Loss to follow-on session PGN Prime

Alleged Monopoly Gas Prices

PT PGN absent in the preliminary trial Business Competition Supervisory Commission related to the alleged monopoly of industrial gases in North Sumatra. The trial with the case number 09 / KPPU-L / 2016, which is scheduled for Tuesday (4/4), starting at 14:00 pm, it can not be held given the clerk of the trial did not confirm the presence of the gas company.

Chairman of the Business Competition Supervisory Commission (KPPU) Syarkawi Rauf deplored PGN steps that are not present in the preliminary hearing has been scheduled by the Commission. In fact, the company attended the trial can hear what the indictment Commission. In procedural law at the Commission, if the three callings reported did not show good faith, or not present at the hearing, the Commission will submit it to the police.

"No cooperative named. According to reports, nor is there any proposed rescheduling reported, "he said, Tuesday (4/4).

The case stems and public reports on the alleged unilateral PGN pricing in North Sumatra region. The Commission initiated an investigation of monopolistic practices in the period from 2014 to 2015. In her search, PGN allegedly violated Article 17 of Law No. 5 of 1999 on the prohibition of Monopolistic Practices and Unfair Business Competition. Article 17 speaks about a monopoly, which prohibits businesses from controlling the production and or marketing of goods and or services which may result in monopolistic practices and or unfair business competition.

Syarkawi said the growing investigation into the trial after investigators found two items of evidence. According to the report, PGN fixing high prices in eight areas, reaching US $ 14 per MMBtu.

"In substance, I as Chairman of the Commission can not talk anymore. However, procedurally could certainly respond to how the trial process, "he added.

Meanwhile, until 16.00 pm, the Commission did not receive an explanation of the reported. R. Dendy Sutrisno, Head of Public Relations Commission, said it would reschedule the preliminary hearing of this case.

Meanwhile, the Corporate Secretary of PT PGN Tbk., Heri Yusup, did not respond when contacted. Separately, Marketing Director Danny Praditya PGN refused to give an answer related to absent reported in the trial that was held KPPU.

PRICE REDUCTION

Meanwhile, from Medan, North Sumatra, industrial gas users in North Sumatra start enjoying the fall in prices of US $ 12.22 per MMBtu to $ 9.95 per MMBtu, apply for a cooperation agreement in February 2017. Meanwhile, the overpayment in February and March 2017 will be accounted for in the next gas payment.

This was stated by Head Area Sales PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Saeful Hadi field. "It is final and entered into force in February 2017. It has been in operation starting this month. We will enforce restitution. But now the price reduction applies because the source is not and LNG regasification Arun but Block NSO and Wampu well, "said Saeful.

Furthermore, he argues, if the gas is still sourced from LNG regasification Arun, it is difficult to lower gas prices for industry. Earlier, the price reduction plan initiated after the release of the Minister of Energy and Mineral Resources Ministry 434 K / 12 / MEM / 2017 on February 13, 2017 on Natural Gas Prices for Industry in Medan and surrounding areas.

In this decision, has pressed the upstream gas, namely PT Pertamina and its affiliates with producer Pertamina Hulu Energi NSO block of US $ 7.85 per MMBtu to $ 6.95 per MMBtu plus 1% ICP. The volume of gas sold 4.7 BBTUD.

In addition, PGN with producer Pertamina EP to US $ 6.82 per MMBtu plus 1% ICP price of US $ 8.24 per MMBtu. Volume reached 4.8 BBFUD. Last PGN from producer Triangle Pase Inc. to US $ 6,9S per MMBtu plus 1% ICP and US $ 7.85 per MMBtu. Volume 3 BBtud.

For distribution of gas through pipelines, Pertamina rates with PHE manufacturers NSO Arun Belawan transmission segment to US $ 1.88 per mscf from $ 2.78 per MSCF. In addition, Pertamina EP segment transmission rates Pangkalan Susu-Wampu also lowered to US $ 0.8 per mscf of US $ 0.92 per MSCF. Also, PGN rates with manufacturers Triangle Pase Inc. Arun Belawan transmission segment to US $ 1.88 per MSCF.

Meanwhile, PGN distribution costs were found to be US $ 0.9 per M3 of US $ 1.35 per m3. This decision applies retroactively from 1 February 2017. Although prices have started to fall, Chairman of the Association Gas Users (Apigas) Johan Sumatra Brien assessing the price reduction does not match the quality or calories.

He specifies that the price for industrial gases with the calorie content of 22.64 m3 in 1 MMBtu from the previous 25.65 m3 per MMBtu. "If the caloric content as it is, we reckon the price could even go back to US $ 8.7 per MMBtu. We are waiting for the realization of price reduction in accordance with Decree Minister. There must be no loss of quality, "he said.

IN INDONESIAN

PGN Mangkir di Sidang Perdana

Dugaan Monopoli Harga Gas

PT PGN mangkir dalam persidangan pendahuluan Komisi Pengawas Persaingan Usaha terkait dengan dugaan monopoli gas industri di Sumatra Utara. Persidangan dengan nomor perkara 09/ KPPU-L/2016, yang dijadwalkan Selasa (4/4), mulai pukul 14.00 WIB, tidak dapat digelar mengingat panitera sidang tidak mendapatkan konfirmasi kehadiran perusahaan gas tersebut.

Ketua Komisi Pengawas Persaingan Usaha (KPPU) Syarkawi Rauf menyayangkan langkah PGN yang tidak hadir dalam persidangan pendahuluan yang telah dijadwalkan oleh Komisi. Padahal, dengan menghadiri persidangan perseroan dapat mendengar apa yang menjadi dakwaan KPPU. Dalam hukum acara di KPPU, jika dalam tiga kali pemanggilan terlapor tidak menunjukkan iktikad baik, atau tidak hadir dalam persidangan, Komisi akan menyerahkannya ke pihak kepolisian.

“Tidak kooperatif namanya. Menurut laporan, juga tidak ada penjadwalan ulang yang diajukan terlapor,” tuturnya, Selasa (4/4).

Perkara itu bermula dan laporan masyarakat atas dugaan penetapan harga sepihak PGN di wilayah Sumatra Utara. Komisi memulai investigasi praktik monopoli pada kurun 2014-2015. Dalam penelusurannya, PGN diduga melanggar Pasal 17 Undang-Undang Nomor 5 Tahun 1999 tentang larangan Praktek Monopoli dan Persaingan Usaha Tidak Sehat. Pasal 17 berbicara soal monopoli, yang melarang pelaku usaha melakukan penguasaan atas produksi dan atau pemasaran barang dan atau jasa yang dapat mengakibatkan terjadinya praktik monopoli dan atau persaingan usaha tidak sehat.

Syarkawi mengatakan meningkatnya penyelidikan menjadi persidangan setelah investigator menemukan dua alat bukti. Berdasarkan laporan, PGN melakukan penetapan harga jual yang tinggi di delapan area, mencapai US$14 per MMBtu.

“Secara substansi, saya sebagai Ketua KPPU tidak bisa bicara lagi. Akan tetapi, secara prosedural tentu bisa menanggapi bagaimana proses persidangan,” tambahnya.

Sementara itu, hingga pukul 16.00 WIB, KPPU tidak mendapat penjelasan dari terlapor. Dendy R. Sutrisno, Kepala Bagian Hubungan Masyarakat KPPU, mengatakan akan menjadwalkan ulang persidangan pendahuluan perkara ini.

