Gas Production PHE-WMO Exceeds Target

Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) gas production up to October 2017 reached 120 million standard cubic feet per day (MMSCFD). This achievement exceeded the targets in the Work Plan and Corporate Budget (RKAP) of 112.5 MMSCFD.

General Manager of PHE WMO, Kuncoro Kukuh said the average oil production reaches 7,500 barrels oil per day (BOPD) as of October 2017.

"This figure is close to the target in RKAP 2017 of 7,611 BOPD," Kuncoro Kukuh said in a press release.

It is said, the mineral content of PHE WMO field is more dominant gas than oil. Most of PHM WMO production gas is absorbed by power company PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB) Gresik, a subsidiary of PT PLN. Besides, gas is also distributed to PT Petrokimia Gresik.

"The gas absorption from Petrokimia Gresik increased from an average of 5-10 MMSCFD, rising to 20 MMSCFD. While the contract for Petrokimia Gresik 35 MMSCFD, "he explained.

PHE WMO continues to encourage a number of new development activities. However, he admits that development at sea is difficult and takes longer time than onshore.

"Development of a platform only takes about three years," he said.

As is known, PHE WMO is the operator of the Contract Contractor Cooperation (KKKS) West Madura Offshore Block under SKK Migas. This block is operated by Pertamina since 2011. PHM WMO operating area is located off the southwest coast of Madura Island, East Java. Currently the area of ​​work of PHE WMO reaches 1,666.26 square kilometers.

IN INDONESIA

Produksi Gas PHE WMO Lampaui Target

Produksi gas Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) hingga Oktober 2017 mencapai 120 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD). Pencapaian ini melampaui target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) sebesar 112,5 MMSCFD. 

General Manager PHE WMO, Kuncoro Kukuh mengatakan rata-rata produksi minyak mencapai 7.500 barel oil per day (BOPD) per Oktober 2017. 

“Angka ini mendekati target dalam RKAP 2017 sebesar 7.611 BOPD,” ujar Kuncoro Kukuh dalam siaran persnya.

Dikatakan, kandungan sumber daya mineral dari lapangan PHE WMO memang lebih dominan gas ketimbang minyak. Sebagian besar gas produksi PHE WMO diserap oleh perusahaan listrik PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB) Gresik, anak usaha PT PLN.  Disamping itu gas juga didistribusikan ke PT Petrokimia Gresik.

“Penyerapan gas dari Petrokimia Gresik ini meningkat dari rata-rata 5-10 MMSCFD, naik menjadi 20 MMSCFD. Sedangkan kontrak untuk Petrokimia Gresik 35 MMSCFD,” terangnya.

PHE WMO terus mendorong sejumlah kegiatan pengembangan baru. Namun diakuinya bahwa pengembangan di laut agak sulit dan butuh waktu lebih lama dibandingkan onshore (daratan).

”Pengembangan membuat platform saja butuh waktu sekitar tiga tahun,” tandasnya.

Seperti diketahui, PHE WMO merupakan operator dari Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Blok West Madura Offshore di bawah SKK Migas. Blok ini dioperasikan oleh Pertamina sejak 2011. Wilayah operasi PHE WMO terletak di lepas pantai barat daya Pulau Madura, Jawa Timur. Saat ini luas wilayah kerja PHE WMO mencapai 1.666,26 kilometer persegi. 

Radar Gresik, Page-4, Tuesday, October 31, 2017

Camar Resorces Activity Back In Question

The existence of a contractor of the Same Working Contract (K3S) conducting activities in Bawean waters is again a question. Even Vice Regent Gresik Moch Qosim claimed not to know about K3S.

"We have not been informed, the extent of the activities," said Mohammad Qosim.

Based on SKK Migas's official website, Camar Resources Canada Inc. is a K3S operating in Bawean waters. But the question so far, the activity of the Gull is not accepted by citizens and even the government.

"Most likely still in the process and until now has not produced" he said.

According to Qosim, drilling companies have an obligation to issue CSR funds. Thus if it has been produced then certainly Bawean Island will enjoy CSR.

Furthermore Wabup Gresik cited as Gresik Migas which in operation takes a long time. So it is not possible if the company has successfully exploited no attention to Bawean. Qosim had questioned this to Abdul Adim Camat Sangkapura. However Adim also confused answer.

