Waiting Actual Production Reduction

Not to satisfy production cuts made in crude oil prices rose only limited. However, when a supply cut deal is done, the price is projected to reach US $ 65 per barrel by the end of this year.

In trading Thursday (5/1) at 16:33 pm, the price of WTI oil contracts in February 2017 is at US $ 53.09 a barrel, down 0.17 points, or 0.32%. Meanwhile, the price of Brent oil contract in February 2017 at US $ 56.25 a barrel, down 0.21 points, or 0.37%. For the same contract, last year successfully WTI oil price increased 20.48%. Meanwhile, the price of Brent oil heats up 23.39%.

Barnabas Gan, an economist at Oversea-Chinese Banking Corp. in Singapore, said the market will focus on stabilizing crude oil supply agreement. Realization of production cuts could bring crude oil prices towards $ 65 per barrel by the end of this year. "Still need time to see whether the decrease in production agreements made last year can be actualized.

Agreement in question refers to the agreement of OPEC members at the meeting of 50 November 2016 to cut output by 1.2 million barrels per day (bpd) to 32.5 million bpd from the start of 2017. Furthermore, on December 10, 2016, a number of other crude oil producing countries agree lowering the amount of 558,000 bpd of new supply. This means that, starting in 2017, the crude oil market will be a shortage of new supply of oil nearly 1.8 million bpd.

Albilad Capital investment banking firm, expressed in oil prices has improved along with the reduced surplus supply. In the first quarter / 2016, the surplus amounted to 2.27 million bpd supply gradually fall towards 190,000 bpd in the quarter III/2016. Turkey Fadaak, Research & Advisory Manager Albilad Capital, said that with the OPEC production cuts and other producing countries in oil prices in 2017 will grow in the range of US $ 51 per barrel.

Saudi Arabia's production level will drop to 10.06 million bpd from 10.39 million bpd in 2016 number. According to Gan, in the near future the oil price has not increased significantly due to the level of production in December 2016 tall one. Signs of supply cuts are also not encouraging.

CROP PRODUCTION

In early 2017, Kuwait is a member of OPEC cut output by 130,000 barrels to 2.75 million barrels per day. Meanwhile, Oman cut 45,000 barrels towards the 1.01 million barrels per day. Based on the sun / ei Bloomberg, adherence to the agreement began to be seen in the projected OPEC production in December 2016 period amounted to 33.1 million bpd, which fell 1.04 bpd from 34.14 bpd in November 2016.

Production of Libya and the United Arab Emirates continues to increase each 50,000 bpd and 10,000 bpd on a monthly basis (month on month / mom). The biggest cuts came from Nigeria supply 200,000 bpd mom over the issue of terrorist attacks in the country.

One of the officials of the Libyan National Oil Corporation (NOC) said it will still be pumping 700,000 bpd of production towards. Because, Libya needs to restore the country's revenue after mining constraints due to militant attack.

From non-member states, Russia as the largest oil producer in the world continue to spur the supply of 11.21 million bpd in December 2016, or the same as the previous month. This makes the average production of Red Bear State in 2016, up 0.54 million bpd to 10.96 million bpd from 10.72 million bpd in 2015 number.

Now, Russia is preparing a production cut of 300,000 bpd during the first half of 2017 as part of an agreement with OPEC and other oil producing countries. Fresh breeze on the oil market comes from the United States. American Petroleum Institute (API) estimated oil reserves by the United States last week fell 7.43 million barrels. Official data from the US Energy Information Administration (EIA) newly released Thursday (5/1) local time. Recently Reviewed December 23, 2016, US crude stocks reached 486.06 million barrels, up 35.1 million barrels from a year earlier.

Putu Agus Pransuamitra, Research and Analyst PT Monex lnvestindo Futures, said the continuation of the crude oil price will wait for the implementation of production cuts earlier this year. In the near future there is still no satisfactory information barely However, the positive sentiment from the reduction in potential supply surplus hoist WTI oil prices towards $ 65 per barrel by the end of 2017.

Reduced supply will hoist the price of oil, which is also the positive sentiment for other commodities. The market is still waiting for the implementation of it.

IN INDONESIAN

Menanti Realisasi Pengurangan Produksi

Belum memuaskannya pemangkasan produksi membuat harga minyak mentah hanya menguat terbatas. Namun, bila kesepakatan pemotongan suplai dilakukan, harga diproyeksi bisa menyentuh level US$ 65 per barel pada akhir tahun ini.

Pada perdagangan Kamis (5/1) pukul 16:33 WIB, harga minyak WTI kontrak Februari 2017 berada di posisi US$ 53,09 per barel, turun 0,17 poin atau 0,32%. Sementara itu, harga minyak Brent kontrak Februari 2017 bertengger di US$ 56,25 per barel, merosot 0,21 poin atau 0,37%. Untuk kontrak yang sama, pada tahun lalu harga minyak WTI berhasil meningkat 20,48%. Adapun, harga minyak Brent memanas 23,39%.

Barnabas Gan, ekonom Oversea-Chinese Banking Corp. di Singapura, mengatakan pasar akan berfokus kepada perjanjian menstabilkan suplai minyak mentah. Realisasi pemangkasan produksi dapat membawa harga minyak mentah menuju US$65 per barel pada akhir tahun ini. “Masih butuh waktu untuk melihat apakah perjanjian penurunan produksi yang dibuat tahun lalu dapat diaktualisasikan.

Perjanjian yang dimaksud mengacu pada kesepakatan anggota OPEC pada rapat 50 November 2016 untuk memangkas produksi sebesar 1,2 juta barel per hari (bph) menjadi 32,5 juta bph mulai awal 2017. Selanjutnya pada 10 Desember 2016, sejumlah negara produsen minyak mentah lainnya setuju menurunkan suplai baru sejumlah 558.000 bph. Artinya, mulai 2017, pasar minyak mentah akan kekurangan pasokan baru minyak hampir 1,8 juta bph.

Perusahaan bank investasi Albilad Capital, menyampaikan harga minyak semakin membaik seiring dengan berkurangnya surplus pasokan. Pada kuartal I/2016, surplus pasokan sebesar 2,27 juta bph berangsur turun menuju 190.000 bph pada kuartal III/2016. Turki Fadaak, Research & Advisory Manager Albilad Capital, menuturkan dengan adanya pemangkasan produksi OPEC dan negara produsen lain harga minyak 2017 akan tumbuh di kisaran US$ 51 per barel.

Tingkat produksi Arab Saudi akan turun menjadi 10,06 juta bph dari 2016 sejumlah 10,39 juta bph. Menurut Gan, dalam waktu dekat harga minyak belum meningkat signifikan akibat tingkat produksi pada Desember 2016 yang tinggi. Tanda-tanda pemangkasan suplai juga belum menggembirakan.

PANGKAS PRODUKSI

Pada awal 2017, Kuwait sebagai salah satu anggota OPEC memangkas produksi sebesar 130.000 barel menjadi 2,75 juta barel per hari. Sementara itu, Oman memangkas 45.000 barel menuju 1,01 juta barel per hari. Berdasarkan sun/ei Bloomberg, kepatuhan terhadap kesepakatan mulai terlihat dalam proyeksi produksi OPEC periode Desember 2016 sebesar 33,1 juta bph yang turun 1,04 bph dari 34,14 bph pada November 2016.

Produksi Libya dan Uni Arab Emirat tetap meningkat masing-masing 50.000 bph serta 10.000 bph secara bulanan (month on month/ mom). Adapun pemangkasan suplai terbesar datang dari Nigeria sejumlah 200.000 bph mom akibat masalah serangan teroris di dalam negeri.

Salah satu pejabat Libyan National Oil Corporation (NOC) mengatakan pihaknya masih akan memompa produksi menuju 700.000 bph. Pasalnya, Libya perlu memulihkan pemasukan negara setelah hambatan penambangan akibat serangan kelompok militan.

Dari negara non-anggota, Rusia sebagai produsen minyak terbesar di dunia tetap memacu suplai sebesar 11,21 juta bph pada Desember 2016, atau sama dengan bulan sebelumnya. Ini membuat rerata produksi Negeri Beruang Merah pada 2016 naik 0,54 juta bph menjadi 10,96 juta bph dari 2015 sejumlah 10,72 juta bph.

Kini, Rusia sedang mempersiapkan pemangkasan produksi sebesar 300.000 bph selama paruh pertama 2017, sebagai bagian perjanjian dengan OPEC dan negara produsen minyak lainnya. Angin segar terhadap pasar minyak datang dari Amerika Serikat. American Petroleum Institute (API) memperkirakan persediaan minyak negeri Paman Sam pada pekan lalu turun 7,43 juta barel. Data resmi dari US Energy Information Administration (EIA) baru dirilis Kamis (5/1) waktu setempat. Terakhir pada 23 Desember 2016, stok minyak mentah AS mencapai 486,06 juta barel, naik 35,1 juta barel dari awal tahun.

