan kami. Kami bisa melakukan penghematan untuk mengembangkan sektor potensial lainnya,” kata Sukandar. 

Dedi Fahruli, Manajer Pemasaran PT Thermax Indonesia di Cilegon, mengatakan, pihaknya menyambut positif penurunan harga gas. Kondisi itu diharapkan membuat industri yang menggunakan gas lebih bergairah dan mendorong pembangunan pabrik. ”Harga gas diharapkan lebih murah daripada listrik, tidak hanya untuk Thermax Indonesia, tetapi juga semua industri,” ujarnya.

Thermax Indonesia antara lain menghasilkan boiler (ketel), pengontrol polusi udara, serta penanganan air dan limbah cair. ”Kalau pembangunan pabrik semakin cepat, kami akan mendapat dampak positif” kata Dedi.

Menurut Ketua Umum Federasi Serikat Pekerja Baja Cilegon Safrudin, penurunan harga gas untuk industri tertentu diharapkan membuat produsen baja, termasuk PT Krakatau Steel, lebih memperhatikan kesejahteraan karyawan. Penurunan harga tentu akan berkontribusi positif terhadap bisnis baja.

Kompas, Page-22, Thursday, March, 23, 2017

PEP Targeting additional Reserves 78.19 mmboe

PT Pertamina EP (PEP) plans to undertake massive exploration this year to increase reserves and production of oil and gas. A number of development projects are also on stream in the coming months. Daily Acting President PEP Nana Abdul Manaf said the massive exploration undertaken to pursue additional targets oil and gas reserves of 78.19 million barrels of oil equivalent (mmboe). In addition, the company is targeting the findings of resources (2C) 321 mmboe.

On the production side, this year PEP set a target of 83 865 barrels of oil per day (bopd). That daring higher than the realization of the whole 2016 amounted to 83 674 bopd. While gas production amounted to 1,042 MMSCFD (million standard cubic feet per day) or greater than the realization in 2016 amounted to 989 MMSCFD.

To achieve the target, Pertamina EP seeks to maximize the number of development projects. Among them, Donggi Matindok, Paku Gajah, Cikarangan Tegal Racing Development Project, and Jirak Field. Besides Jirak, three development projects has been produced (on stream) in March-April 2017.

IN INDONESIAN

PEP Bidik Tambahan Cadangan 78,19 Mmboe

PT Pertamina EP (PEP) berencana melakukan eksplorasi secara masif tahun ini untuk meningkatkan cadangan dan produksi migas. Sejumlah proyek pengembangan juga on stream dalam beberapa bulan mendatang. Pelaksana Tugas Harian Presiden Direktur PEP Nanang Abdul Manaf menyatakan, eksplorasi masif dilakukan untuk mengejar target tambahan cadangan migas 78,19 juta barel setara minyak (mmboe). Selain itu, perseroan menargetkan temuan sumber daya (2C) 321 mmboe.

Daei sisi produksi, tahun ini PEP menetapkan target 83.865 barel minyak per hari (bopd). Itu berani lebih tinggi daripada realisasi sepanjang 2016 sebesar 83.674 bopd. Sementara produksi gas sebesar 1.042 mmscfd (juta kaki kubik per hari) atau lebih besar dari realisasi 2016 sebesar 989 mmscfd.

Untuk mencapai target tersebut, Pertamina EP berupaya memaksimalkan sejumlah proyek pengembangan. Di antaranya, Donggi Matindok, Paku Gajah, Cikarangan Tegal Racing Development Project, dan Lapangan Jirak. Selain Jirak, tiga proyek pengembangan tersebut sudah memproduksi (on stream) pada Maret-April 2017.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, March, 23, 2017