Revision of Government Regulation (PP) Cost Recovery Immediately Publication

The government will soon issue a revision of Government Regulation No. 79 Year 2010 regarding the investment costs to be refunded (cost recovery). This revision is claimed to provide incentives alleviate the oil and gas business in Indonesia. Director of the Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja said, the revised cost recovery that a regulation has been completed. Currently the new regulations are still in the process of legislation. "Soon, who clearly had not in MEMR again. It (revision of Government Regulation (PP) 79/2020) so we wait, "he said.

Deputy Fiscal Policy Office, Ministry of Finance Goro Ekanto added, the revision of PP cost recovery is already in the Secretariat of State. Furthermore, there will be a discussion between the Coordinating Ministry for the Economy, Ministry of Energy, and the State Secretariat. "That is no longer," he said. Wiratmaja reveal some points of the revision of PP 79/2010. The new beleid it will provide certainty about taxation in the oil and gas business. , Stated that the facility will also clarify the non-fiscal incentives which can be acquired oil and gas companies, including investment credits, accelerated depreciation, and DMO (domestic market obligation / liabilities of domestic supply).

As for the fiscal incentives've mentioned before that, at the time of exploration and exploitation, value-added tax (VAT) of imports, import duties, VAT in the country, and the land and building tax (PBB) will be borne by the State. In addition, oil and gas contractors will also get tax exemption (income tax) deduction for loading the operating costs of shared facilities in order to utilize state property and the allocation of overhead costs headquarters. Wiratmaja call, PP 79/2010 does not provide this assurance. "Then POD Base Block Base converted into," he said. , Stated a long time, nor is there clarity related to this Base Block.

Furthermore, the revision of PP 79/2010 is called also apply the concept of sliding scale for the results. With this scheme, the government can earn a share higher if there is a windfall profit. Lastly, it also contains the revised standards and norms for the same examination with the examination guidelines used by the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) and the Directorate General of Taxation. In the old rules, the concept for the results of the principle of a fixed scale, so that the country does not gain additional revenue when there is a windfall profit.

    While the matter of the inspection, audit conducted plated by several institutions, namely SKK Migas, the Supreme Audit Agency (BPK), Finance Comptroller (BPKP), and the Directorate General of Taxation. However, Goro added, the principle Assume and Discharge requested by oil and gas companies can not be given in the revised PP's cost recovery. Because the Act does not allow the application of this principle. Nevertheless, government facilities equivalent to those principles. "Technically we agree trimmings should be lightened.

When exploration, there is this new provision should ease, "he added. In the draft revision of PP 79/2010 obtained Investor Daily mentioned Minister may determine the form and amount of incentives for the development of the upstream activities of oil and gas blocks, especially regarding the project economics. Incentives can be given in the form of tax incentives and non-tax revenues in accordance with the provisions of laws and regulations.

Previously, the Government agreed to revise PP 79/2010 in order to attract investment. In that revision, the government will provide non-fiscal incentives which raise the economics of the project, as well as applying the concept of sharing the pain and the gain. PP 79/2010 need to be revised due to the inhibition of the national oil and gas investment. Otherwise look for solutions, this policy will make the upstream oil and gas activity continues to decrease, as reflected in the continued decline in oil production of 800 thousand barrels per day (bpd) this year and is predicted to be 400 thousand bpd in 2020. This decrease is not only because of oil and gas wells is old, but also the lack of exploration activity.

The government has detailed a number of issues related to PP 79/2010. First, the implementation of PP 79/2010 delete assume and discharge regime in which the government will replace all indirect taxes paid by contractors through re-imbusement. PP 79/2010 turn it into a cost recovery regime where tax is paid to the contractor as operating costs and can enter cost recovery.

These changes increase the risk assessed to be borne by investors. Because the oil and gas contractors must bear the tax even since the time of exploration that if it fails, then it becomes a permanent burden of investors. Elimination assume and discharge also makes the economics of the project is in decline, especially in the deep sea projects need a big cost

IN INDONESIAN

Revisi Peraturan Pemerintah (PP) Cost Recovery Segera Terbit

Pemerintah segera menerbitkan revisi Peraturan Pemerintah No 79 Tahun 2010 tentang biaya investasi yang dapat dikembalikan (cost recovery). Revisi ini diklaim memberikan insentif yang meringankan bisnis migas di Indonesia. Direktur Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengatakan, revisi beleid cost recovery itu sudah selesai. Saat ini peraturan baru ini masih dalam proses perundangan. “Sebentar lagi, yang jelas sudah bukan di Kementerian ESDM lagi. Itu (revisi Peraturan Pemerintah (PP) 79/2020) sangat kami tunggu,” kata dia. 

Wakil Badan Kebijakan Fiskal Kementerian Keuangan Goro Ekanto menambahkan, revisi PP cost recovery ini sudah di Sekretariat Negara. Selanjutnya, bakal ada diskusi antara Kementerian Koordinator Perekonomian, Kementerian ESDM, dan Sekretariat Negara. “Artinya tidak lama lagi,” ujarnya. Wiratmaja membeberkan beberapa poin revisi PP 79/2010. Beleid baru itu bakal memberikan kepastian soal perpajakan dalam bisnis migas. Beleid itu juga akan memperjelas fasilitas insentif non fiskal yang dapat diperoleh perusahaan migas, diantaranya investment credit, percepatan depresiasi, dan DMO (domestic market obligation/ kewajiban pasok dalam negeri). 

Sementara untuk insentif fiskal tersebut pernah disebutkan sebelumnya yakni, pada masa eksplorasi dan eksploitasi, pajak pertambahan nilai (PPN) impor, bea masuk, PPN dalam negeri, dan pajak bumi dan bangunan (PBB) akan ditanggung oleh Negara. Selain itu, kontraktor migas juga akan memperoleh pembebasan pajak penghasilan (PPh) pemotongan atas pembebanan biaya operasi fasilitas bersama dalam rangka pemanfaatan barang milik negara dan alokasi biaya overhead kantor pusat. Wiratmaja menyebut, PP 79/2010 tidak memberikan kepastian ini. “Kemudian POD Basis diubah menjadi Block Basis,” katanya. Dalam beleid lama, juga tidak ada kejelasan terkait Block Basis ini.

Selanjutnya, revisi PP 79/2010 ini disebutnya juga menerapkan konsep bagi hasil sliding scale. Dengan skema ini, pemerintah bisa memperoleh bagi hasil lebih besar apabila terdapat windfall profit. Terakhir, revisi itu juga memuat standar dan norma pemeriksaan yang sama dengan pedoman pemeriksaan yang digunakan oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Ditjen Pajak. Dalam peraturan lama, konsep bagi hasil menganut prinsip fixed scale, sehingga negara tidak mendapat tambahan bagi hasil ketika terdapat windfall profit. 

Sementara soal pemeriksaan, audit-nya dilakukan berlapis oleh beberapa institusi, yakni SKK Migas, Badan Pemeriksa Keuangan (BPK), Badan Pengawasan Keuangan Pembangunan (BPKP), serta Ditjen Pajak. Namun, Goro menambahkan, prinsip Assume and Discharge yang diminta oleh perusahaan migas tidak bisa diberikan dalam revisi PP cost recovery itu. Pasalnya, Undang-Undang tidak membolehkan pemberlakuan prinsip ini. Meski demikian, pemerintah fasilitas yang setara dengan prinsip tersebut. “Secara teknis kami setuju fasilitasnya harusnya meringankan.