Sementara itu, Sekretaris Perusahaan PT PGN Tbk., Heri Yusup, tidak menjawab saat dihubungi. Terpisah, Direktur Pemasaran PGN Danny Praditya menolak untuk memberi jawaban terkait mangkirnya terlapor dalam persidangan yang digelar KPPU.

PENURUNAN HARGA

Sementara itu, dari Medan, Sumatra Utara, industri pengguna gas di Sumut mulai menikmati penurunan harga dari US$12,22 per MMBtu menjadi US$9,95 per MMBtu, berlaku untuk perjanjian kerja sama per Februari 2017. Adapun, kelebihan pembayaran pada Februari dan Maret 2017 akan diperhitungkan untuk pembayaran gas pada bulan selanjutnya.

Hal tersebut dikemukakan oleh Sales Head Area PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Medan Saeful Hadi. “Sudah final dan diberlakukan per Februari 2017. Sudah beroperasi mulai bulan ini. Kami akan berlakukan restitusi. Tapi saat ini penurunan harga berlaku karena sumbernya bukan dan LNG regasifikasi Arun tapi Blok NSO dan sumur Wampu,” jelas Saeful.

Lebih lanjut, dia mengemukakan, jika gas masih bersumber dari LNG regasifikasi Arun, sulit untuk menurunkan harga gas untuk industri. Sebelumnya, rencana penurunan harga tersebut terjadi pasca Kementerian ESDM merilis Keputusan Menteri No.434 K/ 12/ MEM/2017 pada 13 Februari 2017 tentang Harga Gas Bumi untuk Industri di Medan dan sekitarnya.

Dalam keputusan tersebut, has gas hulu ditekan, yakni dari PT Pertamina dan afiliasinya dengan produsen Pertamina Hulu Energi Blok NSO dari US$7,85 per MMBtu menjadi US$6,95 per MMBtu plus 1% ICP. Volume gas dijual yakni 4,7 BBTUD.

Selain itu, dari PGN dengan produsen Pertamina EP menjadi US$6,82 per MMBtu plus 1% ICP dari harga US$8,24 per MMBtu. Volumenya mencapai 4,8 BBFUD. Terakhir PGN dari produsen Triangle Pase Inc. menjadi US$6,9S per MMBtu plus 1% ICP dan US$7,85 per MMBtu. Volumenya 3 BBtud.

Untuk penyaluran gas melalui pipa, tarif Pertamina dengan produsen PHE NSO ruas transmisi Arun-Belawan menjadi US$1,88 per Mscf dari US$2,78 per Mscf. Selain itu, tarif Pertamina EP ruas transmisi Pangkalan Susu-Wampu juga diturunkan menjadi US$0,8 per Mscf dari US$0,92 per Mscf. Pun, tarif PGN dengan produsen Triangle Pase Inc ruas transmisi Arun-Belawan menjadi US$1,88 per Mscf.

Sementara itu, biaya distribusi PGN ditemukan menjadi US$0,9 per m3 dari US$1,35 per m3. Keputusan ini berlaku surut sejak 1 Februari 2017. Kendati harga sudah mulai turun, Ketua Asosiasi Pengusaha Pemakai Gas (Apigas) Sumut Johan Brien menilai penurunan harga tersebut tidak sesuai dengan kualitas atau kalori.

Dia merinci, harga tersebut untuk gas industri dengan kandungan kalori 22,64 m3 dalam 1 MMBtu dari sebelumnya 25,65 m3 per MMBtu. “Kalau kandungan kalorinya seperti itu, kami memperhitungkan bahkan harganya bisa kembali menjadi US$8,7 per MMBtu. Kami menunggu realisasi penurunan harga sesuai Keputusan Menteri ESDM. Jangan sampai ada penurunan kualitas,” ucapnya. 

Bisnis Indonesia, Page-11, Wednesday, Apr, 5, 2017

Total EP and Pertamina Not Agree About Stocks

Jonan lgnasius EMR Minister is scheduled to meet the CEO of Total EP Patrick Pouyanne

Until now, Total E & P Indonesie has not also take a stand on bid Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan to acquire a participating interest (PI) alias stake in the Mahakam block by 39%. This figure is greater than ever before which is only 30%.

Media Relations Department Head Total EP Kris Hartadi revealed, Total E & P Indonesie and Pertamina has yet to discuss business issues in the Mahakam block.

"I understand that to this day has not lasted talks on B to B," says Kris

Unlike before, the government revised the management of the Mahakam block. If the previous government decided Pertamina acquire 100% stake in the Mahakam block and 10% must be submitted to the Regional Government of East Kalimantan and a maximum of 30% can be offered Pertamina EP Total and Inpex Corp., now changed.

Minister Jonan offer a greater share to Total E & P Indonesie. They can be the operator together with Pertamina in the block. The goal for the Mahakam production did not drop. Therefore, looking at the performance, it only able to drill 8 wells per year, while Total E & P drilled 100 wells with a budget of US $ 2.3 billion to $ 2.5 billion.

Minister of Energy and Mineral Resources will hold talks with Total E & P Indonesie and Pertamina this week. The meeting agenda is in line with Total E & P CEO Patrick Pouyanne in Jakarta. Moreover, some time ago the President of France Francois Hollande also visited Indonesia and cooperation in the field of renewable energy.

   But, Syamsu Alam, Director of Pertamina Hulu claimed up to now there is no agenda for the meeting between Pertamina and Total E & P Indonesie discuss the Mahakam block. None of the agenda related stocks Mahakam block, "he said.

Syamsu Alam said the Minister did not even require Pertamina took off again in the Mahakam block shares to Total. "I think the Minister Ignasius Jonan also do not deliver must be 39%," he said.

Head of Communications, Public Information Services, and Cooperation Ministry of Energy, Sujatmiko claimed not to know the agenda of the meeting. "I have not been able to information updated," said Sujatmiko.

When this has been done bridging agreement and funding agreement signed by Pertamina, Total and Inpex. With the signing, the parties are committed to make the transition of post operator in 2017. Meanwhile, Denie S. Tampubolon Senior Vice President of Upstream Business Development Pertamina said that with the signing of agreements and funding agreement bridging agreement, Pertamina can invest for drilling.

IN INDONESIAN

Total EP dan Pertamina Belum Sepakat Soal Saham

Menteri ESDM lgnasius Jonan dijadwalkan bertemu CEO Total EP Patrick Pouyanne

Hingga kini, Total E&P Indonesie masih belum juga menentukan sikap atas tawaran Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan untuk memperoleh participating interest (PI) alias saham di Blok Mahakam sebesar 39%. Angka ini lebih besar dibandingkan sebelumnya yang hanya 30%.

Media Relations Department Head Total EP Kristanto Hartadi mengungkapkan, Total E&P Indonesie dan Pertamina sampai saat ini belum membicarakan masalah bisnis di Blok Mahakam. 

"Setahu saya sampai hari ini belum berlangsung pembicaraan B to B," kata Kristanto 

Berbeda dengan sebelumnya, pemerintah merevisi pengelolaan Blok Mahakam. Jika sebelumnya, pemerintah memutuskan Pertamina mendapatkan 100% saham di Blok Mahakam dan 10% harus diserahkan ke Pemerintah Daerah Kalimantan Timur dan maksimal sebesar 30% bisa ditawarkan Pertamina ke Total EP dan Inpex Corp, kini berubah.

