4 Blocks Will Be Extended

The government will prioritize contractors to exist in Pendopo Block don Raja, BuLA, SeraM (non-Bula), and Jambi Merang to continue operations in the oil and gas working area.

The production sharing contracts for the four oil and gas work areas will end in 2019. Currently, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is discussing the planned extension of the contract for the four oil and gas blocks. The ESDM Ministry will set terms and conditions (terms and conditions / T & C) for the renewal of the block. The draft terms and conditions are expected to be completed this week.

Deputy Minister of EMR Arcanclra Tahar said that the ESDM Ministry is focusing on discussing the extension of terminating oil and gas working areas, including the four blocks. In fact, Arcandra projects, there is a signing of a new contract from one of these blocks this week.

"The new contract process for this termination work area must be fast," he said on Monday (7/5).

Currently, Joint Operation Body (JOB) of PT Pertamina (Persero) and Golden Spike Energy Indonesia become operators Pendopo and Raja. Pertamina controls 50% stake and Golden Spike 50% in Pendopo Block.

Blok Bula is managed by Kalrez Petroleum (Seram) Ltd, Seram Block (non-Bula) is managed by a consortium of CITIC Seram Energy Limited consisting of CITIC Resources, KUFPEC, Gulf Petroleum and Lion Energy. The Jambi Merang Block is managed by Talisman, while the participation stake is owned by Pertamina and Pacific Oil and Gas.

Based on Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 23/2018 on the Management of Oil and Gas Working Areas Ending Cooperation Contracts issued in April 2018, termination blocks will be prioritized to operators exist. Director of Upstream Oil and Gas Business Development of the Ministry of Energy and Mineral Resources, Ediar Usman, said this week a new manager will be appointed and draft the terms and conditions for the new contracts of the four working areas that will be terminated in 2019.

"All of that priority to operators exist first," he said.

Ediar said the terms and management of the four termination blocks will be included in the decree (SK) minister of ESDM.

"After the determination of T & C and the manager is completed, it will be given to SKK Migas. After that, SKK Migas will call the operators to exist to ask for readiness, if able to continue, "he said.

ESDM Minister Ignatius Jonan confirmed that the government will prioritize contractors to continue to operate the oil and gas block that has been exhausted by the contract. However, he did not explain in detail about the termination of oil and gas blocks.

AUCTION WINNERS

In addition to the termination block, the government is also auctioning off new oil and gas working areas. Auction results of oil and gas blocks in 2018 with direct bidding scheme have been announced. However, out of a total of five working areas auctioned, only four were determined by the winners. Of the total five working areas, only the East Papua Block has no winners and the submission of the auction documents.

In fact, the direct auction scheme is brave it is certain there is one investor or prospective contractor cooperation contract (KKKS) who have conducted a joint study. Ediar Usman explains that East Papua does not propose auction proposal.

"If I'm not mistaken, it's a financial problem."

Ediar said, it also understands the problem of prospective KKKS in East Papua. The problem is caused by financial problems that could affect the commitment of its operations in one of the block auctioned.

IN INDONESIA

4 Blok Akan Diperpanjang

Pemerintah akan memprioritaskan kontraktor eksis di Blok Pendopo don Raja, BuLA, SeraM (non-Bula), dan Jambi Merang untuk melanjutkan operAsi di Wilayah kerja minyak dan gas bumi tersebut.

Kontrak bagi hasil keempat wilayah kerja migas itu akan berakhir pada 2019. Saat ini, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sedang membicarakan rencana perpanjangan kontrak untuk keempat blok migas tersebut. Kementerian ESDM akan menetapkan syarat dan ketentuan (term and condition/T&C) untuk perpanjangan blok itu. Draf syarat dan ketentuan itu diperkirakan selesai pada pekan ini.

Wakil Menteri ESDM Arcanclra Tahar mengatakan bahwa Kementerian ESDM sedang fokus untuk membahas perpanjangan wilayah kerja migas terminasi, termasuk keempat blok tersebut. Bahkan, Arcandra memproyeksikan, ada penandatanganan kontrak baru dari salah satu blok tersebut pada pekan ini.

“Proses kontrak baru untuk wilayah kerja terminasi ini harus cepat,” ujarnya, Senin (7/5).  

Saat ini, Badan Operasi Bersama (Joint Operation Body/JOB) PT Pertamina (Persero) dan Golden Spike Energy Indonesia menjadi operator Blok Pendopo dan Raja.  Pertamina menguasai saham 50% dan Golden Spike 50% di Blok Pendopo.

Kalrez Petroleum (Seram) Ltd

Blok Bula dikelola oleh Kalrez Petroleum (Seram) Ltd, Blok Seram (non-Bula) dikelola oleh konsorsium CITIC Seram Energy Limited yang terdiri atas CITIC Resources, KUFPEC, Gulf Petroleum, dan Lion Energy. Blok Jambi Merang dikelola oleh Talisman, sedangkan saham partisipasi dimiliki oleh Pertamina dan Pacific Oil and Gas.

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 23/2018 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Migas yang Berakhir Kontrak Kerja Sama-nya yang terbit pada April 2018, blok terminasi akan diprioritaskan kepada operator eksis. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Ediar Usman mengatakan, pada pekan ini akan dilakukan penetapan pengelola baru dan draf syarat dan ketentuan untuk kontrak baru empat Wilayah kerja yang bakal terminasi pada 2019 tersebut. 

“Semua itu diprioritaskan kepada operator eksis terlebih dulu," ujarnya.

Ediar mengatakan, ketentuan dan pengelolaan empat blok terminasi itu akan dimasukkan dalam surat keputusan (SK) menteri ESDM.

“Setelah penetapan T&C dan pengelola selesai, nanti diberikan kepada SKK Migas. Setelah itu, SKK Migas akan memanggil operator eksis untuk menanyakan kesiapan, kalau sanggup bakal lanjut,” ujarnya.