Saat eksplorasi, ada ketentuan baru ini harusnya meringankan,” tambahnya. Dalam draf revisi PP 79/ 2010 yang diperoleh Investor Daily disebutkan Menteri ESDM dapat menetapkan bentuk dan besaran insentif kegiatan hulu untuk pengembangan blok migas, terutama menyangkut keekonomian proyek. Insentif yang diberikan bisa berupa insentif perpajakan dan penerimaan negara bukan pajak sesuai dengan ketentuan peraturan perundangan.

Sebelumnya, Pemerintah sepakat merevisi PP 79/2010 guna menarik investasi. Dalam revisi itu, pemerintah akan memberikan insentif fiskal dan non-fiskal yang menaikkan keekonomian proyek, serta menerapkan konsep sharing the pain and the gain. PP 79/ 2010 perlu direvisi lantaran menjadi penghambatan investasi migas nasional. Jika tidak dicarikan solusi, beleid ini bakal membuat kegiatan hulu migas terus berkurang yang tercermin dari terus menurunnya produksi minyak dari 800 ribu barel per hari (bph) pada tahun ini dan diprediksi menjadi 400 ribu bph pada 2020. Penurunan ini bukan hanya lantaran sumur migas yang sudah tua, tetapi juga tidak adanya kegiatan eksplorasi.

Pemerintah telah merinci sejumlah permasalahan terkait PP 79/2010. Pertama, pemberlakuan PP 79/ 2010 menghapus rezim assume and discharge dimana pemerintah akan mengganti seluruh pajak tidak langsung yang dibayar kontraktor melalui re-imbusement. PP 79/ 2010 mengubahnya menjadi rezim cost recovery dimana pajak tersebut dibayar pada kontraktor sebagai biaya operasi dan dapat masuk cost recovery. 

Perubahan ini dinilai memperbesar risiko yang harus ditanggung investor. Pasalnya, kontraktor migas harus menanggung pajak bahkan sejak masa eksplorasi yang jika gagal, maka menjadi beban permanen investor. Penghapusan assume and discharge juga membuat keekonomian proyek semakin menurun, utamanya di proyek laut dalam yang butuh biaya besar

Investor Daily, Page-9, Thursday, 2, Feb, 2017

There's No 'Sun Twins' in Pertamina

Sofyano energy analyst Zakaria assess the position of Deputy Managing Director (Vice President Director) at Pertamina's management structure is reasonable and does not indicate a two leadership (sun twins) in the body of the oil SOEs. "The position of Deputy Managing Director remain under Managing Director and not parallel. Questioning their position was vice president of Pertamina defined as government policy decisions by voicing it as "Sun Twins", is excessively politicized issue, "said Sofyano

According Sofyano, the position of Deputy Managing Director focused handling of the downstream sector. The government sought to Pertamina business units, particularly in the downstream sector more specifically addressed not only play a role supporting the fulfillment of the needs of oil and gas for the community, but became a business unit that is able to contribute to the nation's foreign exchange. "In a business slump, Pertamina proved able to provide a significant profit, this is evidence that the existing business units in Pertamina dealt more specifically, it would very likely able to bolster the role and Pertamina profit in the future," he said.

Improvements and changes that have been made Pertamina especially since November 2014, he said, proved able to bulldoze "mafia" business at Pertamina. "It is possible it makes the mafia is trying to make a new stance to" destroy "Pertamina in which among other things with other modes of provocations among fellow beings Pertamina," he said

IN INDONESIAN

Tak Ada ‘ Matahari Kembar’ di Pertamina

Pengamat energi Sofyano Zakaria menilai posisi Wakil Direktur Utama (Wadirut) di struktur manajemen Pertamina merupakan hal yang wajar dan bukan mengindikasikan adanya dua kepemimpinan (matahari kembar) di tubuh BUMN migas tersebut.  “Posisi Wakil Direktur Utama tetap ada di bawah Direktur Utama dan bukan sejajar. Mempermasalahkan adanya posisi wakil direktur utama Pertamina yang ditetapkan sebagai keputusan kebijakan pemerintah dengan menyuarakan hal itu sebagai "Matahari Kembar", adalah isu yang dipolitisir secara berlebihan,” kata Sofyano

Menurut Sofyano, posisi Wakil Direktur Utama menitik beratkan penanganan sektor hilir. Pemerintah berupaya agar unit bisnis Pertamina, khususnya di sektor hilir ditangani lebih khusus bukan saja berperan menunjang pemenuhan kebutuhan migas bagi masyarakat, tapi menjadi unit bisnis yang mampu memberikan sumbangan devisa bagi bangsa. “Dalam keterpurukan bisnis minyak, Pertamina membuktikan mampu memberi laba yang signifikan, ini adalah bukti jika unit bisnis yang ada di Pertamina ditangani lebih khusus, maka ini akan sangat mungkin mampu memperbesar peran dan perolehan laba di Pertamina di masa mendatang,” paparnya.

Perbaikan dan perubahan yang telah dilakukan Pertamina khususnya sejak November 2014, kata dia, terbukti mampu melibas “mafia” bisnis di Pertamina. “Sangat mungkin hal ini membuat para mafia tersebut berupaya membuat jurus baru dengan “menghancurkan” Pertamina dari dalam yang antara lain dengan moda adu domba antar sesama insan Pertamina,” ujarnya

Investor Daily, Page-9, Thursday, 2, Feb, 2017

March, Total E & P Drill Six Wells Mahakam block

President & General Manager of Total E & P Indonesie (TEPI) Arividya Novianto said it will drill six wells in the Mahakam block in East Kalimantan starting in March 2017. "March (start drilling). Six wells by us, after which 19 wells by Pertamina, "said Novi. He came to the Coordinating Ministry for joint maritime President & GM Total E & P Indonesie previously, Hardy Pramono, met the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Panjaitan.

However, Novi admitted to the meeting only to discuss the development of the transition process over the governance of the Mahakam block from the French contractor to PT Pertamina. 'We want to' update 'just a matter of transition with Pertamina, we want' drilling 'to do the drilling) and so forth, "he explained briefly. When asked about your bids right to manage a maximum of 30% along with Inpex Corporation, Novi admitted it was not yet decided. Because the company is still the focus in order to manage the transition process over the Mahakam block is running smoothly.

Currently, the TEPI as the operator of the Mahakam block has a 50% participating interest and 50% controlled by Inpex Corporation Ltd. "Not (covered). Our priority transition goes smoothly, then we go into the discussion. Because of this transition is more important, so that the production Mahakam not fall, "he said. "EDGES" will terminate his contract on December 31, 2017, after nearly 50 years operate the Mahakam block. PT Pertamina Hulu Mahakam has been appointed by the government as a new operator per January 1, 2018.

For the transition process, TEPI has Establishing a special unit in December 2015 was named Transition Mahakam operatorship (TMO). The main priority TEPI in 2017 was the fall in production and ensure the transfer process to the Mahakam Block operator PT Pertamina can take place smoothly. The company is targeting gas production in 2017 reached 1,430 million cubic feet per day (MMSCFD). There is nothing to crude oil and condensate production is planned at 53,000 barrels per day. However, in investment, its value is admittedly lower than in 2016 due to the situation in world oil prices and the block, before the contract expires.