 "Just know the name of oil drilling using the name Bawean" he concluded.

IN INDONESIA

Aktifitas Camar Resorces Kembali Di Pertanyakan

Keberadaan kontraktor kontrak kerja Sama (K3S) yang melakukan aktivitas di perairan Bawean kembali menjadi pertanyaan. Bahkan Wakil Bupati Gresik Moch Qosim mengaku tidak tahu menahu soal K3S tersebut. 

“Kami belum mendapat informasi, sejauh mana aktifitasnya,” kata Mohammad Qosim.

Berdasarkan situs resmi SKK Migas, Camar Resources Canada Inc merupakan K3S yang beroperasi di wilayah perairan Bawean. Tapi menjadi pertanyaan selama ini, aktifitas Camar sama sekali tidak diterima warga bahkan pemerintah. 

“Kemungkinan besar masih dalam proses dan sampai sekarang belum menghasilkan" katanya.

Menurut Qosim, perusahaan pengeboran memiliki kewajiban untuk mengeluarkan dana CSR. Dengan demikian bila telah berproduksi maka dipastikan Pulau Bawean akan menikmati CSR.

Lebih lanjut Wabup Gresik mencontohkan seperti Gresik Migas yang dalam pengoperasiannya membutuhkan waktu lama. Jadi tidak mungkin bila perusahaan sudah berhasil mengekspolarasi tidak ada perhatian terhadap Bawean. Qosim sempat mempertanyakan hal ini pada Abdul Adim Camat Sangkapura. Namun Adim juga kebingungan menjawabnya.

 “Hanya tahu namanya pengeboran minyak menggunakan nama Bawean" pungkasnya.

Radar Gresik, Page-3, Tuesday, October 31, 2017

Brent Price Reached US $ 60

Brent oil prices hit $ 60 a barrel as OPEC and non-OPEC member states extended their production cuts. On Monday's trade (30/10) at 6:30 pm, the price of Brent oil's most active contract in December 2017 rose 0.11 points or 0.18% to US $ 60.55 per barrel. Throughout the year, Brent oil prices rose 6.55%.

Meanwhile, the WTI oil price contract in December 2017 at 18.30 WIB rose 0.02 points or 0.04% to US $ 53.91 per barrel. UBS Group AG analyst Giovanni Staunovo says oil prices are heating up as prospects for an extension of output cuts between OPEC and non-OPEC. Both sides are represented by Saudi Arabia and Russia respectively.

"Compliance with OPEC production cuts and oil demand growth keeps prices heating up on expectations market to balance, "he said as quoted by Bloomberg, Monday (30/10).

Last week, Saudi Arabian Crown Prince Mohammed bin Salman said it supports the addition of a period of production cuts. In other places, Russian President Vladmir Putin said he would do the same.

The production cuts in question are a new supply-reduction agreement made by 22 countries belonging to OPEC and non-OPEC. The agreement is valid in January 2017-March 2018. According to Staunovo, statements from Saudi and Russian officials raised expectations of a production cuts agreement could be made after March 2018. Therefore, market participants will monitor the OPEC meeting on 30 November 2017.

He added that heating up oil prices also supported geopolitical sentiments that reduced the prospects for supply growth. One of the phenomena highlighted by market participants is the turmoil in the Kurdish region, north of Iraq.

Head of Energy Research Research Barclays Michael Cohen said, in addition to OPEC and non-OPEC sentiment, the market will monitor the volume of supply from the US which is the world's third largest oil producer.

The amount of Uncle Sam's shale oil production is currently 9.5 million bpd and is expected to increase by 800,000-1 million bpd. Over the past four weeks, the volume of US oil exports has also increased to an average of 1.7 million bpd. The volume grew more than threefold compared with the same period in 2016.

"There is now room for exports to increase again, adding to global supply, but export growth tends to be limited," he said.

Asia Trade Point Futures (ATPF) analyst team in research publications wrote, until last week WTI oil prices managed to heat up to the highest level in the last 8 months. The sentiment, the planned extension of the OPEC production trimming period until the end of 2018 and the decline of US oil reserves to 457.34 million barrels. In the near term, the market will monitor US oil inventories in the week ending Friday (27/10) on Wednesday (1/11).