Putu Agus Pransuamitra, Research and Analyst PT Monex lnvestindo Futures, mengatakan kelanjutan harga minyak mentah akan menunggu implementasi pemangkasan produksi pada awal tahun ini. Dalam waktu dekat masih belum ada informasi yang memuaskan pasar Namun demikian, sentimen positif dari berkurangnya surplus suplai berpotensi mengerek harga minyak WTI menuju US$ 65 per barel pada akhir 2017.

Berkurangnya suplai bakal mengerek harga minyak, yang juga jadi sentimen positif bagi komoditas lainnya. Pasar masih menunggu implementasi itu.

Bisnis Indonesia, Page-16, Friday, Jan, 6, 2017

Lifting Target Exceeded

A joint operating body PT Bumi Siak Pusaka (BSP) Pertamina Hulu as a cooperation contract in the region of Block Coastal Plain, Pekanbaru, Riau, achieve oil production is ready to sell an average of 12 885 barrels per day Throughout 2016.

The production exceeded the annual target of 12 343 barrels per day set by the Special Unit of Upstream Oil and Gas [SKK Migas]. Total crude oil production reached 4,715,677 barrels CPP block during 2016, "said Novi Sugianto, Senior Operations Manager Joint Operating Entity (BOB) BSP PT Pertamina Hulu.

However, year on year total crude oil production in the working area is decreasing. Average production last year reached 14,025 barrels per day, although in that period, BOB BSP Pertamina Hulu exceeded the target SKK 13 170 barrels of oil per day. Novi said it was responding to the decline in world crude oil prices are down nearly 70% by arranging step is considered effective.

BOB cut operating costs, selective in implementing the work program, a reduction in benefit-benefit to employees without layoffs and reduction of production targets. According to him, the world oil prices will remain low this year.

Efficiency

BOB BSP Pertamina Hulu will continue to improve efficiency in order to survive and reach the targets set by SKK Migas for this year. "We still do efficiency in order to survive BOB generate revenue for the state and shareholders and could still contribute by helping stakeholders work program," he said. BOB also continue coordinating with parties other stakeholders so that the performance also continued to improve.

Company and state-owned enterprises Siak also noted a number of achievements in the past year, including occupational safety awards Patra Nirbhaya Principal Work of the Minister of Energy and Mineral Resources. Earlier, oil SKK raise the target amount of oil production ready for sale (lifting) of the national 2017 to 825,000 barrels per day from 822 000 barrels per day.

This became One major program to encourage the Government of Riau Province 8 PSC on its territory so that the target can be realized. Riau Governor Arsyadjuliandi Rachman asked for the petroleum companies in Riau to be proactive and communicative the Provincial Government to lifting the target was achieved. Oil and gas sector is one of the leading sectors in the province.

Arsyadjuliandi said that this achievement is not easy. To boost production, companies often find obstacles such as environmental impact analysis problems or problems of land disputes. In addition, the exploration of new wells also require consultation and permission from the central government.

To overcome that obstacle, the company should be able to establish good cooperation to local governments and the central government. Should the company is proactive and communicative, "said Andi. Based on data from the Riau provincial government contribution of oil and gas sector to the Gross Regional Domestic Product (GDP) continued to increase over the last five years.

Oil sector GDP in 2011 reached 24.73%, continued to increase in 2012 reached 25.46%, in 2013 reached 26.57%, in 2014 reached 27.5% and in 2015 reached 28.26%. This year, predicted to reach 29% even though the government has yet to officially release it.

IN INDONESIAN

Target Lifting Terlampaui

Badan operasi bersama PT Bumi Siak Pusaka (BSP) Pertamina Hulu selaku kontraktor kontrak kerja sama di wilayah kerja Blok Coastal Plain, Pekanbaru, Riau, mencapai produksi minyak bumi siap jual rata-rata 12.885 barel per hari Sepanjang 2016.

Produksi tersebut melampaui target tahunan 12.343 barel per hari yang ditetapkan oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi [SKK Migas]. Total produksi minyak bumi Blok CPP mencapai 4.715.677 barel selama 2016," kata Novi Sugianto, Senior Operation Manager Badan Operasi Bersama (BOB) PT BSP Pertamina Hulu.

Namun, secara year on year total produksi minyak bumi di wilayah kerja tersebut menurun. Rata-rata produksi pada tahun lalu mencapai 14.025 barel per hari, meski pada periode itu, BOB BSP Pertamina Hulu berhasil melampaui target SKK migas 13.170 barel per hari. Novi mengatakan, pihaknya sedang menyikapi turunnya harga minyak mentah dunia yang turun hampir mencapai 70% dengan menyusun langkah yang dinilai efektif.

BOB memangkas biaya operasi, selektif dalam menjalankan program kerja, pengurangan benefit-benefit terhadap karyawan tanpa melakukan pemutusan hubungan kerja dan pengurangan target produksi. Menurutnya, harga minyak dunia masih akan rendah pada tahun ini.

Efisiensi

BOB BSP Pertamina Hulu akan tetap melakukan efisiensi agar bisa bertahan dan mencapai target yang ditetapkan oleh SKK Migas untuk tahun ini. “Kami masih melakukan efisiensi agar BOB bisa bertahan menghasilkan revenue bagi negara dan pemegang saham serta masih bisa berkontribusi dengan membantu program kerja para stakeholder," katanya. BOB juga terus melakukan koordinasi dengan pihak-pihak pemangku kepentingan lainnya agar kinerja juga terus membaik.

Perusahaan BUMD Kabupaten Siak dan BUMN tersebut juga mencatatkan sejumlah prestasi di tahun lalu, di antaranya penghargaan keselamatan kerja Patra Nirbhaya Karya Utama dari Menteri Energi Sumber Daya Mineral. Sebelumnya, SKK Migas menaikkan jumlah target produksi minyak bumi siap jual (lifting) nasional 2017 menjadi 825.000 barel per hari dari 822.000 barel per hari.

Hal ini menjadi Salah satu program utama Pemerintah Provinsi Riau untuk mendorong 8 KKKS di wilayahnya agar target tersebut bisa terealisasi. Gubernur Riau Arsyadjuliandi Rachman meminta perusahaan minyak bumi di Riau untuk proaktif dan komunikatif kepada Pemerintah Provinsi agar target lifting tersebut berhasil dicapai. Sektor migas merupakan salah satu sektor unggulan provinsi tersebut.

Arsyadjuliandi mengatakan pencapaian ini bukanlah hal yang mudah. Untuk menggenjot produksi, perusahaan kerap menemukan kendala seperti masalah analisis dampak lingkungan ataupun permasalahan sengketa lahan. Selain itu, eksplorasi sumur baru juga memerlukan konsultasi dan perizinan dari pemerintah pusat.

Untuk mengatasi kendala itu, perusahaan harus mampu menjalin kerja sama yang baik kepada pemerintah daerah dan pemerintah pusat. Hendaknya, perusahaan bersifat proaktif dan komunikatif,” kata Andi. Berdasarkan data Pemerintah Provinsi Riau kontribusi sektor industri migas terhadap Produk Domestik Regional Bruto (PDRB) terus mengalami peningkatan selama lima tahun terakhir.

PDRB sektor migas pada tahun 2011 tercatat 24,73%, terus meningkat pada tahun 2012 mencapai 25.46% , tahun 2013 mencapai 26,57% , tahun 2014 mencapai 27,5% dan tahun 2015 mencapai 28,26%. Tahun ini, diprediksi akan menyentuh 29 % meski pemerintah belum merilisnya secara resmi.

Bisnis Indonesia, Page-9, Friday, Jan, 6, 2017

Fresh Breeze For Contractors

The government insists that the scheme gross production sharing split brings fresh air to the production activities of oil and gas. Through the scheme of production sharing contract (production sharing contract / PSC) gross split, the government and the contractor immediately divide their share.

The government will get the results as well as taxes from upstream activities without the operating costs and investment incurred contractors to produce oil and gas. Meanwhile, the PSC cost recovery scheme, the government should bear the cost of oil and gas production. For example, Chevron Pacific Indonesia in Rokan Block oil and gas producing 102.645 million barrels of oil equivalent with a value of US $ 4.986 billion. From the results of the production, the government pays the cost recovery of US $ 2.034 billion, the revenues of US $ 2.736 billion, while Chevron earned $ 214 million.

Minister of Energy and Mineral Resources said Ignatius Jonan, upstream oil and gas industry is difficult to operate efficiently with the pattern of production sharing contract cost recovery. Because, in this scheme, the cooperation contract (PSC) does not have to take into account the operating costs incurred for all costs related to production will be reimbursed by the government. To that end, the new contract will be applied to oil and gas blocks scheme gross revenue share split so that the government will not be charged for the management of upstream oil and gas operations which have been operating for more than 30 years.

Based on data from the Ministry of Energy, the cost of oil production in the country by 20 KKKS varies with fairly wide gap of US $ 7.05 to US $ 37.99 per barrel. Jonan explained, with a gap width of the production costs, the contractor should be able to compete in order to be able to produce oil at low cost. The competition will be created if the scheme gross revenue share split is used.

