Old Oil Well Travel Can be Mainstay

    Nowadays many sights in Bojonegoro that can be visited during the holidays of Christmas and New Year. One of them, Geoheritage Wonocolo tourist destinations located in the village Wonocolo, District Kedewan, Bojonegoro. Geoheritage Wonocolo tourist attractions are located in the area Kendeng Mountains in the north of the Solo River. This tourist spot is also called Texas Wonocolo.

    To get to this attraction, visitors can through the Malo and Padangan subdistrict, Bojonegoro or from the territory of Cepu, Blora, Central Java. During the trip, travelers will be treated to green forests and winding roads and uphill. Tourism development in the middle of the traditional oil drilling have opened this year.

    Arriving at the site, visitors can see the direct local residents to drill for oil in the traditional way. Traditional miners that utilize large vehicle engines that are not used as a towing machine oil bucket. They also do the processing of crude oil drawn from the bowels of the earth it is traditionally or commonly called distillation.

    If you want to enjoy the natural potential of the other, visitors can climb to the top of the hill. Enjoy the view from the observation point, visitors can see exotic nature hills and poles tripod traditional oil drilling. For visitors who have an adventurous spirit, in the tourist area Geoheritage Wonocolo there is also a track for off-road, good for a four-wheel, dirt bike, and a mountain bike

    So, anyone can come together with the community, family, or yourself. Geoheritage Wonocolo Tourism is currently the leading attractions for the Government of Bojonegoro. Head of Tourism Development, Culture and Tourism (Disbudpar) Bojonegoro Regency Suyanto said the nature Wonocolo plans to become the leading tourist destinations in Bojonegoro, in addition to travel and Agro Blimbing Upper Wind and the District Grabah Malo. "We differentiate into three categories, there is an advanced program Dander Park, Goda Fire, and Pacal Reservoir.

    Featured travel Geoherigate Wonocolo, Agro Blimbing, Grabah Malo and Upper Bukit Angin. As for the pilot travel there Mojodesa Village Creative Village, Kampong Samin, Watu Gandul/Stone Baldy in Temayang, Spring Ngunut, and in the village of Kampung Salak Wedi, Cotton, "he explained. It believes, any visitor in several tourist destinations will continue to grow. Moreover, coupled with the many activities held in the sights and the addition of rides at some locations. The district government, he added, is also currently developing village-based Travel, Each village is expected to explore the territory in order to become a tourist spot.

see this link for Old Oil Well Travel

IN INDONESIAN

Sumur Minyak Tua Jadi Wisata Andalan
    Saat ini banyak tempat wisata di Kabupaten Bojonegoro yang bisa dikunjungi saat liburan Natal dan Tahun Baru. Salah satunya, destinasi wisata Geoheritage Wonocolo yang terletak di Desa Wonocolo, Kecamatan Kedewan, Kabupaten Bojonegoro. Tempat wisata Geoheritage Wonocolo ini berada di daerah Pegunungan Kendeng di sebelah utara Sungai Bengawan Solo. Tempat wisata ini disebut pula Teksas Wonocolo.

    Untuk menuju objek wisata ini, pengunjung bisa melalui jalur Kecamatan Malo dan Padangan, Kabupaten Bojonegoro ataupun dari wilayah Cepu, Kabupaten Blora, Jawa Tengah. Selama perjalanan, wisatawan akan disuguhi hijaunya hutan serta jalan berliku dan menanjak. Pengembangan wisata di tengah pengeboran minyak tradisional ini baru dibuka tahun ini.

    Sampai di lokasi, pengunjung bisa melihat langsung warga setempat mengebor minyak dengan cara tradisional. Penambang tradisional itu memanfaatkan mesin kendaraan besar yang sudah tidak terpakai sebagai mesin penarik timba minyak. Mereka juga melakukan pengolahan minyak mentah yang ditimba dari perut bumi itu secara tradisional atau biasa disebut penyulingan.

    Jika hendak menikmati potensi alam lainnya, pengunjung bisa naik ke puncak bukit. Menikmati pemandangan dari tempat pengamatan pengunjung bisa melihat eksotisme alam perbukitan dan tiang-tiang tripot pengeboran minyak tradisional. Bagi pengunjung yang memiliki jiwa petualang, di kawasan wisata Geoheritage Wonocolo ini juga ada track untuk offroad, baik untuk roda empat, sepeda motor trail, maupun sepeda gunung

    Jadi, siapapun bisa datang bersama dengan komunitas, keluarga, ataupun sendiri.  Wisata Geoheritage Wonocolo saat ini menjadi wisata unggulan bagi Pemerintah Kabupaten Bojonegoro. Kepala Bidang Pengembangan Pariwisata, Dinas Kebudayaan dan Pariwisata (Disbudpar) Pemkab Bojonegoro Suyanto mengungkapkan, wisata alam Wonocolo rencananya akan menjadi destinasi wisata unggulan di Bojonegoro, selain wisata Atas Angin dan Agro Blimbing dan Grabah Kecamatan Malo. "Kita bedakan menjadi tiga  kategori, program lanjutan ada Dander Park, Kahyangan Api, dan Waduk Pacal.

    Wisata unggulan Geoherigate Wonocolo, Agro Blimbing, Grabah Malo, dan Bukit Atas Angin. Sementara untuk wisata rintisan ada Kampung Kreatif Desa Mojodesa, Kampung Samin, Watu Gandul di Temayang, Sendang  Ngunut, dan Kampung Salak di Desa Wedi, Kapas,” terangnya. Pihaknya yakin, pengunjung yang ada di beberapa destinasi wisata tersebut akan terus bertambah. Apalagi ditambah dengan banyaknya kegiatan yang digelar di objek-objek wisata dan penambahan wahana di beberapa lokasi. Pihak Pemkab, lanjut dia, saat ini juga sedang mengembangkan Wisata berbasis desa, Masing-masing desa diharapkan bisa mengeksplor wilayahnya agar bisa menjadi tempat wisata.




Koran Sindo, Page-4, Thursday, Dec, 29, 2016

Waiting Actual Gas Price Decline

    Industry players waiting for the realization of the decline in gas prices by the government by January 2017 according to the instructions of President Joko Widodo. Competitive gas prices are believed to increase the competitiveness of industry and revive industry die Iebih absorb a lot of labor. One of the managers of PT Abdi Rakyat Bakti, a glass company in Jalan Yos Sudarso, Medan, which closed in 2005 due to the gas crisis, Nurbahagia said, there are investors from China that will drain the fresh funds to PT Abdi Rakyat Bakti if gas prices fall to $ 4 US per MMBTU. Injection of funds reached Rp 500 billion.

    The fund will make the plant back to life and absorb 1,000 workers. Meanwhile, in Aceh, Corporate Secretary of PT Pupuk Iskandar Muda (PIM) Eddy Alyzzuddin, the company has closed a plant for the gas crisis in 2003, said that if gas prices could fall to 4-5 dollars per MMBTU, PT PIM is believed to be urea for commercial manufacture and export.

    If gas prices affordable and stable supplies, the company was also able to turn the PT PIM II. Currently, PT PIM is only capable of producing subsidized fertilizer because it is not able to follow gas prices reach 60-70 per cent of their needs and total cost of production of the company. Eddy said that, because of the high gas prices, the cost of production of urea companies that soared to Rp 8.13 million per ton.

    The figure is far higher than the international standard cost price of about Rp 2.84 million per ton in December 2016. The gas crisis and soaring gas prices that occurred in North Sumatra-Aceh over the last decade have made at least six companies in Medan closed, PT Glovindo Health Care, Multicorpora PT WRP Buana, PT Flora Sawita, PT Cakra Compact, PT Abdi Kingdom Bakti and PT Ecogreen Oleochemical.

    Companies gloves, oleochemical, and glass, which is in dire need of gas as part of the production process, are not viable because of the scarcity of gas and gas prices skyrocketing to 14 US dollars per MMBTU. Many companies reduce production, such as PT Kedaung, companies glass and glass blocks. Companies engaged in the steel industry such as PT Gunung Gahapi Sakti, PT Intan Suar Kartika, and PT Growth Sumatra, PT Growth Asia, and PT Putra Steel Deli threatened with bankruptcy because of competition from steel companies SOEs have reduced the price of gas from the government.

