Wide Budget Balance

The government believes that the rise in world crude oil prices, which is currently far above prediction, will not disrupt the balance of state revenues and expenditures this year.

World crude oil prices have moved up throughout 2017 and continued strengthening earlier this year. On Monday's trade (8/1) to 15.52 GMT, West Texas Intermediate (WTI) oil prices rose 0.23% to US $ 61.57 per barrel on the New York Merchantile Exchange.

Meanwhile, Brent oil prices rose 0.10% to US $ 67.69 per barrel on ICE Futures Europe. Meanwhile, the government is targeting oil prices to be at the level of US $ 48 per barrel in the state budget of revenues and expenditures (APBN) 2018.

Finance Minister Sri Mulyani Indiawati said so far there is nothing to worry about in relation to rising world oil prices. According to the Minister of Finance, rising world oil prices will have a positive effect on state revenues. Indonesia gets a profit of around Rp 1.1 trillion and every increase in the oil price of US $ 1 per barrel.

"If our assumption is US $ 48 per barrel, now it rises to US $ 50, then there is revenue of around Rp 2.2 trillion, Finance Minister said Monday (8/1).

Meanwhile, PT Pertamina as an importer of crude oil and fuel oil (BBM) has a healthy financial condition.

"Even in 2016 Pertamina gets a profit because they do not change the selling price when world oil prices at that time fell. So, the profit is used to maintain their balance sheet last year, "said Sri Mulyani.

The Minister of Finance said that Pertamina needed the support of capital expenditure to expand.

"They have to expand, capital spending quite a lot, there may be pressure," said Sri Mulyani.

Meanwhile, Head of Fiscal Policy Agency of the Finance Ministry, Suahasil Nazara, said it still needs to audit reports on energy subsidies before finally making a decision to make changes or not. Suahasil said the authority to calculate the increase in energy subsidy is at the Ministry of Energy and Mineral Resources.

"Only in the first 3 months of this year, nothing has changed. Then if there is a price change, according to the formula and the formula

calculated Ministry of Energy and Mineral Resources. "

Meanwhile, so far the government has decided that the selling price of diesel fuel subsidy, premium, and kerosene did not change in January-March 2018. This is done so that people's purchasing power can be maintained.

For the next period, the government will review the realization of oil and component prices in the fuel price formula to determine whether it is necessary to make adjustments. Since April 2016, the government has not changed the price of premium and diesel fuel even though it actually has a fuel price formula that is sensitive to changes in crude oil prices.

NEGATIVE IMPACT

Associated with that condition, analysts and economists assess the rise in crude oil prices can also have a negative impact on the Indonesian economy. The greatest impact the government will feel is the potential increase in energy subsidies because Indonesia is an oil importing country.

Bhima Yudhistira, an economist at the Institute for Development of Economics and Finance, said that rising oil prices will indeed boost oil and gas exports that will contribute to state revenues.

"If the oil price trend continues, even predicted to reach US $ 80 per barrel for Indonesian Crude Price (ICP), the target of revenue and oil and gas will be achieved in 2018," said Bhima.

However, rising world oil prices will impact the burden of state subsidies. If subsidies, there is no increase in fuel prices, will potentially occur and will affect the cost of production in the country.

"Logistics costs can be more expensive. Competitiveness decreased, "he added.

Yose Rizal Damuri, an economist at the Center for Strategic and International Studies, said that the impact on the APBN is actually positive because fuel subsidies are not too large, although some types of fuel are still subsidized.

"The more problematic is the impact on economic growth in the form of rising production costs and rising oil prices," he said.

Related to the projection of world crude oil price this year, Monex Investindo Futures analyst Putu Agus said that prices could be corrected due to sentiment from increased US shale production targeted to reach 10 million barrels per day.

"The price of crude oil in the world is not expected to reach US $ 70 per barrel.

The possibility could be down to US $ 52 per barrel or US $ 55 per barrel due to US production factors that continue to increase throughout the year, "said Putu.

IN INDONESIA

Keseimbangan Anggaran Terjaga

Pemerintah meyakini kenaikan harga minyak mentah dunia, yang saat ini jauh di atas prediksi, tidak akan mengganggu keseimbangan anggaran pendapatan dan belanja negara pada tahun ini. 

Harga minyak mentah dunia telah bergerak naik sepanjang 2017 dan melanjutkan penguatan pada awal tahun ini. Pada perdagangan Senin (8/1) hingga pukul 15.52 WIB, harga minyak West Texas Intermediate (WTI) menguat 0,23 % menjadi US$ 61,57 per barel di New York Merchantile Exchange. 

Sementara itu, harga minyak Brent naik 0,10% menjadi US$ 67,69 per barel di ICE Futures Europe. Adapun, pemerintah menargetkan harga minyak hanya berada di level US$48 per barel dalam anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN) 2018. 

Menteri Keuangan Sri Mulyani Indiawati mengatakan, sejauh ini belum ada hal yang perlu dikhawatirkan terkait dengan kenaikan harga minyak dunia. Menurut Menteri Keuangan kenaikan harga minyak dunia akan memberikan pengaruh positif terhadap penerimaan negara. Indonesia mendapatkan keuntungan sekitar Rp 1,1 triliun dan setiap kenaikan harga minyak sebesar US$ 1 per barel.

"Jika asumsi kita US$ 48 per barel, sekarang naik menjadi US$ 50, maka ada penerimaan sekitar Rp 2,2 Triliun ujar Menteri Keuangan Senin (8/1).

Sementara itu, PT Pertamina sebagai pengimpor minyak mentah dan bahan bakar minyak (BBM) memiliki kondisi keuangan yang sehat.