Jonan it believes the pattern of gross split would attract investment in upstream oil and gas sector, there are opportunities for greater benefit if contractors operate efficiently.

IN INDONESIAN

Angin Segar Bagi Kontraktor

Pemerintah menegaskan bahwa skema bagi hasil produksi gross split membawa angin segar bagi kegiatan produksi minyak dan gas bumi. Melalui skema kontrak bagi hasil produksi (production sharing contract/PSC) gross split, pemerintah dan kontraktor langsung membagi bagiannya masing-masing.

Pemerintah akan mendapatkan bagi hasil juga pajak dari kegiatan hulu tanpa menanggung biaya operasi dan investasi yang dikeluarkan kontraktor untuk menghasilkan minyak dan gas. Sementara itu, dalam skema PSC cost recovery, pemerintah harus menanggung biaya produksi migas. Sebagai contoh, Chevron Pacific Indonesia di Blok Rokan memproduksi migas 102,645 juta barel setara minyak dengan nilai US$4,986 miliar. Dari hasil produksi itu, pemerintah membayar cost recovery US$2,034 miliar, pendapatan negara US$2,736 miliar, sedangkan Chevron meraih US$ 214 juta.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan mengatakan, industri hulu migas sulit untuk beroperasi secara efisien dengan pola kontrak bagi hasil cost recovery. Pasalnya, pada skema tersebut, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) tak perlu memperhitungkan biaya operasi yang dikeluarkan karena semua biaya yang terkait produksi akan diganti pemerintah. Untuk itu, bagi kontrak baru blok migas akan diterapkan skema bagi hasil gross split agar pemerintah tak dibebankan biaya operasi atas pengelolaan hulu migas yang telah beroperasi lebih dari  30 tahun.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, biaya produksi minyak di Tanah Air oleh 20 KKKS bervariasi dengan gap cukup lebar   yaitu US$7,05-US$ 37,99   per barel. Jonan menjelaskan, dengan gap biaya produksi yang lebar itu, kontraktor seharusnya dapat berkompetisi agar mampu menghasilkan minyak dengan biaya rendah. Kompetisi itu akan tercipta jika skema bagi hasil gross split yang digunakan.

Jonan justru meyakini pola gross split bakal menarik minat investasi di sektor hulu migas, karena terdapat peluang mendapat keuntungan lebih besar jika kontraktor beroperasi secara efisien.

Bisnis Indonesia, Page-1, Friday, Jan, 6, 2017

The Fate of Eight Block Oil and Gas Soon Resolved

Ministry of Energy and Mineral Resources is discussing a continuation of management of eight work areas of oil and gas that will end his contract in 2018. This year is the deadline for the Ministry of Energy to make a decision. The minister, at least one year prior to expiry (of the contract) is already decided. So there is time for the transition, said Director of Upstream Oil and Gas, Single.

Based on data from the Ministry of Energy, the contract will expire next year is Tuban Block-run Joint Operation Body JOB) Pertamina-Petrochina East Java, Sanga-Sanga-run Virginia Indonesia Company (Vico), Block South East Sumatra by CNOOC, Block Ogan Ogan by JOB Pertamina-Talisman, Block B and Block North Sumatra Offshore (NSO) by Pertamina, Central Block by Total, and Block East Kalimantan by Chevron.

The region is out of contract until the end of this year is the Offshore North West Java (ONWJ), Block Lematang, Mahakam Block, and Block Attaka. Ministry gives the entire concession area to Pertamina, except Block Lematang management followed by PT Medco E & P According to the Minister of Energy and Mineral Resources No. 15 Year 2015, Pertamina has the privilege to manage the block that has been out of contract.

But, according to Sole, Pertamina must submit a request for proposal first. Of the eight blocks, Pertamina proposed extending the Block B, Block NSO, Tuban Block, and Ogan Ogan. In Tuban, Pertamina will invest US $ 80 million. The working area of ​​proven reserves estimated 6,000 million barrels of oil equivalent per day (MBOEPD).

In Ogan Ogan JOB, Pertamina plans to invest up to US $ 200 million. This blocks production recorded 3 MBOEPD and reserves of approximately 2,000 MBOEPD. We also want to increase its interest in two of this JOB, "Pertamina spokesman, Wianda Pusponegoro, some time ago.

The company is also eyeing BlokSanga-Sanga ownership for its gas potential is quite large, which is about 2.232 million stock tank barrels (MSTB) for oil. Gas reserves of 448.96 billion cubic feet (BSCF). However, Pertamina compete with Vico applying for a contract extension. Other blocks are targeted Pertamina East Kalimantan.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam plans to combine the management with Block Attaka so economical. "If administered alone, it is not economically viable." The ministry is still considering the proposal Pertamina. If the proposal is accepted, Single said Block development Attaka and East Kalimantan will be merged into a cooperation contract. Later managing how, decided to stay the Minister.

Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar remind contractors that obtain working area termination should be offered 10 percent ownership to local government participation. "The essence of his termination that all enterprises entered.

IN INDONESIAN

Nasib 8 Blok Migas Segera Diputuskan

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral tengah membahas kelanjutan pengelolaan delapan Wilayah kerja minyak dan gas bumi yang akan berakhir masa kontraknya pada 2018. Tahun ini adalah batas akhir bagi Kementerian Energi untuk membuat keputusan. Menteri itu, paling tidak satu tahun sebelum habis (masa kontrak) sudah putuskan. Jadi ada waktu, untuk transisi, ujar Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, Tunggal.

Berdasarkan data Kementerian Energi, kontrak yang bakal expired tahun depan adalah Blok Tuban yang dikelola Joint Operation Body JOB) Pertamina-Petrochina East Java, Blok Sanga-Sanga yang dikelola Virginia Indonesia Company (Vico) , Blok South East Sumatera oleh CNOOC, Blok Ogan Komering oleh JOB Pertamina-Talisman, Blok B dan Blok North Sumatera Offshore (NSO) oleh Pertamina, Blok Tengah oleh Total, dan Blok East Kalimantan oleh Chevron.

Adapun Wilayah yang habis masa kontraknya hingga akhir tahun ini adalah Blok Offshore North West Java (ONWJ), Blok Lematang, Blok Mahakam, dan Blok Attaka. Kementerian memberikan seluruh konsesi area tersebut kepada Pertamina, kecuali Blok Lematang yang pengelolaannya dilanjutkan oleh PT Medco E&P Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 15 Tahun 2015, Pertamina memiliki hak istimewa untuk mengelola blok yang telah habis masa kontraknya.

Tapi, menurut Tunggal, Pertamina harus mengajukan proposal permintaan terlebih dulu. Dari delapan blok itu, Pertamina mengusulkan perpanjangan Blok B, Blok NSO, Blok Tuban, dan Ogan Komering. Di Tuban, Pertamina bakal menanam modal sebesar US$ 80 juta. Cadangan terbukti Wilayah kerja ini diperkirakan 6.000 juta barel setara minyak per hari (MBOEPD).

Di JOB Ogan Komering, Pertamina berencana berinvestasi hingga US$ 200 juta. Produksi blok ini tercatat 3 MBOEPD dan cadangan sekitar 2.000 MBOEPD. Kami juga ingin menambah kepemilikan di dua JOB ini," kata juru bicara Pertamina, Wianda Pusponegoro, beberapa waktu lalu.

Perseroan juga mengincar kepemilikan BlokSanga-Sanga karena potensi gasnya cukup besar, yaitu sekitar 2.232 juta stok tangki barel (MSTB) untuk minyak. Cadangan gasnya sebesar 448,96 miliar kaki kubik (BSCF). Namun Pertamina bersaing dengan Vico yang mengajukan permohonan perpanjangan kontrak. Blok lain yang disasar Pertamina adalah East Kalimantan.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam berencana menggabungkan pengelolaannya dengan Blok Attaka supaya ekonomis. “Kalau dikelola sendiri-sendiri, tidak ekonomis.” Kementerian masih mempertimbangkan usul Pertamina. Jika usul diterima, Tunggal mengatakan, pengembangan Blok Attaka dan East Kalimantan bakal digabung menjadi satu kontrak kerja sama. Nanti pengelolaannya bagaimana, tinggal diputuskan Menteri ESDM.

Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar mengingatkan, kontraktor yang memperoleh Wilayah kerja terminasi harus menawarkan 10 persen kepemilikan partisipasi kepada pemerintah daerah.“Pokok-nya semua terminasi itu BUMD masuk

Koran Tempo, Page-16, Thursday,Jan, 5, 2017

Pertamina Sets almost $7 billion for new Wells, Mahakam in 2017

State-owned oil and gas giant Pertamina is setting aside almost US$ 7 billion for capital expenditure (capex) in 2017, as it aims to up its business operations. The capex amount - standing at $ 6.67 billion, slightly lower than the $6.9 billion in 2016 - will come solely from internal cash, Pertamina president director Dwi Soetjipto said on Wednesday.
“Our capex is not big, so we do not need [to look for] debt. We want to minimize debt and we have not looked for debt since 2012,” he added.