Menteri Jonan menawarkan saham yang lebih besar ke Total E&P Indonesie. Mereka bisa menjadi operator bersama dengan Pertamina di blok tersebut. Tujuannya agar produksi Mahakam tidak turun. Sebab, melihat kinerja, Pertamina hanya mampu mengebor 8 sumur per tahun, adapun Total EP mengebor 100 sumur dengan anggaran US$ 2,3 miliar-US$ 2,5 miliar.

Menteri ESDM akan melakukan pembicaraan dengan Total E&P Indonesie dan Pertamina pekan ini. Pertemuan sejalan dengan agenda CEO Total EP Patrick Pouyanne di Jakarta. Apalagi beberapa waktu lalu Presiden Prancis Francois Hollande juga sudah berkunjung ke Indonesia dan melakukan kerjasama di bidang energi baru terbarukan. 

  Tapi, Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina mengaku hingga saat ini belum ada agenda pertemuan antara Pertamina dengan Total E&P Indonesie yang membahas Blok Mahakam. Tidak ada agenda terkait saham Blok Mahakam," tegasnya.

Syamsu Alam mengungkapkan, Menteri ESDM malah tidak mengharuskan Pertamina melepas lagi saham Blok Mahakam ke Total. "Saya kira Menteri Ignasius Jonan juga tidak menyampaikan harus 39%,"katanya.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerjasama Kementerian ESDM, Sujatmiko mengaku belum mengetahui agenda pertemuan tersebut. "Saya belum dapat info ter-update," ujar Sujatmiko.

Saat ini yang telah dilakukan bridging agreement dan funding agreement  yang ditandatangani Pertamina, Total dan Inpex. Dengan tandatangan itu, para pihak berkomitmen menjadikan peralihan operator pasca tahun 2017. Sementara itu, Denie S. Tampubolon, Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina bilang dengan ditandatanganinya perjanjian bridging agreement dan funding agreement, Pertamina bisa berinvestasi untuk melakukan pengeboran.

Kontan, Page-14, Tuesday, April, 4, 2017

Regent Collect sub-district village chief Jenu

Allegedly Related to Oil Refinery Project

The whole village chief (village head) in the district gathered at the home office Jenu Tuban Regent Fath Huda, Monday (3/4). The closed meeting, which lasted an initial preparations related to the planned establishment of an oil refinery project in District Jenu.

"Do not let the people affected to be a burden to their projects," said Regent. The project should be the welfare of the surrounding community. For that, he hopes that people affected are not mere spectators. "This project should be the welfare of the people," added Fath Huda.

Meanwhile, as mentioned issues related to the conflict between camat Jenu and village heads as a result of disagreements addressing this project, Regent Fath Huda denied this. Only, Regent acknowledged that there should be harmonization between the sub-district with the village chief to reduce poverty in the region.

"The mayor should be proactive, project affected people should be a top priority. Lest there Jenu unemployment," he concluded.

IN INDONESIAN

Bupati Kumpulkan Kades se-Kecamatan Jenu

Diduga Terkait Proyek Kilang Minyak

Seluruh Kepala Desa (Kades) yang ada di Kecamatan Jenu dikumpulkan di rumah dinas Bupati Tuban Fathul Huda, Senin (3/4). Pertemuan yang berlangsung tertutup tersebut merupakan persiapan awal terkait adanya rencana pendirian proyek kilang minyak di Kecamatan Jenu.

"Jangan sampai masyarakat yang terdampak menjadi beban dengan adanya proyek," Kata Bupati. Proyek tersebut harusnya dapat mensejahterakan masyarakat sekitar. Untuk itu, ia berharap agar masyarakat terdampak tidak hanya menjadi penonton. "Proyek ini harus menyejahterakan rakyat," tambah Fathul Huda.

Sementara itu, saat disinggung terkait isu konflik antara camat Jenu dan kepala desa akibat perbedaan pendapat menyikapi proyek ini, Bupati Fathul Huda membantahnya. Hanya saja, Bupati mengakui bahwa masih harus ada harmonisasi antara pihak Kecamatan dengan para Kepala Desa untuk mengentaskan kemiskinan di kawasan tersebut.

"Kepala Desa harus proaktif, masyarakat terdampak proyek harus menjadi prioritas utama. jangan sampai ada pengangguran di Jenu," pungkasnya.

Harian Bangsa, Page-9, Tuesday, April, 4, 2017

REFINERY IS NOT READY

Fuel Standard Euro 4

The Ministry of Energy and Mineral Resources confirms that the application of fuel standard Euro 4 need to wait for the readiness of oil refineries in the country to be able to produce these specifications. Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gede Nyoman Wiratmaja Puja says, every fuel oil (BBM) which is marketed must comply with the specifications set out by the Directorate General of Oil and Gas, Ministry of Energy and Mineral Resources.

He assessed the implementation of Euro 4 fuel standards need to consider the ability of the oil refineries in the country. National oil refinery today, not yet ready to support implementation of the fuel standard Euro 4. Therefore, plan drafting regulations on the obligation of Euro 4 fuel consumption remains to be adjusted to the ability of refineries in the country.

"The Euro 4, if issued specifications can still be, but its implementation must await the refineries we are ready," he said

He explained that the refineries in the country is only able to produce fuel standard Euro 4 in 2023. Currently, PT Pertamina currently revitalizing four refineries and two new refinery projects. Refinery capacity building project that is Cilacap, Balikpapan refinery, refinery Balongan and Dumai Refinery. Meanwhile, two new refineries are built with the assignment scheme Tuban and Bontang refinery with a capacity of 300,000 barrels each per day (bpd).

Balikpapan refinery is projected to produce fuel of Euro 4 in 2019. Then, proceed with the Cilacap refinery, refinery Balongan refinery in Tuban, Bontang and Dumai Refinery. "The refinery will be ready in 2023 for everything. Then gradually may still be, "he said.

Environment and Forests Minister Siti Nurbaya recently issued a regulation which LHK Ministerial Regulation No. 20/2017 on the Application of Standards of Quality of Emission Vehicle. Meanwhile, through the regulation of motor vehicles compulsory use of fuel with Euro 4 emission standards which have sulfur levels that can be tolerated no more than 50 parts per millar (ppm), which is to octane (research octane number / RON) 92

IN INDONESIAN

KILANG BELUM SIAP

Kementerian ESDM menegaskan bahwa penerapan bahan bakar minyak berstandar Euro 4 perlu menunggu kesiapan kilang minyak di dalam negeri untuk mampu menghasilkan spesifikasi tersebut. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gede Nyoman Wiratmaja Puja mengatakan, setiap bahan bakar minyak (BBM) yang dipasarkan harus mengikuti spesifikasi yang ditetapkan dari Ditjen Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM.

Dia menilai, penerapan standar BBM Euro 4 perlu mempertimbangkan kemampuan kilang minyak di Tanah Air. Kilang minyak nasional saat ini, belum siap mendukung penerapan standar BBM Euro 4. Oleh karena itu, rencana penyusunan regulasi tentang kewajiban pemakaian BBM Euro 4 tetap harus disesuaikan dengan kemampuan kilang di dalam negeri.

