Global Contractor Still Interested in Indonesia

Oil and gas contractors said Indonesia still has good prospects for investment in upstream oil and gas sector.

But issues such as unsupported infrastructure are one of the reasons global oil and gas companies consider entering the country. Executive VP of Asia Pacific Upstream of Eni, Italian oil and gas company Franco Polo said that Indonesia still has great potential in upstream oil and gas business, such as oil and gas well development in deep sea. The company also admitted there is still a well exploration plan to increase oil and gas reserves.

"We are constantly searching for and improving the replacement ratios [reserve replacement ratio / ratio of oil and gas reserve replacement] production due to very high level of development. We also yesterday just won the auction of new exploration blocks in Indonesia and we are very happy, "he said in the 42nd IP Convex, Thursday (3/5).

Franco said that the Indonesian government or SKK Migas has a very progressive vision. It should be supported by a system that can delight all stakeholders.

"By making the process faster, it's possible that replacement can be faster. Well, the search for oil and gas reserves are not limited to a depth of 600 meters, but can be tried more deeply than that. "

Eni has just won a direct bidding auction in 2018 in the East Ganal Block. Eni Indonesia Ltd. was selected to be the winner of the auction in East Ganal from a total of two enthusiasts, another interested is the AGRA IV-EnQuest Global Ltd. consortium. Eni also bought a certain commitment worth US $ 35.35 million in East Ganal. The investment fund is used for geological and geophysical studies and drilling of one exploration well.

INFRASTRUCTURE

Regional President of Asia Pacific of British Petroleum (BP) Nader Zaki said, to be able to bring up the potential of large upstream oil and gas in Indonesia it requires a supporting infrastructure. It will increase the level of Indonesia's competitiveness.

"If infrastructure facilities support, it will make it easier to build strategies by optimizing existing facilities. Finally, business opportunities will be more, and open up the potential of other natural resources, "he said.

On the other hand, SKK Migas acknowledges that insufficient infrastructure can make gas distribution from upstream to downstream more difficult. Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said, with the infrastructure that is still very little gas distribution from upstream to downstream becomes more difficult. Gas from Bontang, Tangguh and Donggo is still difficult to bring to Java on the grounds that there is no infrastructure.

"As a result there is no adequate infrastructure, some hotels in Bandung that use gas must use LNG [liquified natural gas]. LNG was sent from Bontang to Tanjung Priok, there is a long process, "he said.

Beyond the issue of infrastructure that still needs to be strengthened, the collaboration between the government as regulator and contractor must be strengthened again. Oil and gas block operators in a country also hope given more flexibility in order to produce bigger again.

President of Malaysia Petroleum Management of Petronas Muhammad Zamn Jusoh VR said, in the process of oil and gas block management, operators are in the front line. The superior capability and ability of technology will influence the performance.

"Well, the position of government as the regulator is in charge of looking for challenges faced by operators. If, the challenge can be overcome, the level of competitiveness of Indonesia will be higher.

IN INDONESIA

Kontraktor Global Masih Berminat di Indonesia  

Para kontraktor minyak dan gas bumi menilai Indonesia masih memiliki prospek bagus untuk investasi di sektor hulu migas.

Namun persoalan seperti infrastruktur yang belum mendukung menjadi salah satu alasan perusahaan migas global mempertimbangkan untuk masuk ke Tanah Air. Executive VP Asia Pacific Upstream of Eni, perusahaan migas yang berasal Italia, Franco Polo mengatakan bahwa Indonesia masih memiliki potensi yang besar pada bisnis hulu migas, seperti pengembangan sumur migas di laut dalam. Perusahaan itu pun mengaku masih ada rencana eksplorasi sumur untuk meningkatkan cadangan migas.

“Kami terus giat mencari dan memperbaiki rasio replacement [reserve replacement rasio/rasio pengganti cadangan migas] produksi karena tingkat pembangunan yang sangat tinggi. Kami pun kemarin baru saja memenangkan lelang blok eksplorasi baru di Indonesia dan kami sangat senang,” ujarnya dalam acara IPA Convex ke-42, Kamis (3/5).

Franco menuturkan kalau pemerintah Indonesia atau SKK Migas memiliki visi sangat progresif. Hal itu harus didukung sislem yang bisa membuat senang seluruh pemangku kepentingan.

“Dengan membuat proses menjadi lebih cepat, mungkin saja replacement bisa lebih cepat. Nah, pencarian cadangan migasnya pun jangan sebatas kedalaman 600 meter, tetapi bisa dicoba lebih dalam dari itu.”

Eni pun baru saja memenangkan lelang penawaran langsung pada 2018 di Blok East Ganal. Eni Indonesia Ltd. terpilih menjadi pemenang lelang di East Ganal dari total dua peminat, satu peminat lain adalah konsorsium AGRA IV-EnQuest Global Ltd. Eni pun membelikan komitmen pasti senilai US$ 35,35 juta di East Ganal. Dana investasi itu digunakan untuk studi geologi dan geofisika serta pengeboran satu sumur eksplorasi.

INFRASTRUKTUR

Regional President Asia Pacific of British Petroleum (BP) Nader Zaki mengatakan, untuk bisa memunculkan potensi hulu migas yang besar di Indonesia itu membutuhkan infrastruktur yang mendukung. Hal itu akan menambah tingkat daya saing Indonesia.

“Jika fasilitas infrastruktur mendukung, hal itu akan memudahkan dalam membangun strategi dengan optimalkan fasilitas yang ada. Akhirnya, peluang bisnispun akan lebih banyak lagi, serta membuka potensi sumber daya alam lainnya," ujarnya.

