Minggu, 24 Juni 2012

PEMERINTAH DIDESAK PISAHKAN FUNGSI PGN

Jakarta - Pemerintah didesak untuk segera memisahkan fungsi dan peran PT Perusahaan  Gas Negara untuk menciptakan iklim usaha yang lebih sehat di industri gas Indonesia. Demikian disampaikan oleh Direktur ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto.

Dia mengatakan, pemerintah mesti memisahkan fungsi "transporter" dan "trader" yang selama ini dijalankan PGN.

"Transporter tidak boleh sekaligus menjadi 'trader'," katanya di Jakarta, Minggu (24/6). Menurut dia, struktur pasar gas domestik, khususnya menyangkut penyediaan jaringan transmisi dan distribusi, memang tidak kompetitif, tetapi cenderung mengarah ke monopoli.

Maka, lanjutnya, mutlak diperlukan intervensi langsung pemerintah dalam bentuk pengaturan harga (regulated price) dan pemisahan yang jelas antara produsen, "trader", "transporter", dan konsumen.
"Tidak boleh ada yang saling merangkap satu sama lain," ujar Pri Agung.

Ia menyebutkan Pasal 19 Peraturan Menteri ESDM Nomor 19 Tahun 2009 tentang Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa melarang badan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa melakukan kegiatan niaga pada fasilitas pengangkutan yang dimiliki atau dikuasainya.

Sementara, dalam pasal peralihan permen yang sama disebutkan, dalam jangka waktu paling lama dua tahun atau 2011, badan usaha yang melaksanakan kegiatan usaha pengangkutan sekaligus niaga wajib membentuk perusahaan terpisah. (Sumber Media Indonesia)

Senin, 18 Juni 2012

TRAIN 2 MASELA DIKAJI DIBANGUN DI DARAT

Jakarta - Pemerintah menginginkan kilang train kedua untuk pengolahan liquefied natural gas (LNG) dan gas yang berasal dan Blok Masela dibangun di wilayah daratan. Alasan pemerintah agar masyarakat di Maluku lebih merasakan dampak ekonomi atas proyek gas di laut Arafuru tersebut.

Sebelumnya, Inpex Corporation, pengelola gas di Lapangan Abadi, Blok Masela, telah memperoleh persetujuan dan pemerintah untuk membangun kilang pertama pada 2011 lalu.

Sesuai persetujuan pemerintah juga, kilang ini nantinya akan dibangun terapung (floating).  Untuk membangun kilang pertama ini Inpex mengeluarkan ongkos hingga sebesar US$5 miliar.
Kalau tak ada aral melintang, kilang yang mampu memproduksi LNG sebanyak 2,5 juta ton per tahun ini, akan selesai pada 2017 nanti.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, Evita Legowo mengatakan, Inpex juga telah mengajukan izin pembangunan kilang kedua. Saat ini kilang kedua ini masih dalam tahap studi kelayakan

Namun untuk kilang kedua ini, pemerintah meminta dibangun di Pulau Saumlaki tyang masuk wilayah administrasi Kabupaten Maluku Tenggara Barat. “Kalau dibangun di darat akan membenkan dampak besar bagi masyarakat sekitar,” katanya, Senin (18/6).

Untuk kilang kedua ini, Inpex menargetkan mampu rnemproduksi LNG sebanyak 1,5 juta hingga 2 juta ton per tahun. Target ini sesuai dengan ketersediaan cadangan gas di lapangan Abadi tersebut.
Sekadar informasi, Blok Masela diperkirakan memiliki cadangan gas sebesar 6,05 triliun kaki kubik (TCF). Untuk total investasi proyek tersebut bisa menelan biaya hingga US$ 19 miliar.

Dia bilang nantinya seluruh produksi di LNG Masela akan diupayakan untuk memasok kebutuhan di dalam negeri. Tentu saja, pasokan itu tetap mempertimbangkan nilai keekonomian harga gas dan ketersediaan infrastrukturnya.

Saat ini Inpex Corporation menguasai 60% saham di Blok Masela. Sedangkan Shell dan PT Energi Mega persada, masing-masing menguasai saham sebesar 30% dan 10%. (Sumber Kontan)

PASOKAN LNG UNTUK FSRU DOMESTIK BISA DARI IMPOR

Jakarta - Kementerian ESDM menyatakan pembangunan unit penampungan dan regasifikasi terapung (floating storage and regasification unit/FSRU) wajib dilakukan meski belum ada kepastian pasokan gas alam cair (liquifled natural gas/LNG) dan dalam negeri. Pengelola atau pemilik FSRU bisa mempertimbangkan opsi impor untuk memenuhi kebutuhan LNG di FSRU bersangkutan.

Sedikitnya terdapat enam FSRU di Indonesia yang hingga kini belum mendapatkan alokasi pasokan LNG dan dalam negeri. Keenam FSRU itu berlokasi diArun, Belawan, Lampung, Jawa Tengah, Jawa Timur, dan Bali. Saat ini hanya satu FSRU yang sudah beroperasi, yakni FSRU di Teluk Jakarta, Bekasi, Jawa Barat FSRU ini bisa beroperasi setelah mendapat pasokan LNG dari Kilang Bontang.

Wakil Menteri ESDM Rudi Rubiandini mengungkapkan, pembangunan FSRU itu mutlak guna menunjang pipanisasi gas di seluruh daerah di Indonesia. Ketiadaan pasokan LNG dan domestik hendaknya tidak menjadi kendala untuk merealisasikan proyek FSRU. Impor LNG bisa menjadi opsi yang bisa dipertimbangkan oleh perusahaan pemilik FSRU untuk memenuhi pasokan bagi FSRU bersangkutan.

“Jadi, FSRU di Arun, Belawan, Lampung,, Jawa Tengah  jawa Timur, dan Balitetap harus dibangun.

Pembangunannya bisa dilakukan secara bertahap dengan menyesuaikan kepastian ketersediaan pasokan LNG yang sudah diperoleh dan mekanisme impor,” ungkap dia, di Jakarta, Senin (18/6).

Menurut Rudi, untuk memenuhi LNG bagi FSRU, tidak perlu ada pembedaanantara suplai dan dalam negeri atau impor. Sebab, pemenuhan energi nasional sangat penting diwujudkan, apa pun risikonya demi menunjang kesejahteraan masyarakat.

“Suplai LNG bisa dari mana saja tergantung harga dan ketersediaan pasokan, serta pertimbangan bisnis.

Bukan hanya harus harganya murah atau harus bersumber dan dalam negeri,” jelas dia.

Rudi mengatakan, produksi LNG nsional sebenarnya cukup untuk menutup seluruh kebutuhan FSRU. Hanya saja, Indonesiamasih terikat kontrak pasokan LNG dengan sejumlah dikirim ke Jepang dan 23 kargo ke Korea sepanjang tahun lalu.

