Treatment of Old Wells Can Be a Solution

Care and re-work of the old well became the focus of PT Pertamina Hulu Energi, a subsidiary of PT Pertamina (Persero). This is done because the productivity of oil wells that they manage to fall, especially in Ogan Komering Block in South Sumatra. However, the company still set higher production target compared to last year's realization. Since Sunday (20/5/2018), Pertamina Hulu Energi fully manages Ogan Komering Block with profit sharing scheme based on gross production (gross split). The block is a termination block that expires on 28 February 2018.

By the government, the management is handed over to Pertamina. Initially, the Ogan Komering Block was managed by Pertamina with Jadestone Energy Ltd. By the end of 2017, the Ogan Komering Block produces 2,250 barrels of oil per day and 8.64 million standard cubic feet per day (MMSCFD) of natural gas. This year, Pertamina targets production of 1,950 barrels of oil per day and 8.21 MMSCFD of natural gas. Productivity falls due to age of aging.

"The production decline is natural, we focus on the maintenance and re-work of the well," said Public Relations Manager of Upstream Pertamina Energi Ifki Sukarya.

President Director of Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi said oil and gas reserves are also being added, among others, by commercialization of undeveloped exploration wells. In addition to the Ogan Komering Block, Pertamina Hulu Energi also manages a number of termination blocks. Throughout 2017, Pertamina Hulu Energi produces 69,080 barrels of oil per day and 560.97 MMSCFD of natural gas. This year, the company targets production of 70,410 barrels of oil per day and 771.07 MMSCFD of natural gas.

Nationally, oil lifting production in Q1 / 2018 was 750,600 barrels per day or 94 percent of the 2018 state budget target. The realization of natural gas lifting was 1.139 million barrels of oil equivalent per day (BOEPD) or 95 percent of the targeted state budget (APBN). Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said the company is expected to improve the maintenance and re-work of the wells to boost oil and gas production.

IN INDONESIA

Perawatan Sumur Tua Bisa Menjadi Solusi

Perawatan dan kerja ulang sumur tua menjadi fokus PT Pertamina Hulu Energi, anak usaha PT Pertamina (Persero). Cara itu ditempuh karena produktivitas sumur-sumur minyak yang mereka kelola turun, khususnya di Blok Ogan Komering di Sumatera Selatan. Namun, perusahaan tetap mematok target produksi lebih tinggi dibandingkan realisasi tahun lalu. Sejak Minggu (20/5/2018), Pertamina Hulu Energi mengelola secara penuh Blok Ogan Komering dengan skema bagi hasil berdasar produksi bruto (gross split). Blok itu adalah blok terminasi yang habis masa kontraknya pada 28 Februari 2018. 

Oleh pemerintah, pengelolaannya diserahkan kepada Pertamina. Semula, Blok Ogan Komering dikelola Pertamina bersama Jadestone Energy Ltd. Sampai akhir 2017, Blok Ogan Komering menghasilkan 2.250 barrel minyak per hari dan 8,64 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) gas bumi. Tahun ini, Pertamina menargetkan produksi 1.950 barrel minyak per hari dan 8,21 MMSCFD gas bumi. Produktivitas turun karena usia sumur menua. 

"Penurunan produksi itu alamiah. Kami fokus pada perawatan dan kerja ulang sumur,” ujar Manajer Hubungan Masyarakat Pertamina Hulu Energi Ifki Sukarya.

Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi mengatakan, cadangan migas juga terus ditambah, antara lain, dilakukan dengan komersialisasi sumur eksplorasi yang belum dikembangkan. Selain Blok Ogan Komering, Pertamina Hulu Energi juga mengelola sejumlah blok terminasi. Sepanjang 2017, Pertamina Hulu Energi menghasilkan 69.080 barrel minyak per hari dan 560,97 MMSCFD gas bumi. Tahun ini, perusahaan menargetkan produksi sebanyak 70.410 barrel minyak per hari dan 771,07 MMSCFD gas bumi. 

Secara nasional, produksi siap jual (lifting) minyak sampai triwulan I-2018 750.600 barrel per hari atau 94 persen dari target APBN 2018. Adapun realisasi lifting gas bumi 1,139 juta barrel setara minyak per hari (BOEPD) atau baru 95 persen dari target APBN. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengatakan, perusahaan diharapkan meningkatkan perawatan dan kerja ulang sumur untuk mendorong produksi migas.

Kompas, Page-17, Tuesday, May 22, 2018

Government Prioritize Investment Commitment from Contractor

Limit Signup Bonus

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) rejected the removal of the upper limit of the termination of the oil and gas contract because the government wants to pursue non-tax state revenue (PNBP) from this bonus. The heavy investment commitment of oil and gas contractors remains the priority of the Ministry of Energy.

Referring to Article 12 of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources 23/2018 concerning the management of oil and gas working area that will expire its contract, the signature bonus shall be at least US $ 1 million and shall be limited to a maximum of US $ 250 million. However, in Ministerial Regulation 28/2018 which is a revision of Ministerial Regulation 23, the upper limit of US $ 250 million is removed.

ESDM Representative Arcandra Tahar said the removal of the upper limit of the signature bonus of oil and gas contracts is not because the government wants to win its big bonus. This abolition is intended to make the signature bonus signing fairer, considering there are some oil and gas blocks that have a net present value (NPV) quite well.

Moreover, the government has set a formula to calculate the signature bonus block this termination. Referring to the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources 1794/2018, the formula is 25% multiplied by the NPV reduction of contractors with a 10% discount rate with undertaking investment commitments and a fixed working commitment NPV.

"Thus, the greater the commitment (the exact working commitment), the signature bonus is getting smaller. It does not matter because this (signature bonus) is better used to search oil and gas, for exploration, "said Arcandra in Jakarta.

