Minister of EMR Puts the First Stone

Official Oil and Gas Field Working Facilities Started.

The construction of gas processing facilities / GPF oil and gas project in Jambaran - Tiung Biru Field (JTB) in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro begins. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM), Ignatius Jonan marked the beginning of physical work by laying the first stone, Monday afternoon (25/9/17).

The laying of the first stone is an important step to mark the start of the JTB Project whose production capacity reaches 330 million standard cubic feet per day (MMSCFD). It is estimated that the state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reaches US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion.

"In addition to state revenues, this project will have multiple effects for regional and national economies," said Ignatius.

The absorption of manpower in JTB Field is estimated to reach 6,000 more people during the construction period. While all gas production in JTB will be used for domestic needs.

The details of 100 MMSCFD are allocated to Pertamina, which then goes to PLN for electricity needs in East and Central Java. The ESDM Minister was present at the JTB field welcomed by the Bojonegoro District Leadership Communication Forum, the Pertamina board of directors and the surrounding community. Minister of EMR left Bojonegoro at around 16.00 WIB by road with guarded by police officers.

IN INDONESIA

Menteri ESDM Letakkan Batu Pertama

Pengerjaan Fasilitas Lapangan Migas J-TB Resmi Dimulai.

Pengerjaan konstruksi gas processing facilities/GPF proyek migas Lapangan Jambaran - Tiung Biru (JTB) di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Bojonegoro dimulai. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Ignasius Jonan menandai mulainya pengerjaan fisik dengan melakukan peletakan batu pertama, Senin siang (25/9/17).

Peletakan batu pertama ini merupakan tahapan penting untuk menandai dimulainya Proyek JTB yang kapasitas produksinya mencapai 330 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Diperkirakan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai tahun 2035 mendatang mencapai US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun.

"Selain penerimaan negara, proyek ini akan memberikan efek berganda bagi perekonomian daerah maupun nasional," kata Ignasius.

    Penyerapan tenaga kerja di Lapangan JTB ini diperkirakan mencapai 6.000 orang lebih dalam masa pengerjaan konstruksi. Sementara seluruh produksi gas di JTB ini akan digunakan untuk kebutuhan dalam negeri.

Rinciannya sebesar 100 MMSCFD diperuntukkan ke Pertamina, yang kemudian dialirkan ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jawa Timur dan Jawa Tengah. Menteri ESDM hadir di lapangan JTB disambut oleh Forum Komunikasi Pimpinan Daerah Kabupaten Bojonegoro, jajaran direksi Pertamina serta masyarakat sekitar. Menteri ESDM meninggalkan Bojonegoro sekitar pukul 16.00 WIB melalui jalur darat dengan dikawal ketat aparat kepolisian. 

Harian Bangsa, Page-9, Tuesday, Sept 26, 2017

Expected to Flow 2021

Gas from the Jambaran-Tiung Biru Field is expected to begin flowing in 2021 with a capacity of about 330 million cubic cookies per day / MMscfd. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said with an estimated physical construction time of 3.5 years, after 2021 the gas began to flow. Gas produced from six wells will be processed through gas processing facilities.

From the production capacity of about 330 MMscfd, the gas that can be sold from the field is 180 MMscfd which will be distributed through Gresik-Semarang transmission pipeline and will be built by PT Pertamina Gas. A total of 100 MMscfd of which is channeled to meet the needs of gas power plants in Gresik and Tambak Lorok. The rest, to meet the needs of industrial gas.

"For 3.5 years less, it should have been completed by 2021," he said in a press conference on the groundbreaking ceremony of Jambaran-Tiung Biru Field on Monday (25/9).

The project, which found its reserves 15 years ago, was previously targeted to produce the first gas in 2019. However, the target backward because of uncertainty factors among gas buyers. The current gas buyer, PT Pupuk Kujang Cikampek, complained about the exorbitant gas price of US $ 8 per MMBtu with a 2% escalation. As a result, the gas sale and purchase agreement (PJBG) was canceled.

The sale price is to compensate for the investment cost because the gas produced by the field contains carbon dioxide (CO2) and hydrogen sulfide (H2S), thus requiring separation technology to produce ready-to-sell gas. Gas price negotiations also require time that also affects the investment and the economy of the project.

Instead of directly providing additional revenue sharing to the contractor, the government issued a letter of assignment to PT Pertamina to increase the partner's management rights.

The project is a two-field unitization of two different work areas. The Jambaran Field is part of the Cepu work area and Tiung Biru field is part of Pertamina EP's working area. In Cepu Block, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) becomes operator and controls 20.5% of participating interest, Ampolex 24.5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% and several Regional Owned Enterprises with 10% participation shares.

Meanwhile, in the project, PEPC becomes operator and with EMCL each has 41.4% portion. BUMD has 9.2% and the remaining 8% is controlled by Pertamina EP. However, at this time still process the transfer of EMCL portion to PEPC.

The government, who wants affordable gas prices and efficient investments, has subsequently granted an additional proposal for contractor returns on the project after PEPC and EMCL. Agree to not partner in the project as well as adjustment of investment value and gas price.

Jonan said his party has granted the proposed additional 5% split contractor, so that the government and contractor share to 55%: 45%. An additional 5% is considered to hoist the economy when gas prices fall to US $ 6.7 per MMBtu upstream without escalation and investment down from US $ 2.1 billion to US $ 1.5 billion.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam added that the core process of transferring management rights has been completed. However, it is still in the administrative stage. Meanwhile, the transfer of rights is carried out under a sole-risks scheme, the partner releases his rights and obligations to the project, although the project is a unitization field of two different working areas.

Meanwhile, Vice Government of ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto said the key points in the negotiations have been reached. Currently entering the final stage for the administrative process. President Director of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim said he had expressed his desire to absorb gas in the field of Jambaran-Tiung Biru. He hopes to get 50 MMscfd up to 60 MMscfd which will be distributed to industrial consumers.