“Bahkan pada 2016 Pertamina mendapat untung karena mereka tidak mengubah harga jual ketika harga minyak dunia pada saat itu turun. Jadi, keuntungan tersebut dipakai untuk menjaga neraca mereka pada tahun lalu,” kata Sri Mulyani.

Menteri Keuangan mengatakan yang diperlukan Pertamina saat ini adalah dukungan belanja modal untuk berekspansi. 

“Mereka harus ekspansi, belanja modalnya cukup banyak, di situ mungkin akan mendapatkan tekanan,” kata Sri Mulyani.

Sementara itu, Kepala Badan Kebijakan Fiskal Kementerian Keuangan Suahasil Nazara mengatakan, pihaknya masih perlu mengaudit Iaporan tentang subsidi energi sebelum akhirnya mengambil keputusan untuk melakukan perubahan atau tidak. Suahasil mengatakan, kewenangan penghitungan kenaikan subsidi energi berada di Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 

“Hanya dalam 3 bulan pertama tahun ini tidak ada yang berubah. Lalu kalau ada perubahan harga, sesuai formula dan formula itu dihitung Kementerian ESDM.”

Adapun, sejauh ini pemerintah telah memutuskan bahwa harga jual BBM jenis solar subsidi, premium, dan minyak tanah tidak mengalami perubahan pada Januari-Maret 2018. Hal tersebut dilakukan agar daya beli masyarakat dapat terjaga.

Untuk periode berikutnya, pemerintah akan melihat kembali realisasi harga minyak dan komponen dalam formula harga BBM untuk menentukan apakah memang perlu dilakukan penyesuaian. Sejak April 2016, pemerintah tidak mengubah harga premium dan solar meskipun sebenarnya memiliki formula harga BBM yang sensitif terhadap perubahan harga minyak mentah.

DAMPAK NEGATIF

Terkait dengan kondisi itu, para analis dan ekonom menilai kenaikan harga minyak mentah juga dapat memberikan dampak negatif bagi perekonomian Indonesia. Dampak terbesar yang akan dirasakan pemerintah adalah potensi kenaikan subsidi energi karena Indonesia adalah negara pengimpor minyak.

Bhima Yudhistira, Ekonom dari Institute for Development of Economics and Finance, mengatakan bahwa kenaikan harga minyak memang akan meningkatkan ekspor migas yang akan berkontribusi terhadap penerimaan negara.

“Kalau tren harga minyak terus berlanjut, bahkan diprediksi mencapai US$ 80 per barel untuk Indonesian Crude Price (ICP), maka target penerimaan dan migas akan tercapai pada 2018,” kata Bhima.

Namun, kenaikan harga minyak dunia akan berdampak terhadap beban subsidi negara. Apabila subsidi tidak ada kenaikan harga jual BBM berpotensi terjadi dan akan memengaruhi biaya produksi di dalam negeri.

“Biaya logistik bisa lebih mahal. Daya saing menurun,” imbuhnya.

Yose Rizal Damuri, ekonom Center for Strategic and International Studies, mengatakan bahwa dampak terhadap APBN sebenarnya positif karena subsidi BBM sudah tidak terlalu besar, walaupun ada sejumlah jenis bahan bakar masih disubsidi.

“Yang lebih bermasalah adalah dampaknya terhadap pertumbuhan ekonomi dalam bentuk kenaikan biaya produksi dan meningkatnya harga minyak,” katanya. 

Terkait , proyeksi harga minyak mentah dunia pada tahun ini, analis Monex Investindo Futures Putu Agus mengatakan bahwa harga bisa saja terkoreksi akibat sentimen dari meningkatnya produksi shale Amerika Serikat yang ditargetkan akan mencapai 10 juta barel per hari.

“Harga minyak mentah didunia diperkirakan tidak akan mecapai US$ 70 per barel.

Kemungkinan bisa saja turun ke US$ 52 per barel atau US$ 55 per barel karena faktor produksi AS yang terus meningkat sepanjang tahun ini,” jelas Putu. 

Bisnis Indonesia, Page-1, Tuesday, Jan 9, 2018

Target of SKK Migas Abadi Field Can Production 2027

The development of the Abadi Field project in the Masela Block shows little progress. Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said that lnpex Corporation as operator of Masela Block has now started pre-end engineering pre-FEED pre-qualification process pre-qualification.

In this pre-FEED process, lnpex will know how the pipeline estimates, the location certainty, and how it shapes its onshore design.

"To offshore the ship later like what, and others," said Amin, Sunday (7/1).

SKK Migas targets the pre-FEED process to be completed by mid-2018. By the end of the year, the company can complete the plan of development (POD) of Masela Block. As an illustration, pre-FEED results will be used to complete POD.

the Abadi Field project in the Masela Block

"By the end of 2018 we expect POD Masela to finish," said Amien. "Although we are seeing, the more time is coming back, the potential for disruption and potential difficulties will increase."

One of the disturbances referred to SKK Migas is the location of LNG Plant on land. The government has decided on two sites in West Southeast Maluku (MTB) to build LNG Plant. 

      lnpex is conducting a location study to select a location to be used for the LNG Plant project. But the location will actually be used for sugarcane plantations by companies from Jakarta. To that end, SKK Migas requested the help of local government to help lnpex Corporation.

IN INDONESIA

Target SKK Migas Lapangan Abadi Bisa Produksi 2027

Perkembangan proyek Lapangan Abadi di Blok Masela menunjukan sedikit kemajuan. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi menyebut, lnpex Corporation sebagai operator Blok Masela, saat ini sudah memulai proses prakualifikasi pradesain rekayasa awal atau prefront end engineering design (pre-FEED).