Determination of signature bonus formula is also judged fair enough. Because the terminating oil and gas blocks, both the government and the contractor have the remaining reserves data from the block. The amount of this reserve is then given a value or calculated NPV which then becomes the base of signature bonus calculation. Arcandra explained, it uses NPV because the value of money at the time signed and when oil and gas production flows may be different because of the inflation or other causes.

Then, the government also provides a discount rate of 10% to make it more attractive than the interest on business loans in the bank which is about 10-11%. He said the existence of this formula provides certainty to the oil and gas contractor related to the signature bonus amount. Because, so far the government has no reference to set the signature bonus. The largest, the government once collected signature bonus up to US $ 41 million when the new contract of Mahakam block signed by PT Pertamina (Persero).

However, this signature bonus formula does not apply to new oil and gas blocks that are still in the exploration stage and have not known their oil and gas reserves.

"Meanwhile, if the oil and gas explosion blast bidding, because it can not be calculated NPV," said Arcandra.

Being processed

Referring to the data of the Ministry of Energy and Mineral Resources, there are 21 oil and gas blocks that will expire in 2019-2026. For 2019, the government has set a new manager, PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang will again become the aperator of Jambi Merang Block, PT Pertamina Hulu Energi Tempirai for Raja-Pendapa Block, Kalrez Petraleum (Seram) Ltd for Bula Block, and CITIC Seram Energy Limited for Seram Nan Bula block.

Kalrez Petraleum (Seram) Ltd

Furthermore, by 2020, the oil and gas blocks that have been completed are South Jambi Black B Block, Brantas, Salawati Bird's Head, Malacca Strait, Makassar Strait, and Salawati Basin onshore. Other blocks to be completed by 2021 are the Bentu Segat Block, the Long Strait, and the Rakan Block which produces the largest oil in India.

In 2022, following the block Tarakan East, Coastal Plains and Pekanbaru, Bengkal, and Sengkang will be completed contract. Furthermore, in 2023, the Rimau, Jabun, and Karidar block blocks are one of the largest blocks of gas production in India that Conoco Philips produces.

In 2025, the Bangka block will follow the completion of the contract. Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto, previously disclosed, in accordance with Government Regulation no. 35 of 2004 Article 28, the existing contractor may apply for a contract extension not later than 10 years and no later than 2 years before the contract is completed. While the government must make new managerial decisions at least one year later.

IN INDONESIA

BATAS Bonus TANDA TANGAN 

Pemerintah Prioritaskan Komitmen Investasi dari Kontraktor

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menampik penghapusan batas atas banus tanda tangan kontrak blok migas terminasi lantaran pemerintah ingin mengejar penerimaan negara bukan pajak (PNBP) dari bonus ini. Kamitmen investasi yang besar dari kontraktor migas tetap menjadi priaritas Kementerian Energi.

Mengacu pada Pasal 12 dari Peraturan Menteri ESDM 23/2018 tentang pengelolaan wilayah kerja migas yang akan berakhir kontraknya, bonus tanda tangan ditetapkan paling sedikit US$ 1 juta dan dibatasi paling besar US$ 250 juta. Namun, dalam Peraturan Menteri 28/2018 yang merupakan revisi Peraturan Menteri 23, batas atas US$ 250 juta ini dihapus.

Wakil ESDM Arcandra Tahar mengatakan, penghapusan batas atas bonus tanda tangan kontrak migas bukan karena pemerintah ingin memperaleh bonus sebesar-besar nya. Penghapusan ini dimaksudkan agar penetapan bonus tanda tangan menjadi lebih adil, mengingat terdapat beberapa blok migas yang memiliki net present value (NPV) cukup baik.

Apalagi pemerintah telah menetapkan formula untuk menghitung besaran bonus tanda tangan blok terminasi ini. Mengacu pada Keputusan Menteri ESDM 1794/ 2018, formulanya yakni 25% dikali hasil pengurangan NPV kontraktor dengan discount rate 10% dengan komitmen investasi yang belum dikembalikan dan NPV komitmen kerja pasti.

“Sehingga, makin besar komitmen (komitmen kerja pasti), maka bonus tanda tangan makin kecil. Ini tidak masalah karena ini (bonus tanda tangan) Iebih baik digunakan untuk mencari migas, untuk eksplarasi,” kata Arcandra di Jakarta.

Penetapan formula bonus tanda tangan juga dinilainya cukup adil. Karena blok migas terminasi, maka baik pemerintah maupun kontraktor memiliki data sisa cadangan dari blok tersebut. Besaran cadangan ini kemudian diberi nilai atau dihitung NPV yang kemudian menjadi basis penghitungan bonus tanda tangan. Arcandra menjelaskan, pihaknya menggunakan NPV dikarenakan nilai uang pada saat ditanda tangani dan ketika produksi migas mengalir bisa saja berbeda lantaran adanya inflasi atau penyebab lainnya. 

Kemudian, pemerintah juga memberikan discount rate 10% agar lebih menarik dari bunga pinjaman usaha di bank yang sekitar 10-11%. Dikatakannya, adanya formula ini memberikan kepastian kepada kontraktor migas terkait besaran bonus tanda tangan. Pasalnya, selama ini pemerintah tidak memiliki acuan untuk menetapkan bonus tanda tangan. Yang terbesar, pemerintah pernah memungut bonus tanda tangan hingga US$ 41 juta ketika kontrak baru blok Mahakam ditanda tangani PT Pertamina (Persero).

Meski demikian, formula bonus tanda tangan ini tidak berlaku untuk blok migas baru yang masih tahap eksplorasi dan belum diketahui cadangan migasnya. 

“Sementara kalau blok migas eksplarasi pakainya bidding, karena tidak bisa dihitung NPV-nya,” ujar Arcandra.

Sedang Diproses 

Mengacu pada data Kementerian ESDM, terdapat 21 blok migas yang akan berakhir pada 2019-2026. Untuk 2019, pemerintah telah menetapkan pengelola baru, yakni PT Pertamina Hulu Energi Jambi Merang akan kembali menjadi aperator Blok Jambi Merang, PT Pertamina Hulu Energi Tempirai untuk Blok Raja-Pendapa, Kalrez Petraleum (Seram) Ltd untuk Blok Bula, serta CITIC Seram Energy Limited untuk blok Seram Nan Bula.