Potential Rp 48 Trillion

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi

projects the potential state revenues from Gas from the Jambaran-Tiung Biru field to US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion until the contract expires in 2035.

In addition to state revenues, the project will have multiple effects for regional and national economies. For example, the employment absorption reaches 6,000 people during the construction period. The price of gas at the wellhead was US $ 6.7 per million British thermal unit (MMBtu), remained for 30 years. With a toll fee fee of US $ 0.9 per MMBtu, the price at PLN's power plant amounts to US $ 7.6 per MMBtu.

According to Amien, the total investment and operating cost of the project is estimated at US $ 3.457 billion or around Rp 46 trillion. This amount not including the construction of 267 kilometers of Gresik-Semarang pipeline.

"Projected state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reached US $ 3.61 billion or more than Rp 48 trillion," he said.

IN INDONESIA

Ditarget Mengalir 2021

Gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru diperkirakan mulai mengalir pada 2021 dengan kapasitas sekitar 330 juta kuki kubik per hari/MMscfd. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan dengan perkiraan waktu pembangunan fisik selama 3,5 tahun, setealha itu pada 2021 gas mulai mengalir. Gas yang dihasilkan dari enam sumur akan diolah melalui fasilitas pemrosesan gas. 

Dari kapasitas produksi sekitar 330 MMscfd, gas yang dapat dijual dari lapangan tersebut sebesar 180 MMscfd yang akan disalurkan melalui pipa transmisi Gresik-Semarang dan akan dibangun oleh PT Pertamina Gas. Sebanyak 100 MMscfd di antaranya disalurkan untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik di Gresik dan Tambak Lorok. Sisanya, untuk memenuhi kebutuhan gas industri.

"Selama 3,5 tahun kurang lebih. Mestinya 2021 selesai,“ ujarnya dalam jumpa pers acara peletakan batu pertama Lapangan Jambaran-Tiung Biru, Senin (25/9).

Proyek yang ditemukan cadangannya pada 15 tahun lalu itu sebelumnya ditarget menghasilkan gas pertama pada 2019. Namun, target mundur karena antara lain faktor ketidakpastian pembeli gas. Pembeli gas saat itu yakni PT Pupuk Kujang Cikampek mengeluhkan harga jual gas yang terlalu tinggi yakni US$ 8 per MMBtu dengan eskalasi 2%. Alhasil, perjanjian jual beli gas (PJBG) batal diteken.

Harga jual tersebut untuk mengompensasi biaya investasi karena gas yang dihasilkan lapangan tersebut mengandung karbondioksida (CO2) dan hidrogen sulfida (H2S), sehingga membutuhkan teknologi pemisah untuk menghasilkan gas siap jual. Negosiasi harga gas juga memerlukan waktu yang juga berpengaruh kepada investasi dan keekonomian proyek. 

Daripada langsung memberikan tambahan bagi hasil kepada kontraktor, pemerintah justru mengeluarkan surat penugasan kepada PT Pertamina agar menambah hak kelola milik mitra.

Proyek tersebut merupakan unitisasi dua lapangan dari dua wilayah kerja berbeda. Lapangan Jambaran merupakan bagian dari wilayah kerja Cepu dan lapangan Tiung Biru menjadi bagian dari wilayah kerja Pertamina EP. Pada Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) menjadi operator dan menguasai saham partisipasi sebesar 20,5%, Ampolex 24,5%, Pertamina EP Cepu (PEPC) 45% dan beberapa Badan Usaha Milik Daerah dengan saham partisipasi 10%.

Sementara, dalam proyek itu, PEPC menjadi operator dan bersama EMCL masing-masing memiliki porsi 41,4%. BUMD memiliki 9,2% dan sisanya 8% dikuasai Pertamina EP. Namun, saat ini masih berproses pengalihan porsi EMCL kepada PEPC.

Pemerintah, yang menginginkan agar harga gas terjangkau dan investasinya efisien, setelah itu mengabulkan usulan tambahan bagi hasil kontraktor pada proyek tersebut setelah PEPC dan EMCL. Sepakat untuk tidak bermitra dalam proyek tersebut serta penyesuaian nilai investasi dan harga gas dilakukan. 

Jonan mengemukakan pihaknya telah mengabulkan usulan tambahan split kontraktor sebanyak 5%, sehingga bagi hasil pemerintah dan kontraktor menjadi 55%:45%. Tambahan 5% dianggap bisa mengerek keekonomian saat harga gas turun menjadi US$ 6,7 per MMBtu di tingkat hulu tanpa eskalasi dan investasi turun dari US$ 2,1 miliar menjadi US$ 1,5i miliar.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan proses inti pengalihan hak kelola sudah selesai. Namun, saat ini masih dalam tahap administrasi. Adapun, pengalihan hak kelola dilakukan dengan skema sole risks yakni mitra melepas hak dan kewajibannya atas proyek tersebut meskipun proyek merupakan lapangan unitisasi dari dua wilayah kerja berbeda.

Sementara itu, Vice Government ExxonMobil Cepu Limited Erwin Maryoto mengatakan poin-poin penting dalam negosiasi telah tercapai. Saat ini masuk tahap final untuk proses administrasinya. Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Jobi Ananda Hasjim mengatakan telah menyampaikan keinginannya untuk menyerap gas di lapangan Jambaran-Tiung Biru. Dia berharap bisa mendapatkan 50 MMscfd hingga 60 MMscfd yang akan didistribusikan kepada konsumen industri.

Ada Potensi Rp 48 Triliun

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi

memproyeksikan potensi penerimaan negara dari Gas dari Iapangan Jambaran-Tiung Biru sebesar US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun hingga kontrak berakhir pada 2035.

Selain penerimaan negara, proyek ini akan memberikan efek berganda bagi perekonomian daerah maupun nasional. Misalnya, penyerapan tenaga kerja yang mencapai 6.000 orang pada masa konstruksi. Harga gas di kepala sumur sebesar US$ 6,7 per juta british thermal unit (MMBtu), tetap selama 30 tahun. Dengan biaya toll fee sebesar US$ 0,9 per MMBtu, harga di pembangkit listrik PLN menjadi sebesar US$ 7,6 per MMBtu.

