Ministry Not to Take Decision Cost Recovery

The Ministry of Finance has not yet issued a decision magnitude of cuts cost recovery Cepu oil project in Bojonegoro, East Java, which will apply to oil and gas producing regions in the amount reached Rp 549.5 billion. "Until now the Ministry of Finance has not yet issued the magnitude of cuts that cost recovery will be subject to oil-producing region Cepu Bojonegoro," said Secretary of the Department of Revenue (Revenue) Bojonegoro, Wiji.

However, according to him, the Minister of Finance Sri Mulyani already signed the Regulation of the Minister of Finance No. 162 / PMK.07 / 2016 dated October 28, 2016 containing the overpayment and the rest of the stripe revenue-sharing (DBH) of oil and gas. Within that provision, the amount of overpayment DBH oil and gas region in 2015 amounted to Rp 549.5 billion, after. The government will begin paying the cost recovery Cepu oil project. "Acquisition of oil and gas DBH 2015 is considered overpayment which will be utilized for cost recovery," he said.

Furthermore, he explained the results of coordination with the Ministry of Finance that the amount of cost recovery to be paid the amount of territory that reached Rp 549.5 billion will be cut three times. Previous pemkab proposed cuts cost recovery oil project Bloc paid regions are already included in the 2015 gas DBH was cut five times.

IN INDONESIAN

Kementerian Belum Keluarkan Keputusan Cost Recovery

Kementerian Keuangan belum mengeluarkan keputusan besarnya potongan cost recovery proyek minyak Blok Cepu di Kabupaten Bojonegoro, Jatim yang akan di kenakan kepada daerah penghasil migas yang besarnya mencapai Rp 549,5 miliar. "Sampai sekarang ini Kementerian Keuangan belum mengeluarkan besarnya potongan cost recovery yang akan dikenakan kepada daerah penghasil minyak Blok Cepu Bojonegoro," kata Sekretaris Dinas Pendapatan Daerah (Dispenda) Kabupaten Bojonegoro, Wiji.

Namun, menurut dia, Menteri Keuangan Sri Mulyani sudah menandatangani Peraturan Menteri Keuangan No. 162/pmk.07/2016 tertanggal 28 Oktober 2016 yang berisi kelebihan bayar dan sisa salur dana bagi hasil (DBH) migas. Di dalam ketentuan itu, besarnya kelebihan bayar DBH migas daerahnya pada 2015 sebesar Rp 549,5 miliar, setelah. Pemerintah mulai akan membayar cost recovery proyek minyak Blok Cepu. "Perolehan DBH migas 2015 dianggap kelebihan bayar yang akan dimanfaatkan untuk cost recovery," ujarnya.

Lebih lanjut ia menjelaskan dari hasil koordinasi dengan Kementerian Keuangan bahwa besarnya cost recovery yang harus dibayar daerahnya yang besarnya mencapai Rp 549,5 miliar itu akan dipotong tiga kali. Sebelumnya pemkab mengusulkan potongan cost recovery proyek minyak Blok yang harus dibayar daerahnya yang sudah masuk dalam DBH migas 2015 dipotong lima kali.

Bhirawa, Page-12, Tuesday, Jan, 31, 2017

Oil and Gas Upstream good prospects

There are at least two things that must be addressed so that Indonesia can share in the potential oil and gas investment.

Investment in domestic oil and gas upstream sector is predicted to grow positively in line with rising oil prices and policy updates production sharing contracts (production sharing contract / PSC), which is now based gross revenue share split or dirty. Special Unit of the Upstream Oil and Gas (SKK Migas) peg the growth of oil and gas investment in 2017 reached 5%. The rate of growth was higher than projected global investment in Wood MacKenzie institutions in Asia Pacific by 3% this year.

Optimism SKK Migas departing from the Work Plan and Budget (Work Program and Budget / WP & B) in 2017 has been approved. "Our projections, investments in the above predictions Mackenzie, (rise) of about 5%," said Head of Public Relations SKK Migas Taslim Yunus.

Growth was also going to show momentum recovery in upstream oil and gas investment. From the data SKK Migas, per November 2016, the upstream oil and gas investment 'only' US $ 10.43 billion. In 2015, the upstream oil and gas investment of US $ 15.34 billion. Taslim explained, the trend of rising oil prices, now above $ 50 per barrel, re-stimulate investment in the extractive sector. Although, regulatory certainty and simplification of the bureaucracy is crucial for investors. Therefore, in the scheme ordain gross PSC split an effort to ensure a more conducive investment climate. "This (gross split) so one of the policies that can increase production. Just how its implementation, "said Director of the Indonesia Petroleum Association Sammy Hamzah

According to the boss of PT Ephindo this scheme gross PSC split to give greater opportunities to the cooperation contract to design activities that promote efficiency, following the production speed boost from the discovery phase to production. Meanwhile, gross PSC split cut operational costs of oil and gas schemes that returned the country (cost recovery). "Now contractors shoulder the burden of risk entirely, then he would struggle to run an efficient business," Sammy said.

Seize Opportunities

Previously, consultancy Wood Mackenzie Asia Pacific assumes world oil prices in 2017 range from US $ 57 per barrel. Simultaneously, the global upstream oil and gas investment is predicted to rise by 3% to US $ 450 billion. A total of 2025 new contracts will be invested with an average capital expenditure of US $ 3.6 billion. The contractor was the scale is smaller, but efficient as they explore in an area with a long-term oil and gas reserves, said MacKenzie Asia Pacific Research Director Andrew Harwood to a number of media leaders from Indonesia, Singapore

Indonesia, Harwood said, it should be able to seize opportunities in the current uncertainty of oil and gas production. In any MacKenzie projection, oil and gas production based on the pre-final investment decision (pre-FID) increased from 15% in 2020 to 45% in 2020. However, MacKenzie saw Indonesia will face at least two problems.

First, the lack of oil and gas exploration in Indonesia these days can lower the perception of the relevant investment prospects. In fact, studies of MacKenzie, oil and gas investments in Indonesia have appeal and prospective fiscal. "However, if there is no improvement, the perception of the outlook for oil and gas investment in Indonesia may decline," said Harwood.

Second, regulatory factors. Regulations can change function and the central policy areas are two examples of regulatory uncertainties, "Harwood said the exposure was initiated by the SKK Migas.

Regarding the new scheme PSC Indonesia, MacKenzie positive vote. However, to be effective, the government must continue to reduce administrative and regulatory barriers for investors. Then, giving greater responsibility to them to explore efficiently. The key risk is whether investors will get the desired benefits under the new revenue sharing system.

IN INDONESIAN

Hulu Migas Berprospek Bagus

Ada paling tidak dua hal yang harus dibenahi agar Indonesia bisa ikut menikmati potensi investasi migas.

Investasi di sektor hulu migas nasional diprediksi tumbuh positif seiring dengan kenaikan harga minyak dan pembaruan kebijakan kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) yang kini berbasis gross split atau bagi hasil kotor.  Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Migas (SKK Migas) mematok pertumbuhan investasi migas 2017 mencapai 5%. Laju itu lebih tinggi daripada pertumbuhan investasi global yang di proyeksi lembaga Wood MacKenzie Asia Pasific sebesar 3% pada tahun ini.

