2018, Oil and Gas Holding is formed

SOE Minister Rini Soemarno estimates that state-owned oil and gas (SOE) holders can be formed in the next 3 months or around the first quarter of 2018.

Rini said the holding plan is still being processed. According to him, PT Pertagas and PT Perusahaan Gas Negara Tbk. will become a subsidiary of PT Pertamina.

Nevertheless, Rini is reluctant to explain about the plan of holding the state-owned oil and gas companies further. "It is still being processed," he said at the Ministry of SOE Building, Monday (4/12).

For information, the government has a plan to establish a state-owned energy holding company, which is the largest state-owned enterprise in Indonesia at present, Pertamina, will become holding parent and PGN becomes a holding member. PGN itself has become a publicly owned subsidiary of Pertamina which has similar business activities with PGN, namely PT Pertagas will be transferred its ownership to PGN.

At present, 100% of Pertamina's shares are owned by the state and 57% of PGN shares are owned by the state. Based on the scheme once delivered by the Ministry of SOEs on a number of occasions, 57% of state-owned Series B shares in PGN will be transferred to Pertamina while 100% of Pertagas shares will be transferred to PGN.

COPIES OF LETTERS

The step of accelerating the formation of oil and gas holding is in line with the existence of a copy of the letter dated 28 November 2017 which circulated widely. In the letter, SOE Minister Rini Soemarno asked PGN or PGAS to prepare and hold Extraordinary General Meeting of Shareholders (EGMS) with the agenda of change of company's articles of association. The letter numbered 682- / MBU / 11/2017 was addressed to PGN directors.

"In relation to the plan to establish the holding of state-owned oil and gas and consider it has been submitted to the President of the Government Regulation (RPP) Regulation on the Addition of State Equity Participation of the Republic of Indonesia into the Company's Shares Capital of PT Pertamina," Rini said in the letter.

Like the experience of holding a state-owned mine, a state-owned enterprise that has an status as an open company (issuer) needs to hold an EGM to seek shareholder approval on the status change from being non-persero.

The issue of holding a BUMN holding involving Pertamina and PGN has emerged since the Minister of SOEs was held by Dahlan Iskan in 2014. However, until now, the plan has not yet materialized.

Confirmed, Deputy Minister of Mining, Strategic Industries and Media Ministry of State Enterprises and PGN President Commissioner Dawn Harry Sampurno said holding state-owned oil and gas is a target after holding a state-owned mine formed.

"We will plan as soon as possible, indeed after the holding of state-owned mines, the next is the oil and gas holding," he said on Monday (4/12).

Meanwhile, Pertamina President Director Elia Massa Manik was reluctant to comment on the establishment of the holding and the instruction of the EGMS.

"Later," he said after attending a hearing in Commission VII of the House of Representatives (DPR).

Corporate Secretary of PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Rachmat Hutama said it supports the government's decision to establish a holding of oil and gas SOEs.

According to him, PGN which will be part and Pertamina will provide benefits, one of which accelerates the development of downstream gas infrastructure.

"The formation of this holding will make Pertagas merged into PGN then PGN becomes a subsidiary of PT Pertamina, so, this union will make the holding oil and gas into a solid entity to support the national energy management.

We believe that the spirit and background of oil and gas holding is to duplicate or dualism the management of domestic downstream gas and accelerate the development of a nationally integrated gas infrastructure, "he said.

IN INDONESIA

2018, Holding Migas Terbentuk

Menteri BUMN Rini Soemarno memperkirakan Holding BUMN minyak dan gas dapat terbentuk 3 bulan lagi atau sekitar kuartal I/ 2018.

Rini mengatakan rencana pembentukan holding tersebut masih diproses. Menurutnya, PT Pertagas dan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. akan menjadi anak usaha dari PT Pertamina.

     Kendati demikian, Rini enggan memaparkan mengenai rencana pembentukan holding BUMN minyak dan gas tersebut lebih lanjut. “Masih diproses,” katanya di Gedung Kementerian BUMN, senin (4/12).

Sebagai informasi, pemerintah memiliki rencana untuk membentuk holding BUMN energi, yang mana BUMN terbesar di Indonesia pada saat ini, Pertamina, akan menjadi induk holding dan PGN menjadi anggota holding. PGN sendiri telah menjadi emiten Anak usaha Pertamina yang memiliki kegiatan usaha sejenis dengan PGN yaitu PT Pertagas rencananya akan dialihkan kepemilikannya ke PGN. 

Pada saat ini, 100% saham Pertamina dimiliki oleh negara dan 57% saham PGN dimiliki oleh negara. Berdasarkan skema yang pernah disampaikan oleh Kementerian BUMN dalam sejumlah kesempatan, 57% saham seri B milik negara di PGN akan dialihkan ke Pertamina sedangkan 100% saham Pertagas akan dialihkan kepemilikannya ke PGN.

SALINAN SURAT

Langkah percepatan pembentukan holding migas ini seiring dengan adanya selembar salinan surat bertanggal 28 November 2017 yang beredar secara luas. Dalam surat tersebut Menteri BUMN Rini Soemarno meminta PGN atau PGAS mempersiapkan dan menyelenggarakan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPS-LB) dengan agenda perubahan anggaran dasar perseroan. Surat bernomor 682-/MBU/11/2017 itu ditujukan kepada direksi PGN.

“Sehubungan dengan rencana pembentukan holding BUMN minyak dan gas serta mempertimbangkan telah disampaikannya kepada Presiden Rancangan Peraturan Pemerintah (RPP) tentang Penambahan Penyertaan Modal Negara Republik Indonesia ke dalam Modal Saham Perusahaan Perseroan PT Pertamina,” kata Rini dalam surat itu.

Seperti pengalaman pembentukan holding BUMN tambang, BUMN yang telah berstatus sebagai perusahaan terbuka (emiten) perlu menggelar RUPSLB untuk meminta persetujuan pemegang saham mengenai perubahan status dari  menjadi non-persero.

Isu pembentukan holding BUMN yang melibatkan Pertamina dan PGN tersebut telah muncul sejak Menteri BUMN dijabat oleh Dahlan Iskan pada 2014. Namun, sampai saat ini, rencana itu belum terwujud.