IN INDONESIAN

Maret, Total E&P Bor Enam Sumur Blok Mahakam

President & General Manager Total E&P Indonesie (TEPI) Arividya Novianto mengatakan pihaknya akan mengebor enam sumur di Blok Mahakam, Kalimantan Timur mulai Maret 2017. “Maret (mulai mengebor). Enam sumur oleh kita, setelah itu 19 sumur oleh Pertamina,” kata Novi. Ia datang ke Kementerian Koordinator Kemaritiman bersama President & GM Total E&P Indonesie sebelumnya, Hardy Pramono, menemui Menko Kemaritiman Luhut Binsar Panjaitan.

Namun, Novi mengaku pertemuan tersebut hanya membahas perkembangan proses transisi alih kelola Blok Mahakam dari kontraktor asal Prancis itu kepada PT Pertamina. ‘Kami mau ‘update’ saja soal transisi dengan Pertamina, kami mau ‘drilling’ dilakukan pengeboran) dan sebagainya,” jelasnya singkat. Saat ditanyai terkait tawaran hak pengelolaan maksimal 30% bersama Inpex Corporation, Novi mengaku hal itu belum diputuskan. Pasalnya, perusahaan masih fokus agar proses transisi alih kelola Blok Mahakam berjalan lancar.

Saat ini, TEPI selaku operator Blok Mahakam memiliki 50% hak partisipasi dan 50% lainnya dikuasai Inpex Corporation Ltd. “Belum (dibahas). Prioritas kami transisi berjalan lancar, baru kita masuk ke diskusi tersebut. Karena transisi ini lebih penting, supaya produksi Mahakam tidak anjlok,” ujarnya. TEPI akan mengakhiri kontraknya pada 31 Desember 2017, setelah hampir 50 tahun mengoperasikan Blok Mahakam. PT Pertamina Hulu Mahakam telah ditunjuk pemerintah sebagai operator baru per 1 Januari 2018.

Untuk proses transisi, TEPI telah Membentuk unit khusus pada Desember 2015 bernama Transition Mahakam Operatorship (TMO). Prioritas utama TEPI pada 2017 adalah menahan penurunan produksi dan memastikan proses transfer operator Blok Mahakam ke PT Pertamina dapat berlangsung mulus. Perusahaan itu menargetkan produksi gas 2017 mencapai 1.430 juta kaki kubik per hari (MMSCFD). Ada pun untuk produksi minyak mentah dan kondensat direncanakan sebesar 53.000 barel per hari. Namun, secara investasi, nilainya diakui memang lebih rendah dibandingkan 2016 karena situasi harga minyak dunia dan kontrak Blok Mahakam yang menjelang berakhir.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Feb, 2, 2017

Total Still Review Participation in the Block Mahakam

PT Total E & P Indonesie still reviewing to participate in managing the Mahakam block before the transfer in management on 1 January 2018. The gas field is located in Kutai in East Kalimantan will be officially handed over to PT Pertamina Hulu Mahakam post ended the contract on December 31, 2017. "I always tell that we now priority in advance so that the transition goes smoothly. Then we discussions there, "said President and General Manager of Total E & P Indonesie Arividya Noviyanto at the Coordinating Ministry for maritime.

According to him, during this transition, it is still the focus of anticipating natural production decline in the Mahakam block. That's according to mutual agreement between the government of Pertamina. Total commitments correspond to the first quarter / 2017 continue to invest in the Mahakam block. This French company to drill six wells in March.

While Pertamina has invested to drill about 19 wells. He continued, Pertamina provide opportunities if Total is intent on contributing and participating developing Mahakam block. According to him, Pertamina opened the door to Total to discuss participation until the end of this year.

Through the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No 30/2016 in conjunction with the amendment of the production sharing contracts (production sharing contract / PSC) Mahakam block late last year, Pertamina was given permission to offer a 30% management rights to the contractors who have been there. However, Pertamina also allowed to partner with a new contractor.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam had earlier said the investment put in for keeping the Mahakam Block production is budgeted at USD 80 million. The initial investment will be used to drill 19 wells start to the second quarter of this year. The target time of transfer in management did not decline in production. We've agreed in 2018 did not go down much because it is difficult to raise again.

He hoped that the current transfer in management Mahakam Block gas production remained above 1 billion cubic feet (BCP). The production capacity of 1,747 MMSCFD of gas and 69 186 barrels of condensate per day (bpd). "We are working continuously with comrades in total so that the fears of a decline in production did not happen," he said.

Head of Public Relations Unit Special Upstream Oil and Gas (SKK Migas). Taslim Yunus said the government will speed up the entry of Pertamina in the transitional period of eight oil and gas blocks will end his contract. Management of oil and gas blocks that will be submitted to Pertamina.

For a number of blocks to be used for the scheme is the latest result of gross split. SKK Migas together with Pertamina still ensure no decline in production. After that Pertamina will be allowed to enter or invest early as in the Mahakam block.

IN INDONESIAN

Total Masih Review Keikutsertaan di Blok Mahakam

PT Total E&P Indonesie masih mengkaji partisipasi dalam mengelola Blok Mahakam menjelang alih kelola pada 1 Januari 2018. Ladang gas yang terletak di Kutai Kalimantan Timur tersebut secara resmi akan diserahkan kepada PT Pertamina Hulu Mahakam pasca berakhir kontrak pada 31 Desember 2017. ”Saya selalu sampaikan bahwa saat ini kita prioritas pada transisi terlebih dahulu supaya berjalan lancar. Setelah itu baru kita diskusi ke situ," ujar President and General Manager Total E&P Indonesie Arividya Noviyanto di Kementerian Koordinator Kemaritiman.

Menurutnya, pada masa transisi ini pihaknya masih fokus mengantisipasi penurunan produksi alami di Blok Mahakam. Hal itu sesuai kesepakatan bersama antara pemerintah dari Pertamina. Sesuai komitmen Total sampai kuartal I/ 2017 tetap melakukan investasi di Blok Mahakam. Perusahaan asal Prancis ini akan melakukan pengeboran enam sumur Maret mendatang. 

Sementara Pertamina telah berinvestasi akan melakukan pengeboran sebanyak 19 sumur. Dia melanjutkan, Pertamina memberi peluang jika Total berkeinginan ikut serta berpartisipasi mengembangkan Blok Mahakam. Menurut dia, Pertamina membuka pintu kepada Total untuk membicarakan keikutsertaan sampai akhir tahun ini.

Melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No 30/2016 bersamaan dengan amendemen kontrak bagi hasil (production Sharing contract / PSC) Blok Mahakam akhir tahun lalu, Pertamina diberikan izin untuk menawarkan 30% hak pengelolaan kepada kontraktor yang telah ada. Namun, Pertamina juga diperbolehkan bermitra dengan kontraktor baru. 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam sebelumnya mengatakan, investasi yang tanamkan untuk menjaga produksi Blok Mahakam dianggarkan sebesar USD 80 juta. Investasi awal tersebut akan digunakan untuk mengebor 19 sumur mulai kuartal II tahun ini. Targetnya saat alih kelola tidak terjadi penurunan produksi. Kami sudah sepakat pada 2018 tidak turun jauh karena sulit menaikkan lagi.