Dan Kilang Bontang, sebanyak 166 kargo LNG dibeli Jepang, 24 kargo ke Korea, dan 32 kargo ke Taiwan. Sedangkan Kilang Tangguh mengapalkan LNG sebanyak empat kargo keJepang, 21 kargo ke Korea, 35 kargo ke Tiongkok, dan 55 kargo ke Amerika Serikat (AS).

"Untuk sementara, pasokan LNG dan domestik ini memang belum mencukupi untuk memenuhi kebutuhan FSRU. Tetapi, ke depan akan ada beberapa kontrak yang habis, di mana LNG-nya bisa dimanfaatkan di dalam negeri. Namun, sekali lagi bila ada kesempatan dapat harga LNG yang lebih murah, kenapa tidak pilih impor?” kata dia.

Segera Dibangun
Sementara itu Wakil Direktur Reforminer Institute Komaidi Notonegoro berpendapat, FSRU harus Segera dibangun di Indonesia . Sebenarnya, pemerintah sudah tahu penyebab dan solusi pembangunan FSRU yang kini tak kunjung rampung. Yang dibutuhkan saat ini hanyalah ketegasan pemerintah dalam mewujudkan FSRU sebagai proyek strategis yang bisa mengatasi persoalan energi di Tanah Air.

“Pemerintah harus tegas, kalau mereka berpikir strategis, proyek ini harus jadi maka FSRU bisa jadi.

Namun, jika budaya instan dikedepankan, bisa saja pemerintah tidak akan melanjutkannya,” jelas dia.
Komaidi meyakini, pasokan gas dad enam FSRU pasti akan terserap. Saat ini misalnya, industri hanya mendapat gas sebanyak 500 jutA kaki kubik per hari (mmscfd) daRI total kebutuhan 2.700 mmscfd. Hal ini sebenarnya merupakan dampak dan ketidaksiapan pemerintah untuk merealisasikan pembangunan infrastruktur pipa transmisi dan sebelumnya, pemerintah pernah merencanakan pembangunan sejumlah ESRU untuk mengamankan pasokan gas domestik. Selain FSRU di Jawa Barat dengan kapasitas 3 juta ton per tahun, juga akan dibangun FSRU lainnya, misalnya FSRU Arun yang berkapasitas 2,5 jute ton per tahun, FSRU Lampung berkapasitas 1,5-2 juta ton per tahun, dan FSRU Jawa Tengah yang berkapasitas 3 juta ton per tahun.

PT PLN (Persero) dan Exxon-Mobil Limited sebelumnya juga telah menandatangani nota kesepahaman (memorandum of under-standing/MoU) pasokan LNG sebanyak 230 mmscfd. Pasokan tersebut akan diambilkan dari KilangTangguh mulai tahun depan. Namun, lokasi tujuan pengiriman LNG masih menunggu perseroan, apakah akan dibawa ke FSRU Arun atau FSRU Lampung. (Sumber Investor Daily)

GENTING OIL MULAI PENGEBORAN EKSPLORASI


Jakarta - Genting Oil Kasuri Pte Ltd akan memulai pengeboran eksplorasi di Blok Kasuri yang berlokasi di Kabupaten Fakfak, Papua Barat pada September nanti.

Di sisi lain, South Madura Exploration Company Ltd (SMEC) anak usaha MEO Australia Limited, atau dengan kode saham di ASX MEOAY mendapatkan persetujuan dan Ditjen Migas untuk mengakuisisi 60% kepemilikan saham AED South Madura PSC sehingga anak usaha MEO itu kini menjadi operator di blok itu.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Rudi Rubiandini mengatakan Blok Kasuri masih fase eksplorasi dan belum berproduksi.

“Sebenarnya sumur yang dibor sudah dua buah dengan hasil gas yang sangat bagus. Kini menambah sumur berikutnya, jadi September nanti merupakan pengeboran lanjutan saja,” ujarnya ketika dihubungi Bisnis, Senin (18/6).

Genting Oil memulai kegiatan sosialisasi pengeboran pada Juni ini. Pengeboran akan dilakukan di sumur eksplorasi Bedidi-1 di wilayah Kabupaten Fakfak, Papua Barat.
Sementara itu, Coordinator External Affairs Genting Oil Ermon Idrus mengharapkan adanya dukungan penuh dan masyarakat di wilayah Distrik Kokas dan Bomberai, Kabupaten Fakfak.

“Pelaksanaan kegiatan eksplorasi kami akan mengoptimalkan potensi lokal agar kehadiran perusahaan meinbawa manfaat positif bagi pemerintah dan masyarakat sekitar,” ujar Ermon.
Secara total, Genting Oil Kasuri mempersiapkan 12 lokasi sumur eksplorasi dan survei seismik tiga dimensi (3D) seluas 200 kilometer persegi di Blok Kasuri, Teluk Bintuni, Papua Barat. Kegiatan itu berlangsung sejak 2011 hingga 2014.

Jika Genting Oil berhasil menemukan cadangan migas baru dan dikelola dengan baik, diharapkan bisa meningkatkan pembangunan daerah dan memberikan kesejahteraan bagi warga sekitar operasi migas.
Selain di Blok Kasuri, Genting Oil juga mengelola Blok Northwest Natuna di Laut Natuna yang saat ini sudah berproduksi.

Akuisisi South Madura
Sementara itu, adanya persetujuan dad regulator terhadap akuisisi MEO Australia Limited untuk mengakuisisi 60% kepemilikan saham AED South Madura PSC merupakan tindak lanjut dan transaksi bisnis kedua perusahaan yang dilakukan pada 28 Desember 2011.

Nilai transaksi ketika itu mencapai US$0,3 juta. Dengan adanya persetujuan akuisisi itu, kepemilikan SMEC terhadap South Madura PSC menjadi 90%. Sisanya dimiliki oleh PT Eksindo Saouth Madura.

Blok South Madura PSC terletak di onshore Pulau Madura dengan luas areal 1.586 km2. Berkaitan dengan persetujuan itu, CEO MEO Jurgen Hendrich mengemukakan pihaknya sangat gembira dengan keluarnya persetujuan dad transaksi itu.

“MEO telah berusaha masuk ke PSC selama beberapa tahun. Konsistensi dengan strategi kami untuk mendapatkan posisi ekuitas tinggi dalam izin prospektif dan menambahkan nilai teknis menjelang mencari mitra untuk mendanai pengeboran.” (Sumber Bisnis Indonesia)

Minggu, 17 Juni 2012

PGN: KENAIKAN HARGA GAS WAJAR

Jakarta - PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) mengklaim harga gas bumi sebesar US$10,2 per MMBTU masih terjangkau oleh pelanggan industri.  Direktur Utama PGN, Hendi P Santoso dalam siaran pers di Jakarta, Minggu (17/6), mengatakan harga gas yang berlaku mulai Mei 2012 itu tidak dilakukan secara mendadak.