Dikonfirmasi, Deputi Bidang Pertambangan, Industri Strategis dan Media Kementerian BUMN sekaligus Komisaris Utama PGN Fajar Harry Sampurno mengatakan holding BUMN minyak dan gas merupakan target setelah holding BUMN tambang terbentuk.

“Kita akan rencanakan secepatnya, memang setelah terbentuk holding BUMN tambang, selanjutnya adalah holding migas,” katanya, Senin (4/ 12).

Sementara itu, Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik enggan memberikan komentar tentang pembentukan holding beserta instruksi penyelenggaraan RUPSLB. 

“Nanti saja,” katanya usai menghadiri Rapat Dengar Pendapat di Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat (DPR).

Sekretaris Perusahaan PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Rachmat Hutama mengatakan pihaknya mendukung keputusan pemerintah untuk membentuk holding BUMN migas.

Menurutnya, PGN yang nantinya akan menjadi bagian dan Pertamina akan memberikan manfaat, salah satunya mempercepat pembangunan infrastruktur gas hilir.

"Pembentukan holding ini akan membuat Pertagas dilebur ke PGN kemudian PGN menjadi anak usaha dari PT Pertamina, sehingga, penyatuan ini akan menjadikan holding migas menjadi satu entitas yang solid untuk mendukung pengelolaan energi nasional.

Kami meyakini, semangat dan latar belakang pembentukan holding migas adalah untuk menduplikasi atau dualisme pengelolaan hilir gas domestik dan mempercepat pembangunan infrastruktur gas yang terintegrasi secara nasional," katanya.

Bisnis Indonesia, Page-13, Tuesday, Dec 5, 2017

BPH Migas Invites Business Entity to Build Gas Pipeline

The Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) invites business entities (BU) to build gas pipelines. This is in accordance with the mandate of BPH Migas Regulation No. 15 of 2016 concerning the Auction of Transmission and / or Distribution of Natural Gas Distribution Networks for the Granting of Special Rights.

"In this regulation, BPH Migas gives an opportunity to the Agency to propose the Transmission and / or Distribution Area Gas Distribution Network to be auctioned by making Feasibility Study (FS)," said Head of BPH Migas M Fanshurullah Asa in the Workshop on Implementation of Rules and Government Policy related to Gas Transportation and Commerce activities through Pipeline in Palembang, Tuesday (28/11).

According to him, BPH Migas merely wants to provide better services in carrying out its duties and functions in accelerating the expansion of the Transimi Section and / or the area of ​​distribution network (WJD).

FS is a study that aims to assess the feasibility of implementing a development activity and operation of Transmission and / or Regional Gas Distribution Network pipeline construction and operation.

In addition to FS, business entities should also include Front End Engineering Design (FEED) in the form of work required to produce quality documentation processes and techniques to define project requirements for detailed engineering, procurement and construction of facilities and to support project cost estimates.

"FS and FEED will be a document for BPH Migas to conduct the auction," he said.

It is explained that currently the business entity that has submitted to BPH Migas is the Regional Government of Mining and Energy (PDPDE) of South Sumatra Regional Government to build gas pipeline from Pupuk Sriwijaya (Pusri) to Tanjung Api-Api across the island to Muntok Bangka-Belitung Islands.

He said that his side is awaiting the results of the feseability study of PDPDE South Sumatra and PDE engineering design, if already signed it will auction after it can be implemented.

"In Tanjung Api-Api will also be built may be from Private, BUMD, state-owned distribution network areas licensing by BPH Migas. The process is up to 30 years. Who is the builder, then he is the sole owner for development there, "he said.

On that occasion, he also explained that according to the Oil and Gas Law no. 22 of 2001 there are 6 tasks and functions of BPH Migas with 3 functions in the field of Fuel Oil (BBM) and 3 fields of Natural Gas. The tasks and functions of BPH Migas in the field of Natural Gas in addition to determining the tariff of gas transportation (toll fee), set the price of gas for households and small customers, as well as assignment of transimi and natural gas distribution.

South Sumatra Gas Network

On the same occasion, Head of BPH Migas M Fanshurullah Asa also said that his party wanted every district in South Sumatera Province to get the household gas network.

"We know that South Sumatra is known as an energy center because it is one of the largest gas producing regions. And now there is a gas network with the largest consumer in Indonesia, namely in Prabumulih. I want in all districts of South Sumatra city, especially South Sumatra can be built gas network, "said M Fanshurullah Asa.

Currently, in Prabumulih built gas network for 40,000 household connections with the construction cost of the state budget. By building a gas network, many benefits will be gained. First, it will reduce the burden of the state subsidy for LPG 3 kilograms (kg).

"Nearly 50 percent of LPG is imported. With the gas network, people do not need to buy LPG and the state does not have to pay subsidies. The budget is better diverted to build the jargas, "he said.

Another benefit, the potential of existing gas in the country can be more optimized.

"In addition, the use of gas is much more environmentally friendly and safer," he said.

He acknowledges that there are obstacles to realizing things, namely the issue of funding. Therefore he proposed that in the construction of gas networks, the government opens opportunities to private or local enterprises.

IN INDONESIA

BPH Migas Undang Badan Usaha Bangun Ruas Pipa Gas

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) mengundang badan usaha (BU) untuk membangun ruas pipa gas. Hal ini sesuai dengan amanat dalam Peraturan BPH Migas Nomor 15 Tahun 2016 tentang Lelang Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi dalam rangka Pemberian Hak Khusus.

“Dalam peraturan ini BPH Migas memberikan kesempatan kepada Badan Usaha untuk mengusulkan Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi yang akan dilelang dengan membuat Feasibility Study (FS),” kata Kepala BPH Migas, M Fanshurullah Asa, dalam acara Workshop Penerapan Aturan dan Kebijakan Pemerintah terkait kegiatan Pengangkutan dan Niaga Gas Bumi melalui Pipa di Palembang, Selasa (28/11).

Menurut dia, BPH Migas semata mata ingin memberikan layanan yang lebih baik dalam menjalankan tugas dan fungsinya dalam mempercepat pengusahaan Ruas Transimi dan/ atau wilayah jaringan distribusi (WJD).

FS merupakan studi yang bertujuan untuk menilai kelayakan implementasi sebuah kegiatan pembangunan dan pengoperasian pipa Ruas Transmisi dan/ atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi.