Optimisme SKK Migas berangkat dari Rencana Kerja dan Anggaran (Work Program and Budget/WP&B) 2017 yang sudah disetujui. “Proyeksi kami, investasi di atas prediksi Mackenzie, (naik) sekitar 5%,” kata Kabag Humas SKK Migas Taslim Yunus.

Pertumbuhan itu juga akan menunjukkan momentum pulihnya investasi sektor hulu migas. Dari data SKK Migas, per November 2016, investasi hulu migas ‘hanya’ US$10,43 miliar. Pada 2015, investasi hulu migas US$15,34 miliar. Taslim menerangkan, tren kenaikan harga minyak, yang kini di atas US$ 50 per barel, kembali menggairahkan investasi di sektor ekstraktif. Walaupun, kepastian regulasi dan simplifikasi birokrasi juga krusial bagi investor. Karena itu, di tetapkanlah skema PSC gross split sebagai upaya agar iklim investasi lebih kondusif. “Ini (gross split) jadi salah satu kebijakan yang bisa meningkatkan produksi. Hanya bagaimana implementasinya,” ujar Direktur Indonesia Petroleum Association Sammy Hamzah

Menurut bos PT Ephindo ini, skema PSC gross split memberi peluang lebih besar kepada kontraktor kontrak kerja sama untuk merancang kegiatan yang mengedepankan efisiensi, berikut memacu kecepatan produksi dari tahap penemuan ke produksi. Sementara itu, PSC gross split memotong skema biaya operasional migas yang dikembalikan negara (cost recovery). “Kini kontraktor memikul beban risiko seluruhnya, maka ia akan berjuang menjalankan bisnis yang efisien,” Sammy menambahkan.

Tangkap Peluang

Sebelumnya, lembaga konsultan Wood Mackenzie Asia Pasific mengasumsikan harga minyak dunia 2017 berkisar US$ 57 per barel. Bersamaan dengan itu, investasi global sektor hulu migas diprediksi naik 3% menjadi US$ 450 miliar. Sebanyak 2025 kontrak baru akan berinvestasi dengan belanja modal rata-rata US$ 3,6 miliar. Kontraktor itu skalanya memang lebih kecil, tapi efisien karena mereka mengeksplorasi di areal dengan cadangan migas jangka panjang, kata Direktur Riset MacKenzie Asia Pasifik Andrew Harwood kepada sejumlah pimpinan media dari Indonesia, di Singapura

Indonesia, kata Harwood, mestinya bisa menangkap peluang itu di saat ketidakpastian produksi migas. Dalam proyeksi MacKenzie pun, produksi migas berdasar pre-final investment decision (pre-FID) meningkat dari 15% pada 2020 menjadi 45% pada 2020. Namun, MacKenzie melihat Indonesia akan menghadapi paling tidak dua persoalan. 

Pertama, minimnya eksplorasi migas di Indonesia belakangan ini bisa menurunkan persepsi tentang prospek investasi terkait. Padahal, dari studi MacKenzie, investasi migas di Indonesia memiliki daya tarik fiskal dan prospektif. “Namun, bila tidak ada perbaikan, persepsi terhadap prospek investasi migas di Indonesia bisa menurun,” ucap Harwood.

Kedua, faktor regulasi. Regulasi yang bisa berubah-ubah dan ketidaksinkronan kebijakan pusat-daerah merupakan dua contoh ketidakpastian regulasi,” ujar Harwood dalam pemaparan yang digagas SKK Migas tersebut.

Perihal skema baru PSC Indonesia, MacKenzie menilainya positif. Namun, agar efektif, pemerintah perlu terus mengurangi hambatan administrasi dan regulasi bagi investor. Kemudian, memberi tanggung jawab lebih besar kepada mereka untuk melakukan eksplorasi secara efisien. Risiko kuncinya ialah apakah investor akan mendapat keuntungan yang diinginkan di bawah sistem bagi hasil baru tersebut.

Media Indonesia, Page-17, Monday,Jan, 30, 2017

The Prosecutor's Check Deputy President Director

ALLEGED CORRUPTION OF PROCUREMENT OF SHIPS

The procurement of ships PT Pertamina transcontinental 2012 ~ 2014.

Attorney General's Office will examine Vice President Director of PT Pertamina Achmad Bambang today, January 30, 2017. Examination of the number two in the state-owned oil company relating to the provision of an anchor handling tug supply vessels (AHTS) or vessels to support offshore activities in 2012 ~ 2014 ,

Procurement vessel performed at the time of Ahmad Bambang served as Director of PT Pertamina transcontinental (PTK), a subsidiary of Pertamina. He was questioned by the Attorney General's letter calling number B-162 / F.2 / fd.1 / 01/2017 dated January 24, 2017. In the letter, a copy received by Tempo, stated, Ahmad Bambang asked to be present on this day at 9:00 pm Floor Building III Anticorruption Attorney General's Office, Jakarta.

Based on the record Tempo, Bambang had been summoned Ahmad Attorney for tests in cases of alleged corruption in the procurement of the ship. This was done on December 7, 2016 through letter number R / 786 / F.2 / fd.1 / 11/2016 dated 28 November 2016 and the examination on January 23, 2017 by virtue of a call number B-28 / F.2 / fd.1 / 01/2017 dated January 5, 2017.

Earlier, the Director of Investigations for Special Crimes Attorney General, Fadil Zumhana, issued a warrant for the investigation of alleged corruption in the procurement AHTS transko Celebes and AHTS transko Andalas worth US $ 28.4 million in Pertamina transcontinental.

In the letter, which was signed on 17 November 2016, ordered the prosecutor Pator Rahman, Reinhard Tololiu, Didi Jimmy Setiawan; Chandra Kusuma Barlianti, Endi Sulististyo, and I Wayan Windana to investigate the procurement of ships in PTK 2012-2014.

Head of Sub-Directorate of Corruption Prosecutor, Agung Yulianto, reject confirmation of the proceedings, Ahmad Bambang today. Agung Yulianto said that, in accordance with the instructions of the President, inquiries and investigations should not be there in the media. "Unless been no prosecutions," he said. However, to one of the online news site, Deputy Attorney General for Special Crimes Arminsyah justify the calling Ahmad Bambang. According to him, Deputy CEO will be questioned today.

Pertamina spokesman, Wianda Pusponegoro, said he did not know about it. "I do not get." A Tempo source in the government procurement case the vessel is suspected adverse Trans-continental Pertamina Rp 10 billion. "The mode is by freeing fine per day of US $ 5,000 for the late delivery of the ship," he said.

According to sources, Celebes late transko AHTS delivered about 120 days and AHTS transko Andalas about 90 days. "This case involves not only the Director of PTK before."

IN INDONESIAN

Kejaksaan Periksa Wakil Dirut Pertamina

DUGAAN KORUPSI PENGADAAN KAPAL

Kasus pengadaan kapal PT Pertamina Transkontinental 2012~2014.

Kejaksaan Agung akan memeriksa Wakil Direktur Utama PT Pertamina Achmad Bambang hari ini, 30 Januari 2017. Pemeriksaan orang nomor dua di perusahaan minyak milik negara itu berkaitan dengan pengadaan kapal anchor handling tug supply (AHTS) atau kapal untuk mendukung kegiatan lepas pantai pada 2012~2014.