Dia berharap saat alih kelola produksi gas Blok Mahakam tetap di atas 1 miliar kaki kubik (BCP). Adapun kapasitas produksi gasnya sebesar 1.747 MMSCFD dan kondensat 69.186 barel per hari (bph). "Kami sedang bekerja terus dengan kawan-kawan di Total sehingga kekhawatiran penurunan produksi tidak terjadi,”katanya.

Kepala Bagian Humas Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Taslim Yunus mengatakan, pemerintah akan mempercepat masuknya Pertamina di dalam masa transisi delapan blok migas yang akan berakhir masa kontraknya. Pengelolaan blok-blok migas itu akan diserahkan kepada Pertamina.

Untuk sejumlah blok akan digunakan skema bagi hasil terbaru yaitu gross split . SKK Migas bersama Pertamina masih memastikan tidak ada penurunan produksi. Setelah itu Pertamina akan di izinkan masuk atau berinvestasi lebih awal seperti di Blok Mahakam.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, 2, Feb, 2017

Total EP Not Want to Discuss Participation in Mahakam

PT Total E & P Indonesie has so far not provide certainty will also partner with PT Pertamina or not the post-2017 that the French company was focusing on the preparation of drilling. General Manager of Total E & P Indonesie Arividya Novianto said, in a transition period that the company will focus suppress the production decline. This is according to the agreement with the government and Pertamina are already investing in the Mahakam in transition. "About the transition road with Pertamina wants it, we have already started drilling in March that six wells, after which 19 wells with Pertamina," he said.

So far the Total E & P Indonesie still not provide assurance related to the solicitation Pertamina partner in managing the Mahakam block in Kutai, East Kalimantan. Though the contract by Total E & P Indonesie will expire on December 31, 2017. come. "It's still not. I have always said that our priority this transition goes smoothly, then we enter the discussion there (discussion stock), "he explained. Previous Pertamina has opened 30% stake to Total and Inpex.

He added, Pertamina, through its subsidiary, PT Pertamina Hulu Mahakam still show good faith by opening the doors to be able to discuss the continuation of the participation of Total E & P Indonesie. We are still studying. There is no specific target

IN INDONESIAN

Total EP Belum Mau Bahas Keikutsertaan di Mahakam

PT Total E&P Indonesie hingga saat ini belum memberikan kepastian akan ikut bermitra dengan PT Pertamina atau tidak pasca 2017. Perusahaan asal Prancis itu sedang fokus melakukan persiapan drilling. General Manager Total E&P Indonesie Arividya Novianto mengatakan, dalam masa transisi saat ini pihaknya akan fokus menekan decline produksi. lni sesuai kesepakatan bersama pemerintah serta Pertamina yang sudah berinvestasi di Mahakam pada masa transisi. “Tentang transisi yang mau jalan dengan Pertamina itu, kami sudah mulai drilling pada bulan Maret yang enam sumur, setelah itu 19 sumur dengan Pertamina,“ katanya.

Sejauh ini Total E&P Indonesie masih belum memberikan kepastian terkait ajakan Pertamina bermitra dalam mengelola Blok Mahakam di Kutai, Kalimantan Timur. Padahal kontrak Total E&P Indonesie akan berakhir pada 31 Desember 2017. mendatang. ”Itu masih belum. Saya selalu menyampaikan, kami prioritas transisi ini berjalan lancar, setelah itu kami masuk diskusi ke situ (pembahasan saham)," jelasnya. Sebelumnya Pertamina sudah membuka 30% saham untuk Total dan Inpex.

Dia menilai, Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Mahakam masih menunjukkan itikad baik dengan membuka pintu untuk bisa membahas kelanjutan dalam keikutsertaan Total E&P Indonesie. Kami masih mengkaji. Tidak ada target khusus.

Kontan, Page-14, Thursday, 2, Feb, 2017

Marginal Fields Earn Incentives

Taxation Upstream Oil and Gas

The government will provide incentives for oil and gas field that has a marginally lower economies of scale to boost exploration and exploitation activities in the region. In the draft revision of Government Regulation No. 79/2010 on the Operating Costs and Treatment Refundable Income Tax in Sector Upstream Oil and Gas, the government replace and change some of the provisions that had been considered as a barrier to upstream oil and gas investment.

Some of the important points in the revision of a regulation that there are additional clauses for tax facilities for the exploration and exploitation activities. In additional chapters mentioned that the contractor can get the facility taxation. In exploration, the contractor may be subject to levy duty exemption on imported goods, VAT and luxury sales tax on the acquisition of taxable goods or services specified. In addition, import duty exemption of certain taxable goods, the utilization of taxable intangible goods from outside the customs area, and the use of certain taxable services from outside the customs area.

At the time of exploration, the contractor is free of income tax (PPh 22) on imported goods and the reduction of taxes on land and buildings (PEB) 100% payable contained in the Notice of Tax Payable (SPPT). At the stage of exploitation, contractors also have facilities levy exemption of import duty on goods used in the context of petroleum operations and or VAT and PPnBM for the acquisition of goods or services subject to certain taxes and import of certain taxable goods.

Contractors also have facilities for the utilization of taxable intangible goods obtained from outside the customs area in the customs area and or the use of certain taxable services from outside the customs area in the customs area and used in the petroleum operations.

Other points are changed in accordance with the proposal of the upstream businesses, namely Article 13, to eliminate the concept of state losses in the procurement process is carried out contractors. It can eliminate the risk of criminalization during which signed a contract with the government. However, the proposal to free businesses of all activities by applying the principles assume and discharge can not be in the accommodation.

Head of State Revenue Policy Fiscal Policy Office (BKF) Ministry of Finance said Goro Ekanto, tax facilities would not be freely given is equivalent to assume and discharge that ensures the upstream business activities tax is not charged during the contract period runs. According to him, tax facilities will only be given to a particular field that have low economies of scale. Tax incentives provided will be given in the exploration and exploitation activities.

IN INDONESIAN

Perpajakan Hulu Migas

Lapangan Marginal Peroleh Insentif

Pemerintah akan memberikan insentif bagi lapangan minyak dan gas bumi marginal yang memiliki skala keekonomian rendah guna menggenjot kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di wilayah itu. Dalam draf revisi Peraturan Pemerintah No. 79/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, pemerintah mengganti dan mengubah beberapa ketentuan yang selama ini dianggap sebagai penghambat investasi hulu migas.

Beberapa poin penting dalam revisi beleid tersebut yakni terdapat tambahan pasal yang mengatur fasilitas perpajakan bagi kegiatan eksplorasi dan eksploitasi. Dalam bab tambahan disebutkan bahwa kontraktor bisa mendapatkan fasilitas perpajakan. Pada kegiatan eksplorasi, kontraktor bisa mendapatkan fasilitas berupa pembebasan pungutan bea masuk atas impor barang, PPN, dan PPnBM atas perolehan barang atau jasa kena pajak tertentu. Selain itu, pembebasan pajak impor barang kena pajak tertentu, pemanfaatan barang kena pajak tak berwujud dari luar daerah pabean, dan pemanfaatan jasa kena pajak tertentu dari luar daerah pabean. 

