New Scheme Ensures Production Up

Profit Sharing Oil and Gas

Profit sharing scheme based on the gross production of oil and gas or gross split does not guarantee an increase in production and revenues. Enforcement of the scheme by the government solely to simplify administration and bureaucracy upstream sector of oil and gas in the country.

The main reason is to simplify administration and avoid the complexity of calculating cost recovery (operation costs can be replaced), "said Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan about why the government introduced the concept of gross split. When asked whether the selection of a new scheme in the form of gross split could boost oil and gas production in the country, Jonan said, do not know.

The same answer he gave when asked whether the concept of gross split could increase state revenues from oil and gas sector. All depends on oil prices. Separately, Executive Director of the Institute Komaidi Reforminer Notonegoro said the reasons for the government to simplify the paperwork and bureaucracy so that the impact on the acceleration of the oil and gas business decision making is fairly positive. 3

However, he noted, the main difficulty is to determine the model of gross split an order of magnitude for the results to the Government by the contractor, "If it does not take ~ heart, the concept of gross split could potentially reduce interest in the upstream oil and gas investment in Indonesia," said Komaidi.

The government is preparing a legal umbrella concept of gross split in the form of regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources, Share the results with cost recovery component is deemed potentially creating inefficiencies. Gross revenue share split scheme applied to new upstream oil and gas contracts. However, the government still honor the old contract contained a component of cost recovery.

Based on data from the Ministry of Energy regarding the amount of the cost recovery amount of oil and gas contractors in 2015. The number of cost recovery per barrel of oil equivalent each different contractor. There are companies which recorded 37.99 dollars per barrel and there are 19.82 dollars per barrel.

IN INDONESIAN
Skema Bagi Hasil Migas

Skema Baru Tidak Menjamin Produksi Naik

Skema bagi hasil berdasarkan produksi kotor minyak dan gas bumi atau gross split tidak menjamin kenaikan produksi dan penerimaan negara. Pemberlakuan skema itu oleh pemerintah semata-mata untuk menyederhanakan administrasi dan birokrasi sektor hulu minyak dan gas bumi di dalam negeri.

Alasan utama adalah untuk mempermudah administrasi dan menghindari keruwetan penghitungan cost recovery (biaya operasi yang dapat digantikan),” kata Menteri Energi dan Surnber Daya Mineral Ignasius Jonan mengenai alasan pemerintah memberlakukan konsep gross split. Saat ditanya apakah pilihan Skema baru berupa gross split bisa mendongkrak produksi migas di dalam negeri, Jonan menjawab, tidak tahu.

Jawaban yang sama juga ia sampaikan saat ditanya, apakah konsep gross split bisa meningkatkan penerimaan negara dari sektor migas. Semua tergantung pada harga minyak. Secara terpisah, Direktur Eksekutif Reforminer Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, alasan pemerintah menyederhanakan urusan administrasi dan birokrasi sehingga berdampak pada percepatan pengambilan keputusan bisnis migas terbilang positif. 3

Namun, ia mencatat, kesulitan utama model gross split adalah menentukan tingkat besaran bagi hasil yang menjadi hak negara dengan kontraktor, ”Apabila tidak berhati~hati, konsep gross split bisa berpotensi menurunkan minat terhadap investasi hulu migas di Indonesia,” kata Komaidi.

Pemerintah sedang menyiapkan payung hukum konsep gross split dalam bentuk peraturan Menteri ESDM, Bagi hasil dengan komponen cost recovery dipandang berpotensi menciptakan inefisiensi. Skema bagi hasil gross split diterapkan pada kontrak hulu migas yang baru. Namun, pemerintah tetap menghormati kontrak lama yang terdapat komponen cost recovery.

Berdasarkan data Kementerian ESDM mengenai besaran cost recovery sejumlah kontraktor migas pada 2015. angka cost recovery per barrel setara minyak setiap kontraktor berbeda-beda. Ada perusahaan yang tercatat 37,99 dollar AS per barrel dan ada yang 19,82 dollar AS per barrel.

Kompas, Page-18, Friday, Jan, 6, 2017

Hazardous Waste Must Not Be Taken Residents

Sidoarjo residents during this time do not know if in the village of the District Jiken Reinforcement of existing gas wells owned by Lapindo Brantras Inc. Gas wells in the village called Wunut wells 16. At present, the gas wells diwork over (cleaning wells). Information from the citizens, the well location right behind the local village hall. It has been about 2 weeks over the work plan prepared by Lapindo.

Starting from the preparation machine has been delivered to the site. The workers in the field of engineering work over of the various partners of the company Lapindo already deployed. Starting permits to residents to the local village chief. Until notification of the District Leadership Forum Tulangan has also been done by Lapindo.