Menurut Amien, total biaya investasi dan operasi proyek ini diperkirakan US$ 3,457 miliar atau sekitar Rp 46 triliun. Jumlah ini

belum termasuk pembangunan pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 kilometer.

“Diproyeksikan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai pada 2035 mencapai US$ 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 Triliun," katanya.

Bisnis Indonesia, Page-6, Tuesday, Sept 26, 2017

JTB Field Projected Contributed Rp 48 Trillion

Energy and Mineral Resources Minister Ignatius Jonan on Monday (25/9) staged the first stone development of the Jambaran - Tiung Biru (JTB) Unitization gas field project in Bandungrejo Village, Ngasem District, Bojonegoro District.

Attending the execution of the first stone laying was present, the Regent of Bojonegoro, Suyoto, Assistant II of East Java Province, Fatah Yasin, Vice Regent of Blora Regency, Arif Rohman, Head of SKK Migas Jabanusa, Ali Mashyar, Commission VII DPR RI, Satya W. Yudha, the ranks of Muspida Bojonegoro District Government, as well as some invitations.

The laying of the first stone is an important step that marks the start of the JTB project gas processing facilities (GPF) construction work with a production capacity of 330 million standard cubic feet per day (MMSCFD).

"Projected state revenue from this project until the contract is completed in 2035 reached USD 3.61 billion or more than Rp 48 trillion," said Head of SKK Migas, Amien Sunaryadi.

Furthermore, Amien said the entire gas production will also be used for domestic needs. The allocation of 100 MMSCFD is allocated to Pertamina, which is then channeled to PLN for electricity needs in East Java and Central Java. Meanwhile, 72 MMSCFD will supply industrial needs in Central Java and East Java.

This project was built for approximately 4 years, projected to be completed in early 2021 and will have a double effect on the regional economy in particular and the national general. One of them is the employment absorption reaching 6 thousand people to the construction period.

"This project creates the hope of people's happiness. The Bojonegoro Regency Government will support the project to run smoothly, "said Bojonegoro Regent Suyoto in his speech.

While Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) of the Republic of Indonesia, Ignatius Jonan ordered the Regent of Bojonegoro, Suyoto, to immediately call him when there are known obstacles in the implementation of the Jambihan-Tiung Blue Unit Unitization gas project.

"Please the Regent can call me if there is a problem, Regent already have my number when on the train," he said on the podium.

In the event, Ignatius also said many thanks to the Exxon, PLN, Pertamina EP, and SKK Migas. He also alludes to labor issues. Especially how the involvement of local residents with the existence of this gas mega project.

Known, JTB Gas field is a combination of the Work Area (WK) Cepu and WK Pertamina EP. The field reserves are estimated at 1.9 trillion cubic feet (TCF). Pertamina EP Cepu will be the sole operator after ExxonMobil releases its stake in JTB, so that Pertamina controls 90 percent of participating interest and 10 percent owned by local government.

IN INDONESIA

 Lapangan JTB Diproyeksi Sumbang Rp 48 Triliun

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, Senin (25/9) melakukan peletakan batu pertama pengembangan proyek lapangan gas Unitisasi Jambaran - Tiung Biru (JTB) di Desa Bandungrejo, Kecamatan Ngasem, Kabupaten Bojonegoro.

Hadir dalam pelaksanaan peletakan batu pertama ini hadir diantaranya, Bupati Bojonegoro, Suyoto, Asisten II Provinsi Jatim, Fatah Yasin, Wakil Bupati Pemkab Blora, Arif Rohman, Kepala perwakilan SKK Migas Jabanusa, Ali Mashyar, Komisi VII DPR RI, Satya W. Yudha, jajaran Muspida Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, serta beberapa undangan.

Peletakan batu pertama merupakan tahapan penting yang menandai dimulai pekerjaan konstruksi fasilitas pemroses gas (gas processing facilities/GPF) proyek JTB yang kapasitas produksinya mencapai 330 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).

“ Diproyeksikan penerimaan negara dari proyek ini sampai kontrak selesai tahun 2035 mencapai USD 3,61 miliar atau lebih dari Rp 48 triliun,” kata Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi.

Lebih lanjut, Amien mengatakan seluruh produksi gas ini juga akan digunakan untuk kebutuhan dalam negeri. Alokasi sebesar 100 MMSCFD diperuntukkan ke Pertamina, yang kemudian dialirkan ke PLN untuk kebutuhan listrik di Jatim dan Jateng. Sementara sebesar 72 MMSCFD akan memasok kebutuhan industri di Jateng dan Jatim.

Proyek ini dibangun selama lebih kurang 4 tahun, diproyeksikan selesai pada awal tahun 2021 dan akan memberikan efek ganda terhadap perekonomian daerah khususnya dan nasional umumnya. Salah satunya adalah penyerapan tenaga kerja yang mencapai 6 ribu orang kepada masa konstruksi.

“ Proyek ini menciptakan harapan kebahagiaan rakyat. Pemerintah Kabupaten Bojonegoro akan mendukung agar proyek ini bisa berjalan secara mulus,” ujar Bupati Bojonegoro, Suyoto dalam sambutannya.

Sementara Menteri Energi dan Sumber daya Mineral (ESDM) Republik Indonesia, Ignasius Jonan berpesan kepada Bupati Bojonegoro, Suyoto, agar segera menelponnya ketika diketahui ada kendala dalam pelaksanaan proyek gas Unitisasi Jambaran-Tiung Biru (J-TB). 

“Tolong nanti  Bupati bisa menelpon saya kalau ada masalah, Bupati sudah punya nomer saya saat di kereta,” katanya saat diatas podium.