Menteri ESDM Ignasius Jonan menegaskan bahwa pemerintah akan memprioritaskan kontraktor eksis untuk terus melanjutkan operasi blok migas yang sudah habis kontrak. Namun, dia tidak menjelaskan secara detail soal blok migas terminasi tersebut. 

PEMENANG LELANG

Selain blok terminasi, pemerintah juga melelang wilayah kerja migas baru. Hasil lelang blok migas pada 2018 dengan skema penawaran langsung sudah diumumkan. Namun, dari total lima wilayah kerja yang dilelang, hanya empat yang ditentukan pemenang. Dari total lima wilayah kerja itu, hanya Blok East Papua yang tidak ada pemenang dan pengajuan dokumen lelang.

Padahal, skema lelang langsung ini berani sudah pasti ada satu investor atau calon kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) yang sudah melakukan studi bersama. Ediar Usman menjelaskan, East Papua memang tidak ada yang mengajukan proposal lelang. 

“Kalau tidak salah, permasalahan itu terkait masalah keuangan.”

Ediar menuturkan, pihaknya pun memahami persoalan dari calon KKKS di East Papua tersebut. Persoalan itu disebabkan oleh masalah keuangan yang bisa berpengaruh pada komitmen pasti operasinya nanti di salah satu blok yang dilelang tersebut. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, May 8, 2018

16 Oil and Gas Working Areas Set Gross Split

With the partition cost recovery schemes received by the government are often smaller than those obtained by operators. The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) noted that there are 16 oil and gas working areas using the gross split system established in early 2017. This is in contrast to the conditions under which the cost recovery system is still in place, from 2015 to 2016 no one sells.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Archandra Tahar said the gross split determination will answer the difficulties faced by managers of oil and gas blocks in determining the production cost agreed by the state in this case represented by SKK Migas.

"For operators it will make it easier for them to count the cost, while for the government is to make sure the share or split it earns from the production of oil and gas blocks," said Archandra in his office.

So far with the cost recovery scheme, the share received by the government is often smaller than that obtained by operators. That's because all the costs incurred by the manager must be paid in advance by the government. Thus, the results obtained are far from the percentages set out in the cost recovery scheme of 85% for governments and operators 15%. Indonesia is not the only country in the world to apply gross split. In the United States, gross splits are applied under different names.

"In America based on royalty and tax. The tax is fixed, the royalties are negotiable, "Archandra said.

Increased climate level

Head of Communications, Public Information Services, and Cooperation Bureau of the Ministry of Energy and Mineral Resources, Agung Pribadi, explained that since January 2017 to early May 2018, there are already 16 WK using gross split. Details 1 Work Area Onshore Nortth West Java (ONWJ), 5 Working Areas of 2017 auction results, 6 Termination Working Areas 2018, and 4 Work Areas of the tender results of the 2012 Direct Deals.

"For regular auction 2018 results will be announced Iuni 2019. Can be added again. This is evidence of the Ministry of Energy and Mineral Resources bringing energy management to follow the times, "he said.

Even Chevron, one of the KKKS operating in Indonesia, also acknowledged the improved investment climate of Indonesia's oil and gas.

"We have seen positive changes through the revision of the Minister of EMR regulations related to gross split. It is very clear that the ESDM Ministry has received industry input and strengthened the provisions to improve the competitiveness of this scheme, "explained Chuck Taylor, Managing Director of Chevron IndoAsia Business Unit, in its official statement (2/5).

Agung said efforts to improve the investment climate continue to be done by the government. The fundamental policies of the ESDM sector in the last two years have also begun to show results.

"There can be no government that deliberately inhibits investment. The proof at the beginning of this year the Minister of Energy and Mineral Resources has cut 186 licenses in the EMR sector. It's not a discourse anymore, but it was done last March. As a result, the investment process is more smooth, many business actors feel the benefits directly, "said Agung.

The next investment policy is to provide an opportunity for existing investors to manage WK oil and gas so that investment and production are maintained, but still must be more profitable to the state. The policy is implemented through Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 23 of 2018 on Management of Oil and Gas Working Areas that will End Their Cooperation Contracts.

IN INDONESIA

16 Wilayah Kerja Migas Tetapkan Gross Split

Dengan skema cost recovery bagian yang diterima pemerintah sering kali lebih kecil daripada yang diperoleh operator. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat telah ada 16 wilayah kerja minyak dan gas bumi (WK migas) yang menggunakan sistem gross split yang ditetapkan pada awal 2017. Hal itu berkebalikan dengan kondisi saat masih diterapkan sistem cost recovery, lelang blok kerja migas sejak 2015 hingga 2016 tidak ada yang laku.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Archandra Tahar mengatakan penetapan gross split akan menjawab kesulitan yang selama ini dihadapi pengelola blok migas dalam menentukan biaya produksi yang disetujui negara dalam hal ini diwakili SKK Migas.

“Bagi operator akan memudahkan mereka dalam berhitung biaya, sementara bagi pemerintah ialah memastikan bagian atau split yang diperolehnya dari hasil produksi blok migas itu,” kata Archandra di kantornya.

Selama ini dengan skema cost recovery, bagian yang diterima pemerintah sering kali lebih kecil daripada yang diperoleh operator. Hal itu karena seluruh biaya yang dikeluarkan pengelola harus dibayarkan terlebih dahulu oleh pemerintah. Dengan demikian, hasil yang diperoleh jauh dari persentase yang disusun dalam skema cost recovery yakni 85% untuk pemerintah dan operator 15%. Indonesia bukan satu-satunya negara di dunia yang menerapkan gross split. Di Amerika Serikat, gross split diterapkan dengan nama berbeda.

“Di Amerika berdasarkan royalty and tax. Tax-nya fixed, royaltinya nego,” tandas Archandra.