    In Lhoksenunawe and North Aceh, three of the four mega industry that became the backbone of the region's economy in the 1980-1990 era now collapsed after stopping production in the 2000s as gas prices rose from US $ 1 per MMBTU to 5 US dollars per MMBTU. Three industries were dead, company urea PT Asean Aceh Fertilizer (AAF) in 2004, the company paper cement bag PT Kertas Kraft Aceh (KKA) in North Aceh in 2007, and producing aromatic products PT Humpuss Aromatics in Lhokseumawe in 2005.

    Impact, hundreds of people unemployed. PT AAF lay off 846 employees, PT KKA lay off 935 employees, and PT Humpuss Aromatic lay off 100-200 employees. However, until the end of the year, signs of decline in prices has not been visible. The price of gas in North Sumatra in practice is still 12.22 US dollars per MMBTU, even in the Industrial Area Sei Mangkei in Simalungun reached 14 US dollars per MMBTU.

    Plans decline in gas prices in North Sumatra corresponding Presidential Decree No. 14 of 2016, ie from January to June 2016 amounted to 1.09 US dollars to 11.13 US dollars per MMBTU and from July to December 2016 the price dropped from 11.13 dollars to 9.99 dollars US, until now there is no realization. Five companies have been price reductions with the various requirements of which the financial statements of companies that have legalized public accountants are still waiting.

    Sales Area Head of PT PGN Medan Saeful Hadi said it also asked the government to lower the price. Especially lately in the field there companies that obtain gas is no longer of PGN, but from PT Pertagas Commerce. Pertagas Commerce distributes gas through the pipeline, but with a regasification tanker in the machine mini built regasification company. The price of gas was cheaper, 10.5 US dollars.

    Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro said PT Pertagas Commerce has been supplying LNG trucking models of the PT Kedaung Medan Industrial companies producing glass and glass blocks in Tanjung Morawa much as 0.4 MMSCFD. "This is still a trial stage to see the reliability of supply and compliance with consumer expectations before we market extensively," he said.

    Chairman of the Association of Gas Users (Apigas) North Sumatra Johan Brien said Arun-Belawan gas influx at the beginning of 2015, the construction of pipelines and regasification facilities require an investment of 570 million US dollars, it raised the price of gas from 8.7 dollars to 13.86 US dollars per MMBTU. The price then dropped to 12.22 US dollars which lasted until 2016. 3

    Previously, the plan to establish a regasification vessel (FRSU) in Belawan, then shifted to the Lampung to make the users of gas in North Sumatra disappointed. Saeful said sales trucking system was not a threat. However, the infrastructure built by the government through Pertamina, including Arun pipe-Belawan 350 kilometers worth 420 million US dollars, has not been fully utilized.

    If the price can be cheap, why not through the pipeline, the aim is also to my customers, "he said. According to Johan, the current industrial customers would definitely choose to buy gas through the sale of trucking by PT Pertagas Commerce for cheaper gas prices. "Sales are able to extend the life breath trucking industry in North Sumatra," said Johan.

    In addition to PT Kedaung already utilizing LNG channeled PT Pertagas Commerce, there are other companies that also have built mini regasification facilities following the steps PT Kedaung. "We request that the Minister may make a decision soon on lower gas prices in North Sumatra, according to the mission to make the oil and gas ministry as national development capital and not as a commodity merchandise. We also hope that the steel industry can be entered in a decrease in gas prices and gas prices for private as well confused with the private sector so that SOEs do not feel stepchildren in the family, "said Johan.

IN INDONESIAN

Menunggu Realisasi Penurunan Harga Gas
    Pelaku industri menunggu realisasi penurunan harga gas oleh pemerintah per Januari 2017 sesuai instruksi Presiden Joko Widodo. Harga gas yang kompetitif diyakini akan menaikkan daya saing industri menghidupkan industri yang mati dan menyerap Iebih banyak tenaga kerja. Salah seorang manajer PT Abdi Rakyat Bakti, perusahaan kaca di Jalan Yos Sudarso, Medan, yang tutup pada tahun 2005 karena krisis gas, Nurbahagia mengatakan, ada investor asal Tiongkok yang akan mengalirkan dana segar ke PT Abdi Rakyat Bakti jika harga gas turun menjadi 4 dollar AS per MMBTU. Injeksi dana mencapai Rp 500 miliar.

    Dana itu akan membuat pabrik kembali hidup dan menyerap 1.000 orang tenaga kerja. Sementara itu, di Aceh, Sekretaris Perusahaan PT Pupuk Iskandar Muda (PIM) Eddy Alyzzuddin, perusahaan yang telah menutup satu pabriknya karena krisis gas pada tahun 2003, menuturkan, jika harga gas bisa turun menjadi 4-5 dollar per MMBTU, PT PIM diyakini bisa memproduksi urea untuk komersial dan ekspor.

    Jika harga gas terjangkau dan pasokan stabil, perusahaan itu juga bisa menghidupkan PT PIM II. Saat ini, PT PIM hanya mampu memproduksi pupuk bersubsidi karena tidak mampu mengikuti harga gas yang kebutuhannya mencapai 60-70 persen dan total biaya produksi perusahaan itu. Eddy menuturkan, karena harga gas tinggi, harga pokok produksi urea perusahaan itu melonjak mencapai Rp 8,13 juta per ton.

    Angka itu jauh lebih tinggi daripada standar harga pokok internasional sekitar Rp 2,84 juta per ton per Desember 2016. Krisis gas dan harga gas yang melambung yang terjadi di Sumatera Utara-Aceh lebih dari satu dekade terakhir telah membuat sedikitnya enam perusahaan di Medan tutup, yakni PT Glovindo Health Care, PT WRP Buana Multicorpora, PT Flora Sawita, PT Cakra Compact, PT Abdi Raya Bakti, dan PT Ecogreen Oleochemical.

    Perusahaan sarung tangan, oleochemical, dan kaca, yang sangat membutuhkan gas sebagai bagian dari proses produksi, tak mampu bertahan karena kelangkaan gas dan harga gas yang meroket hingga 14 dollar AS per MMBTU. Banyak perusahaan mengurangi produksi seperti PT Kedaung, perusahaan gelas dan blok kaca. Perusahaan yang bergerak di industri baja seperti PT Gunung Gahapi Sakti, PT Intan Suar Kartika, dan PT Growth Sumatera, PT Growth Asia, dan PT Putra Baja Deli terancam gulung tikar karena kalah bersaing dengan perusahaan baja BUMN yang mendapat pengurangan harga gas dari pemerintah.

    Di Lhoksenunawe dan Aceh Utara, tiga dari empat mega industri yang menjadi penopang ekonomi kawasan itu di era 1980-1990 kini ambruk setelah berhenti berproduksi pada tahun 2000-an karena harga gas naik dari 1 dollar AS per MMBTU menjadi 5 dollar AS per MMBTU. Tiga industri yang mati itu, adalah perusahaan pupuk urea PT ASEAN Aceh Fertilizer (AAF) pada 2004, perusahaan kertas kantong semen PT Kertas Kraft Aceh (KKA) di Aceh Utara pada 2007, dan penghasil produk aromatik PT Humpuss Aromatik di Lhok Seumawe pada 2005.

    Dampaknya, ratusan orang menganggur. PT AAF memberhentikan 846 karyawan, PT KKA memberhentikan 935 karyawan, dan PT Humpuss Aromatik memberhentikan 100-200 karyawan. Namun, hingga akhir tahun, tanda-tanda penurunan harga belum tampak. Harga gas di Sumatera Utara pada praktiknya masih 12,22 dollar AS per MMBTU, bahkan di Kawasan Industri Sei Mangkei di Simalungun mencapai 14 dollar AS per MMBTU.

    Rencana penurunan harga gas di Sumut sesuai Perpres Nomor 14 Tahun 2016, yakni Januari-Juni 2016 sebesar 1,09 dollar AS menjadi 11,13 dollar AS per MMBTU dan Juli-Desember 2016 harga turun dari 11,13 dollar AS menjadi 9,99 dollar AS, hingga kini tidak ada realisasinya. Lima perusahaan yang sudah mengajukan penurunan harga dengan berbagai persyaratan di antaranya laporan keuangan perusahaan yang telah disyahkan akuntan publik masih menunggu.