Di sisi lain, SKK Migas mengakui bahwa infrastruktur yang belum memadai bisa membuat penyaluran gas dari hulu ke hilir menjadi lebih sulit. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, dengan infrastruktur yang masih sedikit sekali penyaluran gas dari hulu ke hilir menjadi lebih sulit. Gas dari Bontang, Tangguh, dan Donggo masih sulit dibawa ke Jawa dengan alasan tidak ada infrastruktur.

“Akibat tidak ada infrastruktur yang memadai itu, beberapa hotel di Bandung yang menggunakan gas harus menggunakan LNG [liquified natural gas/gas alam cair]. LNG itu dikirim dari Bontang ke Tanjung Priok, ada proses yang panjang," ujarnya.

Di luar persoalan infrastruktur yang masih harus diperkuat, kolaborasi antara pemerintah selaku regulator dan kontraktor pun harus diperkuat lagi. Operator blok migas di suatu negara pun berharap diberikan fleksibilitas yang lebih banyak agar bisa memproduksi lebih besar lagi.

President Malaysia Petroleum Management of Petronas Muhammad Zamn Jusoh VR mengatakan, dalam proses pengelolaan blok migas, operator berada di garis paling depan. Keunggulan kemampuan dan kemampuan teknologi mumpuni akan memengaruhi kinerja yang dihasilkan.

“Nah, posisi pemerintah selaku regulator ini bertugas mencari tantangan yang  dihadapi operator. Jika, tantangan itu bisa diatasi, tingkat daya saing Indonesia pun akan semakin tinggi.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, May 4, 2018

Arabs Raise Oil Prices in Asian Markets

Saudi Arabia raised crude oil prices for Asia at its highest level since August 2014, a few weeks after China's biggest oil trading unit demanded cut production due to rising prices.

Saudi Arabian Oil Co. or Aramco plans to raise the price of crude oil for the Asian market by US $ 1.90 per barrel in June from US $ 1.20 per barrel in April 2018. The price difference of each class for Asia is recorded increasing every month. Earlier, Asian oil traders fret with Saudi Arabia's policy of lowering official oil prices for May 2018, but suddenly raised prices.

Unipec, China's trading unit, especially Sinopec, has requested to reduce its barrel shipments by up to 40% from the Middle East for May due to an increase in oil prices in recent months. Proposals submitted by Unipec to reduce the current volume are known to have been approved by Aramco.

"Unipec might have a more sensible judgment about what's going on with China's demand," said Michael Lynch, President of Strategy Research on Economics and Energy at Winchesten Massachusetts, quoted by Bloomberg.

According to him, the submission of demand is a combination of market strengthening on the price side.

"On the other hand, it also shows that demand from China is so strong that [Aramco] feels it has room to raise prices," he continued.

Price movements in Saudi Arabia are closely watched by big traders in the global market as it shows signs that the world's biggest exporter sees mummified margins and other key global market indicators to keep prices up. Currently, all oil prices for Petroleum Fuel (BBM) to the EU market have been lowered. Saudi Arabia is the main benchmark for other manufacturers in the Middle East. Currently the market is waiting to see if US President Donald Trump will uphold his sanctions against Iran over its nuclear policy.

Crude oil

Meanwhile, crude sold for under $ 68 a barrel as investors began to consider the impact of expanding crude supplies in the US along with decisions related to Iran's imminent nuclear drive. Futures trading in New York declined 0.5 percent after gaining the biggest gain in 2 weeks on Wednesday (2/5). US crude supplies rose to more than 6.2 million barrels last week, the most since January 2018 compared with 1.23 million barrels expected by Bloomberg survey.

Meanwhile, Iran's supply uncertainty is likely to continue until the US President's decision to activate sanctions on Iran, the third largest producer of the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) on May 12, 2018. Global producers headed by OPEC and its allies include Russia firmly with its stance to keep cutting production despite having reached the target after 16 months.

The West Texas Intermediate (WTI) oil price on Thursday (3/5) for June delivery fell 0.12 points or 0.18 percent to US $ 67.81 per barrel. Year-to-date recorded an increase of up to 12.23%. Total traded volumes are 58% below the 100-day average.

Meanwhile, trading at the same time recorded Brent oil futures prices also fell 0.16 points or 0.22% to US $ 75.20 per barrel. The global crude oil benchmark was US $ 5.57 higher against the WTI in July.

IN INDONESIA

Arab Naikkan Harga Minyak di Pasar Asia

Arab Saudi menaikkan harga minyak mentah untuk kawasan Asia pada level tertinggi sejak Agustus 2014, berselang beberapa pekan setelah unit perdagangan minyak terbesar di China meminta mengurangi  jumlah produksi karena harga yang menjulang.

Saudi Arabian Oil Co. atau Aramco berencana menaikkan harga minyak mentah untuk pasar Asia sebesar US$ 1,90 per barel pada Juni dari US$ 1,20 per barel pada April 2018. Perbedaan harga dari tiap kelas untuk Asia tercatat meningkat setiap bulan. Sebelumnya, para trader minyak di Asia resah dengan kebijakan Arab Saudi yang sempat menurunkan harga jual minyak secara resmi untuk Mei 2018, tetapi tiba-tiba menaikkan harga.

Unipec, unit perdagangan China , terutama Sinopec, meminta untuk mengurangi pengiriman per barelnya hingga 40% dari negara Timur Tengah untuk Mei ini akibat dari peningkatan harga minyak beberapa bulan terakhir. Proposal yang diajukan Unipec untuk mengurangi volume saat ini diketahui telah disetujui oleh Aramco. 

“Unipec mungkin punya pertimbangan yang lebih masuk akal dengan apa yang terjadi dengan permintaan China,” ujar Michael Lynch, Presiden Riset Strategi Ekonomi dan Energi di Winchesten Massachusetts, dikutip dari Bloomberg.