Dalam proses pre FEED ini, lnpex akan mengetahui bagaimana perkiraan jalur pipa, kepastian lokasi, dan bagaimana bentuk desain onshore-nya. 

"Untuk offshore kapalnya nanti seperti apa, dan lain-lain," jelas Amin, Minggu (7/1). 

SKK Migas menargetkan proses pre-FEED ini bisa selesai pada pertengahan tahun 2018. Dengan begitu, pada akhir tahun nanti, perusahaan ini bisa menyelesaikan plan of development (POD) Blok Masela. Sebagai gambaran, hasil pre-FEED akan dipakai untuk menyelesaikan POD. 

"Akhir 2018 kami harapkan POD Masela selesai. Walau kami melihat, makin mundur waktunya, potensi gangguan dan potensi kesulitan makin bertambah," kata Amien.

Salah satu gangguan yang dimaksud SKK Migas adalah soal lokasi LNG Plant di darat. Pemerintah telah memutuskan adanya dua lokasi di Maluku Tenggara Barat (MTB) untuk membangun LNG Plant. 

     lnpex sedang melakukan studi lokasi untuk memilih satu lokasi yang akan digunakan untuk proyek LNG Plant. Namun lokasi itu justru akan digunakan untuk perkebunan tebu oleh perusahaan asal Jakarta. Untuk itu, SKK Migas meminta bantuan pemerintah daerah setempat agar bisa membantu lnpex Corporation.

Kontan, Page-14, Tuesday, Jan 9, 2018

Agus Amperianto New Leader PT Pertamina EP Asset 4

PT Pertamina EP refreshes the managerial level in several fields as well as assets. Including one in the asset environment 4. Asset 4 General Manager previously led by Didik Susilo, as of 05 January 2018 forwarded by Agus Amperiantao as the new General Manager Asset 4.

"It is true that it has changed at the managerial level of PT Pertamina EP. This is a natural thing in an organization to support the achievement of Vision Company Mission ", said Agustinus, PT Pertamina EP Asset 4 Legal & Relation Manager (08/01).

Furthermore, Agustinus added that before serving as Asset 4 General Manager, Agus Amperianto has occupied several strategic positions within PT Pertamina EP such as Ramba Field Manager, Cepu Field Manager, Rantau Field Manager and Public Relation Manager.

"Thank you for the support provided by all parties. Insya Allah with the management team in Asset 4 will run this mandate to meet the production target of PT Pertamina EP 4, said Agus Amperianto PT Pertamina EP Asset 4 General Manager when met during his visit to Sumur Tapen in Tuban Regency.

IN INDONESIA

Agus Amperianto Nahkoda Baru PT Pertamina EP Asset 4

PT Pertamina EP melakukan penyegaran di level manajerial di beberapa lapangan dan juga asset. Termasuk salah satunya di lingkungan asset 4. Jabatan Asset 4 General Manager yang sebelumnya dipimpin oleh Didik Susilo, per tanggal 05 Januari 2018 diteruskan oleh Agus Amperiantao selaku Asset 4 General Manager yang baru.

“Benar bahwa telah berganti di level manajerial PT Pertamina EP. Hal ini merupakan hal yang wajar dalam sebuah organisasi untuk mendukung tercapainya Visi Misi perusahaan”, ujar Agustinus, PT Pertamina EP Asset 4 Legal & Relation Manager (08/01).

Lebih lanjut, Agustinus menambahkan bahwa sebelum menjabat sebagai Asset 4 General Manager, Agus Amperianto telah menempati beberapa jabatan strategis di lingkungan PT Pertamina EP antara lain Ramba Field Manager, Cepu Field Manager, Rantau Field Manager dan Public Relation Manager.

“Terima kasih atas dukungan yang diberikan oleh seluruh pihak. Insya Allah saya bersama tim manajemen di Asset 4 akan jalankan amanah ini untuk memenuhi target produksi PT Pertamina EP 4, ujar Agus Amperianto PT Pertamina EP Asset 4 General Manager saat ditemui disaat kunjungannya ke Sumur Tapen di Kabupaten Tuban.

Bhirawa, Page-5, Tuesday, Jan 9, 2018

The Government Should Flexible in the Profit Sharing Scheme

The government should not be rigid in implementing oil and gas sharing schemes with investors. The upstream oil and gas investment climate that has not fully recovered should be favorable to investors. In addition, tax relief and incentives in other forms are also required.

Satya Widya Yudha

According to Vice Chairman of Commission VII of the House of Representatives, Satya Widya Yudha, the burden of the tax burden on investors is becoming less attractive when the upstream oil and gas investment climate is still unattractive. In addition, investors are still facing nontechnical difficulties in the field, such as long-standing licenses and fluctuating rules.

"We recommend that the policy applied is not rigid. For example, contractors who fail to get oil or gas from drilling should not be taxed anymore. It will be burdensome, "said Satya, Sunday (7/1), in Jakarta.

In addition, the government should be careful in giving the right to manage the working area of oil and gas to contractors. Preferably, only a truly bona fide contractor is granted the right to manage the oil and gas working area.

"Give to contractors who are really serious about managing oil and gas working areas. Not to contractors who are passive, "said Satya.

Talking about the five areas of unconventional oil and gas work that investors are interested in does not guarantee that they really manage it. There is a long enough time span between entering a bidding document and signing a production sharing contract.

In the exposure of the upstream oil and gas sector in 2017 by the Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas) last week, the achievement of 2017 oil lifting production was 803,800 barrels per day.

This figure is lower than the APBN-P 2017 as much as 815,000 barrels per day. The natural gas lifting is 6.386 million standard cubic feet per day (MMSCFD) or lower than the target of 40 MMSCFD.