Selain FS, badan usaha juga harus menyertakan Front End Engineering Design (FEED) yang berupa pekerjaan yang diperlukan untuk menghasilkan proses dan teknik dokumentasi yang berkualitas untuk mendefinisikan persyaratan proyek untuk rekayasa rinci, pengadaan dan pembangunan sarana serta untuk mendukung perkiraan biaya proyek. 

“FS dan FEED ini akan dijadikan dokumen bagi BPH Migas untuk melakukan lelang,” kata dia.

     Dijelaskan bahwa saat ini badan usaha yang sudah mengajukan pada BPH Migas adalah Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) BUMD Sumatra Selatan untuk membangun pipa gas dari Pupuk Sriwijaya (Pusri) menuju Tanjung Api-Api menyeberang pulau sampai ke Muntok Kepulauan Bangka-Belitung.

Dikatakannya, pihaknya sedang menunggu hasil dari feseability study dari PDPDE Sumatra Selatan dan PDE engineering design, kalau sudah masuk pihaknya akan melelang setelah itu bisa dilaksanakan.

“Di Tanjung Api-Api juga akan dibangun boleh dari Swasta, BUMD, BUMN wilayah jaringan distribusi yang perizinannya oleh BPH Migas. Prosesnya sampai 30 tahun. Siapa pembangunnya, maka dialah pemilik tunggal untuk pembangunan disana,”ujarnya.

Pada kesempatan itu, dia juga memaparkan bahwa sesuai Undang Undang Migas No. 22 Tahun 2001 terdapat 6 tugas dan fungsi BPH Migas dengan 3 fungsi di bidang Bahan Bakar Minyak (BBM) dan 3 bidang Gas Bumi. Adapun tugas dan fungsi BPH Migas dalam bidang Gas Bumi selain menentukan tarif pengangkutan gas bumi (toll fee), menetapkan harga gas untuk rumah tangga dan pelanggan kecil, juga penugasan transimi dan distribusi gas bumi.

Jaringan Gas Sumatra Selatan

Pada kesempatan yang sama, Kepala BPH Migas M Fanshurullah Asa juga mengatakan, pihaknya menginginkan agar tiap kabupaten yang ada di Provinsi Sumatera Selatan mendapat Jaringan Gas rumah tangga.

“Kita ketahui bahwa Sumatra Selatan dikenal sebagai pusat energi karena salah satu daerah penghasil gas terbesar. Dan saat ini sudah ada jaringan gas dengan konsumen terbanyak di Indonesia yakni di Prabumulih. Saya ingin di semua kabupaten kota Sumatra Bagian Selatan khususnya Sumatra Selatan bisa dibangun jaringan gas,” kata M Fanshurullah Asa.

Saat ini, di Prabumulih dibangun jaringan gas untuk 40.000 sambungan rumah tangga dengan biaya pembangunan dari APBN. Dengan membangun jaringan gas, akan banyak manfaat yang diperoleh. Pertama, akan mengurangi beban subsidi yang dikeluarkan negara untuk LPG 3 kilogram (kg).

“Hampir 50 persen LPG itu diimpor. Dengan adanya jaringan gas, masyarakat tidak perlu membeli LPG dan negara tidak perlu membayar subsidi. Anggarannya lebih baik dialihkan untuk membangun jargas,” katanya.

Manfaat lain, potensi gas yang ada di dalam negeri bisa lebih dioptimalkan. 

“Selain itu, penggunaan gas jauh lebih ramah lingkungan dan lebih aman,” tegasnya. 

Dia mengakui, bahwa ada kendala untuk merealisasikan hal, yakni masalah pendanaan. Karenanya dia mengusulkan agar dalam pembangunan jaringan gas, pemerintah membuka kesempatan pada swasta ataupun BUMD.

Investor Daily, Page-9, Monday, Dec 4, 2017

SKK Migas and KKKS Jabanusa Support Small Medium Enterprises

The Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) together with the Cooperation Contract Contractors (KKKS) operating in the Java and Bali areas of Nusa Tenggara provides great opportunities for the Local Small and Medium Enterprises in each KKKS operating area.

Head of Procurement Management Division of Oil and Gas Supply, Erwin Suryadi, said that upstream oil and gas industry still provides many investment opportunities for national and local entrepreneurs.

"However, this opportunity should be followed by an increase in the competence and professionalism of the providers of goods or services," he said.

Erwin adds SKK Migas through the Working Guidelines 007 (PTK-007) Revision 04 has provided an open competition for local goods / service providers. However, the provider of goods / services should also be able to offer reasonable and competitive prices and provide maximum service for KKKS. Thus creating a climate of equality that will make the upstream oil and gas industry of Indonesia to be better and provide multiplier effect for national and regional entrepreneurs.

"In PTK 007 Revision 04, the tender time is also limited, the acceleration of tender time is aimed to provide certainty for both the KKKS itself and the tender participants," he said.

With the limitation of tender time, KKKS can predict when the time of tender implementation should be conducted so that in accordance with the schedule of operations in the field. For the bidders, this restriction will provide certainty in every tender and investment that will be done to support upstream oil and gas industry.

"With the existence of understanding and equality between KKKS and provider of goods / services, the efficiency and effectiveness is a necessity that will be more interesting fruit fruiting upstream oil and gas industry of Indonesia," said Erwin.

Therefore, it is supported by the regulation of procurement of goods and services of PTK 007 revision 4 and it is expected that KKKS conducts socialization and training related to it to increase local capacity, so that Small and Medium Enterprises can cooperate with related KKKS

To increase local capacity, in PTK 007 revision 4 is set for the procurement of goods and services with contracts worth Rp 10 billion or 1 million USD, strived that the implementation of the tender can be done at the provincial level. While the tender of goods and services with a value of more than Rp 50 billion or 5 million USD, SKK Migas-KKKS obliged to cooperate with local medium-sized businesses.

Therefore, SKK Migas and KKKS held a Workshop with the theme "Socialization of PTK 007 Revisi 04 in an effort to Encourage the Involvement of Small and Medium Enterprises (SMEs) to Support Upstream Oil and Gas Operation Activities of Java and Bali Region Nusa Tenggara".

IN INDONESIA

SKK Migas dan KKKS Jabanusa Dukung Usaha Kecil Menengah

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang beroperasi di wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara membuka peluang yang besar bagi Usaha Kecil Menengah Lokal di masing-masing wilayah operasi KKKS.

