Ahead of Abe visits Masela not yet Complete

     The Indonesian government has not made a deal with Inpex Corporation regarding what incentives will be given for them to work on this project. Though the government initially hoped there was an agreement, so it can be signed when Japanese Prime Minister Shinzo Abe made a state visit to Indonesia.

As an illustration, before Inpex asked for incentives for the government to run the scheme Masela gas production. The Indonesian Government commissioned Inpex asked for a change of Floating production scheme Liqufied Natural Gas (FLNG) to an LNG plant onshore.

Some incentives demanded Inpex is adding capacity to 9.5 million tonnes of LNG per year and 150 million standard cubic feet of gas per clay (MMSCFD), the turn of a planning period of 10 years, the influx of investment costs for this or sunk cost of US $ 1, 2 billion, internal rate of return (IRR) of 15%, a government license, as well as to the location of the LNG plant.

Deputy Minister Arcandra Tahar justify, the government actually wished there signatories to an agreement between the government and Inpex Masela time for Prime Minister Shinzo Abe made a visit to Indonesia starting on Sunday (16/1) tomorrow. However, until now the negotiations about incentives was still tough. For example, for the turn of the planning period is lost because of changes in the project design by the government will be replaced only 7 years old, while Inpex still insist would still like 10 years.

Meanwhile, to increase the production capacity, the government offered two scenarios. The first is the production of gas for LNG larger and less gas for petrochemicals. Second, the gas for the LNG is not too large and a large portion of gas to petrochemicals. The scenario is intended that the government can build a strong petrochemical industry in the country. Indonesia only has one cracker which converts the gas to propylene and polyethylene. Whereas imports of these two products is quite large, so we want to build the petrochemical industry in the region Masela, said Arcandra.

Additionally, two other scenarios are still being considered is about the production of the first production plant of 7.5 MTPA plus 474 MMSCFD of gas pipelines to petrochemical plants. Second, agree desire Inpex requesting production of 9.5 million tonnes of LNG per year plus a gas pipeline of 150 MMSCFD. Only Arcandra confirmed until now there has been no agreement about the industry's capacity. The government was still weighing the downstream industry's ability to absorb the gas from the Masela block. "This part of the negotiations were very tough," added Arcandra.

In response, the Senior Manager of Communications and Relations Inpex Corp., Usman Slamet said that he also hopes to be an official decision of the government. Government certainty required by the operator for the project Masela Abadi field. We've sent letters to the government, we hope to understand the government, said Usman.

IN INDONESIAN

Jelang Kunjungan Abe Masela Belum Beres

     Pemerintah Indonesia belum membuat kesepakatan dengan lnpex Corporation mengenai apa saja insentif yang akan diberikan bagi mereka untuk menggarap proyek ini. Padahal semula pemerintah berharap sudah ada kesepakatan, sehingga bisa di teken saat Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe melakukan kunjungan kenegaraan ke Indonesia.

Sebagai gambaran, sebelumnya Inpex meminta insentif kepada pemerintah untuk menjalankan skema produksi gas   Blok Masela. Sebab pemerintah Indonesia menugaskan Inpex meminta perubahan skema produksi dari floating liqufied natural gas (FLNG) menjadi kilang LNG darat.

Beberapa insentif yang diminta Inpex adalah penambahan kapasitas LNG menjadi 9,5 juta ton per tahun dan 150 million standard cubic feet of gas per clay (mmscfd), pergantian masa perencanaan 10 tahun, masuknya biaya investasi selama ini atau sunk cost sebesar US$ 1,2 miliar, Internal rate of return (IRR) sebesar 15%, perizinan dari pemerintah, dan juga masalah lokasi pembangunan kilang LNG.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar membenarkan, pemerintah sebenarnya berharap sudah ada penandatangan kesepakatan antara pemerintah dan Inpex untuk Blok Masela saat Perdana Menteri Shinzo Abe melakukan kunjungan ke Indonesia mulai Minggu (16/1) esok. Namun, hingga saat ini negosiasi soal insentif itu masih alot. Misalnya, untuk masa pergantian masa perencanaan yang hilang karena adanya perubahan desain proyek oleh pemerintah akan diganti hanya 7 tahun, sementara Inpex masih ngotot tetap ingin 10 tahun.

Sementara, untuk penambahan kapasitas produksi, pemerintah menawarkan dua skenario. Pertama adalah produksi gas untuk LNG lebih besar dan gas untuk petrokimia lebih sedikit. Kedua, gas untuk LNG tidak terlalu besar dan gas untuk petrokimia porsinya besar. Skenario pemerintah ini bertujuan agar bisa membangun industri petrokimia yang kuat di dalam negeri. Indonesia baru punya satu cracker yang mengonversi gas menjadi propilena dan polietilena. Padahal impor kedua produk ini cukup besar, sehingga kami ingin membangun industri petrokimia di kawasan Masela, kata Arcandra.

Selain itu dua skenario lain yang masih dipertimbangkan adalah soal produksi kilang yakni pertama produksi 7,5 MTPA plus 474 mmscfd untuk gas pipa ke pabrik petrokimia. Kedua, menyepakati keinginan Inpex yang meminta produksi LNG 9,5 juta ton per tahun plus gas pipa sebesar 150 mmscfd. Hanya saja Arcandra menegaskan hingga saat ini belum ada kesepakatan soal kapasitas industri ini. Pemerintah masih menimbang-nimbang kemampuan industri hilir untuk menyerap gas dari blok Masela. "Ini bagian dari negosiasi yang sangat alot," imbuh Arcandra.

Menanggapi ini, Senior Manager Communication and Relation Inpex Corp, Usman Slamet menyatakan juga berharap segera ada keputusan resmi pemerintah. Kepastian pemerintah dibutuhkan oleh operator untuk mengerjakan proyek lapangan Abadi Blok Masela. Kami sudah kirim surat ke pemerintah, kami berharap bisa dipahami pemerintah, kata Usman.

Kontan, Page-14, Saturday, Jan, 14, 2017

OPEC to decide possible oil cut in May

Global oil inventories will start to fall by the second quarter of the year, and crude-producing countries will decide in May whether to extend their collective output cuts beyond the first half, the Organization of  Petroleum Exporting Countries (OPEC) executive has stated. ”We have our target in accelerating those draw-downs to bring them closer to the five year level that is our target,” OPEC secretary general Mohammad Barkindo told reporters Thursday in Abu Dhabi. The OPEC is not targeting a specific price for crude, he said.

Global macroeconomic numbers have responded "positively" to the agreement between OPEC and non-OPEC producers to pare output in a drive to end a worldwide supply glut, Barkindo said. OPEC's Nov. 30 decision reversed the group's policy of pumping without limits, and other major producers including Russia have promised cuts of their own in a joint effort to support prices. Benchmark Brent crude was 14 cents higher at $55.24 a barrel in London at 8:18 a.m. local time.

The cuts began on jan. T and are to stay in effect for six months. Barkindo expressed confidence in the level of commitment from all countries participating in the agreement to decrease supply.

Jakarta Post, Page-17, Friday, Jan, 13, 2016

Government Offer Scheme Gross Split

Oil and Gas Auction in 2017

The government will auction the oil and gas blocks that are not in demand in the auction period last year. Auction resetting is done by offering a gross scheme split in the contract of cooperation. Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja said it still sees the development of oil and gas blocks auction is still ongoing. The reason, new to the auction through direct deals are already winners, while the regular auction is still ongoing. However, it intends to auction the oil and gas blocks that are not in demand. "We see that now baseball behavior. Later we can auction again, "he said.

At the auction, the institute will offer the use of cooperation contracts (production sharing contract / PSC) with a gross scheme split. The government will determine the revenue share basis for this scheme, where the results can be changed in accordance with proper incentives received by the company migas.Nanti its existing base. After the base, there are factors (the cause) to rise, there are factors fell yes, said Wiratmaja. Related to oil and gas blocks auction period in 2016, he stated, has been assigned one winner for auction through direct deals. However, he was reluctant to specify who the winner of this auction companies and oil and gas blocks which are obtained.