Selanjutnya, pada 2020, blok migas yang selesai kontraknya adalah Blok South Jambi Black B, Brantas, Salawati Kepala Burung, Malacca Strait, Makassar Strait, dan onshore Salawati Basin. Blok lainnya yang akan selesai kontraknya pada 2021 adalah Blok Bentu Segat, Selat Panjang, dan blok Rakan yang menghasilkan minyak terbesar di Indanesia.

Pada 2022, menyusul blok Tarakan East, Caastal Plains and Pekanbaru, Bengkal, serta Sengkang bakal rampung kontraknya. Selanjutnya di 2023, blok Rimau, Jabun, dan Koridor blok Karidar merupakan salah satu blok dengan produksi gas cukup besar di Indanesia yang digarap Conoco Philips. 

Di 2025, blok Bangka akan menyusul rampung kontraknya. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto sebelumnya mengungkapkan, sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 Pasal 28, kontraktor eksisting dapat mengajukan perpanjangan kontrak paling cepat 10 tahun dan paling lambat 2 tahun sebelum kontrak selesai. Sementara pemerintah harus membuat keputusan pengelola baru paling telat satu tahun.

Investor Daily, Page-9, Monday, May 21, 2018

Pertagas Empty Chair of President Director

PT Pertamina Gas or Pertagas vacated the position of president director previously held by Suko Hartono in a circular general shareholder meeting, amid the process of corporate integration with PT Perusahaan Gas Negara Tbk. which is still ongoing.

Pertagas Secretary Arif Widodo said the result of the Circular Meeting was to dismiss with honorably President Director of the company, Suko Hartono. Then, the position of the President Director is temporarily vacated.

"The position of Suko will be filled temporarily by Indra Setyawati as the daily duties of the President Director. Indra concurrently occupies the position with previous duty ie, as commercial director and business development, "he said.

Arif said that running a company without patent leadership becomes the main challenge at this time. The company also remains optimistic to run the company's operations well convinced all workers and partners are the main motors driving business and company performance. We also remain optimistic to pursue all the targets and performance this year, "he said.

Last year, Pertamina's subsidiary recorded a net profit decrease of 11.14% to US $ 141 million compared to the previous year. This is due to the adjustment of the tariff for natural gas transportation through pipes or toll fees Over the past year, the toll fee rate for PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) was lowered by BPH Migas to US $ 1.54 per MMBtu compared to US $ 2.56 per MMBtu.

The toll fee tariff adjustment also suppressed the income of the subsidiary of PT Pertamina (Persero) by 6.59% to US $ 624.58 million. Although in terms of revenue and net income fell, Pertagas still posted an increase in assets by 2.6% to US $ 1.92 billion.

On the other hand, the process of integration between Perusahaan Gas Negara (PGN) and Pertagas continues. The scheme of integration of both companies is still potentially changing from the previous plan of acquisition.

STILL OPEN

President Director of Perusahaan Gas Negara Jobi Triananda Hasjim said the process is still continuing and the company is still open with an integration scheme with Pertagas.

"In essence, after our integration with Pertagas will remove duplicate gas areas of both companies. Then, in terms of infrastructure will increased to approximately 10,000 km if PGN infrastructure of 7,000 km and Pertagas 3,000 km combined, "he said.

However, PGN insists it will not use an integration scheme with Pertagas' asset swap with PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of the upstream sector. Jobi said, in the process of PGN integration with Pertagas will not bring Saka Energy.

"Later, if the problem Saka something else again," he said.

Meanwhile, the issue of Pertagas' asset swap scheme with Saka Energi emerged as one of the strategies to allow funds to be spent for integration more efficiently. The Ministry of SOEs also targets Pertagas integration valuation and transactions with PGN by no later than August 2018. The SOE Ministry still emphasizes the scheme made with acquisitions because the process is faster than the merger.

The acquisition process will run for 3 months so that since the completion of Holding BUMN Migas in April 2018, no later than subholding gas will be completed in August 2018.

IN INDONESIA

Pertagas Kosongkan Kursi Direktur Utama

PT Pertamina Gas atau Pertagas mengosongkan posisi direktur utama yang sebelumnya dijabat oleh Suko Hartono dalam rapat umum pemegang saham sirkuler, di tengah proses integrasi perseroan dengan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. yang masih berlangsung.

Sekretaris Perusahaan Pertagas Arif Widodo mengatakan, hasil RUPS sirkuler itu adalah memberhentikan dengan hormat Direktur Utama perseroan sebelumnya Suko Hartono. Lalu, posisi Direktur Utama dikosongkan untuk sementara.

“Posisi Suko akan diisi sementara oleh Indra Setyawati sebagai pelaksana tugas harian Direktur Utama. Indra merangkap jabatan dengan tugas sebelumnya yakni, sebagai direktur komersial dan pengembangan bisnis," ujarnya.

Arif mengungkapkan, menjalankan perseroan tanpa pucuk pimpinan paten menjadi tantangan utama saat ini. Perseroan pun tetap optimistis bisa menjalankan operasional perusahaan dengan baik yakin seluruh pekerja dan mitra adalah motor utama penggerak bisnis dan kinerja perusahaan. Kami pun tetap optimistis bisa mengejar seluruh target dan kinerja pada tahun ini,” ungkapnya.

Pada tahun lalu, anak usaha Pertamina itu mencatatkan penurunan laba bersih sebesar 11,14% menjadi US$ 141 juta dibandingkan dengan tahun sebelumnya. Hal itu disebabkan oleh penyesuaian tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa atau toll fee Sepanjang tahun lalu, tarif toll fee untuk PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) diturunkan oleh BPH Migas menjadi US$ 1,54 per MMBtu dibandingkan dengan sebelumnya senilai US$2,56 per MMBtu.