"Kami sudah lakukan sosialisasi dan survai sebelumnya. Hasilnya, harga gas yang kami tetapkan masih wajar dan terjangkau industri," katanya.

Ia juga mengatakan, pihaknya masih menanggung beban akibat kenaikan harga gas oleh produsen. Kenaikan harga gas sekitar 200 persen oleh produsen dan mencakup volume yang besar yakni 600 BBTUD, telah meningkatkan beban PGN secara signifikan.

Hendi menambahkan, program sosialisasi ke pelanggan industri dilakukan baik secara formal maupun nonformal. Dalam forum tersebut, lanjutnya, manajemen PGN juga menerima banyak masukan.

"Berbagai informasi 'stakeholder' kemudian kami gunakan sebagai bahan pertimbangan mengambil kebijakan penetapan harga gas," ujarnya.

Bahkan saat ini PGN siap menjelaskan kembali posisi serta pertimbangan penyesuaian harga gas bumi kepada semua pihak.  Di sisi lain, lanjutnya, PGN juga telah mengupayakan secara konsisten dan berkoordinasi dengan kementerian dan "stakeholder" terkait agar pemenuhan kebutuhan gas bumi bagi industri dapat disetarakan dengan sektor-sektor lain yang selama ini menjadi prioritas.

Hendi juga mengatakan, pembangunan infrastruktur untuk mendukung amanat Presiden Susilo Bambang Yudhoyono mentransformasikan energi dari BBM ke gas, membutuhkan investasi besar.

"Kondisi ini tentunya tidak mudah dan tidak murah. Tanpa dukungan dan pengertian seluruh 'stakeholder', maka transformasi energi ke gas akan sulit diwujudkan," ujarnya.
Per 15 Mei 2012, PGN menaikkan harga gas untuk pelanggan industri di Banten, Jabar, DKI Jakarta, dan Sumatra Selatan dari US$6,9 ke US$10,2 per MMBTU.

Alasannya, harga beli PGN dari produsen gas juga naik dari sekitar 2 ke US$5,5-US$5,6 per MMBTU. Kenaikan harga gas tersebut dinilai pelanggan industri terlalu tinggi dan mengancam akan melakukan unjuk rasa. (Sumber Media Indonesia)

KENAIKAN HARGA GAS UNTUK KESINAMBUNGAN PASOKAN

Jakarta - PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk merasa kenaikan harga gas yang mencapai 55% kepada industri Jawa Barat akan memberikan manfaat soal pasokan. Hal ini berkaca dari manfaat yang diperoleh industri Jawa Timur pasca kenaikan harga gas 2011 lalu.

Direktur Utama PGN, Hendi Prio Santoso menjelaskan, untuk mengantisipasi dampak kenaikan harga gas di hulu, perseroan sebenarnya sudah melakukan serangkaian program sosialisasi kepada para stakeholder, termasuk dengan kalangan industri, baik formal maupun informal.

Menurut Hendi, penetapan harga gas baru yang mulai berlaku pada Mei 2012 lalu tidak dilakukan secara mendadak. “Setelah mendengar masukan dari pelanggan dan berdasarkan survei yang kami lakukan, harga baru yang kami tetapkan masih wajar dan terjangkau oleh industri,” ungkapnya dalam siaran pers, Minggu (17/6).

Hendi bilang, PGN tidak mungkin menanggung sendiri beban biaya akibat kenaikan harga gas oleh produsen yang mencapai lebih dari 200%.

Saat ini pasokan dari hulu ke PGN yang mengalami penyesuaian harga untuk wilayah Jawa Bagian Barat memiliki kontrak sekitar 600 juta british thermal unit per day (bbtud).

Dengan volume yang demikian besar, otomatis kenaikan harga gas dari hulu tersebut telah membuat beban PGN meningkat signifikan. “Kami sesungguhnya masih menanggung beban porsi pelanggan sebagai dampak kenaikan harga gas oleh produsen,” jelas Hendi.

Padahal, jika industri di Jawa Barat menerima penyesuaian harga tersebut bisa dipastikan pasokan akan sesuai kontrak. Manfaat itu sudah dirasakan industri di Jawa Timur. Harga gas di Jatim sudah naik dari US$ 6,5 menjadi US$ 8,8 per mmbtu sejak November 2011 lain.

Dia menjelaskan secara bertahap sejak Juni 2012, pelanggan industri di Jawa Timur akan menikmati kebutuhan gas sesuai kontrak. Pada .Juni 2012, maksimum kontrak pelanggan di Jawa Timur ada di kisaran 150 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Peningkatan pemakaian gas di Jawa Timur juga akan terus meningkat sampai akhir 2013 hingga di kisaran 180 mmscfd. Saat ini industri sedang mempersiapkan peralatan dan SDM bagi penyerapan pasokan baru.

PGN mencatat, dari 12.000 pelanggan di Jawa Timur, Sebanyak 350 di antaranya adalah pelanggan industri komersial. Nah, seiring pemenuhan kontrak kebutuhan gas bagi wilayah itu, pada Juli 2013 ditargetkan pelanggan industrti akan tumbuh lebih dari 15% menjadi 414 pelanggan.

Dirjen Migas Kementerian ESDM, Evita Legowo menegaskan, kanena menyangkut kepentingan banyak pihak, pemerintah bisa intervensi soal kenaikan harga gas. “Tapi pemerintah belum tahu harga yang pas berapa,” katanya. (Sumber: Kontan)

Kamis, 14 Juni 2012

INDONESIA AKAN LEPAS 8 KARGO LNG KE PASAR SPOT

Jakarta - Indonesia akan menjual delapan kargo Liquefied Natural Gas (LNG) dari kilang LNG Tangguh, Papua yang dikelola oleh BP Indonesia, anak usaha BP Plc, ke pasar spot. Delapan kargo LNG tersebut merupakan pengalihan dari kontrak penjualan LNG ke Sempra Energy untuk tujuan west coast, Amerika Serikat.

Indonesia melalui BP Indonesia selaku operator kilang gas LNG Tangguh-Papua memiliki kontrak penjualan LNG dengan Sempra Energy sebanyak 3,7 juta ton per tahun dimana Indonesia memiliki hak mengalihkan 50 persen penjualan LNG ke tujuan lain.

Kepala Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) R. Priyono mengatakan delapan kargo LNG tersebut akan ditenderkan melalui dua tahap dimana tahap pertama akan dimulai pekan depan.

"Kita ingin memaksimalkan penerimaan negara," ujar Priyono saat ditemui wartawan di Kantor Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Jakarta, Kamis (14/6).

Dia menjelaskan tender kedua rencananya akan digelar pada September mendatang sementara pengiriman LNG hasil tender pertama yang akan digelar pekan depan akan dilaksanakan pada pertengahan Juli tahun ini. (*)

Rabu, 13 Juni 2012

PENERIMAAN MIGAS AKAN TERCAPAI

Jakarta - Pemerintah memperkirakan, penerimaan negara dan minyak tidak akan meleset dari target, walau rata-rata produksi lifting minyak saat ini berada di bawah target lifting minyak pada tahun ini. Pasalnya, harga minyak mentah Indonesia(Indonesia Crude Price/ ICP) saat ini cukup tinggi.