Pengadaan kapal dilakukan pada saat Ahmad Bambang menjabat sebagai Direktur Utama PT Pertamina Transkontinental (PTK), anak usaha Pertamina. Dia dimintai keterangan berdasarkan surat panggilan Kejaksaan Agung nomor B-162/f.2/fd.1/01/2017 tanggal 24 Januari 2017. Dalam surat yang salinan-nya di terima Tempo, disebutkan, Ahmad Bambang diminta hadir pada hari ini pukul 09.00 WIB Lantai III Gedung Tindak Pidana Korupsi Kejaksaan Agung, Jakarta.

Berdasarkan catatan Tempo, Ahmad Bambang sudah dipanggil Kejaksaan untuk menjalani pemeriksaan dalam kasus dugaan korupsi pengadaan kapal. Ini dilakukan pada 7 Desember 2016 melalui surat nomor R/786/f.2/ fd.1/11/2016 tertanggal 28 November 2016 dan pemeriksaan pada 23 Januari 2017 berdasarkan surat panggilan nomor B-28/f.2/fd.1/01/2017 tanggal 5 Januari 2017.

Sebelumnya, Direktur Penyelidikan Tindak Pidana Khusus Kejaksaan Agung, Fadil Zumhana, mengeluarkan surat perintah penyelidikan dugaan korupsi pengadaan kapal AHTS Transko Celebes dan AHTS Transko Andalas senilai US$ 28,4 juta di Pertamina Trans-kontinental.

Dalam Surat yang di teken pada 17 November 2016, Fadil memerintahkan jaksa Pator Rahman, Reinhard Tololiu, Jimmy Didi Setiawan; Chandra Kusuma Barlianti, Endi Sulististyo, dan I Wayan Windana untuk menyelidiki pengadaan kapal di PTK 2012-2014.

Kepala Sub-Direktorat Tindak Pidana Korupsi Kejaksaan, Agung Yulianto, menolak dimintai konfirmasi mengenai pemeriksaan Ahmad Bambang pada hari ini. Agung Yulianto mengatakan, sesuai dengan instruksi Presiden, penyelidikan dan penyidikan tidak boleh ada di media. “Kecuali kalau sudah ada penuntutan," kata dia. Namun, kepada salah satu situs berita online, Jaksa Agung Muda Tindak Pidana Khusus Arminsyah membenarkan adanya pemanggilan Ahmad Bambang. Menurut dia, Wakil Direktur Utama Pertamina itu akan dimintai keterangan pada hari ini.

Juru bicara Pertamina, Wianda Pusponegoro, mengaku tidak mengetahui hal tersebut. “Saya belum dapat informasi.” Sumber Tempo di pemerintahan mengungkapkan kasus pengadaan kapal tersebut diduga merugikan Pertamina Trans-kontinental sekitar Rp 10 miliar. “Modus yang dilakukan adalah dengan membebaskan denda per hari sebesar US$ 5.000 atas keterlambatan penyerahan kapal,” ujar dia.

Menurut sumber itu, AHTS Transko Celebes terlambat diserahkan sekitar 120 hari dan AHTS Transko Andalas sekitar 90 hari. “Kasus ini tidak hanya melibatkan Dirut PTK sebelumnya.”

Koran Tempo, Page-5, Monday, Jan, 30, 2017

Five Company Passes Auction Qualification Mini Refinery

The government announced there are five companies that qualify for the small-scale auction of oil in selected areas with a supply of 3,700 barrels per day (bpd). In the announcement of the Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), there are seven business entities that participate in the auction mini. Five companies passed, namely PT Alam Bersama Sentosa, PT Tri Wahana Universal, Joint Operation (KSO) PT Remaja Bangun Kencana Contractors-Changling Petrochemical Engineering Design Co. Ltd, PT Alliance Lintas Teknologi, and Joint Operation (KSO) PT Harmoni Drilling Services-Oceanus Co. Ltd.

While the two companies declared not qualify, namely PT Cipta Lestari and PT Bintuni Mit Ivel Gescience. Earlier, the auction announcement mentioned, entity winners will be obliged to carry out the financing, supply and site preparation, engineering design, licensing, construction, and operation of the refinery with crude supply plans 3,700 bpd. The oil supply is expected to come from Oseil Fields and Bula.

In addition to the Moluccas, mini refinery will also be built in seven other clusters. For Cluster I, mini refinery will be built near Block Rantau and Pangkalan Susu in Sumatra. Furthermore, Cluster II in Block Emo Malacca Strait and the Strait of Malacca Petroselat in length and Klaters Block III in Tonga, Shit, Pendalian, Langgak, and West Area in Riau. Then, the location of a mini refinery in Cluster IV; in Palmerah Block, Mengoepeh Lemang, and Karang Agung in Jambi.

While Cluster V in Block Merangin III and Ariodamar in South Sumatra, Tanjung Block Cluster VI in Kalimantan Selarang, as well as the Cluster VII in Block Bunyu, Sembakung, Mamburungun, and Pamusian Juwata in North Borneo. "Maluku first (auction), we will see the result. If they are good, for the other cluster, will be offered in 2017, "said Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Construction of mini refinery refers to the Minister of Energy and Mineral Number 22 Year 2016 on the Implementation of Small Scale Oil Refinery Development in the Interior. Under the regulation, small-scale oil development can be done in clusters or outside the cluster established by the Director General of Oil and Gas. Development of small-scale oil refinery in the cluster, can be done by government or business entity.

In order to improve the economic viability, the implementation of small-scale construction of oil refineries could be obtained fiscal and non-fiscal incentives in accordance with the provisions of the legislation and or integrating the production of petrochemical products. While the price of oil mini refinery will be set formula by the Minister. Determination of formula made by considering the specifications of oil or condensate, the calculation of the efficiency of business activities upstream or downstream, or the economics of the refinery by the handover point

IN INDONESIAN

Lima Perusahaan Lolos Kualifikasi Lelang Kilang Mini

Pemerintah mengumumkan terdapat lima perusahaan yang lolos kualifikasi lelang minyak bumi skala kecil di wilayah Maluku dengan pasokan sebesar 3.700 barel per hari (bph). Dalam pengumuman Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), terdapat tujuh badan usaha yang mengikuti lelang mini. Lima perusahaan dinyatakan lolos, yakni PT Alam Bersama Sentosa, PT Tri Wahana Universal, Kerja Sama Operasi (KSO) PT Remaja Bangun Kencana Kontraktor-Changling Petrochemical Engineering Design Co Ltd, PT Aliansi Lintas Teknologi, dan Kerja Sama Operasi (KSO) PT Harmoni Drilling Services-Oceanus Co Ltd. 

Sementara dua perusahaan dinyatakan tidak lolos, yaitu PT Bintuni Cipta Lestari dan PT Mit Ivel Gescience. Sebelumnya, dalam pengumuman lelang disebutkan, badan usaha pemenang akan berkewajiban untuk melaksanakan pembiayaan, penyediaan dan penyiapan lahan, rekayasa desain, perizinan, pembangunan, dan pengoperasian kilang dengan rencana pasokan minyak mentah 3.700 bph. Pasokan minyak ini rencananya berasal dari Lapangan Oseil dan Bula.