“Yang Euro 4, kalau mengeluarkan spesifikasi masih bisa, tetapi implementasinya mesti menunggu kilang-kilang

kita siap,” ujarnya

Dia menjelaskan, kilang di dalam negeri hanya mampu memproduksi BBM standar Euro 4 pada 2023. Saat ini, PT Pertamina sedang merevitalisasi empat kilang dan dua proyek kilang baru. Proyek peningkatan kapasitas kilang yaitu Kilang Cilacap, Kilang Balikpapan, Kilang Balongan, dan Kilang Dumai. Sementara itu, dua kilang baru yang dibangun dengan skema penugasan yakni Kilang Tuban dan Kilang Bontang dengan kapasitas masing-masing 300.000 barel per hari (bph).

Kilang Balikpapan diproyeksi akan menghasilkan BBM Euro 4 pada 2019. Kemudian, dilanjutkan dengan Kilang Cilacap, Kilang Balongan, Kilang Tuban, Kilang Bontang dan Kilang Dumai. “Kilang itu akan siap 2023 untuk semuanya. Kalau bertahap mungkin masih bisa,” katanya. 

Menteri Kehutanan dan Lingkungan Hidup Siti Nurbaya mengeluarkan beleid baru yakni Peraturan Menteri LHK No. 20/2017 tentang Penerapan Baku Mutu Emisi Kendaraan. Adapun, melalui aturan tersebut kendaraan bermotor Wajib menggunakan bahan bakar dengan standar emisi Euro 4 yakni memiliki kadar sulfur yang bisa ditolerir tidak lebih dari 50 part per millar (ppm) yakni dengan kadar oktan (research octane number/RON) 92

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, April, 4, 2017

Coming to Mega Development Projects Oil Refinery, Regent Call Around the Village Head

Tuban Regent Haji Fath Huda warning to all elements of the relevant institutions, including the entire village chief in the District Jenu before the start of construction of mega refinery project in order to promote harmonization. Oil refineries in question is owned by PT Pertamina and Rosneft Oil Company of Russia, which is planned to be established in District Jenu Tuban and begin construction in mid-2017.

Regent Huda yesterday summoned 15 Head of Village in the District Jenu in home offices to prevent conflict between the village administration. "This is the first step to greet refineries in District Jenu," said Regent H Fath Huda after the meeting in the complex Pendapa/Hall Activities of Manunggal Tuban (3/4).

On the occasion, the former coal producers before served as Regent of Tuban hopes, with the presence of multi-national projects in the region, will be able to improve the welfare of its citizens whose age was productive. And minimize casualties, especially the residents affected by the project plant with the capacity of 320 thousand barrels per day (bpd).

Related workforce, Regent Fath also asked all citizens to record a proactive village chief. The target of all citizens must be involved in the project according to his skill, except those suffering from mental illnesses.

On the occasion, 15 Head of Village only be accompanied by a member of Commission A DPRD Tuban Fikroni Fahmi. Camat usually accompany the media covered the meeting. Being asked whether there was friction between the village chief with camat, Regent Fath denied. "This meeting is the focus of the village chief, if camat there will be further meetings,".

Village Head Socorejo Arief as confirmed also reluctant to open about the alleged conflict involving the government district. This young man confirmed that only concentrate on preparatory meeting labor Tuban refinery and Industrial Zone (KIT). "Once active KIT and refinery projects targeted number of unemployed in the District Jenu be zero percent," he said.

Fahmi Fikroni also do not want to discuss too deeply about the alleged dispute with the Head Village Head Jenu Kasmoeri. In front of the media, the manager's Persatu Tuban just smiled. "I find info coup camat instead of media friends, and not know anything," said Fahmi Fikroni.

Prior to the meeting between the Regent Fath with 15 sub-district village chief quickly Jenu already rumors of internal conflicts in the government district. Initial information received if subdistrict Jenu not dislodged from office, the village head threatening to disrupt the activities of oil refinery joint venture between Rosneft Oil Company Pertamina is scheduled to stand in the District of Jenu Tuban.

IN INDONESIAN

Jelang Pembangunan Mega Proyek Kilang Minyak, Bupati Panggil Seluruh Kepala Desa

Bupati Tuban Haji Fathul Huda memberikan peringatan kepada seluruh unsur Iembaga terkait, di antaranya seluruh Kepala Desa di Kecamatan Jenu menjelang dimulainya konstruksi pembangunan mega proyek kilang agar mengedepankan harmonisasi. Kilang minyak dimaksud adalah milik PT Pertamina dan Rosneft Oil Company asal Rusia yang rencananya akan didirikan di Kecamatan Jenu Kabupaten Tuban dan mulai pembangunannya pada pertengahan 2017. 

Bupati Huda kemarin memanggil 15 Kepala Desa di Kecamatan Jenu di rumah dinas untuk mencegah konflik antar pemerintahan desa. “Ini langkah awal untuk menyambut kilang pengolahan minyak di Kecamatan Jenu,” kata Bupati H Fathul Huda usai pertemuan di komplek Pendapa Krida Manunggal Tuban (3/4).

Pada kesempatan tersebut, mantan pengusaha batu bara sebelum menjabat sebagai Bupati Tuban ini berharap, dengan keberadaan proyek multi nasional di wilayahnya, nantinya dapat meningkatkan kesejahteraan warganya yang usianya produktif. Sekaligus meminimalisir korban, khususnya warga terdampak dari proyek kilang berkapasitas 320 ribu barrel per hari (Bph).

Terkait tenaga kerja, Bupati Fathul juga meminta semua Kepala Desa proaktif mendata warganya. Targetnya semua warga harus dilibatkan dalam proyek sesuai skill-nya, kecuali yang mengidap gangguan jiwa.

Dalam kesempatan tersebut, 15 Kepala Desa hanya didampingi oleh anggota Komisi A DPRD Tuban Fahmi Fikroni. Biasanya camat ikut mendampingi pertemuan tertutup media itu. Disinggung apakah sudah ada gesekan antara Kepala Desa dengan camat, Bupati Fathul menampiknya. “Pertemuan ini fokus Kepala Desa, kalau camat nanti ada pertemuan lanjutan,”.

Kepala Desa Socorejo Arief saat dikonfirmasi juga enggan terbuka soal dugaan konflik yang melibatkan pemerintah kecamatan. Pria muda ini membenarkan kalau pertemuan hanya konsentrasi pada persiapan tenaga kerja kilang dan Kawasan Industri Tuban (KIT). “Setelah aktifnya proyek KIT dan kilang minyak ditargetkan jumlah pengangguran di Kecamatan Jenu menjadi zero persen,” katanya.

Fahmi Fikroni juga tidak mau membahas terlalu dalam soal dugaan perselisihan Kepala Desa dengan Camat Jenu Kasmoeri. Di hadapan media, manajer Persatu Tuban ini hanya tersenyum. “Saya baru dapat info ada kudeta camat malah dari teman-teman media, dan belum tahu apa-apa,” kata Fahmi Fikroni.

Sebelum adanya pertemuan antara Bupati Fathul dengan 15 Kepala Desa se-Kecamatan Jenu sudah cepat beredar kabar terjadinya konflik di internal pemerintah kecamatan. Informasi awal yang diterima jika Camat Jenu tidak di copot dari jabatannya, Kepala Desa mengancam mengganggu kegiatan kilang minyak patungan antara Pertamina-Rosneft Oil Company yang rencananya berdiri di wilayah Kecamatan Jenu Tuban.