“Bukan hanya volume (minyak) yang penting, ada harga juga, saat ini harganya masih tinggi. Jadi, target penerimaan masih bisa tercapai,” kata Kepala Badan Kebijakan Fiskal (BKF) Kementerian Keuangan Bambang Brojonegoro usai rapat Panja Asumsi Dasar dan Kebijakan Fiskal di Gedung DPR RI Jakarta, Rabu (13/6).

Menurut Bambang, lifting minyak berpengaruh terhadap sejumlah postur anggaran, antara lain, penerimaan migas dan subsidi energi. Berdasarkan Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara Perubahan (APBNP) 2012, pemerintah mematok penerimaan dan minyak dan gas .sebesar Rp 278,02 triliun. Sedangkan untuk subsidi BBM pada tahun ini dipatok sebesar Rp 225 triliun, yakni terdiri atas subsidi BBM sebesar Rp 137 triliun, subsidi energi Rp 65 triliun, dan cadangan risiko energi Rp 23 triliun.

Dirjen Minyak dan Gas Kementenan ESDM Evita Legowo menuturkan, hingga 11 Juni 2012, realisasi rata-rata produksi minyak Indonesia hanya mencapai 880 ribu barel per hari. Realisasi tersebut jauh berada di bawah target lifting minyak yang telah ditetapkan dalam APBNP 2012 sebesar 930 ribu barel per hari.

Sementara itu, realisasi rata-rata harga minyak mentah Indonesia hingga 11 Juni 2012, menurut Evita, mencapai US$ 116,86 per barel. Angka tersebut berada di bawah asumsi harga minyak mentah Indonesia tahun ini sebesar US$ 105 per barel. Walau demikian, menurut Evita, saat ini tren harga minyak menunjukkan penurunan.

“Perkembangan harga minyak bumi naik-turun. Per 11 Juni harga minyak US$ 102,8 per barel. Sedangkan per 11 Juni rata- rata US$ 116 per barel. Jadi, harga minyak saat ini trennya turun terus,” ungkap dia.

Sebelumnya, pemerintah memproyeksikan, bila realisasi lifting minyak domestik lebih rendah 10 ribu barel per hari dan yang diasumsikan dalam APBN 2012, maka tambahan defisit diperkirakan Rp 1,71 triliun -Rp 2,08 triliun.

Lifting Gas
Bambang mengatakan, penerimaan dari minyak bumi sebelumnya selalu mendominasi penerimaan migas dan tidak pernah meleset ke bawah dan target Namun, saat ini, pemerintah melihat penerimaan dan gas mengalami peningkatan dan produksi minyak menurun, sehingga pemerintah memasukkan asumsi lifting gas pada Rancangan Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (RAPBN) 2013.

“Kita lihat sekarang penerimaan gas meningkat dan karena sudah memiliki data terpisah minyak dan gas, selain itu juga minyak menurun,” tutur dia.
Selain itu, produksi gas masih berpusat pada penerimaan. Namun, dengan semakin terbukanya data lifting gas, diharapkan produksi gas Indonesia dapat menjadi pendorong ekonomi.

“Kalau data terbuka, dorongan gas tidak diekspor besar. Kalau gas besar, minyak turun, gas jangan di ekspor semua. Kita mengubah paradigma dan revenue ke economi diiyen. Bagaimana gas bisa dimanfaatkan dalam negeri,” ungkap dia.

Saat ini, menurut Bambang, Indonesia memang  belum memiliki ICP gas karena harga gas berdasarkan kontrak yang berbeda-beda, sesuai dengan lapangan gas. Pemerintah akan mencari formula dan harga gas mentah Indonesia. (Sumber: Investor Daily)

RUDI RUBIANDINI, WAKIL MENTERI ESDM

Jakarta - Posisi Wamen Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang sempat vakum selama 2 bulan sepeninggal Widjajono Partowidagdo akhimya ada penggantinya. Presiden Susilo Bambang Yudhoyono telah menetapkan Rudi Rubiandini sebagai Wamen ESDM yang baru.

Rudi bisa dikatakan teman satu alumni dengan Widjajono di ITB dan juga dikenal sebagai guru besar di institut yang sama. Rudi seperti disampaikan oleh Kepala Negara di Istana Bogor Rabu 13 Juni, akan langsung bergabung dengan Kabinet Indonesia Bersatu II dalam 2,5 tahun ke depan.

Menurut pandangan Presiden, Rudi yang dipercayakan sebagai Wakil Menteri ESDM dinilai cakap, memiliki pengetahuan dan pengalaman serta komitmen untuk memajukan sektor energi dan sumber daya mineral.

“Yang bersangkutan saya pandang memiiki kecakapan membantu Menteri ESDM mengembangkan kebijakan program dan rencana aksi. Serta upaya nyata untuk meningkatkan pengelolaan energi dan sumber daya mineral dan menjalankan gerakan penghematan energi secara nasional,” kata SBY.

Sebelum ada pengumuman resmi dari Istana, rumor Rudi sebagai Wamen ESDM sudah terhembus cukup lama. Bahkan, 2 hari sebelum diumumkan, Bisnis telah menghubungi yang bersangkutan berkaitan dengan rumor itu, dia langsung dengan yakin menjawab

“Benar itu, pelantikan Kamis pukul 10.00 WIB, ujarnya.

Berkaitan dengan tugas yang akan diembannya, pria kelahiran Tasikmalaya pada 1962 itu mengaku amanah sebagai Wamen ESDM adalah sebuah tugas yang sangat berat bagi siapa pun karena bidang energi merupakan tulang punggung kebutuhan bangsa.

“Namun tantangan yang sangat besar ini sekaligus menjadi penyemangat saya untuk bekerja lebih baik,” ujar Rudi.

Masih Ada Harapan
Dari sisi energi primer, tambahnya, prodtiksi minyak nasional memang sedang turun namun masih ada harapan dan produksi gas yang bisa ditingkatkan seiring adanya beberapa proyek yang sedang berjalan.

Maupun dari sisi infmstruktur dia mengakui kapasitas kilang di Indonesia sangat terbatas. Artinya jika ada kilang yang rusak maka sebagian minyak yang diproduksikan tidak akan bisa diolah di dalam negeri.

“Dengan demikian, kita membutuhkan tambahan kilang untuk meningkatkan keandalan kita,” ujarnya.

Selain itu, infrastruktur pipa untuk menyalurkan gas dan hulu ke hilir juga masih sangat terbatas. Padahal, pipa dibutuhkan untuk menyukseskan program konversi BBM ke BBG.