Selain di Maluku, kilang mini juga akan dibangun di tujuh klaster lain. Untuk Klaster I, kilang mini akan dibangun di dekat Blok Rantau dan Pangkalan Susu di Sumatera. Selanjutnya, Klaster II di Blok Emo Malacca Strait dan Petroselat di Selat Malaka Panjang dan Klaters III di Blok Tonga, Sial, Pendalian, Langgak, dan West Area di Riau. Kemudian, lokasi kilang mini di Klaster IV yakni di Blok Palmerah, Mengoepeh Lemang, dan Karang Agung di Jambi.

Sementara Klaster V di Blok Merangin III dan Ariodamar di Sumatera Selatan, Klaster VI di Blok Tanjung di Kalimantan Selarang, serta Klaster VII di Blok Bunyu, Sembakung, Mamburungun, dan Pamusian Juwata di Kalimantan Utara. “Maluku dulu (dilelang), kami akan lihat hasilnya. Kalau bagus, untuk klaster lainnya, baru akan ditawarkan pada 2017 ,” kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Pembangunan kilang mini mengacu pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 22 Tahun 2016 tentang Pelaksanaan Pembangunan Kilang Minyak Skala Kecil di Dalam Negeri. Sesuai dengan aturan tersebut, pembangunan minyak skala kecil dapat dilakukan di dalam klaster atau di luar klaster yang ditetapkan oleh Dirjen Migas. Pembangunan kilang minyak skala kecil di dalam klaster, dapat dilakukan oleh Pemerintah atau badan usaha.

Dalam rangka meningkatkan kelayakan keekonomian, pelaksanaan pembangunan kilang minyak skala kecil bisa memperoleh fasilitas insentif fiskal maupun non fiskal sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan dan atau mengintegrasikan produksi produk petrokimia. Sementara untuk harga minyak bumi kilang mini ini akan ditetapkan formulanya oleh Menteri ESDM. Penetapan formula dilakukan dengan mempertimbangkan spesifikasi minyak bumi dan atau kondensat, perhitungan efisiensi kegiatan usaha hulu dan atau hilir, dan atau keekonomian kilang berdasarkan titik serah

Investor Daily, Page-9, Monday, Jan, 30, 2017

8 Block Oil and Gas Production to Decline

GROSS SPLIT PROFIT SHARING SCHEME 

The Government has appointed PT Pertamina to manage the eight oil and gas blocks whose contract expires in 2018.

Scheme for production at the block of eight automatic use gross scheme split, with models of all the production costs are the responsibility of the operator. Meanwhile, the profit-sharing scheme previously used cost recovery, production costs be borne by the government. Eight oil and gas blocks that old age is more than 30 years so that production costs would be higher than the new block. It was feared causing oil and gas production in 2019 may decline due to gross split implement schemes.

Pertamina will become a new player in six oil and gas blocks that will be out of contract in 2018 that, while the company has been existed as an operator in two other blocks. Eight oil and gas blocks that are assigned to Pertamina namely Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Block Ogan Ogan [JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga (Virginia Indonesia Oil Company LLC / VICO), Block Southeast Sumatra (CNOOC SES Ltd. ), North Sumatra Block Offshore, (Pertamina), Central Block (Total E & P Indonesie), Block East Kalimantan (Indonesia Chevron Company), and Block Attaka (Chevron).

Block Attaka participation shares, 50% owned by Chevron Indonesia Company and 50% Indonesia Petroleum (Inpex). In Block SES, CNOOC SES Ltd controls the shares 65, S4%, Inpex Sumatra, 13.07%, 8.91% Cnoc Sumatra Ltd, Talisman UK Ltd. Southeast Sumatra 7.48%, and Risco Energy Pte. Ltd. 5%. All shares of participation Block East Kalimantan controlled by Chevron Indonesia Company. Composition stock Sanga-Sanga, 26.25% owned by BP East Kalimantan, Lasmo Sanga-Sanga 26.25%, Virginia International Co. 15.62%, Upicol Houston Inc. 20%, and Universe Gas & Oil Company Inc. 4.37%.

Analyst Upstream Oil and Gas and Wood Mackenzie, company analysts and researchers in the field of energy, Johan Utama said, contract production sharing contract / PSC split with gross schemes encourage cost efficiency in order to project more profitable. On the other hand, the general management of the old field require a greater cost to maintain production of oil and gas.

According to him, the number of wells that is not activated may increase if the development costs do not correspond to the scale of all economies. The decline in production, he says, be a risk that should automatically be taken into account. Risk increased because in addition to the transition of PSC PSC gross cost recovery be split are also switching carriers.

In the report of Wood Mackenzie, the oil production in the Asia Pacific region is expected to fall by 1 million barrels per day (bpd) in 2020. The largest contribution came from China which is 47% or 470,000 bpd, Indonesia 27%, or 270,000 bpd, Thailand and India 8% or 80,000 bpd, Malaysia 4% or 40,000 bpd, and other countries 7% or 70,000 bpd. "The possibility that some courts are too expensive to perform maintenance. When that happens, some of the field will be switched off early and we will see a decline in production faster, "he said. PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said eight oil and gas blocks that will be out of contract and will be managed by Pertamina in accordance with the company's portfolio.

A Not Calculated

However, the company does not calculate the economic field when using gross production sharing contract scheme split. With eight of these assets, the company's contribution to domestic oil production could increase to around 30% -40% by 2019 from the current 24%, or 220,000 bpd of national lifting. According to him, the addition of eight new assets was a challenge because of the eight work areas have more and 30 years old. On the other hand, the government wants the oil and gas production from these blocks is maintained in spite of operators and cooperation contracts are used to change.

"The strategy is clear, must remain a work program that is sustainable and of course the details will we evaluate every year," said Alam. He said, the company will begin the transition process this year because in 2018 his contract officially ends. Thus, Pertamina could be involved in the activities management of the block before the contract expires to maintain oil and gas production. She hoped that the transition can be seamless. "this year should already be started because his contract runs out next year."

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja Puja IGN previously said, to maintain the stability of the oil and gas production in a field is not easy. However, he called the practice applied in the Mahakam block will be repeated at the switch block and contract management rights. The government has issued Regulation No. Minister of Energy and Mineral Resources 30/2016 on the Amendment to Regulation No.18 / 2015 on the Management of Oil and Gas Work will Ended Period contract.

Stated that to maintain the upstream oil and gas activities in the transitional period. Signed, stated Acting Minister Luhut Binsar Pandjaitan, Pertamina or the new contractor must make arrangements with the contractor exist related to the financing and activities.

Article 27B EMR Regulation No. 30/2016, all expenses incurred by Pertamina or a new contractor for the preparation of over operations can be restored by a new cooperation contract. Meanwhile, in the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on Contracts Gross Split, the transition from the PSC cost recovery will accommodate the cost of undelivered by converting into a production sharing contractor on gross PSC split.

IN INDONESIAN

SKEMA BAGI HASIL GROSS SPLIT

Produksi 8 Blok Migas Berpotensi Turun

Pemerintah telah menunjuk PT Pertamina untuk mengelola delapan blok minyak dan gas bumi yang kontraknya akan berakhir pada 2018.