Although the target of oil and natural gas lifting is not achieved, the realization of state revenues from the sector is increasing. From the provision of ABPN-P 2017 amounting to 12.2 billion US dollars (Rp 164.7 trillion), the realization of state revenues from upstream oil and gas activities throughout 2017 was 13.1 billion US dollars (Rp 176.8 trillion). The increase of crude oil price throughout 2017 became the main cause of the upstream oil and gas sector revenues.

Not really

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said, there are a number of KKKS who are not serious in investing in upstream oil and gas. That is, among others seen from the KKKS who do not carry out exploration activities due to limited funds. As a result, the target of additional oil and gas reserves in Indonesia is not achieved.

"The serious thing is to carry out exploration activities only big companies, from the 60 percent target, oil and gas reserves in 2017 will only increase 55.3 percent," said Amien.

In 2016, continued Amien, there are 284 oil and gas working areas throughout Indonesia, both conventional and nonconventional. In 20171, the number is reduced to 255 conventional and non-conventional working areas.

Realization of exploration and production investment in 2017 amounted to 9.33 billion US dollars or nearly Rp 126 trillion. The target set 12.9 billion US dollars or nearly Rp 166 trillion.

Realization of investment in 2016 as much as 10.43 billion US dollars or equivalent to Rp 140.8 trillion. This realization is lower than target of 12.015 billion US dollars (equivalent to Rp 162.2 trillion).

To stimulate upstream oil and gas investment in the country, the government issued Government Regulation No. 53/2020 on Tax Treatment for Upstream Oil and Gas Upper Business Upon Gross Split Distribution Contract. This regulation provides certainty in the form of incentives for upstream oil and gas contractors, such as exemption of import duties on oil and gas operations, abolition of land and building tax and tax exemption for shared assets.

IN INDONESIA

Pemerintah Sebaiknya Tidak Kaku dalam Skema Bagi Hasil

Pemerintah sebaiknya tidak kaku dalam menerapkan skema bagi hasil minyak dan gas bumi dengan investor. Iklim investasi hulu minyak dan gas bumi yang belum sepenuhnya pulih harus berpihak pada investor. Selain itu, keringanan pajak dan insentif dalam bentuk lain juga dibutuhkan. 

Menurut Wakil Ketua Komisi VII DPR Satya Widya Yudha, beban pajak yang memberatkan investor menjadi semakin tidak menarik di saat iklim investasi hulu migas yang masih tidak menarik. Selain itu, investor juga masih menghadapi kesulitan nonteknis di lapangan, seperti perizinan yang terlau lama dan aturan yang mudah berubah-ubah. 

”Sebaiknya kebijakan yang diterapkan tidak kaku. Contohnya, kontraktor yang gagal mendapatkan minyak atau gas dalam pengeboran sebajknya tak dibebani pajak lagi. Itu akan memberatkan,” ujar Satya, Minggu (7/1), di Jakarta.

Selain itu pemerintah sebaiknya cermat dalam memberikan hak kelola wilayah kerja migas terhadap kontraktor. Sebaiknya, hanya kontraktor yang benar-benar bonafide yang diberi hak kelola wilayah kerja migas tersebut.

”Berikanlah kepada kontraktor yang benar-benar serius mengelola wilayah kerja migas. Bukan kepada kontraktor yang paslu,” kata Satya.

Menyinggung soal lima wilayah kerja migas nonkonvensional yang diminati investor hal itu belum menjamin mereka benar-benar mengelolanya. Ada rentang waktu yang cukup lama antara memasukkan dokumen penawaran dan tanda tangan kontrak bagi hasil.

Dalam paparan kinerja sektor hulu migas Indonesia pada 2017 oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) pekan lalu, capaian produksi siap jual (lifting) minyak 2017 sebanyak 803.800 barrel per hari.

Angka ini lebih rendah daripada ketetapan APBN-P 2017 yang sebanyak 815.000 barrel per hari. Adapun lifting gas bumi yang terealisasi 6.386 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) atau lebih rendah daripada target yang sebanyak 40 MMSCFD.

Meskipun target lifting minyak dan gas bumi tidak tercapai, realisasi penerimaan negara dari sektor tersebut meningkat. Dari ketetapan ABPN-P 2017 yang sebesar 12,2 miliar dollar AS (Rp 164,7 triliun), realisasi penerimaan negara dari kegiatan hulu migas sepanjang 2017 adalah 13,1 miliar dollar AS (Rp 176,8 triliun). Kenaikan harga minyak mentah sepanjang 2017 menjadi penyebab utama penerimaan sektor hulu migas meningkat.

Tidak sungguh-sungguh 

Kepala SKK Migas Amien  Sunaryadi menyebutkan, ada sejumlah KKKS yang tak sungguh-sungguh dalam berinvestasi di hulu migas. Hal itu, antara lain terlihat dari KKKS yang tidak melaksanakan kegiatan eksplorasi lantaran keterbatasan dana. Akibatnya, target penambahan cadangan migas di Indonesia tidak tercapai. 

"Yang bersungguh-sungguh mau melaksanakan kegiatan eksplorasi hanya perusahaan-perusahaan besar. Dari target 60 persen, cadangan migas sepanjang 2017 hanya bertambah 55,3 persen,” ujar Amien.

Pada 2016, lanjut Amien, ada 284 wilayah kerja migas di seLuruh,Indonesia, baik yang konvensional maupun nonkonvensional. Adapun pada 20171 jumlahnya berkurang menjadi 255 wilayah kerja konvensional dan nonkonvensional.