Kepala Divisi Pengelolaan Pengadaan Barang dan Jasa Migas, Erwin Suryadi, mengungkapkan industri hulu migas masih memberikan banyak peluang investasi bagi para pengusaha nasional maupun lokal. 

“Akan tetapi, peluang ini harus diikuti dengan adanya peningkatan kompetensi dan profesionalitas dari para penyedia barang atau jasa,” katanya.

Erwin menambahkan SKK Migas melalui Pedoman Tata Kerja 007 (PTK-007) Revisi 04 telah memberikan ruang kompetisi yang terbuka bagi penyedia barang/jasa daerah. Akan tetapi, penyedia barang/jasa juga harus dapat memberikan penawaran harga yang wajar dan bersaing serta memberikan pelayanan yang maksimal bagi KKKS. Sehingga terciptalah iklim kesetaraan yang akan membuat industri hulu migas Indonesia menjadi lebih baik dan memberikan multiplier effect bagi para pengusaha nasional dan daerah.

“Dalam PTK 007 Revisi 04 waktu tender juga dibatasi, percepatan waktu tender ini bertujuan untuk memberikan kepastian baik bagi KKKS sendiri maupun peserta tender,” ujarnya.

Dengan adanya pembatasan waktu tender, maka KKKS dapat memprediksi kapan waktu pelaksanaan tender harus dilakukan sehingga sesuai dengan jadwal operasi di lapangan. Bagi peserta tender, pembatasan ini akan memberikan kepastian dalam setiap tender dan investasi yang akan dilakukan untuk mendukung industri hulu migas.

“Dengan adanya kesepahaman dan kesetaraan antara KKKS dengan penyedia barang/jasa, maka efisiensi dan efektifitas adalah sebuah keniscayaan yang akan berbuah semakin menariknya industri hulu migas Indonesia,” jelas Erwin.

Untuk itu dengan didukung oleh regulasi pengadaan barang dan jasa PTK 007 revisi 4 dan diharapkan KKKS melakukan sosialisasi dan pelatihan terkait hal tersebut untuk meningkatkan kapasitas lokal, sehingga Usaha Kecil Menengah bisa bekerjasama dengan KKKS terkait

Untuk meningkatkan kapasitas lokal, dalam PTK 007 revisi 4 diatur agar pengadaan barang dan jasa dengan kontrak senilai Rp 10 miliar atau 1 juta USD, diupayakan agar pelaksanaan tender bisa dilakukan di tingkat propinsi. Sedangkan tender barang dan jasa dengan nilai lebih dari Rp 50 miliar atau 5 juta USD, SKK Migas-KKKS wajib bekerja sama dengan usaha menengah setempat.

Untuk itu SKK Migas dan KKKS mengadakan Workshop dengan tema “Sosialisasi PTK 007 Revisi 04 dalam upaya Mendorong Keterlibatan Usaha Kecil Menengah (UKM) untuk Menunjang Kegiatan Operasi Hulu Migas Wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara”.

Bhirawa, Page-10, Monday, Dec 4, 2017

EMR Set Banyu Urip Price

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan sets the price of crude oil from Banyu Urip Field, Cepu Block. The decision is within the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 4028 K / 12 / MEM / 2017 on the Formula of Crude Oil Price of Indonesia for the Banyu Urip Crude Oil Type set 21 November 2017.

In the regulation, the minister said, Banyu Urip crude price formula became Arjuna Indonesian Crude Price (ICP) plus US $ 5.5 per barrel at the point of delivery in Floating Storage and Offloading (FSO) Rage Rimang. The October ICP was US $ 54.02 per barrel. Dadan Kusdiana Juni Speaking of the ESDM Ministry, this policy will not affect ICP.

"Not too big, in accordance with its contribution in national oil lifting," he said.

Based on SKK Migas note, Banyu Urip Field in Bojonegoro contributes to 25% of Indonesia's petroleum production. The average oil production from Banyu Urip Field currently reaches 200,000 bpd.

Despite mentioning no effect on ICP, Dadan has not been able to mention ICP for November 2017 after the issuance of Ministerial Decree changes in Banyu Urip oil price formula. Because the Indonesian oil price team just set the price of ICP on Monday (4/12) this.

"Tomorrow (ICP November) just came out," he added.

He also said the change in Banyu Urip oil price formula will not affect the amount of Fuel Subsidy (BBM) next year. This is because the determination of fuel subsidies has been decided in APBN 2018. Total energy subsidy consists of fuel oil subsidy (BBM) and LPG three kg in 2018 totaled Rp 46.87 trillion.

"Fuel subsidy has been set in the 2018 APBN. The amount of fuel subsidy is fixed," said Dadan.

Therefore, the change in crude oil price in Banyu Urip also does not affect the price of fuel. Because the formula of fuel price determination using the world crude oil price and rupiah exchange rate against the dollar.

"For the price of fuel, the government is still monitoring the movement of the price The government's desire does not rise, but it depends on world oil price and exchange rate," he said.

IN INDONESIA

ESDM Tetapkan Harga Banyu Urip

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan menetapkan harga minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. Keputusan itu ada didalam Keputusan Menteri ESDM Nomor 4028 K/12/MEM/2017 tentang Formula Harga Minyak Mentah Indonesia Untuk Jenis Minyak Mentah Banyu Urip yang ditetapkan 21 November 2017.

Di aturan itu menteri menyebutkan, formula harga minyak mentah Banyu Urip menjadi Indonesian Crude Price (ICP) Arjuna plus US$ 5,5 per barel pada titik serah di Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang. Adapun ICP Oktober US$ 54,02 per barrel. Dadan Kusdiana Juni Bicara Kementerian ESDM menyebut, kebijakan ini tidak akan berdampak bagi ICP. 

"Tidak terlalu besar, sesuai dengan kontribusinya di lifting minyak nasional," katanya.

Berdasarkan catatan SKK Migas, Lapangan Banyu Urip di Bojonegoro berkontribusi menghasilkan 25% produksi minyak bumi Indonesia. Rata-rata produksi minyak dari Lapangan Banyu Urip saat ini mencapai 200.000 bph.