In fact, the government offered seven oil and gas blocks through auction these direct deals. Demand is not enough after our evaluation, but which might qualify for one company alone. Earlier, the Director of Upstream Oil and Gas Directorate General of the Ministry of Energy Tunggal said, initially there are four companies participating in bidding directly. However, companies that continue to offer stage only for three oil and gas blocks. Namely Block Ebuny, Onin, and West Kaimana, "he said.

Conventional oil and gas block auction is open government last July. For the auction through direct deals, revenue participation document has indeed been closed on August 31 last. The third addition to the block, other blocks offered by the Bloc West Hill, Batu Gajah Two, Kasongan Sampit, and Powerful. As for regular auctions, there are seven blocks offered by the South Block CPR Oti, Suremana I, Manakarra Mamuju, South East Mandar, North Arguni, and Kasuri II.

Entry of auction participation documents these schemes have been closed on 14 November. However, single block claimed not to mention anywhere that attractive to investors. Now they evaluate financial capability, still processes. If the technical evaluation has been. Regular auction of oil and gas blocks anticipated to be completed in January 2017 were evaluated.

Single recognized, although many companies are interested in participating in the regular auction oil and gas blocks, not all of them then follow up by buying the bidding documents. However, he dismissed it because investors are still waiting for the matter of gross split. Investors decided to resign may be because they do not meet the financial aspects. The government instead of doing nothing to attract investors to invest in oil and gas projects
national.

At times even this auction, the government has changed the scheme to be a model of open bid auctions split. With this concept, investors can bid the amount of profit sharing with the government according to a count of the project economics. Bidders are also free offers signature bonus. Furthermore, the government chose the best deals with certain restrictions to the owner estimate has been determined.

IN INDONESIAN

TENDER MIGAS 2017

Pemerintah Tawarkan Skema Gross Split

Pemerintah akan melelang ulang blok migas yang tidak diminati pada periode lelang tahun lalu. Lelang ulang dilakukan dengan menawarkan skema gross split dalam kontrak kerja samanya. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengatakan, pihaknya masih melihat perkembangan lelang blok migas yang saat ini masih berlangsung. Pasalnya, baru untuk lelang melalui penawaran langsung saja yang sudah ada pemenangnya, sementara lelang reguler masih berlangsung. Tetapi, pihaknya berniat akan melelang ulang blok migas yang tidak diminati. “Kami lihat yang sekarang enggak laku. Nanti bisa kami lelang lagi,” kata dia.

Pada lelang ulang ini, pihaknya akan menawarkan penggunaan kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) dengan skema gross split. Pemerintah nantinya akan menentukan bagi hasil dasar untuk skema ini, di mana bagi hasil dapat berubah sesuai insentif yang layak diterima perusahaan migas.Nanti ada base-nya. Setelah base , ada faktor (yang menyebabkan) naik, ada faktor turun ya, kata Wiratmaja. Terkait lelang blok migas periode 2016, dia menyatakan, telah ditetapkan satu pemenang untuk lelang melalui penawaran langsung. Namun, dia masih enggan merinci siapa perusahaan pemenang lelang ini dan blok migas mana yang diperolehnya.

Padahal, pemerintah menawarkan tujuh blok migas melalui lelang penawaran langsung ini. Peminatnya tidak cukup banyak setelah kami evaluasi, tetapi yang lolos mungkin satu perusahaan saja. Sebelumnya, Direktur Pembinaan Hulu Ditjen Migas Kementerian ESDM Tunggal mengatakan, awalnya ada empat perusahaan yang mengikuti lelang penawaran langsung. Tetapi, perusahaan yang melanjutkan sampai tahap penawaran hanya untuk tiga blok migas. Yakni Blok Ebuny, Onin, dan West Kaimana,” kata dia.

Lelang blok migas konvensional ini dibuka pemerintah pada Juli lalu. Untuk lelang melalui penawaran langsung, pemasukan dokumen partisipasi memang telah ditutup pada 31 Agustus lalu. Selain ketiga blok tadi, blok lain yang ditawarkan yakni Blok Bukit Barat, Batu Gajah Dua, Kasongan Sampit, dan Ampuh. Sementara untuk lelang reguler terdapat tujuh blok yang ditawarkan yaitu Blok South CPR Oti, Suremana I, Manakarra Mamuju, South East Mandar,
North Arguni, dan Kasuri II. 

Pemasukan dokumen partisipasi lelang skema ini telah ditutup pada 14 November. Namun, Tunggal mengaku belum bisa menyebutkan blok mana saja yang diminati investor. Sekarang masih evaluasi kemampuan keuangan, masih proses. Kalau evaluasi teknis sudah. Lelang reguler blok migas diperkirakan akan selesai dievaluasi pada Januari 2017. 

Diakui Tunggal, meski banyak perusahaan yang berminat mengikuti lelang reguler blok migas, tidak semuanya kemudian menindaklanjuti dengan membeli dokumen lelang. Namun, dia menampik hal ini lantaran investor masih menunggu kepastian soal gross split. Investor memutuskan mundur bisa saja karena tidak memenuhi aspek keuangan. Pemerintah bukannya tidak melakukan apapun untuk menarik investor menanamkan modalnya dalam proyek migas
nasional. 

Pada lelang kali inipun, pemerintah telah mengubah skema lelang menjadi model open bid split. Dengan konsep ini, investor dapat menawar besaran bagi hasil dengan pemerintah sesuai hitungan keekonomian proyek. Peserta lelang juga bebas memberikan penawaran bonus tanda tangan. Selanjutnya, Pemerintah memilih penawaran terbaik dengan batasan tertentu terhadap owner estimate yang telah ditetapkan.

Investor Daily, Page- 9,  Friday, Jan, 13, 2017

Without incentives, Pertamina EP Keep walking

The government decided not to provide incentives for the development of field-Tiung Jambaran Blue, Cepu, East Java. However, PT Pertamina EP Cepu, one alias participation rights holders participating interest (PI), still intends to develop. However, the intention may be not smooth, because ExxonMobil as the holder of 45% Pl, potentially incompatible. "If Exxon did not participate in this gas block, chances are there because they are somewhat mind if not given incentives so that the IRR is still below 16%," said President Director of PT Pertamina EP Cepu ardiansyah

Not to mention, the government has set the price of gas Jambaran-Tiung Blue amounted to US $ 7 per mmbtu. The price of gas is down from the original price of US $ 8 per mmbtu. Pertamina EP Cepu calculate the internal rate of return (IRR) Jambaran-Tiung Blue no incentive to reach 12% to 13%. Meanwhile, if the government incentives, rising to 16% IRR. Please note, the decline in gas prices as the Blue Tiung Jambaran-economic policy package volume III. The government promises gas price of certain industries such as fertilizer and petrochemical shrunk to US $ 6 per mmbtu.

Pertamina EP Cepu hopes to develop Jambaran-Tiung Blue began the first half of this year. Then, the target onstream in 2020 with a production volume of 172 MMSCFD of a production capacity of 830 MMSCFD. But before that, Pertamina EP Cepu had to accomplish three things. First, his business partner, namely ExxonMobil also have to agree on a development plan. There is a first agreement, which would project should go first because if the project is late, the economics change, "said Ardiansyah.

Second, Pertamina EP Cepu must sign a gas sales agreement (PJ BG) set by the government at US $ 7 per mmbtu earlier. Until now, the government has not given a letter of approval for the change of gas allocation. According to information, the prospective buyer of gas production Jambaran-Tiung Blue changed. From the beginning, PT Pupuk Kujang switch to PT Pertamina.