Realisasi investasi eksplorasi dan produksi pada 2017 sebesar 9,33 miliar dollar AS atau hampir Rp 126 triliun. Adapun target yang ditetapkan 12,9 miliar dollar AS atau hampir Rp 166 triliun.

Realisasi investasi pada 2016 sebanyak 10,43 miliar dollar AS atau setara Rp 140,8 triliun. Realisasi ini lebih rendah daripada

target yang sebesar 12,015 miliar dollar AS (setara Rp 162,2 triliun).

Untuk menggairahkan investasi hulu migas di dalam negeri, pemerintah menerbitkan Peraturan Pemerintah Nomor 53 Tahun 2017 tentang Perlakuan Perpajakan Pada Kegatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Dengan Kontrak Bagi Hasil Gross Split. 

     Peraturan ini memberi kepastian berupa insentif bagi kontraktor hulu migas, antara lain pembebasan bea masuk impor atas barang operasi migas, penghapusan pajak bumi dan bangunan serta pembebasan pajak untuk aset yang digunakan bersama.

Kompas, Page-17, Monday, Jan 8, 2018

Gross Split Regulation Still Improved

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) continues to work on improving the scheme for the gross split. The latest thing to do is to revise the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on the Gross Split Revenue Contract. This revision to synergize the stipulation of Government Regulation no. 53 The year 2017 on Tax Treatment on Upstream Oil and Gas Business Activities with Gross Split Distribution Contract.

For information, in Government Regulation no. 53/2017 states, this Government Regulation regulates the types of contractors' income, calculation of taxable income, operating costs which may or may not be taken into account as a reduction of gross producers.

It also regulates the recognition and measurement of income, profit sharing and liability of contractors or tax-related operators. In addition, the regulation also provides incentives in the form of tax facilities to contractors.

Secretary-General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Susyanto, said the revision will add a section that regulates the contractor's indirect taxes that have been changed or accounted for in additional splits.

"One article, if not mistaken, is inserted in article 7 of Ministerial Regulation 08 Year 2017," said Susyanto, in a release on Sunday (7/1).

He predicted mid-January 2018, the revision of this rule has been completed.

"Draft already exists. Actually just report it, if Mr. Vice Minister is okay, just waiting for the signature of the Minister of Energy and Mineral Resources. That's it, "he added.

IN INDONESIA

Peraturan Gross Split Masih Terus Disempurnakan

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) terus berupaya menyempurnakan skema bagi hasil gross split. Hal terbaru yang akan dilakukan adalah merevisi Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. 

     Revisi ini untuk menyinergikan penetapan Peraturan Pemerintah No. 53 Tahun 2017 Tentang Perlakuan Perpajakan pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dengan Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Sebagai informasi, dalam Peraturan Pemerintah No. 53/2017 menyebutkan, Peraturan Pemerintah ini mengatur mengenai jenis-jenis penghasilan kontraktor, penghitungan penghasilan kena pajak, biaya-biaya operasi baik yang dapat maupun tidak dapat diperhitungkan sebagai pengurang penghasil bruto.

Lalu juga mengatur pengakuan dan pengukuran penghasilan, perhitungan bagi hasil dan kewajiban kontraktor atau operator terkait pajak. Di samping itu, diatur pula mengenai pemberian insentif dalam bentuk fasilitas perpajakan kepada kontraktor.

Sekretaris Jenderal Migas Kementerian ESDM Susyanto bilang, revisi ini akan menambahkan satu pasal yang mengatur pajak-pajak tidak langsung kontraktor yang diubah atau diperhitungkan menjadi tambahan split. 

"Satu pasal saja. Kalau tidak salah, disisipkan di pasal 7 Peraturan Menteri 08 Tahun 2017,“ jelas Susyanto, dalam rilis, Minggu (7/1).

Dia memperkirakan, pertengahan Januari 2018, revisi aturan ini sudah selesai dilakukan. 

“Draft sudah ada. Sebenarnya hanya melapor saja, jika Pak Wakil Menteri oke, hanya menunggu tanda tangan Menteri ESDM. Itu saja,” tambahnya.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 8, 2018

Many Local Oil and Gas Contractors Do not Have Funds

The number of oil and gas blocks in 2017 continues to shrink compared to 2016

 Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) stated that the number of Oil and Gas Working Areas (WK) of oil and gas (oil and gas) in Indonesia at the end of 2017 continues to decrease. On December 31, 2017, the number of oil and gas blocks in Indonesia decreased 25 or 255 blocks of oil and gas.

 While the year 2016 there are 280 blocks of oil and gas. Of the 255 oil and gas blocks by the end of 2017, only 87 have been produced. With details of 73 oil and gas blocks entering the production phase and as many as 14 oil and gas blocks enter into the development stage.

 While as many as 162 is still the exploration stage. Of that number, 88 blocks are still actively working on KKKS and 37 termination processes. Reduced number of oil and gas blocks up to 25 blocks due to contracts with Contractor Cooperation Contracts (KKKS) in the region ends.

 Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that in the expired contract, the government did not renew the contract with KKKS. This is due to the fact that the majority of the KKKS are classified as "poor" category. "The number of KKKS decreased is okay, because most of those terminating are poor class KKKS, want seismic survey to have no money, who want to drill also have no money," he said on Friday (5/1).

 He said that this poor KKKS majority is dominated by local oil and gas companies. And most are still in the exploration stage. But there are two KKKS that enter the stage of exploitation but also problematic. For example Strait Block Long, operator Petroselat.

"The company has been declared bankrupt, meaning that the KKKS is really poor." West Kampar Block operator, PT Sumatera Persada Energi, has also been bankrupt, so the name has emerged two, "said Amien.