Meskipun menyebut tidak berpengaruh ICP, Dadan belum bisa menyebut ICP untuk bulan November 2017 pasca keluarnya Keputusan menteri perubahan formula harga minyak mentah Banyu Urip.

Pasalnya, tim harga minyak Indonesia baru menetapkan harga ICP pada Senin (4/12) ini. 

"Besok (ICP November) baru keluar," imbuhnya.

Ia juga menyebut perubahan formula harga minyak mentah Banyu Urip tidak akan berpengaruh pada besaran Subsidi Bahan Bakar Minyak (BBM) pada tahun depan. Ini lantaran penetapan subsidi BBM telah diputuskan di APBN 2018. Total subsidi energi terdiri dari subsidi bahan bakar minyak (BBM) dan elpiji tiga kg pada 2018 totalnya mencapai Rp 46,87 triliun. 

"Subsidi BBM sudah ditetpkan dalam APBN 2018. Besaran subsidi BBM adalah fixed," jelas Dadan. 

Karena itu perubahan harga minyak mentah di Banyu Urip juga tidak mempengaruhi harga BBM. Sebab formula penetapan harga BBM menggunakan acuan harga minyak mentah dunia dan nilai tukar rupiah terhadap dollar. 

"Untuk harga BBM, pemerintah masih terus memantau pergerakan harganya. Keinginan Pemerintah tidak naik, tapi tentunya tergantung dari harga minyak dunia dan kurs," ujarnya.

Kontan, Page-14, Monday, Dec 4, 2017

Looking at National Gas Supply & Demand Projection

In May 2017, the government launched two books on the national gas balance and the National Gas Infrastructure Master Plan 2016-2035. In the event opened by the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan, the two books are distributed to the invitees who are related parties in the upstream to downstream gas business.

Both books are interrelated because there should be a picture of the volume of supply and relevant gas requirements so that infrastructure development planning can be more appropriate to the economic life of the infrastructure. However, when the number of images that the state does not require the option of bringing in gas supplies from the outside, the gas balance data listed in the book does not present a picture supporting the assumption.

The book states that based on the assumption of contracted demand or demand for contracted and committed demand gas, domestic gas supply is still able to meet the needs until 2021. Meanwhile, the import option can be done to cover potential demand, ie in 2022. Imports can only be realized with existing infrastructure.

The table states that in 2016 the country lacks gas supply of 1.212 million standard cubic feet per day / MMscfd due to domestic demand from contracted gas demand of 7302 MMscfd and a demand commitment of 653 MMscfd. On the other hand, the supply capability of 6,744 MMscfd.

That is, referring to that figure, the country has needed gas supply from outside of 1.212 MMscfd in 2016. In fact, in 2016, there is no supply of gas from abroad. If there is a supply of gas from imports, how can the supply flow because there are only four gas storage and regasification facilities in the country.

The infrastructure problem becomes one of the obstacles to gas absorption in the country. To date, only sectors electrification is a mainstay to absorb domestic gas. As an illustration, for the electricity sector, it has been allocated 51 cargoes with 3 cargoes of which have been returned to the government and sold to the spot market.

NOT RELEVANT

In his presentation, Director of Commerce of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Danny Praditya said that the gas balance becomes the basis in establishing the master plan of gas infrastructure development. However, according to Danny, the government has not used the relevant data as the foundation for the development of gas infrastructure in the country.

For example, he mentioned, there is still a difference between projection and realization. In the PGN data, the realization of gas absorption, in 2016 absorbed gas with a volume of 6,676 billion British thermal units per day (BBtud) from the planned 8,072 BBtud. That matter also occurred in 2015 with an estimated gas demand of 8,921 BBtud, only 6,754 BBtud is absorbed.

For domestic gas utilization plan, the government has determined that by 2050 its utilization will reach 240 million ton equivalent oil equivalent (Mtoe), while the current condition is only 38 Mtoe. By 2025, the government will press export gas volume to 20% and stop exports by 2036.

In terms of infrastructure development, the government estimates an investment requirement of US $ -48.2 billion to realize massive infrastructure development such as gas pipeline from 2015 to 2030. Currently, only about 20% of the infrastructure is built.

"Gas balance missed, how can build the infrastructure," he said when giving exposure in the Forum Energizing Indonesia, Wednesday (22/11).

He considered, the creation of a gas balance should be made based on contracted demand rather than the volume of gas that can only be paid. The data will decide whether the development can be in accordance with the government's target is also quite economical for business actors to get involved in the downstream gas sector.

On the other hand, to build a gas infrastructure, it needs a comprehensive planning of the user side of the gas. The reason is, how to create demand because domestic gas supply still exists, but its absorption still not according to commitment in contract.

The existence of integrated approach [approach] is not only seen from the side of oil and gas alone, but from the industry side. Today's problems are in the market creation [creating the gas market], "he said.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said that until now it is still doing improvements in gas balance data. According to him, there are already projected numbers of demand and demand for natural gas, but still in the discussion.

"There's a number already. Gas balance is being repaired "he said.

As a policy maker, it's a good idea to use the latest data as a base. Otherwise, it is not impossible to cause more gas infrastructure projects such as pipes, storage facilities and regasification until liquefied petroleum gas (LPG) is abandoned.

In fact, it may be that within the next few years, all government plans are never realized because they are not supported by valid data.

IN INDONESIA

Melihat Proyeksi Pasokan & Kebutuhan Gas Nasional

Pada Mei 2017, pemerintah meluncurkan dua buku tentang neraca gas nasional dan Rencana Induk Infrstruktur Gas Nasional 2016-2035. Dalam acara yang dibuka Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan itu, kedua buku dibagikan kepada para undangan yang merupakan pihak terkait di sektor usaha hulu hingga hilir gas.

Kedua buku tersebut saling berkaitan karena harus ada gambaran volume pasokan dan kebutuhan gas yang relevan sehingga perencanaan pembangunan infrastruktur yang bisa lebih sesuai dengan umur keekonomian infrastruktur. Namun, di saat banyaknya gambaran bahwa negara belum memerlukan opsi mendatangkan pasokan gas dari luar, data neraca gas yang dicantumkan dalam buku tidak menampilkan gambaran yang mendukung asumsi itu.