Third, Pertamina EP Cepu SKK Migas is still awaiting approval on the results of the tender engineering, procurement construction (EPC). Information only, the projected investment Jambaran-Tiung Blue reached US $ 2.056 billion, Details, US $ 279.5 million well costs and US $ 1.777 billion in production facilities

IN INDONESIAN

Tanpa Insentif, Pertamina EP Tetap Jalan

Pemerintah memutuskan tak memberi insentif untuk pengembangan lapangan Jambaran-Tiung Biru, Blok Cepu, Jawa Timur. Namun PT Pertamina EP Cepu, salah satu pemegang hak partisipasi alias participating interest (PI), tetap berniat mengembangkan. Hanya saja, niat tersebut bisa jadi tidak mulus, karena ExxonMobil sebagai pemegang 45% Pl, berpotensi tak sejalan. "Kalau Exxon tidak berpartisipasi di blok gas ini, kemungkinan ada karena mereka agak keberatan apabila tidak diberikan insentif sehingga IRR-nya masih di bawah 16%," kata Direktur Utama PT Pertamina EP Cepu Ardiansyah

Belum lagi, pemerintah telah menetapkan harga gas Jambaran-Tiung Biru sebesar US$ 7 per mmbtu. Harga gas tersebut turun dari harga semula US$ 8 per mmbtu. Pertamina EP Cepu menghitung, internal rate of return (IRR) Jambaran-Tiung Biru tanpa insentif mencapai 12% 13%. Sementara kalau dengan insentif pemerintah, IRR naik menjadi 16%. Perlu diketahui, penurunan harga gas Jambaran-Tiung Biru seiring kebijakan paket ekonomi jilid III. Pemerintah menjanjikan harga gas industri tertentu seperti pupuk dan petrokimia menyusut hingga US$ 6 per mmbtu.

Pertamina EP Cepu berharap, bisa mengembangkan Jambaran-Tiung Biru mulai semester I tahun ini. Lalu, target onstream tahun 2020 dengan volume produksi sebesar 172 mmscfd dari kapasitas produksi sebesar 830 mmscfd. Namun sebelum itu, Pertamina EP Cepu harus menyelesaikan tiga hal. Pertama, mitra bisnisnya, yakni ExxonMobil juga harus menyepakati rencana pengembangan. Ada kesepakatan dulu, yang pasti proyeknya harus jalan dulu karena kalau proyek terlambat, ke ekonomiannya berubah,” kata Ardiansyah.

Kedua, Pertamina EP Cepu harus menandatangani perjanjian jual beli gas (PJ BG) yang ditetapkan pemerintah sebesar US$ 7 per mmbtu tadi. Hingga kini, pemerintah belum memberikan surat persetujuan atas perubahan alokasi gas. Menurut informasi, calon pembeli produksi gas Jambaran-Tiung Biru berubah. Dari semula PT Pupuk Kujang beralih kepada PT Pertamina.

Ketiga, Pertamina EP Cepu masih menunggu persetujuan SKK Migas atas hasil tender engineering, procurement construction (EPC). Informasi saja, proyeksi investasi Jambaran-Tiung Biru mencapai US$ 2,056 miliar  Perinciannya, US$ 279,5 juta biaya sumur dan US$ 1,777 miliar fasilitas produksi

Kontan, Page-14, Friday, Jan, 13 , 2016

Gas network Start of Commercial Operations

Domestic gas network built by the government in Batam, Riau Islands province, the official operation began on Thursday (12/1). The network can reach up to 4,000 household customers. Operation of the network premiere was revisited Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources IGN Wiratmadja. During 2016, the government builds connections to 89,000 household customers.

The government disbursed Rp 1.18 trillion to build the network. Besides in Batam, funds are also used to build a network of household gas in Tarakan (North Borneo), Balikpapan (East Kalimantan), Surabaya (East Java), Cilegon (Banten), and Prabumulih (South Sumatra).

The network was to distribute 21,000 connections in Tarakan, 3.849 connections in Balikpapan, Surabaya (24,000), Cilegon (4,066), and Prabumulih (32.250 connection). The project was carried out in stages during 2016. Now, some already completed and started operating as in Batam. Batam utilize gas resources in gas supply from PT PGN Tbk Batam addition, the government also tasked to deliver gas distributor PT PGN households in Surabaya and Tarakan.

PGN was allocated 1.2 million standard cubic feet per day (MMSCFD) to be distributed to cities. PGN obtained gas from Pertamina-Talisman Jambi Merang in Jambi, Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore in the Java Sea, Manhattan Kalimantan Investment Pte Ltd. PT Pertamina EP and PT Medco E & P Indonesia

The task of channeling household gas in Balikpapan and Prabumulih submitted to a subsidiary of Pertamina, namely Pertamina Gas Commerce (Pertagas). Pertagas receive gas supply from a field near the city distribution. The allocation of gas to the cities will continue to be adjusted to actual usage. The allocation by the Ministry of Energy and the SKK Migas. As for the price is set 4.72 dollars per million metric British thermal unit (MMBTU).

The price applicable in the field of drilling. In the component gas prices will put more components of distribution costs. Special allocation of domestic gas, there is no minimum purchase restriction as is often applied to the gas sales agreement (GSA) industry. In PJBG industry, the seller and buyer agree on a minimum usage amount that must be paid to the buyer even though the user is not the minimal amount.

Not all

Director pegembangan PGN infrastructure and technology, Dilo Widagdo Seno said that not all 4,000 household connections flowing gas. Streaming is done in stages because not all connections are ready for use. Causes include installation at the customer's home network installed unfinished household gas in Batam built with government funds has reached 16 housing. The length of distribution pipes to reach homes 55 kilometers. In addition to networks built with government funds, we built with its own funds. Last year, 8158 PGN build connections throughout Indonesia.

PGN connections made in North Sumatra, Riau, Banten, West Java, Jakarta and East Java. Nationally, PGN distribute natural gas to 120,000 households that State-owned enterprises also distributes natural gas to 1,929 small businesses, malls, hotels, hospitals, restaurants, restaurants, and 1,630 large-scale industry and power plants. Natural gas pipeline owned and operated PGN along more than 7,200 kilometers, or about 78 percent of national downstream natural gas pipeline, said Dilo.

Head of Sales PT PGN Area Batam Hidayat Amin said, the average utilization reached 60 BBTU in Batam. Network in Batam also has covered the entire area of ​​commercial, industrial, and major settlements. The price of gas in Batam is very competitive. The problem in Batam are not many users

IN INDONESIAN

Jaringan Gas Mulai Beroperasi

Jaringan gas rumah tangga yang dibangun pemerintah di Batam, Provinsi Kepulauan Riau, resmi beroperasi mulai Kamis (12/1). Jaringan itu bisa menjangkau hingga 4.000 pelanggan rumah tangga. Pengoperasian perdana jaringan itu ditinjau Direktur Jenderal Minyak dan Gas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral IGN Wiratmadja. Selama 2016, pemerintah membangun Sambungan untuk 89.000 pelanggan rumah tangga.

Pemerintah mengucurkan Rp 1,18 triliun untuk membangun jaringan itu. Selain di Batam, dana juga dipakai untuk membangun jaringan gas rumah tangga di Tarakan (Kalimantan Utara), Balikpapan (Kalimantan Timur), Surabaya (Jawa Timur), Cilegon (Banten), dan Prabumulih (Sumatera Selatan).

Jaringan itu untuk menyalurkan 21,000 sambungan di Tarakan, 3,849 sambungan di  Balikpapan, Surabaya (24,000), Cilegon (4,066), dan Prabumulih (32,250 sambungan). Proyek itu dikerjakan secara bertahap selama 2016. Kini, sebagian sudah selesai dan mulai dioperasikan seperti di Batam. Sumber gas di Batam memanfaatkan pasokan gas dari PT PGN Tbk Selain di Batam, pemerintah juga menugasi PT PGN menyalurkan gas rumah tangga di Surabaya dan Tarakan.