 With so many poor KKKS dominating the exploration block, it is not surprising that oil and gas exploration investment in the country is of concern. Amien revealed, from the exploration investment plan in 2017 of US $ 870 million, which realized only US $ 180 million.

 He thinks that number is very small. How ideal? "The bigger the better, but it must be realistic, of the many blocks of exploration, the majority of it turns out that poor working class contracts, if the investment is big, it is difficult," he said.

 While oil and gas investment in 2017 only US $ 9.33 billion, or down compared to 2016 amounted to US $ 12.29 billion. Realization of investment activities in the block production in 2017 only amounted to US $ 9.15 billion. The rest is exploration.

IN INDONESIA

Banyak Kontraktor Migas Lokal Tidak Punya Dana

Jumlah blok migas tahun 2017 terus menyusut dibandingkan dengan tahun 2016

 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan jumlah Wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi (migas) atau blok migas di Indonesia pada akhir tahun 2017 terus berkurang. Pada 31 Desember 2017, jumlah blok migas di Indonesia berkurang 25 atau menjadi 255 blok migas.

 Sementara tahun tahun 2016 ada sebanyak 280 blok migas. Dari jumlah 255 blok migas di akhir tahun 2017 itu hanya 87 yang sudah menghasilkan. Dengan rincian 73 blok migas masuk ke tahap produksi dan sebanyak 14 blok migas masuk ke dalam tahap pengembangan.

 Sedangkan sebanyak 162 masih tahap eksplorasi. Dari jumlah itu sebanyak 88 blok masih aktif dikerjakan KKKS dan 37 proses terminasi. Berkurangnya jumlah blok migas hingga 25 blok disebabkan kontrak dengan para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di wilayah tersebut berakhir.

 Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, pada kontrak yang sudah habis itu pemerintah tidak memperpanjang kontrak dengan KKKS. Ini mengingat mayoritas KKKS tersebut termasuk kategori perusahaan kelas "miskin" "Jumlah KKKS menurun tidak apa-apa, karena kebanyakan yang terminasi ini adalah KKKS kelas miskin, mau seismic survey tidak punya uang, yang mau ngebor juga tidak punya uang," katanya, Jumat (5/1).

 Dia bilang, KKKS miskin ini mayoritas didominasi oleh perusahaan migas lokal. Dan sebagian besar masih dalam tahapan eksplorasi. Tapi ada dua KKKS yang masuk tahap eksploitasi tapi bermasalah juga. Misalnya Blok Selat Panjang, operatornya Petroselat. 

"Perusahaan Itu sudah dinyatakan pailit, KKKS itu berarti betul-betul miskin. Operator Blok West Kampar, PT Sumatera Persada Energi, juga sudah pailit. Jadi nama yang sudah muncul dua itu," jelas Amien.

 Dengan banyaknya KKKS miskin mendominasi blok ekplorasi, tidak mengherankan jika investasi eksplorasi migas di Tanah Air memprihatinkan. Amien mengungkapkan, dari rencana investasi eksplorasi pada tahun 2017 sebesar US$ 870 juta, yang terealisasi hanya sebesar US$ 180 juta.

 Menurutnya jumlah itu kecil sekali. Berapa idealnya? "Semakin besar, semakin baik. Tapi mesti realistis. Dari sekian banyak blok eksplorasi, mayoritas ternyata KKKS kelas miskin itu, kalau diharapkan investasinya besar, susah juga," katanya.

 Sementara investasi migas pada tahun 2017 hanya US$ 9,33 miliar, atau turun dibandingkan 2016 sebesar US$ 12,29 miliar. Realisasi investasi kegiatan di blok produksi pada tahun 2017 hanya sebesar US$ 9,15 miliar. Sisanya eksplorasi.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 8, 2018

Upstream Oil and Gas Investment Targeted US $ 12 Billion

SKK Migas targets upstream oil and gas investment this year to reach US $ 12 billion, up 28.62 percent from US $ 9.33 billion in 2017. The realization of upstream oil and gas investment in 2017 amounted to US $ 9.33 billion is only 75.92% of the target of US $ 12.29 billion.

In addition, upstream oil and gas investment in 2017 is still dominated by exploitation activities which reached US $ 9.15 billion, while for exploration activities only US $ 180,000.

Deputy Head of SKK Migas Sukandar said that one of the causes of upstream oil and gas investment is not too interesting is the factor of oil price decline in 2014-2016. On the other hand, capital expenditure this year has to be prepared in the previous years or when oil prices are down.

"So, given the capital expenditure planning, the oil price condition is down, so the capital expenditure prepared must come down," he said.

Associated with the decline in oil prices, oil and gas company operating costs also decreased. Sukandar revealed that the cost of renting a rig would be lowered by the provider when the price of oil is low. So, arguably at a time of decline in oil prices, the costs incurred to drill one well would also be cheaper compared to when the oil price was in the range of US $ 100 per barrel.

"I have heard rig renting rates have fallen by half when oil prices are in a low position. So, the job is the same, but the US dollar is spent less, "he said.

Sukandar also hopes that the current oil price in the range of US $ 60 per barrel can encourage the growth of capital expenditures of oil and gas contractors, such as investment and so on.

Quoted from Bloomberg, trading Friday (5/1) to 15:54 pm, Brent oil prices decreased by 0.57% to US $ 67.68 per barrel, while WTI oil prices also fell 0.52% to US $ 61 , 69 per barrel.

Deputy of Oil and Natural Gas Planning Jaffee Arizon Suardin said this year, SKK Migas targets upstream oil and gas investment to reach US $ 12 billion with special details for exploration block investment reaching US $ 810,000.

