Pursue Additional Target Gas Reserves

PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina will undertake massive exploration this year to increase reserves and production of oil and gas. Pertamina EP will also maximize the various development projects that immediately on stream in the coming months.

Daily Acting President Director of Pertamina EP Nana Abdul Manaf said the massive steps to pursue additional targets oil and gas reserves of 78.19 Million Barrels of oil equivalent (MMBOE) and the target resource exploration findings 2C 321 MMBOE.

On the production side, Pertamina EP in 2017 set a target of 83 865 oil barrels of oil per day (BOPD). This figure is higher than the realization in 2016 amounted to 83 674 BOPD. As for gas production amounted to 1,042 Million standard cubic feet per day (MMSCPD) is greater than realization in 2016 amounted to 989.0 MMcfd.

Pertamina EP will maximize the development of several projects, such as Gas Development project Donggi Matindok, Paku Gajah, Cikarang, and Jirak. "Besides Jirak development project that was to be on stream in March April 2017," said Nana at Pertamina Headquarters.

Pertamina EP set targets revenue in 2017 amounted to 2,814 billion US dollars more than the realization of 2016 amounted to 2,495 billion US dollars. Meanwhile, for a pretax profit of 1.034 billion US dollars more than last year 835 million US dollars. Target EBITDA we are also up from last year amounted to 1,353 million-US dollars and 1,445 US dollars realized exceeds 6.8 percent of the target, being 1506 million dollars in 2017.

To that end, this year PT Pertamina EP targeted drilling 13 new wells. This target has increased from the previous eight wells in 2016. "We are also raising the oil and gas reserve discoveries of previously 249 Million Barrels of Oil Equivalent (MMBOE) in 2016 to 321 mmboe," said Nana Abdul Manaf in the discussion exposure Pertamina EP performance , at Pertamina Headquarters, Jakarta, Wednesday (22/3).

Nana continued optimization targets enhanced oil recovery (EOR) also increased to 3,372 barrels of oil per day (BOPD) of oil per day bopd. Earlier in 2016 Pertamina EP EOR production target of 2,977 BOPD. Achievement of the target of 99 percent or a total of 2,957 BOPD.

Pertamina EP has five production assets spread over 155 districts in Indonesia. The area of ​​operation of a subsidiary of PT Pertamina is about 113 614 square kilometers and number of employees 3915 people. Five of these assets from Aceh to Papua. One was on the fifth assets mostly in Kalimantan and West Papua.

IN INDONESIAN

Kejar Target Tambahan Cadangan Gas

PT Pertamina EP, anak perusahaan PT Pertamina akan melakukan eksplorasi masif tahun ini untuk meningkatkan cadangan dan produksi minyak dan gas. Pertamina EP juga akan memaksimalkan beberapa proyek pengembangan yang segera on stream dalam beberapa bulan mendatang.

Pelaksana Tugas Harian Presiden Direktur Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan langkah masif tersebut untuk mengejar target tambahan cadangan Migas 78,19 Million Barrels of oil equivalent (MMBOE) dan target temuan sumber daya eksplorasi 2C 321 MMBOE.

Dari sisi produksi, Pertamina EP pada 2017 mematok target untuk minyak 83.865 barrels of oil per day (BOPD). Angka ini lebih tinggi dari realisasi tahun 2016 sebesar 83.674 BOPD. Sementara untuk produksi gas sebesar 1.042 Million standard cubic feet per day (MMSCPD) lebih besar dari realisasi 2016 sebesar 989,0 MMCFD. 

Pertamina EP akan memaksimalkan beberapa proyek pengembangan, seperti proyek Pengembangan Gas Donggi Matindok, Paku Gajah, Cikarang, dan Jirak. "Selain Jirak,  proyek pengembangan itu sudah bisa on stream Maret April 2017, " kata Nanang di  Kantor Pusat Pertamina.

Pertamina EP menetapkan target pendapatan pada 2017 sebesar 2.814 Miliar dolar AS lebih besar dari realisasi 2016 sebesar 2.495 miliar dolar AS. Sementara untuk keuntungan sebelum pajak sebesar 1,034 miliar dolar AS lebih besar dibanding tahun lalu 835 juta dolar AS. Target ebitda kita juga naik dari yang tahun lalu sebesar 1.353 juta dolar-AS dan terealisasi 1.445 dolar AS melebihi 6,8 persen dari target, menjadi 1506 juta dolar AS pada 2017.

Untuk itu, tahun ini juga PT Pertamina EP menargetkan pengeboran di 13 sumur baru. Target ini mengalami peningkatan dari yang sebelumnya delapan sumur pada 2016. "Kita juga menaikkan temuan cadangan minyak dan gas dari yang sebelumnya 249 Million Barrels of Oil Equivalent (MMBOE) pada 2016 menjadi 321 mmboe," kata Nanang Abdul Manaf dalam diskusi pemaparan kinerja Pertamina EP, di Kantor Pusat Pertamina, Jakarta, Rabu(22/3).

Nanang melanjutkan target optimalisasi enhanced oil recovery (EOR) juga dinaikkan menjadi 3.372 barrels of oil per day (BOPD) minyak per hari BOPD. Sebelumnya pada 2016 target produksi EOR Pertamina EP sebesar 2.977 BOPD. Pencapaiannya 99 persen dari target atau sebesar 2.957 BOPD.

Pertamina EP memiliki lima aset produksi yang tersebar di 155 Kabupaten di seluruh Indonesia. Luas wilayah operasi anak usaha PT Pertamina itu sekitar 113.614 kilometer persegi dengan jumlah pekerja 3915 orang. Lima aset ini tersebar dari Aceh sampai Papua. Salah satunya pada aset kelima sebagian besar di Kalimantan dan Papua Barat.

Harian Bangsa, Page-4, Thursday, March, 23, 2017

Three Projects Operates the Year

PT Pertamina EP is targeting three new projects of oil and gas to operate this year. Daily Acting President Director of Pertamina EP (PEP) Nana Abdul Manaf said that currently there are four oil and gas projects that will operate. Subsidiary company PT Pertamina is targeting three projects of which could begin to produce gas and oil in this year.

The three projects are the development of Donggi Matindok (Central Sulawesi), Field Paku Elephants (North Sumatra), and the development of Tegal Pacing Cikarang (Jawa Barat). Production Matindok Donggi gas projects will be raised 55 million cubic feet per day (MMSCFD) to 105 MMSCFD. The project is targeted to operate in April 2017.