Menurut dia, pengajuan penurunan permintaan itu merupakan kombinasi dari penguatan pasar pada sisi harga.

“Di sisi lain, juga menunjukkan bahwa permintaan dari China sangat kuat sehingga [Aramco] merasa punya ruang untuk menaikkan harga,” lanjutnya.

Pergerakan harga di Arab Saudi dipantau ketat oleh para pedagang besar di pasar global karena menunjukkan tanda-tanda bahwa eksportir terbesar di dunia itu melihat margin mumi dan indikator kunci pasar global lainnya untuk mempertahankan harga. Saat ini, seluruh harga minyak untuk Bahan Bakar Minyak (BBM) ke pasar Uni Eropa telah diturunkan. Arab Saudi tercatat menjadi tolok ukur utama untuk produsen lain di Timur Tengah. Saat ini pasar sedang menantikan apakah Presiden AS Donald Trump akan menegakkan sanksinya kembali terhadap Iran terkait dengan kebijakan nuklir.

Minyak Mentah

Sementara itu, minyak mentah terjual dengan harga di bawah US$ 68 per barel karena investor mulai mempertimbangkan dampak dari perluasan pasokan minyak mentah di AS bersamaan dengan keputusan terkait dengan nuklir Iran yang semakin dekat. Perdagangan berjangka di New York mengalami penurunan 0,5 % setelah mendapat kenaikan terbesar dalam 2 pekan pada Rabu (2/5). Pasokan minyak mentah AS tercatat meningkat hingga lebih dari 6,2 juta barel pada pekan lalu, stok itu angka terbesar sejak Januari 2018 jika dibandingkan dengan kenaikan 1,23 juta barel yang diperkirakan oleh survei Bloomberg.

Adapun, ketidakpastian pasokan Iran kemungkinan akan terus berlanjut hingga keputusan Presiden AS untuk mengaktifkan sanksi pada Iran, produsen terbesar ketiga organisasi negara pengekspor minyak (OPEC) itu pada 12 Mei 2018. Produsen global yang dikepalai OPEC dan sekutunya termasuk Rusia kokoh dengan pendiriannya untuk tetap memangkas produksi meskipun telah mencapai target setelah 16 bulan.

Harga minyak West Texas Intermediate (WTI) pada perdagangan Kamis (3/5) untuk pengiriman Juni 2018 tercatat mengalami penurunan tipis 0,12 poin atau 0,18% menjadi US$ 67,81 per barel. Secara year-to date tercatat mengalami kenaikan hingga 12,23%. Total voliune yang diperdagangkan berada 58% di bawah rata-rata 100 hari.

Adapun, pada perdagangan di waktu yang sama tercatat harga minyak Brent berjangka juga turun 0,16 poin atau 0,22% menjadi US$75,20 per barel. Patokan minyak mentah global itu lebih tinggi US$ 5,57 terhadap WTI bulan Juli.

Bisnis Indonesia, Page-16, Friday, May 4, 2018

Four Oil and Gas Block Auctions have been sold

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan stipulates the winners of oil and gas working area offered directly this year. Jonan says there are four blocks that the winner has set. First, the Citarum Block won by a consortium of PT Cogen Nusantara Energi and PT Green World Nusantara. The consortium establishes a definite commitment worth US $ 3.75 million and a signature bonus worth US $ 750,000.

Second; East Ganal Block was won by Eni Indonesia Ltd. after winning the auction of its competitors AGRA IV Consortium - EnQuest Global Ltd. The government set an investment for a definite commitment in the East Ganal Block for a total of US $ 35.35 million and a signature bonus worth US $ 1.5 million.

Third, East Seram Block was won by Lion Energy Ltd. The commitment value of this block is worth US $ 900,000 and the signature bonus US $ 500.000 Fourth, Southeast Jambi Block was won by Talisman Consortium West Bengara B.V - MOECO South Sumatra Co. Ltd. The exact commitment value for this block is worth US $ 4.65 million and the signature bonus is US $ 500,000.

The total commitment value of the four oil and gas blocks is US $ 44.65 million. While the total signature bonus worth US $ 3.25 million. In addition to the four working areas auctioned this year, there is one area of ​​work that has not received interest, the East Papua Block. The government plans to offer back to the next oil and gas bidding. Jonan said the winners of the auction of oil and gas field of direct offer will later sign a contract for the results of gross split.

"For the auction of the oil and gas working area, we have implemented a tax royalty system known as gross split, while the existing working area remains in accordance with existing agreements, renewal time is changed," said Jonan at the IPA Convention and Exhibition event, 42 years 2018.

This year, overall the Government has offered 24 conventional oil and gas fields. Five working areas with direct bidding mechanisms and 19 work areas through regular auction mechanisms. For the auction of direct offer the process is completed and the winner is announced on this occasion. While the regular auction process lasted until June 19, 2018.

IN INDONESIA

Empat Lelang Blok Migas Sudah Laku

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menetapkan pemenang wilayah kerja migas yang ditawarkan secara langsung pada tahun ini. Jonan bilang, ada empat blok yang telah ditetapkan pemenangnya. Pertama, Blok Citarum yang dimenangkan oleh konsorsium PT Cogen Nusantara Energi dan PT Green World Nusantara. Konsorsium menetapkan komitmen pasti senilai US$3,75 juta dan bonus tanda tangan senilai US$ 750.000.

Kedua; Blok East Ganal dimenangi oleh Eni Indonesia Ltd. setelah berhasil memenangkan lelang dari pesaingnya yaitu Konsorsium AGRA IV - EnQuest Global Ltd. Pemerintah menetapkan investasi untuk komitmen pasti di Blok East Ganal dengan total US$35,35 juta dan bonus tanda tangan senilai US$ 1,5 juta.