Tingkatan iklim invetasi

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerja Sama Kementerian ESDM, Agung Pribadi, menjelaskan sejak Januari 2017 hingga awal Mei 2018, sudah ada 16 WK menggunakan gross split. Perinciannya 1 Wilayah Kerja Onshore Nortth West Java (ONWJ), 5 Wilayah Kerja hasil lelang 2017, 6 Wilayah Kerja terminasi 2018, dan 4 Wilayah Kerja hasil lelang penawaran Iangsung 2018.

“Untuk lelang reguler 2018 hasilnya nanti diumumkan Iuni 2019. Bisa tambah lagi. Ini bukti Kementerian ESDM membawa pengelolaan energi mengikuti zaman,” ujarnya. 

Bahkan Chevron, salah satu KKKS yang beroperasi di Indonesia juga mengakui membaiknya iklim investasi migas Indonesia.

“Kita telah melihat perubahan-perubahan positif melalui revisi atas peraturan Menteri ESDM terkait gross split. Sangat jelas Kementerian ESDM telah menerima masukan industri dan memperkukuh ketentuan-ketentuan untuk meningkatkan daya saing skema ini,” jelas Chuck Taylor, Managing Director Chevron IndoAsia Business Unit, dalam keterangan resminya (2/5).

Agung menuturkan usaha peningkatan iklim investasi terus dilakukan pemerintah. Berbagai kebijakan fundamental sektor ESDM yang dilakukan dua tahun terakhir ini juga sudah mulai menunjukkan hasil.

“Tidak mungkin ada pemerintah yang sengaja menghambat investasi. Buktinya awal tahun ini Menteri ESDM sudah pangkas 186 perizinan di sektor ESDM. Itu bukan wacana lagi, tapi sudah dilakukan Maret lalu. Hasilnya, proses investasi lebih Iancar, banyak pelaku usaha yang merasakan langsung manfaatnya,” ungkap Agung.

Kebijakan investasi berikutnya ialah memberi kesempatan kepada investor existing untuk mengelola WK migas sehingga investasi dan produksi terjaga, tetapi tetap harus lebih menguntungkan negara. Kebijakan tersebut dilakukan melalui Peraturan Menteri ESDM Nomor 23 Tahun 2018 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Migas yang akan Berakhir Kontrak Kerja Sama-nya.

Media Indonesia, Page-17, Monday, May 7, 2018

Gas Contract, State revenue increased by 1.49 Trillion

The government continues to increase national gas production. On average, gas supplies for domestic demand increased by 7.37% in the last 14 years. The realization data of gas distribution until February 2018 showed domestic gas supply reached 3,860 Billion British Thermal Unit per Day (BBTUD) or 58%, above gas supply for export of 2,738 BBTUD or 42%.

State revenue has the potential to increase by USD 111.08 billion or approximately Rp 1.49 trillion from the agreement on the signing of seven Gas Sales and Purchase Agreements (PJBG). Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said the total gas volume distributed during the contract period of seven PJBGs will reach 65.41 trillion British Thermal Units (TBTU).

"In accordance with the commitment of upstream oil and gas industry, to support the national energy supply, all gas in the seven PJ BG will be channeled to meet domestic gas needs," he said in Jakarta.

The gas allocation included in the PJBG will be supplied for fertilizer, oil lifting, fuel oil refinery, electricity, city gas and industrial gas. The allocation refers to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources Number 6/2016 regarding Provisions and Procedures for Determination of Allocation and Utilization of Natural Gas and Natural Gas Price. 

     In accordance with this regulation, the allocation and utilization policy of natural gas is directed to ensure the efficiency and effectiveness of natural gas availability as fuel, raw materials, or other purposes, for domestic needs oriented towards optimal utilization of natural gas. The average gas supply for domestic needs increased by 7.37% in the last 14 years.

The realization data of gas distribution until February 2018 showed domestic gas supply reached 3,860 Billion British Thermal Unit per Day (BBTUD) or 58% above gas supply for export of 2,738 BBTUD or 42%. Amien said domestic energy demand is predicted to continue to rise, both for gas and petroleum. Therefore, it needs massive oil and gas exploration, both onshore and offshore in order to find new large oil and gas reserves.

"We must all support massive oil and gas exploration," he said.

Gas Demand Down

On the other hand, Oil and Gas Monetization Division Head of Oil and Gas Supervisory Agency, Waras Budi Santosa, said domestic gas demand is predicted to fall, one of which is because State Electricity Company (PLN) cut plans to build a gas power plant. Under RUPTL 2018-2027, PLN's electricity supply is cut from previously 78,000 megawatts (MW) to 56,000 MW. Thus, the PLN's gas requirement of 2,000 BBTUD in the previous RUPTL 2017-2026 PLN gas needs reached 3300 BBTUD.

Due to the cuts in gas-fired power plants, the gas needs are also declining. It also estimates that PLN's gas demand drops by 40%.

"We estimate the potential for gas not to be acquired by PLN this year of 120-150 MMSCFD.One of the potential gas that is not purchased by PLN is sourced from Tangguh 1-2 project train in West Papua," he said.

He said the domestic gas is not bought, so the gas supply becomes excessive so that gas imports are expected to occur within the next 10-15 years.

"We have potential imports with a range of 2029-2030," he said.

In order to transfer the allocation of unpaid gas PLN has been regulated through the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 1790 K / 20 / MEM / 2018 revision of Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 1750 K / 2O / MEM / 2018 on Stipulation of Allocation and Utilization of Natural Gas for the Provision of PLN Power. 

     Under the regulation, PLN is given 12 months to follow up the allocation already given by the government through the Gas Sales and Purchase Agreement (PJBG). If in the period time has been determined not to be followed up by PLN, the Minister of ESDM can divert gas allocation beyond PLN requirement, that is to fulfill requirement of industrial sector.