Skema bagi hasil produksi pada delapan blok tersebut otomatis menggunakan skema gross split, dengan model seluruh biaya produksi menjadi tanggung jawab operator. Sementara itu, skema bagi hasil sebelumnya menggunakan cost recovery, biaya produksi menjadi tanggungan pemerintah. Delapan blok migas itu berusia tua yaitu lebih dari 30 tahun sehingga biaya produksi bakal lebih tinggi dibandingkan dengan blok baru. Hal itu dikhawatirkan menyebabkan produksi migas pada 2019 berpotensi turun karena menerapkan skema gross split.

Pertamina akan menjadi pemain baru di enam blok migas yang akan habis kontrak pada 2018 itu, sedangkan perseroan selama ini telah eksis sebagai operator di dua blok lainnya. Delapan blok migas yang ditugaskan kepada Pertamina yakni Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering [JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (Virginia Indonesia Oil Company LLC/VICO), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Limited), Blok North Sumatera Offshore, (Pertamina), Blok Tengah (Total E&P Indonesie), Blok East Kalimantan (Chevron Indonesia Company), dan Blok Attaka (Chevron). 

Saham partisipasi Blok Attaka, 50% dikuasai Chevron Indonesia Company dan 50% Indonesia Petroleum (Inpex). Di Blok SES, CNOOC SES Ltd menguasai saham 65,S4%, Inpex Sumatera 13,07%, CNOC Sumatera Ltd 8,91%, Talisman UK Southeast Sumatera Ltd. 7,48%, dan Risco Energy Pte. Ltd. 5%. Seluruh saham partisipasi Blok East Kalimantan dikuasai Chevron Indonesia Company. Komposisi saham Blok Sanga-Sanga, 26.25% dikuasai BP East Kalimantan, LASMO Sanga-Sanga 26,25%, Virginia International Co. 15,62%, Upicol Houston Inc 20%, dan Universe Gas&Oil Company Inc. 4,37%.

Analis Hulu Migas dan Wood Mackenzie, perusahaan analis dan peneliti bidang energi, Johan Utama mengatakan, kontrak production sharing contract/PSC dengan skema gross split mendorong efisiensi biaya agar proyek memberi keuntungan lebih besar. Di sisi lain, secara umum pengelolaan lapangan tua membutuhkan biaya yang lebih besar untuk mempertahankan produksi minyak dan gas bumi.

Menurutnya, jumlah sumur-sumur yang tak diaktifkan bisa saja bertambah bila biaya pengembangannya tak sesuai dengan skala ke-ekonomian. Penurunan produksi, katanya, menjadi risiko yang otomatis harus diperhitungkan. Risiko bertambah karena selain adanya peralihan dari PSC cost recovery menjadi PSC gross split terdapat juga peralihan operator. 

Dalam laporan Wood Mackenzie, produksi minyak di Asia Pasifik diperkirakan akan merosot 1 juta barel per hari (bph) pada 2020. Kontribusi terbesar berasal dari China yakni 47% atau 470.000 bph, Indonesia 27% atau 270.000 bph, Thailand dan India 8% atau 80.000 bph, Malaysia 4% atau 40.000 bph, dan negara lainnya 7% atau 70.000 bph. “Terdapat kemungkinan beberapa lapangan terlalu mahal untuk melakukan perawatan. Bila itu terjadi, beberapa lapangan akan di nonaktifkan lebih awal dan kita akan melihat penurunan produksi yang lebih cepat,” ujarnya. Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, delapan blok migas yang akan habis kontrak dan akan dikelola oleh Pertamina telah sesuai dengan portofolio perseroan. 

Belum Dihitung

Namun, perseroan belum menghitung keekonomian lapangan bila menggunakan skema kontrak bagi hasil gross split. Dengan delapan aset tersebut, kontribusi perseroan terhadap produksi minyak domestik bisa bertambah menjadi sekitar 30%-40% pada 2019 dari posisi saat ini 24% atau 220.000 bph dari lifting nasional. Menurutnya, penambahan delapan aset baru itu menjadi tantangan karena delapan wilayah kerja telah berumur lebih dan 30 tahun. Di sisi lain, pemerintah menginginkan agar produksi migas dari blok-blok tersebut tetap terjaga kendati operator dan kontrak kerja sama yang digunakan berubah. 

“Strateginya jelas, harus tetap ada program kerja yang berkesinambungan dan tentu detail-nya akan kita evaluasi setiap tahun," ujar Alam. Dia menyebut, perseroan akan memulai proses transisi pada tahun ini karena pada 2018 kontraknya resmi berakhir. Dengan demikian, Pertamina bisa terlibat dalam kegiatan pengelolaan blok sebelum kontrak berakhir untuk menjaga produksi migas. Dia berharap agar masa transisi bisa berjalan secara mulus. “Tahun ini

sudah harus mulai karena kontraknya habis tahun depan.”

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja sebelumnya mengatakan, untuk mempertahankan stabilitas produksi migas di suatu lapangan bukanlah hal yang mudah. Namun, dia menyebut praktik yang diterapkan pada Blok Mahakam akan diulang pada blok yang beralih hak pengelolaannya dan kontraknya. Pemerintah telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 30/2016 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri No.18/2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi yang akan Berakhir Masa Kontraknya.

Beleid itu untuk menjaga kegiatan hulu migas di masa transisi. Dalam beleid yang ditandatangani Pelaksana Tugas Menteri ESDM Luhut Binsar Pandjaitan itu, Pertamina atau kontraktor baru harus membuat perjanjian dengan kontraktor eksis terkait dengan pembiayaan dan kegiatan.

Dalam Pasal 27B Peraturan Menteri ESDM No. 30/2016, seluruh biaya yang dikeluarkan Pertamina atau kontraktor baru untuk persiapan alih operasi dapat dikembalikan berdasarkan kontrak kerja sama baru. Sementara itu, dalam Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split, peralihan dari PSC cost recovery akan mengakomodasi biaya yang belum dikembalikan dengan cara mengkonversi menjadi bagi hasil kontraktor pada PSC gross split. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Jan, 30, 2017

The division of powers Directors Pertamina Proportional Not Assessed

The division of duties and authorities of the director and deputy managing director of the amendments PT Pertamina rated disproportionate. Member of the House Energy Committee, Harry Poemomo, said the strategic authority in the new structure more held by the vice president. "It does not matter if the vice president. But the division of duties is too lame, "he said,

According to Harry, one of the authorities which should have held the chief executive is the decision of imported crude oil or biofuel He hears, control it instead in the hands of the vice president.

Currently, Pertamina President Director Dwi Soetjipto held. Meanwhile, Marketing Director Ahmad Bambang is now the Deputy Director. Some sources revealed, Duo did not consulted in the preparation of a new structure in the mechanism of oil imports, according to the company officials, the chief executive only be a sort of rubber stamp. The decision was taken the vice president, the director in charge of processing and marketing director.

The power scheme, Harry considered, can be bad for the company's performance. However, the DPR Energy Commission can not summon the directors or commissioners Pertamina because it is the authority of the State Enterprises Commission of the House of Representatives.