Ketiga, Blok East Seram dimenangkan oleh Lion Energy Ltd. Nilai komitmen pasti blok ini senilai US$ 900.000 dan bonus tanda tangan US$ 500.000 Keempat, Blok Southeast Jambi berhasil dimenangkan oleh Konsorsium Talisman West Bengara B.V - MOECO South Sumatra Co. Ltd. Nilai komitmen pasti untuk blok ini senilai US$4,65 juta dan bonus tanda tangan US$ 500.000.

Total nilai komitmen pasti dari empat blok migas tersebut senilai US$44,65 juta. Sementara total bonus tanda tangan senilai US$3,25 juta. Selain keempat wilayah kerja yang dilelang tahun ini, ada satu wilayah kerja yang belum mendapatkan peminat, yaitu Blok East Papua. Pemerintah berencana menawarkan kembali pada penawaran migas selanjutnya. Jonan bilang pemenang lelang lapangan migas penawaran langsung nantinya akan menandatangani kontrak bagi hasil gross split. 

"Untuk lelang wilayah kerja migas, kami sudah menerapkan sistem tax royalty yang dikenal dengan gross split. Sementara Wilayah kerja yang kontraknya masih ada tetap sesuai perjanjian yang ada, waktu perpanjangan baru kami ubah kontraknya," jelas Jonan dalam acara Konvensi dan Pameran IPA ke-42 tahun 2018.

Pada tahun ini, secara keseluruhan Pemerintah telah menawarkan 24 lapangan migas konvensional. Lima wilayah kerja dengan mekanisme penawaran langsung dan 19 wilayah kerja melalui mekanisme lelang reguler. Untuk lelang penawaran langsung prosesnya selesai dan diumumkan pemenangnya pada kesempatan ini. Sedangkan proses lelang reguler berlangsung hingga 19 Juni 2018.

Kontan, Page-14, Thursday, May 3, 2018

Oil and Gas Contractors Reject Standard Price DMO

IPA rate, DMC price) oil of 25% already under contract

The Indonesian Petroleum Association (IPA) said the government can not change the domestic market price or Domestic Market Obligation (DMO) of crude oil with reference to the oil price of the State Budget of 2018 of US $ 48 per barrel. Conversely, oil prices should still be in line with market prices.

Oil and Gas Law Article 22 states that a Business Entity or Permanent Establishment must submit 25% of its share of petroleum and / or natural gas production to meet domestic demand. As a reinforcement issued Government Regulation No. 34 of 2005 on Upstream Oil and Gas Business Activities, the contents of DMO oil and gas contractor obligations.

Under the regulation, Pertamina asks the government that the DMO price of 25% of the KKKS can be set according to the price of oil in APBN 2018 or not using market price. In response, President of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan revealed, DMO price policy can not necessarily be changed due to Pertamina demand. According to him, the price of crude oil that becomes DMO has been established when the working area contract is signed between the government and the Cooperation Contract Contractor (KKKS).

"We follow the contract, because we have signed contracts," said Ronald.

Ronald said that KKKS and the government have agreed on DMO, both in quantity and price of oil including DMO.

"It's specific how many DMOs it costs, the contract has been signed," Ronald said.

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said that the determination of oil price is the authority of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM). Until now, there has been no decision related to Pertamina's request

provision of oil prices for domestic. Amien explained, Minister of EMR and Pertamina team still continue to discuss related to Indonesia Crude Price (ICP) benchmark according to APBN.

Basically, the government understands Pertamina's difficulties that must channel the fuel of assignments and subsidies without raising prices when crude oil prices are in an upward trend. Amien explained, SKK Migas also does not matter if the government wants to set oil prices according to the 2018 state budget.

"Pertamina suffer once, the price is heavy, the price of crude sold to the country using ICP price, SKK Migas does not matter because the price is the Minister of Energy and Mineral Resources," said Amien.

IN INDONESIA

Kontraktor Migas Tolak Patokan Harga DMO 

IPA menilai, harga DMC) minyak sebesar 25% sudah terikat kontrak

Indonesian Petroleum Association (IPA) menyatakan, pemerintah tidak bisa mengubah ketentuan harga penjualan dalam negeri atau Domestic Market Obligation (DMO) minyak mentah dengan mengacu pada harga minyak Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) 2018 sebesar US$ 48 per barel. Sebaliknya harga minyak tetap harus sesuai dengan harga pasar.

Undang-Undang Minyak dan Gas Pasal 22 menyebutkan, Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib menyerahkan 25% bagiannya dari hasil produksi minyak bumi dan/atau gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Sebagai penguat diterbitkan Peraturan Pemerintah No 34 tahun 2005 tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas, isinya soal kewajiban DMO migas para kontraktor migas.

Dengan aturan itu, Pertamina meminta ke pemerintah agar harga DMO 25% dari KKKS itu bisa ditetapkan sesuai harga minyak pada APBN 2018 atau tidak memakai harga pasar. Menanggapi hal itu, Presiden Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan mengungkapkan, kebijakan harga DMO tidak bisa serta merta diubah karena permintaan Pertamina. Menurut dia, harga minyak mentah yang menjadi DMO tersebut sudah ditetapkan ketika kontrak wilayah kerja ditanda tangani antara pemerintah dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). 

"Kami ikuti kontrak, karena kami sudah tanda tangan kontrak," ungkap Ronald.

Ronald mengungkapkan, KKKS dan pemerintah telah sepakat mengenai DMO, baik dalam besaran jumlah maupun harga minyak yang termasuk DMO. 