ATPF concludes that WTI oil prices are in a bullish trend. In this week the price is expected to move within the range of US $ 50.71-US $ 55.51 per barrel.

IN INDONESIA

Harga Brent Mencapai US$ 60

Harga minyak Brent mencapai level US$ 60 per barel seiring dengan rencana negara-negara anggota OPEC dan non OPEC memperpanjang periode pemangkasan produksi. Pada perdagangan Senin (30/10) pukul 18.30 WIB, harga minyak Brent kontrak teraktif Desember 2017 naik 0,11 poin atau 0,18% menjadi US$ 60,55 per barel. Sepanjang tahun berjalan, harga minyak Brent naik 6,55%. 

Adapun, harga minyak WTI kontrak Desember 2017 pada pukul 18.30 WIB naik 0,02 poin atau 0,04% menjadi US$ 53,91 per barel. Analis UBS Group AG Giovanni Staunovo menuturkan, harga minyak memanas seiring dengan prospek perpanjangan pemangkasan produksi antara OPEC dan non-OPEC. Kedua belah pihak masing-masing diwakili oleh Arab Saudi dan Rusia.

“Kepatuhan pemangkasan produksi OPEC dan pertumbuhan permintaan minyak membuat harga memanas karena ekspektasi pasar menuju keseimbangan,” tuturnya seperti dikutip dari Bloomberg, Senin (30/10).

Pekan lalu, Putera Mahkota Arab Saudi Mohammed bin Salman menyampaikan pihaknya mendukung penambahan periode pemangkasan produksi. Di tempat Iain, Presiden Rusia Vladmir Putin menuturkan akan melakukan hal serupa.

Pemangkasan produksi yang dimaksud ialah perjanjian pengurangan pasokan baru yang dilakukan oleh 22 negara yang tergabung dalam OPEC dan non-OPEC. Kesepakatan ini berlaku pada Januari 2017-Maret 2018. Menurut Staunovo, pernyataan dari petinggi Arab Saudi dan Rusia menumbuhkan ekspektasi perjanjian pemangkasan produksi dapat dilakukan setelah Maret 2018. Oleh karena itu, pelaku pasar akan memantau rapat OPEC pada 30 November 2017.

Dia menambahkan memanasnya harga minyak juga didukung sentimen geopolitik yang mengurangi prospek bertumbuhnya pasokan. Salah satu fenomena yang menjadi sorotan pelaku pasar ialah gejolak di wilayah Kurdi, di utara Irak.

Head of Energy Market Research Barclays Michael Cohen menuturkan, di samping sentimen OPEC dan non-OPEC, pasar akan memantau volume pasokan dari AS yang merupakan produsen minyak terbesar ketiga di dunia.

Jumlah produksi minyak shale Paman Sam saat ini sebesar 9,5 juta bph dan diperkirakan bertambah 800.000-1 juta bph. Selama 4 pekan terakhir, volume ekspor minyak AS juga meningkat mencapai rata-rata 1,7 juta bph. Volume tersebut tumbuh lebih dari tiga kali lipat dibandingkan dengan periode yang sama pada 2016.

"‘Saat ini ada ruang bagi ekspor untuk kembali meningkat, sehingga menambah pasokan global. Tapi tampaknya, pertumbuhan ekspor cenderung terbatas,” tuturnya.

Tim Analis Asia Trade Point Futures (ATPF) dalam publikasi risetnya menuliskan, sampai pekan lalu harga minyak WTI berhasil memanas ke level tertinggi dalam 8 bulan terakhir. Sentimennya, yakni rencana perpanjangan periode pemangkasan produksi OPEC hingga akhir 2018 dan turunnya cadangan minyak AS menuju 457,34 juta barel. Dalam waktu dekat, pasar akan memantau persediaan minyak AS pada pekan yang berakhir Jumat (27/10) pada Rabu (1/11).

ATPF menyimpulkan harga minyak WTI berada di dalam tren bulish. Dalam sepekan ini harga diperkirakan bergerak di dalam kisaran US$ 50,71-US$ 55,51 per barel.