Dalam acara tersebut, Ignasius juga mengucapkan banyak terimakasih disampaikan kepada pihak Exxon, PLN, Pertamina EP, serta SKK Migas. Dia juga menyinggung masalah tenaga kerja. Terutama bagaimana keterlibatan warga lokal dengan adanya mega proyek gas ini. 

Diketahui, lapangan Gas JTB adalah gabungan dari bagian Wilayah Kerja (WK) Cepu dan WK Pertamina EP. Cadangan lapangan ini diperkirakan sebesar 1,9 triliun kaki kubik (TCF). Pertamina EP Cepu akan menjadi operator tunggal setelah ExxonMobil melepaskan sahamnya di JTB, sehingga Pertamina menguasai 90 persen participating interest dan 10 persen dimiliki pemerintah daerah.

Bhirawa, Page-1, Tuesday, Sept 26, 2017

Pertamina Owns ExxonMobil's Ownership in Jambaran

PT Pertamina took ExxonMobil's share of ownership in Jambaran Field, Cepu Block by 41.4%. Thus, Pertamina becomes the majority owner of the Jambaran-Tiung Biru Project targeted on stream in the final quarter of 2020.

President Director of PT Pertamina EP Cepu Adriansyah said the company and ExxonMobil have agreed on a permanent sole risk scheme in developing the Jambaran-Tiung Biru Project. That is, Pertamina took over the ownership of ExxonMobil in Lapangan Jambaran. Instead, ExxonMobil no longer holds any rights to anything in the project.

"We with ExxonMobil have not finalized the final agreement yet, just less final wording in the agreement," he said

Previously, Pertamina and ExxonMobil each had 41.4% ownership, while BUMD 9.5% and PT Pertamina EP 8%. Once the transfer is complete, Pertamina will be holding the majority share of 82.5%. While the share of ownership of other partners has not changed.

However, Adriansyah emphasized, ExxonMobil retains the participating interest (PI) in Cepu Block. The change of ownership portion in Jambaran did not affect the amount of Pertamina and ExxonMobil's PI in Cepu Block. The Jambaran field also remains part of the Cepu Block.

"So this is not a transfer of PI, because the PI is for the whole block. Only ExxonMobil's right in Jambaran we take over, "he said.

Although not a takeover of the rights of participation, does not mean the company acquired ExxonMobil's share of ownership in Jambaran for free.

"There is compensation for the past cost and future value of the project," he said. Unfortunately, he was reluctant to disclose the cost of the company.

Earlier, Deputy Minister of Energy and Resources (ESDM) Arcandra tahar said, ExxonMobil has declared not continue to work on the Project Jambaran-Tiung Biru. Because the economy of this project does not match the calculation of oil and gas companies from the United States. Thus, EXxonMobil is willing to release its rights in Lapangan Jambaran,

"ExxonMobil saw this [Project Jambaran-Tiung Biru] national project and would like to help, so it would b to b (business to business) with Pertamina," he said.

The Jambaran-Tiung Biru project itself is the unitization of two fields of different blocks. The Jambaran field is included in the Cepu Block Working Area where Pertamina and ExxonMobil share the right of participation. While Tiung Biru field entered PT Pertamina EP area. Although the written agreement about permanent sole risk has not been completed yet, Adriansyah said, ground breaking of Jambaran-Tiung Biru Project will still be done today (25/9).

Moreover, his side has started the construction of wells and roads. Not only that, engineering work (engineering) has also been done.

"We are ready to drill two wells next year," he said.

IN INDONESIA

Pertamina Kuasai Porsi Kepemilikan ExxonMobil di Jambaran

PT Pertamina mengambil porsi kepemilikan ExxonMobil dl Lapangan Jambaran, Blok Cepu sebesar 41,4%. Sehingga, Pertamina menjadi pemegang hak mayoritas Proyek Jambaran-Tiung Biru yang ditargetkan on stream pada kuartal akhir 2020.

Presiden Direktur PT Pertamina EP Cepu Adriansyah mengatakan, perseroan dan ExxonMobil telah menyepakati skema permanent sole risk dalam pengembangan Proyek Jambaran-Tiung Biru. Artinya, Pertamina mengambil alih porsi kepemilikan ExxonMobil di Lapangan Jambaran. Sebaliknya, ExxonMobil tidak lagi memegang hak atas apapun di proyek.

“Kami dengan ExxonMobil belum selesai final agreement-nya, hanya kurang final wording di agreement-nya,” kata dia 

Sebelumnya, Pertamina dan ExxonMobil masing-masing memiliki porsi kepemilikan 41,4%, sementara BUMD 9,5% dan PT Pertamina EP 8%. Begitu pengalihan selesai, Pertamina disebutnya akan memegang porsi kepemilikan mayoritas, yakni 82,5%. Sementara porsi kepemilikan mitra lainnya tidak berubah.

Namun, Adriansyah menekankan, ExxonMobil tetap memegang hak partisipasi (participating interest/PI) di Blok Cepu. Perubahan porsi kepemilikan di Jambaran tidak mempengaruhi besaran PI Pertamina dan ExxonMobil di Blok Cepu. Lapangan Jambaran juga tetap masih menjadi bagian dari Blok Cepu.

“Jadi ini bukan pengalihan PI, karena PI itu untuk seluruh blok. Hanya hak ExxonMobil di Jambaran yang kami ambil alih,” tegasnya.

Meski bukan pengambilalihan hak partisipasi, bukan berarti perseroan memperoleh porsi kepemilikan ExxonMobil di Jambaran secara gratis.

“Ada kompensasi untuk past cost dan future value dari project,” ujarnya. Sayangnya, dia enggan mengungkapkan berapa biaya yang dikeluarkan perseroan.