"For example, for industries in West Java, the absorption of pipe gas for plant needs is still 70% of its pipeline capacity," he said.

IN INDONESIA

Kontrak Gas, penerimaan Negara Bertambah 1,49 Triliun

Pemerintah terus meningkatkan produksi gas nasional. Secara rata-rata, pasokan gas untuk kebutuhan domestik meningkat sebesar 7,37% dalam 14 tahun terakhir. Data realisasi penyaluran gas sampai Februari 2018 menunjukkan pasokan gas untuk domestik mencapai 3.860 Billion British Thermal Unit per Day (BBTUD) atau 58%, di atas pasokan gas untuk ekspor yang sebesar 2.738 BBTUD atau 42%.

Penerimaan negara berpotensi bertambah USD 111,08 miliar atau sekitar Rp 1,49 triliun dari kesepakatan penandatanganan kontrak tujuh Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG). Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengatakan, total volume gas yang disalurkan selama masa kontrak tujuh PJBG tersebut akan mencapai 65,41 trillion British Thermal Units (TBTU). 

"Sesuai komitmen industri hulu migas, untuk mendukung pasokan energi nasional, semua gas dalam tujuh PJ BG ini akan disalurkan untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri," ujar dia di Jakarta.

Alokasi gas yang tercakup dalam PJBG tersebut akan dipasok untuk kebutuhan pupuk, lifting minyak, kilang BBM, kelistrikan, jaringan gas kota, dan industri. Alokasi itu mengacu pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 6/2016 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi serta Harga Gas Bumi. 

     Sesuai regulasi ini kebijakan alokasi dan pemanfaatan gas bumi diarahkan untuk menjamin efisiensi serta efektivitas ketersediaan gas bumi sebagai bahan bakar, bahan baku, atau keperluan lainnya, untuk kebutuhan dalam negeri berorientasi pada pemanfaatan gas bumi secara optimal. Secara rata-rata pasokan gas untuk kebutuhan domestik meningkat sebesar 7,37% dalam 14 tahun terakhir. 

Data realisasi penyaluran gas sampai Februari 2018 menunjukkan pasokan gas untuk domestik mencapai 3.860 Billion British Thermal Unit per Day (BBTUD) atau 58% di atas pasokan gas untuk ekspor yang sebesar 2.738 BBTUD atau 42%. 

     Amien mengatakan, kebutuhan energi domestik diprediksikan akan terus meningkat, baik untuk gas maupun minyak bumi. Oleh sebab itu, diperlukan adanya eksplorasi migas masif, baik di darat (onshore) maupun di laut (offshore) agar bisa ditemukan cadangan migas baru yang berukuran besar. 

"Kita semua harus mendukung eksplorasi migas yang masif,"ujarnya.

Permintaan Gas Turun 

Di sisi lain, Kepala Divisi Monetisasi Migas SKK Migas Waras Budi Santosa mengatakan, permintaan gas domestik diprediksi turun, salah satunya karena Perusahaan Listrik Negara (PLN) memotong rencana membangun pembangkit listrik tenaga gas. Berdasarkan RUPTL 2018-2027, penyediaan tenaga listrik PLN dipotong dari sebelumnya 78.000 megawatt (MW) menjadi 56.000 MW. Dengan begitu, kebutuhan gas PLN tutun sebesar 2.000 BBTUD yang sebelumnya dalam RUPTL 2017-2026 kebutuhan gas PLN mencapai 3.300 BBTUD.

Akibat pemotongan pembangkit listrik berbahan bakar gas itu, kebutuhan gas dipastikan juga menurun. Pihaknya juga memperkirakan penurunan permintaan gas PLN sekitar 40%. 

"Kami memperkirakan potensi gas yang tidak terbeli oleh PLN tahun ini sebesar 120-150 MMSCFD. Salah satu potensi gas yang tidak terbeli oleh PLN itu bersumber dari proyek train 1-2 Tangguh di Papua Barat,” katanya.

Dia mengatakan, tidak terbelinya gas domestik tersebut, maka pasokan gas menjadi berlebih sehingga impor gas diperkirakan masih akan terjadi dalam kurun waktu 10-15 tahun ke depan. 

"Kami ada potensi impor dengan rentang 2029-2030," kata dia.

Untuk mengalihkan alokasi gas PLN yang tidak terbeli telah diatur melalui Keputusan Menteri ESDM Nomor 1790 K/20/ MEM/2018 revisi dari Keputusan Menteri ESDM Nomor 1750 K/2O/ MEM/2018 tentang Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi untuk Penyediaan Tenaga Listrik PLN. Berdasarkan aturan itu, PLN diberikan waktu 12 bulan untuk menindaklanjuti alokasi yang sudah diberikan pemerintah melalui Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG). Apabila dalam kurun

waktu telah ditentukan tidak ditindaklanjuti oleh PLN, maka Menteri ESDM dapat mengalihkan alokasi gas di luar kebutuhan PLN, yaitu untuk mencukupi kebutuhan sektor industri.

"Misalnya untuk industri di Jawa Barat, penyerapan gas pipa untuk kebutuhan pabrik masih 70% dari kapasitas pipanya," kata dia.

Koran Sindo, Page-17, Monday, May 7, 2018

Indonesia Gas Supply Surplus Up to 2029

Indonesia is estimated to still be overpopulated gas supply Until 2029 because gas absorption for electricity is not as high as planned. However, if Indonesia is committed to build gas infrastructure, gas imports can be faster than 2029.

Head of the Oil and Gas Monetization Division Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Waras Budi Santosa said Indonesia's forecast to begin requiring gas imports in 2022 refers to industrial growth and electricity demand in 2015-2016. However, recent conditions indicate that the projected electricity demand in RUPTL (Power Supply Business Plan) is corrected from initially 10% in 2015 to 6.2%.