Vice-Chairman of the Commission on Enterprise, Inas Nasrullah Zubir, states have asked for clarification from Pertamina's management and the Ministry of SOEs as shareholder. But, in a meeting on Monday, the two parties do not explicitly describe the problem. Therefore, the Commission will review the SOEs Lawmakers Statutes Pertamina. "The result would be a recommendation to be submitted to the government." The change in the articles of association to increase the number of directors from seven to nine people.

In addition to the vice president, emerging mega directorships processing and petrochemical projects in the new structure. Revision signed by participants of general meeting of shareholders on October 20, 2016.

Deputy Energy, Logistics and Tourism Region Ministry of SOEs, Edwin Hidayat Abdullah, rejected the assumption about the duality of the leadership. Edwin explained, vice president serves as chief operating officer who coordinates the processing and marketing sectors. Principal deputy director remains accountable to the chief executive.

The concept of the vice president filed by the Commissioner of Pertamina Mr. Abeng in May 2015. According to Edwin, Tanri holding financial consultant Accenture to compare the structure of Pertamina with other energy companies in the world. "So, do not hurry." Tanri assured that the structure of the current directors of Pertamina ideal, given the company's business scope is complex.

Deputy Managing Director Ahmad Bambang optimistic that Pertamina structure between directorates now make performance more transparent. "No more lies. Nothing is hidden, he said. Until now, the organization led by director of the directorate megaproject previous processing, Rachmad Hardadi, still empty.

Director of the Energy Research Institute, University of Indonesia, Iwa Garniwa, criticize it. According to him, structuring its organization for the refinery project should not be protracted, "If the old way, means there is interest.

IN INDONESIAN

Pembagian Wewenang Direksi Pertamina Dinilai Tak Proporsional

Pembagian tugas serta wewenang direktur utama dan wakil direktur utama dalam perubahan Anggaran Dasar PT Pertamina dinilai tidak proporsional. Anggota Komisi Energi DPR, Harry Poemomo, mengatakan kewenangan strategis dalam struktur baru lebih banyak dipegang wakil direktur utama. “Tidak masalah jika ada wakil direktur utama. Tapi pembagian tugasnya terlalu timpang,” ujar dia,

Menurut Harry, salah satu wewenang yang mestinya dipegang direktur utama adalah keputusan impor minyak mentah ataupun bahan bakan Dia mendengar, kendali itu malah berada di tangan wakil direktur utama.

Saat ini, Direktur Utama Pertamina dijabat Dwi Soetjipto. Sedangkan Direktur Pemasaran Ahmad Bambang kini menjadi Wakil Direktur Utama. Sejumlah sumber mengungkapkan, Dwi sama sekali tidak dimintai pendapat dalam penyusunan struktur baru   Dalam mekanisme impor minyak, menurut beberapa pejabat perusahaan itu, direktur utama hanya menjadi semacam tukang stempel. Keputusan di ambil wakil direktur utama, yang membawahkan direktur pengolahan dan direktur pemasaran.

Skema kekuasaan itu, Harry menilai, bisa berdampak buruk bagi kinerja perusahaan. Meski demikian, Komisi Energi DPR tidak bisa memanggil direksi ataupun komisaris Pertamina karena hal itu adalah kewenangan Komisi Badan Usaha   Negara DPR.

Wakil Ketua Komisi BUMN, Inas Nasrullah Zubir, menyatakan sudah meminta klarifikasi dari manajemen Pertamina maupun Kementerian BUMN sebagai pemegang saham. Tapi, dalam rapat Senin lalu, kedua pihak tidak gamblang menjelaskan masalah tersebut. Karena itu, Komisi BUMN DPR bakal meninjau Anggaran Dasar Pertamina. “Hasilnya akan menjadi rekomendasi untuk diserahkan kepada pemerintah.” Perubahan anggaran dasar perusahaan menambah jumlah anggota direksi dari tujuh menjadi sembilan orang. Selain wakil direktur utama, muncul jabatan direktur mega proyek pengolahan dan petrokimia dalam struktur baru. Revisi diteken peserta rapat umum pemegang saham pada 20 Oktober 2016.

Deputi Bidang Energi, Logistik, dan Kawasan Pariwisata Kementerian BUMN, Edwin Hidayat Abdullah, menampik anggapan soal dualisme kepemimpinan tersebut. Edwin menerangkan, wakil direktur berfungsi sebagai chief operating officer yang mengkoordinasikan sektor pengolahan dan pemasaran. Wakil direktur utama tetap bertanggung jawab kepada direktur utama.

Konsep wakil direktur utama diajukan oleh Komisaris Utama Pertamina Tanri Abeng pada Mei 2015. Menurut Edwin, Tanri menggandeng konsultan keuangan Accenture untuk membandingkan struktur Pertamina dengan perusahaan energi lain di dunia. “Jadi, tidak terburu-buru." Tanri meyakinkan bahwa struktur direksi Pertamina saat ini ideal, mengingat lingkup bisnis perusahaan yang kompleks.

Wakil Direktur Utama Ahmad Bambang optimistis struktur Pertamina sekarang membuat kinerja antar direktorat lebih transparan.“Tidak ada lagi dusta. Tidak ada yang disembunyikan, ujarnya. Sampai sekarang, organisasi direktorat megaproyek yang dipimpin direktur pengolahan sebelumnya, Rachmad Hardadi, masih kosong. 

Direktur Lembaga Pengkajian Energi Universitas Indonesia, Iwa Garniwa, mengkritik hal itu. Menurut dia, penataan organisasi untuk menangani proyek kilang tidak boleh berlarut-larut,“Kalau lama begini, berarti ada kepentingan.

Koran Tempo, Page-5, Friday, Jan, 27, 2017

Pertamina ahold of 64.46% Stocks Maurel & Prom

PT Pertamina International Exploration and Production (PIEP), a subsidiary of PT Pertamina successfully held a share purchase offer (tender offfer) first stage Maurel & Prom. Shares in oil and gas company Pertamina based in France rose to 64/16% from the previous 24.53%.

019% The results of the tender announced by Marchesi Autorité des marchés financiers (AMF) Francis on January 25, 2017 local time. Starting from February 1, 2017, will control PIEP total of 125 924 574 shares and voting rights, corresponding to 64.46% of the shares and 63.35% of the voting rights in Maurel & Prom. Not only that, it also controls PIEP bonds that can be exchanged for cash and shares (Ornane). Details, Ornane 2019 total of 6,845,626, equivalent to 46.70% of the outstanding Ornane 2019, as well as Ornane 2021 total of 3.84862 million which is equivalent to 36.88% and outstanding Ornane 2021.

Ornane payment to the owner will be conducted upon completion of the transaction as well surrender to the company. This Ornane value which is equal to € 17.28 per Ornane 2019 or equivalent plus Burla nominal value of € 0.02 and € 11.05 per Ornane 2021, amounting to a nominal value of € 0.03 plus interest.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said, after the controlling shareholder with a minimum 51% shareholding, it may consolidate production to the production of Maurel & Prom PIER Thus, Pertamina's upstream performance will increase signifikan. Additional oil production can also mean  much more oil is brought to Indonesia.