    Sales Area Head PT PGN Medan Saeful Hadi mengatakan, pihaknya juga meminta pemerintah menurunkan harga. Apalagi belakangan di Medan ada perusahaan yang mendapatkan gas bukan lagi dari PGN, melainkan dari PT Pertagas Niaga. Pertagas Niaga mendistribusikan gas tidak melalui pipa, tetapi dengan truk tangki yang di regasifikasi dengan mesin regasifikasi mini yang dibangun perusahaan. Harga gas itu lebih murah, 10,5 dollar AS.

    Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, PT Pertagas Niaga telah memasok LNG model trucking pada PT Kedaung Medan Industrial, perusahaan produsen gelas dan kaca blok di Tanjung Morawa sebanyak 0,4 MMSCFD. ”Ini masih merupakan tahapan uji coba untuk melihat keandalan pasokan dan kesesuaiannya dengan ekspektasi konsumen sebelum kami pasarkan secara luas,” katanya.

    Ketua Asosiasi Perusahaan Pengguna Gas (Apigas) SuMatera Utara Johan Brien mengatakan, masuknya gas Arun-Belawan pada awal 2015, yang pembangunan pipa dan sarana regasifikasi menelan investasi 570 juta dollar AS, justru menaikkan harga gas dari 8,7 dollar AS menjadi 13,86 dollar AS per MMBTU. Harganya lalu turun menjadi 12,22 dollar AS yang bertahan hingga 2016. 3

    Sebelumnya, rencana pendirian kapal regasifikasi (FRSU) di Belawan yang kemudian digeser ke Lampung membuat para pengguna gas di Sumatera Utara kecewa. Saeful mengatakan, penjualan sistem trucking itu bukan ancaman. Hanya saja, infrastruktur yang dibangun pemerintah lewat Pertamina, yakni pipa Arun-Belawan sepanjang 350 kilometer senilai 420 juta dollar AS, belum dimanfaatkan secara maksimal. 

    Jika harga bisa murah, mengapa tidak melalui pipa, tujuannya juga ke pelanggan saya,” katanya. Menurut Johan, saat ini pelanggan industri pasti akan memilih membeli gas melalui penjualan trucking yang dilakukan PT Pertagas Niaga karena harga gas lebih murah. "Penjualan secara trucking dapat memperpanjang nafas kehidupan industri di Sumatera Utara,” kata Johan.

    Selain PT Kedaung yang sudah memanfaatkan LNG yang disalurkan PT Pertagas Niaga, ada perusahaan lain yang juga telah membangun sarana regasifikasi mini mengikuti langkah PT Kedaung. ”Kami meminta agar Menteri ESDM dapat segera membuat keputusan khusus untuk menurunkan harga gas di Sumatera Utara sesuai misi kementerian menjadikan migas sebagai modal pembangunan nasional, bukan sebagai komoditas barang dagangan. Kami juga berharap industri baja diikut sertakan dalam penurunan harga gas dan harga gas untuk swasta juga disamakan dengan BUMN supaya swasta tidak merasa dianak tirikan,” kata Johan.

Kompas, Page-21, Thursday, Dec, 29, 2016

Gross Split Lower Interest Oil and Gas Exploration

    National Energy Council (DEN) to assess changes in oil and gas production sharing scheme of cost recovery be able to break the deadlock split gross oil and gas development in Indonesia. DEN members Andang Bachtiar stated that gross split more practical and accelerate business decision making as much government involvement is reduced to almost nothing. Gross split is also more efficient and reduce political interference in the discovery cost recovery.

    Nevertheless, there are a number of Andang assess potential problems if the gross split scheme is applied. First, the state control of the national oil and gas production almost disappeared so that the availability of energy has the potential to become a problem. Similarly, the loss of state control of the oil and gas reserves. Another potential problem is the threatened failure of a government plan to increase oil and gas exploration.

    Therefore, contractors prioritize cost efficiency and boost production in order to earn revenue when compared with investing for exploration. Another drawback is the opportunity slipping of the production target of enhanced oil recovery 2.5 billion barrels in the reservoir well as the difficulty of developing marginal oil and gas fields because of heavy investment and the return on investment (IRR) which is small.

    To overcome these problems, the Ministry of Energy shall make the terms and conditions in order to secure energy security. Among other things, gross split is only applicable to productive oil and gas blocks that will be out of contract and its oil and gas potential oil and gas blocks have been known. Liabilities backup management is also needed to enable the sustainability of production in accordance with the rate set by the government.

    So, there was no peak production rapidly and drastically decrease production levels to boost production at the beginning of the contract period, "said Andang. Gross split should also be regressive so the incentives when world oil prices below the baseline price and there are windfall profits to the government if world oil prices drastic.

IN INDONESIAN

Gross Split Turunkan Minat Eksplorasi Migas

    Dewan Energi Nasional (DEN) menilai perubahan skema bagi hasil migas dari cost recovery menjadi gross split mampu memecah kebuntuan pengembangan minyak dan gas di Indonesia. Anggota DEN Andang Bachtiar menyatakan bahwa gross split lebih praktis dan mempercepat pengambilan keputusan bisnis karena keterlibatan pemerintah jauh berkurang hingga nyaris tidak ada. Gross split juga lebih efisien dan mengurangi campur tangan politik dalam penemuan cost recovery.

    Meski demikian, Andang menilai ada sejumlah potensi masalah jika skema gross split diterapkan. Pertama, kendali negara terhadap produksi migas nasional nyaris hilang sehingga ketersediaan energi berpotensi menjadi masalah. Demikian pula hilangnya kendali negara terhadap cadangan migas. Potensi masalah lain adalah terancam gagalnya rencana pemerintah untuk meningkatkan eksplorasi migas.

    Sebab, kontraktor mengutamakan efisiensi biaya dan menggenjot produksi agar memperoleh revenue jika dibandingkan dengan berinvestasi untuk eksplorasi. Kelemahan lain adalah peluang melesetnya target produksi dari enhanced oil recovery 2,5 miliar barel di reservoir Serta sulitnya pengembangan lapangan migas marginal lantaran investasi besar dan tingkat pengembalian investasi (IRR) yang kecil.

    Untuk mengatasi masalah tersebut, Kementerian ESDM wajib membuat syarat dan ketentuan demi mengamankan ketahanan energi. Di antaranya, gross split hanya diterapkan pada blok migas produktif yang akan habis kontrak dan blok migas yang potensi migasnya telah diketahui pasti. Kewajiban manajemen cadangan juga dibutuhkan agar terjadi keberlanjutan produksi sesuai dengan rate yang ditetapkan pemerintah.

    Jadi, tidak terjadi peak production secara cepat dan penurunan level produksi secara drastis dengan menggenjot produksi pada awal masa kontrak,” terang Andang. Gross split juga harus bersifat regresif sehingga ada insentif bila harga minyak dunia di bawah baseline price dan ada windfall profit untuk pemerintah jika harga migas dunia melonjak drastis.

Jawa Pos, Page-5, Thursday, Dec, 29, 2016

Cost Recovery Cut Five Times

    Regency (Regency) Bojonegoro, asked the Minister of Finance to "costrecovery" Cepu block oil are the responsibility of the regions of Rp 550 billion was cut five times (five years). Regency propose burden 'cost recovery' installment five times, but the Minister of Finance approved only cut three times, "said Head of the Department of Revenue Bojonegoro Regency Herry Sudjarwo.

    According to him, the district government has twice sent a letter to the Minister of Finance related burden "cost recovery" and investment Cepu oil field development began deducted from the acquisition of the Cepu Block oil production. Burden "cost recovery" and investments which are the responsibility of the region, he said, the amount reached Rp 550 billion, which accounted for entry in the Fund (DBH) of oil and gas regions in 2015 have been received Rp 632.8 billion. "The calculation of cost recovery that has included the development of Cepu investment since 2009. There's more possibility of cost recovery for 2016, "he said.

    In addition, the local government also need to restore the rest of the portfolio acquisition of Funds (DBH) of oil and gas in 2014 amounted to Rp 87 billion. Acquisition Fund (DBH) in 2014, reaching US $ 628.3 billion, but from the recalculation is done happened, the rest of the disbursement of Rp 87 billion.