Nail Field Development elephant with peak production target of 45 MMSCFD of gas and 1,100 barrels per day (bpd) of oil is targeted to start production in April. Meanwhile, Cikarang project Tegal Pacing with peak production of 14 MMSCFD gas will be operational this month. Meanwhile, Jirak field in South Sumatra is expected to produce 421 barrels of condensate per day / bcpd in December 2018.

Additional oil and gas production from the three projects are expected to sustain the company's target this year. He said, in 2016, PEP oil and gas production fell due to lower oil prices than the projection set. Company set a projected oil price in the range of US $ 50 per barrel, but the realization of the 2016 average of US $ 30 per barrel.

Pertamina EP is targeting production of 83 865 bpd of oil this year is higher than last year's 83 674 bpd. Gas production is targeted to reach 1,042 MMSCFD higher than last year 989 MMSCFD.

"Three development project that was to be onstream in March, April 2017," Nana said during a press conference on Wednesday (22/3). In addition, there are six field development plan (POD) new. One of them has been approved ie Bunyu, East Kalimantan so that the drilling of seven new Sunur can do.

Other development proposals are expected to be approved in April 2017. Five of the new field development Large Bamboo (West Java), Tapen (East Java), Gantar (Central Java), Bengal (North Sumatra), and Bunyu (East Kalimantan). There are five PoD which was completed in April, "he said.

She hoped that the exploration and production activities are realized in this year could rise compared with last year. It, was supported by PEP capital expenditures this year $ 778 million higher than in 2016 US $ 590 million. Pertamina EP targeted exploration activities form along 883 km of 2D seismic and 621 km2 of 3D seismic. In 201 7, exploration drilling activity targeted 13 wells and reserves the findings of 193 million barrels of oil, 742 billion cubic feet of gas or 321 barrels of oil equivalent iuta.

Event 953 km 2D seismic realization of the target of 952 km. Meanwhile, 1,008 km2 of 3D seismic realization of the target of 785 km2. Nana added, it set a revenue target in 2017 of US $ 2.814 billion, larger than the realization in 2016 amounted to US $ 2.495 billion pre-tax profit target of US $ 1.034 billion, higher than the last year's US $ 835 million.

IN INDONESIAN

Tiga Proyek Beroperasi Tahun lni

PT Pertamina EP menargetkan tiga proyek baru minyak dan gas bumi dapat beroperasi pada tahun ini. Pelaksana Tugas Harian Presiden Direktur Pertamina EP (PEP) Nanang Abdul Manaf mengatakan, saat ini terdapat empat proyek migas yang akan beroperasi. Anak perusahaan PT Pertamina itu menargetkan tiga proyek di antaranya bisa mulai menghasilkan gas bumi dan minyak pada tahun ini.

Ketiga proyek itu yaitu pengembangan gas Donggi Matindok (Sulawesi Tengah), Lapangan Paku Gajah (Sumatra Utara), dan pengembangan Cikarang Tegal Pacing (Jawa Barat). Produksi proyek gas Donggi Matindok akan dinaikkan 55 juta kaki kubik per hari (MMscfd) menjadi 105 MMscfd. Proyek itu ditargetkan beroperasi April 2017.

Pengembangan Lapangan Paku Gajah dengan target produksi puncak 45 MMscfd gas dan 1.100 barel per hari (bph) minyak ditargetkan mulai berproduksi pada April. Sementara itu, proyek Cikarang Tegal Pacing dengan produksi puncak gas 14 MMscfd akan beroperasi pada bulan ini. Adapun, Lapangan Jirak di Sumatra Selatan ditargetkan menghasilkan 421 barrel condensate per day/bcpd pada Desember 2018.

Tambahan produksi migas dari ketiga proyek tersebut diharapkan bisa menopang target perseroan pada tahun ini. Dia menuturkan, pada 2016 produksi migas PEP turun karena faktor harga minyak yang lebih rendah dari proyeksi yang ditetapkan. Perseroan menetapkan proyeksi harga minyak di kisaran US$50 per barel, tetapi realisasi hingga 2016 rerata US$30 per barel. 

Pertamina EP menargetkan produksi minyak tahun ini 83.865 bph lebih tinggi dari tahun lalu 83.674 bph. Produksi gas ditargetkan bisa mencapai 1.042 MMscfd lebih tinggi dari tahun lalu 989 MMscfd.

“Tiga proyek pengembangan itu sudah bisa onstream Maret, April 2017,” kata Nanang saat jumpa pers, Rabu (22/3). Selain itu, terdapat enam rencana pengembangan lapangan (POD) baru. Satu di antaranya telah disetujui yakni Bunyu, Kalimantan Timur sehingga pengeboran tujuh sunur baru bisa dilakukan.

Proposal pengembangan lain diharapkan mendapat persetujuan pada April 2017. Kelima pengembangan lapangan baru yakni Bambu Besar (Jawa Barat), Tapen (Jawa Timur), Gantar (Jawa Tengah), Benggala (Sumatra Utara), dan Bunyu (Kalimantan Timur). Ada lima PoD yang selesai pada April,” katanya.

Dia berharap agar kegiatan produksi dan eksplorasi yang terealisasi pada tahun ini bisa naik dibandingkan dengan tahun lalu. Hal,itu ditunjang oleh belanja modal PEP tahun ini US$778 juta lebih tinggi dari 2016 US$ 590 juta. Pertamina EP menargetkan kegiatan eksplorasi berupa seismik 2D sepanjang 883 km dan seismik 3D 621 km2. Pada 201 7, kegiatan pengeboran eksplorasi ditargetkan 13 sumur dan temuan cadangan 193 juta barel minyak, 742 miliar kaki kubik gas atau 321 iuta barel setara minyak.

Kegiatan seismik 2D terealisasi 953 km dari target 952 km. Sementara itu, seismik 3D terealisasi 1.008 km2 dari target 785 km2. Nanang menambahkan, pihaknya menetapkan target pendapatan pada 2017 sebanyak US$2,814 miliar lebih besar dari realisasi 2016 sebesar US$2,495 miliar Keuntungan sebelum pajak ditargetkan US$1,034 miliar lebih besar dibandingkan dengan realisasi tahun lalu US$835 juta.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, March, 23, 2017

Muara Bakau Production Could Gas This Year

    Crickets name is taken from the gas field natural gas resources Muara Bakau block, which will be processed using FPU ship.