Pertamina plans on partially using the capex funds tofmance drilling activities at several" new wells and to fund its operations in the Mahakam block in East Kalimantan. As reported earlier, Pertamina has set a target to amass a large amount of reserves through increased overseas partnerships, acquisitions and takeovers of oil and gas Helds with soon to be terminated contracts.

As of November, there were 284 oil and gas working areas nation wide, down from 313 in January, according to the Upstream Gil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas). Contracts for 35 working areas will end in the period of 2017 to 2026, including the contracts of French oil and gas giant Total E&P Indonésie that operates the gas-rich Mahakam block and US-based energy giant Chevron Pacific Indonesia that operates the Rokan block\ in Riau Islands.

Total E&P’s contract will expire in 2017, while that of Chevron’s will expire in 2021. The government has stated that Pertamina will be prioritized in all oil and gas working areas in the upstream industry when contracts with contractors expire in the future, The company also hopes to boost upstream production to 1.9 million barrels of oil equivalent per day (boepd) by 2025 from a measly 624,000 boepd of production in 2015.

Pertamina president commissioner Tanri Abeng said it eyed a 15 percent annual increase in revenue to $ 42.59 billion and a 6 percent annual rise in profit to $ 3.04 billion next year. “In the upstream [sector], Pertamina must be more aggressive to find’ new oil and gas reserves, while in the downstream [sector], our business operations should be more efficient,” Tanri said.

Meanwhile, in 2017, Pertamina is set to obtain additional income by collecting Pertamina Energy Trading Ltd.’s' (Petral) account receivables, which is money owed to Petral from its clients. The company which is Pertamina’s liquidated trading arm is estimated to have around $50 million receivables. However, Dwi said some of the receivables were not well documented and Pertamina should go through a reclassification process with Petral’s clients.

“We have to check our records with the clients. Some of them may admit they have payables to Petral, but some others may not. This should be resolved,” he said. Meanwhile, Pertamina seems to have ended 2016 in the black, supported by several efficiency measures.

As of the third quarter of 2016, it already booked $2.83 billion in profit and Dwi said the full-year figure might exceed its previous estimate of $2.88 billion. The third-quarter Hgure' itself was already higher than Malaysia’s Petronas, which booked 12.25 billion ringgit ($2.73 billion) in the same period. It was the first time Pertamina exceeded its Malaysian counterpart, despite the fact that its total assets were just a third of Petronas.

IN INDONESIAN

Pertamina Keluarkan Hampir $ 7 miliar untuk Sumur baru, di Mahakam Pada 2017

Perusahaan BUMN minyak dan gas raksasa Pertamina menyisihkan hampir US $ 7 miliar untuk belanja modal (capex) pada tahun 2017, karena bertujuan untuk sampai operasi bisnisnya. Capex Jumlah - berdiri di $ 6,67 Miliar, sedikit lebih rendah dari $ 6,9 milyar pada 2016 - akan datang hanya dari kas internal, Presiden Direktur Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan pada hari Rabu. "Capex kami tidak besar, jadi kita tidak perlu [mencari] utang. Kami ingin meminimalkan utang dan kami tidak mencari utang sejak 2012, "tambahnya.

Pertamina berencana sebagian menggunakan dana capex untuk membiayai kegiatan pengeboran di beberapa "sumur baru dan untuk mendanai operasinya di blok Mahakam di Kalimantan Timur. Seperti diberitakan sebelumnya, Pertamina telah menetapkan target untuk mengumpulkan sejumlah besar cadangan melalui peningkatan kemitraan di luar negeri , akuisisi dan pengambilalihan helds minyak dan gas dengan segera dihentikan kontrak.

Hingga November, ada 284 migas bekerja daerah secara nasional, turun dari 313 pada bulan Januari, menurut Gil dan Gas Angkatan Hulu Pengatur Tugas Khusus (SKK Migas). Kontrak untuk 35 wilayah kerja akan berakhir pada periode 2017-2026, termasuk kontrak minyak Perancis dan gas raksasa Total E & P Indonésie yang mengoperasikan kaya gas Blok Mahakam dan energi raksasa yang berbasis di AS Chevron Pacific Indonesia yang beroperasi blok Rokan di Kepulauan Riau.

Total E & P kontrak akan berakhir pada tahun 2017, sedangkan Chevron akan berakhir pada 2021. Pemerintah telah menyatakan bahwa Pertamina akan diprioritaskan di semua wilayah kerja minyak dan gas di industri hulu ketika kontrak dengan kontraktor berakhir di masa depan, perusahaan juga berharap untuk meningkatkan produksi hulu ke 1,9 juta barel setara minyak per hari (boepd) pada tahun 2025 dari sangat sedikit 624.000 boepd produksi pada tahun 2015.

Pertamina presiden komisaris Tanri Abeng mengatakan bermata peningkatan tahunan 15 persen dalam pendapatan $ 42,59 Miliar dan kenaikan tahunan 6 persen pada laba $ 3,04 Miliar tahun depan. "Dalam [sektor] hulu, Pertamina harus lebih agresif untuk menemukan 'cadangan minyak dan gas baru, sementara di [sektor] hilir, operasi bisnis kami harus lebih efisien," kata Tanri.

Sementara itu, pada tahun 2017, Pertamina diatur untuk memperoleh penghasilan tambahan dengan mengumpulkan piutang '(Petral) Pertamina Energy Trading Ltd, yang merupakan utang kepada Petral dari klien. Perusahaan yang lengan perdagangan dilikuidasi Pertamina diperkirakan memiliki US $ 50 juta piutang. Namun, Dwi mengatakan beberapa piutang tidak didokumentasikan dengan baik dan Pertamina harus melalui proses reklasifikasi dengan klien Petral.

"Kami harus memeriksa catatan kami dengan klien. Beberapa dari mereka mungkin mengakui bahwa mereka memiliki hutang kepada Petral, tetapi beberapa orang lain mungkin tidak. Ini harus diselesaikan, "katanya. Sementara itu, Pertamina tampaknya telah berakhir 2016 di hitam, didukung oleh beberapa langkah-langkah efisiensi.

Hingga kuartal III 2016, sudah memesan $ 2,83 Miliar laba dan Dwi mengatakan angka penuh tahun mungkin melebihi perkiraan sebelumnya sebesar $ 2,88 Miliar. Kuartal ketiga angka itu sendiri sudah lebih tinggi dari Malaysia Petronas, yang memesan 12,25 Miliar ringgit ($ 2,73 Miliar) pada periode yang sama. Ini adalah pertama kalinya Pertamina melebihi rekannya dari Malaysia yang, meskipun fakta bahwa total aset hanya sepertiga dari Petronas.

Jakarta Post, Page-15, Thursday,Jan, 5, 2017

Masela expected to operate in 2022

The gas-rich Masela block is expected to start commercial operations in 2022 despite lags in the development process. Coordinating Maritime Affairs Minister Luhut Pandjaitan said on Wednesday that the front end engineering design (FEED) for the project would be completed this year while the final investment decision would be concluded in 2019 at the latest, “We hope commercial operations start in 2022,” he said following a Cabinet meeting at the Bogor Palace in Westjava.

Luhut further said based on the government’s decision, the contract of the block would be extended seven years after its expiration, set to occur in 2028. The expansion aims to compensate time loss due to multiple revisions of the plan of development. japan-based lnpex and Dutch Shell, which hold a 65 and 35 percent stake in the block respectively, had previously requested a10-year extension of the contract after the government chose onshore development of the facility. Luhut further said the anticipated capital expenditure would reach a maximum USS16 billion, down from the previous projection of US$ 22 billion.

lnpex senior communications and relations manager Usman Slamet declined to confirm the terms announced by Luhut. “We are still discussing it with the Energy and Mineral Resources Ministry and the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force [SKKMigas] and we hope that we will soon reach an agreement with the government so that the project can commence soon," he told.

IN INDONESIAN

Masela Diperkirakan Beroperasi Pada Tahun 2022

Blok Masela yang kaya gas diperkirakan mulai beroperasi secara komersial pada tahun 2022 meskipun kelambanan dalam proses pembangunan. Koordinator Menteri Kelautan Luhut Pandjaitan mengatakan pada hari Rabu bahwa desain engineering ujung depan (FEED) untuk proyek tersebut akan selesai tahun ini sedangkan keputusan investasi akhir akan disimpulkan pada 2019 paling lambat, "Kami berharap operasi komersial dimulai pada 2022," katanya setelah pertemuan kabinet di Istana Bogor di di Jawa Barat.

Luhut lebih lanjut mengatakan berdasarkan keputusan pemerintah, kontrak blok tersebut akan diperpanjang tujuh tahun setelah kedaluwarsa, ditetapkan terjadi di 2028. Ekspansi ini bertujuan untuk mengkompensasi kerugian waktu karena beberapa revisi dari rencana pembangunan. lnpex berbasis Jepang dan Belanda Shell, yang memiliki saham 65 dan 35 persen di blok tersebut masing-masing, yang sebelumnya telah meminta perpanjangan a10-tahun kontrak setelah pemerintah memilih pengembangan onshore fasilitas. Luhut lebih lanjut mengatakan belanja modal diantisipasi akan mencapai maksimum USS16 miliar, turun dari proyeksi sebelumnya US $ 22 miliar.