IN INDONESIAN

Cost Recovery Dipotong Lima Kali

    Pemerintah Kabupaten (Pemkab) Bojonegoro, meminta kepada Menteri Keuangan untuk “costrecovery”minyak Blok Cepu yang menjadi tanggung jawab daerah sebesar Rp 550 miliar dipotong lima kali (lima tahun). Pemkab mengusulkan beban ‘cost recovery’ diangsur lima kali, tetapi Menteri Keuangan hanya menyetujui dipotong tiga kali,” kata Kepala Dinas Pendapatan Daerah Pemkab Bojonegoro Herry Sudjarwo.

    Menurut dia, pemkab sudah dua kali berkirim surat kepada Menteri Keuangan terkait beban “cost recovery” dan investasi pengembangan lapangan minyak Blok Cepu yang mulai dipotong dari perolehan produksi minyak Blok Cepu. Beban “cost recovery” dan investasi yang menjadi tanggung jawab daerahnya, kata dia, besarnya mencapai Rp 550 miliar yang diperhitungkan masuk di dalam Dana Bagi Hasil (DBH) migas 2015 yang sudah diterima daerahnya sebesar Rp 632,8 miliar. “Perhitungan cost recovery itu sudah termasuk investasi pengembangan Blok Cepu sejak 2009 lalu. Kemungkinan masih ada lagi cost recovery untuk 2016,” ungkapnya.

    Selain itu, Pemerintah Kabupaten juga harus mengembalikan sisa penyaluran perolehan Dana Bagi Hasil (DBH) migas pada 2014 sebesar Rp 87 miliar. Perolehan Dana Bagi Hasil (DBH) pada 2014, mencapai Rp 628,3 miliar, tetapi dari perhitungan ulang yang dilakukan terjadi, sisa penyaluran sebesar Rp 87 miliar.

Duta Masyarakat, Page-15, Thursday, Dec, 29, 2016

lnpex Requests Granted Potentially

    The government will grant the request signaled lnpex Masela Limited as operator Abadi field, Masela block in Maluku about replacement contract period and an increase in the production capacity of liquefied natural gas.

    Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the government is still reviewing the two proposals submitted by lnpex. He emphasized that the government understands Masela project should be run in accordance with the economic scale. The economics of oil and gas projects, he said, can be added in several ways. First, the revised revenue sharing between the government and the contractor.

    Second, additional production capacity. Third, the addition of operating life of oil and gas blocks. "They [operators] has been the exploration that we think is worthy of consideration [incentives," he said. He assessed the condition of current oil prices, the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) project could touch about 12%.

    According to him, with an IRR of 12%, the project is still running as economies of scale by assuming a production capacity exceeding 7.5 million tonnes per annum [MTPA] and the operating life of more than 20 years. He admits, it is indeed below the proposed operator IRR of 15%. Meanwhile, President Director of Indonesian lnpex Shunichiro Sugaya sent a letter to the government related to the fiscal proposals required to start defining the project through the study of pre front end engineering design (FEED) in January 2017.

    lnpex proposed that gas production capacity rose to 9.5 mtpa and increased operating life to 30 years. The operation period assuming the addition of 20-year contract period and the replacement of the contract lost because it is used to conduct a study refinery floating liquefied natural gas / FLNG for ten years. lnpex also not mention the gas refinery construction site.

    Arcandra requested that operators sent a letter to the government. From the letter, the government will eventually respond in the form of points of agreement on fiscal proposals submitted. "Until they [operators] will send it later, send a letter. He called the decision made would not be contrary to the applicable rules, including the replacement of the lost contract period.

    However, he declined to say how long the contract period which can be replaced. In fact, the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan previously mention the possibility of replacing the contract period Masela can be granted for seven years. Associated with the contract period, the government has lost the contract term replacement of some oil and gas working areas.

    For example, in 2012, the replacement of lost time awarded contracts for three years from 2021 into 2024 to block management Petronas (Petronas), East Java because it is constrained pipeline project undertaken Java Kalimantan Bakrie & Brothers. In 2013, the government provides reimbursement contract period of five years for exploration in Block Warim (ConocoPhillips), Papua as it gets refusal with respect to the location which is a conservation area Lorentz National Park.

"Allow. Incentives possible, but the calculation make sense or not?" Arcandra reluctant to say when it must have the signing of the revised development plan (plan of development / PoD) I do. He said Japanese Prime Minister Shinzo Abe will head to Indonesia after the visit with the Minister Coordinating maritime Luhut Binsar Pandjaitan to Japan recently.

    Earlier, Luhut said Shinzo Abe will arrive in Indonesia on January 15, 2017. "Soon [Masela contract signed. I've been to Japan, Shinzo Abe later date so he'll be here." Senior Manager of Communications & Relations lnpex Indonesia Usman Slamet said, it was still coordinating with the Ministry of Energy and Mineral Resources and the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) in order to keep running despite Masela project changes refinery construction scheme.

    He said he is optimistic that the government will not extend the pre-FEED decision that could be done immediately. Other proposals such as the replacement of operating costs during the contract period being sunk cost (the cost already incurred) US $ 1.2 billion and accelerated licensing process is possible. Because the Masela cooperation contract was signed in 1998 and the project is expected to produce its first gas in 2026 or two years before the contract expires in 2028. Currently, the master lnpex participation shares of 65% and Shell 35%. We are optimistic that in the near future the government would welcome the proposed PSC [cooperation contractors] lnpex Masela Ltd., "he said

IN INDONESIAN

Permintaan lnpex Berpotensi Dikabulkan

     Pemerintah memberikan isyarat bakal mengabulkan permintaan lnpex Masela Limited sebagai operator Lapangan Abadi, Blok Masela di Maluku tentang penggantian masa kontrak dan peningkatan kapasitas produksi gas alam cair.

    Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah masih mengkaji dua usulan yang diajukan oleh lnpex. Dia menegaskan, pemerintah memahami proyek Masela harus berjalan sesuai dengan skala ekonomi. Keekonomian proyek minyak dan gas bumi, katanya, dapat ditambah melalui beberapa cara. Pertama, revisi bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor.

    Kedua, penambahan kapasitas produksi. Ketiga, penambahan masa operasi blok migas. “Mereka [operator] kan sudah melakukan eksplorasi yang menurut kita patut dipertimbangkan [pemberian insentif,” ujarnya. Dia menilai, dengan kondisi harga minyak saat ini, rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) proyek bisa menyentuh sekitar 12%.

    Menurutnya, dengan IRR 12%, proyek masih berjalan sesuai skala ekonomi dengan asumsi kapasitas produksi melebihi 7,5 juta ton per tahun [mtpa] dan masa operasi lebih dari 20 tahun. Dia mengakui, hal tersebut memang di bawah usulan IRR operator yakni 15%. Sementara itu, Presiden Direktur lnpex Indonesia Shunichiro Sugaya mengirimkan surat kepada pemerintah terkait dengan usulan fiskal yang dibutuhkan untuk memulai pendefinisian proyek melalui kajian pre front end engineering design (FEED) pada Januari 2017.

    lnpex mengusulkan agar kapasitas produksi gas naik menjadi 9,5 mtpa dan masa operasi bertambah menjadi 30 tahun. Masa operasi itu dengan asumsi penambahan masa kontrak 20 tahun dan penggantian masa kontrak yang hilang karena digunakan untuk melakukan kajian kilang terapung gas alam cair/FLNG selama sepuluh tahun. lnpex juga belum menyebut lokasi pembangunan kilang gas.

    Arcandra meminta agar operator mengirim surat kepada pemerintah. Dari surat tersebut, nantinya pemerintah akan merespon berupa poin kesepakatan terkait usulan fiskal yang diajukan. “Sampai akhirnya mereka [operator] akan mengirim nanti, mengirim surat. Dia menyebut keputusan yang dibuat tak akan bertentangan dengan aturan yang berlaku, termasuk penggantian masa kontrak yang hilang.

    Namun, dia belum bersedia menyebut berapa lama masa kontrak yang bisa digantikan. Padahal, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan sebelumnya menyebut kemungkinan penggantian masa kontrak Blok Masela bisa dikabulkan untuk tujuh tahun. Terkait dengan masa kontrak, pemerintah telah melakukan penggantian masa kontrak yang hilang terhadap beberapa wilayah kerja migas.