Gas Muara Bakau block, East Kalimantan, has been able to start producing gas in mid 2017. This was in line with the completion of the floating production unit ships floating production unit / FPU) that it can be operational no later than May 2017. "The production of gas from the Muara Bakau can already conducted in mid this year. It's faster than the estimates contained in the Strategic Plan of the Ministry of Energy and Mineral Resources In 2015-2018, the first production in 2018, "said Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan on FPU's naming ceremony, in Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Riau islands.

Jonan give crickets name for FPU size of 46 x 192 meters. The name is taken from the location field crickets gas source natural gas Muara Bakau block, which will be processed using the FPU ship. The location name is Cricket Square. Crickets FPU ship will operate in the Muara Bakau block located in the Kutai Basin, off the coast of the Strait of Makassar, which is about 70 km from the coastline of East Kalimantan.

The vessel is designed for the processing of gas with a capacity of up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD). A total of 10 subsea gas production wells that have been compressed and ready to be produced will be linked with the FPU which then process and deliver gas by using a subsea pipeline along 79 km.

Furthermore, the gas will be piped ashore, namely to network gas producer in East Kalimantan and ends on domestic user in East Kalimantan and the Bontang LNG plant.

According Jonan, FPU Cricket also serves as distillation and can stabilize the condensate and distribute it to the ground through a local distribution network and ended in Senipah condensate refinery. More than 50% of production Cricket Field will be used to meet domestic gas demand. Hopefully, it can make a significant contribution to the national energy needs and economic development.

FPU crickets also serves as refining and stabilize the condensate and distribute it to the ground through a distribution network and ends at the refinery Senipah. Muara Bakau block dioperatori ENI Muara Bakau BV since 2002 with a stake of 55% and their partners, engie E & P, 33.30 / 0, and PT Saka Energi 11.7%. Special oil government immediately announced a Work Area (WK) gas phase one in May.

Special sign the convention circuit and the Indonesian Petroleum Association (IPA), 2017. Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Single, said the government was preparing 10 WK conventional oil and gas that will be offered this year. Of these, 7 WK is a joint study, while 3 WK offered through regular auctions. All 10 WK WK oil and gas is a gas that is newly offered.

Meanwhile, if the results of the evaluation of oil and gas which turns WK unsold in previous deals may be eligible for re-tendered, the government will offer it back. "It is possible (WK offered) increases. From the evaluation results kaIau allows, (can) grow "Tunggal said.

IN INDONESIAN

Muara Bakau Bisa Produksi Gas Tahun lni

Nama Jangkrik diambil dari lapangan gas sumber gas alam Blok Muara Bakau, yang akan diolah dengan menggunakan kapal FPU.

Blok Gas Muara Bakau, Kalimantan Timur, sudah bisa mulai memproduksi gas pada pertengahan 2017. Hal itu seiring dengan rampungnya kapal unit produksi terapung floating production unit/FPU) yang sudah bisa beroperasi paling lambat pada Mei 2017. “Produksi gas dari Muara Bakau sudah bisa dilakukan pada pertengahan tahun ini. Ini lebih cepat daripada perkiraan yang tercantum dalam Rencana Strategis Kementerian ESDM Tahun 2015-2018, yaitu produksi pertama pada 2018,” kata Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan pada upacara penamaan FPU itu, di Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Kepulauan Riau.

Jonan memberikan nama jangkrik untuk FPU berukuran 46 x 192 meter itu. Nama jangkrik diambil dari lokasi lapangan gas Sumber gas alam Blok Muara Bakau, yang akan diolah dengan menggunakan kapal FPU itu. Nama lokasi itu ialah Lapangan Jangkrik. Kapal FPU Jangkrik akan beroperasi di Blok Muara Bakau yang berlokasi di Cekungan Kutai, lepas pantai Selat Makassar, yakni sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur. 

Kapal tersebut dirancang untuk pengolahan gas dengan kapasitas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut yang telah dikompresi dan siap diproduksi akan dihubungkan dengan FPU yang kemudian mengolah dan menyalurkan gas dengan menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 km.

Selanjutnya, gas akan disalurkan ke darat, yaitu ke jaringan produsen gas Kalimantan Timur dan berakhir pada pemakai dalam negeri di Kalimantan Timur dan kilang LNG Bontang.

Menurut Jonan, FPU Jangkrik juga berfungsi sebagai penyulingan dan dapat menstabilkan kondensat serta menyalurkannya ke darat melalui jaringan distribusi setempat dan berakhir di kilang kondensat Senipah. Lebih dari 50% produksi Lapangan Jangkrik akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas domestik. Diharapkan, itu dapat memberikan kontribusi signifikan terhadap kebutuhan energi nasional dan pembangunan ekonomi.

FPU jangkrik juga berfungsi sebagai penyulingan dan menstabilkan kondensat serta menyalurkannya ke darat melalui jaringan distribusi dan berakhir di kilang Senipah. Blok Muara Bakau dioperasikan ENI Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham 55% dan mitra mereka, Engie E&P, 33,30/0, serta PT Saka Energi 11,7%. Penawaran migas Pemerintah segera mengumumkan penawaran Wilayah Kerja (WK) migas tahap satu pada Mei mendatang.

Penawaran masuk rangkaian acara konvensi dan konferensi Indonesian Petroleum Association (IPA) 2017. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Tunggal, menyatakan pemerintah sedang menyiapkan 10 WK migas konvensional yang akan ditawarkan pada tahun ini. Dari jumlah tersebut, 7 WK merupakan joint study, sedangkan 3 WK ditawarkan melalui lelang reguler. Ke-10 WK migas tersebut merupakan WK migas yang memang baru saja ditawarkan.

Sementara itu, apabila dari hasil evaluasi ternyata WK migas yang belum laku pada penawaran sebelumnya dapat memenuhi persyaratan untuk dilelang ulang, pemerintah akan menawarkannya kembali. “Ada kemungkinan (WK yang ditawarkan) bertambah. Dari hasil evaluasi kaIau memungkinkan, (bisa) bertambah" kata Tunggal.

Media Indonesia, Page-18, Wednesday, March, 22, 2017

Government Will Offer 10 oil and gas blocks

New Field offered by the Gross Split scheme.

Ministry of Energy and Mineral Resources is preparing the tender documents 10 new working area of ​​oil and gas. The offer will begin on May. According to Director of Upstream Oil and Gas, Single, Ministry of Energy will use a joint study scheme in seven blocks. "The rest will be offered through a regular auction," he said in a press release.