Pada masa eksplorasi, kontraktor tidak dipungut pajak penghasilan (PPh 22) atas impor barang dan pengurangan Pajak Bumi dan Bangunan (PBB) 100% terutang yang tercantum dalam Surat Pemberitahuan Pajak Terutang (SPPT). Pada tahap eksploitasi, kontraktor juga mendapat fasilitas berupa pembebasan pungutan bea masuk atas impor barang yang digunakan dalam rangka operasi perminyakan dan atau PPN dan PPnBM yang terutang atas perolehan barang atau jasa kena pajak tertentu dan impor barang kena pajak tertentu. 

Kontraktor juga mendapat fasilitas atas pemanfaatan barang kena pajak tidak berwujud tertentu dari luar daerah pabean di dalam daerah pabean dan atau pemanfaatan jasa kena pajak tertentu dari luar daerah pabean di dalam daerah pabean yang digunakan dalam rangka operasi perminyakan.

Poin lainnya yang diubah sesuai dengan usulan pelaku usaha hulu yakni Pasal 13, menghilangkan konsep merugikan negara terkait proses pengadaan yang dilakukan kontraktor. Hal itu bisa menghilangkan risiko kriminalisasi selama masa kontrak yang di teken dengan pemerintah. Namun, usulan pelaku usaha untuk membebaskan seluruh kegiatan dengan menerapkan prinsip assume and discharge tak bisa di akomodasi.

Kepala Pusat Kebijakan Pendapatan Negara Badan Kebijakan Fiskal (BKF) Kementerian Keuangan Goro Ekanto mengatakan, fasilitas perpajakan tak akan diberikan secara bebas setara dengan assume and discharge yang menjamin kegiatan usaha hulu tak dibebankan pajak selama masa kontrak berjalan. Menurutnya, fasilitas perpajakan hanya akan diberikan kepada lapangan tertentu yang memiliki skala keekonomian rendah. Fasilitas perpajakan yang diberikan akan diberikan dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Feb, 2, 2017

Prevent Production Decline, Transition Coming Prepared

Termination Oil Block

Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) immediately prepare a transition period transition operatorship for eight oil and gas blocks assigned to PT Pertamina. The transition period is necessary in order to block the eighth oil and gas production is not in free fall. Head of Public Relations SKK Migas Taslim Z Yunus said, it was with Pertamina now seeking termination block operatorship transition mechanism that is faster than the Mahakam block. One way to do that is to allow Pertamina to invest in the block ahead of the termination of this despite formally transferred operatorship yet. "Drilling of his was that later ordered Pertamina to spend the funds, the drill operator that now," he said

Related to the changes in types of cooperation contracts (production sharing contract / PSC) on gross cost recovery be split, he called not a barrier. Because it had been decided on long ago that the contract be converted into gross split, then it and the contractor can pay attention to the potential investment costs that can not be depreciated (unrecovered cost) from now. It might, he continued, it became unrecovered cost calculation in the determination of profit sharing (split) in the next contract. "So now again split its calculated gross, so that Pertamina faster into the (block termination)," said Taslim.

This is in contrast with the signing of the contract gross PSC split the Offshore North West Java (ONWJ). Changes contract raises their costs that can not be depreciated (undepreciated cost) due to use gross split decision comes ahead of the contract is up. Taslim added, it will prepare the transition operatorship for eight oil and gas blocks assigned to Pertamina better again. In addition to drilling early, permits required in operating activities will also be prepared earlier. Later, it also will soon set up a new PSC contract from now, not sudden as happened in ONWJ.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, the problem of transition ownership of oil and gas blocks termination became the focus of the company to be resolved. Because the eighth oil and gas blocks this contract will expire next year. The change of the contract of PSC gross cost recovery be split, he admitted making the transition process is more complicated. "Our proposal, if use gross split, we must be evaluated first. As in ONWJ, we still have to discuss whether the work plan and budget its still the same as before their gross split. Because on the one hand, we must be responsible to the shareholders of our activities is quite economical or not, "he said.

According to him, Pertamina has a number of options for the transition operatorship eighth oil and gas blocks so that production is not in free fall. However, it requires a legal framework in order to enter into a termination block, Just like in the Mahakam block. "We hope as soon as possible, when it comes under the surface it's not easy," he added. Taslim continued discussion of the transition out of contract block has already begun at SKK Migas. Legal protection transitional period will be in the form of an agreement made by SKK Migas, the existing operator, and the operator to continue operations in the block. "Now it has been discussed in management meetings (SKK Migas). It will be much more detail later clauses discussed, more intense, "he explained.

Hold Production

With these measures, Taslim hope there will be no decline in production in the contract runs out eight blocks. Because, from this time also, it continues to cooperate with the existing contractor and Pertamina in order to maintain oil and gas production, at least equal to the previous year. Alam added that oil and gas production can not be ascertained directly down towards the completion of contract.

Although the risk of worst decline in oil production it could indeed happen. The decline in new oil and gas production occurs when the existing contractor did not perform investment activities. The trick, he explained, Pertamina as early as possible will prepare programs that show results quickly (quick result). One of them is by increasing the number of wells drilled, reproduce, re-work activities (work-over) wells, or other. The key is in transition.

IN INDONESIAN

Blok Migas Terminasi

Cegah Produksi Turun, Masa Transisi Segera Disiapkan

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) segera menyiapkan masa transisi peralihan operatorship bagi delapan blok migas yang ditugaskan kepada PT Pertamina. Masa transisi diperlukan agar produksi migas kedelapan blok ini tidak terjun bebas. Kepala Hubungan Masyarakat SKK Migas Taslim Z Yunus mengatakan, pihaknya bersama Pertamina kini tengah mengupayakan mekanisme transisi operatorship blok terminasi yang lebih cepat dari Blok Mahakam. Salah satu caranya yakni dengan mengizinkan Pertamina menanamkan investasi di blok menjelang terminasi ini meski operatorship belum dialihkan secara resmi. “Pengeboran-nya nanti kan disuruh Pertamina yang keluarkan dananya, yang mengebor operator yang sekarang,” kata dia 

Terkait adanya perubahan jenis kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) dari cost recovery menjadi gross split, disebutnya tidak menjadi hambatan. Lantaran sudah diputuskan dari jauh-jauh hari bahwa kontrak diubah menjadi gross split, maka pihaknya dan kontraktor dapat memperhatikan adanya potensi biaya investasi yang tidak dapat disusutkan (unrecovered cost) dari sekarang. Bisa saja, lanjutnya, unrecovered cost ini menjadi perhitungan dalam penentuan bagi hasil (split) di kontrak berikutnya. “Makanya sekarang lagi dihitung gross split-nya, supaya Pertamina lebih cepat masuk ke dalam (blok terminasi) ,” jelas Taslim.