Similarly, national industrial conditions. Thus, his side estimates that the potential demand for gas previously calculated will not be achieved. Moreover, PT PLN (Persero) has corrected the use of gas generating power of about 40% in RUPTL 2017. By calculating the potential of additional gas from Indonesia Project to import gas is still far enough.

"It's still long (until it takes import). If we start to cross (needs and supply chart) starting 2029, this is assuming that domestic demand is considered flat, "he said in Jakarta.

This year alone, SKK Migas estimates that gas allocation for PLN is potentially not purchased. Waras explains, this is due to the existence of other plants with cheaper energy sources that already operate, such as coal and water.

"PLN is no gas that was not bought yesterday same this year. At most this year, it looks as if it is not purchased 120-150 mmscfd (million standard cubic feet per day / million cubic feet per day). That's still our potential count, "he said.

He explained, PLN usually turn on the power plant based on the cost of electricity production. Coal-fired power plants currently become PLN's mainstay because it is the cheapest cost of production. With the realization of low electricity absorption, the gas generator is not the first choice.

Referring to the Decree of the Minister of EMR 1790 K / 20 / MEM / 2018 on the determination of gas allocation for electricity supply by PLN, the allocation of gas compared to the needs in some plants is higher. For the power plant in Cilegon, this year's gas requirement is 64 billion british thermal units per day (bbtud), while its gas supply contract is 110 bbtud. Furthermore, in PLTGU Tambaklorok and Java-Bali 1, the gas requirement is 96 bbtud, compared to its gas contract of 120 bbtud.

In East Java, gas requirements for PLTGU Gresik, Java 3, Madura, Grati; Grati Peaker, and Grati Add-On Block 2-East Java was recorded at 306 bbtud. While the gas contract for all of these plants reached 333 bbtud. In Aceh and North Sumatra, the total gas power generation requirement is 114.3 bbtud, while the contract is 118.9 bbtud.

Excess gas supply also occurs for power plants in Central Sumatra, namely a gas contract of 62.5 bbtud and needs only 61.1 bbtud. Next in Riau, the gas requirement is only 9.6 bbtud while the contract is much higher, which is 30 bbtud.

Faster

He added, estimates of when the import of gas can be shifted more quickly. One of the influencing factors is the commitment to build gas infrastructure. The reason, when building a gas facility, business entities will request a guarantee of gas supply more than 10 years. On the other hand,

not many national gas projects can provide a guarantee of supply during that time.

"Later if it is guaranteed to midstream to build infrastructure, usually they ask for 10 years or 20 years. This is us from the upstream side can not guarantee, "said Waras.

Here, import can be one solution. One solution, he suggested, for business entities in the business of transportation and gas distribution can be more flexible about the supply of gas. Midstream business entities may consider to keep building infrastructure through guaranteed gas supply provided not as long as expected. It will also seek to find the gas supply.

"There is our experience for fertilizer plant in Kalimantan, Available gas is on us 10 years ago, with gas supply 10 more years we will find later. This gas supply never stops, "he explained.

Added Waras, the development of gas infrastructure is important to bring gas from the source to areas with high gas demand, because the lack of gas supply in some areas due to lack of infrastructure.

IN INDONESIA

Indonesia Surplus Pasokan Gas Hingga 2029

Indonesia diperkirakan masih akan kelebinan pasokan gas Hingga 2029 karena serapan gas untuk kelistrikan tidak setinggi yang direncanakan. Namun, jika Indonesia berkomitmen membangun infrastruktur gas, impor gas bisa Iebih cepat dari 2029.

Kepala Divisi Monetisasi Minyak dan Gas Bumi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Waras Budi Santosa menuturkan, perkiraan Indonesia mulai membutuhkan impor gas pada 2022 mengacu pada pertumbuhan industri dan permintaan listrik pada 2015-2016. Namun, kondisi terbaru menunjukkan bahwa proyeksi permintaan listrik dalam RUPTL (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik) justru dikoreksi dari awalnya 10% pada 2015 menjadi 6,2%. 

Demikian juga kondisi industri nasional. Sehingga, pihaknya memperkirakan potential demand gas yang pernah dihitung sebelumnya tidak akan tercapai. Apalagi, PT PLN (Persero) telah mengoreksi penggunaan gas pembangkit listrik sekitar 40% dalam RUPTL 2017. Dengan menghitung potensi tambahan gas dari Proyek Indonesia untuk -impor gas masih cukup jauh. 

“Masih panjang (sampai butuh impor) . Kalau kami , mulai cross (grafik kebutuhan dan pasokan) mulai 2029, ini dengan asumsi demand domestic dianggap flat,” kata dia di Jakarta.

Pada tahun ini saja, SKK Migas memperkirakan adanya alokasi gas untuk PLN yang berpotensi tidak terbeli. Waras menjelaskan, hal ini disebabkan adanya pembangkit lain dengan sumber energi yang lebih murah yang sudah beroperasi, seperti batu bara dan air. 

“PLN itu ada gas yang tidak terbeli kemarin sama tahun ini. Paling banyak tahun ini, mulai kelihatannya yang tidak terbeli 120-150 mmscfd (million standard cubic feet per day/juta kaki kubik per hari). Itu masih potensi hitungan kami,” kata dia.

Dia menjelaskan, PLN biasanya menghidupkan pembangkit listrik berdasarkan biaya produksi listriknya. Pembangkit listrik berbahan bakar batu bara saat ini menjadi andalan PLN lantaran merupakan yang paling murah biaya produksinya. Dengan realisasi penyerapan listrik yang rendah, maka pembangkit gas tidak menjadi pilihan pertama.