Khusus soal diversifikasi energi, Rudi menilai kebijakan itu hams terus dilakukan mengingat cadangan minyak Indonesia hanya 0,3% dari total cadangan dunia dan cadangan gas hanya 1,7% Cadangan dunia (Sumber : Bisnis Indonesia)

Senin, 11 Juni 2012

FSRU TELUK JAKARTA ALIRKAN GAS MULAI JULI

Jakarta - PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS), badan usaha milik negara di sektor distribusi dan transmisi gas, memperkirakan mulai menyerap gas dari unit penampungan dan regasifikasi gas alam cair (FSRU) Teluk Jakarta sebanyak 100 juta kaki kubik per hari (mmscfd) pada awal Juli 2012.

Heri Yusup, Corporate Secretary Perusahaan Gas, mengatakan jumlah tersebut masih bisa ditingkatkan lagi sesuai dengan pasokan gas yang tersedia dari anak usaha perseroan, PT Nusantara Regas selaku operator FSRU tersebut.

"Kami bisa saja menyerap lebih tinggi dari 10 mmscfd karena kapasitas pipa kami yang ada di sana bisa mencapai 40-100 mmscfd," jelas dia, Senin.

Kapasitas regasifikasi gas saat ini sebesar 200 mmscfd, di mana sebanyak 165 mmscfd telah dikontrakkan untuk memasok gas ke pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) Muara Karang milik PT PLN (Persero). Sampai saat ini uji coba komersial masih dilakukan dengan jumlah baru sebesar 100 mmscfd.

Namun, Heri mengaku hingga kini pihaknya belum ada kesepakatan harga dengan Nusantara Regas karena masih membahas masalah alfa, yakni biaya transportasi dan regasifikasi dari sumber pasokan gas, yakni kilang Badak di Bontang, Kalimantan Timur.

Sementara harga jual gas ke pelanggan perseroan dipastikan akan lebih tinggi dibandingkan harga jual gas pipa, lebih tinggi dari harga pipa rata-rata perseroan saat ini US$ 10 per juta bristish thermal unit (mmbtu).

Untuk itu, agar mendapatkan kepastian konsumen dan tidak terjadi kesalahpahaman dengan konsumen, Perusahaan Gas akan membahas hal ini dengan konsumen sebelum ada kepastian harga dengan Nusantara Regas.

"Pasokan gas dari FSRU Jawa Barat ini rencananya akan dialirkan ke pelanggan industri di Jawa Barat dan sekitarnya karena masih kekurangan gas," ujarnya.

Bila harga jual gas dari unit regasifikasi ini dinilai konsumen sangat mahal, perseroan dapat mencampurkannya dengan pasokan gas pipa, sehingga harga diperkirakan bisa lebih murah.
"Jadi, kami bisa ambil gas dari FSRU ini bila ada kesepakatan harga dengan konsumen dan daya beli konsumen nantinya," tuturnya.

Hendra Jaya, Direktur Utama Nusantara Regas, pihaknya siap memasok gas untuk distributor gas, seperti Perusahaan Gas dan PT Pertamina Gas (Pertagas), selain untuk pembangkit listrik milik PLN.

Perseroan telah menandatangani nota kesepahaman dengan Perusahaan Gas dan Pertagas untuk pemanfaatan gas dari FSRU ini.

Ia menambahkan Perusahaan Gas lebih berpeluang mengambil gas ini karena telah memiliki pipa di dekat FSRU, yakni di Muara Karang. Sementara Pertagas belum memiliki pipa di dekat unit regasifikasi tersebut.

"Pertagas memang belum (punya pipa), nanti kami lihat apakah mereka mau swap (bertukar) atau bagaimana," ujarnya.

Gunung Sardjono Hadi, Direktur Utama Pertagas, menuturkan pihaknya telah memiliki rencana untuk bisa menyerap gas dari FSRU Jawa Barat tersebut. Bila hasil kajian komersialnya dinyatakan perseroan layak membangun pipa di sekitar itu maka pihaknya akan membangun pipa di sana.
"Kami siap jika memang dari hasil kajian tekno komersialnya layak untuk dibangun dan mendapat persetujuan dari Korporat (Pertamina)," ungkapnya. (Sumber: Indonesia Finance Today)

PRODUKSI MIGAS 2,3 JUTA BAREL PER HARI DI 2013

Jakarta - Pemerintah dan Komisi VII DPR menyepakati asumsi produksi siap jual minyak dan gas dalam Rancangan APBN 2013 sebesar 2,215 juta sampai 2,320 juta barrel minyak per hari. Produksi minyak mentah sebesar 890.000 sampai 930.000 barrel per hari.
Demikian hasil kesimpulan Rapat Kerja Komisi VII DPR dengan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Jero Wacik serta jajarannya, Senin (11/6) malam, di Jakarta.

Pada raker itu, pemerintah dan Komisi VII DPR belum menetapkan volume bahan bakar minyak (BBM) bersubsidi dalam Rancangan APBN 2013. Volume BBM ini penting berkaitan dengan besaran subsidi BBM yang harus disiapkan pemerintah dalam anggaran.

Dan asumsi produksi siap jual (lifling) minyak dan gas bumi sebesar 2,215 juta sampai 2,320 juta setara barrel minyak per hari (BOEPD), lifting minyak bumi mencapai 890.000 barrel sampai 930.000 barrel per hari. Sementara lifting gas bumi 1.325 juta sampai 1.390 juta setara barrel minyak bumi per hari.

Anggota Komisi VII DPR dan Fraksi PDI Perjuangan, Ismayatun, menyatakan, dengan penetapan asumsi lifting migas, pemerintah semestinya juga menetapkan harga gas Indonesia. Saat ini, pemenintah baru menetapkan asumsi harga minyak mentah Indonesia (ICP) dalam RAPBN 2013.

Namun, Direktur Jenderal Minya dan Gas Bumi Kementerian ESDM Evita H Legowo menyatakan, pemerintah sulit merumuskan formula harga gas Indonesia. Alasannya, harga jual gas Indonesia sangat bervaniasi, baik hanga gas yang diekspor maupun di dalam negeri. Saat ini ada ratusan perjanjian jual beli gas (PJBG) yang ditandatangani antara kontraktor kontrak kerja sama dan konsumen gas.

Sebelumnya, pemerintah mengusulkan, proyeksi volume BBM bersubsidi tahun 2013 berkisar 45-48 juta kiloliter. Volume BBM bersubsidi tahun depan dapat dikendalikan jadi 45 juta kiloliter jika program penghematan BBM tahun ini tetap diimplementasikan dan ada kenaikan harga jual BBM bersubsidi.

Data yang dihimpun dari hasil audit Kementerian ESDM tahun 2003-2010, potensi efisiensi energi adalah 5 persen, atau setara investasi Rp 23,8 triliun hingga Rp 289 tniliun per tahun. “Penghematan harus ditingkatkan, baik oleh instansi pemerintah maupun swasta,” ujarnya.