Bhirawa, Page-1, Tuesday, April, 4, 2017

Another Freeport, another Mahakam

Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan on divestment of 51 percent of PT Freeport Indonesia is very straightforward and resolute, even seem heroic. Jonan decision was not continuing involvement as provide space for Freeport to bargain for the amount of the composition of which is the requirement divested special mining business license (IUPK), such as the set of Government Regulation No. 1 of 2017. Jonan firmness to qualify IUPK who became one of the triggers CEO Mac Moran spread the threat to bring an action against Indonesia to international arbitration.

Unlike the decision on Freeport, Jonan it gives an opportunity for Total E & P Indonesie and Inpex Corporation to expand the right to manage in the Mahakam block, from 30 percent menjacli 39 percent. Not only that, Jonan offered two foreign contractors to remain the operator of the Mahakam block.

Whereas previous Minister's decision, Sudirman Said, already limit the portion of the management rights of the two contractors maximum 30 percent after the contract expires at the end of 2017. Initially, Sudirman Said will deliver 100 percent of the management rights to Pertamina as well as the sole operator of the Mahakam block.

However, Pertamina decided to bring back the existing operators to provide management rights for a maximum of 30 percent. The reason given by Jonan to enlarge the rights to manage and offer the right of the operator is to ensure no decrease in production volume currently managed by Pertamina.

The reason it implicitly indicates that Jonan Pertamina still doubt the ability to maintain production volume in operating the Mahakam block. Similar reasons never stated Minister of the SBY era, Jero Wacik.

Since 2008, Pertamina has repeatedly submitted proposals to the Ministry of Energy to manage the Mahakam block independently. Pertamina also expressed his readiness to allocate investment funds to optimize the production if later appointed as the sole operator of the Mahakam block. But then Minister Jero Wacik tend to prefer to extend the contract by Total E & P Indonesie and Inpex Corporation rather than cede the management of the Mahakam block to Pertamina.

Jero Wacik reasoned, Pertamina is not able to manage the Mahakam block, both in terms of the ability of human resources, technology, and financing investments. Doubt it shows that many mental state officials have colonized, which considers a foreign nation is superior to our own people still stick to the minds of the elite, even though Indonesia has more than 70 years of independence. Fortunately, the Minister Jero Wacik has been replaced Sudirman Said before she could decide the Mahakam block contract extension.

The ability of Pertamina in managing oil and gas fields offshore in fact is not in doubt. During this time, Pertamina has managed to increase production in the Offshore North West Java, which is the level of complexity is much higher than that Iebih Mahakam block.

Pertamina currently has more than 1,500 employees with an average experience of 20 years in oil and gas operations offshore. In addition, Pertamina still be able to hire former employees of Total E & P Indonesie, 95 percent of whom are Indonesian.

Pertamina also been wary of the potential decrease in production during the transition Mahakam block. To maintain gas production remained above 1 billion cubic feet (bcf), Pertamina will increase the number of drilling wells of six to 19 wells Pertamina even has set aside US $ 180 million or around Rp 2.34 trillion to fund the drilling of 19 wells. Indeed, At the beginning of the takeover by Pertamina, production is likely to decline. However, the operation of 19 wells, gas production will increase, which is expected to reach 1.6 bcf in the next year.

Mahakam block the transfer of management of Total E & P Indonesie to Pertamina would be a good precedent for the country. Pertamina will be more confident in every oil and gas land acquisitions of foreign contractors.

This will enhance the ability of Pertamina in managing the accumulation of oil and gas fields, which will be very useful when Pertamina operate oil and gas fields abroad. By doing so, Pertamina could become a formidable enterprise global class.

Thus, there is no reason to doubt the ability of the Minister of Jonan for Pertamina to maintain production volume after the takeover of the Mahakam block. Jonan should remain consistent in decision-making between Freeport and the Mahakam block. Do not even open up opportunities for Total E & P Indonesie and Inpex Corporation to expand the right to manage and maintain themselves as the operator of the Mahakam block after expiration of the contract at the end of 2017.

IN INDONESIAN

Lain Freeport, Lain Mahakam

Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan tentang divestasi 51 persen saham PT Freeport Indonesia sangat lugas dan tegas, bahkan terkesan heroik. Keputusan Jonan itu seolah tidak Iagi memberikan ruang bagi Freeport untuk menawar besaran komposisi divestasi sahamnya yang menjadi syarat izin usaha pertambangan khusus (IUPK), seperti di atur Peraturan Pemerintah Nomor 1 Tahun 2017 . Ketegasan Jonan untuk memenuhi syarat IUPK itu yang menjadi salah satu pemicu CEO Mac Moran menebar ancaman untuk memperkarakan Indonesia ke arbitrase internasional.

Berbeda dengan keputusan soal Freeport, Jonan justru memberikan peluang bagi Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation untuk memperbesar hak kelola di Blok Mahakam, dari 30 persen menjacli 39 persen. Tidak hanya itu, Jonan menawari dua kontraktor asing tersebut untuk tetap menjadi operator Blok Mahakam.

Padahal keputusan Menteri ESDM sebelumnya, Sudirman Said, sudah membatasi porsi hak kelola dua kontraktor tersebut maksimal 30 persen setelah masa kontrak berakhir pada akhir 2017. Awalnya, Sudirman Said akan menyerahkan 100 persen hak kelola kepada Pertamina sekaligus sebagai operator tunggal Blok Mahakam. 

Namun Pertamina memutuskan untuk mengajak kembali operator yang ada dengan memberikan hak kelola maksimal 30 persen. Alasan yang dikemukakan Jonan untuk memperbesar hak kelola dan menawarkan hak operator adalah menjamin tidak terjadinya penurunan volume produksi saat dikelola Pertamina.

Alasan itu secara tersirat menunjukkan bahwa Jonan masih meragukan kemampuan Pertamina untuk mempertahankan volume produksi dalam mengoperasikan Blok Mahakam. Alasan serupa juga pernah dikemukakan Menteri ESDM era pemerintahan SBY, Jero Wacik.

Sejak 2008, Pertamina telah berulang kali mengajukan usul kepada Kementerian ESDM untuk mengelola Blok Mahakam secara mandiri. Pertamina juga menyatakan kesanggupannya mengalokasikan dana investasi untuk mengoptimalkan produksi jika kelak ditunjuk sebagai operator tunggal Blok Mahakam. Namun saat itu Menteri Jero Wacik cenderung lebih memilih memperpanjang kontrak Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation daripada menyerahkan pengelolaan Blok Mahakam kepada Pertamina.

Jero Wacik beralasan, Pertamina tidak mampu mengelola Blok Mahakam, baik dari sisi kemampuan sumber daya manusia, teknologi, maupun pendanaan investasi. Keraguan itu menunjukkan bahwa banyak pejabat tinggi negara mempunyai mental terjajah, yang menganggap bangsa asing lebih unggul daripada bangsa sendiri masih menempel dipikiran para elite, meski Indonesia sudah merdeka lebih dari 70 tahun. Untungnya, Menteri Jero Wacik sudah digantikan Sudirman Said sebelum sempat memutuskan perpanjangan kontrak Blok Mahakam.