Mengacu Keputusan Menteri ESDM 1790 K/ 20/ MEM/ 2018 tentang penetapan alokasi gas untuk penyediaan listrik oleh PLN, alokasi gas dibandingkan kebutuhan di beberapa pembangkit tercatat lebih tinggi. Untuk pembangkit di Cilegon, pada tahun ini kebutuhan gasnya sebesar 64 miliar british thermal unit per hari (billion british thermal unit per day/bbtud), sementara kontrak pasokan gasnya 110 bbtud. Selanjutnya di PLTGU Tambaklorok dan Jawa-Bali 1, kebutuhan gasnya 96 bbtud, dibandingkan kontrak gasnya 120 bbtud.

Di Jawa Timur, kebutuhan gas untuk PLTGU Gresik, Jawa 3, Madura, Grati; Grati Peaker, dan Grati Add-On Blok 2-Jawa Timur tercatat sebesar 306 bbtud. Sementara kontrak gas untuk seluruh pembangkit ini mencapai 333 bbtud. Di Aceh dan Sumatera Utara, total kebutuhan gas pembangkit listrik sebesar 114,3 bbtud, sementara kontraknya mencapai 118,9 bbtud. 

Kelebihan pasokan gas juga terjadi untuk pembangkit listrik di Sumatera Bagian Tengah, yakni kontrak gas sebesar 62,5 bbtud dan kebutuhan hanya 61,1 bbtud. Berikutnya di Riau, kebutuhan gas pembangkit hanya 9,6 bbtud sementara kontraknya jauh lebih tinggi, yakni 30 bbtud.

Lebih Cepat 

Dia menambahkan, perkiraan kapan impor gas tersebut dapat bergeser menjadi lebih cepat. Salah satu faktor yang mempengaruhi adalah komitmen untuk membangun infrastruktur gas. Pasalnya, ketika membangun fasilitas gas, badan usaha akan meminta jaminan pasokan gas lebih dari 10 tahun. Di sisi lain, tidak banyak proyek gas nasional yang dapat memberikan jaminan pasokan selama itu.

“Nanti kalau di-guarantee untuk midstream untuk bangun infrastruktur, biasanya mereka minta 10 tahun atau 20 tahun. Ini kami yang dari sisi hulu tidak bisa menjamin,” ujar Waras. 

Di sini, impor dapat menjadi salah satu solusi. Salah satu solusinya, dia menyarankan, agar badan usaha di bisnis transportasi dan distribusi gas bisa lebih fleksibel soal jaminan pasokan gas. Badan usaha midstream dapat mempertimbangkan untuk tetap membangun infrastruktur melalui jaminan pasokan gas yang diberikan tidak sepanjang yang diharapkan. Pihaknya juga akan berupaya mencarikan pasokan gas tersebut.

“Ada pengalaman kami untuk pabrik pupuk di Kalimantan, Available gas yang ada pada kami 10 tahun dulu, yang ada pasokan gas 10 tahun lagi kami carikan nanti. Ini pasokan gas tidak pernah berhenti,” jelasnya.

Ditambahkan Waras, pembangunan infrastruktur gas penting untuk membawa gas dari sumbernya ke daerah dengan kebutuhan gas cukup tinggi, Pasalnya, terjadinya kekurangan pasokan gas di beberapa daerah lantaran kurangnya infrastruktur.

Investor Daily,  Page-9,Monday,May 7, 2018

Saka Worked on the Development of Two Fields in Pangkah Block

PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of PT PGN (Persero) in upstream oil and gas business, will begin the development of two fields in Pangkah Block this year. The development of this field will increase oil production in Pangkah Block to 12,500 barrels per day (BPD). 

     President Director of Saka Energi Tumbur Parlindungan said that his side has completed the final investment decision (FID) for Sidayu Field. Next month, it aims to complete the FID for West Pangkah Field. Once the FID is complete, the development of these two fields will start soon.

"Once the FID has been, immediately tilled. [Target] its oil field (starting oil production) in 2019, "he said in Jakarta

He explained that his party has opened an auction of procurement, engineering and construction (EPC) procurement package for Sidayu Field. The announcement of the EPC auction winner is planned to be done at least three months away. Furthermore, the winning contractor will work on the development of this field. Unfortunately, Tumbur does not specify when this development begins.

"Depending on the contractor (EPC). Anyway, 2019 should be production alone, "he said.

The development of the two fields is said to increase the oil and gas production of Pangkah Block. Currently, the oil and gas block off the north coast of East Java produces about 4,000 BPD of oil. Once Sidayu and West Pangkah fields are onstream, the block's oil production will triple to 12.500 bed and 90 million cubic feet per day / mmscfd.

"If there is discovery of oil and gas reserves, it will increase oil and gas production. If only drill it, a production like that, "said Tumbur.

The investment value of this two-field development reaches US $ 175 million. This project will contribute to the government of the Republic of Indonesia around Rp 1.2 trillion. Sidayu Square is located about 7 kilometers from the main square of Pangkah. Saka plans to drill four production wells in this field and build two to three platforms. 

      Drilling results in Sidayu Field in East Java will be linked to existing production facilities through subsea pipes. While in West Pangkah Field, Saka plans to drill five wells. Not only development, but Saka Energi will also work on exploration in the South Sesulu block this year.

"In South Next month, we will drill one exploration well," said Tumbur.

Drilling is done in the West SIS-A structure. Exploration drilling is explained to ensure oil and gas reserves in South Sesula Block. If found oil and gas reserves are economically developed, it will create a plan of development (POD) of this block.

"POD (in the South Block) maybe next year," he said.

Saka Energi will also conduct exploration in Block Pangkah. The PGN subsidiary will conduct exploration drilling and testing of the Tambakboyo structure in Pangkah Block. This is consistent with Saka Energy's commitment to support government programs to increase exploration activities in Indonesia. This development supports the country to increase the domestic gas supply.

"These new development projects will produce energy until needed for a thriving Indonesian economy," said Tumbur.