He added that the government is also reviewing offers oil and gas blocks 10 others outside the working area. "There is likely to rise. From the evaluation, if allowed to grow. "

Currently the Ministry of Energy is still facing the problem has not showed interest in 15 of the 17 oil and gas working areas are offered. Seven of the 17 blocks were offered through open auction scheme, namely South CPP in Riau, Suremana I Makassar Strait; South East Mandar off the coast of South Sulawesi, North Arguni in West Papua, Kasuri II in West Papua, Manakarra Mamuju in the Makassar Strait, and Oti offshore East Kalimantan.

Regional offered directly among other things block the West Hill off the coast of Riau Islands, Block Batu Gajah Two in Jambi, Block Kasingan Sampit off the coast of Central Kalimantan, Block Powerful off the coast of Java Sea, Block Ebuny offshore Southeast Sulawesi, Block Onin in West Papua, as well as Block West Kaimana in West Papua.

Likewise, the Bloc King, Bungamas, and Batu Ampar. Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja, said the deals these blocks can be reopened by the Ministry of Energy. Later, the Ministry will regulate the terms and conditions to attract new investors. Points consideration of the auction is not the amount of profit-sharing, but the technical proposal and the amount of signature bonus.

The government gives the lure a scheme for gross proceeds or gross split. The revenue sharing stipulated in Minister of Energy No. 8 of 2017. The scheme is believed to improve oil and gas investment climate in Indonesia.

"If using the gross split, more efficient, more profit," said Wiratmaja. Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar said the profit-sharing scheme contract made upstream oil and gas operations are not efficient. By contrast, gross scheme split will increase exploration. Currently, the rate of return Indonesia to stop oil and gas reserves at 50 percent. "The contractor shall appoint, free to use any technology. You who bear the cost. "

In the research business consultants Wood Mackenzie, a copy of which was obtained by Tempo, for gross proceeds of the scheme had lower rates of return on investment and make the net present value, especially oil and gas projects located in Iaut, becoming negative. The payback in gross schemes split a long time because the government does not change the operating costs (cost recovery).

IN INDONESIAN

Pemerintah Akan Menawarkan 10 blok migas

Lapangan baru ditawarkan dengan skema bagi hasil kotor.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang menyiapkan dokumen lelang 10 wilayah kerja baru minyak dan gas bumi. Penawaran akan dimulai pada Mei nanti. Menurut Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas, Tunggal, Kementerian Energi akan menggunakan skema studi bersama di tujuh blok. “Sisanya akan ditawarkan melalui lelang reguler,” ujarnya dalam keterangan pers.

Ia menambahkan, pemerintah juga sedang mereview penawaran blok migas lain di luar 10 wilayah kerja tersebut.“ Ada kemungkinan bertambah. Dari hasil evaluasi, kalau memungkinkan bisa bertambah.”

Saat ini Kementerian Energi masih menghadapi masalah belum diminatinya 15 dari 17 wilayah kerja migas yang ditawarkan. Tujuh dari 17 blok itu ditawarkan melalui skema lelang terbuka, yakni South CPP di Riau, Suremana I di Selat Makassar; South East Mandar di lepas pantai Sulawesi Selatan, North Arguni di Papua Barat, Kasuri II di Papua Barat, Manakarra Mamuju di Selat Makassar, dan Oti di lepas pantai Kalimantan Timur.

Wilayah yang ditawarkan secara langsung antara lain Blok Bukit Barat di lepas pantai Kepulauan Riau, Blok Batu Gajah Dua di Jambi, Blok Kasingan Sampit di lepas pantai Kalimantan Tengah, Blok Ampuh di lepas pantai Laut Jawa, Blok Ebuny di lepas pantai Sulawesi Tenggara, Blok Onin di Papua Barat, Serta Blok West Kaimana di Papua Barat.

Demikian juga dengan Blok Raja, Bungamas, dan Batu Ampar. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja, mengatakan penawaran blok-blok tersebut bisa dibuka kembali oleh Kementerian Energi. Nantinya, Kementerian akan mengatur syarat dan ketentuan baru untuk menarik investor. Poin pertimbangan lelang bukanlah besaran bagi hasil, melainkan proposal teknis dan besarnya bonus tanda tangan.

Pemerintah memberikan iming-iming skema bagi hasil kotor atau gross split. Pembagian hasil diatur dalam Peraturan Menteri Energi Nomor 8 Tahun 2017. Skema ini diyakini bisa memperbaiki iklim investasi migas Indonesia.

“Kalau menggunakan gross split, lebih efisien, lebih dapat profit,” kata Wiratmaja. Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar mengatakan skema bagi hasil kontrak membuat operasi hulu migas tidak efisien. Sebaliknya, skema gross split akan meningkatkan eksplorasi. Saat ini, tingkat pengembalian cadangan migas Indonesia berhenti pada angka 50 persen. “Kontraktor boleh menunjuk, bebas menggunakan teknologi apa pun. Cost kamu yang menanggung.”

Dalam hasil riset konsultan bisnis Wood Mackenzie, yang salinannya diperoleh Tempo, skema bagi hasil kotor justru menurunkan angka pengembalian investasi dan membuat net present value, terutama proyek migas yang berlokasi di Iaut dalam, menjadi negatif. Adapun pengembalian modal dalam skema gross split cukup lama karena pemerintah tidak mengganti biaya operasional (cost recovery).

Koran Tempo, Page-22, Wednesday, March, 22, 2017

Advantages Restrictions Not Hitting Gas Prices

Government asked to reduce prices at the upstream level

Association of Indonesian Gas Trader (INGTA) asked the government to review the plans to regulate the gas trading business advantage. The regulations set a limit on profit distribution of gas by 7 percent rated the Association did not effectively lower the price.

"Restrictions margin integral not only covers commercial sector. Whereas 92 percent of the price comes from the upstream side and transmission costs, "said Chairman Jamil Amperawan Sabrun Association.

Sabrun exemplifies the distribution of gas in West Java. In this region, consumer prices reached US $ 9 per million metric British thermal unit (MMBTU). The price component coming from upstream of US $ 7.16 per MMBTU. While transportation costs to US $ 1.1 per MMBTU. The distributor gets only US $ 0.74 per MMBTU. Thus, although the distribution costs trimmed out, the price will drop to US $ 8.26 per MMBTU.

The figure was still higher than the price stipulated in Presidential Regulation No. 40 of 2016 of US $ 6 per MMBTU. Sabrun assured that gas trading businesses can not raise prices just because of the risk of reducing sales. Association noted the absorption of gas for industrial use only 50 per cent of the allocation by the government. These conditions make gas traders do not enjoy the benefits.