Public Relations Manager of Lapindo Brantas Inc. Arief Setyo Widodo justify when the village Jiken Tulangan no work-over activities. Work is an advanced program over the previous year. "Gas wells in the village Jiken Reinforcement was called Wunut wells 16. The program is an advanced program yesterday. Of the 11 wells, 3 wells are left that have not been at work over. Ie wells Wunut 16 (Desa Jiken) is currently starting the process is done. Two other wells, wells Wunut 15 located in the village of Porong Rice fields and wells located in the village Wunut 7 Waung Krembung.

Asked about Lapindo gas production, if there is an increase or downturn, said its production was stable Yoyo remain as last year. Which is about 5 MMSCFD. Currently, Lapindo manages 30 gas wells scattered in the District Tanggulangin, Krembung, and Porong. However, of the 30 wells, only 14 wells that are still productive.

Of 14 productive wells, as many as 11 wells were in Wunut, Porong district, with a total of 3 MMSCFD gas production. The three wells are in Sub Tanggulangin with gas production reached 5 MMSCFD. In construction work over there that contain B3 (Hazardous Materials Toxic). Such as iron tubs and plastic tub. If asked residents how? For waste containing B3 Lapindo will not allow to be asked by citizens.

B3 waste will be disposed of and sent to Bandung to be destroyed. Indeed, when the sale price is expensive, but the risk is Lapindo is responsible, Yoyo said. Lapindo will allow waste requested by residents, but that is not harmful to the environment. Ever place around the village of Wunut Porong, waste was made bath tub. Because it still contains B3, the body of citizens blister. Lapindo is responsible, from experience, we do not allow to be asked citizens.

IN INDONESIAN

Berbahaya, Limbah Tidak Boleh Diambil Warga

Warga Sidoarjo selama ini tidak mengetahui jika di Desa Jiken Kecamatan Tulangan sudah ada sumur gas milik Lapindo Brantras Inc. Sumur gas di desa itu disebut sumur Wunut 16. Saat ini, sumur gas tersebut diwork over(pembersihan sumur). Informasi dari warga, lokasi sumur tersebut tepat dibelakang balai desa setempat. Sudah sekitar 2 pekan rencana work over dipersiapkan oleh pihak Lapindo.

Mulai dari persiapan alat berat sudah dikirim ke lokasi. Para pekerja teknik dibidang work over dari berbagai mitra perusahaan Lapindo sudah dikerahkan. Mulai perizinan ke warga hingga kepala desa setempat. Hingga pemberitahuan dari Forum Pimpinan Kecamatan Tulangan juga sudah dilakukan Lapindo.

Public Relation Manager Lapindo Brantas Inc Arief Setyo Widodo membenarkan bila di Desa Jiken Tulangan ada aktifitas work over. Work over tersebut merupakan program lanjutan tahun sebelumnya. “Sumur gas di Desa Jiken Tulangan itu disebut sumur Wunut 16. Program itu merupakan program lanjutan kemarin. Dari 11 sumur, masih tinggal 3 sumur yang belum di work over. Yakni sumur Wunut 16 (Desa Jiken) yang saat ini mulai proses dikerjakan. Dua sumur lainnya, sumur Wunut 15 lokasinya di Desa Persawahan Porong dan sumur Wunut 7 lokasinya di Desa Waung Krembung.

Ditanya mengenai produksi gas Lapindo, apakah ada peningkatan atau kemrosotan, Yoyok mengatakan produksinya masih stabil tetap seperti tahun kemarin. Yakni sekitar 5 MMSCFD. Saat ini, Lapindo mengelola 30 sumur gas yang tersebar di Kecamatan Tanggulangin, Krembung, dan Porong. Namun, dari 30 sumur itu, hanya 14 sumur yang masih produktif.

Dari 14 sumur produktif, sebanyak 11 sumur berada di Wunut, Kecamatan Porong, dengan produksi gas total 3 MMSCFD. Adapun tiga sumur lagi berada di Kecamatan Tanggulangin dengan produksi gas mencapai 5 MMSCFD. Dalam pengerjaan work over, ada yang mengandung limbah B3 (Bahan Berbahaya Beracun). Seperti bak besi dan bak plastik. Jika diminta  warga bagaimana? Untuk limbah yang mengandung B3 pihak Lapindo tidak akan mengijinkan untuk diminta oleh warga.

Limbah B3 akan dibuang dan dikirim ke Bandung untuk dimusnahkan. Memang bila dijual harganya mahal, tapi resikonya Lapindo yang bertanggung jawab, kata Yoyok. Lapindo akan memperbolehkan limbah diminta oleh warga, namun yang tidak berbahaya bagi lingkungan. Pernah terjadi disekitar desa Wunut Porong, limbah bak itu dibuat bak mandi. Karena masih mengandung B3, tubuh warga melepuh. Lapindo yang bertanggung-jawab, dari pengalaman itu, kami tidak membolehkan untuk diminta warga.