Senior Manajer Komunikasi dan Hubungan Masyarakat lnpex, Usman Slamet menolak untuk mengkonfirmasi persyaratan diumumkan oleh Luhut. "Kami masih mendiskusikannya dengan Energi dan Sumber Daya Mineral dan Satuan Tugas Khusus Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Regulatory [SKK Migas] dan kami berharap bahwa kita akan segera mencapai kesepakatan dengan pemerintah sehingga proyek dapat dimulai segera," katanya .

Jakarta Post, Page-14, Thursday, Jan, 5, 2017

RI’s non-Tax Revenue Still Dependent on Shrinking Oil, Gas

The government is getting desperate to boost non-tax revenue as the country is still heavily dependent on oil and gas while the two fossil fuels have shown consistent production decreases over recent years. During the period 2012 to 2016, Indonesia saw its oil and gas revenues plunge from US$36 billion to $9.29 billion, in line with the drop in the Indonesian Crude Price (ICP) to $ 39.5 per barrel from $113.1 per barrel.

Energy and mining expert Bisman Bakhtiar said the oil and gas sector contributed 30 percent to the state’s revenues five or six years ago. Today, however, it only accounted for 6 percent. The sector has been so dominant that it is hard to find alternative sources of revenue, he claimed. “What else can you do? The global prices have been falling in line with the drop in our domestic production, while the target in the state budget has always been increasing,” he told.

Indonesia’s oil production gradually decreased to 831,000 barrels of oil per day (bopd) from 860,000 bopd, while gas production fell to 7.9 billion standard cubic feet per day (bscfd) from 8.4 bscfd. Meanwhile, Indonesia’s oil reserves dropped to 3.6 billion barrels at the end of 2015 from 3.62 billion the previous year, due to no new discoveries of new oil and gas reserves within the past decade.

Therefore, the Energy and Mineral Resources Ministry is placing its hopes in the upcoming revision to a government regulation on cost recovery and tax treatments for the upstream oil and gas industry, which is expected to lure in contractors to conduct further exploration activities.

“As there will be many incentives offered through the revised regulation, we expect it will eventually boost exploration activities in the country,” the Energy and Mineral Resources Ministry’s secretary-general, Teguh Pamudji, said.

For instance, during the exploration phase, firms will be exempted from the requirement to pay import value-added tax (VAT), import duty, domestic VAT and property tax (PBB). Meanwhile, during the exploitation phase, they will have the opportunity to avail themselves of similar waivers, but only if their projects meet the government’s own economic valuations.

With regard to non-tax incentives, the government has also said it will provide clearer rules on investment credit and domestic market obligation (DMO) holidays. A DMO is the requirement imposed on firms to allocate a certain amount of oil or gas production to meet domestic needs.

“The exploration activities will be crucial. President Joko Widodo has instructed the Energy and Mineral Resources Ministry to surpass the target of oil and gas lifting [the colloquial term for ready-to-sell production] stated in the 2017 state budget,” Teguh said.

In the 2017 state budget, the government aims to meet a revenue target of Rp 101.93 trillion ($7.6 billion) from the oil and gas sector. The oil and gas lifting target stands at 815,000 bopd and 6.35 bscfd, respectively with an ICP of $45 per barrel. Askolani, the Finance Ministry’s director general for budgeting, shared his optimism about the ICP target, especially considering the recent decision by the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) to cut production by 1.2 million bopd in 2017.

“OPEC’s decision will lead to a surge in global oil prices. If it can be implemented effectively, the ICP might even increase to more than $45. Then, if we can reach the lifting goal, the state revenue from the oil and gas sector can also surpass the initial target,” he said.

Although the output reduction will only be partially applied by OPEC’s members, lower production will still lead to an increased annual world crude price of between $ 53 to $ 58 per barrel, according to energy think tank Wood Mackenzie.

IN INDONESIAN

Pendapatan non-Pajak RI Masih Tergantung pada Menyusutnya Minyak dan  Gas

Pemerintah semakin putus asa untuk meningkatkan pendapatan non-pajak negara ini masih sangat tergantung pada minyak dan gas sementara dua bahan bakar fosil telah menunjukkan konsisten penurunan produksi selama beberapa tahun terakhir. Selama periode 2012-2016, Indonesia melihat pendapatan minyak dan gas terjun dari US $ 36 miliar menjadi $ 9,29 Miliar seiring dengan penurunan harga minyak Indonesia (ICP) ke $ 39,5 per barel dari $ 113,1 per barel.

Ahli  Energi dan pertambangan Bisman Bakhtiar mengatakan sektor minyak dan gas menyumbang 30 persen pendapatan negara lima atau enam tahun yang lalu. Hari ini, bagaimanapun, hanya menyumbang 6 persen. Sektor ini telah begitu dominan bahwa sulit untuk menemukan alternatif sumber pendapatan, ia mengklaim. "Apa lagi yang bisa Anda lakukan? Harga global yang telah jatuh seiring dengan penurunan produksi dalam negeri kita, sementara target di APBN selalu meningkat, "katanya.

Produksi minyak Indonesia secara bertahap menurun sampai 831.000 barel minyak per hari (bopd) dari 860.000 bopd, sedangkan produksi gas turun menjadi 7,9 miliar standar kaki kubik per hari (bscfd) dari 8,4 bscfd. Sementara itu, cadangan minyak Indonesia turun menjadi 3,6 miliar barel pada akhir 2015 dari 3,62 miliar pada tahun sebelumnya, karena tidak ada penemuan baru cadangan minyak dan gas baru dalam dekade terakhir.

Oleh karena itu, Energi dan Sumber Daya Mineral  (ESDM) menempatkan harapan dalam revisi mendatang untuk Peraturan Pemerintah tentang cost recovery dan perawatan pajak untuk industri minyak dan gas hulu, yang diharapkan untuk memikat kontraktor untuk melakukan kegiatan eksplorasi lebih lanjut.

"Karena akan ada banyak insentif yang ditawarkan melalui peraturan direvisi, kami berharap pada akhirnya akan meningkatkan kegiatan eksplorasi di negeri ini," Energi dan Sekjen Kementerian ESDM ini, Teguh Pamudji, mengatakan.

Misalnya, selama fase eksplorasi, perusahaan akan dibebaskan dari persyaratan untuk membayar pajak impor nilai (PPN), bea masuk, PPN dalam negeri dan pajak properti (PBB). Sementara itu, selama fase eksploitasi, mereka akan memiliki kesempatan untuk menyediakan sendiri keringanan serupa, tetapi hanya jika proyek-proyek mereka memenuhi valuasi ekonomi pemerintah sendiri.

Berkenaan dengan insentif non-pajak, pemerintah juga menyatakan akan memberikan aturan yang lebih jelas pada kredit investasi dan liburan kewajiban pasar domestik (DMO). Sebuah DMO adalah persyaratan yang dikenakan pada perusahaan untuk mengalokasikan sejumlah produksi minyak atau gas untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

"Kegiatan eksplorasi akan sangat penting. Presiden Joko Widodo telah menginstruksikan Energi dan Sumber Daya Mineral untuk melampaui target minyak dan lifting gas [istilah sehari-hari untuk produksi siap jual] yang tercantum dalam APBN 2017, "kata Teguh.

Dalam APBN 2017, pemerintah bertujuan untuk memenuhi target pendapatan sebesar Rp 101,93 Triliun ($ 7.6 Miliar) dari sektor minyak dan gas. Target lifting minyak dan gas berdiri di 815.000 bopd dan 6,35 bscfd, masing-masing dengan ICP US $ 45 per barel. Askolani, Direktur Jenderal Departemen Keuangan untuk penganggaran, berbagi optimisme tentang target ICP, terutama mengingat keputusan terbaru oleh Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) memangkas produksi 1,2 juta bopd pada tahun 2017.

"Keputusan OPEC akan menyebabkan lonjakan harga minyak dunia. Jika dapat dilaksanakan secara efektif, ICP bahkan mungkin meningkat menjadi lebih dari $ 45. Kemudian, jika kita bisa mencapai tujuan mengangkat, penerimaan negara dari sektor minyak dan gas dapat juga melampaui target awal, "katanya.

Meskipun penurunan output yang hanya akan sebagian diterapkan oleh anggota OPEC, produksi yang lebih rendah masih akan menyebabkan harga minyak mentah dunia tahunan meningkat  antara $ 53 sampai $ 58 per barel, menurut energi think tank Wood Mackenzie.