"In fact, in East Java, the price of gas from Block WMO (West Madura Offshore) and transmission costs of US $ 8.1 per MMBTU. But we are forced to sell US $ 8 per MMBTU. Because, if on top of that, consumers do not want to buy. "

According Sabrun, the price cuts are effective in the upstream sector. This plan ever created in 2015 by reducing the government's gas receiving countries in some oil and gas fields. However, until now, the plan has not been realized.

Ministry of Energy and Mineral Resources stated precisely arranged downstream sector, which does not make the price of gas is expensive. Therefore, the government considers necessary margin restrictions that gas prices can compete with fuel oil. "Prices in the upstream oil and gas only US $ 6 per MMBTU, but consumers could be US $ 14 per MMBTU. Though the distance is only 20 kilometers. That is, there is a transaction that is multi-layered, "said Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

He would not confirm when the regulations on gas will be completed. In addition to harming consumers, trade margin issue detrimental to the upstream oil and gas business because it makes the absorption of gas stopped. In fact, the industry has to bear the high risk and cost. While in the downstream sector, business operations only build the pipeline. "Just build the pipeline, taking advantage not too much"

Another policy to suppress the price of gas is a gas distributor require the infrastructure. The Ministry of Energy gave a deadline until 2018. If there are still companies that do not want to build the pipeline, business licenses will be revoked. Industrial gas price reduction policy into the economic policy package third. However, until now, the price of gas down just for the six companies in the steel sector, fertilizers and petrochemicals.

IN INDONESIAN

Pembatasan Keuntungan Tidak Menekan Harga Gas

Pemerintah diminta menurunkan harga di tingkat hulu

Asosiasi Trader Gas Indonesia (INGTA) meminta pemerintah meninjau ulang rencana mengatur keuntungan bisnis niaga gas. Regulasi yang menetapkan batas atas keuntungan distribusi gas sebesar 7 persen dinilai Asosiasi tidak efektif

menurunkan harga.

“Pembatasan margin tidak integral, hanya mencakup sektor niaga. Padahal 92 persen harga berasal dari sisi hulu dan biaya transmisi," ujar Ketua Asosiasi Sabrun Jamil Amperawan.

Sabrun mencontohkan distribusi gas di Jawa Barat. Di wilayah ini, harga di tingkat konsumen mencapai US$ 9 per million metric British thermal unit (MMBTU). Komponen harga terbesar berasal dari hulu sebesar US$ 7,16 per MMBTU. Sedangkan biaya transportasi US$ 1,1 per MMBTU. Adapun distributor hanya kebagian US$ 0,74 per MMBTU. Dengan demikian, meski biaya distribusi dipangkas habis, harga akan turun menjadi US$ 8,26 per MMBTU. 

Angka itu masih lebih tinggi dari batas harga yang ditetapkan dalam Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 sebesar US$ 6 per MMBTU. Sabrun meyakinkan bahwa pengusaha niaga gas tidak bisa menaikkan harga begitu saja karena berisiko mengurangi penjualan. Asosiasi mencatat penyerapan gas untuk kebutuhan industri hanya mencapai 50 persen dari alokasi yang diberikan pemerintah. Kondisi ini membuat pedagang gas tidak menikmati keuntungan. 

“Bahkan, di Jawa Timur, harga gas dari Blok WMO (West Madura Offshore) dan biaya transmisi sebesar US$ 8,1 per MMBTU. Tapi kami terpaksa menjual US$ 8 per MMBTU. Sebab, kalau di atas itu, konsumen tidak mau beli."

Menurut Sabrun, pemangkasan harga yang efektif adalah di sektor hulu. Rencana ini pernah di buat pemerintah pada 2015 dengan mengurangi penerimaan gas negara di beberapa lapangan migas. Namun, hingga sekarang, rencana tersebut belum terealisasi. 

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral justru menyatakan sektor hilir yang tidak tertata membuat harga gas mahal. Karena itu, pemerintah menganggap pembatasan margin diperlukan supaya harga gas bisa bersaing dengan bahan bakar minyak. “Harga di hulu migas hanya US$ 6 per MMBTU, tapi di konsumen bisa US$ 14 per MMBTU. Padahal jaraknya hanya 20 kilometer. Artinya, ada transaksi yang berlapis-lapis,” ucap Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Dia tidak mau memastikan kapan regulasi mengenai gas akan selesai. Selain merugikan konsumen, masalah margin niaga dinilai merugikan pebisnis hulu migas karena membuat penyerapan gas berhenti. Padahal, industri tersebut menanggung risiko tinggi dan biaya besar. Sedangkan di sektor hilir, operasional pebisnis hanya membangun pipa. “Hanya membangun pipa, mengambil keuntungannya jangan terlalu banyak"

Kebijakan lain untuk menekan harga gas adalah mewajibkan distributor gas memiliki infrastruktur. Kementerian Energi memberi tenggat hingga 2018. Jika masih ada perusahaan yang tidak mau membangun pipa, izin usahanya akan dicabut. Kebijakan penurunan harga gas industri masuk dalam paket kebijakan ekonomi ketiga. Namun, sampai sekarang, harga gas turun hanya untuk enam perusahaan di sektor baja, pupuk, dan petrokimia saja.

Koran Tempo, Page-20, Wednesday, March, 22, 2017

Upstream Oil and Gas Sector Governance Still Debated

Revised Law on Oil and Gas

Vice Chairman of Commission VII Satya Widya Yudha says there are seven points that a debate on the revision of the Law on Oil and Gas (Oil and Gas) in the debate among oil and gas upstream sector governance.

"There are things that are being debated, and the process will now be submitted to the Legislative Body (Baleg)," said Satya Widya Yudha in Jakarta, Tuesday (21/3).

The first debate among other things, related to the upstream sector governance. Institutions implementing the upstream sector, the shape, the structure, duties and authorities as well as the holder of mining rights is still being discussed formation.

Second, the form of the contract. To shape the discussion in terms of contract type of contract that can be used, time period of the contract, the profit-sharing scheme, state sovereignty and clauses that can provide legal certainty.

While the third is 'privileged' or privilege to NOC (Pertamina) and Domestic Company. Privilege is related, among others, related to getting new working area and get a working area that will soon run out. In addition, the calculation of Participating Interest (PI) or the right to participate, for example, how many percent of the domestic company Pertamina and the definition itself.