Penyesuaian tarif toll fee itu pun juga menekan pendapatan anak usaha PT Pertamina (Persero) sebesar 6,59% menjadi US$ 624,58 juta. Walaupun dari segi pendapatan dan laba bersih turun, Pertagas masih mencatatkan kenaikan aset sebesar 2,6% menjadi US$ 1,92 miliar. 

Di sisi lain, proses integrasi antara Perusahaan Gas Negara (PGN) dengan Pertagas masih berlanjut. Skema integrasi kedua perusahaan itu pun masih berpotensi berubah dari rencana sebelumnya akuisisi.

MASIH TERBUKA

Direktur Utama Perusahaan Gas Negara Jobi Triananda Hasjim mengatakan, proses masih berlanjut dan perseroan masih terbuka dengan skema integrasi dengan Pertagas.

“Intinya, setelah kami integrasi dengan Pertagas bakal menghapus duplikat area gas bumi kedua perusahaan. Lalu, dari segi infrastruktur bakal bertambah menjadi sekitar 10.000 km bila infrastruktur PGN sebesar 7.000 km dan Pertagas 3.000 km digabung,” ujarnya.

Namun, PGN menegaskan, pihaknya tidak akan menggunakan skema integrasi dengan swap aset Pertagas dengan PT Saka Energi Indonesia, anak usaha perseroan sektor hulu. Jobi mengatakan, dalam proses integrasi PGN dengan Pertagas tidak akan membawa Saka Energi.

“Nanti, kalau masalah Saka hal yang lain lagi,” ujarnya.

Adapun, isu skema swap aset Pertagas dengan Saka Energi muncul sebagai salah strategi agar dana yang dikeluarkan untuk integrasi lebih efisien. Kementerian BUMN pun menargetkan valuasi dan transaksi integrasi Pertagas dengan PGN paling lambat pada Agustus 2018. Kementerian BUMN masih menekankan skema yang dilakukan dengan akuisisi karena prosesnya lebih cepat dibandingkan dengan merger.

Proses akuisisi itu akan berjalan selama 3 bulan sehingga sejak rampungnya Holding BUMN Migas pada April 2018, paling lambat subholding gas bakal rampung pada Agustus 2018. 

Bisnis Indanesia, Page-10, Saturday, May 19, 2018

Up to April, Upstream Oil and Gas Inventories Reach US $ 3.1 Billion

The Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas), noted that upstream oil and gas investment continues to increase from month to month in 2018. This brings signals, investment climate in the oil and gas sector recovered. 

     Head of Program and Communication Division of SKK Migas Wisnu Prabawa Taher, said that upstream oil and gas investment as of April 30 has reached US $ 3.18 billion. That number increased by about US $ 700 million compared to the achievement as of end of March 2018 which reached US $ 2.4 billion.

However, the achievement of investment per April only reaches about 22% of the target of upstream oil and gas investment this year which amounted to US $ 14.2 billion. The majority of upstream oil and gas investment as of April 2018 is for exploitation activities. The investment for this exploitation activity amounts to about US $ 2.9 billion.

"Especially exploration of US $ 273 million," said Vishnu

The number of exploration investment until April 208 rose slightly compared to the realization of investment at the end of March 2018 which reached about 250 million. Vishnu said most investments for exploration are used for seismic activities. 

    The government this year has raised the target of upstream oil and gas investment in 2018 from US $ 12.6 billion to US $ 14.17 billion. As for 2017 upstream oil and gas investment is only US $ 9.33 billion from the target of US $ 12 billion.

IN INDONESIA

Hingga April, lnvegtasi Hulu Migas Capai US$ 3,1 Miliar

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), mencatat investasi hulu migas terus meningkat dari bulan ke bulan di tahun 2018. Hal ini membawa isyarat, iklim investasi di sektor migas kembali pulih. 

    Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher mengatakan, investasi hulu migas per 30 April sudah mencapai US$ 3,18 miliar. Angka tersebut meningkat sekitar US$ 700 juta dibandingkan pencapaian per akhir Maret 2018 yang mencapai mencapai US$ 2,4 miliar.

Namun pencapaian investasi per April baru mencapai sekitar 22% dari target investasi hulu migas tahun ini yang sebesar US$ 14,2 miliar. Mayoritas investasi hulu migas per April 2018 untuk kegiatan eksploitasi. lnvestasi untuk kegiatan eksploitasi ini mencapai sekitar US$ 2,9 miliar. 

“Khususnya eksplorasi sebesar US$ 273 juta," ujar Wisnu

Angka investasi eksplorasi hingga April 208 naik sedikit dibandingkan realisasi investasi di akhir Maret 2018 yang mencapai sekitar 250 juta. Wisnu mengungkapkan, kebanyakan investasi untuk eksplorasi digunakan untuk kegiatan seismik. 

     Pemerintah pada tahun ini telah menaikkan target investasi hulu migas tahun 2018 dari US$ 12,6 miliar menjadi US$ 14,17 miliar. Adapun tahun 2017 investasi hulu migas hanya US$ 9,33 miliar dari target yang sebesar US$ 12 miliar.

Kontan, Page-14, Friday, May 18, 2018

Project IDD C evron is targeted to start production from 2023 to 2024

The government will encourage Chevron Indonesia to accelerate the development of Indonesia's second phase Deepwater Development (IDD) project. The project is targeted to start production in 2023-2024. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said, it has asked the Chevron from its headquarters in Houston, United States to come to Indonesia. Chevron promised to immediately start the development of this IDD Project.

"They (Chevron) schedulenya fast, already contrived yesterday. Quickly first gas is 2023-2024. Previously far back, "he said in Jakarta.

It is optimistic that the target will be achieved because a number of contract strategy has been proposed it. One of them will be no prohibition that the company has become a front end engineering design (FEED) contractor, to also work on engineering, procurement and construction (EPC) contract packages.