Sebelumnya, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya   (ESDM) Arcandra tahar mengatakan, ExxonMobil telah menyatakan tidak melanjutkan ikut menggarap Proyek Jambaran-Tiung Biru. Pasalnya, keekonomian proyek ini tidak cocok dengan hitungan perusahaan migas asal Amerika Serikat itu. Sehingga, EXxonMobil bersedia melepas haknya di Lapangan Jambaran,

“ExxonMobil melihat ini [Proyek Jambaran-Tiung Biru] proyek nasional dan mau membantu, makanya mau b to b (business to business) dengan Pertamina,” kata dia.

Proyek Jambaran-Tiung Biru sendiri merupakan unitisasi dari dua lapangan dari blok yang berbeda. Lapangan Jambaran masuk dalam Wilayah kerja Blok Cepu di mana Pertamina dan ExxonMobil sama-sama memliki hak partisipasi. Sementara lapangan Tiung Biru masuk area PT Pertamina EP. Meski kesepakatan tertulis soal permanent sole risk belum selesai, Adriansyah menuturkan, ground breaking Proyek Jambaran-Tiung Biru tetap akan dilakukan hari ini (25/9). 

Apalagi, pihaknya sudah mulai pembangunan tapak sumur dan jalan. Tidak hanya itu, pekerjaan rekayasa (engineering) juga sudah dikerjakan.

“Kami siap melakukan pengeboran dua sumur tahun depan,” ujar dia.

Investor Daily, Page-11, Monday, Sept 25, 2017

Pertamina EP Drilling Prime Well N2

PT Pertamina EP Asset 4 conducted offshore drilling in Sumur Poleng N2, last weekend. Prior to drilling, this subsidiary of PT Pertamina performed the final checks on team and equipment readiness.

Director of Operations and Production, Chalid Said Salim monitored the preparation ahead of drilling. In addition to monitoring the team's readiness, he also checked the equipment to be used.

"Today I represent the management of PT Pertamina EP want to know how the condition of the team in the field, and of course the readiness of equipment to be used for offshore drilling prime in Poleng Field," Chalid said in a press statement yesterday.

The location of the well to be drilled, Chalid said, is named Poleng N2 or CW-12H well which has the surface coordinates X: 70-8,283.73; Y: 9259.346.09. Drilling is estimated to take up to 45 days ahead with a target of 9,000 feet depth.

"Insha Allah with the beginning of prayer together and good faith and support of all parties, we are this drilling project," he explained.

Explained, this drilling activity is a form of positive synergy between Upstream PT Pertamina Subsidiary, PT Pertarnina EP and PT Pertamina Hulu Energi. The cost in this project reached 15 million US dollars.

"This excellent synergy is mutually supportive of the implementation of this activity. Especially for PT Pertamina EP, which is the first time to conduct offshore drilling, this is a learning process for all related functions in planning, preparation and execution, "he explained.

Through the activities, Chalid said, the corporation hopes to produce 700 barrels of oil per day and 1.2 million cubic feet of gas per day. Meanwhile, General Manager of PT Pertamina EP, Didik Susilo said, Asset 4 is one of the most complete assets because in addition to having an oil field, there are also 3 Gas Production Centers CPP Gundih, CPP Donggi and CPP Matindok. In addition, in Asset 4 there is also a field on land and offshore like the one in Poleng Field. Poleng Field entered PT Pertamina EP approximately 4 years ago.

"In the same place, Poleng Field Manager, Charles S Siallagan explained before drilling, it has prepared a special team for both technical and non technical teams for smooth operation.

"We really hope this drilling runs smoothly and can increase the production of PT Pertamina EP in particular and nationally in general. For that we ask for support from all parties for drilling offshore is running smoothly and zero accident, "said Charles.

IN INDONESIA

Pertamina EP Mengebor Sumur Perdana N2

PT Pertamina EP Asset 4 melakukan pengeboran perdana lepas pantai di Sumur Poleng N2, akhir pekan lalu. Sebelum melakukan pengeboran, anak perusahaan PT Pertamina ini melakukan pengecekan terakhir terkait kesiapan tim dan peralatan.

Direktur Operasi dan Produksi, Chalid Said Salim memantau langsung persiapan jelang pengeboran. Selain memantau kesiapan tim, dia juga mengecek peralatan yang akan dipakai.

”Hari ini saya mewakili manajemen PT Pertamina EP ingin mengetahui bagaimana kondisi tim di lapangan, dan tentunya kesiapan peralatan yang akan digunakan untuk pemboran lepas pantai perdana di Poleng Field,” ujar Chalid dalam keterangan persnya, kemarin.

Lokasi sumur yang akan dibor, kata Chalid, bernama Poleng N2 atau sumur CW-12H yang memiliki koordinat permukaan X : 70-8,283.73 ; Y : 9.259.346,09. Pengeboran diperkirakan memakan waktu hingga 45 hari kedepan dengan target kedalaman 9.000 feet. 

”Insya Allah dengan diawali doa bersama dan itikad baik serta dukungan seluruh pihak, kami proyek pengeboran ini,” terangnya. 

Dijelaskan, kegiatan pengeboran ini merupakan wujud sinergi positif antar Anak Perusahaan Hulu PT Pertamina yaitu PT Pertarnina EP dan PT Pertamina Hulu Energi. Adapun biaya dalam proyek ini mencapai 15 juta dollar AS.

”Sinergi yang sangat baik ini saling mendukung terlaksananya kegiatan ini. Terutama bagi PT Pertamina EP yang baru pertama kali melakukan pemboran lepas pantai, hal ini merupakan proses pembelajaran bagi semua fungsi terkait dalam perencanaan, persiapan dan eksekusi,” jelasnya.

Melalui kegiatan, kata Chalid, korporasi berharap mampu menghasilkan 700 Barel Minyak Per Hari dan 1,2 Juta Kaki Kubik Gas Per Hari. Sementara itu, General Manager PT Pertamina EP, Didik Susilo mengatakan, Asset 4 merupakan salah satu asset yang paling lengkap dikarenakan selain memiliki lapangan minyak, ada juga 3 Pusat Produksi Gas yaitu CPP Gundih, CPP Donggi dan CPP Matindok.  Selain itu, di Asset 4 juga ada lapangan di darat serta di lepas pantai seperti yang ada di Poleng Field. Poleng Field masuk ke PT Pertamina EP kurang lebih 4 tahun yang lalu.