Ready for Contract Signatures

Tumbur added that his party is also ready to sign two new oil and gas contracts, namely Block Pekawai and West Yamdena. The signing of the contract does not coincide with the other two blocks because it is still discussing the details of the contract with the government.

"The name of the agreement, there are terms. We must first negotiate with the government. It's finished, still waiting for the signature, "he said.

Saka has a three-year commitment to be fulfilled in these two blocks. In Pekawai, Saka Energi promised an investment commitment of US $ 10.45 million and a signature bonus of US $ 500 thousand. While in West Yamdena, investment commitment to be spent of US $ 2.1 million and signature bonus is given the US $ 500 thousand.

IN INDONESIA

Saka Kerjakan Pengembangan Dua Lapangan di Blok Pangkah

PT Saka Energi Indonesia, anak usaha PT PGN (Persero) di bisnis hulu migas, akan mulai pengembangan dua lapangan di Blok Pangkah pada tahun ini. Pengembangan lapangan ini akan meningkatkan produksi minyak di Blok Pangkah menjadi 12.500 barel per hari (bph). 

     Direktur Utama Saka Energi Tumbur Parlindungan menuturkan, pihaknya telah merampungkan keputusan investasi (final investment decision/FID) untuk Lapangan Sidayu. Bulan depan, pihaknya menargetkan bisa menyelesaikan FID untuk Lapangan West Pangkah. Begitu FID selesai, pengembangan dua lapangan ini akan segera dimulai.

“Begitu FID sudah, langsung digarap. [Targetnya] lapangan oil-nya (mulai produksi minyak) pada 2019,” kata dia di Jakarta

Dia menjelaskan, pihaknya sudah membuka lelang paket pengadaan, rekayasa, dan konstruksi (engineering, procurement, and construction/EPC) untuk Lapangan Sidayu. Pengumuman pemenang lelang EPC ini direncanakan akan dilakukan minimal tiga bulan lagi. 

    Selanjutnya, kontraktor pemenang lelang akan menggarap pengembangan lapangan ini. Sayangnya, Tumbur tidak merinci kapan pengembangan ini dimulai. 

“Tergantung kontraktor (EPC). Pokoknya 2019 harus produksi saja,” ujarnya.

Pengembangan dua lapangan ini disebutnya akan menaikkan produksi migas Blok Pangkah. Saat ini, blok migas di lepas pantai utara Jawa Timur ini menghasilkan minyak sekitar 4 ribu bph. 

   Begitu Lapangan Sidayu dan West Pangkah onstream, produksi minyak blok ini akan naik tiga kali lipat menjadi 12. 500 bph dan gas 90 juta kaki kubik per hari/mmscfd.

“Kalau ada discovery cadangan migas, maka akan naik produksi migas. Kalau hanya mengebor saja, produksi seperti itu saja,” jelas Tumbur. 

Nilai investasi pengembangan dua lapangan ini mencapai US$ 175 juta. Proyek ini akan memberikan kontribusi kepada pemerintah Republik Indonesia sekitar Rp 1,2 triliun. Lapangan Sidayu berlokasi sekitar 7 kilometer dari lapangan utama Pangkah. Saka berencana mengebor empat sumur produksi di lapangan ini dan membangun dua sampai tiga anjungan. 

     Hasil pengeboran di Lapangan Sidayu akan dihubungkan dengan fasilitas produksi yang ada melalui pipa bawah laut. Sementara di Lapangan West Pangkah, Saka berencana mengebor lima sumur. Tidak hanya pengembangan, Saka Energi juga akan mengerjakan eksplorasi di Blok South Sesulu pada tahun ini. 

“Di South Sesulu pada bulan depan, kami akan mengebor satu sumur eksplorasi,” tutur Tumbur. 

Pengeboran dilakukan di struktur West SIS-A. Pengeboran eksplorasi ini dijelaskannya untuk memastikan cadangan migas di Blok South Sesulu. Jika ditemukan cadangan migas yang ekonomis dikembangkan, pihaknya akan membuat rencana pengembangan (plan of development/POD) blok ini. 

“POD (Blok South Sesulu) mungkin tahun depan,”ujarnya.

Saka Energi juga akan melakukan eksplorasi di Blok Pangkah. Anak usaha PGN itu akan melakukan pengeboran eksplorasi dan pengujian struktur Tambakboyo di Blok Pangkah. Hal ini konsisten dengan komitmen Saka Energi untuk mendukung program pemerintah untuk meningkatkan kegiatan eksplorasi di Indonesia. Pengembangan ini mendukung negara untuk meningkatkan pasokan gas domestik.

“Proyek-proyek pengembangan baru ini akan memproduksi energi sampai dibutuhkan untuk ekonomi Indonesia yang berkembang,” kata Tumbur.  

Siap Tanda Tangan Kontrak 

Tumbur menambahkan, pihaknya juga siap menandatangani kontrak kerja sama (praduction sharing contract/ PSC) dua blok migas yang baru dimenangkannya, yakni Blok Pekawai dan West Yamdena Penandatanganan kontrak tidak bersamaan dengan dua blok lainnya karena pihaknya masih membahas rincian kontrak dengan pemerintah. 

“Yang namanya perjanjian, ada terms-nya. Kami mesti negosiasi dulu dengan pemerintah. Ini sudah selesai, masih menunggu tanda tangan saja,” ujar dia.

Saka memiliki komitmen ivestasi tiga tahun yang harus dipenuhi di dua blok ini. Di Pekawai, Saka Energi menjanjikan komitmen investasi US$ 10,45 juta dan bonus tanda tangan US$ 500 ribu. Sementara di West Yamdena, komitmen investasi yang akan dikeluarkan sebesar US$ 2,1 juta dan bonus tanda tangan yang diberikan US$ 500 ribu. 