PGN mendapat alokasi 1,2 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) untuk disalurkan ke kota-kota. Gas didapat PGN dari Pertamina-Talisman Jambi Merang di Jambi, Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore di Laut Jawa, Manhattan Kalimantan Investment Pte Ltd. PT Pertamina EP dan PT MEdco E&P Indonesia

Tugas menyalurkan gas rumah tangga di Balikpapan dan Prabumulih diserahkan ke anak usaha Pertamina, yakni Pertamina Gas Niaga (Pertagas). Pertagas mendapat pasokan gas dari lapangan di dekat kota penyaluran. Alokasi gas untuk kota-kota itu akan terus disesuaikan dengan realisasi pemakaian. Pengalokasian dilakukan Kementerian ESDM dan SKK Migas. Sementara untuk harganya ditetapkan 4,72 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU).

Harga itu berlaku di lapangan pengeboran. Dalam komponen harga gas akan dimasukkan lagi komponen biaya distribusi. Khusus alokasi gas rumah tangga, tidak ada batasan pembelian minimum seperti yang kerap diberlakukan pada perjanjian jual beli gas (PJBG) industri. Dalam PJBG industri, penjual dan pembeli menyepakati jumlah pemakaian minimal yang wajib dibayar pembeli meskipun pemakaian tidak sampai jumlah minimal itu.

Belum semua

Direktur Pegembangan infrastruktur dan teknologi PGN, Dilo Seno Widagdo menuturkan belum seluruh 4.000 sambungan rumah tangga dialiri gas. Pengaliran dilakukan secara bertahap karena belum semua sambungan siap dipakai. Penyebabnya antara lain instalasi di rumah pelanggan belum selesai dipasang Jaringan gas rumah tangga di Batam yang dibangun dengan dana pemerintah sudah menjangkau 16 perumahan. Panjang pipa distribusi untuk menjangkau rumah-rumah 55 kilometer. Selain jaringan yang dibangun dengan dana pemerintah, kami membangun dengan dana sendiri. Tahun lalu, PGN membangun 8.158 sambungan di seluruh Indonesia.

Sambungan yang dibuat PGN tersebar di Sumatera Utara, Kepulauan Riau, Banten, Jawa Barat, DKI Jakarta, dan Jawa Timur. Secara nasional, PGN menyalurkan gas bumi ke 120.000 rumah tangga Badan usaha milik negara itu juga mendistribusikan gas alam ke 1.929 usaha kecil, mal, hotel, rumah sakit, restoran, rumah makan, dan 1,630 industri berskala besar dan pembangkit listrik. Pipa gas bumi yang dimiliki dan dioperasikan PGN saat ini sepanjang lebih dari 7,200 kilometer atau sekitar 78 persen pipa gas bumi hilir nasional, kata Dilo.

Kepala Penjualan PT PGN Area Batam Amin Hidayat menuturkan, saat ini penggunaan rata-rata di Batam mencapai 60 BBTU. Jaringan di Batam juga sudah menjangkau seluruh kawasan komersial, industri, dan permukiman utama. Harga gas di Batam amat kompetitif. Masalahnya di Batam adalah penggunanya tidak banyak

Kompas, Page-21, Friday, Jan, 13 , 2016

Pull and Tenuous Masela

Visit Prime Minister Japan

Many people see the state visit of Japanese Prime Minister Shinzo Abe appears logical to on Sunday (15/1) one of them to agree on the project Abadi field, Masela.

Masela dioperatori by Japanese company Inpex Masela Ltd. with a stake (65%) and Shell (35%). After the government decided the development of the Abadi field, Masela using LNG plant on land (onshore liquefied natural gas / OLNG) on March 23, 2016, the investment plans already built Inpex collapsed instantly. The plan that has been initiated during the 10 years it returned to zero as Inpex and Shel must reconstitute the plan after the government changed the refinery scheme floating into refineries onshore.

With the change in the scheme, Inpex and Shell had to recalculate the investment for the development of the oil and gas blocks including the scale of the return on investment (investment rate of return / IRR). It becomes natural because with the change of the investment scheme was changed. Masela project IRR is currently only about 9%. While Inpex and Shell hope that the investment rate reached 15%.

To achieve an IRR of 15%, Inpex and Shell propose the replacement of lost time during the 10 years (2007-2017). The grounds to prepare investment plans since 2007 with the scheme of offshore plant becoming extinct. To that end, Inpex asked for reimbursement as long as 10 years.

Oil and gas block contracts signed in 1998 will be out of contract in 2028. Meanwhile, with the change of the scheme to build a refinery, a new project is projected to produce (onstream) in 2026. Since the scheme became transformed from an offshore plant onshore refineries, government and Inpex yet to strike a deal new.

In addition to proposing the addition of 10 years, Inpex also asked onshore LNG plant capacity was increased from 7.5 million tonnes per year (million metric tonnes per annum / mtpa) to 9.5 mtpa and 150 MMSCFD gas pipeline. Inpex also proposed to the government the location of LNG development in the Tanimbar Islands, West Southeast Maluku District.

The Indonesian government proposed adding time to the Masela four years. To accommodate the Inpex proposal, the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan and Deputy Minister Tahar Arcandra fly to Tokyo on December 19, 2016 meeting with the CEO Inpex to discuss issues about the development of the block located in Arafuru Sea, Maluku.

YET REACHED

Based on the information, the meeting has not reached an agreement between the Government of Indonesia and Inpex associated with three points (reimbursement period of 10 years, additional capacity of 9.5 mtpa, and the location of an LNG plant in Tanimbar). However, the representative of Indonesia at the meeting offered reimbursement within seven years instead of 10 years, however, the basis for the government deals up for lost time was questionable foundation.

Inpex proposes replacing 10-year contract due as compensation for time lost during 2007-2017. Is the number of seven years was obtained from the addition of four years and 10 years later halved? If the base is used as it is really not appropriate. There should be a study of why the government provide additional period of seven years instead of six years for example.

Until Abe ahead of a visit to Indonesia, the government and Inpex have not agreed related to the three points. The latest information, the government provided an additional seven-year contract Masela, refinery capacity is still 7.5 mtpa LNG and gas pipeline 475 MMSCFD.

Allocation of 475 MMSCFD gas pipeline intended for the petrochemical industry, which is planned to be built around the LNG plant. However, the doubts Inpex gas pipeline of prospective buyers because there are no parties interested in building the petrochemical industry in the region.

Meanwhile, with regard to the location of the refinery, there are some internal request from the government to be built in the Aru Islands. In fact, the distance from the location of oil and gas wells to achieve 600 km Aru Islands. Meanwhile, the location Tanimbarese only about 200 km.

Deputy Minister Arcandra Tahar admitted he had met with Inpex and the Japanese Ambassador to Indonesia Yasuaki Tanizaki. He hoped the visit Shinzo Abe opportunity can bring fresh air to the development of the Masela. Hope can be signed [RI-Japan agreement about Masela]

IN INDONESIAN
Kunjungan Perdana Menteri Jepang

Tarik Ulur Blok Masela

BAnyak kalangan berpendapat kunjungan kenegaraan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe ke Indoesia pada Minggu (15/1) salah satunya untuk menyepakati proyek Lapangan Abadi, Blok Masela.

Blok Masela dioperatori oleh perusahaan asal Jepang Inpex Masela Ltd. dengan kepemilikan saham (65%) dan Shell (35%). Setelah pemerintah memutuskan pengembangan Iapangan Abadi, Blok Masela menggunakan kilang LNG di darat (onshore Liquefied natural gas/OLNG) pada 23 Maret 2016, rencana investasi yang telah dibangun Inpex pun runtuh seketika. Rencana yang sudah dirintis selama 10 tahun itu kembali ke titik nol karena Inpex dan Shel harus menyusun kembali rencana setelah pemerintah mengubah skema kilang terapung menjadi kilang darat.

Dengan perubahan skema itu, Inpex dan Shell pun harus menghitung ulang investasi untuk pengembangan blok migas tersebut termasuk skala pengembalian investasi (investment rate of return/IRR). Hal itu menjadi wajar karena dengan perubahan skema maka investasi pun berubah. IRR proyek Masela saat ini hanya sekitar 9%. Sementara Inpex dan Shell berharap agar tingkat pengembalian investasi mencapai 15%.