”Ditempat sama, Poleng Field Manager, Charles S Siallagan menjelaskan sebelum melakukan pengeboran, pihaknya telah mempersiapkan tim khusus baik untuk tim teknis maupun non teknis demi kelancaran operasi.

“Kami sangat berharap pengeboran ini berjalan lancar dan bisa menambah produksi PT Pertamina EP pada khususnya dan secara nasional pada umumnya. Untuk itu kami mohon dukungan dari seluruh pihak agar pemboran lepas pantai ini berjalan lancar dan zero accident,” tandas Charles.

Radar Gresik, Page-4, Monday, Sept 25, 2017

PLN Auctioning 50 Floating Gas Floor Units

Power developers interested in working on FSRU but questioned about gas supply

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) opened the auction of floating storage regasification unit (FSRU). This terminal will be used to supply gas gas power plants (PLTG). PLN needs 50 FSRUs of jumbo and mini size.

As an illustration, the need for investment funds to build large-scale FSRU is approximately US $ 210 million per unit. Meanwhile, to build a mini FSRU needs around US $ 50 million. If calculated, the tender value of 50 units of mini FSRU could reach US $ 2.5 billion.

The number of FSRU needs is increased from PLN's initial plan to only three FSRU units in North Sumatra (Sumbagut), Muara Tawar Jakarta, and Gorontalo Sulawesi Selatan.

PT PLN's Strategic Procurement Director, Supangkat Iwan Santoso, stated that the 50 units of FSRU's construction plan is to adjust the power plants in central and eastern Indonesia. Like Belawan FSRU for North Sumatra 3 power plant.

"It may take around 50s of locations, small, mini LNG, small FSRU," said Iwan (22/9).

FSRU development will also adjust the floating storage LNG or hub to be built PLN. Because not all FSRU can directly process LNG. Special mini FSRU, gas supply will be obtained from LNG taken from LNG storage or hub.

"Later taken to a new hub deployed to a small ship to fill. Later each cluster has one hub. Example (FSRU) Bangka Belitung Pontianak hub, "said Iwan.

The gas supply itself will be obtained from the supply of Tangguh LNG Train 3 and Bontang LNG. If the supply of LNG is still lacking to meet the gas energy mix by 25% in 2025, then Iwan said, PLN will add LNG contract from Train 3 or Donggi Senoro.

PLN will not build 50 units of FSRU independently, but will take other parties. For example, the Gorontalo FSRU project is in the tender process. The FSRU tender will be separated by a tender for a power plant to be built in the region. At FSRU Gorontalo, PLN has a capacity of 20 (BBTUD). The FSRU is planned to be used for power plants, with less than 100 megawatts (MW) of electricity.

Besides FSRU Gorontalo, PLN will also auction Belawan FSRU. The difference is that the Belawan FSRU tender will be integrated with the power plant. electricity. There is also a tender for the FSRU Indonesia central project. Currently has entered the bidding process. The announcement is mid-November 2017.

FSRU Less economical

When PLN intensively build FSRU, Daily Chief of Indonesian Private Power Producers Association (APLSI) Arthur Simatupang reminded, electric developers interested in investing during supply is assured. He said domestic gas logistics is not as easy as coal.

"It needs an adequate pipeline distribution network from gas source to power plant," he said, Sunday (27/9).

He also stated that PLTG in remote areas is hard because it is difficult to reach gas sources. Although there is FSRU, there needs to be a gas supply commitment.

"Gas is cheaper than PLN and environmentally friendly, but constrained logistics side because its supply chain is still scarce, so the calculation is not economical" he said. In addition it needs additional LNG investment hub at several strategic points.

IN INDONESIA

PLN Melelang 50 Unit Terminal Gas Terapung

Pengembang listrik tertarik menggarap FSRU tetapi mempertanyakan soal pasokan gas

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) membuka lelang pengadaan terminal gas terapung atau floating storage regasification unit (FSRU). Terminal ini akan dipakai untuk menyuplai gas pembangkit listrik tenaga gas (PLTG). PLN butuh 50 FSRU ukuran jumbo dan mini.

Sebagai gambaran, kebutuhan dana investasi untuk membangun FSRU skala besar adalah sekitar US$ 210 juta per unit. Sementara, untuk membangun FSRU mini kebutuhan dana sekitar US$ 50 juta.  Jika dihitung, nilai tender dari 50 unit FSRU mini bisa mencapai US$ 2,5 miliar.

Jumlah kebutuhan FSRU tersebut bertambah dari rencana awal PLN hanya tiga unit FSRU yakni di Sumatra Bagian Utara (Sumbagut), Muara Tawar Jakarta, dan Gorontalo Sulawesi Selatan.

Direktur Pengadaan Strategis 2 PT PLN, Supangkat Iwan Santoso menyatakan, rencana pembangunan 50 unit FSRU ini menyesuaikan pembangkit-pembangkit yang tersebar di Indonesia tengah dan Indonesia timur. Seperti FSRU Belawan untuk pembangkit listrik Sumut 3. 

"Mungkin butuh sekitar 50-an lokasi, kecil-kecil, mini LNG, FSRU-nya kecil," kata Iwan (22/9).

Pembangunan FSRU juga nantinya menyesuaikan floating storage LNG atau hub yang akan dibangun PLN. Pasalnya tidak semua FSRU bisa langsung memproses LNG. Khusus FSRU mini, pasokan gas akan didapat dari LNG yang diambil dari storage LNG atau hub. 

“Nanti dibawa ke hub baru disebar ke kapal kecil untuk mengisi. Nanti tiap kluster ada satu hub. Contoh (FSRU) Bangka Belitung hubnya Pontianak," kata Iwan.