Dalam buku tercatat bahwa berdasarkan asumsi contracted demand atau permintaan gas terkontrak dan committed demand atau komitmen permintaan, pasokan gas dalam negeri masih mampu memenuhi kebutuhan hingga 2021. Adapun, opsi impor bisa dilakukan untuk menutupi permintaan potensial atau potential demand, yakni pada 2022. Impor pun hanya bisa terealisasi dengan infrastruktur yang ada.

Pada tabel tertulis bahwa pada 2016 negara kekurangan pasokan gas sebanyak 1.212 million standard cubic feet per day/MMscfd karena kebutuhan dalam negeri dari permintaan gas yang telah terkontrak sebesar 7.302 MMscfd dan komitmen permintaan sebesar 653 MMscfd. Di sisi lain, kemampuan suplai sebesar 6.744 MMscfd.

Artinya, mengacu pada angka itu, negara telah membutuhkan pasokan gas dari luar sebesar 1.212 MMscfd pada 2016. Kenyataannya, pada 2016, belum ada pasokan gas dari luar negeri. Jika ada pasokan gas dari impor, bagaimana pula pasokan itu bisa mengalir karena hanya terdapat empat fasilitas penyimpanan dan regasifikasi gas di dalam negeri.

Permasalahan infrastruktur menjadi salah satu penghambat penyerapan gas di dalam negeri. Hingga saat ini, hanya sektor ketenagalistrikan yang menjadi andalan untuk menyerap gas domestik. Sebagai gambaran, untuk sektor ketenagalistrikan, telah dialokasikan 51 kargo dengan 3 kargo di antaranya yang telah dikembalikan kepada pemerintah dan dijual ke pasar bebas (spot).

BELUM RELEVAN

Dalam paparannya, Direktur Niaga PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Danny Praditya mengatakan bahwa neraca gas menjadi dasar dalam menetapkan rencana induk pembangunan infrastruktur gas. Namun, menurut Danny, pemerintah belum menggunakan data yang relevan sebagai landasan pembangunan infrastruktur gas di Tanah Air.

Sebagai contoh, dia menyebut, masih terdapat selisih antara proyeksi dan realisasi. Pada data PGN, realisasi penyerapan gas, pada 2016 terserap gas dengan volume 6.676 billion British thermal unit per day (BBtud) dari rencana 8.072 BBtud. Hal itu pun terjadi pada 2015 dengan perkiraan permintaan gas sebesar 8.921 BBtud, hanya 6.754 BBtud yang terserap.

Untuk rencana utilisasi gas domestik, pemerintah menetapkan agar pada 2050 utilisasinya mencapai 240 juta ton setara minyak (million tonnes oil equivalent/Mtoe), sedangkan kondisi saat ini hanya sebesar 38 Mtoe. Pada 2025, pemerintah akan menekan volume gas ekspor hingga 20% dan menghentikan ekspor pada 2036.

Dari sisi pembangunan infrastruktur, pemerintah memperkirakan kebutuhan investasi sebesar US$-48,2 miliar untuk merealisasikan pembangunan infrastruktur seperti pipa gas secara masif sejak 2015 hingga 2030. Saat ini, hanya sekitar 20% infrastruktur yang terbangun.

“Gas balance meleset, bagaimana bisa membangun infrastruktumya,” ujarnya saat memberikan paparan dalam acara Forum Energizing Indonesia, Rabu (22/11).

Dia menilai, pembuatan neraca gas harus dibuat berdasarkan permintaan terkontrak bukan dari volume gas yang hanya sanggup dibayar. Data tersebut akan memutuskan apakah pembangunan bisa sesuai dengan target pemerintah juga cukup ekonomis bagi para pelaku usaha untuk ikut terlibat di sektor hilir gas.

Di sisi lain, untuk membangun infrastruktur gas, perlu perencanaan komprehensif dari sisi pengguna gas. Pasalnya, bagaimana untuk menciptakan permintaan karena pasokan gas dalam negeri masih ada, tetapi penyerapannya masih belum sesuai komitmen dalam kontrak.

Adanya integrated approach [pendekatan terintegrasi] tidak hanya melihat dari sisi migasnya saja, tetapi dari sisi industri. Masalah hari ini ada di market creation [menciptakan pasar gas],” katanya.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan bahwa hingga saat ini pihaknya masih melakukan perbaikan data neraca gas. Menurutnya, sudah ada angka-angka proyeksi kebutuhan dan permintaan gas bumi, tetapi masih dalam pembahasan.

“Sudah ada angkanya. Gas balance-nya sedang kita perbaiki" katanya.

Sebagai pembuat kebijakan, ada baiknya bila menggunakan data terkini sebagai basis. Bila tidak, bukan tidak mungkin menyebabkan semakin banyak proyek infrastruktur gas seperti pipa, fasilitas penyimpanan dan regasifikasi hingga kilang gas alam cair (liquefied petroleum gas/LPG) terbengkalai.

Bahkan, mungkin saja dalam kurun waktu beberapa tahun ke depan, semua rencana pemerintah tidak pernah terealisasi karena tidak didukung dengan data yang sahih.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec 4, 2017

Pertamina Search Oil and Gas Block in Russia

PT Pertamina is still looking for oil and gas blocks in Russia to be acquired, although previously the company canceled to take over two blocks on offer, namely The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said it was still looking for cooperation opportunities in the upstream oil and gas sector with Rosneft Oil Company, after the agreement on building the refinery was reached. The company's business development team continues to communicate with the Rosneft team. "But, until now there has been no [oil and gas blocks] that have been specifically [targeted]," he said on Thursday (30/11).

Along with the agreement to build a fuel oil refinery together, Rosneft has actually offered two oil and gas blocks to Pertamina, namely The Northern Tip of Chayvo Field and Russkoye Field. In the preliminary agreement, at The Northtern Tip of Chayvo Field, Pertamina can take up to 20% stake, while at Russkoye Square up 37.5%.

However, the acquisition of shares in these two fields was officially canceled. Because, to take the oil and gas blocks in Russia, Pertamina must pay taxes to the country. The amount of this tax is large enough that the acquisition of two oil and gas blocks in Russia is no longer enter the economy. On the other hand, there are other companies that compete with Pertamina to bid on two Rosneft oil and gas blocks.

Until now, he admitted there is no solution to the tax problem. However, it continues to seek a way out for the acquisition of upstream assets in Russia can be realized.