Untuk mencapai IRR 15%, Inpex dan Shell mengusulkan penggantian waktu yang hilang selama 10 tahun (2007-2017). Dengan alasan penyusunan rencana investasi sejak 2007 dengan skema kilang terapung menjadi musnah. Untuk itu, Inpex meminta penggantian waktu selama 10 tahun.

Kontrak blok migas yang diteken pada 1998 itu akan habis masa kontrak pada 2028. Sementara itu, dengan perubahan skema pembangunan kilang, proyek diproyeksikan baru berproduksi (onstream) pada 2026. Sejak skema berubah dari kilang terapung menjadi kilang darat, pemerintah dan Inpex belum memperoleh kesepakatan baru. 

Selain mengajukan usulan penambahan waktu 10 tahun, Inpex juga meminta kapasitas kilang LNG di darat dinaikkan dari 7,5 juta ton per tahun (million metric ton per annum/mtpa) menjadi 9,5 mtpa dan gas pipa 150 MMscfd. Inpex juga mengusulkan kepada pemerintah lokasi pembangunan kilang LNG di Kepulauan Tanimbar, Kabupaten Maluku Tenggara Barat. 

Pemerintah Indonesia mengusulkan penambahan waktu kepada Masela empat tahun. Untuk mengakomodasi usulan Inpex tersebut, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan dan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar terbang ke Tokyo pada 19 Desember 2016 bertemu dengan CEO Inpex untuk membicarakan berbagai hal soal pengembangan blok migas yang berlokasi di laut Arafuru, Maluku.

BELUM TERCAPAI 

Berdasarkan informasi, dalam pertemuan tersebut belum tercapai kesepakatan antara Pemerintah Indonesia dan Inpex terkait dengan tiga poin (penggantian waktu 10 tahun, penambahan kapasitas 9,5 mtpa, dan lokasi kilang LNG di Tanimbar). Namun, perwakilan dari Indonesia pada pertemuan itu menawarkan penggantian waktu tujuh tahun bukan 10 tahun, Namun, dasar penawaran pemerintah untuk mengganti waktu yang hilang itu dipertanyakan dasarnya. 

Inpex mengusulkan penggantian kontrak 10 tahun karena sebagai kompensasi waktu yang hilang selama 2007-2017. Apakah angka tujuh tahun itu diperoleh dari penambahan empat tahun dan 10 tahun kemudian dibagi dua? Kalau dasar yang dipakai seperti itu sesungguhnya kurang tepat. Seharusnya ada kajian kenapa pemerintah memberikan tambahan waktu tujuh tahun bukan enam tahun misalnya.

Hingga jelang kunjungan Abe ke Indonesia, pemerintah dan Inpex belum sepakat terkait dengan tiga poin tersebut. Informasi terakhir, pemerintah memberikan tambahan kontrak masela tujuh tahun, kapasitas kilang LNG masih tetap 7,5 mtpa dan gas pipa 475 MMscfd.

Alokasi gas pipa 475 MMscfd bertujuan untuk industri petrokimia yang rencananya akan dibangun di sekitar kilang LNG. Namun, pihak Inpex meragukan calon pembeli gas pipa tersebut karena belum ada pihak yang tertarik membangun industri petrokimia di wilayah itu.

Sementara itu, terkait dengan lokasi kilang, ada beberapa permintaan dari internal pemerintah agar dibangun di Kepulauan Aru. Padahal, jarak dari lokasi sumur migas dengan Kepulauan Aru mencapai 600 km. Sementara itu, lokasi Tanimbar hanya sekitar 200 km.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengakui, pihaknya telah bertemu dengan Inpex dan Duta Besar Jepang untuk Indonesia Yasuaki Tanizaki. Dia berharap kesempatan lawatan Shinzo Abe dapat membawa angin segar bagi pengembangan Masela. Semoga bisa ditandatangani [kesepakatan RI-Jepang soal Blok Masela]

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, Jan, 13 , 2016

Tender winners EPC Project J-TB Wait SKK Migas

Until now the winning bidder Mega-projects Engineering, Procurement and Construction (EPC) Gas Processing Facility (GPF) Fields Jambaran-Tiung Blue (J-TB) in Bojonegoro, is still unknown. Therefore, the recommendation is sent from the gas field operator J-TB has not come out.

Legal and Public Relations Cepu Pertamina Exploration and Production (PEPC), Isnu Bahriansyah said, the process of determining the winner of the tender EPC J-TB project until now the stages are still in SKK Migas. The determination of the winning bidder is still in Riview by SKK Migas, "said Vishnu after attending a meeting with the relevant Cash Land Gayam, in the front room of Commission A DPRD Bojonegoro.

It also ensures, if Determination of winners has been set by SKK Migas, PEPC will immediately coordinate with various parties. Currently there is an official announcement out of SKK Migas, so it is not yet known. However, to do with the winning bidder for the project. One pertimbanganya is the determination of potential buyers Jambaran field gas-Tiung Blue (J -TB). Even if the results of the winners already there and the gas price has not agreed to the same thing. So it should be parallel.

Previous rumors there were three prospective buyers of gas, namely PT Pupuk Kujang Cikampek, PT PLN and PT Pertamina. However, the PT Pupuk Kujang Cikampek and PT PLN retreated, canceling the purchase of gas from the field J-TB. The grounds to ekonomisan profitable company. Formerly of fertilizers and PLN will buy. However cancel. We were expecting Pertamina. Pertamina seems pretty positive buying.

IN INDONESIAN

Pemenang Tender Proyek EPC J-TB Tunggu SKK Migas

Sampai kini pemenang tender Mega-proyek Engineering, Procurement and Construction (EPC) Gas Processing Facility (GPF) Lapangan Jambaran-Tiung Biru (J-TB) di Kabupaten Bojonegoro, masih belum diketahui. Sebab, rekomendasi yang dikirim dari operator Lapangan Gas J-TB belum keluar.

Bagian Hukum dan Humas Pertamina Eksplorasi dan Produksi Cepu (PEPC), isnu Bahriansyah mengatakan, proses penetapan pemenang tender proyek EPC J-TB sampai saat ini tahapanya masih di SKK Migas. Penetapan pemenang tender masih di riview oleh SKK Migas,” ujar Wisnu usai mengikuti rapat bersama terkait Tanah Kas Desa Gayam, di depan ruangan Komisi A DPRD Kabupaten Bojonegoro.

Pihaknya juga memastikan, jika penentapan pemenang tersebut sudah di tetapkan oleh SKK Migas, PEPC bakal Segera berkoordinasi dengan berbagai pihak. Saat ini belum keluar pengumuman resmi dari SKK Migas, jadi belum diketahui.  Kendati demikian, kaitannya dengan pemenang tender proyek tersebut. Salah satu pertimbanganya adalah ketegasan dari calon pembeli gas lapangan Jambaran-Tiung Biru (J -TB). Kalaupun hasil pemenangnya sudah ada dan harga gasnya belum sepakat kan sama saja. Jadi harus pararel.

Sebelumnya beredar kabar ada tiga calon pembeli gas, yakni PT Pupuk Kujang Cikampek, PT PLN dan PT Pertamina. Namun, pihak PT Pupuk Kujang Cikampek dan PT PLN mundur, membatalkan pembelian gas dari lapangan J-TB tersebut. Dengan alasan ke ekonomisan yang menguntungkan perusahaan. Dulunya perusahaan pupuk dan PLN juga bakal membeli. Namun membatalkannya. Kami mengharapkan Pertamina. Kelihatanya Pertamina yang positif membeli.