Duta Masyarakat, Page-11, Friday, Jan, 6, 2017

Gresik Segment-Tuban Started

     PT PGN add natural gas pipelines. One of them through-Lamongan Gresik road project along the 141 kilometer-Tuban. Vice President Corporate Communications PGN Atmanto Andri Irwan said the first phase of the gas pipeline segment-Lamongan Gresik-Tuban, state-owned gas trading company was in the process of construction of a gas pipeline in the village of Desa Suci up Sembayat in Gresik, East Java 11.5 km. Phase I of the project is targeted for completion in the first quarter / 2017.

     PGN will continue to aggressively build gas pipelines to expand the utilization of gas to the public. One of them in East Java as in Gresik segment-Lamongan-Tuban, "he said, Thursday (5/1). Gas pipeline will also be connected with the pipe PGN already in East Java Segment gas pipeline, he said, will be more and more industries, small and medium enterprises (SMEs), commercial business (hotels, shopping malls, hospitals, restaurants) to housekeeping, and transportation are enjoying the natural gas from the company.

     Irwan added, issuers coded gas PGAS shares that need the support of the central government, local governments, and the community in the construction of the gas pipeline. According to him, during the process of construction of gas pipelines sometimes cause an uncomfortable feeling for the community road users when the pipe is planted on the roadside. Extracting gas pipeline project will be completed on time and the excavated soil immediately returned to the original condition even better.

     As examples of the PGN pipeline projects in the Village Holy - Village Sembayat 11.5 km, PGN dugouts to move to another location, thereby reducing road user inconvenience. Once the gas pipeline is completed planted, PGN will repair the roads were dug up and paved until smooth.

     Irwan added, the construction of a gas pipeline project Gresik-Lamongan, Tuban, East Java, was also at the same PGN's commitment to open up areas of new natural gas market in East Java. PGN strengthen the natural gas pipeline network in East Java to build a gas pipeline in Sidoarjo along the 32 km, 23 km Surabaya, Pasuruan 2 km. Until now, the total length of natural gas pipeline in East Java PGN around 1,156 km, with details in Surabaya PGN pipeline along the 552 km, 404 km Sidoarjo and Pasuruan 199 km.

IN INDONESIAN

Ruas Gresik-Tuban Dimulai

PT PGN menambah jaringan pipa gas bumi. Salah satunya melalui proyek ruas Gresik-Lamongan-Tuban sepanjang 141 kilometer. Vice President Corporate Communication PGN Irwan Andri Atmanto mengatakan, tahap pertama dari pipa gas ruas Gresik-Lamongan-Tuban, perusahaan niaga gas milik negara itu dalam proses pembangunan pipa gas di Desa Suci hingga Desa Sembayat di Gresik, Jawa Timur sepanjang 11,5 km. Proyek tahap I itu ditargetkan selesai pada kuartal I/2017.

PGN akan terus agresif dalam membangun jaringan pipa gas bumi untuk memperluas pemanfaatan gas bumi ke masyarakat. Salah satunya di Jawa Timur seperti di ruas Gresik-Lamongan-Tuban,” katanya, Kamis (5/1). Pipa gas tersebut juga akan tersambung dengan pipa PGN yang sudah ada di Jawa Timur Ruas pipa gas tersebut, katanya, akan makin banyak lagi industri, usaha kecil dan menengah (UKM) , usaha komersial (hotel, mal, rumah sakit, rumah makan) hingga rumah tangga, dan transportasi yang menikmati gas bumi dari perseroan tersebut.

Irwan menambahkan, emiten gas berkode saham PGAS itu butuh dukungan pemerintah pusat, pemda, dan masyarakat dalam pembangunan pipa gas itu. Menurutnya, selama proses pembangunan pipa gas terkadang menimbulkan rasa kurang nyaman bagi masyarakat pengguna jalan ketika pipa ditanam di pinggir jalan. Proyek penggalian pipa gas akan diselesaikan tepat waktu dan tanah yang digali segera dikembalikan pada kondisi seperti semula bahkan lebih baik.

Seperti contoh proyek pipa PGN di  Desa Suci-Desa Sembayat sepanjang 11,5 km, PGN sampai memindahkan tanah galian ke lokasi lain sehingga mengurangi ketidaknyamanan pengguna jalan. Setelah pipa gas selesai ditanam, PGN akan memperbaiki jalan yang digali dan mengaspal hingga mulus.

Irwan menambahkan, pembangunan proyek pipa gas Gresik- Lamongan-Tuban, Jawa Timur itu juga sekaligus komitmen PGN untuk membuka wilayah-wilayah pasar gas bumi baru di Jatim. PGN memperkuat jaringan pipa gas bumi di Jawa Timur dengan membangun pipa gas di Sidoarjo sepanjang 32 km, Surabaya 23 km, Pasuruan 2 km. Hingga saat ini, total panjang pipa gas bumi PGN di Jawa Timur sekitar 1.156 km, dengan rincian pipa PGN di Surabaya sepanjang 552 km, Sidoarjo 404 km, dan Pasuruan 199 km.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, Jan, 6, 2017

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