Pasokan gasnya sendiri akan didapat dari pasokan LNG Train 3 Tangguh dan LNG Bontang. Jika pasokan LNG tersebut masih kurang untuk memenuhi bauran energi gas sebesar 25% pada 2025, maka Iwan bilang, PLN akan menambah kontrak LNG dari Train 3 atau Donggi Senoro.

PLN tidak akan membangun 50 unit FSRU tersebut secara mandiri, namun akan menggandeng pihak lain. Contohnya proyek FSRU Gorontalo yang sedang proses tender. Tender FSRU ini akan terpisah dengan tender pembangkit listrik yang akan dibangun di kawasan tersebut. Pada FSRU Gorontalo, PLN merancang berkapasitas 20 (BBTUD). FSRU ini rencananya akan digunakan untuk pembangkit, listrik berkapasitas kurang dari 100 Megawatt (MW).

Selain FSRU Gorontalo, PLN juga akan melelang FSRU Belawan. Bedanya, tender FSRU Belawan akan terintegrasi dengan pembangkit. listrik. Ada juga tender proyek FSRU Indonesia tengah. Saat ini sudah memasuki proses penawaran. Pengumumannya pertengahan November 2017.

FSRU Kurang ekonomis 

Saat PLN gencar membangun FSRU, Ketua Harian Asosiasi Produsen Listrik Swasta Indonesia (APLSI) Arthur Simatupang mengingatkan, pengembang listrik tertarik berinvestasi selama suplai terjamin. Ia menyebut logistik gas dalam negeri tidak semudah batubara. 

"Perlu jaringan distribusi pipa yang memadai dari sumber gas ke pembangkit listrik," kata dia, Minggu (27/9).

Dia juga menyatakan, PLTG yang di daerah terpencil paling susah karena sulit terjangkau sumber gas. Meskipun ada FSRU, perlu ada komitmen pasokan gas. 

"Gas lebih murah dibandingkan PLN dan ramah lingkungan. Tapi terkendala sisi logistik karena supply chain-nya yang masih langka, sehingga hitungannya tidak ekonomis" kata dia. Selain itu perlu tambahan investasi LNG hub di beberapa titik strategis.

Kontan, Page-14, Monday, Sept 25, 2017

The tasteless sentiment was good

The OPEC meeting on Friday (22/9) which provides some of the latest important information, it feels sweet to market participants, although not yet meet expectations.

On Friday's trade (22/9), WTI oil price of November 2017 contract rose 0.11 points or 0.22% to US $ 50.66 per barrel. This is the highest level since May 24, 2017 at US $ 51.36 per barrel. The Brent oil contract in November 2017 in the same time increased 0.43 points or 0.76% to US $ 56.86 per barrel. This figure shows the highest level since January 6, 2017 at a price of US $ 57.10 per barrel.

President of Strategic Energy & Economic Research Inc. Michael Lynch said crude oil prices closed slightly higher after the discovery of OPEC raised optimism of market participants. The most anticipated information is the issue surrounding production cuts.

OPEC and other crude producers, often referred to as non-OPEC, agreed to cut new supplies by 1.8 million barrels per day (bpd) in January 2017-March 2018. The move aims to trim abundant global supplies.

In its official broadcast, OPEC announced a number of important results in a meeting on Friday (22/9). First, Libya, Nigeria, and Iraq reaffirmed their commitment to participate in the production cuts agreement.

In fact, Libya and Nigeria freed from the agreement because it needs to restore the country's economy that is hampered by militant attacks. Second, the compliance of OPEC and non-OPEC output cuts in August 2017 reached 116%, or exceeded the agreement of 1.8 million bpd. This is the largest supply cut since the start of the agreement.

Third, the crude oil stock at the Organization for Economic Cooperation and Development (OECD) in August 2017 has reached 170 million barrels, and January 2017 of 340 million barrels. The downward trend in inventories is expected to continue in the future. Fourth, all options to balance the market are still open. This spawned expectations of extending the production cutting period ending in March 2018.

NOT CLEAR

Related to the outcome of the OPEC meeting, Lynch argues, the organization did deliver a number of important messages. However, the market has not received a clear decision on the extension or addition of production cuts.

The news from OPEC earlier seemed rather bland, but lately tasteless sentiments were good. People feel as if the market is back in balance, "he said as quoted and Bloomberg, Saturday (23/9).

Commodity Fund Manager Lyche Capital Advisors Tariq Zahir said oil prices were on track for the third consecutive monthly rise as OPEC and non-OPEC output cuts signaled global inventories. The next important event of concern is the meeting of OPEC member ministers on November 30, 2017.

"Oil prices are still likely to be depressed until the [November 30] meeting. Investors seem to want more production cuts instead of extending their periods, "he explained.

Central Capital Furures analyst Wahyu T. Laksono said the WTI price has indeed rebounded strongly since late August 2017. Commodity trends improved as the dollar weakened before the FOMC meeting Wednesday gave Hawkis sentiment.

And the fundamental side, the OPEC agreement is considered successful enough to control supply in the global market. A week ago. prices rose by 2.2% as they awaited the outcome of the meeting. The main information that arouses the optimism of market participants is a surge in production cuts by 116% last month, compared with 94% compliance in July 2017.

According to him, the space for bullish in the range of US $ 50 - US $ 5S per barrel is still possible. However, the area provides a strong enough correction pressure. This week, prices are likely to reach new highs this year at US $ 54.45 per barrel, reached on February 23, 2017. New High's failure could trigger a correction.

"If next week [this week] fails the new high there could be a reversal, the potential for the nearest correction to the US $ 47.50 area," he said.

Until the end of 2017 the price still has the potential to reach the highest level of US $ 55 per barrel. However, if the resale action dominated the price will return to the range of US $ 45-US $ 50 per barrel. Break below that area can deliver the price to the lowest position of US $ 42 per barrel.

Senior Energy Analyst International Energy Agency (IEA) Kristine Petrosyan said the global oil market has been oversupplied in the last 3 years. The reduction of OPEC and non-OPEC production this year has not been enough to overcome the surplus, as the demand for refining is relatively low.