"We are trying to find a solution," said Alam.

Previously, Pertamina said it would rely on oil and gas production from its overseas assets in the future, with a contribution target of 33 percent of the total production of 2025 or equivalent to 650 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd. Acquisitions abroad are needed to minimize the difference in domestic demand and supply of oil and gas in the future.

In addition to Russia, Pertamina is also eyeing a block of oil and gas in Iran, the Mansouri Block. Talks with the Iranians have now come to the discussion of terms and conditions in the management of the migration bloc The negotiations on the acquisition of the Mansouri Block can be continued after the Iranian Government releases a new oil and gas contract form, the Iranian Petroleum Contract. If all parties have agreed, then this Mansouri Block contract can be signed.

"Hopefully can [close / finished] this year," said Alam.

In the next year, it will continue the process of adding oil and gas blocks in these two countries. Iran has even offered another block to Pertamina. Not only that, the company is also studying the prospects of other oil and gas abroad, namely in Africa and the Middle East. Africa is the choice one of them based on the political conditions in the continent.

However, it has not confirmed whether there will be a new oil and gas block that will be acquired next year, "We want try Africa and the Middle East, "he said.

Currently, Pertamina already has oil and gas blocks in several countries. In Iraq, the company owns shares in West Qurna Field 1. In Algeria, the state-owned oil and gas company owns 65% of MLN and 16.9% shares in EMK Square in Malaysia, the company holds ownership in Block K, Kikeh Block, Block SNR Block SK309 and Block SK311.

Most recently, Pertamina controls 72.65% shares of French oil and gas company, Maurel & Prom. Maurel & Prom has oil and gas assets scattered in Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, the main assets that have been produced are in Gabon, Nigeria and Tanzania.

For oil production, Alam had mentioned, is targeted to reach 822 thousand bpd in 2025, which is 35 thousand bpd from domestic and 469 thousand bpd from abroad. As for gas, it is targeted to increase to 5.71 billion cubic feet per day, ie 4.23 billion cubic feet of domestic and 1.48 billion cubic feet of foreign assets. In the same year, oil demand reached 1.7 million bpd and gas 9.1 billion cubic feet per day.

Without acquisitions abroad, the gap between oil and gas supply and demand could be greater.

IN INDONESIA

Pertamina Cari Blok Migas di Rusia

PT Pertamina masih mencari blok minyak dan gas di Rusia untuk diakuisisi, meski sebelumnya perseroan batal mengambil alih dua blok yang ditawarkan, yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya masih terus mencari peluang kerja sama untuk di sektor hulu migas dengan Rosneft Oil Company, setelah kesepakatan membangun kilang tercapai. Tim pengembangan bisnis perseroan terus berkomunikasi dengan tim Rosneft. “Tetapi, memang sampai saat ini belum ada [blok migas] yang sudah spesifik [diincar],” kata dia Kamis (30/11).

Bersamaan dengan kesepakatan membangun kilang bahan bakar minyak (BBM) bersama-sama, Rosneft sebenarnya telah menawarkan dua blok migasnya kepada Pertamina, yakni yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Dalam kesepakatan awal, di Lapangan The Northtern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%.

Namun, akuisisi saham di dua lapangan ini resmi batal dilakukan. Pasalnya, untuk mengambil blok migas di Rusia ini, Pertamina harus membayar pajak ke negara. Besaran pajak ini cukup besar sehingga akuisisi dua blok migas di Rusia itu tidak lagi masuk keekonomiannya. Di sisi lain, ada perusahaan lain yang menjadi pesaing Pertamina dalam menawar dua blok migas milik Rosneft. 

Hingga sekarang, diakuinya belum ada solusi atas masalah pajak tersebut. Namun, pihaknya terus berupaya mencari jalan keluar agar akuisisi aset hulu di Rusia bisa terealisasi. 

“Kami sedang mencoba mencari solusinya,” tutur Alam.

Sebelumnya, Pertamina menyatakan akan mengandalkan produksi migas dari aset-asetnya di luar negeri di masa mendatang, dengan target kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd). Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan dan pasokan migas domestik di masa mendatang.

Selain di Rusia, Pertamina juga sedang mengincar satu blok migas di Iran, yakni Blok Mansouri. Pembicaraan dengan pihak Iran kini sudah sampai pada pembahasan terms and condition dalam pengelolaan blok migasi Negosiasi akuisisi Blok Mansouri ini dapat dilanjutkan setelah Pemerintah Iran merilis bentuk kontrak migas baru, yakni Iranian Petroleum Contract. Jika seluruh pihak sudah sepakat, maka kontrak Blok Mansouri ini bisa ditandatangani.

“Semoga bisa [close/selesai] tahun ini,” tutur Alam.

Pada tahun depan, pihaknya akan melanjutkan proses penambahan blok migas di dua negara ini. Iran bahkan telah menawarkan satu blok lagi ke Pertamina. Tidak hanya itu, perseroan juga sedang mempelajari prospek migas lain di luar negeri, yakni di Afrika dan Timur Tengah. Afrika menjadi pilihan salah satunya berdasarkan kondisi politik di benua tersebut.

Tetapi, pihaknya belum memastikan apakah akan ada blok migas baru yang akan diakuisisi pada tahun depan, “Kami mau mencoba Afrika dan Middle East,” ujarnya.

Saat ini, Pertamina telah memiliki blok migas di beberapa negara. Di Irak, perseroan memiliki saham di Lapangan West Qurna 1. Di Aljazair, perusahaan migas milik negara ini menguasai 65% saham di Lapangan MLN dab 16,9% di Lapangan EMK mentara di Malaysia, perseroan memegang kepemilikan saham di Blok K, Blok Kikeh, Blok SNR Blok SK309 dan Blok SK311.

Yang terbaru, Pertamina menguasai 72,65% saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom. Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania.

Untuk produksi minyak, Alam sempat menyebutkan, ditargetkan mencapai 822 ribu bph pada 2025, yakni 35 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri. Pada tahun yang sama, kebutuhan minyak mencapai.1,7 juta bph dan gas 9,1 miliar kaki kubik per hari. 

Tanpa akuisisi di luar negeri, selisih pasokan dan permintaan migas ini bisa lebih besar.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec 2, 2017

State Revenues Rise from Cepu Block

The government changed the Indonesian Crude Price formula for Banyu Urip Field, Cepu Block to be higher. This change will boost the amount of state revenue from oil and gas blocks on the border of Central Java and East Java.