Jero Wacik, dalam sambutan tertulisnya, menyatakan, sumber energi di Tanah Air bergantung pada bahan bakar fosil yang tidak bisa diperbarui. Konsumsi minyak masih mendominasi, yaitu 46,93 persen dan total konsumsi energi, dlikuti gas dan batubara masing-masing 26,38 persen dan 21,29 persen. Pemakaian energi baru dan terbarukan 6 persen dan total konsumsi energi. (sumber: Kompas)

Minggu, 10 Juni 2012

INVESTASI MIGAS MENINGKAT

Jakarta - NiIai investasi minyak dan gas bumi (migas) di Indonesiatahun ini meningkat menjadi US$ 15 miliar .dibandingkan tahun 2011. Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) optimistis mulai tahun ini tidak ada lagi penurunan produksi minyak bumi.

Guna menggenjot produksi (cadangan) minyak bumi, pemerintah punya tugas berat menata kembali sistem dan regulasi migas agar ramah terhadap investor. Pekerjaan rumah (PR) ini perlu dituntaskan secepatnya, agar para investor tertarik menggarap sumur-sumur minyak baru mengingat cadangan minyak bumi RI masih sangat besar, yakni dapat ditingkatkan menjadi 50-80 miliar barel dan saat ini hanya 4,2 miliar barel. Upaya itu bisa mengembalikan reputasi Indonesiasebagai negara produsen dan eksportir  minyak bumi anggota OPEC.

Hal itu diungkapkan Deputi Pengendalian Operasi BP Migas Rudi Rubiandini, Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Evita Legowo, Wakil Kepala BP Migas Hardiono. Mereka diwawancarai Investor Daily secara terpisah di Jakarta, akhir pekan lalu.

Produksi minyak bumi nasional terus menurun sejak 12 tahun silam, menyusul tidak tergarapnya cadangan minyak di lokasi-lokasi yang sulit terjangkau, karena proses eksplorasi butuh teknologi tinggi dan investasi sangat besar. Alhasil, produksi dan lifting minyak Indonesiayang ditargetkan 930 ribu barel per hari (bph) belum tercapai. Pada periode Januari-April 2012, produksi minyak hanya mencapai rata-rata 880.701 bph, sedangkan lifting minyak rata-rata sebesar 850.456 bph.

Menurut Rudi Rubiandini, besaran investasi yang dikucurkan oleh kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) yang mengelola blok migas terus naik setiap tahun. Pada 2010, investasi migas nasional tercatat US$ 11,03 miliar, kemudian naik menjadi US$ 13,59 miliar pada 2011. Produksi tercatat sebesar 944 ribu bph pada 2010 dan 903 ribu bph tahun 2011, dengan laju penurunan 4%.

Namun, Rudi Rubiandini menjanjikan, mulai tahun ini laju penurunan produksi bisa ditekan menjadi 0% walau produksi tahun ini masih akan lebih rendah dari tahun lalu. “Minimal kita ingin tekan laju penurunan 2% atau kalau bisa tidak ada penurunan sama seka1i bahkan mulai naik,” kata dia di Jakarta, Jumat (8/6). Target laju penurunan 2% bisa dikejar melalui pengeboran sumur pengembangan dan pengeboran lanjutan.

Rata-rata produksi minyak nasional tahun ini masih 880,8 ribu bph. Rudi menuturkan, produksi akan mulai naik setelah ada tambahan produksi minyak dan Blok West Madura Offshore (WMO) yang digarap Pertamina Hulu Energi. Saatini, anak usaha PT Pertamina (Persero) itu baru mendapat dua rig, satu sumur di antaranya sudah mulai menghasilkan minyak 4 ribu bph. “Kalau mereka mendapat tiga sumur, kita perkirakan akan ada tambahan produksi 15 ribu bph,” ungkap Rudi.

Bersamaan dengan rampungnya pengeboran tiga sumur di WMO pada juni, produksi mulai menyentuh angka 900 ribu bph. “Itu berarti laju penurunan produksi mendekali nol persen,” kata Rudi.

Selanjutnya, ungkap Rudi, pada September 2012 ketika pengeboran di berbagai lapangan membuahkan hasil, laju produksi bergerak ke arah posilif, stabilpada angka 900 ribu bph atau meningkat. Dia berharap lidak ada cuaca ekstrem, sehingga produksi bisa terpuruk lagi. Hingga akhir tahun, merata produksi minyak diperkirakan hanya 904 ribu bph.

Pada 2013, produksi minyak akan meningkat menjadi maksimal 910 ribu bph. Tambahan produksi dliperoleh dari sebelas proyek, yakni Lapangan Kerendan milik Salamander Energy Bangkanai limited, Lapangan South Mahakam dan South Mahakam Fase-2 Total E&P Indonesie, Lapangan LetangTengah ConocoPhilips, Lapangan Gundih dan Pondok Makmur PT Pertamina EP. Kemudian, Lapangan Anoa Premier Oil, Lapangan Dun North Duri Development (NDD) Area 13 Chevron Pasific Indonesia, Lapangan GG dan UL PTPertamina Hulu Energi Offshore North West Java, serta Lapangan jambu Aye milik ENI Krueng Mane Limited.

Selain itu, menurut Rudi, BP Migas akan mengoptimalkan produksi dan lapangan yang sudah ada.

Dua lapangan yang diharapkan menaikkan produksi adalah Lapangan Rantau dan Talang Jimar milk PT Pertamina EP Tahun depan juga akan ada penambahan peralatan di proyek produksi awal (early production facility/EPF) Blok Cepu milik Mobil Cepu limited. Lapangan Jambi Merang diprediksi akan menaikkan produksi sebesar 600 bph.

Rudi menuturkan, dengan produksi tahun depan sebesar 910 ribu bph, tren produksi minyak nasional sudah mulai naik. “Baru naik 0,5% tetapi sudah positif, sehingga menjadi titik balik. Selama ini yang teijadi adalah produksi selalu menurun 3-5% setiap tahun,” kata dia. (Sumber: Investor Daily)

WIKA RAIH KONTRAK SENILAI US$1,5 TRILIUN DARI CHEVRON

Jakarta - Konsorsium PT Wijaya Karya Tbk (Wika) meraih kontrak senilai US$ 168 juta atau sekitar Rp 1,51 triliun dari PT Chevron Pacific Indonesia (CPI). Konsorsium itu akan menggarap proyek rekayasa pengadaan dan konstruksi (engineering procurement construction/EPC) pengembangan lapangan minyak North Duri Development di Duri, Riau, milik CPI.

Konsorsium itu terdiri atas WIKA dan satu perusahaan swasta. Proyek itu akan dikerjakan tahun ini.
“Tender telah dilakukan secara transparan dan bisa dipertanggungjawabkan. Konsorsium Wika dipercaya menjalankan proyek itu,” kata General Manager Policy Government Public Affairs (PGPA) Chevron Usman Slamet kepada Investor Daily di Jakarta, Minggu (10/6).