Jakarta Post, Page-13, Thursday, Jan, 5, 2017

Pertamina Needs Investment Rp 1.000 Trillion

PT Pertamina states require investment of up to Rp 1.000 trillion in the next 10 years to increase its assets So that can sustain earnings growth. As for this year, Pertamina will disburse funds for the upstream sector investment of US $ 3.7 billion.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said profit in the last year is estimated to reach Rp 40 trillion. This figure is called higher dad realized gain Petronas oil and gas company red plate Malaysia (However, this does not mean Pertamina has outperformed Petronas. This is only temporary because the assets Pertamina is still a third of the assets of Petronas. For growth to remain sustained (long), then the investment should be road, "he said.

Therefore, he continued, the necessary investment budget to $ 1.000 trillion for the assets of the company can be increased 2.5-fold from today. In the processing sector and upstream, for example, the company plans to disburse funds of Rp 50 trillion and Rp 35-40 trillion annually. This step is necessary if Pertamina wants to really beat Petronas.

Its potential to be an investment that is in synergy with PT PGN and the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), "said Dwi. He added that the company had indeed succeeded in raising profit, from Rp 19 trillion in 2015 to an estimated more than Rp 40 trillion last year.

The largest contribution is the increase in profit from the efficiency of the company. Thus, Pertamina can minimize the impact of falling oil prices that erode the productivity of upstream oil and gas assets. "In two years we focus on efficiency and managed to increase this efficiency. In 2015 the realization of the investment of US $ 800 million last year through November reached US $ 1.8 billion, "he explained.

To increase the assets, according to Dwi, Pertamina is completing the acquisition of oil and gas fields in Iran and Russia. Earlier last year, the company succeeded in taking over ownership of the French oil and gas company shares, Maurel & Prom, amounted to 24.53% and the target can be enlarged to a majority.

As for this 2017, Pertamina AGM at the end of last year set a target net profit rose 6% to US $ 3.04 billion, which is supported by the projected increase in revenue of 15% to US $ 42.59 billion. Furthermore, net income before taxes, depreciation and amortization rose 6% to US $ 7.43 billion, EBITDA margin fell 8% to 17.4%, and capital spending fell 6% to US $ 6.67 billion.

Upstream Investment

Pertamina will disburse funds for the upstream sector investment of US $ 3.7 billion, up 42.396 from last year's US $ 2.6 billion. This investment is needed in part to boost oil and gas production rose 5.996 to 693 thousand barrels of oil equivalent per day (barrel oil equivalent per day / boepd).

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said investment for the upstream sector this year increased by one because the company began allocating funds for the Mahakam block. It disbursed US $ 180 million to drill 19 wells in the block, In addition, the investment budget for this year included the acquisition of new oil and gas blocks overseas. "So this year upstream investment of US $ 3.7 billion, if last year the realization of approximately US $ 2.6 billion," he said

The increase in investment was followed by rising upstream operating performance targets. He explained that oil production in 2017 is expected to reach 334 thousand barrels per day (bpd), up 7% from last year's 313 thousand bpd. While gas production is targeted to increase to 2,080 MMSCFD of last year 1,978 MMSCFD.

"For the total oil and gas production is targeted to increase to 693 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd, prognosis last year 654 thousand boepd," said Alam. Increased oil and gas production from existing fields calls from or addition to the acquisition of new oil and gas blocks. Some existing fields is projected to rise Cepu production namely, Offshore North West Java (ONWJ) oil and gas fields Pertamina EP and oil and gas blocks overseas. But it (additional production) were great from overseas, "he said.

Pertamina currently has three producing oil and gas blocks in three countries, namely Algeria, Iran, and Malaysia. Senior Vice President Strategic Planning and Operations Evaluation Pertamina Meidawati added, the contribution of domestic production stood at 224 thousand bpd, or 71.5% from last year's actual production of 313 thousand bpd. While domestic gas production of 1,755 MMSCFD or 88.7% of total gas production companies. As for production from abroad last year totaled 89 thousand bpd of oil and 223 MMSCFD of gas. This year, overseas production blocks targeted to increase to 106 thousand bpd of oil and 256 MMSCFD of gas, "he said.

Meidawati said that there are a number of activities already planned to pursue oil and gas production target next year. Details, Pertamina will drill 28 exploration wells and 129 development wells, 31 wells carry out re-work, and perform maintenance work 5,000 wells. In addition, Nature stated there will be two new oil and gas projects which started production (on stream) next year. The second project is the development area Matindok produce 55 MMSCFD gas and Nail Project Elephant.

In addition, the company wants the commencement of construction of new projects that unitization Jambaran Field and Blue Tiung projected to produce 330 MMSCFD gas. Nature adds geothermal power production is also expected to rise this year. Precisely geothermal production was pegged at 4,026 gigawatt hour (GWh), up 31% from last year recorded 3,075 GWh. "This is because there are several geothermal projects onstream last year, such as in Lahendong and Ulubelu," he said.

Termination Blocks

Meanwhile, related to oil and gas blocks out of contract, Pertamina President Director Dwi Soetjipto said it was still awaiting the government's decision. One was for the exact fate of Sanga-Sanga who demand it to be taken over. "We're waiting for (the government's decision)," he said. Nature calls, it has been proposed to take over 10 oil and gas blocks to be completed contract. However, he was reluctant to specify before the government makes a decision. "Among Block East Kalimantan, Attaka, and Sanga-Sanga," he explained.

From the data of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), the block will be out of contract in 2018 and has not determined his fate Tuban, Ogan Ogan, Sanga-Sanga and South East Sumatra. Meanwhile, Block B, NSO, Block East Kalimantan that was returned Chevron in early 2016, the Central Block will also shift to PT Pertamina for being part of the Mahakam block.

Director of Upstream Oil and Gas Tunggal said it has submitted recommendations block management contract runs out in 2018 to the Minister Ignatius Jonan. "Yes, just wait for the letter. From the director general of oil and gas to the minister's been, "he said.

Referring to the Ministerial Regulation No. 15/2015 on the Work Area Expiration contract, the government can hand over the management of oil and gas blocks out of contract to Pertamina, the existing contractor, or management of joint Pertamina-contractors. Contractors can apply for an extension of the existing three-year maximum contract before the contract expires. Meanwhile, Pertamina could submit a proposal stating interest in the work area after a six-month contract extension for submission of proposals by the existing contractor.

IN INDONESIAN

Pertamina Butuh Dana Investasi Rp 1.000 Triliun

PT Pertamina menyatakan membutuhkan dana investasi hingga Rp 1.000 triliun dalam 10 tahun mendatang untuk memperbanyak aset yang dimiliki Sehingga dapat mempertahankan pertumbuhan laba. Sementara untuk tahun ini, Pertamina bakal mengucurkan dana investasi untuk sektor hulu sebesar US$ 3,7 miliar.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, perolehan laba perusahaan pada tahun lalu diperkirakan mencapai Rp 40 triliun. Angka ini disebutnya lebih tinggi dad realisasi laba Petronas, perusahaan migas pelat merah Malaysia( Meski demikian, hal ini bukan berarti Pertamina telah mengungguli Petronas. Ini hanya sementara karena aset Pertamina masih sepertiga aset Petronas. Agar pertumbuhan tetap sustain (bertahan), maka investasi harus jalan,” kata dia.

Untuk itu, lanjutnya, diperlukan anggaran investasi hingga Rp 1.000 triliun agar aset perusahaan dapat meningkat 2,5 kali lipat dari saat ini. Di sektor pengolahan dan hulu misalnya, perseroan berencana mengucurkan dana masing-masing Rp 50 triliun dan Rp 35-40 triliun setiap tahunnya. Langkah ini diperlukan jika Pertamina ingin benar-benar mengalahkan Petronas. 

Potensinya agar dapat investasi yaitu dengan sinergi dengan PT PGN maupun Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas),” kata Dwi. Dia menambahkan, perseroan memang telah berhasil menaikkan laba, yakni dari Rp 19 triliun pada 2015 menjadi diperkirakan lebih dari Rp 40 triliun pada tahun lalu. 

Kontribusi terbesar peningkatan laba ini yakni dari upaya efisiensi yang dilakukan perusahaan. Sehingga, Pertamina bisa meminimalkan dampak dari penurunan harga minyak yang menggerus produktifitas aset migas hulu. “Dalam dua tahun ini kami fokus efisiensi dan berhasil meningkatkan efisiensi ini. Pada 2015 realisasi investasi sebesar US$ 800 juta, tahun lalu sampai November sudah US$ 1,8 miliar," jelasnya.

Untuk meningkatkan aset, menurut Dwi, Pertamina tengah merampungkan akuisisi blok migas di Iran dan Rusia. Sebelumnya pada tahun lalu, perseroan berhasil mengambil alih kepemilikan saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom, sebesar 24,53% dan ditargetkan dapat diperbesar menjadi mayoritas.

Sementara untuk 2017 ini, RUPS Pertamina pada akhir tahun lalu menetapkan target laba bersih naik 6% menjadi US$ 3,04 miliar yang ditopang dengan proyeksi peningkatan pendapatan sebesar 15% menjadi US$ 42,59 miliar. Selanjutnya, laba bersih sebelum pajak, depresiasi, dan amortisasi naik 6% menjadi US$ 7,43 miliar, EBITDA Margin turun 8% menjadi 17,4%, dan modal belanja turun 6% menjadi US$ 6,67 miliar.