    Sebagai contoh, pada 2012, penggantian masa kontrak yang hilang diberikan selama tiga tahun dari 2021 menjadi 2024 kepada pengelolaan Blok Kepodang (Petronas), Jawa Timur karena terkendala proyek pembangunan pipa Kalimantan Jawa yang dikerjakan Bakrie&Brothers. Pada 2013, pemerintah memberikan penggantian masa kontrak selama lima tahun untuk eksplorasi di Blok Warim (ConocoPhillips), Papua karena mendapat penolakan berkenaan dengan lokasinya yang merupakan daerah konservasi Taman Nasional Lorentz.

"Memungkinkan. Insentif memungkinkan, tetapi hitungannya make sense atau tidak?” Arcandra enggan menyebut kapan waktu pasti penandatanganan revisi rencana pengembangan (plan of development/PoD) I dilakukan. Dia menuturkan, Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe akan bertolak ke Indonesia setelah kunjungan bersama Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan ke Jepang belum lama ini.

    Sebelumnya, Luhut mengatakan Shinzo Abe akan tiba di Indonesia pada 15 Januari 2017. "Secepatnya [kontrak Masela ditanda tangani. Saya sudah ke Jepang. Shinzo Abe nanti tanggal sekian dia akan ke sini.” Senior Manager Communication & Relation lnpex Indonesia Usman Slamet mengatakan, pihaknya masih berkoordinasi dengan Kementerian ESDM dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) agar proyek Masela tetap berjalan kendati mengalami perubahan skema pembangunan kilang.

    Pihaknya optimistis pemerintah tak akan mengulur keputusan agar pre-FEED bisa segera dilakukan. Usulan lain seperti penggantian biaya operasi selama masa kontrak yang menjadi sunk cost (biaya yang sudah dikeluarkan) US$1,2 miliar dan proses percepatan perizinan dimungkinkan. Pasalnya, kontrak kerja sama Blok Masela ditandatangani pada 1998 dan proyek diperkirakan memproduksi gas pertamanya pada 2026 atau dua tahun sebelum kontrak berakhir pada 2028. Saat ini, lnpex menguasai saham partisipasi sebesar 65% dan Shell 35%. Kami optimistis dalam waktu dekat pemerintah akan menyambut baik usulan KKKS [kontraktor kontrak kerja sama] lnpex Masela Ltd.,” ujarnya

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Dec, 29, 2016

Inpex Consider Obtains Extension of Contract Period

    The government is considering to grant an extension of the contract period for Inpex Corporation in the Masela block. This extension to the consideration Inpex have serious exploration in the block. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the government has a policy to improve the economics of oil and gas projects in the fields difficult.

    How, can be change the revenue (split) government and contractors, to raise production levels, or extend the production period when there is a time constraint during the exploration. They've been doing exploration in our opinion should be considered (by replacement time), "he said. However, it has not been able to ensure the provision of this extra time. Because the government has not found a way to change the contract period Masela, whether the terms of contracts (production sharing contract / PSC) or by mail.

    This time it ensures reimbursement does not violate existing regulations. For information, the replacement of the contract was never done by the government to Kepodang Fields, Blocks Petronas Carigali Muriah done. The project was delayed because the government changed the scheme of building a pipeline from upstream into downstream scheme or separated from Kepodang Field development. The government provides reimbursement time lost during the three years in the revised development plan (plan of development / POD) of the block.

    Earlier, Coordinating Minister maritime Luhut Binsar Panjaitan stated, Inpex will be reimbursed a maximum of seven years of the contract. This is called a compensation of changes in development schemes liquefied natural gas / LNG onshore be requested by the government. They asked for 10 years, but we can give at most only seven years old, "he said.

    Replacement of the contract period is one incentive that is requested to be able to continue the development Inpex Masela, Inpex requested the suspension of the contract for 10 years which is used to conduct a study to build a refinery on land. However, the replacement of the contract is not the only incentive The requested.

In a letter to the government, there are other incentives that prompted Inpex. Details, the increase in the production capacity of 7.5 million tonnes per year (million tonnes per annum / MTPA) to 9.5 MTPA, the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) of 15%, return on operating costs since the contract was signed in 1998, and acceleration of licensing.

    According Arcandra, the government is still awaiting a response from the discussion related Inpex these incentives. Letter of the Ministry of Energy stated that we agree of Understanding related to these incentives. He (Inpex) approved the first of what is offered, "he explained.

Not yet approved

    However, Arcandra asserted, does not mean the government approved all the required incentives Inpex. The letter is an invitation to Inpex government to further discuss these incentives. Related demand IRR of 15%, for example, he said, the oil and gas projects still economical with LRR 12-15% on the price of crude oil. Then for the future production capacity to be adapted to the regional economy and development projects around the Masela block. That Range (production capacity) conduction of 7.5 to 9.5 MTPA. We raise of 7.5 MTPA, he said.

    The government calls also yet to determine the location of the island which became Masela LNG plant. The government is now conducting a study of three candidate sites. "It must be fair to see it, it's how Aru Island in his study, Saumlaki island how deep, "said Arcandra. The government was targeting so that the final investment decision (final investment decision / FID) Masela can be implemented in 2019. Furthermore, the first block gas production is expected to flow in 2026.

    At the end of March 2016 the government yesterday rejected the proposed revisions filed POD Inpex Masela. In the POD revision Masela with the development of the LNG plant. floating. Inpex was asked to resubmit the POD with the scheme as directed by the government. In the POD, otherwise Masela gas reserves reach 10.7 trillion cubic feet. Gas production is estimated to be at 1,200 MMSCFD and condensate of 24 thousand barrels per day (bpd). While the planned LNG plant capacity to 7.5 MTPA.

IN INDONESIAN

Inpex Dipertimbangkan Peroleh Perpanjangan Masa Kontrak
    Inpex Dipertimbangkan Peroleh Perpanjangan Masa Kontrak

    Pemerintah mempertimbangkan untuk memberikan perpanjangan masa kontrak bagi Inpex Corporation di Blok Masela. Perpanjangan ini dengan pertimbangan lnpex telah serius melakukan eksplorasi di blok tersebut. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah memiliki kebijakan untuk meningkatkan keekonomian proyek migas di lapangan-lapangan yang sulit.

Caranya, bisa berupa mengubah bagi hasil (split) pemerintah dan kontraktor, menaikkan besaran produksi, atau memperpanjang masa produksi ketika ada kendala waktu saat eksplorasi.  Mereka sudah melakukan eksplorasi yang menurut kami patut dipertimbangkan (diberi penggantian waktu),” kata dia. Meski demikian, pihaknya belum dapat memastikan pemberian tambahan waktu ini. Pasalnya, pemerintah belum menemukan cara mengubah masa kontrak Blok Masela, apakah dari kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) atau melalui surat.

    Pihaknya memastikan penggantian waktu ini tidak melanggar regulasi yang ada. Sebagai informasi, penggantian masa kontrak ini pernah dilakukan pemerintah untuk Lapangan Kepodang, Blok Muriah yang dikerjakan Petronas Carigali. Proyek ini tertunda lantaran pemerintah mengubah skema pembangunan pipa dari skema hulu menjadi hilir atau terpisah dari pengembangan Lapangan Kepodang. Pemerintah memberikan penggantian
waktu yang hilang selama tiga tahun dalam revisi Rencana Pengembangan (plan of development/POD) blok tersebut.

    Sebelumnya, Menteri Koordinator Kemaritiman Luhut Binsar Panjaitan menyatakan, Inpex maksimal akan diberi penggantian waktu kontrak selama tujuh tahun. Hal ini disebutnya sebagai kompensasi dari perubahan skema pembangunan kilang gas alam cair/LNG menjadi di darat yang diminta pemerintah. Mereka minta 10 tahun, tetapi kami bisa berikan paling banyak hanya tujuh tahun,” kata dia.

    Penggantian masa kontrak ini merupakan salah satu insentif yang diminta Inpex untuk dapat melanjutkan pengembangan Blok Masela, Inpex meminta penangguhan masa kontrak selama 10 tahun yang digunakan untuk melakukan kajian pembangunan kilang di darat. Namun, penggantian masa kontrak ini bukan satu-satunya insentif
yang diminta.

Dalam suratnya ke pemerintah, terdapat insentif lain yang diminta Inpex. Rincinya, peningkatan kapasitas produksi dari 7,5 juta ton per tahun (million ton per annum/ MTPA) menjadi 9,5 MTPA, rasio pengembalian investasi (internal rate of return/ IRR) 15%, pengembalian biaya operasi sejak kontrak diteken pada 1998, dan percepatan perizinan.