Hal ini berbeda dengan penandatanganan kontrak PSC gross split Blok Offshore North West Jawa (ONWJ). Perubahan kontrak menimbulkan adanya biaya yang tidak dapat disusutkan (undepreciated cost) lantaran keputusan menggunakan gross split muncul menjelang kontrak habis. Taslim menambahkan, pihaknya akan mempersiapkan peralihan operatorship untuk delapan blok migas yang ditugaskan ke Pertamina dengan lebih baik lagi. Selain pemboran lebih awal, perizinan yang diperlukan dalam kegiatan operasi juga akan disiapkan lebih awal. Kemudian, pihaknya juga akan segera menyiapkan kontrak PSC yang baru dari sekarang, tidak mendadak seperti yang terjadi di Blok ONWJ.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menuturkan, masalah transisi kepemilikan blok migas terminasi menjadi fokus perusahaan untuk segera diselesaikan. Pasalnya, kontrak kedelapan blok migas ini bakal berakhir pada tahun depan. Adanya perubahan kontrak dari PSC cost recovery menjadi gross split, diakuinya menjadikan proses transisi lebih rumit. “Usulan kami, kalau menggunakan gross split, kami harus evaluasi dulu. Seperti di Blok ONWJ, kami juga masih harus membahas apakah work plan and budget-nya masih sama dengan sebelum adanya gross split. Karena di satu sisi, kami harus bertanggung jawab ke pemegang saham kegiatan kami cukup ekonomis atau tidak,” kata dia.

Menurutnya, Pertamina telah memiliki sejumlah opsi untuk transisi operatorship sehingga produksi kedelapan blok migas ini tidak terjun bebas. Namun, pihaknya membutuhkan payung hukum agar bisa masuk ke blok terminasi, Seperti layaknya di Blok Mahakam. “Kami berharap secepatnya, kalau bicara bawah permukaan itu kan tidak gampang,” tambahnya. Taslim melanjutkan, pembahasan soal peralihan blok habis kontrak ini telah dimulai di SKK Migas. Payung hukum masa transisi nantinya dapat berupa perjanjian yang dibuat oleh SKK Migas, operator eksisting, dan operator yang melanjutkan operasi di blok tersebut. “Sekarang sudah dibahas di rapat pimpinan (SKK Migas). Nanti akan lebih detail lagi klausul-klausul yang dibahas, lebih intens,” jelasnya.

Tahan Produksi

Dengan langkah-langkah ini, Taslim berharap tidak akan ada penurunan produksi di delapan blok habis kontrak tersebut. Pasalnya, dari saat ini pun, pihaknya terus bekerja sama dengan kontraktor eksisting dan Pertamina supaya menjaga produksi migasnya, setidaknya sama dengan tahun sebelumnya. Alam menambahkan, produksi migas tidak dapat dipastikan langsung turun menjelang kontrak selesai.

Meskipun risiko terburuk penurunan produksi migas itu memang dapat terjadi. Penurunan produksi migas baru terjadi jika kontraktor eksisting tidak melakukan kegiatan investasi. Caranya, jelas dia, Pertamina sedini mungkin akan menyiapkan program-program yang menunjukkan hasil dengan cepat (quick result). Salah satunya yakni dengan menambah sumur yang dibor, memperbanyak kegiatan kerja ulang (work over) sumur, atau lainnya. Kuncinya ada pada transisi.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Feb, 1, 2017

Pertamina Must Prepare Jumbo Fund

Next year there are eight oil and gas blocks were submitted to Pertamina

PT Pertamina requires huge funds to work on the oil and gas upstream and downstream. One concern Pertamina is the overflow of two oil and gas blocks this year and eight oil and gas blocks to be managed next year. On the other hand, Pertamina also have to build a new refinery project in Tuban and also modernize old five refineries. Whereas Pertamina capital expenditure budget in 2017 was only US $ 6.6 billion. Meanwhile, Pertamina's 2016 capital expenditure of approximately US $ 5.3 billion.

Pertamina president director Dwi Soetjipto revealed, until now the new Pertamina plans to invest to block the Mahakam contract termination or discharged and the Offshore North West Java (ONWJ), because it will be managed by Pertamina this year. "There are eight other again, of course we will see, because it will end in mid-2018 and so, if we could be investing this year as Mahakam or not," he said, Monday (30/1).

Even so Dwi ensure financial aspects of investing in oil and gas blocks termination is not too heavy, because the termination block has been producing. That they can directly get the result of the production. "If it can walk, what we pay today directly returned to the production, "he said.

He explained, in block temlinasi investment funds would come from a loan of 60% and 40% of equity capital. Unfortunately, Dwi does not mention investment funds eight oil and gas block. In terms of activities in the upstream oil and gas, Pertamina Upstream Director Syamsu Alam explained, if the operator of the existing oil and gas block termination does not perform investment activities related to the production, production in the block will decline at the end of the contract. 

     Therefore, Pertamina has prepared a program of activities in order to avoid a decline in production. Syamsu hope, SKK Migas could soon provide a legal umbrella for Pertamina in order to begin a transition to eight oil and gas blocks that contract runs out. "We at Pertamina as early as possible to prepare the programs quick result, quick win, adding wells or workover or anything. The key in the transition," said Syamsu.

Head of Public Relations of SKK Migas, Taslim Z. Yunus said, SKK Migas will make efforts to accelerate the transition, which allow Pertamina to invest a year before the operator of the block, in the form of legal framework cooperation agreement between SKK Migas, Pertamina and the current operator. By doing so, the revised Guidelines Working Procedures eight blocks are no longer required. "No need for revision of the Code of Work, SKK Migas decision alone, the contracting SKK Migas, incumbents and new operators to come," said Taslim.

The second way, prepare the required permissions in transition operator in eight of the block. The third way, prepare the gross revenue share split contract as soon as possible, "So now again split its calculated grass, Pertamina order for faster entry," said Taslim.

Refineries also need to fund PT Pertamina also will not hold a majority stake some refinery modernization projects or so-called Refinery Development Master Plan Program (RDMP). Within Director megaproject Processing & Petrochemicals, Rachmad Hardadi six refinery project requires huge investment. "From a financial matter, Pertamina can only hold shares of 10% to 20%," said Hardadi, Monday (30/1).

Pertamina quite reasonable consideration. SOE, not just work on the downstream sector of the oil processing. Pertamina also needs significant capital to develop its upstream business in order to increase production of crude oil, gas business, as well purpose funds for marketing

IN INDONESIAN

Pertamina Harus Siapkan Dana Jumbo

Tahun depan ada delapan blok migas yang diserahkan ke Pertamina

PT Pertamina membutuhkan dana besar untuk menggarap proyek hulu migas dan hilir migas. Salah satu yang menjadi perhatian Pertamina adalah limpahan dua blok migas tahun ini dan delapan blok migas untuk dikelola tahun depan. Di sisi lain, Pertamina juga harus membangun proyek kilang baru di Tuban dan juga melakukan modernisasi lima kilang lama. Padahal anggaran belanja modal Pertamina tahun 2017 hanya sebesar US$ 6,6 miliar. Sedangkan tahun 2016 belanja modal Pertamina sekitar US$ 5,3 miliar.

Direktur Utama Pertamina, Dwi Soetjipto mengungkapkan, hingga saat ini Pertamina baru merencanakan investasi bagi blok terminasi atau habis kontrak Mahakam dan Blok Offshore North West Java (ONWJ), karena akan dikelola Pertamina tahun ini. "Ada delapan lagi yang lain, tentu kami akan lihat, karena akan berakhir di pertengahan tahun 2018 dan sebagainya, apakah kami tahun ini bisa investasi seperti Mahakam atau tidak," katanya, Senin (30/ 1).