Investor Daily,  Page-9, Monday, May 7, 2018

April, ICP skyrocketed US $ 5.56 per barrel

The average Indonesian Crude Price (ICP) soared to US $ 5.56 per barrel from US $ 61.87 per barrel in March to US $ 67.43 per barrel. In line, ICP SLC also increased from US $ 62.85 per barrel to US $ 68.39 per barrel.

The increase in ICP is in line with rising crude oil prices in world markets. In April, Dated Brent prices rose from US $ 65.9 per barrel to US $ 71.8 per barrel, Brent (ICE) increased from US $ 66.72 per barrel to US $ 71.76 per barrel, WTI rose from US $ 62.77 per barrel to US $ 66.33 per barrel, and OPEC basket increased from US $ 63.76 per barrel to US $ 68.3 per barrel.

According to the Indonesian Oil Price Team, the increase in crude oil prices in the international market is due to increased demand. OPEC's April publication saw world oil demand grow even higher by 30,000 barrels per day (bpd) compared to the previous month's forecast of 1.63 million bpd. The International Energy Agency published the same month reporting a 1.5 million bpd growth in oil demand.

"The demand for the Organization for Economic Cooperation and Development (OECD) in the first quarter of 2018 has been revised up 315 thousand bpd," said the Indonesian Oil Price Team in its official statement,

On the other hand, the Energy Information Administration (EIS) reported a drop in distillate fuel oil stocks in the United States by 6.3 million barrels to 122.7 million barrels last month. The decline in stocks also occurred to gasoline by 2.8 million barrels to 236.8 million barrels. The IEA also noted an increase in refinery activity, mainly in the United States and the Middle East region.

The growth of the global economy also raised world oil prices. Based on OPEC publications last month, the global economy grew by 3.8%. This economic growth occurred in Europe, Britain and Brazil. Oil prices are also affected by geopolitical tensions in the Middle East.

"That is, increasing geopolitical tensions in the Middle East region due to air strikes from the United States, France and Britain to Syria. The bombing is the largest intervention by Western countries against Syria and its allies, including Russia, "explained the Indonesian Oil Price Team.

Particularly in the Asia-Pacific region, the rise in crude oil prices is also influenced by several other factors. First, the increase in oil demand in India, where the oil is used to meet the needs of government infrastructure development. In addition, an increase in oil demand is also occurring in South Korea used for petrochemical industry needs.

IN INDONESIA

April, ICP Melejit Naik US$ 5,56 Per Barel

Rata-rata harga minyak Indonesia (Indonesian Crude Price/ ICP) kembali meroket naik sebesar US$ 5,56 per barel, dari US$ 61,87 per barel pada Maret menjadi US$ 67,43 per barel. Sejalan, ICP SLC juga meningkat dari US$ 62,85 per barel menjadi US$ 68,39 per barel.

Peningkatan ICP ini sejalan dengan kenaikan harga minyak mentah di pasar dunia. Pada April lalu, harga Dated Brent naik dari US$ 65,9 per barel menjadi US$ 71,8 per barel, Brent (ICE) meningkat dari US$ 66,72 per barel menjadi US$ 71,76 per barel, WTI naik dari US$ 62,77 per barel menjadi US$ 66,33 per barel, serta Basket OPEC meningkat dari US$ 63,76 per barel menjadi US$ 68,3 per barel.

Menurut Tim Harga Minyak Indonesia, peningkatan harga minyak mentah di pasar internasional disebabkan oleh meningkatnya permintaan. Publikasi OPEC April lalu mencatat pertumbuhan permintaan minyak dunia lebih tinggi 30 ribu barel per hari (bph) dibandingan dengan perkiraan bulan sebelumnya, yakni menjadi 1,63 juta bph. Publikasi International Energy Agency pada bulan yang sama juga melaporkan pertumbuhan permintaan minyak sebesar 1,5 juta bph.

“Permintaan Organization for Economic Cooperation and Development (OECD) pada kuartal pertama 2018 telah direvisi naik 315 ribu bph,” kata Tim Harga Minyak Indonesia dalam keterangan resminya.

Di sisi lain, Energy Information Administration (EIS) melaporkan adanya penurunan stok distillate fuel oil di Amerika Serikat sebesar 6,3 juta barel menjadi 122,7 juta barel pada bulan lalu. Penurunan stok juga terjadi untuk gasoline sebesar 2,8 juta barel menjadi 236,8 juta barel. IEAjuga mencatat adanya peningkatan aktivitas kilang pengolahan, utamanya di Amerika dan kawasan Timur Tengah.

Pertumbuhan perekonomian global juga menaikkan harga minyak dunia. Berdasarkan publikasi OPEC bulan lalu, perekonomian global tumbuh sebesar 3,8%. Pertumbuhan perekonomian ini teijadi di kawasan Eropa, Inggris dan Brazil. Harga minyak juga dipengaruhi ketegangan geopolitik di Timur Tengah.

“Yakni, meningkatnya ketegangan geopolitik di wilayah Timur Tengah akibat penyerangan udara dari Amerika Serikat, Perancis dan lnggris kepada Suriah. Pemboman tersebut merupakan intervensi terbesar oleh negara-negara Barat terhadap Suriah dan sekutunya-sekutunya termasuk Rusia,” jelas Tim Harga Minyak Indonesia.

Khusus kawasan Asia Pasifik, kenaikan harga minyak mentah juga dipengaruhi oleh beberapa faktor lainnya. Pertama, peningkatan permintaan minyak di India, di mana minyak tersebut digunakan untuk pemenuhan kebutuhan pembangunan infrastruktur pemerintah. Selain itu, kenaikan permintaan minyak juga terjadi di Korea Selatan yang digunakan untuk kebutuhan industri petrokimia.

Investor Daily, Page-9, Monday, May 7, 2018