IN INDONESIA

Sentimen Hambar pun Bagus

Rapat OPEC pada Jumat (22/9) yang memberikan sejumlah informasi penting terbaru, memang terasa manis bagi pelaku pasar, meskipun belum memenuhi ekspektasi. 

Pada perdagangan Jumat (22/9), harga minyak WTI kontrak November 2017 naik 0,11 poin atau 0,22% menuju US$ 50,66 per barel. lni merupakan level tertinggi sejak 24 Mei 2017 di posisi US$ 51,36 per barel. Adapun minyak Brent kontrak November 2017 dalam waktu yang sama meningkat 0,43 poin atau 0,76% menjadi US$ 56,86 per barel. Angka tersebut menunjukkan level tertinggi sejak 6 Januari 2017 di harga US$ 57,10 per barel.

Presiden Strategic Energy & Economic Research lnc. Michael Lynch menuturkan, harga minyak mentah ditutup menguat tipis setelah penemuan OPEC membangkitkan optimisme pelaku pasar. Informasi yang paling dinantikan ialah isu seputar pemangkasan produksi. 

Seperti diketahui, OPEC dan sejumlah negara produsen minyak mentah lainnya yang kerap disebut sebagai non-OPEC, setuju memangkas pasokan baru sebesar 1,8 juta barel per hari (bph) pada Januari 2017-Maret 2018. Langkah ini bertujuan memangkas persediaan global yang berlimpah.

Dalam siaran resminya, OPEC mengumumkan sejumlah hasil penting dalam rapat pada Jumat (22/9). Pertama, Libya, Nigeria, dan lrak menegaskan kembali komitmen mereka untuk berpartisipasi dalam perjanjian pemangkasan produksi.

Padahal, Libya dan Nigeria dibebaskan dari kesepakatan karena perlu memulihkan perekonomian negara yang terhambat oleh serangan militan. Kedua, kepatuhan pemangkasan produksi OPEC dan non-OPEC pada Agustus 2017 mencapai 116%, atau melampaui kesepakatan sejumlah 1,8 juta bph. lni merupakan pemangkasan pasokan terbesar sejak dimulainya perjanjian.

Ketiga, stok minyak mentah di Organisasi untuk Kerjasama Ekonomi dan Pembangunan (OECD) pada Agustus 2017 sudah mencapai 170 juta barel, dan Januari 2017 sebesar 340 juta barel. Tren penurunan persediaan diperkirakan berlanjut ke depannya. Keempat, semua opsi untuk menyeimbangkan pasar masih terbuka. Hal ini menumbuhkan ekspektasi memperpanjang periode pemangkasan produksi yang berakhir pada Maret 2018.

BELUM JELAS

Terkait hasil rapat OPEC, Lynch berpendapat, organisasi itu memang menyampaikan sejumlah pesan penting. Namun, pasar belum mendapatkan keputusan jelas mengenai pemanjangan atau penambahan pemotongan produksi.

Berita dari OPEC sebelumnya terasa agak hambar, tetapi akhir-akhir ini sentimen hambar pun bagus. Orang-orang merasa seolah pasar kembali seimbang,” tuturnya seperti dikutip dan Bloomberg, Sabtu (23/9).

Commodity Fund Manager Lyche Capital Advisors Tariq Zahir mengungkapkan, harga minyak berada di jalur kenaikan bulanan ketiga berturut-turut karena sinyal pemangkasan produksi OPEC dan non-OPEC menekan persediaan global. Peristiwa penting yang menjadi perhatian berikutnya ialah pertemuan menteri-menteri negara anggota OPEC pada 30 November 2017.

“Harga minyak masih cenderung tertekan sampai pertemuan [30 November] tersebut. Investor tampaknya lebih menginginkan penambahan pemotongan produksi dibandingkan memperpanjang periodenya,” Jelasnya.

Analis Central Capital Furures Wahyu T. Laksono mengungkapkan, harga WTI memang mengalami rebound kuat sejak akhir Agustus 2017. Tren komoditas membaik karena pelemahan dolar AS, sebelum rapat FOMC Rabu (20/9) memberikan sentimen Hawkis.

Dan sisi fundamental, perjanjian OPEC dianggap cukup sukses mengendalikan pasokan di pasar global. Sepekan kemarin. harga naik- 2,2% karena menantikan hasil rapat. lnformasi utama yang membangkitkan optimisme pelaku pasar ialah lonjakan pemangkasan produksi hingga 116% pada bulan lalu, dibandingkan dengan 94% kepatuhan pada Juli 2017.

Menurutnya, ruang bagi bullish di kisaran US$ 50--US$ 5S per barel masih mungkin dicapai. Namun, area tersebut memberikan tekanan koreksi yang cukup kuat. Pada pekan ini, harga berpeluang mencapai level tertinggi baru tahun ini di posisi US$ 54.45 per barel, yang dicapai pada 23 Februari 2017. Kegagalan New High dapat memicu koreksi.

"Jika pekan depan [pekan ini] gagal new high bisa terjadi pembalikan. Potensi koreksi terdekat menuju area US$ 47,50,” ujarnya. 

Sampai akhir 2017 harga masih berpotensi mencapai level tertinggi US$ 55 per barel. Namun, bila aksi jual kembali mendominasi harga akan kembali ke kisaran US$ 45-US$ 50 per barel. Break di bawah area tersebut dapat mengantarkan harga menuju posisi terendah US$42 per barel.

Senior Energy Analyst lnternational Energy Agency (IEA) Kristine Petrosyan menyampaikan, pasar minyak global mengalami kelebihan pasokan dalam 3 tahun terakhir. Pengurangan produksi OPEC dan non-OPEC pada tahun ini belum cukup mengatasi surplus, karena permintaan penyulingan relatif rendah.

Bisnis Indonesia, Page-16, Monday, Sept 25, 2017