Usman belum dapat mengungkapkan detail proyek tersebut. Dia juga enggan menyebutkan nama mitra Wika di dalam konsorsium. Sumber Investor Daily menuturkan, nilai proyek dari Chevron mencapai US$ 168 juta. Perseroan menjadi mayoritas dalam konsorsium yang dibentuk. (Sumber: Investor Daily)

PHE WMO Targetkan Produksi 40.000 BOPD Di 2016

Jakarta - PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore menargetkan produksi hingga 40.000 barrel per hari tahun 2016. Untuk itu, mereka akan terus mencari sumur minyak di lepas pantai barat Madura tersebut.

Direktur Utama PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Salis S Aprilian di Surabaya, Jawa Timur, pekan lalu, mengatakan, langkah itu baik secara nonteknis maupun teknis. Upaya nonteknis antara lain berupa pengurusan perjanjian dan penyelesaian kendala lainnya.

Untuk upaya teknis, pihaknya akan mendatangkan tiga anjungan baru.

Secara keseluruhan, total biaya untuk pembangunan tiga anjungan minyak dan gas lepas pantai serta pemasangan pipa bawah laut adalah sebesar 80,5 juta dollar AS.

Ketiga anjungan untuk PHE KE-38B, PHE KE-39, dan PHE KE-54 ini untuk mendongkrak produksi minyak dan gas di Blok West Madura Offshore. PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore berharap anjungan itu bisa memproduksi tambahan antara 9.000 barrel per han (bph) dan 21.000 bph.

Saat ini produksi mmyak dan blok tersebut baru mencapai 12.000 bph dan produksi gas Sebesar 180 juta metrik standar kaki kubik per hai (MMSCFD). Dengan pemasangan anjungan pada Agustus nanti dan datangnya rig ketiga, diharapkan produksi minyak naik hingga 30.000 bph.
Blok West Madura Offshore pernah memproduksi 26.000 bph, tetapi percepatan penurunannya sangat cepat. Karena itu, harus dibarengi dengan kecepatan penambahan pengeboran dan penyediaan fasiitas baru.

Secara bertahap, sebanyak 30.000 bph dicapai pada akhir tahun 2013. Infrastruktur harus disiapkan agar kegiatan eksplorasi dan eksploitasi berjalan lancar dan aman.

Pembangunan tiga anjungan itu adalah bagian dan penyiapan infrastruktur penunjang tersebut.
Tiga anjungan baru itu nantinya dibangun lengkap dengan jaringan pipa untuk menghubungkan janingan pipa yang saat ini ada dengan sumur-sumur baru yang akan dibor. Takhanya itu, Blok West

Madura Offshore juga harus membangun ulang satu anjungan yang sempat rusak tertabrak kapal.
PT PHE tahun lalu mencatat pendapatan Rp 9,6 triliun dengan laba bersih Rp 4,3 triliun. Tahun ini, perolehan laba bersih ditargetkan Rp 6,8 triliun. Kontribusi terbesar pendapatan tersebut adalah Offshore North West Java 26 persen dan West Madura Offshore 23 persen, sisanya blok migas lain. (Sumber: Kompas)

Senin, 04 Juni 2012

PRODUKSI TOTAL E&P INDONESIE ANJLOK 500 MMSCFD

Jakarta- Produksi Total E&P Indonesie dari Blok Mahakam rata-rata tahun ini diperkirakan akan turun hingga 20,8 persen atau sebesar 500 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) dibanding tahun lalu menjadi hanya 1.900 juta kaki kubik per hari. Hal tersebut diduga terkait dengan isu perpanjangan Blok Mahakam yang belum mendapatkan kepastian dari Pemerintah. Kejadian penurunan produksi secara drastis sebelumnya juga terjadi saat terjadi ketidakpastian perpanjangan kontrak di Blok West Madura Offshore.

Tahun lalu Blok Mahakam yang diminta oleh Pertamina untuk diberikan ke perusahaant tersebut setalah habis kontrAknya pada tahun 2017 itu mampu memproduksi gas sebesar 2.400 juta kaki kubik per hari untuk dikirim ke kilang LNG Bontang. pada awal tahun ini penurunan produksi mampu ditahan sehingga produksi bisa mencapai 2.200 juta kaki kubik per hari namun hingga akhir tahun produksi diperkirakan hanya 1.900 juta kaki kubik per hari.

Total E&P Indonesie mengaku tidak bisa mencapai target produksi tahun ini yang telah ditetapkan pemerintah. Perusahaan minyak dan gas asal Prancis itu merasa kesulitan Mencapai target produksi sebesar 2.346 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd) tersebut.

Vice President Human Resources, Communications, General Services, dan Audit Total E&P, A. Noviyanto mengatakan, perusahaannya telah berupaya mempertahankan tingkat produksi Blok  Mahakam yang kontraknya akan berakhir pada tahun 2017 tersebut, agar tidak turun drastis. Total ingin mempertahankan produksi gas di kisaran 2.400 rnmscfd seperti pada 2010 lalu. Sayang, upaya itu tak berhasil. Pada awal tahun produksi gas sempat mencapai 2.200 mmscfd, namun kemudian turun terus. Perkiraan kami rata-rata produksi hingga akhir tahun nanti hanya 1.900 mrnscfd,” kata dia, akhir pekan lalu seperti dikutip harian Kontan.

Total mengklaim telah herinvestasi besar-besaran di Blok Mahakam. Tahun ini saja, investasi untuk ini mencapai sekitar US$2 miliar, Setara dengan 90% keseluruhan investasi Total.

Perusahaan migas asal Prancis tersebut mengaku telah berupaya menahan laju penurunan produksi (natural decline) dengan mengebor sumur pengembangan dan sumur sisipan. “Kami bor rata-rata 100 sumur sampai 120 sumur per tahun dengan biaya sekilai US$ 1 miliar. Kami berharap ada penambahan produksi dan pengeboran,” jelas Noviyanto.

Selain itu, Total juga melakukan perawatan dan optimalisasi produksi dengan berbagai teknologi terhadap sumursumur yang sudah ada. Total berharap bisa memperkecil laju penurunan produksi dengan pelbagai usaha tersebut.

Selain mencari sumur-sumur baru dan merawat sumur yang sudah ada, Total juga berupaya meminimalisasi unplanned shutdown agar penurunan produksi secara alamial bisa dipertahankan di level 1% sampai 2%.

Noviyanto rnenggambarkan laju penurunan produksi di Blok Mahakam bisa mencapai 40% per tahun bila dibiarkan begitu saja. Upaya yang diilakukan Total tidak bisa melawati kondisi alamiah reservoir (cadangan minyak bumi atau gas di dalam permukaan bumi) yang tekanannya makin melemah meskipun telah dipasang kompresor tambahan. “Apalagi, sifat reservoir di Mahakam yang sangat sensitif. Kalau kita tidak melakukan upaya dengan baik, penurunan produksi bisa semakin cepat,’ papar dia.