"Currently, ISC (integrated supplier of the Chain) review and prepare for the possibility to be able to make oil production is not simply to increase the number of production Pertamina, but also strengthen the supply to Indonesia," he said.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Denie Tampubolon, the company could not determine the amount of additional oil. Because the tender offer Maurel & Prom's share will be continued to a second phase planned for the next month. "After closing or complete, we will make sure the recording of production at Pertamina as the majority shareholder," he explained.

In accordance with article 232-4 of the AMF General Regulations, the tender offer will be automatically re-open for a period of 10 working days of the exchange. Schedule the tender offer be published by the AMF. "With the successful implementation of the first stage of this tender offer, we hope and are optimistic that the next stage of the tender offer will run well and provide optimum results for PIEP and Pertamina," said Vice President Corporate Communications Pertamina Wianda Pusponegoro.

Very Potential

     Pertamina Upstream Director Syamsu Alam added, the prospect of oil and gas assets of Maurel & Prom potential to be developed Pertamina through PIER At the end of 2015, Maurel & Prom gas reserves reach 205 million barrels of oil equivalent. With assets spread across Europe, America, Africa and Asia, the acquisition of the French company could be a means of proving the capabilities of companies in the upstream business on a global scale. "Pertamina increasingly optimistic to be able to develop its upstream business faster," said Syamsu Alam.

Maurel & Prom has oil and gas assets spread across Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, its main assets which have been in production that in Gabon, Nigeria, and Tanzania. African crude oil is considered compatible with the specifications of domestic refineries.

Pertamina is targeting oil and gas production increased to 1.9 million boepd in 2025 and 2.04 million boepd in 2030. Therefore, Pertamina should boost oil and gas production to be increased by 8% per year. One additional oil and gas production was achieved through the acquisition of oil and gas blocks. Special of the acquisition of oil and gas blocks, starting in 2018, an additional target production is expected to reach at least 227 thousand boepd. Furthermore, the target was increased to 276 thousand boepd in 2019, 366 thousand bopd in 2020, 428 thousand boepd at 2021.446 thousand boepd in 2022, and touched 473 thousand boepd in 2025.

IN INDONESIAN

Pertamina Kuasai 64,46% Saham Maurel&Prom

PT Pertamina lntemasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP), anak usaha PT Pertamina sukses menggelar penawaran pembelian saham (tender offfer) tahap pertama MaureI&Prom. Saham Pertamina di perusahaan migas yang berbasis di Prancis ini naik menjadi 64/16% dari sebelumnya 24,53%. 

Hasil tender 019% ini diumumkan oleh Autorité des marchési financiers (AMF) Francis pada 25 Januari 2017 waktu setempat. Terhitung mulai 1 Februari 2017, PIEP akan mengendalikan Sebanyak 125.924.574 lembar saham dan hak suara, yang setara dengan 64,46% saham dan 63,35% hak suara di Maurel& Prom. Tak hanya itu, PIEP juga mengendalikan obligasi yang dapat ditukar dengan uang dan saham (Ornane). Rincinya, Ornane 2019 Sebanyak 6.845.626 atau setara dengan 46,70% dari outstanding Ornane 2019, Serta Ornane 2021 Sebanyak 3.848.620 yang setara dengan 36,88% dan outstanding Ornane 2021.

Pembayaran kepada pemilik Ornane tersebut akan dilakukan pada saat penyelesaian transaksi sekaligus penyerahannya kepada perusahaan. Nilai Ornane ini yakni sebesar € 17,28 per Ornane 2019 atau setara nilai nominal plus burla sebesar €0,02, dan € 11,05 per Ornane 2021 yakni sebesar nilai nominal plus bunga € 0,03.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, setelah menjadi pemegang saham pengendali dengan minimal 51% kepemilikan saham, pihaknya dapat mengkonsolidasikan bagian produksi Maurel&Prom kepada produksi PIER Sehingga, kinerja hulu Pertamina bakal meningkat signitikan. Tambahan produksi minyak ini juga dapat berarti sernakin banyak minyak yang' dibawa ke Indonesia.

“Saat ini ISC (integrated Suppli Chain) mengkaji dan mempersiapkan kemungkinan untuk dapat menjadikan produksi minyak tersebut tidak sekadar menambah angka produksi Pertamina melainkan juga memperkuat pasokan untuk Indonesia,” kata dia.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Denie Tampubolon, perseroan belum dapat memastikan besaran tambahan minyak tersebut. Pasalnya, tender offer saham Maurel & Prom ini masih akan dilanjutkan ke tahap kedua yang direncanakan berlangsung selama satu bulan ke depan. “Setelah closing atau selesai, kami akan pastikan pencatatan produksinya di Pertamina sebagai pemegang saham mayoritas,” jelasnya.

Sesuai dengan artikel 232-4 dari AMF General Regulations, tender offer akan secara otomatis kembali terbuka untuk periode 10 hari kerja bursa. Jadwal tender offer tersebut segera dipublikasikan oleh AMF. “Dengan kesuksesan pelaksanaan tender offer tahap pertama ini, kami berharap dan optimistis tender offer tahap selanjutnya akan berjalan dengan baik dan memberikan hasil optimal bagi PIEP dan Pertamina,” kata Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro.

Sangat Potensial

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan, prospek aset-aset migas Maurel & Prom sangat potensial untuk dikembangkan Pertamina melalui PIER Pada akhir 2015, cadangan migas Maurel & Prom mencapai 205 juta barel setara minyak. Dengan aset yang tersebar di Eropa, Amerika, Afrika dan Asia, akuisisi perusahaan Perancis ini dapat menjadi ajang pembuktian kapabilitas perusahaan di bisnis hulu dalam skala global. “Pertamina semakin optimistis untuk dapat mengembangkan bisnis hulu dengan lebih cepat,” kata Syamsu Alam.

Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania. Minyak mentah asal Afrika ini dinilai cocok dengan spesifikasi kilang dalam negeri.

Pertamina menargetkan produksi migasnya meningkat menjadi 1,9 juta boepd pada 2025 dan 2,04 juta boepd pada 2030. Untuk itu, Pertamina harus menggenjot produksi migasnya agar naik 8% per tahun. Salah satu tambahan produksi migas ini diupayakan melalui akuisisi blok migas. Khusus dari akuisisi blok migas, mulai 2018, target tambahan produksi yang ditargetkan mencapai setidaknya 227 ribu boepd. Selanjutnya, target itu meningkat menjadi 276 ribu boepd pada 2019, 366 ribu bopd pada 2020, 428 ribu boepd pada 2021,446 ribu boepd pada 2022, dan menyentuh 473 ribu boepd pada 2025.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 27, 2017

Regulation of the Minister of Import Gas for Electrical Immediate Publication

The government will soon issue a ministerial regulation which cover imports of liquefied natural gas / LNG to meet the power plant. Gas imports are restricted only if the price is lower than that obtained in the country. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan, said the plan to tap gas imports will still be discussed further, particularly gas imports by the domestic industry. However, it was agreed that if the import of cheap gas needs to be done to meet the needs of national power generation. If for electricity, we allow imports of gas if the price is cheaper. We use the benchmark domestic prices. If the benchmark price was deemed expensive, please imports for its imports could be cheaper, "he said.