Bhirawa, Page-7, Friday, Jan, 13 , 2016

Government claims Inpex contract extension done deal

The government claims it has wrapped up an unofficial agreement with Japanese oil and gas giant Inpex over a proposed contract extension for the operation of the gas rich Masela block in the Arafura Sea. The government recently offered Inpex the chance to extend its current contract by seven years after its expiration in 2028 to compensate time loss owing to multiple revisions of the block’s plan of development (POD).

Inpex and Royal Dutch Shell, which respectively hold a 65 percent and 35 percent stake in the block, previously requested a 10 year extension of the contract after the government decided to move forward with onshore development of the facility “Verbally they [Inpex] have agreed to our offer. We are now waiting for them to give an official written statement,” Coordinating Maritime Affairs Minister Luhut Pandjaitan said Monday.

Luhut said the government’s deal with Inpex included an increase in Masela block’s planned liquefied natural gas (LNG) production capacity to 7.5 million tons per annum (mtpa), three times higher than the figure stated in the company’s original POD submitted in 2010, Moreover, 478 million British thermal units (mmbtu) of gas produced by Inpex in Masela would also be distributed domestically under an off take agreement, he added. 

Hence, Luhut expected the government to finally seal the deal with Inpex on Jan. 15, when Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko “Jokowi” Widodo met during the former’s visit to Indonesia.

The Abadi field in the Masela block is expected to be prominent in the nation’s declining oil and gas industry as the next largest producing natural gas field. Publicly accessible reports suggest the Masela block contains a vast amount of proven reserves, ranging from 6 to 12 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas, two to four times the size of the nation’s current largest natural gas block, Mahakam. 

However, Jokowi decided to drop the initial offshore scheme for the project in the name of greater benefits for the national and local economies. The unexpected decision has forced Inpex, which secured a 30 year production sharing contract (PSC) for Masela block in 1998, to rewrite its business plans after losing initial investment punt into the offshore scheme.

Since then Inpex has held several meetings with Jokowi and the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) officials to discuss the future development of the multibillion dollar onshore LNG plant.

The government has calculated that the capital expenditure for the Masela block project will reach a maximum US$ 16 billion, down from the previous projection of $ 22 billion, while the block’s commercial operations are expected to start
in 2022.

“The company is still negotiating with Indonesia on the Abadi LNG project, including location and capacity of the onshore plant and extension of the product-sharing contract,” Inpex CEO Toshiaki Kitamura said in Tokyo last week, as reported by Bloomberg.

Inpex senior communications and relations manager Usman Slamet also shared a similar view, as he said negotiations between all stakeholders were still ongoing, particularly with SKK Migas and the Energy and Mineral Resources Ministry “We hope to soon find certainty on this matter, as we want to immediately start this project for the good of all,” Usman said.

IN INDONESIAN

Pemerintah mengklaim perpanjangan kontrak Inpex dicapai kesepakatan 

Pemerintah mengklaim telah dibungkus kesepakatan tidak resmi dengan Jepang raksasa minyak dan gas Inpex lebih perpanjangan kontrak yang diusulkan untuk pengoperasian gas kaya blok Masela di Laut Arafura. Pemerintah baru-baru ditawarkan Inpex kesempatan untuk memperpanjang kontrak saat ini dengan tujuh tahun setelah berakhirnya tahun 2028 untuk mengkompensasi hilangnya waktu karena beberapa revisi tersebut yang rencana blok pengembangan (POD).

Inpex dan Royal Dutch Shell, yang masing-masing memegang 65 persen dan 35 persen saham di blok tersebut, sebelumnya meminta perpanjangan 10 tahun kontrak setelah pemerintah memutuskan untuk bergerak maju dengan pengembangan darat fasilitas "Secara lisan mereka [Inpex] telah disepakati tawaran kami. Kita sekarang menunggu mereka untuk memberikan pernyataan tertulis resmi, "kata Koordinator Menteri Kelautan Luhut Pandjaitan Senin.

Luhut mengatakan kesepakatan pemerintah dengan Inpex termasuk peningkatan direncanakan cair kapasitas gas alam (LNG) produksi Masela blok untuk 7,5 juta ton per tahun (mtpa), tiga kali lebih tinggi dari angka yang tercantum dalam POD asli perusahaan diserahkan pada tahun 2010, Apalagi, 478 juta British thermal unit (mmbtu) dari gas yang dihasilkan oleh Inpex Masela di juga akan didistribusikan dalam negeri di bawah perjanjian take off, tambahnya.

Oleh karena itu, Luhut berharap pemerintah akhirnya menutup kesepakatan dengan Inpex pada 15 Januari, ketika Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko "Jokowi" Widodo bertemu selama kunjungan ke Indonesia.

The Abadi lapangan di blok Masela diperkirakan akan menonjol dalam penurunan industri minyak dan gas nasional sebagai ladang gas alam memproduksi terbesar berikutnya. Publik laporan diakses menyarankan blok Masela mengandung sejumlah besar cadangan terbukti, mulai dari 6 sampai 12 triliun kaki kubik (Tcf) gas alam, dua sampai empat kali ukuran terbesar gas alam cair saat ini di blok Mahakam.

Namun, Jokowi memutuskan untuk menjatuhkan skema lepas pantai awal untuk proyek atas nama manfaat yang lebih besar bagi perekonomian nasional dan lokal. Keputusan tak terduga telah memaksa Inpex, yang mendapatkan Kontrak Bagi Basil (PSC) 30 tahun  blok Masela pada tahun 1998, menulis ulang rencana bisnisnya setelah kalah investasi awal dalam skema lepas pantai.

Sejak itu Inpex telah melakukan beberapa pertemuan dengan Jokowi dan para pejabat Satuan Kerja Khusus Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) mendiskusikan perkembangan masa depan pabrik LNG onshore bernilai miliaran dolar.

Pemerintah telah menghitung bahwa belanja modal untuk proyek blok Masela akan mencapai maksimum US $ 16 miliar, turun dari proyeksi sebelumnya sebesar $ 22 miliar, sementara operasi komersial blok diharapkan untuk dimulai tahun 2022.

"Perusahaan ini masih melakukan negosiasi dengan Indonesia pada proyek LNG Abadi, termasuk lokasi dan kapasitas pabrik onshore dan perpanjangan kontrak produk-sharing," kata CEO Inpex, Toshiaki Kitamura  di Tokyo pekan lalu, seperti dilansir Bloomberg.

Komunikasi senior dan hubungan manajer Inpex Usman Slamet juga berbagi pandangan yang sama, seperti katanya negosiasi antara semua pemangku kepentingan masih berlangsung, terutama dengan SKK Migas dan Energi dan Sumber Daya Mineral, Kami berharap untuk segera menemukan kepastian tentang hal ini, seperti yang kita inginkan untuk segera memulai proyek ini untuk kebaikan semua, "kata Usman.


Jakarta Post, Page-15, Thursday, Jan, 12, 2017

The signing of the PSC East Natuna Block Hard Accelerated

PT Pertamina assess signing cooperation contracts (production sharing contract / PSC) East Natuna Block should wait for the study of technological and commercial (technology and market reviw / TMR). The high content of
carbon dioxide in this block makes development must be done carefully and not rush.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the government and it has agreed to develop the East Natuna block as a unit of oil and gas. It also agreed that if the government wants the structure of the oil produced in advance so that the development of these blocks can be accelerated.

However, the discussion of the project also have to calculate the gas structure in which there are still issues carbon dioxide content of 70%. "So it is right that do not rush in sign now (East Natuna PSC). Our proposal also has not (submitted to the government), still later in 2018, "he said.

He explained that the high content of carbon dioxide in the East Natuna Block, made the development of this block becomes complex both from the technological and commercial. Although the government wants to speed up its development, investors are unlikely to develop it at any cost or risk with no return of capital.

More realistic and there is no certainty that all of the studies can be completed. For East Natuna, we do not just talk to the concept of development, but also to a buyer there whom and about what kind of commercial, "said Alam. He said he did not want to once poured considerable funds at East Natuna Block, no gas buyers that the company actually lose money. The reason, he called there several gas fields have been developed, but not too monetized because there is no clarity buyers.