Deputy Head of SKK Migas Sukandar also considered the nominal target of investment in this year is quite large with the hope that the whole planning can be executed as a whole.

"There are still ongoing projects, such as the Tangguh Train 3 Refinery, which generates a total investment of US $ 8 billion," said Sukandar.

LIFTING REALIZATION

Meanwhile, the realization of oil ready production or oil and gas lifting in 2017 only reached 98.9% or 1.94 million barrels of oil equivalent per day / boepd.

This is caused by several factors, one of which is the existence of several oil and gas blocks entering the termination period.

The oil and gas blocks that end their contract period will decrease production.

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that from the study conducted several blocks that recorded a decrease in production due to the expiration of the term of the contract or termination.

"Well, if the determination of the new operator is done away from the expired contract period, usually the existing operators are reluctant to invest larger so that production decreases. Then, new operators have not been appointed, "he said.

Of the total oil and gas lifting of 2017 which only reached 98.9% of the target of APBN-P 2017, in detail for oil lifting of 803,800 barrels per day or just 98.6% of the target, while for gas lifting of 6.38 million cubic feet per day (MMscfd) or reach 99.2% of the target.

Production of 10 large-scale contractors of cooperation (KKKS) did not reach the target. Only four of the 10 contractors are able to exceed the target, ExxonMobil Cepu Ltd. 101.4%, CNOOC SES Ltd. 101.2%, Chevron Indonesia Company of 101, 8%, and Vico 104.8%.

Meanwhile, for gas production, six out of 10 KKKS are able to pass the target. The six KKKS include Conocophillips (Grissik), JOBP-Medco Tomori, Premier Oil, Eni Muara Bakau, Medco Natuna, and Petrochina Jabung.

IN INDONESIA

Investasi Hulu Migas Ditarget US$12 Miliar

SKK Migas menargetkan investasi hulu minyak dan gas bumi pada tahun ini US$12 miliar naik 28,62% dibandingkan dengan realisasi pada 2017 sebesar US$ 9,33 miliar. Realisasi investasi hulu migas pada 2017 sebesar US$9,33 miliar hanya 75,92% dari target US$12,29 miliar.

Selain itu, investasi hulu migas pada 2017 masih didominasi oleh kegiatan eksploitasi yang mencapai US$9,15 miliar, sedangkan untuk kegiatan eksplorasi hanya US$ 180.000.

Wakil Kepala SKK Migas Sukandar mengatakan bahwa salah satu penyebab investasi hulu migas belum terlalu menarik adalah faktor penurunan harga minyak pada 2014-2016. Di sisi lain, belanja modal pada tahun ini sudah harus disiapkan pada tahun-tahun sebelumnya atau pada saat harga minyak sedang turun.

“Jadi, berhubung pada perencanaan belanja modal kondisi harga minyak sedang turun, jadi belanja modal yang disiapkan pasti turun,”

ujarnya.

Terkait dengan penurunan harga minyak, biaya operasional perusahaan migas pun mengalami penurunan. Sukandar mengungkapkan bahwa biaya sewa alat pengeboran (rig) pun akan diturunkan oleh penyedia ketika harga minyak rendah. Jadi, bisa dibilang di saat penurunan harga minyak, biaya yang dikeluarkan untuk mengebor satu sumur juga akan lebih murah dibandingkan dengan pada saat harga minyak berada di kisaran US$100 per barel.

“Saya dengar harga sewa rig sudah turun separuhnya ketika harga minyak berada di posisi rendah. Jadi, pekerjaannya sama, tetapi dolar AS yang dikeluarkan lebih sedikit,” ujarnya.

Sukandar pun berharap agar harga minyak saat ini yang berada pada kisaran US$60 per barel bisa mendorong pertumbuhan belanja modal kontraktor migas, seperti investasi dan sebagainya.

Dikutip dari Bloomberg, pada perdagangan Jumat (5/1) sampai pukul 15.54 WIB, harga minyak Brent mengalami penurunan sebesar 0,57% menjadi US$ 67,68 per barel, sedangkan harga minyak WTI juga turun 0,52% menjadi US$ 61,69 per barel.

Deputi Perencanaan SKK Migas Jaffee Arizon Suardin mengatakan, tahun ini, SKK Migas menargetkan investasi hulu migas bisa mencapai US$ 12 Miliar dengan perincian khusus untuk investasi blok eksplorasi bisa mencapai US$ 810.000.

Wakil Kepala SKK Migas Sukandar pun menilai, target nominal investasi pada tahun ini cukup besar dengan harapan seluruh perencanaan bisa dieksekusi secara keseluruhan.

“Masih ada juga proyek yang masih berlangsung, seperti Kilang Tangguh Train 3 yang mengeluarkan investasi total senilai US$8 miliar,” kata Sukandar.

REALISASI LIFTING

Sementara itu, realisasi produksi minyak siap jual atau lifting migas pada 2017 hanya mencapai 98,9% atau 1,94 juta barel setara minyak per hari (barell of oil equivalent per day/boepd).,

Hal itu disebabkan oleh beberapa faktor, salah satunya adalah adanya beberapa blok migas yang memasuki masa terminasi. Blok migas yang berakhir masa kontraknya tersebut akan mengalami penurunan produksi.

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan bahwa dari kajian yang dilakukan beberapa blok yang mencatatkan penurunan produksi karena berhubungan dengan habisnya masa kontrak atau terminasi. 

“Nah, kalau penetapan operator baru itu dilakukan jauh dari masa kontraknya yang habis, biasanya operator existing itu enggan investasi lebih besar sehingga produksi malah menurun. Lalu, operator baru pun belum ditunjuk,” ujarnya.