"Sudah spesifik DMO berapa, harganya berapa. kontrak sudah ditandatangani," ujar Ronald.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi menyebutkan, penetapan harga minyak merupakan wewenang Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Sampai saat ini memang belum ada keputusan terkait permintaan Pertamina soal

ketetapan harga minyak untuk dalam negeri. Amien menjelaskan, Menteri ESDM dan tim Pertamina masih terus berdiskusi terkait patokan Indonesia Crude Price (ICP) sesuai APBN.

Pada dasarnya pemerintah memahami kesulitan Pertamina yang harus menyalurkan BBM penugasan dan subsidi tanpa menaikkan harga di saat harga minyak mentah yang sedang dalam tren naik. Amien menjelaskan, SKK Migas juga tidak masalah jika pemerintah mau menetapkan harga minyak sesuai APBN 2018. 

"Pertamina suffer sekali, harganya berat. Harga crude yang dijual ke negara menggunakan harga ICP. SKK Migas tidak masalah karena yang menetapkan harga adalah Menteri ESDM. Soal harga urusan Pak Menteri," ujar Amien.

Kontan, Page-14, Thursday, May 3, 2018

Chevron: Deregulation of Oil and Gas Sector Make Competitive

PT Chevron Pacific Indonesia appreciates the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) and the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) which makes the investment climate of oil and gas in Indonesia more competitive. One of them, simplification of regulations and the application of fiscal provisions is more interesting. 

    With a competitive investment climate and reserve potential, Indonesia has the opportunity to increase oil and gas investment, employment and higher revenues for the government, "said Chuck Taylor, Managing Director of Chevron IndoAsia Business Unit.

At a time when commodity prices are low in recent years, oil and gas investors are required to find ways to lower costs and be more selective in making investment decisions. Meanwhile, other countries are also competing to withdraw capital. He said investors need fiscal certainty and fiscal competitiveness. 

    A number of key to attract oil and gas investment. These include revenue sharing that provides competitive returns to investors, adherence to existing commitments in contracts, regulatory drafting based on data and practices globally.

In addition, timely approval, simplification of the licensing process, alignment of policies between ministries and central and local government.

"Investors expect contract deals that support operating performance," he said.

IN INDONESIA

Chevron: Deregulasi Sektor Migas Bikin Kompetitif

PT Chevron Pacific Indonesia mengapresiasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang menjadikan iklim investasi minyak dan gas di Indonesia lebih kompetitif. Salah satunya, penyederhanaan peraturan-peraturan dan penerapan ketentuan fiskal lebih menarik. 

     Dengan iklim investasi kompetitif dan potensi cadangan, Indonesia memiliki peluang untuk meningkatkan investasi migas, lapangan kerja dan pendapatan yang lebih tinggi bagi pemerintah," ujar Chuck Taylor, Managing Director Chevron IndoAsia Business Unit.

Di saat harga komoditas yang rendah beberapa tahun terakhir, investor migas dituntut menemukan cara menurunkan biaya dan lebih selektif dalam membuat keputusan investasi. Sementara negara-negara lain juga sedang bersaing menarik modal masuk. Katanya, investor memerlukan kepastian fiskal dan daya saing fiskal. Sejumlah kunci utama untuk menarik investasi migas. Di antaranya pembagian hasil yang memberikan imbal-balik kompetitif bagi investor, ketaatan terhadap komitmen yang ada di dalam kontrak, penyusunan regulasi berdasarkan pada data dan praktik secara global.

Selain itu juga persetujuan yang tepat waktu, penyederhanaan proses perizinan, penyelarasan kebijakan antar kementerian maupun pemerintah pusat dan daerah. 

"Investor berharap kesepakatan kontrak yang mendukung kinerja operasi," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, May 3, 2018

ESDM Starts Auctioning 16 Mine Areas

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) opened auction 16 mining areas. This is related to the issuance of Ministerial Decree (Kepmen) no. 1508.K / 30 / MEM / 2018 concerning Compensation Price for Data and Land Users of Mining Business License and Area of ​​Special Mining Business License in 2018.

According to Ministry of Energy and Mineral Resources data, compensation price of 16 Mining Areas for Mining Business Area (WIUP) and Special Mining Business License Area (WIUPK) reached Rp 4.09 trillion. For details, the price of 10 WIUP comprises Rp 1.76 trillion and WIUPK reaches Rp 2.33 trillion. The mining areas to be auctioned, among others for WIUP is Mulya Agung Block with an area of ​​97,144 hectares (ha). Waringin Agung Block with an area of ​​98,820 ha. Block Tumbang Karanei 96,719 ha.

Then, Block Silo 4,023 ha, Sribata Block of 743 ha. New Natai Block 6,674 ha. Block Tumbang Nusa 7,169 ha. Baronang Block 1 with an area of ​​3,226 ha. Block Baronang ll with 455oha area. Piner Block with an area of ​​9,750 ha. While six WIUPK namely Latao Block, Block SuaSua, Block Matarape, Block Kolonodale, North Bahadopi Block, Rantau Pandan Block. Director General of Minerba Ministry of Energy and Mineral Resources, Bambang Gatot Ariyono said after the mining area was set to WIUP and WIUPK.

"Later the auction after it is set to WIUPK, the contractor has 30 days," he said.

IN INDONESIA

ESDM Mulai Melelang 16 Wilayah Tambang

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) membuka lelang 16 Wilayah pertambangan. Hal itu berkaitan dengan terbitnya Keputusan Menteri (Kepmen) No. 1508.K/30/MEM/2018 tentang Harga Kompensasi Data lnformasi dan Pengguna Lahan Wilayah lzin Usaha Pertambangan dan Wilayah Izin Usaha Pertambangan Khusus tahun 2018.