Kemampuan Pertamina dalam mengelola lapangan minyak dan gas di lepas pantai sebenarnya sudah tidak diragukan lagi. Selama ini Pertamina telah berhasil meningkatkan produksi di Blok Offshore North West Java, yang tingkat kompleksitasnya jauh Iebih tinggi daripada Blok Mahakam. 

Pertamina saat ini memiliki lebih dari 1.500 karyawan dengan pengalaman rata-rata 20 tahun di operasi minyak dan gas lepas pantai. Selain itu, Pertamina masih dapat mempekerjakan mantan karyawan Total E&P Indonesie, yang 95 persennya merupakan warga negara Indonesia.

Pertamina juga sudah mewaspadai potensi penurunan produksi Blok Mahakam selama masa transisi. Untuk menjaga produksi gas tetap di atas 1 miliar kaki kubik (bcf), Pertamina akan meningkatkan jumlah sumur pengeboran dari enam menjadi 19 sumur Pertamina bahkan telah menyiapkan dana US$ 180 juta atau sekitar Rp 2,34 triliun untuk membiayai pengeboran 19 sumur itu. Memang, Pada awal pengambilalihan oleh Pertamina, produksi berpotensi menurun. Namun, dengan dioperasikannya 19 sumur itu, produksi gas akan kembali meningkat, yang diperkirakan bisa mencapai 1,6 bcf pada tahun berikutnya.

Pengalihan pengelolaan Blok Mahakam dari Total E&P Indonesie ke Pertamina akan menjadi preseden baik bagi negeri ini. Pertamina akan semakin percaya diri dalam setiap pengambilalihan lahan minyak dan gas dari kontraktor asing.

Ini akan meningkatkan akumulasi kemampuan Pertamina dalam mengelola lahan minyak dan gas, yang akan sangat berguna saat Pertamina mengoperasikan lahan minyak dan gas di luar negeri. Dengan begitu, Pertamina dapat menjadi perusahaan tangguh kelas global.

Maka, tidak ada alasan bagi Menteri  Jonan untuk meragukan kemampuan Pertamina dalam mempertahankan volume produksi setelah pengambilalihan Blok Mahakam. Jonan semestinya tetap konsisten dalam pengambilan keputusan antara Freeport dan Blok Mahakam. Jangan malah membuka peluang bagi Total E&P Indonesie dan Inpex Corporation untuk memperbesar hak kelola dan tetap mempertahankan diri sebagai operator Blok Mahakam setelah berakhirnya kontrak pada akhir 2017.

Koran Tempo, Page-11, Monday, Apr, 3, 2017

Press Gas Electricity Costs

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan, Friday (31/3) and then, visit the Steam Gas Power Plant (Power Plant) and Steam Power (power plant) Belawan. The two plants are a major supplier or equal to 25% of electricity in North Sumatra, the total capacity of the plant reached 720 MW.

Portions of the plant in Belawan This suggests the importance of ensuring the reliability of gas supply in order to service the electrical Belawan in North Sumatra remains reliable. At first, these power plants using fuel HSD (diesel). However, since March 2015, plants have been successfully using gaseous fuels derived from Tangguh LNG gas ex Papua are then processed Arun LNG regasification Terminal, piped gas along more than 300 km to Belawan.

The use of these gases help to lower the cost of production (BPP) plant of around Rp 2,926 / kWh (2014) became Rp1.255 / kWh (2017). To support efforts to reduce Sumatra Regional Electrical System BPP lower, PLN will continue to seek opportunities that BPP plant in Belawan Power Center can be more efficient.

Government support in the regulation of domestic gas prices and the cost of the infrastructure is very helpful in streamline the cost of power generation in Belawan. "With a low BPP automatic price will be cheap. For that, we have to recalculate the price of gas distribution. The point is to bring affordable electricity prices for the people, "said Jonan.

According to Jonan, the use of gas for electricity will continue to be maximized this year and the following year. At present, the utilization of around 95 million standard cubic feet per day (mmscfd) and at the end of 2017 will rise to 137 mmscfd after the Paya Pasir MPP plant (75 MW) and the Belawan 1.2 PLTGVGT operate with gas.

IN INDONESIAN

Gas Tekan Biaya Listrik

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan, Jumat (31/3) lalu, mengunjungi Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Belawan. Kedua pembangkit tersebut merupakan pemasok utama atau setara dengan 25% kelistrikan di Sumatra Utara, Kapasitas total dari kedua pembangkit mencapai 720 MW.

Porsi besar dari pembangkit di Belawan ini mengisyaratkan pentingnya menjamin keandalan pasokan gas untuk Belawan agar layanan kelistrikan di Sumatra Utara tetap handal. Pada awalnya, pembangkit listrik ini menggunakan bahan bakar HSD (solar). Namun, sejak Maret 2015, pembangkit telah berhasil menggunakan bahan bakar gas yang berasal dari gas LNG eks Lapangan Tangguh Papua yang kemudian diproses regasifikasi di Terminal LNG Arun, lalu disalurkan melalui pipa gas sepanjang lebih dari 300 km ke Belawan.

Penggunaan gas tersebut membantu menurunkan biaya pokok produksi (BPP) pembangkit dari sekitar Rp 2.926/kwh (2014) menjadi Rp1.255/kwh (2017). Untuk mendukung upaya penurunan BPP Sistem Kelistrikan Regional Sumatra lebih rendah lagi, PLN akan terus mencari peluang agar BPP Pembangkit di Pusat Listrik Belawan bisa lebih efisien.

Dukungan pemerintah dalam pengaturan harga gas domestik dan biaya infrastrukturnya sangat membantu dalam mengefisienkan biaya pembangkitan listrik di Belawan. “Dengan BPP rendah otomatis harga akan murah. Untuk itu kita harus hitung ulang harga distribusi gas. Intinya ialah untuk mewujudkan harga listrik yang terjangkau untuk rakyat,” kata Jonan.

Menurut Jonan, pemanfaatan gas untuk kelistrikan akan terus dimaksimalkan pada tahun ini dan tahun berikutnya. Saat ini pemanfaatan sekitar 95 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) dan di akhir 2017 akan naik menjadi 137 mmscfd setelah pembangkit MPP Paya Pasir (75 MW) serta PLTGVGT 1,2 Belawan beroperasi dengan gas.

Media Indonesia, Page-18, Monday, Apr, 3, 2017

Building Infrastructure Gas, PLN Allocates $ 200 Million

PT PLN plans to build a floating LNG regasification infrastructure or Regasfication Floating Storage Unit (FSRU) with a capacity of 170 million cubic feet per day (MMSCFD) with an investment of US $ 200-250 million. The FSRU construction to meet the needs of the fuel gas power plant, which in turn is expected to reduce the cost of electricity production.

"His studies are underway. We budgeted cost of approximately 10% of the investment value FSRU. The investment costs FSRU approximately US $ 200 million, if the plumbing and other construction plus so about US $ 250 million, "said Director of Procurement PLN Supangat Iwan Santoso.

According to Iwan, the presence of gas infrastructure is vital because it affects the price of gas and certainty in gas allocation as needed. He said large-capacity power plant is in desperate need of high flexibility, for example when the ticker or when the plant should be put on a weekday.