Dari total lifting migas 2017 yang hanya mencapai 98,9% dari target APBN-P 2017, secara rinci untuk lifting minyak sebesar 803.800 barel per hari atau baru mencapai 98,6% dari target, sedangkan untuk lifting gas sebesar 6,38 juta kaki kubik per hari (MMscfd) atau mencapai 99,2% dari target. 

Produksi dari 10 kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) skala besar tidak mencapai target. Hanya empat dari 10 kontraktor yang mampu melampaui target, yaitu ExxonMobil Cepu Ltd. 101,4%, CNOOC SES Ltd. 101,2%, Chevron Indonesia Company sebesar 101 ,8%, dan Vico 104,8%. 

Sementara itu, untuk produksi gas, enam dari 10 KKKS yang mampu melamapui target. Keenam KKKS itu antara lain Conocophillips (Grissik), JOBP-Medco Tomori, Premier Oil, Eni Muara Bakau, Medco Natuna, dan Petrochina Jabung. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Jan 8, 2018

Delayed Again, Delayed Again

The inaugural production of the Masela Block is projected to be delayed and previous estimates in 2026 to 2027 and potentially add to other problems in the process towards production.

Amien Sunaryadi, Head of the Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas), said that the current production phase of the Masela Block enters the preliminary pre-front-end engineering design (pre-FEED) completed in quarter III / 2018.

Amien Sunaryadi

"Once pre-FEED has been completed, the results will be used to create a POD [plans of development] that is expected to be completed by the end of 20l8," he said. Amien continued, after POD is complete, will be done FEED and after that will be done construction.

"With all that, it is expected that the Masela Block production could begin in 2027," he continued. Previously, the government estimated the Masela Block located in the Arafuru Sea, Maluku began production in 2024. However, the government revised the target to 2026.

 the Masela Block

Delays in the development of Masela Block, managed by Inpex Corporation with 65% ownership and Royal Dutch Shell of 35%, potentially trigger additional problems and disruptions. Amien explained, for now there is already a problem, the location that will be used for the construction of an LNG plant has been allocated to sugarcane plantations from one company in Jakarta.

"We are studying [the problem], although from the local government claimed to release the sugarcane plantation permit if Inpex need it," said Amien.

The location of the LNG plant has been agreed to be in West Southeast Maluku, although until the middle of last year there was still a debate between the government of West Southeast Maluku and Southwest Maluku.

"This decision is one of the best steps," Amien said.

Related to gas capacity in Masela block, so far, SKK Migas estimates the capacity of natural gas refinery at 9.5 million tons per year and pipe gas of 150 million cubic feet per day.

Moch. N. Kurniawan, the Senior Specialist of Media Relations Inpex Corporation, declined to comment on the delayed production target of Masela Block.

"Our KKKS [contractor cooperation contract] is under SKK Migas. So, all the developments according to what SKK said, "he said

IN INDONESIA

Tertunda Lagi, Tertunda Lagi

Produksi perdana Blok Masela diproyeksikan tertunda dan perkiraan sebelumnya pada 2026 menjadi 2027 dan berpotensi menambah permasalahan lain dalam proses menuju produksi.

Amien Sunaryadi, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), mengatakan saat ini tahapan produksi Blok Masela memasuki tahap desain awal atau pre-front end enginering design (pre-FEED) yang diperkirakan rampung pada kuartal III/2018.

“Setelah pre-FEED rampung, hasilnya akan digunakan untuk membuat POD [plans of development/rencana pengembangan Blok Masela] yang diharapkan bisa selesai pada akhir 20l8,” ujarnya. Amien melanjutkan, setelah POD selesai, akan dilakukan FEED dan setelah itu akan dilakukan konstruksi. 

“Dengan semua itu, diperkirakan produksi Blok Masela bisa mulai dilakukan pada 2027,” lanjutnya. Sebelumnya, pemerintah memperkirakan Blok Masela yang terletak di Laut Arafuru, Maluku mulai berproduksi pada 2024. Namun, pemerintah merevisi target tersebut menjadi 2026.

Tertundanya pengembangan Blok Masela, yang dikelola oleh Inpex Corporation dengan kepemilikan 65% dan Royal Dutch Shell sebesar 35%, berpotensi memicu masalah dan gangguan tambahan. Amien menjelaskan, untuk saat ini saja sudah ada masalah, yaitu lokasi yang akan dipakai untuk pembangunan kilang LNG sudah dialokasikan untuk perkebunan tebu dari salah satu perusahaan di Jakarta.

“Kami sedang mempelajari [masalah] itu, walaupun dari pemerintah daerah mengaku akan melepas izin perkebunan tebu bila Inpex memerlukannya,” kata Amien.

Lokasi kilang LNG sudah disepakati berada di Maluku Tenggara Barat, walaupun sampai pertengahan tahun lalu masih ada perdebatan antara pemerintah Maluku Tenggara Barat dan Maluku Barat Daya.

“Keputusan ini menjadi salah satu langkah yang bagus,” ujar Amien.

Terkait kapasitas gas di blok Masela, sejauh ini SKK Migas memperkirakan kapasitas kilang gas alam cair sebesar 9,5 juta ton per tahun dan gas pipa sebesar 150 juta kaki kubik per hari.

Moch. N. Kurniawan, Senior Specialist Media Relations Inpex Corporation, menolak berkomentar terkait tertundanya target produksi Blok Masela.

“Kami KKKS [kontraktor kontrak kerja sama] berada di bawah SKK Migas. Jadi, semua perkembangan sesuai yang dikatakan pihak SKK saja,” ujarnya

Bisnis Indonesia, Page-1, Monday, Jan 8, 2018