Fourth is the right part for local governments. An example is how the form of a 'privilege' which is expected to provide a sense of ownership so as to simplify the licensing process and reduce the demands on local government. Fifth, the debate also touched on health issues, environmental impact and the welfare of its own for parties involved.

Sixth, the discussion of the law to also focus on the oil and gas petroleum fund or financing for the development of oil and gas as well as the search effort. Seventh of the debate is on the downstream sector. For example, for the determination of the pricing policy, privatization, what percentage of the obligation to meet domestic demand (excluding DMO), operates with a permit and the establishment of Buffer Enterprises as a parent.

"It could be later established the Special Effort, but not state-owned enterprises, due to the SOE domisi the Commission VI. There could collide, because a lot of overlap, "says Satya.

IN INDONESIAN

Tata Kelola Sektor Hulu Migas Masih Diperdebatkan

Wakil Ketua Komisi VII Satya Widya Yudha

Wakil Ketua Komisi VII Satya Widya Yudha menyebutkan ada tujuh poin yang menjadi perdebatan mengenai revisi Undang-Undang Minyak dan Gas Bumi (Migas) di antaranya perdebatan tata kelola sektor hulu Migas.

“Masih ada hal-hal yang menjadi perdebatan, dan prosesnya sekarang akan diserahkan kepada Badan Legislasi (Baleg),” kata Satya Widya Yudha di Jakarta, Selasa (21/ 3).

Perdebatan tersebut antara lain pertama, terkait tata kelola sektor hulu. Institusi pelaksana sektor hulu, bentuk, struktur, tugas dan kewenangan serta pemegang kuasa pertambangan masih dibahas pembentukannya.

Kedua, bentuk kontrak. Untuk bentuk kontrak pembahasannya dalam hal jenis kontrak yang dapat dipakai, jangka Waktu kontrak, skema bagi hasil, kedaulatan negara dan klausul yang dapat memberikan kepastian hukum.

Sedangkan yang ketiga adalah ‘privilege’ atau hak istimewa untuk NOC (Pertamina) dan Perusahaan Domestik. Privilege tersebut berkaitan antara lain terkait untuk mendapatkan Wilayah kerja baru dan mendapatkan Wilayah kerja yang akan segera habis. Selain itu juga perhitungan Participating Interest (PI) atau hak berpartisipasi, misal berapa persen bagian Pertamina dan definisi Perusahaan Domestik itu sendiri.

Keempat adalah hak bagian untuk pemerintah daerah. Contohnya adalah bagaimana bentuk ‘privilege’ yang diharapkan dapat memberikan rasa kepemilikan sehingga dapat mempermudah proses perizinan dan mengurangi tuntutan pemerintah daerah. Kelima, perdebatan juga menyinggung masalah kesehatan, dampak lingkungan dan kesejahteraan sendiri bagi pihak terkait.

Keenam, pembahasan Rencana Undang-Undang migas juga memfokuskan pada petroleum fund atau pendanaan bagi upaya pengembangan migas serta pencariannya. Pokok perdebatan yang ketujuh adalah pada sektor hilir. Misalnya untuk penetapan kebijakan harga, privatisasi, berapa persen kewajiban memenuhi kebutuhan dalam negeri (diluar DMO), beroperasi dengan Izin dan pembentukan Badan Usaha Penyangga sebagai induk.

“Bisa jadi nanti dibentuk Badan Usaha Khusus, tapi bukan BUMN, karena untuk BUMN itu domisi bagi Komisi VI. Nanti bisa bertabrakan, karena banyak bersinggungan,” kata Satya.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, March, 22, 2017

Jangrik Fields Soon Produce

FSU ship Inaugurated

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan, Tuesday (21/3), attended the naming ceremony Boat Floating Production Unit (FRU) Crickets in Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Riau Islands. It also marks the naming ships will soon berproduksinya gas from Block Muara Bakau where First gas is targeted to mid-2017, sooner than stated in the Strategic Plan of the Ministry of Energy and Mineral Resources In 2015-2018, the first production in 2018.

Present on the occasion SKK Migas Head Amien Sunaryadi and the Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources IGN Wiratmaja Puja. Crickets FPU ship will operate in the Muara Bakau block located in the Kutei Basin, offshore of Makassar Strait, about 70 km from the coastline of East Kalimantan. Crickets FPU is ship-shape and gas facilities. Before the ship sailed to the Crickets FPU operations place in the Makassar Strait, according maritime traditions for newly built vessel, carried a ship naming ceremony.

Crickets FPU ship naming ceremony marked by solving jug by Mrs. Ignatius Jonan. In the maritime history since the late 18th century, a ship naming ceremony intended as an expression of gratitude for all achievements, usually done by a woman.

Crickets FPU ship designed for the processing of gas with a capacity of up to 450 million standard cubic feet per day (MMSCFD). A total of 10 production wells undersea gas that has been compressed and ready to be produced, will be linked with the FPU which will then process and deliver gas using subsea pipelines along the 79 km and further to the land that is in the network of gas producers in East Kalimantan and ultimately to the user domestic in East Kalimantan and the Bontang LNG plant.

Crickets FPU ship also serves as refining and stabilize the condensate and distribute it to the ground through a local distribution network and ended in Senipah condensate refinery.

More than 50% of production Cricket Field will be used to meet domestic needs, thus contributing significantly to the national energy needs and economic development. Muara Bakau block operated by ENI Muara Bakau BV since 2002 with a stake of as much as 55% and its partners engie E & P by 33.3%, and PT Saka Energi Muara Bakau of 11.7%.

The first gas discovery obtained in 2009 in line Crickets-1 wells. In the same block, at about 20 km to the Northeast Field Janfkrik, field crickets found North East in 2011. The development plan (Plan of Development / PoD) Cricket Field was approved in 2011, while the North East Cricket 2013. Approval POD Crickets North East include integration with Crickets field development in a single project called "project complex Crickets"

US$ save 300 Million

Jonan said the workmanship Field Crickets can run efficiently so that the investment made can be cut $ 300 million from a budget of US $ 4.5 billion. Not only that, oil and gas field can also produce gas more quickly, which began mid-year. 

    She appreciates the savings that can be done at Cricket Field Project. Moreover, the Government is encouraging the large efficiency of capex (capital expenditure / capex) and operating budget (operational expenditure / apex) national upstream oil and gas industry. This is because there is no one party that can control the price of oil and gas.