Currently, the company is still working on TMR for East Natuna Block. The plan of this study will be completed in 2018. After that, the Consortium Pertamina and ExxonMobil and PTT Thailand will determine the next steps. At that time requested is advanced (completion TMR), but it seems also not easy.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja admitted the plan to accelerate the development of East Natuna Block to produce first oil structure will probably be changed. The reason, it turns out there are many things that must be addressed and there is no agreement, so it can not be started. There are considerations to be merged (structural development of oil and gas), "he said.

Previously, the development of East Natuna Block is planned to be done gradually. The plan, the first phase, the development of the block on the border of Indonesia started from workmanship structure AP dominant oil reserves. In the next phase, the new structure will be worked AL dominant karbondioksia gas with a content of around 72%.

The government wants the East Natuna Block development accelerated in order to safeguard the sovereignty of Indonesia, Initially, this block PSC contract specifically for the development of the oil structure can be done in the last year and started production three years later. The resulting oil production is estimated at about 7,000 to 15 thousand barrels per day (bpd). Oil reserves in the East Natuna Block is estimated at about 46 million barrels. While gas reserves trillion 42 cubic feet.

Gross Split

       Wiratmaja said, although not yet signed his contract, East Natuna Block will likely use a gross scheme split. All new contracts will resort gross split. If the new PSC gross definitely split, he said. Natural admit, it does not matter whether East Natuna Block PSC will use the gross split or cost recovery. Because that determine the economics of the project is how much the revenues for the government and the contractor. Moreover, there is a separate matter to determine the outcome of this.

        So there are many components so that we could say (the development of East Natuna Block) commercial or not. For business participation rights division between Pertamina and its partners, Syamsu call will be discussed after the PSC was signed. Because the distribution of these participation rights must weigh the revenue share (split) state and the contractor. But among the members of the consortium are already tentative deal. While this is not wrong if Pertamina 45%, ExxonMobil 45%, and PTT Thailand 10%, "said Alam.

       When asked whether there will be a new partner, Alam stated, do not close the door for oil and gas companies who want to join. Moreover, if there are new developments East Natuna Block this matter. Related matter involving the government's desire of Japanese investors, it also can not be sure. The government commissioned a consortium of Pertamina seeking. But no one had formally stating want to join, means not adding a partner.

IN INDONESIAN

Penandatanganan PSC Blok East Natuna Sulit Dipercepat

PT Pertamina  menilai penandatanganan kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) Blok East Natuna sebaiknya menunggu kajian teknologi dan komersial (technology and market reviw/TMR). Tingginya kandungan
karbon dioksida di blok ini membuat pengembangannya harus dilakukan secara hati-hati dan tidak terburu-buru.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pemerintah dan pihaknya sudah sepakat mengembangkan Blok East Natuna sebagai satu kesatuan minyak dan gas. Pihaknya juga sepakat jika pemerintah menginginkan struktur minyak diproduksikan terlebih dulu agar pengembangan blok ini dapat dipercepat.

Tetapi, pembahasan proyek juga harus menghitung struktur gas di mana masih ada masalah kandungan karbon dioksida 70%. “Jadi lebih tepat kalau jangan buru-buru di sign sekarang (PSC East Natuna). Proposal kami juga belum (diajukan ke pemerintah), masih nanti di tahun 2018," kata dia.

Dia menjelaskan, tingginya kandungan karbondioksida di Blok East Natuna, membuat pengembangan blok ini menjadi kompleks baik dari sisi teknologi dan komersial. Meski pemerintah ingin mempercepat pengembangannya, investor tidak mungkin mengembangkannya at any cost  atau dengan resiko tanpa ada pengembalian modal.

Lebih realistis dan ada kepastian kalau semua studi bisa diselesaikan. Untuk East Natuna, kita tidak hanya bicara sampai konsep pengembangannya, tetapi juga sampai buyer di sana siapa dan kira-kira seperti apa komersialnya,” kata Alam. Pihaknya tidak ingin setelah menggelontorkan dana cukup besar di Blok East Natuna, tidak ada pembeli gas sehingga perseroan justru merugi. Pasalnya, disebutnya ada beberapa lapangan gas yang telah dikembangkan, tetapi tidak juga termonetisasi lantaran tidak ada kejelasan pembelinya.

Saat ini, pihaknya masih mengerjakan TMR untuk Blok East Natuna. Rencananya kajian ini bakal selesai pada 2018. Setelah itu, Konsorsium Pertamina bersama ExxonMobil dan PTT Thailand baru akan menentukan langkah selanjutnya. Waktu itu diminta dimajukan (penyelesaian TMR) , tetapi kelihatannya juga tidak gampang.

Direktur jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengakui rencana percepatan pengembangan Blok East Natuna dengan memproduksikan struktur minyak terlebih dahulu kemungkinan bakal berubah. Pasalnya, ternyata ada banyak hal yang harus dibahas dan belum ada kesepakatan, sehingga belum dapat dimulai. Ada pertimbangan untuk digabung (pengembangan struktur minyak dan gas)," kata dia. 

Sebelumnya, pengembangan Blok East Natuna rencananya dilakukan secara bertahap. Rencananya, pada tahap pertama, pengembangan blok di perbatasan Indonesia ini dimulai dari pengerjaan struktur AP yang dominan cadangan minyaknya. Pada tahap berikutnya, baru akan digarap struktur AL yang dominan gas dengan kandungan karbondioksia mencapai 72%.

Pemerintah menginginkan pengembangan Blok East Natuna dipercepat guna menjaga kedaulatan Indonesia, Awalnya, kontrak PSC blok ini yang khusus untuk pengembangan struktur minyak bisa dilakukan pada tahun lalu dan mulai produksi tiga tahun kemudian. Produksi minyak yang dihasilkan diperkirakan sekitar 7.000 sampai 15 ribu barel per hari (bph). Cadangan minyak di Blok East Natuna diperkirakan sekitar 46 juta barel. Sementara Cadangan gasnya 42 triliun kaki kubik. 

Gross Split

Wiratmaja menuturkan, meski belum diteken kontraknya, Blok East Natuna kemungkinan akan menggunakan skema gross split. Semua kontrak baru nanti pakai gross split. Kalau PSC baru pasti gross split, kata dia. Alam mengakui, pihaknya tidak masalah apakah PSC Blok East Natuna akan menggunakan gross split atau cost recovery. Pasalnya yang menentukan keekonomian proyek adalah seberapa besar bagi hasil yang diperoleh pemerintah dan kontraktor. Apalagi ada hitungan tersendiri untuk menentukan bagi hasil ini.

Jadi ada banyak komponen sehingga kami bisa bilang (pengembangan Blok East Natuna) komersial atau tidak. Untuk urusan pembagian hak partisipasi antara Pertamina dan mitranya, Syamsu menyebut bakal dibahas setelah PSC diteken. Pasalnya, pembagian hak partisipasi ini harus menimbang bagi hasil (split) negara dan kontraktor. Tetapi antar anggota konsorsium sudah ada kesepakatan sementara. Sementara ini kalau tidak salah Pertamina 45%, ExxonMobil 45%, dan PTT Thailand 10%,” kata Alam.

Disinggung apakah bakal ada mitra baru, Alam menyatakan, tidak menutup pintu bagi perusahaan migas yang ingin bergabung. Apalagi jika ada perkembangan baru soal Blok East Natuna ini. Terkait soal keinginan pemerintah melibatkan investor asal Jepang, pihaknya juga belum dapat memastikan. Pemerintah menugaskan Pertamina mencari konsorsium. Tetapi secara formal belum ada yang menyatakan ingin bergabung, berarti belum menambah mitra.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Jan, 12, 2017

Jokowi: East Natuna Must be Profitable for RI

Gross Split Scheme

President Joko Widodo called for the development of East Natuna Block in Riau Islands waters more profitable Indonesia.