"Later in the execution can be fast, can save time 1-2 years," said Arcandra.

Earlier, in April, Chevron said it would soon finalize the study and concept of feasibility of engineering work and design or pre-Front. End Engineering and Design (Pre-FEED) of the IDD project that began in December 2017. Optimizing the development concept and simplifying the design basics shows significant capital development and operational cost reductions.

"We are working to complete these studies as soon as possible and will continue to work with the Government of Indonesia to continue this National Strategic Project to the next stage," said Managing Director of Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor.

Chevron IDD project combines four contracts of cooperation namely Ganal, Rapak, Makassar Strait, and Muara Bakau. In the four concessions there are five fields namely Bangka Field, Gehem, Gendalo, Maha and Gandang. Bangka Field has been in production since August 2016 and produced eight liquefied natural gas (LNG) cargo shipped from Bontang LNG Terminal. A related review for the second phase of development that includes Gendalo and Gehem Fields. The second phase of IDD is estimated to have total gas production potential of 3 trillion cubic feet (tct).

Chevron has actually received approval of the IDD Project development plan (POD) in 2008. In this early POD, Gehem Field is expected to produce 420 million cubic feet per day (mmscfd) of gas and 27,000 barrels of oil per day (bpd). While Gendalo Field is projected to produce up to 700 mmscfd of gas and 25,000 bpd of oil. Both fields are targeted to start production in 2018.

However, after a detailed design (frontend engineering design / FEED), the cost required to work on the project doubled. Furthermore, Chevron re-submit POD revision by the end of 2015. Unfortunately, this POD is returned by the government because it is incomplete.

In Project IDD, Chevron is the operator and majority shareholder of 63%. Chevron worked on this deep-sea oil and gas project with other joint venture partners, Eni, Tip Top, PHE, and Muara Bakau partners. Chevron is one of the largest crude producers in Indonesia. From offshore oil and gas fields managed by companies in Riau, Sumatra and offshore oil and gas fields in East Kalimantan, Chevron has produced more than 13 billion barrels of oil to meet Indonesia's energy needs and economic growth.

IN INDONESIA

Proyek IDD C evron Ditargetkan Mulai Produksi 2023-2024

Pemerintah akan mendorong Chevron Indonesia untuk mempercepat pengembangan proyek migas Indonesia Deepwater Development (IDD) tahap kedua. Proyek ini ditargetkan mulai produksi pada 2023-2024. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menuturkan, pihaknya telah meminta pihak Chevron dari kantor pusatnya di Houston, Amerika Serikat untuk datang ke Indonesia. Pihak Chevron berjanji akan secepatnya memulai pengembangan Proyek IDD ini. 

“Mereka (Chevron) schedulenya cepat, sudah dibikin kemarin. Cepat sekali first gas itu 2023-2024. Sebelumnya jauh ke belakang,” kata dia di Jakarta.

Pihaknya optimis target tersebut bakal tercapai karena sejumlah strategi kontrak telah diusulkan pihaknya. Salah satunya tidak akan ada lagi larangan bahwa perusahaan yang telah menjadi kontraktor paket desain rinci (front end engineering design/ FEED), untuk juga menggarap kontrak paket rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (engineering, procurement, and construction/ EPC).

“Nanti di eksekusi bisa cepat, bisa hemat waktu 1-2 tahun,” tutur Arcandra.

Sebelumnya, pada April lalu, Chevron menyatakan akan segera merampungkan studi dan konsep kelayakan pekerjaan keteknikan dan desain atau pre-Front. End Engineering and Design (Pre-FEED) atas proyek IDD yang telah dimulai pada Desember 2017. Optimalisasi konsep pengembangan dan dasar penyederhanaan rancangan menunjukkan pengembangan modal dan pengurangan biaya operasional yang signifikan.

“Kami berupaya untuk menyelesaian studi-studi ini sesegera mungkin dan akan terus bekerja sama dengan Pemerintah Indonesia untuk melanjutkan Proyek Nasional Strategis ini ke tahap selanjutnya,” kata Managing Director Chevron IndoAsia Business Unit Chuck Taylor.

Proyek IDD Chevron ini menggabungkan empat kontrak kerja sama yaitu Ganal, Rapak, Makassar Strait, dan Muara Bakau. Dalam keempat konsesi tersebut terdapat lima lapangan yaitu Lapangan Bangka, Gehem, Gendalo, Maha dan Gandang. Lapangan Bangka telah berproduksi sejak Agustus 2016 dan menghasilkan delapan kargo gas alam cair (liqueied natural gas/ LNG) yang dikapalkan dari Terminal LNG Bontang. Kajian yang dilakukan terkait untuk pengembangan tahap kedua yang mencakup Lapangan Gendalo dan Gehem. IDD tahap kedua ini diperkirakan memiliki potensi total produksi gas sebesar 3 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/ tct).

Chevron sebenarnya telah memperoleh persetujuan rencana pengembangan (plan of development/POD) Proyek IDD pada 2008 lalu. Dalam POD awal ini, Lapangan Gehem diharapkan bisa menghasilkan gas 420 juta kaki kubik (million standard cubic feet per day/ mmscfd) dan minyak 27.000 barel per hari (bph). Sementara Lapangan Gendalo diproyeksi akan menghasilkan gas hingga 700 mmscfd dan minyak 25.000 bph. Kedua lapangan tersebut ditargetkan bisa mulai berproduksi pada 2018.

Namun, setelah dilakukan pengerjaan desain rinci (frontend engineering design/ FEED), biaya yang dibutuhkan untuk menggarap proyek ini naik dua kali lipat. Selanjutnya, Chevron kembali menyerahkan revisi POD pada akhir 2015. Sayangnya, POD ini dikembalikan oleh pemerintah karena tidak lengkap.