Investasi Hulu

Pertamina bakal mengucurkan dana investasi untuk sektor hulu sebesar US$ 3,7 miliar, naik 42,396 dari realisasi tahun lalu US$ 2,6 miliar. Investasi ini diperlukan salah satunya untuk menggenjot produksi migas naik 5,996 menjadi 693 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd). 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, investasi untuk sektor hulu pada tahun ini meningkat salah satunya lantaran perseroan mulai mengalokasikan dana untuk Blok Mahakam. Pihaknya mengucurkan US$ 180 juta untuk pengeboran 19 sumur di blok tersebut, Selain itu, anggaran investasi tahun ini termasuk untuk akuisisi blok migas baru di luar negeri. “Jadi tahun ini investasi hulu US$ 3,7 miliar, kalau tahun lalu realisasinya sekitar US$ 2,6 miliar,” kata dia 

Peningkatan investasi ini diikuti dengan naiknya target kinerja operasi sektor hulu. Dia memaparkan, produksi minyak pada 2017 ini ditargetkan sebesar 334 ribu barel per hari (bph), naik 7% dari realisasi tahun lalu 313 ribu bph. Sementara produksi gas ditargetkan meningkatkan menjadi 2.080 mmscfd dari tahun lalu 1.978 mmscfd.

“Untuk produksi migas total ditargetkan naik menjadi 693 ribu barel setara minyak per hari/boepd, prognosa tahun lalu 654 ribu boepd,” tutur Alam. Peningkatan produksi migas disebutnya berasal dari lapangan eksisting maupun tambahan dari akuisisi blok migas baru. Beberapa lapangan eksisting yang diproyeksikan bakal naik produksinya yakni Blok Cepu, Blok Offshore North West Java (ONWJ), lapangan-lapangan migas Pertamina EP dan blok migas di luar negeri.  Tetapi memang (tambahan produksi) yang besar dari overseas,” ujarnya.

Pertamina kini memiliki tiga blok migas berproduksi di tiga negara, yakni Aljazair, Iran, dan Malaysia. Senior Vice President Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati menambahkan, kontribusi produksi domestik tercatat sebesar 224 ribu bph atau 71,5% dari realisasi produksi tahun lalu 313 ribu bph. Sementara produksi gas dalam negeri 1.755 mmscfd atau 88,7% dari total produksi gas perusahaan. Sementara untuk produksi dari luar negeri pada tahun lalu tercatat sebesar 89 ribu bph untuk minyak dan 223 mmscfd untuk gas. Tahun ini produksi blok luar negeri ditargetkan naik menjadi 106 ribu bph untuk minyak dan 256 mmscfd untuk gas,” kata dia.  

Meidawati menuturkan terdapat sejumlah kegiatan yang sudah direncanakan untuk mengejar target produksi migas tahun depan. Rincinya, Pertamina bakal mengebor 28 sumur eksplorasi dan 129 sumur pengembangan, melaksanakan kerja ulang 31 sumur, serta menjalankan 5.000 pekerjaan perawatan sumur. Selain itu, Alam menyatakan bakal ada dua proyek migas baru yang mulai produksi (on stream) tahun depan. Kedua proyek ini adalah pengembangan Area Matindok yang menghasilkan gas 55 mmscfd dan Proyek Paku Gajah. 

Selain itu, perseroan menginginkan dimulainya pengerjaan proyek baru yaitu unitisasi Lapangan Jambaran dan Tiung Biru yang diproyeksikan memproduksi gas 330 mmscfd. Alam menambahkan produksi listrik panas bumi juga ditargetkan naik pada tahun ini. Tepatnya produksi panas bumi dipatok sebesar 4.026 gigawatt hour (GWh), naik 31% dari realisasi tahun lalu yang tercatat 3.075 GWh. “Ini karena ada beberapa proyek panas bumi yang onstream tahun lalu, seperti di Lahendong dan Ulubelu,” kata dia.

Blok Terminasi 

Sementara itu terkait blok migas yang habis masa kontraknya, Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, pihaknya masih menunggu keputusan pemerintah. Salah satunya untuk kepastian nasib Blok Sanga-Sanga yang diminati pihaknya untuk diambil alih. “Kami tunggu (keputusan pemerintah),” ujarnya. Alam menyebut, pihaknya sudah mengajukan usulan untuk mengambil alih 10 blok migas yang akan selesai kontraknya. Namun, dia enggan merinci sebelum pemerintah membuat keputusan.  “Diantaranya Blok East Kalimantan, Attaka, dan Sanga-Sanga,” jelas dia.

Dari data Kementerian  Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), blok yang akan habis masa kontrak pada 2018 dan belum ditetapkan nasibnya yakni Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga dan South East Sumatera. Sementara, Blok B, NSO, Blok East Kalimantan yang telah dikembalikan Chevron pada awal 2016, Blok Tengah yang juga akan beralih ke PT Pertamina karena menjadi bagian Blok Mahakam.

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Tunggal mengatakan, pihaknya telah menyerahkan rekomendasi pengelolaan blok habis kontrak pada 2018 kepada Menteri ESDM Ignasius Jonan. “Ya tinggal tunggu saja suratnya. Dari dirjen migas ke menteri kan sudah,” katanya.

Mengacu pada Peraturan Menteri No 15/2015 tentang Wilayah Kerja yang Habis Masa Kontraknya, pemerintah bisa menyerahkan pengelolaan blok migas habis kontrak kepada Pertamina, kontraktor eksisting, atau pengelolaan bersama antara Pertamina-kontraktor. Kontraktor eksisting bisa mengajukan perpanjangan kontrak maksimum tiga tahun sebelum kontrak berakhir. Sementara, Pertamina bisa mengajukan proposal yang menyatakan minat atas wilayah kerja tersebut enam bulan setelah pengajuan proposal perpanjangan kontrak oleh kontraktor eksisting.

Investor Daily, Page-9, Thursday,Jan, 5 , 2017

Masela Waiting Shinzo Abe

Oil and Gas Projects

Field development plans Abadi, Masela, entered a new phase as tired as the government provides incentives for Inpex Masela certainty Limited. However, the final decision still has to wait for the meeting between Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko Widodo.

Shinzo Abe is scheduled to meet with President Joko Widodo at the Bogor Palace on Sunday (15/1) to discuss a number of agreements. Besides Masela, will also discuss about the Port Patimban and projects CART Medium Jakarta-Surabaya.

Replacement of the contract lost as a result of schema changes from a floating liquefied natural gas plant into the refinery process in the land agreed to be 7 years old, of the proposed Inpex Masela Ltd, operator Masela, for 10 years.

In the energy sector has been agreed regarding the Masela block is a deal the meeting in Japan, 7-year [replacement contract period are missing, "said Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan after the inaugural plenary Cabinet meeting at the Bogor Palace on Wednesday (4/1). In addition to the production capacity of liquefied natural gas onshore / OLNG proposed 9.5 million tonnes per year / mtpa to 7.5 mtpa was decided to only coupled with a pipe capacity of 474 MMSCFD.

After the government to ensure the replacement of the lost contract period and the capacity of the LNG plant in accordance with the initial plan (POD-1), the operator now only waited for certainty about the return on investment. With the deal, the value of the investment for the Masela block is estimated to a maximum of US $ 16 billion.

In fact, Luhut estimate the value of that investment can be less than the initial assumption. The most high of US $ 16 billion. Maybe it could be less than US $ 16 billion. Meanwhile, for the derivatives industry, the government set up so that the petrochemical industry and fertilizer industry in that location can invest approximately US $ 9 billion. Thus, the Masela block project from upstream to downstream in the derivatives industry will attract an investment of US $ 25 billion.

With the existence of the agreement, Luhut projecting pre-FEED (front end engineering design / FEED] will start this year and be completed in 2017 until 2018. Hopefully, a final investment decision (final investment decision / FID) can be completed by 2019 so that commercial operations slowest could be done in 2022.

Meanwhile, lnpex Masela Limited as operator proposed that the production capacity increased to 9.5 mtpa and operating life to 30 years, assuming the addition of 20-year contract period. In addition lnpex requesting reimbursement of the contract lost because it is used to conduct a study refinery floating liquefied natural gas / FLNG for 10 years.

INVESTMENT RETURNS

     Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said 'with the current oil price conditions, the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) project could touch about 12%. With an IRR of 12%, he said, the project is still running as economies of scale by assuming a production capacity exceeding 7.5 million tons per year and an operating life of more than 20 years.

     He admits, it is indeed below the proposed operator IRR of 15%. Deputy Minister asked 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. To this day, I have not received. Perhaps to the minister, "said Arcandra.

     According to him, from the technical aspect, the addition of possible production and operation of production plus a future despite the contract expires after 2028. The production, he says, they can survive up to 27 years later. Even so, Arcandra do not want to say any more detail aspects that support the replacement of the lost contract period of seven years. By technical considerations which in our opinion, they are entitled to reimbursement.