"So far, PLN cooperate with gas suppliers by using the mechanism of take or pay, which is used or not used still have to pay. For flexibility of gas supply, if FSRU owned by another company we do not have the flexibility it and linked to the price of gas, "said Iwan.

He explained that the construction of gas infrastructure by PLN planned only to supply gas to large power plants, for example, PLT G Muara Tawar and Muara Karang power plant. On the other hand, PLN also see that Indonesia has a gas supply which is large enough from a variety of sources such as from the Tangguh project in Papua and Bontang in East Kalimantan, even from imported Iwan said receiving terminal in Arun gas originating from the Tangguh project at a cost of US $ 0.6-0.8 per mmbtu. Arun, the gas is supplied to Belawan through a pipeline 340 km at a cost of US $ 2.5 per mmbtu.

"The cost is far greater than the gas transported by ship. So, we thought why not build just FSRU in Belawan. The gas price can be up to US $ 1.5 per mmbtu, "said Iwan. According to him, despite the government's efforts in the upstream gas price reduction (upstream), but in the end when the contract of sale is business to business. "Costs in mid stream is quite high in Indonesia," he said.

If you look at benchmarks such as Japan, where the construction of gas infrastructure dedicated to the power plant that produces high efficiency, according to Iwan it should also be applied in Indonesia. Iwan added, PLN plans membangunan gas infrastructure already received a positive response from the government, in this case the Minister.

In principle, the government supports efforts to lower electricity prices. Moreover, the share of the use of coal and gas as fuel for power plants to reach 80%. Regarding funding, Iwan confirmed it was not a problem. Moreover, PLN also did not rule out the possibility of cooperating with other state-owned enterprises like Pertamina and PGN.

"We think long term. The investment cost of US $ 200 million-an for a capacity of 170 million cubic feet per day, I think it is relatively cheap, because in the end can save on the purchase of gas, "he said.

Earlier, PLN President Director Sofyan Basir said, by building its own gas facilities then efficiency could certainly happen. Later PLN can cooperate with state-owned or private sector in building the gas infrastructure. Implementation of the efficiency of the perceived price of PLN power plant development Java 1, which is the first power plant equipped with a gas receiving terminal of FSRU. Gas will be supplied by PLN, and the allocation of gas has been approved by the Minister who comes from Tangguh.

"As Java Power Plant 1, we use FSRU under US $ 1 else we use US $ 1-2. Though Java 1 is still new, but it could be cheaper, "he said.

Need Study Profound

Responding to PLN plans, observers are also practitioners in the field of energy modeling and energy planning Ali Ahmudi argues, needs to be studied in-depth economic matter. "In the short term FSRU need huge investment and technological innovation. Build FSRU and independently generating means PLN must finance and manage large-scale projects, namely two FSRU and power plant. It is certainly not easy and it took a great investment, as well as the mastery of technology, "he said.

For the power plant, said Ali, certainly no problem with PLN. But for the FSRU, PLN has business experience. "The chain is long enough, ranging from gas and then converted into LNG, carry, gasified and then supplied to the power plant. It seemed to be inefficient if everything had to be "farm" PLN, "he said.

According to him, there are actually a good benchmark, namely Muara Karang which receive gas supply from PT Nusantara Regas (a joint venture company PT Pertamina and PT PGN). Nusantara Regas become a gas supplier, while PLN focus on the generation and distribution.

"If the gas supply and price, can be discussed among fellow SOEs with government mediation," he said.

He agreed that the power plant is ideally located close to the primary energy supply source Iokasi. Hence appears discourse mine mouth power plant, especially for coal-fired power plant. The goal is to reduce the cost of transportation energy supply larger majority than the transportation costs of electricity to consumers via the electricity network is available. So that it can obtain economical and affordable electricity prices by the user (affordable).

"But it was not always true / ideal, depending on the condition and location. It could be because of the conditions and locations that are difficult even uneconomical. Bottom line construction and electrical trade it must dynamically adjust the conditions and location. Could based proximity to the primary energy source, could also be based on the proximity to the consumer. That is the need for pre-feasibility and feasibility study, "he said.

IN INDONESIAN

Membangun Infrastruktur Gas, PLN Anggarkan US$ 200 Juta

PT PLN berencana membangun infrastruktur regasifikasi LNG terapung atau Floating Storage Regasfication Unit (FSRU) berkapasitas 170 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dengan nilai investasi mencapai US$ 200-250 juta. Pembangunan FSRU ini untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar gas pembangkit listrik yang pada akhirnya diharapkan dapat menurunkan biaya produksi listrik.

“Studinya sedang dilakukan. Kami menganggarkan biaya sekitar 10% dari nilai investasi FSRU. Biaya investasi FSRU sekitar US$ 200 juta, jika ditambah pembangunan pipa dan lainnya jadi sekitar US$ 250 juta,” kata Direktur Pengadaan PLN Supangat Iwan Santoso.

Menurut Iwan, keberadaan infrastruktur gas sangat vital karena berpengaruh terhadap harga gas dan kepastian dalam alokasi gas sesuai dengan kebutuhan. Dia mengungkapkan, pembangkit listrik berkapasitas besar sangat membutuhkan fleksibilitas yang tinggi, misalnya saat ticker atau pada saat pembangkit harus dipadamkan pada hari kerja.

“Selama ini PLN bekerja sama dengan pemasok gas dengan menggunakan mekanisme take or pay, yakni dipakai atau tidak dipakai tetap harus bayar. Untuk fleksibilitas pasokan gas, kalau FSRU dimiliki perusahaan lain kita tidak punya fleksibilitas itu dan terkait dengan harga gasnya,” kata Iwan.  

Dia menjelaskan, pembangunan infrastruktur gas oleh PLN direncanakan hanya untuk memasok gas bagi pembangkit-pembangkit besar, misalnya PLT G Muara Tawar dan PLTG Muara Karang.  Di sisi lain, PLN juga melihat bahwa Indonesia memiliki pasokan gas yang cukup besar dari berbagai sumber seperti dari lapangan Tangguh di Papua dan Bontang di Kalimantan Timur, bahkan juga dari impor Iwan mengatakan, receiving terminal di Arun yang gasnya berasal dari lapangan Tangguh dengan biaya US$ 0,6-0,8 per mmbtu. Dari Arun, gas tersebut dialirkan ke Belawan melalui pipa sepanjang 340 km dengan biaya US$ 2,5 per mmbtu.

“Biaya yang dikeluarkan ini jauh lebih besar jika dibandingkan gas diangkut melalui kapal. Jadi, kami berpikir kenapa tidak membangun saja FSRU di Belawan. Harga gasnya bisa ditekan hingga menjadi US$ 1,5 per mmbtu,” kata Iwan. Menurut dia, meski pemerintah  mengupayakan penurunan harga gas di hulu (upstream), namun pada akhirnya saat kontrak jual beli bersifat business to business. “Biaya di mid stream memang cukup tinggi di Indonesia," kata dia.

Jika melihat benchmark seperti Jepang, dimana pembangunan infrastruktur gas dedicated dengan pembangkit listrik yang menghasilkan efisiensi yang tinggi, menurut Iwan hal itu seharusnya juga diterapkan di Indonesia. Iwan menambahkan, rencana PLN membangunan infrastruktur gas sudah mendapat respons positif dari pemerintah, dalam hal ini Menteri ESDM. 