Biarpun begitu Dwi memastikan dari aspek finansial untuk melakukan investasi di blok migas terminasi tidaklah terlalu berat, karena blok terminasi telah berproduksi. Sehingga bisa langsung mendapatkan hasil dari produksi. "Kalau sudah bisa jalan, apa yang kami bayar hari ini langsung kembali dengan produksi itu," ungkapnya.

Dia menerangkan, dana  investasi di blok temlinasi itu akan berasal dari pinjaman sebesar 60% dan modal sendiri 40%. Sayang, Dwi tidak menyebut dana investasi delapan blok migas tersebut. Dari sisi kegiatan di hulu migas, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menjelaskan, jika operator eksisting di blok migas terminasi ini tidak melakukan kegiatan investasi yang berkaitan dengan produksi, produksi di blok tersebut akan menurun di akhir kontrak.

     Untuk itu, Pertamina telah menyiapkan program-program kegiatan agar tidak terjadi penurunan produksi. Syamsu berharap, SKK Migas bisa segera memberikan payung hukum bagi Pertamina agar bisa memulai masa transisi delapan blok migas yang habis kontrak itu. "Kami di Pertamina sedini mungkin menyiapkan program-program quick result, quick win, menambah sumur atau workover atau apapun. Kuncinya dalam transisi itu," kata Syamsu.

Kepala Humas SKK Migas, Taslim Z. Yunus mengungkapkan, SKK Migas akan melakukan upaya mempercepat transisi, yaitu membolehkan berinvestasi setahun sebelum Pertamina menjadi operator di blok tersebut, Payung hukum berupa perjanjian kerja-sama antara SKK Migas, Pertamina dan operator saat ini. Dengan begitu, revisi Pedoman Tata Kerja delapan blok tersebut tidak lagi diperlukan. "Tidak perlu revisi Pedoman Tata Kerja, keputusan SKK Migas saja, yang berkontrak SKK Migas, operator lama dan operator baru datang," ujar Taslim.

Cara kedua, menyiapkan perizinan yang dibutuhkan dalam peralihan operator di delapan blok tersebut. Cara ketiga, menyiapkan kontrak bagi hasil gross split secepat mungkin, "Maka sekarang lagi dihitung grass split-nya, Supaya Pertamina lebih cepat masuk," ujar Taslim.

Kilang juga butuh dana PT Pertamina juga tidak akan menggenggam saham mayoritas beberapa proyek modernisasi kilang atau biasa disebut Refinery Development Master Plan Program (RDMP). Dalam hitungan Direktur Megaproyek Pengolahan & Petrokimia, Rachmad Hardadi enam proyek kilang membutuhkan investasi sangat besar. "Dari hitungan finansial, Pertamina hanya bisa memegang saham 10%20%," kata Hardadi, Senin, (30/1).

Pertimbangan Pertamina cukup beralasan. BUMN ini, tidak hanya menggarap sektor hilir pengolahan minyak. Pertamina juga butuh modal yang tidak kecil untuk mengembangkan bisnis hulu agar produksi minyak mentah meningkat, bisnis gas, juga keperluan dana untuk marketing

Kontan, Page-14, Wednesday, Feb, 1, 2017

Useless Without Infrastructure

LNG Import Policy

The government has issued a package Ill Economic Policy in early October 2015. One of the contents in the package of measures that are the price of gas for the plant from the gas field is set according to the purchasing power of the fertilizer industry at US $ 7 per MMBTU.

Meanwhile, the price of gas to other industries such as petrochemicals and ceramics will be reduced in accordance with the ability of their respective industries. The decline in gas prices made possible by the efficiency of the gas distribution system as well as a reduction in state revenue or Non Tax Revenue (non-tax) gas.

Package it was confirmed that the decline in gas prices will not affect the amount of receipts that are part the gas company. Then through the package, the price of gas for the industry will be effective starting January 1, 2016. However, the package could be realized in the beginning of 2017. It was only on three sectors, namely fertilizers, petrochemicals, and steel. Because the use of gas by the three sectors reached 70% of the total cost of their production.

Meanwhile other industries such as glass, ceramics, rubber gloves, and oleochemical still waiting for those promises. One more years to implement the policy package. Long enough. Therefore, the government finally chose the option to open the import of liquefied natural gas / LNG. When Luhut Binsar Pandjaitan served as Acting Minister of Energy and Mineral Resources recently after a limited cabinet meeting at the palace, LNG import options back to the surface. In fact, following the projection of the Ministry of Energy, imports of liquefied natural gas was newly opened in 2019. Is it true import of LNG will make the selling price of gas to industrial hand cheaper?

It can be achieved if the price of LNG from the country of origin of US $ 2 per MMBtu plus freight charges of $ 1.5. Then, the cost of regasification and delivery of gas through the pipeline (toll fee) a maximum of US $ 3 per MMBtu, the consumer prices of US $ 6.5. The price was still higher than the limit that is desired by the industry US $ 4-US $ 5 per MMBtu.

Based on data from the Downstream Regulatory Agency for Oil and Gas (BPH Migas), rental fees or toll fee gas pipeline in 55 sections of pipe, the difference is very much which ranges from approximately US $ 0.1 to US $ 2.5 costliest per MSCF. The highest price in the segment of pipe Arun-Belawan, Kepodang-Tambak Lorok, South Sumatra-West Java (SSWJ) SSWJ I and II. Meanwhile, the lowest prices in the mas-Dawuan Citarik pipe, Pulau Layang-Pupuk Sriwijaya and-PLN Gresik Gresik with price below US $ 0.5 per mscf. In fact, the average toll fee under US $ 1 at US $ 0.89.

Lock normalization of gas prices are on the efficient activity of the industrial sector gas absorbers, producers, processors, and conductor also gas price formula is right. Until now, the government has not been able to apply the margin settings in the middle and downstream.

TRADER STORY

Although given two years to commit to building infrastructure, the government was held hostage because of gas prices could not fall significantly before 2018. On the other hand, prices drop significantly is in the downstream gas penghantaran often ridden storied trader who makes the supply chain is getting longer. If successful, the projected selling price of gas lines can go down to 50%. Trader gas only rely signature allocation of ministerial allocations and then sell it to other traders or directly to consumers so often called paper trader.

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan more likely to want the issue of gas prices running on natural flow through a market mechanism. Needs- such as the gas for power generation, the government set the pricing formula of gas pipelines and LNG tolerable developers. For LNG, the limit of 8% of the price of crude oil Indonesia (Indonesian crude price / ICP) and gas pipelines 11.5% of ICR BP Energy Outlook 2017 calls LNG supply will increase rapidly in 2035.

This is due to the supply of the United States, Australia, and Africa. Approximately 30% of this growth will occur within four years of the projects that are still in the development stage. How can gas be channeled to the industry when there is no storage facilities, regasification and pipeline? In fact, there are currently only four units of storage and regasification with regasification capacity are each approximately 3 million tonnes per annum (mtpa), namely Arun (Pertamina), Lampung (PGN), West Java (Nusantara Regas) and Bali (Generation Java Bali ).

DISTRIBUTION

Natural gas is different from the oil. Before the gas was produced, the contractor must first obtain a contract from the prospective buyer of gas. Then, if the gas is sent through a long distance, for example, and South Sumatra to Papua then must use boat. So that gas can be shipped then to be converted into LNG. To be able to transform the LNG back into gas it must be available regasification. Meanwhile, for consumers who are close to the source of gas (Wellhead) can be distributed by pipeline. So without any infrastructure, the gas will be in vain.