Imports of gas to electricity, he said, are not restricted should only be done when there was a deficit of gas supply in the country. When PT PLN or IPPs (independent power producer / IPP) feel the price of gas in the country is not competitive, gas imports can be done. The government is currently preparing a ministerial regulation which regulates the import of gas for this electricity. "Anyway, there are rules. My own signature, "said Jonan.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gusti Nyoman, adding new beleid it will specify the terms of allowing imported gas for electricity. One of them is the condition which is related to the price of gas, where gas prices are cheaper that included transportation to Indonesia. Besides the issue of import is allowed or not, he also warned that import gas requires infrastructure for storage and regasification of LNG in the country. Currently, this type of infrastructure capacity in Indonesia is still quite limited. He said he was discussing one of the conditions to be able to import additional gas is to have such facilities. "As in South Korea, Japan, and China, which must import that has storage and regasfication facility," he said. This requirement calls will also help Indonesia to increase national energy security.

Associated gas imports by industry, Jonan insists there has been no decision. He said the government wanted the price of gas in the country should be able to compete with overseas. Because, if domestic gas prices are too high, then the whole industrial gas users in the country can not compete. The government does not want the price of gas in the country, instead holding company that seeks efficiency. "It (industrial gas may be imported or not) the decision of the Minister Coordinator (Coordinating Minister for the Economy) how, important price should be competitive, countries have an interest in the industry so that this gas can be competitive compared to other countries," he explained.

Prioritizing Domestic

Director of Corporate Planning PLN Widyawati Nicke said, it still give priority to acquire the gas supply of oil and gas fields in the country. However, import of gas into one of the solutions to obtain the price of gas is the best. When the domestic price is not good, then it will import gas. "The point is how to suppress the CPP (cost of production) to make it more efficient," he said. If later forced to import, he is not too worried. Because, when searching for a contractor that is able to provide gas to Central Indonesia, it had to do market sounding. it has received bids from several companies willing to supply gas.

However, it has not planned to import gas in the near future. We have not talked first import. Prioritize to (supply) domestic first, "said Nicke. Based on data from the Ministry of Energy, gas demand for electricity generation continues to increase every year. In 2017, the gas demand for electricity is estimated at 474 billion cubic feet which is gas pipes and 191 billion cubic feet in the form of LNG. In 2025, the gas pipeline needs relatively stable at around 473 billion cubic feet, but the need for LNG increased sharply to 838 billion cubic feet.

IN INDONESIAN

Peraturan Menteri Impor Gas untuk Kelistrikan Segera Terbit

Pemerintah segera menerbitkan peraturan menteri yang memayungi kegiatan impor gas alam cair/LNG guna memenuhi pembangkit listrik. Impor gas dibatasi hanya jika harga yang diperoleh lebih rendah dari dalam negeri. Menteri  Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, rencana membuka kran impor gas masih akan dibahas lebih lanjut, utamanya impor gas oleh pelaku industri dalam negeri. Namun, pihaknya sepakat jika impor gas dengan harga murah perlu dilakukan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik nasional. Kalau untuk listrik, kami izinkan impor gas apabila harganya lebih murah. Kami pakai patokan harga dalam negeri. Kalau patokan harga itu dirasa mahal, silakan impor selama impor-nya bisa lebih murah,” kata dia. 

Impor gas untuk kelistrikan, sebutnya, tidak dibatasi hanya boleh dilakukan ketika terjadi defisit pasokan gas di dalam negeri. Ketika PT PLN atau produsen listrik swasta (independent power producer/IPP) merasa harga gas dalam negeri tidak kompetitif, impor gas dapat dilakukan. Saat ini pemerintah sedang menyusun peraturan menteri yang mengatur soal impor gas untuk kelistrikan ini. “Pokoknya ada aturannya. Saya sudah tanda tangan,” tegas Jonan.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja menambahkan, beleid baru itu bakal merinci syarat-syarat diperbolehkannya impor gas untuk kelistrikan. Salah satunya syaratnya yakni terkait harga gas, di mana harga gas lebih murah itu termasuk transportasi sampai Indonesia. Selain masalah diperbolehkan impor  atau tidak, dia juga mengingatkan bahwa impor gas membutuhkan adanya infrastruktur penampungan dan regasifikasi  LNG di dalam negeri. Saat ini, kapasitas infrastruktur sejenis ini di Indonesia masih cukup terbatas. Pihaknya sedang membahas salah satu syarat tambahan untuk bisa impor gas adalah memiliki fasilitas tersebut. “Seperti di Korea Selatan, Jepang, dan Tiongkok, yang boleh impor yang punya storage dan regasfication facility,” kata dia. Syarat ini disebutnya juga akan membantu Indonesia untuk menaikkan ketahanan energi nasional.

Terkait impor gas oleh pelaku industri, Jonan menegaskan belum ada keputusannya. Menurutnya, pemerintah menginginkan harga gas dalam negeri harus dapat bersaing dengan di luar negeri. Pasalnya, jika harga gas domestik terlalu tinggi, maka seluruh industri pengguna gas di dalam negeri tidak dapat bersaing. Pemerintah tidak ingin harga gas dalam negeri, justru menyandera perusahaan yang mengupayakan efisiensi. “Itu (industri boleh impor gas atau tidak) keputusannya dari Pak Menteri Koordinator (Menteri Koordinator Perekonomian) bagaimana, yang penting harganya harus bersaing, negara punya kepentingan supaya industri pengguna gas ini bisa kompetitif dibandingkan negara lain,” jelasnya.

Utamakan Domestik

Direktur Perencanaan Korporat PLN Nicke Widyawati menuturkan, pihaknya tetap mengutamakan untuk memperoleh pasokan gas dari lapangan migas di dalam negeri. Hanya saja, impor gas menjadi salah satu solusi untuk memperoleh harga gas yang paling bagus. Ketika harga dalam negeri kurang bagus, baru pihaknya akan mengimpor gas. “Intinya adalah

bagaimana agar menekan BPP (biaya pokok produksi) supaya lebih efisien," ujarnya. jika nantinya terpaksa harus impor, pihaknya tidak terlalu khawatir. Pasalnya, ketika mencari kontraktor yang sekaligus mampu menyediakan gas untuk Indonesia Tengah, pihaknya sudah melakukan market sounding. Pihaknya telah mendapat tawaran dari berbagai perusahaan yang bersedia menyuplai gas.

Meski demikian, pihaknya belum merencanakan untuk impor gas dalam waktu dekat. Kami belum bicara impor dulu. Prioritaskan untuk (pasokan) domestik dulu,” tegas Nicke. Berdasarkan data Kementerian ESDM, kebutuhan gas untuk pembangkit listrik terus meningkat setiap tahunnya. Pada 2017 ini, kebutuhan gas untuk kelistrikan diperkirakan sebesar 474 miliar kaki kubik yang merupakan gas pipa dan 191 miliar kaki kubik dalam bentuk LNG. Pada 2025, kebutuhan gas pipa relatif stabil di kisaran 473 miliar kaki kubik, namun kebutuhan LNG meningkat tajam menjadi 838 miliar kaki kubik.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 27, 2017