Bisnis Indonesia, Page-16, Tuesday, October 31, 2017

Pertamina Committed to Completing Refinery Project

PT Pertamina finally declared the progress of the refinery project. Pertamina is committed to continue two new refinery projects in the grass root refinery (GRR) project and four refinery development projects in the Masterplan refinery development project (RDMP).

Pertamina Director of Pertamina Processing and Petrochemical Processing Center, Ardhy N. Mokobombang, said that in general all RDMP & GRR refinery development projects are progressing. Like the Balikpapan RDMP project which is expected to be included in the construction process next year.

"The Balikpapan project is expected next year to establish the contractor and start construction activities (EPC)," said Ardhy

Meanwhile, related to RDMP Cilacap project, RDMP Balongan and GRR Tuban expected next year have started the preparation of engineering package (BED / feed) after this year have been able to finish feasibility study alias feasibility study (FS)

Ardhy further said for the formation of a joint venture or joint venture project Tuban refinery with Rosneft will be done at the end of this year as well.

"A joint venture with Rosneft will soon be established before the engineering package," he added.

But unlike the smooth cooperation with Rosneft, the establishment of a joint venture for the Cilacap refinery project with Saudi Aramco can not be determined yet. Both Pertamina and Aramco still have to wait for the engineering package to be completed next year.

In addition, the establishment of a joint venture will also be decided after a positive FIA ​​investment result (FID). The positive FID result is an indicator of the Cilacap refinery project still feasible to be forwarded to the construction phase.

"A joint venture will be established if it is feasible to be forwarded to construction (EPC)," explained Ardhy. "

Even so, Ardhy asserted Pertamina keep trying to speed up the entire refinery project. "All RDMP & GRR projects will accelerate our implementation," he added.

Head of Bureau of Communications, Public Information Service and Cooperation of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Dadan Kusdiana said the Indonesian Government will encourage the acceleration of completion of the Cilacap RDMP Project.

The Saudi Arabian government is expected to provide lower crude import prices (Arab Light) from Saudi Aramco to Pertamina. In addition, the Saudi Arabian government is requested to assist LPG direct purchase from Saudi Aramco for Pertamina, ie LPG requirement of 6 million tons / year (LPG portion from Saudi Aramco 13%).

IN INDONESIA

Pertamina Berkomitmen Merampungkan Proyek Kilang

PT Pertamina akhirnya menyatakan kemajuan proyek kilang. Pertamina menyatakan terus berkomitmen melanjutkan dua proyek kilang baru dalam proyek grass root refinery (GRR) dan empat proyek pengembangan kilang eksisiting dalam proyek refinery development Masterplan (RDMP).

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Ardhy N. Mokobombang mengatakan, secara umum semua proyek pengembangan kilang RDMP & GRR berproses maju. Seperti proyek RDMP Balikpapan yang diharapkan sudah bisa masuk dalam proses konstruksi tahun depan. 

"Proyek Balikpapan diharapkan tahun depan sudah menetapkan kontraktor pelaksana dan memulai kegiatan konstruksi (EPC)," ujar Ardhy

Sementara itu, terkait proyek RDMP Cilacap, RDMP Balongan dan GRR Tuban diharapkan tahun depan sudah memulai penyusunan engineering package (BED/feed) setelah tahun ini sudah dapat menyelesaikan Studi kelayakan alias feasibility study (FS)

Lebih lanjut Ardhy bilang untuk pembentukan perusahaan patungan atau joint venture proyek kilang Tuban dengan Rosneft akan dilakukan pada akhir tahun ini juga. 

"Joint venture dengan Rosneft akan segera kami establish sebelum penyusunan engineering package," imbuhnya.

Namun berbeda dengan kerja sama yang mulus dengan Rosneft, pembentukan joint venture untuk proyek Kilang Cilacap dengan Saudi Aramco belum bisa ditentukan. Baik Pertamina maupun Aramco masih harus menunggu selesainya engineering package pada tahun depan.

Selain itu, pembentukan joint venture juga akan diputuskan setelah hasil final investment decision (FID) yang positif. Hasil FID yang positif merupakan indikator proyek Kilang Cilacap masih layak untuk diteruskan ke tahap konstruksi. 