Pada prinsipnya, pemerintah mendukung upaya untuk menurunkan harga listrik. Apalagi, porsi penggunaan batubara dan gas sebagai bahan bakar pembangkit mencapai 80%. Perihal dana, Iwan menegaskan hal itu tidak masalah. Apalagi, PLN juga tidak menutup kemungkinan untuk bekerja sama dengan BUMN lain seperti Pertamina dan PGN. 

“Kami berpikir jangka panjang. Biaya investasi US$ 200 juta-an untuk kapasitas 170 juta kaki kubik per hari, saya kira relatif murah, karena pada akhirnya bisa menghemat pembelian gas,” kata dia.

Sebelumnya, Direktur Utama PLN Sofyan Basir mengatakan, dengan membangun fasilitas gas sendiri maka efisiensi dipastikan bisa terjadi. Nantinya PLN bisa bekerja sama dengan BUMN atau pihak swasta dalam membangun infrastruktur gas. Implementasi efisiensi harga dirasakan PLN saat pembangunan PLTGU Jawa 1, yang merupakan PLTGU pertama yang dilengkapi dengan FSRU sebagai terminal penerimaan gas. Gas akan disediakan oleh PLN, dan alokasi gasnya telah mendapat persetujuan Menteri ESDM yang berasal dari Tangguh.

“Seperti PLTGU Jawa 1, kita pakai FSRU di bawah US$ 1 yang lain kita pakai US$ 1-2. Padahal Jawa 1 masih baru, tapi bisa lebih murah,” ungkap dia.

Perlu Kajian Mendalam

Menanggapi rencana PLN itu, pengamat energi yang juga praktisi bidang permodelan dan perencanaan energi Ali Ahmudi berpendapat, perlu dikaji mendalam secara hitungan ekonomi. “Dalam jangka pendek FSRU butuh investasi besar dan inovasi teknologi. Membangun FSRU dan pembangkit secara mandiri, berarti PLN harus membiayai dan mengelola dua proyek skala besar yaitu FSRU dan power plant. Ini tentunya tidak mudah dan butuh investasi besar, serta penguasaan teknologi,” kata dia.

Untuk power plant, kata Ali, pastinya tidak ada masalah dengan PLN. Namun untuk FSRU, PLN memiliki pengalaman bisnis. “Rantainya cukup panjang, mulai dari gas lalu diubah menjadi LNG, dibawa, digasifikasi lalu dialirkan ke power plant. Rasanya menjadi tidak efisien kalau semuanya harus menjadi ’ladang’ PLN,” katanya.

Menurut dia, sebenarnya ada benchmark yang bagus yaitu PLTGU Muara Karang yang mendapat pasokan gas dari PT Nusantara Regas (perusahaan patungan PT Pertamina dan PT PGN). Nusantara Regas menjadi pemasok gas, sedangkan PLN fokus di pembangkitan dan distribusinya.

“Kalau masalah kepastian pasokan gas dan harga, bisa dibicarakan antar sesama BUMN dengan mediasi pemerintah,” ujar dia.

Dia sepakat bahwa idealnya power plant berada dekat dengan Iokasi sumber pasokan energi primernya. Makanya muncul wacana pembangkit listrik mulut tambang, terutama untuk PLTU berbahan bakar batubara. Tujuannya untuk menekan biaya transportasi pasokan energi yang mayoritas lebih besar dibanding biaya transportasi listrik ke konsumen melalui jaringan listrik yang tersedia. Sehingga bisa didapatkan harga listrik ekonomis dan terjangkau oleh user (affordable).

“Namun hal itu tidak selalu benar/ideal, tergantung kondisi dan lokasi. Bisa jadi karena kondisi dan lokasi yang sulit malah tidak ekonomis. Intinya pembangunan pembangkit dan perdagangan listrik itu harus dinamis menyesuaikan kondisi dan lokasi. Bisa berbasis kedekatan dengan sumber energi primer, bisa juga berbasis kedekatan dengan konsumen. Itulah perlunya pre-feasibility study dan feasibility study,” kata dia.

Investor Daily, Page-1, Monday, Apr, 3, 2017

This year, Mainstay Partners of Business Gas Investinto

This year, PT Mitra Investindo Tbk businesses rely on oil and gas (oil). One oil and gas assets are expected to contribute is mine Benakat Oil. Meanwhile, in the granite business, they slowly off.

Reminiscent of course, is in the process Mitra Investindo acquired a 23.44% stake Benakat Oil, a subsidiary of PT Benakat Integra Tbk. Stages now until the legal administration. Mitra Investindo targeting acquisitions completed in the second quarter of 2017.

Although the acquisition has not been completed, Mitra Investindo own business calculations. MITI coded company shares in the Indonesian Stock Exchange wants to Benakat Oil producing 1,300 barrels per day (bpd) of oil. Besides Benakat Oil, Mitra Investindo is targeting oil production from Block Linda Sele, Sorong, as much as 70,000 barrels per year.

"We will remain focused and concentrate on maximizing the potential of existing assets across the oil fields of existing subsidiaries," said Tan Ronny Setiawan, Manager of Finance, Accounting and Tax PT Mitra Investindo Tbk.

Mitra Investindo optimistic, oil and gas industry this year is better than the last two years. At the very least, oil prices now stand at around US $ 50-US $ 60 per barrels of oil. Only, they did not reveal the target. Over the past year, sales shrank Mitra Investindo 23.99% to Rp 23.85 billion. All sales of crude oil to buyers in the form of PT Pertamina EP

IN INDONESIAN

Tahun lni, Andalan Mitra Investinto Berbisnis Migas

Tahun ini, PT Mitra Investindo Tbk mengandalkan bisnis minyak dan gas (migas). Salah satu aset migas yang diharapkan memberikan kontribusi adalah tambang PT Benakat Oil. Sementara, di bisnis granit, perlahan-lahan mereka lepas.

Mengingatkan saja, Mitra Investindo sedang dalam proses mengakuisisi 23,44% saham Benakat Oil, anak usaha PT Benakat Integra Tbk. Tahapannya kini sampai administrasi legal. Mitra Investindo menargetkan akuisisi rampung pada kuartal II 2017.

Meski akuisisi belum tuntas, Mitra Investindo sudah memiliki hitung-hitungan bisnis. Perusahaan berkode saham MITI di Bursa Efek Indonesia itu ingin Benakat Oil memproduksi 1.300 barel per hari (bph) minyak. Selain Benakat Oil, Mitra Investindo menargetkan produksi minyak dari Blok Linda Sele, Sorong, sebanyak 70.000 barel per tahun. 

"Kami akan tetap fokus dan konsentrasi untuk memaksimalkan potensi aset yang ada di seluruh lapangan minyak anak perusahaan yang ada," ujar Tan Ronny Setiawan, Manager Finance, Accounting and Tax PT Mitra Investindo Tbk.

Mitra Investindo optimistis, industri migas tahun ini lebih baik daripada dua tahun terakhir. Paling tidak, harga minyak kini berada pada kisaran US$ 50-US$ 60 per bph minyak. Hanya saja, mereka tidak membeberkan target. Sepanjang tahun lalu, penjualan Mitra Investindo menyusut 23,99% menjadi Rp 23,85 miliar. Semua penjualan berupa minyak mentah dengan pembeli PT Pertamina EP

Kontan, Page-14, Monday, Apr, 3, 2017