    Menurut Arcandra, pemerintah masih menunggu surat tanggapan dari Inpex terkait pembahasan insentif-insentif ini. Surat dari Kementerian ESDM menyatakan bahwa kami bersepakat sepahaman terkait insentif ini. Dia (Inpex) menyetujui dulu apa yang ditawarkan,” jelas dia.
Belum Disetujui

Meski demikian, Arcandra menegaskan, bukan berarti pemerintah menyetujui semua insentif yang diminta Inpex. Surat tersebut merupakan ajakan pemerintah kepada Inpex untuk membahas lebih lanjut insentif-insentif tersebut. Terkait permintaan IRR 15% misalnya, dia menyebut, proyek migas masih ekonomis dengan lRR 12-15% pada harga minyak mentah saat ini. Kemudian untuk kapasitas produksi nantinya harus disesuaikan dengan ke ekonomian proyek dan pengembangan regional di sekitar Blok Masela. “Rangenya (kapasitas produksi) antaran 7,5 sampai 9,5 MTPA. Kami naikkan dari 7,5 MTPA,” ujarnya.

    Pemerintah disebutnya juga belum menentukan pulau yang menjadi lokasi kilang LNG Blok Masela. Pemerintah kini tengah melakukan kajian terhadap tiga calon lokasi. “Harus fair melihatnya, Pulau Aru itu seberapa dalam dari studinya, Pulau Saumlaki seberapa dalam,” kata Arcandra. Pemerintah sempat menargetkan agar keputusan investasi akhir (final investment decision/FID) Blok Masela dapat dilaksanakan pada 2019. Selanjutnya, produksi gas pertama blok ini diharapkan dapat mengalir pada 2026.

    Pada akhir Maret 2016 kemarin pemerintah menolak usulan revisi POD Blok Masela yang diajukan Inpex. Dalam revisi POD itu masela dengan pengembangan kilang LNG. terapung. Inpex pun diminta mengajukan kembali POD dengan skema sesuai arahan pemerintah. Dalam POD itu, cadangan gas Blok Masela dinyatakan mencapai 10,7 triliun kaki kubik. Produksi gas diperkirakan dapat sebesar 1.200 mmscfd dan kondensat 24 ribu barel per hari (bph). Sementara kapasitas kilang LNG direncanakan 7,5 MTPA.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Dec, 29, 2016

Open government auction this refinery in Maluku

    The government has opened a tender the construction of small-scale petroleum refineries in the Moluccas with the supply of 3,700 barrels of crude oil per day (bpd). Construction of mini refinery to ensure the availability of fuel oil, as well as streamline the upstream and downstream oil and gas activities. In the announcement of the Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is mentioned, the company interested in building mini refinery is able to register as a single business entity or consortium. Condition, enterprises have the ability financing, construction, and operation of oil and gas or petrochemical projects. Entity that has experience in similar projects will be prioritized.

    Later, these enterprises will be obliged to carry out the financing, supply and site preparation, engineering design, licensing, construction, and operation of the refinery with crude supply plans 3,700 bpd. The oil supply is expected to come from Oseil Fields and Bula.

    Interested companies must register by submitting a written request to participate in the selection of mini refinery construction. The government opened the registration and submission of such documents from January 16 until January 18, 2017. The government opened a wide opportunity for national companies to get involved in this mini refinery project.

    While foreign companies are prohibited from partition in the construction of mini refinery. Mini refinery auctioned Maluku first time, we will see the result, if good, soon the others, "said the Director General of Oil and Gas MEMR I Gusti Nyoman Wiratmaja. In addition to the Moluccas, mini refinery will also be built in seven other clusters. For Cluster I, mini refinery will be built near Block Rantau and Pangkalan Susu in Sumatra. Furthermore, Cluster II in Block Emo Malacca Strait and the Strait of Malacca Petroselat in length and Klaters Block III in Tonga, Shit, Pendalian, Langgak, and West Area in Riau.
 
    Then, the location of a mini refinery in Cluster IVyakni in Palmerah Block, Mengoepeh Lemang, and Karang Agung in Jambi. While Cluster V in Block Merangin III and Ariodamar 'in South Sumatra, Tanjung Block Cluster VI in Kalimantan Selarang, as well as the Cluster VII in Block Bunyu, Sembakun, Mamburungun, and Pamusian Juwata in North Borneo. "For the other cluster, will be offered in 2017," he said.

    Wiratmaja said mini refinery was deliberately built near the mouth of the well in order to reduce production costs. Because the oil and gas producers in marginal field with a small production to date has issued a considerable cost to transport crude oil to a floating storage tank (floating storage) distant.

IN INDONESIAN

Pemerintah Buka lelang Kilang ini di Maluku

    Pemerintah telah membuka lelang pembangunan kilang minyak bumi skala kecil di wilayah Maluku dengan pasokan minyak mentah 3.700 barel per hari (bph). Pembangunan kilang mini guna menjamin ketersediaan bahan bakar minyak , serta mengefisiensikan kegiatan hulu dan hilir migas. Dalam pengumuman Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) disebutkan, perusahaan yang berminat membangun kilang mini ini dapat mendaftarkan sebagai badan usaha tunggal atau konsorsium. Syaratnya, badan usaha memiliki kemampuan pembiayaan, pembangunan, dan pengoperasian proyek migas atau petrokimia. Badan usaha yang memiliki pengalaman dalam proyek sejenis akan diutamakan.

    Nantinya, badan usaha ini akan berkewajiban untuk melaksanakan pembiayaan, penyediaan dan penyiapan lahan, rekayasa desain, perizinan, pembangunan, dan pengoperasian kilang dengan rencana pasokan minyak mentah 3.700 bph. Pasokan minyak ini rencananya berasal dari Lapangan Oseil dan Bula.

     Perusahaan yang berminat harus mendaftar dengan menyampaikan surat permohonan untuk mengikuti seleksi pembangunan kilang mini. Pemerintah membuka pendaftaran dan penyampaian dokumen tersebut dari 16 Januari hingga 18 Januari 2017. Pemerintah membuka kesempatan seluas-luasnya bagi perusahaan nasional untuk ikut terlibat dalam proyek kilang mini ini.

    Sementara perusahaan asing dilarang berpartisi dalam pembangunan kilang mini. Kilang mini Maluku dilelang pertama kali, kami akan lihat hasilnya, kalau bagus, segera yang lain,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja. Selain di Maluku, kilang mini juga akan dibangun di tujuh klaster lain. Untuk Klaster I, kilang mini akan dibangun di dekat Blok Rantau dan Pangkalan Susu di Sumatera. Selanjutnya, Klaster II di Blok Emo Malacca Strait dan Petroselat di Selat Malaka Panjang dan Klaters III di Blok Tonga, Tual, Pendalian, Langgak, dan West Area di Riau.

    Kemudian, lokasi kilang mini di Klaster IVyakni di Blok Palmerah, Mengoepeh Lemang, dan Karang Agung di Jambi. Sementara Klaster V di Blok Merangin III dan Ariodamar 'di Sumatera Selatan, Klaster VI di Blok Tanjung di Kalimantan Selarang, serta Klaster VII di Blok Bunyu, Sembakun, Mamburungun, dan Pamusian Juwata di Kalimantan Utara. “Untuk klaster lainnya, baru akan ditawarkan pada 2017,” kata dia.

    Wiratmaja menuturkan, kilang mini memang sengaja dibangun dekat mulut sumur guna menekan biaya produksi. Pasalnya, produsen migas di lapangan marjinal dengan produksi kecil selama ini harus mengeluarkan biaya yang cukup besar untuk mengangkut minyak mentah ke tangki timbun terapung (floating storage) yang jauh letaknya.

Investor Daily, Page-9, Thusrday, Dec, 29, 2016

Add Block Oil and Gas, Pertamina Prepare to US $ 1.5 M

    PT Pertamina plans to spend about US $ 1-1.5 billion to increase ownership of oil and gas blocks overseas. In the medium-term plan, the company added an additional 163 thousand boepd of oil and gas production in the next year from the acquisition of oil and gas blocks. Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, some of the acquisition process that started this year will be completed in the next year.