Akuisisi blok baru

Sebelumnya, Direktur Operasi BP Migas, Rudi Rubiandini mengatakan lapangan terbesar, yaitu Lapangan Peciko dan Tunu di Blok Mahakam milik Total telah memasuki masa penurunan produksi dengan laju 35%.

Selain menggaiap blok Mahakam, Total E&P Indonesie mulai mengakuisisi sejumlah blok baru, yakni Blok SW Bird’s Head, Amborip VI, dan A. rafuru Sea di Papua.

Untuk Blok SW Bird’s Head, Noviyanto menuturkan, perusahaan akan memulai pengeboran pertama tahun depan. Komitmen investasi tiga tahun pertama yang djjanjikan Total E&P Indonesie kepada pemerintah untuk blok ini mencapai US$ 19 miliar. “Kalau tahun ini saja kita akan investasi lebih dan US$ 10 juta, maka ada kemungkinan realisasi investasi kita akan lebih dan US$ 19 miliar,” kata dia.

Pada Blok SW Bird’s Head, Total memiliki saham 100%. Selain itu, Total juga memiliki saham di sejumlah blok, yaitu Blok Sebuku 15%, Blok Sadang 30%, Blok South Mandar 33%, Blok Sageri 50%, Blok South Sageri 45%, Blok Amborib VI 24,5%, dan Blok Arafuru Sea 24.5%.

Total tengah menggarap beberapa proyek laut dalam, yaitu di Blok Sageri, South Sageri, dan Sadang.

Perusahaan asal Prancis ini menggandeng Talisman dan PTT Exploration and Production (PTTEP). Saat ini ketiga perusahaan tersebut sedang memulai tahapan studi di ketiga b1ok tersebut. (DWI)

Minggu, 03 Juni 2012

MASIH 50 STRUKTUR BELUM DIKEMBANGKAN

Bandung—Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) mengungkapkan dari kegiatan eksplorasi yang telah dilakukan selama ini masih terdapat 50 struktur penemuan minyak dan gas bumi yang belum dikembangkan dengan perkiraan cadangan potensial (2P) sebesar 277 juta barel untuk minyak dan 5,5 triliun kaki kubik gas. Struktur baru ini diharapkan dapat mulai berkontribusi meningkatkan cadangan dan produksi migas nasional dalam lima tahun ke depan, yang tersebar di 24 wilayah kerja eksplorasi dan eksploitasi di seluruh Indonesia.

“Kita berharap pengembangan struktur penemuan tersebut dapat berjalan sesuai rencana sehingga bisa berkontribusi untuk produksi nasional secepatnya,” ujar Wakil Kepala BPMIGAS Hardiono dalam penutupan Forum Perencanaan di Bandung, Jumat (1/6) seperti tertulis dalam siaran pers BPMIGAS.

Forum Perencanaan ini diadakan untuk menyusun perkiraan penambahan cadangan dan produksi migas nasional tahun 2013 sampai 2017 dan merupakan forum untuk berbagi pengetahuan antara sesama Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) dan juga dari industri penunjang. Forum Perencanaan ini diikuti sekitar 300 peserta yang berasal dari BPMIGAS, Kementerian ESDM, Kontraktor KKS,

Perguruan Tinggi dan perusahaan dari industri penunjang. Hardiono menambahkan saat ini penemuan cadangan pada bagian timur Indonesia menunjukkan volume cadangan yang lebih tinggi dari penemuan cadangan di bagian barat Indonesia.
“Peluang Indonesia untuk meningkatkan cadangan dan produksi di masa yang akan datang dititikberatkan pada kegiatan eksplorasi dan pengembangan di kawasan timur Indonesia,” ujar Hardiono.

Dia mengingatkan bahwa kegiatan eksplorasi hulu migas merupakan kegiatan yang padat resiko karena biayanya yang besar dan belum tentu akan memperoleh hasil yang ekonomis. Sebagai gambaran, saat ini di kawasan timur Indonesia terdapat 21 pemboran sumur eksplorasi yang belum berhasil menemukan hidrokarbon dalam jumlah ekonomis padahal investasi sekitar 1,3 miliar US dollar sudah dikeluarkan untuk kegiatan ini. Karena sumur-sumur ini terletak di Wilayah Kerja Eksplorasi, angka yang sangat fantastis ini tidak menjadi tanggung jawab negara, akan tetapi sepenuhnya menjadi tanggung jawab investor.

Dengan investasi yang padat modal dan resiko di bidang eksplorasi dan produksi hulu migas, Indonesia masih memerlukan keberadaan investor baik dalam negri maupun asing.
Untuk mencapai target produksi migas 5 tahun ke depan, 9 proyek andalan industri hulu migas diharapkan dapat memberikan kontribusi yang signifikan. Adapun proyek andalan untuk minyak dan gas bumi adalah:


No.
Lapangan
Tahun Mulai Berproduksi
1.
Ruby
2013
2.
Donggi Senoro
2014
3.
Peciko-7C
2014
4.
Banyu Urip
2014
5.
Ande-Ande Lumut
2015
6.
Madura BD + MDA + MBH
2015
7.
Indonesia Deep Water Development (IDD)
2015
8.
Jangkrik
2015
9.
Kepodang
2015


Hardiono menambahkan, selain dari pengembangan lapangan baru, upaya peningkatan produksi juga ditempuh melalui peningkatan kegiatan enhanced oil recovery (EOR) yang menggunakan bahan kimia surfaktan dan polymer. Pada tahun 2012, terdapat tiga proyek pertama (pilot project) EORyang akan dimulai yaitu proyek EOR Lapangan Minas (PT Chevron Pacific Indonesia), Proyek EOR Tanjung (PT Pertamina EP), dan Proyek EOR Kaji (PT Medco E&P Indonesia).

 “Selama ini teknologi EOR dengan bahan kimia baru diujicobakan di skala laboratorium, tahun ini untuk pertama kalinya akan mulai diujicobakan di lapangan minyak,” ujar Hardiono. Penerapan di sumur produksi ini akan dilakukan selama lima sampai sepuluh tahun ke depan dan apabila hasilnya memuaskan akan diterapkan dalam skala penuh sehingga diharapkan terdapat potensi peningkatan produksi minyak bumi yang sangat besar.

Salah satu teknologi yang akan diterapkan di lapangan Tanjung menggunakan bahan kimia Surfaktan hasil karya bangsa Indonesia yang diproduksikan oleh Institut Pertanian Bogor (IPB).
Hardiono mengingatkan Kontraktor KKS untuk benar-benar melaksanakan rencana kerja lima tahun terkait dengan penambahan cadangan dari kegiatan eksplorasi dan rencana produksi baik dari lapangan baru maupun eksisting. “Rencana kerja ini harus menjadi komitmen kita bersama dalam peningkatan pencapaian kinerja industri hulu migas nasional,” ujar Hardiono.