Oil and gas blocks that have the potential of 222 trillion cubic feet of gas / tcf it is currently managed by a consortium of PT Pertamina, ExxonMobil, and Thailand's PTT EP.

Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan said, the President said the East Natuna Block to be more profitable for Indonesia. Profit sharing that Indonesia can be 0%, Exxon can be 100%. We setop it, switch to Pertamina. Pertamina is now negotiating a B to B with Exxon. Although Indonesia gets, the President of the Republic has always wanted a larger, "said Luhut limited after meeting with President Joko Widodo at the Presidential Palace on Wednesday (11/1).

The closed meeting also discussed a number of projects in preparation for the visit of Japanese Prime Minister Shinzo Abe this weekend. The President also discussed the development of the East Natuna. Luhut asserted that the government wants to resolve the problems that occurred in the past, one of the East Natuna Block.

Until now, the contractor and the government has not agreed to the profit-sharing scheme that East Natuna block development it can not be started. However, the government ensures the East Natuna production sharing contracts will use the gross scheme split (for gross proceeds) without any cost recovery scheme.

Through the split gross scheme, the government and the contractor immediately divide their share at the beginning of the contract. Part contractor already covers the cost of production. The government will get the results and taxes from upstream activities without the operating costs and investment incurred contractors to produce oil and gas.

GROSS SPLIT

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources said I Gusti Nyoman Wiiatmaja, in accordance with the directives of the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan, the entire contract of the new working areas and work areas that are out of contract will implement a gross revenue share split. That is, the East Natuna Block is not expected to be signed after the technical and market studies completed by the end of 2017 will use the new scheme.

All new contracts will resort gross split. If the PSC [scheme for the production of oil and gas] bam gross definitely split, he said. Wiratmaja admit, initially the government wants oil development on the East Natuna done first before the gas.

However, there are still points in the relevant contract terms and conditions (terms and conditions / T & C), which has not been agreed between the government and a consortium led by Pertamina. T & C completed later this year, the end of 2017. At first we wanted the first oil. Apparently there are still many things to be discussed, so it can not be started at this time.

East Natuna Block has a carbon dioxide content of 72% and thus require separation technology and injection of carbon dioxide in order to produce efficiently. Meanwhile, there is the potential for oil production by 15,000 barrels per day [bpd). Oil and gas fields with difficult conditions such as East Natuna offshore and carbon dioxide content is high enough, the government will provide 68% revenue share for the contractor and the government 32%. That figure is considered better than having to bear the cost recovery of upstream activities that can not be controlled.

Minister of Energy and Mineral Resources previously said Ignatius Jonan, national oil production still depends on the field who are already old and thus require greater cost. It causes over the years, the production costs (cost recovery) continue to rise, but oil and gas lifting of stagnation and even tends to fall.

Data from the Ministry of Energy, oil production costs and some contractors in the country in 2015 was around US $ 1.75 to US $ 37.99 per barrel. Jonan affirmed, with costs of oil production gap wide enough that the contractor should be able to compete more efficiently in producing oil and gas. Jonan admit, from about 85 working areas which are operating and become a mainstay of the national production, only 35 contracts that will last until 2025 and turned into a production-sharing

IN INDONESIAN

Jokowi : East Natuna Harus Untungkan RI

Presiden Joko Widodo meminta agar pengembangan Blok East Natuna di perairan Kepulauan Riau lebih banyak menguntungkan Indonesia.

Blok minyak dan gas bumi yang memiliki potensi gas 222 triliun kaki kubik/tcf itu saat ini dikelola oleh konsorsium PT Pertamina, ExxonMobil, dan PTT EP Thailand.

Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengatakan, Presiden menegaskan Blok East Natuna harus lebih banyak memberikan keuntungan bagi Indonesia. Pembagian keuntungan itu Indonesia dapat 0%, Exxon dapat 100%. Kami setop itu, alihkan ke Pertamina. Pertamina sekarang negosiasi B to B dengan Exxon. Meski Indonesia kebagian, Presiden selalu ingin Republik lebih besar," kata Luhut usai rapat terbatas dengan Presiden Joko Widodo di Istana Merdeka, Rabu (11/1).

Rapat terbatas itu juga membahas sejumlah proyek untuk persiapan kunjungan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe akhir pekan ini. Presiden juga membahas pengembangan East Natuna. Luhut menegaskan, pemerintah ingin menyelesaikan masalah yang terjadi di masa lalu, salah satunya Blok East Natuna.

Hingga saat ini, kontraktor dan pemerintah belum sepakat dengan skema bagi hasil East Natuna sehingga pengembangan blok itu belum dapat dimulai. Namun, pemerintah memastikan kontrak bagi hasil East Natuna akan menggunakan skema gross split (bagi hasil kotor) tanpa ada skema cost recovery.

Melalui skema gross split, pemerintah dan kontraktor langsung membagi bagiannya masing-masing pada awal kontrak. Bagian kontraktor sudah mencakup biaya produksi. Pemerintah akan mendapatkan bagi hasil dan pajak dari kegiatan hulu tanpa menanggung biaya operasi dan investasi yang dikeluarkan kontraktor untuk menghasilkan minyak dan gas.

GROSS SPLIT

Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiiatmaja mengatakan, sesuai dengan arahan Menteri ESDM Ignasius Jonan, seluruh kontrak dari wilayah kerja baru dan wilayah kerja yang habis masa kontraknya akan menerapkan bagi hasil gross split. Artinya, Blok East Natuna yang diperkirakan baru bisa ditandatangani setelah kajian teknis dan pasar selesai pada akhir 2017 bakal menggunakan skema baru tersebut.

Semua kontrak baru nanti pakai gross split. Kalau PSC [skema bagi hasil produksi migas] bam pasti gross split, ujarnya. Wiratmaja mengakui, awalnya pemerintah menginginkan pengembangan minyak dari East Natuna dilakukan lebih dahulu sebelum gas. 

Namun, masih terdapat poin dalam kontrak terkait syarat dan ketentuan (term and condition/ T&C) yang belum disepakati antara pemerintah dengan konsorsium yang dipimpin Pertamina tersebut. T&C akhir tahun ini selesai, akhir 2017. Tadinya kita ingin yang minyak dulu. Ternyata masih banyak hal yang harus dibahas, jadi belum bisa dimulai saat ini.

Blok East Natuna memiliki kandungan karbon dioksida 72% sehingga membutuhkan teknologi pemisahan dan injeksi karbon dioksida agar dapat memproduksi secara efisien. Sementara itu, untuk minyak terdapat potensi produksi sebesar 15.000 barel per hari [bph). Lapangan migas dengan kondisi sulit seperti East Natuna yang lepas pantai dan kandungan karbon dioksida cukup tinggi, pemerintah akan memberikan bagi hasil 68% bagi kontraktor, sedangkan pemerintah 32%. Angka itu dianggap lebih baik daripada harus menanggung biaya cost recovery dari kegiatan usaha hulu yang tak bisa dikontrol. 

Menteri ESDM Ignasius Jonan sebelumnya mengatakan, produksi minyak nasional masih bergantung pada lapangan yang sudah berusia tua sehingga membutuhkan biaya lebih besar. Hal itu yang menyebabkan selama ini, biaya produksi (cost recovery) terus naik, tetapi lifting migas stagnasi bahkan cenderung turun.

Dari data Kementerian ESDM, biaya produksi minyak dan beberapa kontraktor di Tanah Air pada 2015 berkisar US$ 1,75-US$ 37,99 per barel. Jonan menegaskan, dengan gap biaya produksi minyak yang cukup lebar itu, kontraktor seharusnya dapat bersaing agar lebih efisien dalam menghasilkan migas. Jonan mengakui, dari sekitar 85 wilayah kerja yang kini beroperasi dan menjadi andalan produksi nasional, hanya 35 kontrak yang akan berakhir hingga 2025 dan berganti menjadi bagi hasil produksi

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Jan,12, 2017