Data Kementerian ESDM mencatat, harga kompensasi dari 16 Wilayah pertambangan untuk Wilayah lzin Usaha Pertambangan (WIUP) dan Wilayah lzin Usaha Pertambangan Khusus (WIUPK) mencapai Rp 4,09 triliun. Rinciannya, harga kompesasi 10 WIUP mencapai Rp 1,76 triliun dan WIUPK mencapai Rp 2,33 triliun. Adapun Wilayah pertambangan yang akan dilelang, antara lain untuk WIUP adalah Blok Mulya Agung dengan luas wilayah 97 .144 hektare (ha).  Blok Waringin Agung dengan luas 98.820 ha. Blok Tumbang Karanei 96.719 ha. 

Kemudian, Blok Silo 4.023 ha, Blok Sribata seluas 743 ha. Blok Natai Baru 6.674 ha. Blok Tumbang Nusa 7.169 ha. Blok Baronang 1 dengan luas 3.226 ha. Blok Baronang ll dengan luas 455oha. Blok Piner dengan luas 9.750 ha. Sementara enam WIUPK yakni Blok Latao, Blok SuaSua, Blok Matarape, Blok Kolonodale, Blok Bahadopi Utara, Blok Rantau Pandan. Dirjen Minerba Kementerian ESDM, Bambang Gatot Ariyono mengatakan, setelah Wilayah pertambangan itu ditetapkan menjadi WIUP dan WIUPK.

"Nanti lelang itu setelah ditetapkan menjadi WIUPK, kontraktor punya waktu 30 hari," ujarnya.

Kontan, Page-14, Thursday, May 3, 2018

Indonesia Can Become a Net Importer of Gas

Production Not Bid Domestic Demand

Indonesia is expected to become a gas importing country by 2022. This is in line with the increasing demand for gas in the country, which is not offset by rising national oil and gas production. President of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan said, to overcome the imbalance, it takes a big investment. Especially for exploration to find new sources of oil and gas.

"With the continued decline in national oil and gas production, Indonesia is expected to become a net importer of gas in 2022," he said at the opening of The 42th IPA Convention & Exhibition in Jakarta.

According to him, it becomes a big challenge because the exploration to find new oil and gas reserves has shifted to frontier areas and deep sea.

"Large initial investment and high technology are needed," he said.

Indonesia has now become a net importer or a country that imports more than exporting petroleum since 2002. The national energy general plan (RUEN) regulated in Presidential Regulation No. 22 of 2017 sets the target of energy portion from oil and gas in 2050 by 44 percent. Thus, oil and natural gas remain the backbone of national energy in the next 20 to 30 years.

Based on data from SKK Migas, national natural gas production has declined since 2014. In fact, the Ministry of Industry projects that gas demand for industries will continue to increase by 2035. That is, from 678,617.9 mmbtu in 2012 to 2.4 million mmbtu by 2035. Increased domestic gas demand coming from the electricity and household sectors.

In the forum, President Joko Widodo (Jokowi) also criticized Pertamina's performance. As an energy SOE in Indonesia, Pertamina is considered to have never conducted significant new explorations. Consequently, domestic oil production numbers continue to decline. Jokowi said, already more than 30 years this government-owned company does not do a great exploration. He even admitted confused with the condition.

"What's there, little explorations, what's going on?" he said when opening the event.

Whereas if the problem is the complexity of the rules, deregulation efforts have been conducted since last year. The ESDM minister has already cut 186

regulations that complicate investment in the energy field. A total of 14 are related to upstream production regulation. When met after opening the event, Jokowi hopes Pertamina can increase production. Thus, the need for imported fuel can be suppressed.

'"What we see until we decline, decrease, decrease. So we are getting more and more imports "The President added.

The former mayor of Solo added, if the regulation related to investment in upstream oil and gas sector is still difficult, it opens the discussion room.

"If it is considered complicated, on the other side, in order to increase production and more exploration, so that people are more interested to enter the upstream sector," he said.

SVP Upstream Business Development PT Pertamina (Persero) Denie Tampubolon said, the challenge is already mature Pertamina working area.

"So, if the geology is mature, it is certainly no longer a discovery area like in the new green area altogether, yes, Iadi, rather limited in size," he said. Nevertheless, Pertamina keeps trying to drill 20 exploration wells this year and 15 exploration wells last year.

ESDM Minister Ignatius Jonan said there will be a gas sale and purchase transaction in the IPA. The details, among others, Petrokimia Gresik will buy gas from Kangean wells in Madura. There will also be gas purchases to supply the Pupuk Sriwijaya factory in Palembang. Then purchase gas to Pertamina EP for oil lifting, to PT Pertamina for refinery in Kasim, and to Pertagas for oil lifting and electricity for Dumai refinery. There is also a gas supply from PGN in Musi Banyuasin for household needs.

IN INDONESIA

Indonesia Bisa Menjadi Net Importer Gas

Produksi Tidak Imbangi Permintaan Domestik

Indonesia diperkirakan menjadi negara pengimpor gas pada 2022. Hal tersebut seiring dengan meningkatnya permintaan gas di tanah air yang tidak diimbangi dengan naiknya produksi minyak dan gas nasional. Presiden Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan mengatakan, untuk mengatasi ketimpangan tersebut, diperlukan investasi besar. Terutama untuk eksplorasi untuk menemukan sumber-sumber migas yang baru.

"Dengan terus menurunnya produksi migas nasional, diperkirakan Indonesia menjadi net importer gas di tahun 2022," ujarnya pada pembukaan The 42th IPA Convention & Exhibition di Jakarta.