Gas infrastructure is the duty of the government to be resolved because there was just no irony die industry in the fields of gas, but the gas-producing countries that can not utilize the gas. Evidently, Indonesia became exporter of LNG to countries such as Japan and South Korea which has had a long-term contract and absorb the rest of the cargo that can not be exploited in the country. Apart from that, the price is often the achievement of government performance measurement tool.

IN INDONESIAN

Kebijakan Impor LNG

Percuma Tanpa Infrastruktur

Pemerintah telah mengeluarkan Paket Kebijakan Ekonomi Ill pada awal Oktober 2015. Salah satu isi dalam paket kebijakan itu adalah harga gas untuk pabrik dari lapangan gas ditetapkan sesuai dengan kemampuan daya beli industri pupuk yakni US$ 7 per MMBTU.

Sementara itu, harga gas untuk industri lainnya seperti petrokimia dan keramik akan diturunkan sesuai dengan kemampuan industri masing-masing. Penurunan harga gas dimungkinkan dengan melakukan efisiensi pada sistem distribusi gas serta pengurangan penerimaan negara atau Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) gas.

Paket itu menegaskan bahwa penurunan harga gas ini tidak akan mempengaruhi besaran penerimaan yang menjadi bagian perusahaan gas. Kemudian melalui paket itu, harga gas untuk industri tersebut akan efektif berlaku mulai 1 Januari 2016. Namun, paket itu baru dapat direalisasikan pada awal 2017. ltu pun hanya untuk tiga sektor yaitu pupuk, petrokimia, dan baja. Pasalnya, penggunaan gas oleh ketiga sektor itu mencapai 70% dari total biaya produksi mereka.

Sementara itu industri lain seperti kaca, keramik, sarung tangan karet, dan oleokimia masih menanti janji-janji tersebut. Satu tahun lebih untuk dapat menerapkan paket kebijakan itu. Cukup lama. Oleh karena itu, pemerintah akhirnya memilih opsi untuk membuka impor gas alam cair/LNG. Ketika Luhut Binsar Pandjaitan menjabat sebagai Pelaksana Tugas Menteri ESDM dan belum lama ini setelah rapat terbatas di Istana, opsi impor LNG kembali naik ke permukaan. Padahal mengikuti proyeksi dari Kementerian ESDM, impor gas alam cair baru dibuka pada 2019. Apakah benar impor LNG akan membuat harga jual gas ke tangan industri lebih murah?

Hal itu bisa tercapai jika harga LNG dari negara asal US$ 2 per MMBtu ditambah ongkos angkut US$ 1,5. Kemudian, biaya regasifikasi dan penghantaran gas melalui pipa (toll fee) maksimum US$ 3 per MMBtu, maka harga di tingkat konsumen US$ 6,5. Harga itu pun masih tetap lebih tinggi dari batas yang diinginkan oleh industri yakni US$ 4-US$ 5 per MMBtu.

Berdasarkan data Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), biaya sewa pipa gas atau toll fee di 55 ruas pipa, selisihnya sangat jauh yakni berkisar sekitar US$ 0,1 hingga yang termahal US$ 2,5 per Mscf. Harga termahal yakni di ruas pipa Arun-Belawan, Kepodang-Tambak Lorok, South Sumatera-West Java (SSWJ) I dan SSWJ ll. Sementara itu, harga terendah yakni di mas pipa Citarik-Dawuan, Pulau Layang-Pupuk Sriwijaya, dan Gresik-PLN Gresik dengan harga di bawah US$ 0,5 per Mscf. Padahal, rata-rata toll fee di bawah US$ 1 yakni US$ 0,89.

Kunci normalisasi harga gas terdapat pada kegiatan yang efisien dari sektor industri penyerap gas, produsen, pemroses, dan penghantar gas juga formula harga yang tepat. Hingga saat ini, pemerintah pun belum bisa menerapkan pengaturan margin di tengah dan

hilir .

TRADER BERTINGKAT

Kendati diberi waktu dua tahun untuk berkomitmen membangun infrastruktur, pemerintah merasa tersandera karena harga gas tak akan bisa turun signifikan sebelum 2018. Di sisi lain, penurunan harga secara signifikan berada di hilir yakni penghantaran gas kerap ditunggangi trader bertingkat yang membuat rantai pasok semakin panjang. Bila berhasil, di proyeksi harga jual gas pipa bisa turun hingga 50%. Trader gas hanya mengandalkan tanda tangan alokasi dari menteri kemudian menjual alokasi itu ke trader lain atau langsung ke konsumen sehingga sering disebut trader kertas.

Menteri ESDM Ignasius Jonan lebih cenderung menginginkan agar masalah harga gas berjalan pada alur natural lewat mekanisme pasar. Seperti pada gas untuk kebutuhan- pembangkit listrik, pemerintah menetapkan formula harga gas pipa dan LNG yang bisa ditoleransi pengembang. Untuk LNG, batasnya 8% dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian crude price/ICP) dan gas pipa 11,5% dari ICR BP Energy Outlook 2017 menyebut pasokan LNG akan meningkat secara cepat pada 2035.

Hal tersebut disebabkan adanya pasokan dari Amerika Serikat, Australia, dan Afrika. Sekitar 30% pertumbuhan ini akan terjadi dalam empat tahun mendatang dari berbagai proyek yang masih dalam tahap pengembangan. Bagaimana gas bisa tersalur ke industri bila tak ada fasilitas penyimpanan, regasifikasi, dan jaringan pipa? Kenyataannya, saat ini hanya terdapat empat unit penyimpanan dan regasifikasi dengan kapasitas regasifikasi masing~masing sekitar 3 juta ton per tahun (mtpa) yakni di Arun (Pertamina), lampung (PGN), Jawa Barat (Nusantara Regas) dan Bali (Pembangkitan Jawa Bali).

DISTRIBUSI

Gas bumi berbeda dengan minyak. Sebelum gas itu diproduksi, kontraktor harus terlebih dahulu mendapatkan kontrak dari calon

pembeli gas. Kemudian, jika gas itu dikirimkan melalui jarak yang panjang, misalnya dan Papua ke Sumatra Selatan maka harus menggunakan kapal. Agar gas bisa dikirim dengan kapal maka harus diubah menjadi LNG. Untuk dapat mengubah LNG kembali menjadi gas maka harus tersedia regasifikasi. Sementara itu, untuk konsumen yang dekat dengan sumber gas (mulut sumur) dapat didistribusikan dengan pipa. Jadi tanpa ada infrastruktur maka gas akan menjadi sia-sia.

Infrastruktur gas menjadi tugas pemerintah yang harus diselesaikan karena tak saja ada ironi industri mati di ladang gas, tetapi negara penghasil gas yang tak bisa memanfaatkan gasnya. Terbukti, Indonesia menjadi pengekspor LNG bagi negara-negara seperti Jepang dan Korea Selatan yang telah ber-kontrak jangka panjang dan menyerap sisa kargo yang tak bisa dimanfaatkan di dalam negeri. Terlepas dari itu, harga kerap menjadi alat ukur pencapaian kinerja pemerintahan.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Feb, 1, 2017