"The project is ahead of plan by nearly 12 months. My thanks to the acceleration of the licensing provided by local government. I think it's expected of us, because if licensing slowly, investing too slow, "said Jonan.

Boost Production

Going forward, Jonan expect gas production from the Field Crickets can be increased up to 800 MMSCFD. He guarantees, additional gas produced will certainly be absorbed. Because the government will prioritize the use of gas for power generation.

For many years why many built power plant for gas allocation is very difficult. We will make a gas guide is greater and greater. It also will ensure the Riau area as close to the source of gas, will obtain gas for electrical. Thus, the consumption of fuel oil and diesel oil in Riau can be eliminated.

Moreover, it is also close to the East Natuna Block gas reserves to 48 trillion cubic feet. If you missed the Riau gas to electricity, means outrageous set up, so it must be set so that gets all.

Cricket Field of the planned production of 450 MMSCFD or the equivalent of 3 million tons per year, more than 50% will be used to meet domestic needs. The gas purchased by PT Pertamina with a volume of 1.4 million tons per year for seven years since 2017. The gas supply can make a significant contribution to the national energy needs and economic development.

While the rest of the Cricket Field production will be allowed to be exported. Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gusti Nyoman had said, exports should be done because there is no domestic consumers absorb this gas production.

"So far there are bidding, but the patient was yes. If it's a deal, later given out, "he said.

IN INDONESIAN

Lapangan Jangrik Segera Berproduksi

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan, Selasa (21/ 3), menghadiri acara Upacara Penamaan Kapal Floating Production Unit (FRU) Jangkrik di Saipem Karimun Yard, Tanjung Balai, Kepulauan Riau.  Penamaan kapal ini juga menandai akan segera berproduksinya gas dari Blok Muara Bakau di mana First gas ditargetkan pertengahan tahun 2017, lebih cepat dari perkiraan yang tercantum dalam Rencana Strategis Kementerian ESDM Tahun 2015-2018, yaitu produksi pertama tahun 2018. 

Hadir dalam kesempatan tersebut Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi dan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja. Kapal FPU Jangkrik akan beroperasi di Blok Muara Bakau yang berlokasi di Cekungan Kutei, lepas pantai Selat Makassar, sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur. FPU Jangkrik merupakan fasilitas migas berbentuk kapal. Sebelum kapal FPU Jangkrik berlayar menuju ke tempat operasinya di Selat Makassar, sesuai tradisi kemaritiman bagi newly built vessel, dilakukan suatu upacara penamaan kapal.

Upacara penamaan kapal FPU Jangkrik ditandai dengan pemecahan kendi oleh Ny Ignasius Jonan. Dalam sejarah kemaritiman sejak akhir abad 18, upacara penamaan kapal yang bertujuan sebagai wujud rasa syukur atas segala pencapaian, biasanya dilakukan oleh seorang wanita.

Kapal FPU Jangkrik dirancang untuk pengolahan gas dengan kapasitas hingga 450 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd). Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut yang telah dikompresi dan siap untuk diproduksikan, akan dihubungkan dengan FPU yang kemudian akan mengolah dan menyalurkan gas menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 km dan selanjutnya ke darat yaitu ke dalam jaringan produsen gas Kalimantan Timur dan pada akhirnya kepada pemakai dalam negeri di Kalimantan Timur dan kilang LNG Bontang.

Kapal FPU Jangkrik juga berfungsi sebagai penyulingan dan menstabilkan kondensat serta menyalurkannya ke darat melalui jaringan distribusi setempat dan berakhir di kilang kondensat Senipah.

Lebih dari 50% produksi Lapangan Jangkrik akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik, sehingga memberikan kontribusi signifikan terhadap kebutuhan energi nasional dan pembangunan ekonomi. Blok Muara Bakau dioperasikan oleh ENI Muara Bakau BV sejak 2002 dengan kepemilikan saham sebanyak 55% dan mitranya Engie E&P sebesar 33,3%, serta PT Saka Energi Muara Bakau sebesar 11,7%.

Penemuan gas pertama didapatkan pada tahun 2009 pada garis sumur Jangkrik-1. Di blok yang sama, pada sekitar 20 km di sebelah Timur Laut Lapangan Janfkrik, ditemukan lapangan Jangkrik North East pada tahun 2011. Rencana pengembangan (Plan of Development/PoD) Lapangan Jangkrik disetujui tahun 2011, sedangkan Jangkrik North East tahun 2013. Persetujuan POD Jangkrik North East mencantumkan integrasi dengan pengembangan lapangan Jangkrik dalam satu proyek tunggal yang dinamakan “Proyek Komplek Jangkrik”

Hemat US$ 300 Juta

Jonan menyatakan, pengerjaan Lapangan Jangkrik dapat berjalan efisien sehingga investasi yang dikeluarkan dapat dipotong US$ 300 juta dari anggaran US$ 4,5 miliar. Tidak hanya itu, lapangan migas ini juga dapat menghasilkan gas lebih cepat, yakni mulai pertengahan tahun ini. 

    Dia mengapresiasi penghematan yang dapat dilakukan di Proyek Lapangan Jangkrik. Apalagi, Pemerintah memang mendorong adanya efisiensi besar-besaran dari belanja modal (capital expenditure/capex) dan anggaran operasi (operational expenditure/apex) industri hulu migas nasional. Hal ini mengingat tidak ada satu pihak pun yang dapat mengendalikan harga minyak dan gas bumi.

“Proyek ini lebih cepat dari rencana sekitar hampir 12 bulan. Saya terima kasih dengan adanya percepatan perizinan yang diberikan pemerintah daerah. Saya kira ini yang diharapkan kita semua, karena kalau perizinan pelan, investasi juga lambat,” jelas Jonan.

Dongkrak Produksi

Ke depannya, Jonan berharap produksi gas dari Lapangan Jangkrik dapat ditingkatkan hingga menjadi 800 mmscfd. Dia menjamin, tambahan gas yang dihasilkan pasti akan dapat terserap seluruhnya. Pasalnya, pemerintah akan memprioritaskan pemanfaatan gas untuk pembangkit listrik. 

Bertahun tahun kenapa banyak dibangun PLTU karena alokasi gasnya sangat sulit. Kami akan bikin satu panduan gas ini makin lama makin besar. Pihaknya juga akan memastikan daerah seperti Riau yang dekat dengan sumber gas, akan memperoleh gas untuk kelistrikannya. Dengan demikian, konsumsi minyak bakar dan minyak solar di Riau dapat dihilangkan.