Di Proyek IDD, Chevron merupakan operator dan pemegang saham mayoritas sebesar 63%. Chevron menggarap proyek migas laut dalam ini bersama mitra joint venture lainya, yakni Eni, Tip Top, PHE, dan para mitra Muara Bakau. Chevron merupakan salah satu produsen minyak mentah terbesar di Indonesia. 

    Dari lapangan-lapangan migas darat yang dikelola perusahaan di Riau, Sumatera dan lapangan-lapangan migas lepas pantai di Kalimantan Timur, Chevron telah memproduksi lebih dari 13 miliar barel minyak untuk pemenuhan kebutuhan energi dan pertumbuhan ekonomi

Indonesia. 

Investor Daily, Page-15, Friday, May 18, 2018

Government Transfer Gas Allocation to Owner of Pipe

The Ministry of Energy and Mineral Resources immediately transferred the gas allocation in the case of a multilevel trader to a business entity with a pipeline. Furthermore, the business entity must revise the gas purchase agreement (PJBG) with the consumer. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said three weeks ago, all business entities involved in 10 cases of multilevel traders have agreed to resolve this polemic.

All entities have signed an agreement regarding their solution. So, now there are no more multilevel traders in Indonesia. Furthermore, the government will undertake the transfer of gas allocation.

"Our gas transfer is done according to Ministerial Regulation (Ministerial Regulation), it needs time, as soon as possible," he said in Jakarta.

Regulation of the Minister in question is Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources no. 6 of 2016 on the provisions and procedures for determining the allocation and utilization and natural gas price. Article 33 of the present regulation states that business entities receiving natural gas allocation shall own or control infrastructure of distribution facilities and / or natural gas usage.

"This case that has facilities there are some (business entities), which have facilities we will give (gas allocation). As per the Ministerial Regulation (6/2016) only, "said Arcandra. Later on, for gas companies that do not have gas allocation, are welcome to negotiate in business with the owner of the allocation.

So that gas distributor in one pipeline from upstream to downstream is possible more than one company. Condition, this gas business entity has a pipe. With regard to the toll fee and the margin of two commercial entities it is allowed to be negotiated with the consumer. The government does not limit margin and toll fees obtained.

"There are also those who follow the Ministerial Regulation concerning 7/11, so each solution is different," said Arcandra.

Ministerial Regulation concerning 7/11 in question is Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 58 of 2017 on the selling price of natural gas through pipelines on downstream oil and gas business activities. In this regulation, the government limits the maximum margin cost of 7% of the natural gas price and the internal rate of return (IRR) of 11%. When gas distribution through two commercial business entities facilitates touching end consumers, commercial costs are shared between the two business entities.

However, added Arcandra, the government can not force the business entities must follow the provisions of Ministerial Regulation 58 / 2017. Because, this beleid only valid 18 months since published.

"Just according to the intended, business entity is also not harmed," he said.

The abolition of tiered traders is mandated by Ministerial Regulation 6/2016. Article 35 Paragraph 2 of Regulation of the Minister of Finance No. 6/2016 states that the implementation of natural gas trading business activities other than to the end user can be implemented no later than two years since the regulation is valid, precisely, this deadline is February 24, 2018. For PJBG changes with consumers, Arcandra hopes can be done as soon as possible.

"It has been agreed, it should be fast (revision of PJBG)," he said.

The provision of gas price, he explained, only entirely follows Ministerial Regulation 58/2017 when the existing PJBG ends. If the gas price has been referring to this regulation, it is optimistic that domestic gas price to the public will go down. Unfortunately, he did not specify the amount of the decline.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Djoko Siswanto, once stated that a business entity not appointed by the government to distribute gas will be revoked its business license. With the loss of several business entities in one pipeline, he is optimistic that the price of gas will go down.

"If the philosophy, multilevel traders do not exist, the price of gas is reduced," said Djoko. The application of gas price is only effective after adjustment of PJBG with the consumer.

Previously, Chairman of the Indonesia Natural Gas Traders Association (INGTA) Sabrun Jamil asked the government not to get out of hand by having the business body complete the business. The reason, business entities are also prosecuted by employees and banks as lenders. In addition, in some cases, there are regional enterprises (BUMD) involved.

"Finishing it is not easy, there are accounts receivable, infrastructure, employees. We are trying to solve but business problems are not an easy matter. We are negotiating with all stakeholders, "he said.

Sabrun proposed another way out of the case of this multilevel trader, by waiting for a gas sale and purchase contract. For the time being, it proposes that the ongoing contract remains respected.

"The average contract is not long anymore. There is also a long time, "he said.

IN INDONESIA

Pemerintah Alihkan Alokasi Gas ke Pemilik Pipa  

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral segera mengalihkan alokasi gas dalam kasus trader bertingkat kepada badan usaha yang memiliki pipa. Selanjutnya, badan usaha harus merevisi perjanjian jual beli gas (PJBG) dengan konsumen. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, tiga pekan lalu, seluruh badan usaha yang terlibat dalam 10 kasus trader bertingkat telah sepakat menyelesaikan polemik ini. 

Seluruh badan usaha telah menandatangani kesepakatan terkait solusi penyelesaiannya. Sehingga, kini tidak ada lagi trader bertingkat di Indonesia. Selanjutnya, pemerintah akan melakukan pengaiihan alokasi gas. 

“Pengalihan gas kami lakukan sesuai Peraturan Menteri (peraturan menteri), itu perlu waktu, secepatnya,” kata dia di Jakarta.

Peraturan Menteri yang dimaksud adalah Peraturan Menteri ESDM No. 6 Tahun 2016 tentang ketentuan dan tata cara penetapan alokasi dan pemanfaatan serta harga gas bumi. Pasal 33 regulasi ini menyatakan bahwa badan usaha yang mendapatkan alokasi gas bumi wajib memiliki atau menguasai infrastruktur fasilitas penyaluran dan/atau penggunaan gas bumi.