Changes in Banyu Urip Field ICP are determined through Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 4028 K / 12 / MEM / 2017. Referring to the decision, now the crude oil from Banyu Urip Field is set with the Arjuna ICP formula plus US $ 5.5 per barrel at the delivery point at the floating storage and offloading / FSO facility of Rimang Rim.

"So ICP Banyu Urip price formula changed from ICP Arjuna minus US $ 0.5 per barrel to ICP Arjuna plus US $ 5.5 per barrel. So there is an increase in value of US $ 6 per barrel, "said Head of Program and Communications Division of Special Unit for Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Business Activities Wisnu Prabawa Taher in Jakarta, Thursday (30/11).

With the increase in price formula to be better, he said, will have an impact to higher state revenues from the Cepu Block. Moreover, this new price formula applies to all companies purchasing crude oil from oil and gas blocks operated by Exxon Mobil Cepu Limited. However, it has not been able to estimate how the increase in state revenues

"Must increase state revenue. But this country's revenues have just been calculated by the end of this month, after ICP's November exit, "explained Wisnu.

State revenue is calculated by multiplying the production volume of Banyu Urip Field with the current ICP, Cepu Block production has reached 204-308 thousand barrels per day (bpd). The realization of oil production is expected to last until the end of this year.

Head of Communication, Public Information and Cooperation Bureau of the Ministry of Energy and Mineral Resources Dadan Kusdiana confirmed that ICP Banyu Urip price formula applies to all buyers, including PT Tri Wahana Universal (TWU). TWU is the owner and operator of a mini refinery located in Bojonegoro, East Java, close to the Cepu Block.

"The price of TWU crude oil is the price of Banyu Urip crude oil at the point of handover of Crow Rang," he said.

In addition to TWU, Cepu Block crude oil is taken by PT Pertamina. Furthermore, the oil is processed at a refinery owned by Pertamina, including the Cilacap Refinery and Dumai Refinery. At the Dumai Refinery alone, after the construction of a new tank, the processed Banyu Urip crude reached 72 thousand bpd.

In the official page of the Directorate General of Oil and Gas, Indonesia Crude Oil Price Team explained that the ICP change is considering the crude oil from Banyu Urip Field has long been produced. Not only that, Banyu Urip Field has a stable level of production and quality, and good market absorption.

"Therefore, it is necessary to adjust the Indonesian crude oil price formula for the type of Banyu Urip crude oil," said the Indonesia Crude Oil Price Team.

Banyu Urip crude oil price formula is evaluated by the Indonesian Oil Price Team regularly at least once a year.

IN INDONESIA

Penerimaan Negara Naik dari Blok Cepu

Pemerintah mengubah formula harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price) untuk Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu menjadi lebih tinggi. Perubahan ini bakal mendongkrak besaran penerimaan negara dari blok migas di perbatasan Jawa Tengah dan Jawa Timur ini.

Perubahan ICP Lapangan Banyu Urip ditetapkan melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 4028 K/12/MEM/2017. Mengacu pada keputusan tersbut, kini minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip di tetapkan dengan formula ICP Arjuna plus US$ 5,5 per barel pada titik serah di fasilitas penampungan dan bongkar muat terapung (floating storage and offloading/ FSO) Gagak Rimang.

“Jadi formula harga ICP Banyu Urip berubah dari ICP Arjuna minus US$ 0,5 per barel menjadi ICP Arjuna plus US$ 5,5 per barel. Sehingga ada kenaikan value US$ 6 per barel,” kata Kepala Divisi Program dan Komunikasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Wisnu Prabawa Taher di Jakarta, Kamis (30/11).

Dengan adanya kenaikan formula harga menjadi lebih baik, dikatakannya, akan berdampak ke penerimaan negara yang lebih tinggi dari Blok Cepu. Apalagi, formula harga baru ini berlaku untuk semua perusahaan pembeli minyak mentah dari blok migas yang dioperasikan Exxon Mobil Cepu Limited ini.  Namun, pihaknya belum dapat memperkirakan berapa kenaikan penerimaan negara  

“Pasti bertambah penerimaan negara. Tetapi penerimaan negara ini baru saja dihitung pada akhir bulan ini, setelah ICP November keluar,” jelas Wisnu.

Penerimaan negara dihitung dengan mengkalikan volume produksi Lapangan Banyu Urip dengan ICP saat ini, produksi Blok Cepu telah mencapai 204-308 ribu barel per hari (bph). Realisasi produksi minyak ini diperkirakan akan bertahan sampai akhir tahun ini.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerja Sama Kementerian ESDM Dadan Kusdiana menegaskan bahwa formula harga ICP Banyu Urip ini berlaku untuk semua pembeli, termasuk PT Tri Wahana Universal (TWU). TWU merupakan perusahaan pemilik dan operator kilang mini yang berlokasi di Bojonegoro, Jawa Timur, dekat dengan Blok Cepu.

“Harga minyak mentah TWU adalah harga minyak mentah Banyu Urip di titik serah Gagak Rimang,” kata dia.

Selain TWU, minyak mentah Blok Cepu diambil oleh PT Pertamina. Selanjutnya, minyak tersebut diolah di kilang milik Pertamina, diantaranya yakni Kilang Cilacap dan Kilang Dumai. Di Kilang Dumai saja, setelah dibangunnya tangki baru, minyak mentah Banyu Urip yang diolah mencapai 72 ribu bph.

Dalam laman resmi Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Tim Harga Minyak Mentah Indonesia menjelaskan, perubahan ICP ini mengingat minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip telah lama diproduksikan. Tidak hanya itu, Lapangan Banyu Urip memiliki tingkat kestabilan produksi dan kualitas, serta penyerapan pasar yang baik.

“Sehingga, perlu dilakukan penyesuaian formula harga minyak mentah Indonesia untuk jenis minyak mentah Banyu Urip,” tutur Tim Harga Minyak Mentah Indonesia. 

Formula harga minyak mentah Banyu Urip ini dievalusi oleh Tim Harga Minyak Indonesia secara berkala sekurang-kurangnya satu kali dalam satu tahun.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec 2, 2017