Apalagi,  juga dekat dengan Blok East Natuna yang memiliki cadangan gas hingga 48 triliun kaki kubik. Kalau Riau tidak kebagian gas untuk listrik, berarti keterlaluan yang mengatur, jadi pasti kita atur supaya kebagian semua.

Dari produksi Lapangan Jangkrik yang direncanakan sebesar 450 mmscfd atau setara 3 juta ton per tahun, lebih dari 50% akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik. Gas tersebut dibeli oleh PT Pertamina dengan volume 1,4 juta ton per tahun untuk tujuh tahun sejak 2017. Pasokan gas ini dapat memberikan kontribusi signifikan terhadap kebutuhan energi nasional dan pembangunan ekonomi.

Sementara sisa produksi Lapangan Jangkrik akan diizinkan untuk diekspor. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja sempat menuturkan, ekspor boleh dilakukan karena tidak ada lagi konsumen dalam negeri yang menyerap produksi gas ini.

“Sejauh ini sudah ada yang menawar, tetapi sabar dulu ya. Kalau sudah deal, nanti dikasih tahu,” kata dia.

Investor Daily, Page-1, Wednesday, March, 22, 2017

Government Back Holds Auction 10 Block Oil and Gas

Although enthusiasts, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) again offered oil and gas blocks to the contractor cooperation contract (PSC). Understandably, the auction period last year, only two oil and gas blocks in demand of 14 oil and gas blocks were auctioned.

Well, this time the Ministry of Energy and Mineral Resources will auction 10 oil and gas blocks to conventional PSC. However, IGN Wiratmaja Puja is not willing to disclose the name of the block, its area, as well as the category position is in the deep sea or onshore. "It will be announced when the IPA Convention and Exhibition 2017," he said.

Single, Director of Upstream Oil and Gas added 10 new oil and gas blocks were auctioned, seven oil and gas blocks is a joint study. The remaining three oil and gas blocks offered via regular auctions.

The Government will evaluate oil and gas blocks previously not been getting offers. If the oil and gas block may be eligible for re-tendered, the government will offer back this year. There is a possibility to increase (the number of blocks auctioned). From the results of the evaluation, if possible increased.

As an illustration, in the period April 2016-April 2017, of the 14 oil and gas blocks were auctioned, only two blocks that have the winner of the auction. Related result of oil and gas blocks offered in 2016, the results of the evaluation have been reported to the Minister of Energy and Mineral Resources and the results are expected this month can be announced.

Special auction 10 oil and gas blocks in 2017 lahun or oil and gas blocks auction was repeated this year, the course will use the gross revenue share split scheme. Tuiuannya that investors are more interested in developing oil and gas blocks in Indonesia. Meanwhile, Komaidi Notonegoro, Executive Director ReforMiner Institute, said, if the government really wanted to try to auction off the block using a split gross scheme go ahead.

But, according to him, is more appropriate to split the gross blocks of termination or the oil and gas that are not renewed by the government. If new oil and gas blocks because the system is not yet clear, the perpetrators are still asked about rights obligations, including the division split.

He understood, wearing gross government objectives is to simplify the bureaucracy split than using the results (PSC) cost recovery. But in practice becomes more complex. Players attempt said, check out the split is offered, it is more obvious that uses PSC cost recovery due to the result 85:15. Later there are cots recovery.

In the end, the government wants a large part of the country and PSC also got a big part. It's definitely there will be a negotiation process. It's not simple.

IN INDONESIAN

Pemerintah Kembali Gelar Lelang 10 Blok Migas

Kendati sepi peminat, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) kembali menawarkan blok migas kepada kontraktor kontrak kerjasama (KKKS). Maklum, pada periode lelang setahun terakhir, hanya dua blok migas yang diminati dari 14 blok migas yang dilelang.

Nah, kali ini Kementerian ESDM akan melelang 10 blok migas konvensional ke KKKS. Namun, IGN Wiratmaja Puja belum bersedia mengungkapkan nama blok, wilayahnya, serta kategori posisi laut dalam atau berada di onshore. "Nanti akan diumumkan saat IPA Convention and Exhibition 2017," kata dia.

Tunggal, Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas menambahkan, dari 10 blok migas baru yang dilelang itu, tujuh blok migas merupakan joint study. Adapun sisa tiga blok  migas ditawarkan melalui lelang reguler.

Pemerintah akan mengevaluasi blok migas sebelumnya yang belum mendapatkan penawaran. Jika blok migas tersebut dapat memenuhi persyaratan untuk dilelang ulang, pemerintah akan menawarkan kembali pada tahun ini. Ada kemungkinan bertambah (jumlah blok dilelang). Dari hasil evaluasi kalau memungkinkan bertambah.

Sebagai gambaran, pada periode April 2016-April 2017, dari 14 blok migas yang dilelang, hanya dua blok yang memiliki pemenang lelang. Terkait hasil blok migas yang ditawarkan tahun 2016, hasil evaluasinya telah dilaporkan ke Menteri ESDM dan diharapkan bulan ini hasilnya sudah dapat diumumkan.

Khusus lelang 10 blok migas pada Lahun 2017 atau blok migas yang lelangnya diulang pada tahun ini, tentu saja akan menggunakan skema bagi hasil gross split. Tuiuannya agar investor lebih tertarik mengembangkan blok migas di Indonesia. Sementara itu, Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, menyatakan, jika memang pemerintah ingin mencoba melelang blok dengan menggunakan skema gross split silahkan saja.

Tetapi, menurut dia, gross split lebih tepat bagi blok-blok terminasi atau blok migas yang sudah tidak diperpanjang oleh pemerintah. Kalau blok migas baru karena sistemnya belum jelas, para pelaku masih bertanya tentang hak kewajiban termasuk pembagian split.

Dia memahami, tujuan pemerintah memakai gross split adalah untuk menyederhanakan birokrasi dibandingkan dengan memakai bagi hasil (PSC) cost recovery. Tapi pada praktiknya menjadi lebih kompleks. Pemain usaha bilang, lihat dulu split yang ditawarkan, justru lebih jelas yang menggunakan PSC cost recovery karena bagi hasilnya 85:15. Nanti ada cots recovery.

Pada akhirnya pemerintah ingin bagian negara besar dan KKKS juga mendapat bagian besar. Ini pasti nanti ada proses negosiasi. Ini tidak sederhana.

Kontan, Page-14, Wednesday, March, 22, 2017