Menurut dia, hal tersebut menjadi tantangan besar karena eksplorasi untuk menemukan cadangan migas baru telah bergeser ke daerah frontier dan laut dalam. 

"Diperlukan investasi awal yang sangat besar dan teknologi yang tinggi," ungkapnya.

Indonesia saat ini telah menjadi net importer atau negara yang mengimpor lebih banyak daripada mengekspor minyak bumi sejak 2002. Rencana umum energi nasional (RUEN) yang diatur dalam Peraturan Presiden Nomor 22 Tahun 2017 menetapkan target porsi energi dari migas pada 2050 sebesar 44 persen. Dengan demikian, minyak dan gas bumi masih menjadi tulang punggung energi nasional dalam 20 sampai 30 tahun ke depan. 

Berdasar data SKK Migas, produksi gas bumi nasional menurun sejak 2014. Padahal, Kementerian Perindustrian memproyeksikan kebutuhan gas untuk industri terus melonjak hingga 2035. Yakni, dari 678.617,9 mmbtu pada 2012 menjadi 2,4 juta mmbtu pada 2035. Peningkatan kebutuhan gas domestik juga datang dari sektor ketenagalistrikan dan rumah tangga.

Di forum itu, Presiden Joko Widodo (Jokowi) pun turut mengkritik kinerja Pertamina. Sebagai BUMN energi di Indonesia, Pertamina dinilai tidak pernah melakukan eksplorasi-eksplorasi baru yang signifikan. Imbasnya, angka produksi minyak dalam negeri terus menurun. Jokowi mengatakan, sudah lebih dari 30 tahun perusahaan milik pemerintah ini tidak melakukan eksplorasi besar. Dia bahkan mengaku bingung dengan kondisi tersebut. 

"Yang ada, eksplorasi yang kecil-kecil. Ini ada apa?" ujarnya saat membuka event itu.

Padahal jika yang menjadi persoalan adalah rumitnya aturan, upaya deregulasi dilakukan sejak tahun lalu. Menteri ESDM sudah memangkas 186

peraturan yang membuat rumit investasi di bidang energi. Sebanyak 14 di antaranya berkaitan dengan regulasi produksi di tingkat hulu. Saat ditemui setelah membuka acara, Jokowi berharap Pertamina bisa meningkatkan produksi. Dengan demikian, kebutuhan akan bahan bakar impor bisa ditekan.

’”Yang kita lihat sampai kita menurun, menurun, menurun. Sehingga kita semakin lama impornya semakin banyak" Presiden menambahkan.

Mantan wali kota Solo itu menambahkan, jika regulasi yang terkait dengan investasi di sektor hulu migas masih sulit, pihaknya membuka ruang diskusi. 

"Kalau dianggap masih ruwet, di sebelah mana, supaya produksi meningkat dan eksplorasi lebih, supaya orang lebih tertarik untuk masuk ke sektor hulu," tuturnya.

SVP Upstream Business Development PT Pertamina (Persero) Denie Tampubolon mengatakan, tantangannya adalah sudah mature wilayah kerja Pertamina. 

"Jadi, memang kalau secara geologi sifatnya mature, itu tentunya bukan lagi area yang bisa discovery yang seperti di green area yang baru sama sekali, ya. Iadi, agak terbatas size-nya,” ujarnya. Meski demikian, Pertamina terus berusaha melakukan pengeboran 20 sumur eksplorasi tahun ini dan 15 sumur eksplorasi tahun lalu.

Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, akan ada transaksi jual beli gas dalam IPA. Perinciannya, antara lain, Petrokimia Gresik akan membeli gas dari

sumur Kangean di Madura. Juga akan ada pembelian gas untuk memasok pabrik Pupuk Sriwijaya di Palembang. Lalu pembelian gas ke Pertamina EP untuk kepentingan lifting migas, ke PT Pertamina untuk kilang di Kasim, serta ke Pertagas untuk lifting minyak dan kelistrikan buat kilang Dumai. Adapula pasokan gas dari

PGN di Musi Banyuasin untuk kebutuhan rumah tangga.

Jawa Pos, Page-5, Thursday, May 3, 2018

Chevron & Exxon Review Margin Amount

International oil and gas company ExxonMobil and Chevron assess that in encouraging upstream oil and gas investment requires fiscal policy that is able to support good profit margins. With such a good margin, oil and gas companies are also keen to pour more sustainable investments in the future.

ExxonMobil Vice President of ExxonMobil Raymond E. Jones said that in deciding oil and gas investment, oil and gas companies will see from fiscal and geological side. Both of these things become the most important in seeing the sustainability of business in a country.

"From a geological point of view, in drilling the rocks it has certain technical risks that will influence investment decisions. Well, in supporting the risks in the operation required also flexibility from the fiscal side, "he said in the 42nd Indonesia Petroleum Association (IPA) Convex.

Raymond says, more flexible fiscal requirements can make future estimates and prospects a viable partnership. then, in the process of dealing with PT Pertamina (Persero), as the Indonesian national oil and gas company, should also be made easier. On the other hand, Chevron compares between oil and gas operation policy in Indonesia and Permian Basin, United States (US).

Companies from the United States that also highlighted the new scheme-related contracts, the share of gross or new gross split applied in Indonesia. Managing Director of Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor said, in the contract scheme in Permina Basin, United States (US), the government gets a net result of about 28% -30%.

With an attractive revenue-sharing rate for the investor, Chevron claims to boost production by 35% to 2 million barrels per day. In Indonesia, with the cost recovery scheme, the government's share is much larger, at 70% with the lure of operational costs incurred by contractors returned by the government.

"With the scheme, investors have difficulty determining NPV [net present value]. Well, the decision of scolding gross split scheme is what can make the profit sharing to the contractor can be bigger, "he said.