“Kasus ini yang punya fasilitas ada beberapa (badan usaha), yang punya fasilitas akan kami beri (alokasi gas). Sesuai Peraturan Menteri (6/2016) saja,”

ujar Arcandra. Nantinya, bagi perusahaan gas yang tidak memiliki alokasi gas, dipersilakan negosiasi secara bisnis dengan pemilik alokasi.

Sehingga penyalur gas dalam satu ruas pipa dari hulu ke hilir dimungkinkan Iebih dari satu perusahaan. Syaratnya, badan usaha niaga gas ini memiliki pipa. Terkait hitungan ongkos angkut (toll fee) dan marjin dua badan usaha niaga ini diperbolehkan dinegosiasikan dengan konsumen. Pemerintah tidak membatasi marjin dan toll fee yang diperoleh. 

“Ada juga yang mengikuti Peraturan Menteri soal 7/11, jadi masing-masing beda solusinya,” tutur Arcandra.

Peraturan Menteri soal 7/11 yang dimaksud adalah Peraturan Menteri ESDM No. 58 Tahun 2017 tentang harga jual gas bumi melalui pipa pada kegiatan usaha hilir migas. Dalam regulasi ini, pemerintah membatasi biaya marjin paling besar 7% dari harga gas bumi dan tingkat pengembalian modal (internal rate of return/IRR) badan usaha 11%. Bila penyaluran gas melalui dua badan usaha niaga berfasilitas untuk menyentuh konsumen akhir, biaya niaga dibagi ke dua badan usaha tersebut.

Namun, tambah Arcandra, pemerintah tidak dapat memaksa badan usaha harus mengikuti ketentuan Peraturan Menteri 58/ 2017. Pasalnya, beleid ini baru berlaku 18 bulan lagi sejak diterbitkan.

“Pokoknya sesuai yang diniatkan, badan usaha juga tidak dirugikan,” ujarnya.

Penghapusan trader bertingkat merupakan amanat Peraturan Menteri 6/2016. Pasal 35 Ayat 2 Peraturan Menteri 6/2016 menyatakan bahwa pelaksanaan kegiatan usaha niaga gas bumi selain kepada pengguna akhir dapat dilaksanakan paling lama dua tahun sejak regulasi tersebut berlaku, tepatnya, batas waktu ini yakni 24 Februari 2018. Untuk perubahan PJBG dengan konsumen, Arcandra berharap dapat dilakukan secepatnya. 

“Kan sudah sepakat, harusnya cepat (revisi PJBG),” kata dia.

Ketentuan harga gas, jelasnya, baru seluruhnya mengikuti Peraturan Menteri 58/2017 ketika PJBG eksisting berakhir. Jika harga gas telah mengacu regulasi ini, pihaknya optimis harga gas dalam negeri ke masyarakat akan turun. Sayangnya, dia tidak merinci besaran penurunannya.

      Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto pernah mengungkapkan, badan usaha yang tidak ditunjuk pemerintah untuk menyalurkan gas akan dicabut izin usaha niaganya. Dengan hilangnya beberapa badan usaha dalam satu ruas pipa, dia optimis harga gas akan turun.

“Kalau filosofinya, trader bertingkat tidak ada, harga gas berkurang,” tutur Djoko. Pemberlakuan harga gas ini baru efektif setelah ada penyesuaian PJBG dengan konsumen.

Sebelumnya, Ketua Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) Sabrun Jamil meminta pemerintah jangan lepas tangan dengan menyuruh badan usaha merampungkan secara bisnis. Pasalnya, badan usaha juga dituntut oleh karyawan dan bank selaku pemberi pinjaman. Selain itu, dalam beberapa kasus, terdapat badan usaha milik daerah (BUMD) yang terlibat.

“Menyelesaikannya tidak mudah, ada utang piutang, infrastruktur, karyawan. Kami berusaha menyelesaikan tapi masalah bisnis bukan perkara mudah. Kami sedang berunding dengan semua stakeholder,” tutur dia.

Sabrun mengusulkan jalan keluar lain dari kasus trader bertingkat ini, yakni dengan menunggu kontrak jual beli gas. Untuk sementara, pihaknya mengusulkan agar kontrak yang masih berlangsung tetap dihormati.

“Rata-rata kontraknya tidak lama lagi. Ada juga yang masih lama,” kata dia.

Investor Daily, Page-15, Friday, May 18, 2018

Gas Price Not Dropped

Natural gas prices can not be directly trimmed even though the problem of multilevel traders is over. A new decline will occur after the ex-gas ex-gas allocation contract is exhausted or at least 18 months after the Ministerial Regulation No. 58 of 2017 is issued.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said, overall the problem of multilevel traders has been completed without the need to revise the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 6 of 2016.

"The multilevel traders in the 10 cases yesterday have signed an agreement that the multilevel trader no longer exists. Later the process of gas transfer will be done in accordance with the provisions and takes time, "he said.

Arcandra said in the case of the multilevel trader, several companies already have gas infrastructure facilities. Ministry of ESDM also giving space to multi-level traders who have the infrastructure to continue the contract through to completion.

"For those who have the infrastructure we still love the opportunity to complete the contract. Later on, the problem of gas allocation and so on, they will do b-to-b [business-to-business] alone, "he said.

Meanwhile, multilevel traders who do not have the infrastructure will be revoked their business license by the Ministry of Energy and Mineral Resources. In the Ministerial Regulation of 6 years 2016 concerning Provisions and Procedures for the Determination of Allocation and Utilization and Natural Gas Price Article 34 does list approval of natural gas allocations and prices that have been approved before the rules are issued remain valid until the contract is completed.

Then, in article 35 it is mentioned, a natural gas trading company that has natural gas allocation, but does not sell to end users before the issuing rule can still carry on its business activities until the contract is completed.

NO BUDGET

Chairman of Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) Sabrun Jamil also responded positively to the decision of the Ministry of ESDM. He Mentioned, without revision of Ministerial Regulation 6 of 2016, the stratified decision trader trader was quite positive.