     Separately, Vice President Corporate Services lnpex Corporation Nico Muhyiddin claimed not to know the new information contained associated with lnpex letter regarding fiscal terms proposed to develop the Abadi field.

IN INDONESIAN

Proyek Migas

Blok Masela Menunggu Shinzo Abe

Rencana pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela, memasuki babak baru selelah pemerintah memberikan kepastian insentif bagi Inpex Masela Limited. Namun, keputusan final masih harus menunggu hasil pertemuan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko Widodo. 

Shinzo Abe dijadwalkan akan bertemu dengan Presiden Joko Widodo di Istana Bogor pada Minggu (15/1) untuk membahas sejumlah kesepakatan. Selain Blok Masela, juga akan dibahas soal Pelabuhan Patimban dan proyek Kereta Medium Jakarta-Surabaya. 

Penggantian masa kontrak yang hilang akibat perubahan skema dari kilang gas alam cair terapung menjadi proses kilang di darat disepakati menjadi 7 tahun, dari usulan Inpex Masela Limited, operator Blok Masela, selama 10 tahun. 

Di bidang energi sudah disepakati mengenai blok Masela yaitu kesepakatan hasil pertemuan di Jepang, 7 tahun [penggantian masa kontrak yang hilang," kata Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan seusai sidang Kabinet Paripurna perdana di Istana Bogor, Rabu (4/1). Selain itu, kapasitas produksi kilang gas alam cair darat/OLNG yang diusulkan sebesar 9,5 juta ton per tahun/mtpa diputuskan menjadi hanya 7,5 mtpa ditambah dengan kapasitas pipa sebesar 474 MMscfd. 

Setelah pemerintah memastikan penggantian masa kontrak yang hilang dan kapasitas kilang LNG sesuai dengan rencana awal (POD-1), maka operator kini tinggal menungu kepastian soal tingkat pengembalian investasi. Dengan kesepakatan itu, nilai investasi untuk blok Masela diperkirakan maksimum sebesar US$ 16 miliar. 

Bahkan, Luhut memperkirakan nilai investasi itu bisa kurang dari asumsi awal. Paling tinggi US$ 16 miliar. Mungkin bisa kurang dari US$ 16 miliar. Sementara, untuk industri turunan, pemerintah menyiapkan agar industri petrokimia dan industri pupuk di lokasi itu dapat menanamkan investasi sekitar US$9 miliar. Dengan demikian, proyek blok Masela dari hulu hingga hilir pada industri turunan akan menarik investasi sebanyak US$ 25 miliar. 

Dengan adanya kesepakatan itu, Luhut memproyeksikan pre-FEED (front end engineering design/FEED] akan dimulai pada tahun ini dan akan diselesaikan pada 2017 hingga 2018. Harapannya, keputusan akhir investasi (final investment decision/FID) bisa dituntaskan pada 2019 sehingga operasi komersial paling lambat bisa dilakukan pada 2022. 

Adapun, lnpex Masela Limited sebagai operator mengusulkan agar kapasitas produksi naik menjadi 9,5 mtpa dan masa operasi jadi 30 tahun dengan asumsi penambahan masa kontrak 20 tahun. Selain itu lnpex meminta penggantian masa kontrak yang hilang karena digunakan untuk melakukan kajian kilang terapung gas alam cair/FLNG selama 10 tahun.

PENGEMBALIAN INVESTASI

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan ‘dengan kondisi harga minyak saat ini, rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) proyek bisa menyentuh sekitar 12%. Dengan IRR 12%, katanya, proyek masih berjalan sesuai skala ekonomi dengan asumsi kapasitas produksi melebihi 7,5 juta ton per tahun dan masa operasi lebih dari 20 tahun. 

Dia mengakui, hal tersebut memang di bawah usulan IRR operator yakni 15%. Wakil Menteri ESDM itu meminta agar operator mengirim surat kepada pemerintah. Dari surat tersebut, nantinya pemerintah akan merespons berupa poin kesepakatan terkait usulan fiskal yang diajukan. Sampai hari ini, saya belum terima. Mungkin ke menteri,” ujar Arcandra.  

Menurutnya, dari aspek teknis, penambahan produksi dimungkinkan dan produksi ditambah kendati masa operasi setelah masa kontrak berakhir 2028. Produksi, katanya, masih bisa bertahan hingga 27 tahun berikutnya. Meski begitu, Arcandra tidak mau menyebut lebih detail aspek mana saja yang mendukung penggantian masa kontrak yang hilang selama tujuh tahun. Pertimbangan secara technical yang menurut kami, mereka berhak mendapat penggantian. 

Secara terpisah, Vice President Corporate Services lnpex Corporation Nico Muhyiddin mengaku belum mengetahui infonnasi baru terkait dengan surat lnpex menyangkut fiscal terms yang diusulkan untuk mengembangkan Lapangan Abadi.

Bisnis Indonesia, Page-1,Thursday, Jan, 5, 2017

Pertamina is Targeting 10 Blocks

Working Area Oil and Gas

PT Pertamina submitted a proposal to the government to be the operator in ten blocks of oil and gas in the country will run out of contract. Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said it has submitted a proposal on ten blocks to be out of contract such as East Kalimantan, Attaka, and Sanga-Sanga. Until now the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has yet to decide the fate of oil and gas blocks that will be out of contract.

President Director of PT Pertamina Soetjipto said the company is still awaiting government decisions related to future oil and gas contracts working area is coming to an end. Based on data from the Ministry of Energy, oil and gas blocks will be out of contract in 2018 the Tuban Block, Block Ogan Ogan, Sanga-Sanga, and Block South East Sumatra.

Such blocks have not received assurance from the government. Block B, NSO, and block Chevron East Kalimantan has been returned to the government in early 2016. Meanwhile, the Central Block will switch to PT Pertamina for being part of the Mahakam block. Referring to the Ministerial Regulation No.15 / 2015 on the working area Expiration contract, the government can hand over the management of the working area to Pertamina, the existing contractor or joint management between Pertamina and contractors.

Contractors can apply for an extension exists a maximum three-year contract before the contract expires. Meanwhile, Pertamina could submit a proposal stating interest in the working area six months after submission of the proposal by the contractor contract extension today. Dwi did not mention how the working area of ​​the company's overall interest.

Pertamina, he said, is still awaiting the government's decision about the Sanga-Sanga which will end in 2018. We are waiting for the government's decision. The fate of the region who is out of contract work will be associated with the obligation to offer a 10% share participation of the enterprises that became the location of oil and gas activities. He considered, operator obligation to bail out first purchase of participation shares belong to enterprises is not a problem.

IN INDONESIAN

Wilayah Kerja Migas

Pertamina Bidik 10 Blok

PT Pertamina mengajukan proposal kepada pemerintah untuk menjadi operator di sepuluh blok minyak dan gas bumi di dalam negeri yang akan habis kontrak. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya telah mengajukan proposal atas sepuluh blok yang akan habis masa kontraknya seperti East Kalimantan, Attaka, dan Sanga-Sanga. Hingga saat   Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) belum memutuskan nasib dari blok-blok migas yang akan habis kontrak. 

Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, perusahaan masih menanti keputusan pemerintah terkait dengan masa kontrak Wilayah kerja migas yang segera berakhir. Berdasarkan data Kementerian ESDM, blok migas yang akan habis masa kontrak pada 2018 yakni Blok Tuban, Blok Ogan Komering, Blok Sanga-Sanga, dan Blok South East Sumatera. 

Blok-blok tersebut belum mendapatkan kepastian dari pemerintah. Blok B, NSO, dan Blok East Kalimantan telah dikembalikan Chevron kepada pemerintah pada awal 2016. Sementara itu, Blok Tengah akan beralih ke PT Pertamina karena menjadi bagian Blok Mahakam. Mengacu pada Peraturan Menteri No.15/2015 tentang Wilayah Kerja yang Habis Masa Kontraknya, pemerintah bisa menyerahkan pengelolaan Wilayah kerja tersebut kepada Pertamina, kepada kontraktor eksis atau pengelolaan bersama antara Pertamina dan kontraktor. 

Kontraktor eksis bisa mengajukan perpanjangan kontrak maksimum tiga tahun sebelum kontrak berakhir. Sementara itu, Pertamina bisa mengajukan proposal yang menyatakan minat atas Wilayah kerja tersebut enam bulan setelah pengajuan proposal perpanjangan kontrak oleh kontraktor saat ini. Dwi tak menyebut berapa wilayah kerja yang diminati perseroan secara menyeluruh. 

Pertamina, katanya, masih menanti keputusan pemerintah soal Blok Sanga-Sanga yang akan berakhir pada 2018. Kami tunggu keputusan pemerintah. Nasib Wilayah kerja yang habis masa kontrak pun akan terkait dengan kewajiban untuk menawarkan 10% saham partisipasi kepada BUMD yang menjadi lokasi kegiatan migas. Dia menilai, kewajiban operator untuk menalangi terlebih dahulu pembelian saham partisipasi milik BUMD tidak menjadi masalah.

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017