Chevron considers that the gross split scheme has become one of the best for oil and gas investment in Indonesia. However, Chuck judged with the cost recovery scheme, the revenue share for his side as an example around 88:12 (88% government and 12% contractor) to 60:40. With the gross split, the amount of profit sharing can be more positive for the investor even if it does not get the cost of returning the operation.

"It's just that with gross split alone will not be able to encourage oil and gas investment. Flexible fiscal policy will encourage better, especially

for investors' margin, "he said.

Raymond also mentioned, Indonesia also must provide higher return on investment in order to be more competitive with other countries. However, Chevron and Exxon also assessed that Indonesia has improved itself to create an investment climate, especially in the upstream sector of oil and gas could be even better. For example, the application of gross split contracts and rule simplification.

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said oil and gas investment in Indonesia is expected to rise with the revocation of rules and revisions that are considered to make the business process convoluted. It is also active to encourage oil and gas investment in Indonesia. IPA President Ronald Gunawan said the government's move, especially the Ministry of Energy and Mineral Resources, is getting better with the simplification of rules and gross split contracts and fiscal incentives. However, this is beginning to shape the investment climate for the better.

"Some of the other processed others are related to the steel import process that will be easier for upstream oil and gas companies," he said.

IN INDONESIA

Chevron & Exxon Review Besaran Margin

Perusahaan migas internasional ExxonMobil dan Chevron menilai bahwa dalam mendorong investasi hulu migas membutuhkan kebijakan fiskal yang mampu mendukung margin keuntungan yang baik. Dengan margin yang baik itu, perusahaan migas pun bergairah untuk menggelontorkan investasi yang lebih besar lagi secara berkelanjutan ke depan.

Vice President Asia Pasific ExxonMobil Raymond E. Jones mengatakan dalam memutuskan investasi migas, perusahaan migas akan melihat dari sisi fiskal dan geologi. Kedua hal itu menjadi yang paling penting dalam melihat keberlanjutan bisnis di suatu negara.

“Dari sisi geologi, dalam mengebor bebatuan itu memiliki risiko teknis tertentu pun akan memengaruhi keputusan investasi. Nah, dalam mendukung risiko dalam operasi dibutuhkan juga fleksibilitas dari sisi fiskal,” ujarnya dalam acara Indonesia Petroleum Association (IPA) Convex Ke-42.

Raymond menuturkan, persyaratan fiskal yang lebih fleksibel bisa membuat estimasi dan prospek kemitraan yang bisa terjaga ke depan. lalu, dalam proses berhubungan dengan PT Pertamina (Persero), selaku perusahaan migas nasional Indonesia, juga harus dipermudah. Di sisi lain, Chevron membandingkan antara kebijakan operasi migas di Indonesia dengan Permian Basin, Amerika Serikat (AS). 

Perusahaan yang berasal dari Amerika Serikat itu pun menyoroti terkait skema kontrak baru, yakni bagi hasil kotor atau gross split yang baru diterapkan di Indonesia. Managing Director Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor mengatakan, dalam skema kontrak di Permina Basin, Amerika Serikat (AS), pemerintah mendapatkan hasil bersih sekitar 28%-30%.

Dengan tingkat bagi hasil yang menarik untuk investor itu, Chevron mengklaim bisa mendorong produksi naik 35% menjadi 2 juta barel per hari. Ialu, di Indonesia dengan skema cost recovery, porsi pemerintah justru jauh lebih besar, yakni 70% dengan iming-iming biaya operasional yang dikeluarkan kontraktor dikembalikan oleh pemerintah.

“Dengan skema itu, investor sulit menentukan NPV [net present value]. Nah, keputusan penggatian skema gross split inilah yang bisa membuat bagi hasil kepada kontraktor bisa lebih besar,” ujarnya.

Chevron menilai bahwa skema gross split ini menjadi salah satu arah yang baik untuk  investasi migas di Indonesia. Namun, Chuck menilai dengan skema cost recovery, bagi hasil untuk pihaknya sebagai contoh sekitar 88:12 (88% pemerintah dan 12% kontraktor) sampai 60:40. Dengan gross split, besaran bagi hasil itu bisa lebih positif untuk investor walaupun tidak mendapatkan biaya pengembalian operasi.

“Hanya saja dengan gross split saja tidak akan mampu mendorong investasi migas. Kebijakan fiskal yang lebih fleksibel akan mendorong lebih baik, terutama untuk margin investor,” ujarnya.

Raymond pun menyebutkan, Indonesia pun harus memberikan imbal hasil investasi yang lebih tinggi agar bisa lebih kompetitif dengan negara lain. Namun, Chevron dan Exxon pun menilai Indonesia sudah berbenah diri untuk membuat iklim investasi, terutama di sektor hulu minyak dan gas bisa menjadi lebih baik lagi. Misalnya, penerapan kontrak gross split dan penyederhanaan aturan.

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, investasi migas di Indonesia diharapkan bisa naik dengan adanya pencabutan aturan dan revisi yang dianggap membuat proses bisnis berbelit-belit. Pihaknya pun juga aktif untuk bisa mendorong investasi migas di Indonesia. 

    Presiden IPA Ronald Gunawan mengatakan langkah pemerintah terutama Kementerian ESDM memang semakin baik dengan adanya penyederhanaan aturan maupun kontrak gross split dan insentif fiskal. Namun, ini awal untuk membentuk iklim investasi menjadi lebih baik lagi.

“Beberapa yang lagi diproses lainnya adalah terkait dengan proses impor baja yang akan dipermudah untuk perusahaan hulu migas,” ujarnya.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, May 3, 2018