    The company is eyeing oil and gas blocks in Iran and Russia and has started the process of acquisition discussions with the relevant parties. In addition, the company will also seek opportunities in other countries. "We always love USS 1-1.5 billion (for acquisitions). Acquisition targets in Russia, mideast (Middle East), as well as Africa, our clear focus on Iran, "he said. Pertamina and the National Iranian Oil Company (NIOC) has signed a memorandum of understanding that provides six months for the company to conduct a study and submit proposals preeliminary Ab-Teymour Field development and Mansomi in Iran.

    The second block oil reserves estimated at 3 billion barrels. Now, it is preparing a field development plan proposal as requested by NIOC. Pertamina is interested in becoming an operator block, not just shareholder. "What they are asked Pertamina must be able to demonstrate technical proficiency and financialnya interesting," he said. He admitted, Pertamina is not the only company targeting these two blocks in Iran. This proposal is targeted to be delivered in February next year.

    However, President Joko Widodo and Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan asked the company to enter as soon as possible the proposal in view of the number of competitors. To this request, Alam claimed proposal has been in trying to do as much as possible. But everything remains to be done carefully. I was also informed that the interested parties are still preparing the same.

    Possible precisely we can resolve in advance according to the procedure of the time, "he explained. If the proposal is rejected, Nature stated Pertamina will still seek to have another block in Iran. We may evaluate (the other block), there are several in the list. They offer two of these (Ab-Teymour and Mansouri) to be evaluated and there happens to be in our list. Pertamina will also continue the acquisition of oil and gas blocks in Russia with Rosneft Oil Company However, unlike in Iran, it only will take a stake in two blocks in Russia and does not aim to be the operator.

    Because the company only wants acquire additional oil and gas from Russia amounted to 35 thousand barrels per day (bpd) and oil and gas reserves of 200 million barrels of oil equivalent. We are evaluating new assets and our targets closingnya around March or April next year, "he said. In its official statement, Rosneft said it had signed a memorandum of understanding with Pertamina for cooperation work Courses The Northern Tip of Chayvo and Russkoye field.

    Field The Northern Tip of Chayvo, Pertamina could take a stake up to 20%, while in the Russkoye field to 37.5%. Tender Offer Maurel & Prom. Meanwhile, this year, Pertamina has completed the acquisition transaction Maurel & Prom share of 24.53% amounting to € 201.2 million. Each share of Maurel & Prom is agreed released at a price € 4.20. But if the price of Brent oil in 90 consecutive days for 1 January December 31, 2017 reached more than US $ 65 per barrel, the price of shares plus € 0.50 per share.

    However, Pertamina is interested in becoming a majority shareholder in Maurel & Prom. To that end, the company has been approved by the French stock exchange authorities to offer to buy the shares owned by other shareholders. Now, the company is implementing a stock offering (tender offer) is. French stock exchange authorities to give a time frame of 90 days if not wrong. So closing next year, "said Alam. Maurel & Prom has oil and gas assets spread across Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries.

    However, its main assets which have been in production that in Gabon, Nigeria, and Tanzania. Total production of Maurel & Prom recorded at 30 thousand boepd. Pertamina is targeting oil and gas production increased to 1.9 million boepd in 2025 and 2.04 million boepd in 2030. Therefore, Pertamina should boost oil and gas production to be increased by 8% per year. One additional oil and gas production was achieved through the acquisition of oil and gas blocks.

    Special of the acquisition of oil and gas blocks, starting in 2018, an additional target production is expected to reach at least 227 thousand boepd, Furthermore, the target was increased to 276 thousand boepd in 2019, 366 thousand bopd in 2020, 428 thousand boepd in 2021, 446 thousand boepd in 2022, and touched 473 thousand boepd in 2025.

IN INDONESIAN

Tambah Blok Migas, Pertamina Siapkan US$ 1,5 M

    PT Pertamina menyiapkan dana sekitar US$ 1-1,5 miliar untuk menambah kepemilikan blok migas di luar negeri. Dalam rencana jangka menengahnya, perseroan menambahkan tambahan produksi migas 163 ribu boepd pada tahun depan dari akuisisi blok migas. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, beberapa proses akuisisi yang dimulai tahun ini akan dirampungkan pada tahun depan.

    Perseroan mengincar blok migas di Iran dan Rusia dan telah mulai proses pembahasan akuisisi dengan pihak terkait. Selain itu, perseroan juga akan mencari peluang di negara lain. “Kami selalu kasih USS 1-1,5 miliar (untuk akuisisi). Target akuisisi di Rusia, mideast (Timur Tengah) , serta Afrika, yang jelas kami fokus di Iran,” kata dia. Pertamina dan National Iranian Oil Company (NIOC) telah meneken nota kesepahaman yang memberikan waktu enam bulan bagi perseroan untuk melakukan studi dan menyampaikan preeliminary proposal pengembangan Lapangan Ab-Teymour dan Mansomi di Iran.

    Cadangan minyak kedua blok ini diperkirakan mencapai 3 miliar barel. Kini, pihaknya sedang menyiapkan proposal rencana pengembangan lapangan seperti yang diminta oleh NIOC. Pertamina berminat menjadi operator blok, bukan hanya pemegang saham saja. “Yang diminta mereka adalah Pertamina harus bisa menunjukkan kemampuan teknis dan financialnya menarik,” ujarnya. Dia mengakui, Pertamina bukan satu-satunya perusahaan yang mengincar dua blok di Iran ini. Proposal ini ditargetkan dapat diserahkan pada Februari tahun depan.

    Namun, Presiden Joko Widodo dan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan meminta Pertamina sesegera mungkin memasukkan proposal tersebut mengingat banyaknya pesaing. Atas permintaan ini, Alam mengaku penyusunan proposal telah di upayakan semaksimal mungkin. Tetapi semuanya tetap harus dilakukan dengan cermat. Saya juga mendapat informasi bahwa pihak-pihak yang berminat masih menyiapkan hal yang sama.

    Kemungkinan justru kami dapat menyelesaikan terlebih dahulu sesuai tata waktu yang ada,” jelasnya. Jika proposal ditolak, Alam menyatakan Pertamina tetap akan berupaya memiliki blok lain di Iran. Bisa saja kami evaluasi (blok lain), kan ada beberapa dalam list. Mereka menawarkan dua ini (Ab-Teymour dan Mansouri) untuk dievaluasi dan kebetulan ada dalam list kami. Pertamina juga akan melanjutkan rencana akuisisi blok migas di Rusia dengan Rosneft Oil Company Namun berbeda dengan di Iran, Pertamina hanya akan mengambil saham di dua blok di Rusia dan tidak menargetkan untuk menjadi operator.

    Pasalnya, perusahaan hanya menginginkan memperoleh tambahan migas dari Rusia sebesar 35 ribu barel per hari (bph) dan cadangan migas 200 juta barel setara minyak. Kami sedang evaluasi aset yang baru dan kami target closingnya di sekitar Maret atau April tahun depan,” ujarnya. Dalam keterangan resminya, Rosneft menyatakan telah menanda tangani nota kesepahaman dengan Pertamina untuk kerja sama mengerjakan Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye.

    Di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. Tender Offer Maurel&Prom. Sementara itu, di tahun ini, Pertamina telah merampungkan transaksi akuisisi saham Maurel&Prom sebesar 24,53% senilai € 201,2 juta. Setiap lembar saham Maurel&Prom ini disepakati dilepas pada harga €4,20. Namun jika harga minyak Brent dalam 90 hari berturut-turut selama 1 Januari 31 Desember 2017 mencapai lebih dari US$ 65 per barel, harga saham per lembar ditambah € 0,50.

    Namun, Pertamina berminat menjadi pemegang saham mayoritas di Maurel&Prom. Untuk itu, perseroan telah mendapat persetujuan otoritas bursa Perancis untuk menawarkan membeli saham milik pemegang saham lainnya. Kini, perusahaan sedang melaksanakan penawaran saham (tender offer) ini. Otoritas bursa Perancis memberi time frame 90 hari kalau tidak salah. Jadi closing tahun depan,” kata Alam. 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. Total produksi Maurel&Prom tercatat sebesar 30 ribu boepd. Pertamina menargetkan produksi migasnya meningkat menjadi 1,9 juta boepd pada 2025 dan 2,04 juta boepd pada 2030. Untuk itu, Pertamina harus menggenjot produksi migasnya agar naik 8% per tahun. Salah satu tambahan produksi migas ini diupayakan melalui akuisisi blok migas.