"The problem is not as rigid as before, so there is still leniency for the settlement effort, especially for the multi-level trader who has the infrastructure," he said.

Arcandra also said, solution settlement of multilevel traders on 10 different cases. However, he did not specify the trader's company solution stratified. In total, 10 cases of natural gas-level traders consist of about 21 trader companies. Meanwhile, the completion of the problem of multilevel gas traders is not merely to directly reduce the selling price of natural gas to the final consumer.

Arcandra said, the process of reducing the price of natural gas will wait for the previous gas allocation contract is completed. Once the contract is completed, the trader gas earth will follow the provisions of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 58 of 2017 related Gas Sale Price Through Pipe.

"In the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 58 of 2017 there is a maximum time limit of 18 months after the rule is valid. So, we will point accordingly that provision alone, "he said.

ESDM Ministry also ensured the decrease of natural gas selling price after the tertiary trader is disciplined will be in accordance with the margin stipulated in Ministerial Regulation No.58 year 2017. In the Minister Regulation, it is mentioned that commercial margin is 7% of natural gas price, while internal rate of return (IRR) is 11% with US dollar rate.

"With that provision, the gas price margin also depends on how long the infrastructure built by the trader company," said Arcandra.

Industrial gas users expect gas prices to be around US $ 6 per MMBTU, while the average downstream gas price in Indonesia is around US $ 8 per MMBTU to above US $ 10 per MMBTU.

IN INDONESIA

Harga Gas Belum Langsung Turun

Harga gas bumi tidak dapat langsung terpangkas meski persoalan trader bertingkat selesai. Penurunan baru akan terjadi setelah kontrak alokasi gas eks trader bertingkat habis atau palinglama 18 bulan setelah Peraturan Menteri Nomor 58 tahun 2017 diterbitkan.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, secara keseluruhan persoalan trader bertingkat sudah selesai tanpa perlu melakukan revisi pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 6 tahun 2016.

“Para trader bertingkat di 10 kasus kemarin sudah menandatangani persetujuan kalau trader bertingkat sudah tidak ada lagi. Nantinya proses pengalihan gas akan dilakukan sesuai dengan ketentuan dan membutuhkan waktu,” ujarnya.

Arcandra mengatakan pada kasus trader bertingkat itu, beberapa perusahaan sudah memiliki fasilitas infrastruktur gas. Kementerian ESDM pun memberikan ruang kepada trader bertingkat yang memiliki infrastruktur untuk melanjutkan kontrak sampai selesai.

“Bagi mereka yang memiliki infrastruktur masih kami kasih kesempatan menyelesaikan kontrak. Nantinya, masalah alokasi gas dan sebagainya, mereka akan melakukan b-to-b [business-to-business] sendiri saja,” ujarnya.

Adapun, trader bertingkat yang tidak memiliki infrastruktur akan dicabut izin usahanya oleh Kementerian ESDM. Dalam Peraturan Menteri No.6 tahun 2016 terkait Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan serta Harga gas Bumi pasal 34 memang menuliskan persetujuan alokasi dan harga gas bumi yang telah disetujui sebelum aturan itu terbit tetap berlaku sampai kontrak selesai.

Lalu, pada pasal 35 disebutkan, badan usaha niaga gas bumi yang telah memiliki alokasi gas bumi, tetapi tidak melakukan penjualan kepada pengguna akhir sebelum aturan terbit tetap dapat melaksanakan kegiatan usahanya sampai kontrak selesai.

ADA KELONGGARAN

Ketua Indonesia Natural Gas Trader Asociation (INGTA) Sabrun Jamil pun merespons positif keputusan Kementerian ESDM tersebut. Dia Menyebutkan, tanpa revisi Peraturan Menteri 6 tahun 2016, keputusan penertiban trader bertingkat itu cukup positif.

“Soalnya tidak kaku seperti sebelumnya, jadi masih ada kelonggaran untuk upaya penyelesaiannya, terutama untuk trader bertingkat yang memiliki infrastruktur,” ujarnya.

Arcandra pun menuturkan, solusi penyelesaian trader bertingkat pada 10 kasus itu berbeda-beda. Namun, dia tidak merinci solusi perusahaan trader bertingkat tersebut. Secara keseluruhan, 10 kasus trader bertingkat gas bumi itu terdiri dari sekitar 21 perusahaan trader.  Sementara itu, rampungnya persoalan trader gas bertingkat pun tidak semata-semata langsung menekan harga jual gas bumi ke konsumen akhir.

Arcandra menuturkan, proses penurunan harga gas bumi akan menunggu kontrak alokasi gas sebelumnya selesai. Setelah kontrak selesai, trader gas

bumi akan mengikuti ketentuan Peraturan Menteri ESDM Nomor 58 tahun 2017 terkait Harga Jual Gas Bumi Melalui Pipa.

“Dalam aturan Peraturan Menteri ESDM 58 tahun 2017 itu ada batas waktu paling lama 18 bulan setelah aturan itu berlaku. Jadi, kami akan arahkan sesuai

ketentuan itu saja,” ujarnya.

Kementerian ESDM pun memastikan penurunan harga jual gas bumi setelah trader bertingkat ditertibkan akan sesuai dengan margin yang tertera pada Peraturan Menteri No.58 tahun 2017. Dalam Peraturan Menteri itu disebutkan margin niaga ditetapkan paling besar 7% dari harga gas bumi, sedangkan internal rate of return (IRR) paling besar 11% dengan hitungan kurs dolar AS.

“Dengan ketentuan itu, margin harga gas bumi pun juga bergantung kepada berapa panjang infrastruktur yang dibangun oleh perusahaan tradernya,” ujar Arcandra. 

Pihak industri pengguna gas bumi berharap harga gas bisa berada sekitar US$ 6 per MMBTU, sedangkan rata-rata harga gas hilir di Indonesia sekitar US$ 8 per MMBTU hingga di atas US$ 10 per MMBTU.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, May 18, 2018