    Khusus dari akuisisi blok migas, mulai 2018, target tambahan produksi yang ditargetkan mencapai setidaknya 227 ribu boepd, Selanjutnya, target itu meningkat menjadi 276 ribu boepd pada 2019, 366 ribu bopd pada 2020, 428 ribu boepd pada 2.021, 446 ribu boepd pada 2022, dan menyentuh 473 ribu boepd pada 2025.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec,28,2016

The revised Law on Oil and Gas and Mining Sign Legislation 2017

    House of Representatives (DPR) sets the revision of Law No. 4 Year 2009 on Mineral and Coal Mining, and the revision of Law No. 22 of 2009 on Oil and Gas included in the national legislation program (Legislation), 2017 Vice Chairman of Commission VII of the House Shaykh al-Islam Ali said the legislation was a priority to be resolved in the next year. "The possibility will be done simultaneously," said Shaykh al. Shaykh reluctant author of the completion target both the beleid. But he insisted the Commission VII make every effort to finalize the revision of the legislation. Fixed cultivated in 2017.

    Revision of the Mining Law is already entered in Beleid 2015. Legislation was revised in line with the publication of Law No. 23 Year 2014 on Regional Government. The articles in the Mining Law and Government Law are mutually contradictory. Alignment needs to be done by revising the articles of the Law on Mineral and Coal Mining (Mining) related to the authority of the Regent / Mayor. In the Law on Mineral and Coal Mining (Mining) declared regent / mayor can issue and revoke the Mining Business License (IUP).

    While the Local Government Act states the authority for issuance and revocation of IUP submitted to the Governor. Actually, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) never sought to take over the initiative of drafting the Act. Coordinating Minister for the maritime Luhut Binsar Pandjaitan when serving as Acting (Acting) Minister discuss the proposal with the Commission VII.

    Because the Ministry of Energy and Mineral Resources has completed the draft revised Mining Law. However, the results of discussions with the Commission VII said the revision of the Mining Law remains by parliament but the discussion will be more intensive. At that time a targeted revision of the Mining Law could be completed by the end of this year in order to provide legal certainty for mining entrepreneurs.

IN INDONESIAN

Revisi UU Migas dan Minerba Masuk Prolegnas 2017

    Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) menetapkan revisi Undang-Undang No. 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara serta revisi Undang-Undang No. 22 Tahun 2009 tentang Minyak dan Gas Bumi masuk dalam Program Legislasi Nasional (Prolegnas) 2017. Wakil Ketua Komisi VII DPR Syaikhul Islam Ali mengatakan kedua undang-undang itu menjadi prioritas untuk segera diselesaikan pada tahun depan. “Kemungkinan nanti akan dikeRjakan bersamaan,” kata Syaikhul. Syaikhul enggan mengungapkan target penyelesaian kedua beleid tersebut. Namun dia menegaskan Komisi VII berusaha semaksimal mungkin merampungkan revisi undang-undang tersebut. Tetap diusahakan tahun 2017.

    Revisi UU Minerba sebenarnya sudah masuk dalam Prolegnas 2015. Beleid tersebut direvisi seiring dengan terbitnya UndangUndang No. 23 Tahun 2014 tentang Pemerintah Daerah. Pasal-pasal dalam UU Minerba dan UU Pemda tersebut saling bertentangan. Penyelarasan perlu dilakukan dengan merevisi pasal dalam Undang-Undang Mineral dan Batubara (Minerba) terkait kewenangan Bupati/Walikota. Dalam Undang-Undang Mineral dan Batubara (Minerba) dinyatakan Bupati/Walikota dapat menerbitkan dan mencabut Izin Usaha Pertambangan (IUP).

    Sedangkan pada UU Pemerintah Daerah menyatakan kewenangan penerbitan dan pencabutan IUP diserahkan ke Gubernur. Sebenarnya Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) pernah berkeinginan untuk mengambil alih inisiatif penyusunan UU tersebut. Menteri Koordinator bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan ketika menjabat sebagai Pelaksana Tugas (Plt) Menteri ESDM membicarakan usulan tersebut dengan Komisi VII DPR.

    Pasalnya Kementerian ESDM telah menyelesaikan naskah revisi UU Minerba. Namun hasil pembahasan dengan Komisi VII menyatakan revisi UU Minerba tetap inisiatif DPR namun pembahasannya bakal lebih intensif. Kala itu ditargetkan revisi UU Minerba bisa rampung akhir tahun ini guna memberi kepastian hukum bagi pelaku usaha pertambangan.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec,28,2016

Discussion Masela too Long Protracted

    Discussion on the development of Masela, Maluku, which is rich in natural gas, has not yet been completed. There has been no agreement on a plan to increase production capacity, the extension of the operation, and the location of the gas processing plant on land. Lecturer Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, said the decision Masela development of a long and protracted could affect less well-for the investment climate in Indonesia.

    However, according to him, investors also need to be aware of the reality of the social, economic, and political concerns Masela sensitive enough. "However, I believe the decision on the development of gas Masela truly accountable from all aspects," said Pri Agung. Contractors Masela, lnpex Corporation and Shell, made three requests to the government related to the development of gas Masela, Thirdly it is the addition of an operating life of 10 years, the additional capacity liquefied natural gas (LNG) from 7.5 metric tons per year to 9 , 5 metric tons per year, and the payment of cost recovery or operating costs that can be replaced worth 1.2 billion US dollars has been spent contractor.

    From the third case the government will give a signal regarding the extension of the operation for seven years, two other things are still in the discussion further. Further discussion continues we do with the government. We expect gas development project in the Masela can be accomplished, "said Senior Communications Manager Inpex Corporation Usman Slamet.

    Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan, last week, said the gas development project Masela nearing agreement According to him, there are three projects related to the development of gas Masela, namely project LNG, petrochemical and fertilizer plants. About the request for extension of the operation. they (Inpex and Shell) asked for 10 years, but we see a realistic figure of seven years, "he said. Masela gas reserves estimated at 10.7 trillion cubic feet.

IN INDONESIAN

Pembahasan Blok Masela Berlarut-larut

    Pembahasan pengembangan Blok Masela, Maluku, yang kaya gas bumi, hingga kini belum tuntas. Belum ada kesepakatan mengenai rencana penambahan kapasitas produksi, perpanjangan operasi, dan lokasi kilang pengolahan gas di darat. Pengajar Universitas Trisakti, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, mengatakan, keputusan pengembangan Blok Masela yang panjang dan berlarut-larut bisa berdampak kurang baik-bagi iklim investasi di Indonesia.

    Akan tetapi, menurut dia, investor juga perlu menyadari, realitas sosial, ekonomi, dan politik menyangkut Blok Masela cukup sensitif. ”Namun, saya percaya dengan keputusan yang diambil terkait pengembangan gas Blok Masela benar-benar dapat dipertanggungjawabkan dari segala aspek,” kata Pri Agung. Kontraktor Blok Masela, lnpex Corporation dan Shell, mengajukan tiga permintaan kepada pemerintah terkait dengan pengembangan gas Blok Masela, Ketiga hal itu adalah penambahan masa operasi 10 tahun, penambahan kapasitas kilang gas alam cair (LNG) dari 7,5 metrik ton per tahun menjadi 9,5 metrik ton per tahun, dan pembayaran cost recovery atau biaya operasi yang bisa diganti senilai 1,2 miliar dollar AS yang sudah dibelanjakan kontraktor.

    Dari ketiga hal tersebut pemerintah memberi sinyal mengenai perpanjangan operasi selama tujuh tahun, Kedua hal lainnya masih dalam pembahasan lebih lanjut. Pembahasan lebih jauh terus kami lakukan dengan pemerintah. Kami berharap proyek pengembangan gas di Blok Masela dapat segera terlaksana,” kata Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet.

    Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan, pekan lalu, menyebutkan, proyek pengembangan gas Blok Masela hampir mendekati kesepakatan Menurut dia, ada tiga proyek terkait pengembangan gas Blok Masela, yaitu proyek kilang LNG, petrokimia, dan pabrik pupuk. Soal permintaan perpanjangan operasi. mereka (Inpex dan Shell) meminta 10 tahun, tetapi kami melihat angka yang realistis tujuh tahun,” ujarnya. Cadangan gas di Blok Masela diperkirakan 10,7 triliun kaki kubik.

Kompas, Page-17, Wednesday, Dec,28,2016