" Joint venture akan dibentuk kalau layak diteruskan ke konstruksi (EPC)," jelas Ardhy. ”

Biarpun begitu, Ardhy menegaskan Pertamina tetap berusaha mempercepat seluruh proyek kilang. "Semua proyek RDMP & GRR akan kami percepat implementasinya, " imbuhnya.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerja Sama Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Dadan Kusdiana bilang Pemerintah Indonesia akan mendorong percepatan penyelesaian proyek RDMP Kilang Cilacap.

Pemerintah Arab Saudi diharapkan dapat memberikan harga impor minyak mentah (Arab Light) lebih rendah dari Saudi Aramco ke Pertamina. Selain itu, pemerintah Arab Saudi diminta dapat membantu pembelian langsung LPG dari Saudi Aramco untuk Pertamina, yakni kebutuhan LPG sebesar 6 juta ton/tahun (porsi LPG dari Saudi Aramco sebesar 13%).

Kontan, Page-14, Tuesday, October 31, 2017

Pertamina's portion is reduced

The government will reduce the share of PT Pertamina in managing oil and gas blocks that have been exhausted by 2018.

In January 2017, the Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Ignasius Jonan has assigned PT Pertamina to manage eight working areas of oil and gas which will expire. The new contract of eight blocks of oil and gas will use the gross split.

The eight oil and gas blocks are the Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Ogan Komering Block (JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga Block (VICO), Southeast Sumatra Block (CNOOC SES Limited), Central Block (Total E & P Indonesie) , Block of Attaka (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron), and North Sumatra Offshore Block (Pertamina).

Map of Working Area Oil and Gas

The eight-block oil and gas contract expires in 2018. The government has also assigned Pertamina to take over the entire block.

Director General of Oil and Gas at ESDM Ministry Ego Syahrial said that of the eight working areas, Pertamina has stated that it will not manage East Kalimantan Block and Attaka. The management of the Central Block located in East Kalimantan will be combined with the Mahakam Block. Starting January 1, 2018, PT Pertamina Hulu Mahakam becomes operator of the Mahakam Block replacing PT Total E & P Indonesie.

Pertamina has also confirmed it will manage the North Sumatra Offshore Block located in Aceh. Meanwhile, four other blocks, namely the Sanga-Sanga Block, South East Sumatra, JOB Tuban and JOB Ogan Komering need to consider the current contractors who are still interested and committed to managing the block.

"Of the five blocks, one block has been confirmed by Pertamina. NSO [North Sumatra Offshore] is for sure. So there are only four blocks left. Of the four blocks, indeed we will see all kinds, "he said after attending Exposure of Upstream Oil and Gas Performance Quarter III / 2017, Friday (27/10).

BEING OBSTACLES

According to him, the government is worried about the management of eight blocks of contracts using gross split scheme to burden the company's finances. Thus, the possibility of government efforts to maintain production and production costs to be more efficient can not be achieved because of the huge cost of oil blocks that are more than 30 years old.

Moreover, Pertamina will be the operator of the Mahakam Block starting early 2018 which will cost US $ 3 billion to manage the block.

BMI Research noted that Pertamina's investment plan of US $ 54 billion in 2025 in the upstream oil and gas sector will be used for the management of oil and gas assets under contract in the country. The reason, Pertamina need funds in order to keep the production of block-out block of the contract.

For example, for the management of the Mahakam Block, Pertamina which will become the new operator in January 2018 requires an annual cost of US $ 2 billion-US $ 2.5 billion.

Meanwhile, the management of the East Kalimantan Block, Attaka Block, Sanga-Sanga Block, Southeast Sumatra Block, and Rokan Block that will expire in 2021 require a total funding of US $ 2.7 billion only for maintenance.

"No doubt. Pertamina remains, only the government saw from two sides, we government is concerned that the production should not go down, "said Ego.

On the other hand, he mentioned that contractors in other blocks, Sanga-Sanga, Southeast Sumatra, Ogan Komering, and Tuban Blocks expressed an interest in reorganizing the block after the contract expired.

Director of Upstream Oil and Gas Upstream Business Development said that for the Attaka Block, the government has assigned Pertamina. Pertamina is assigned temporarily, ie for 10 months until the East Kalimantan Block ends.

The reason is that the current contractors of the Attaka Block, Chevron Pacific Indonesia and Inpex, which own 50% participation shares, are not willing to accept temporary assignments.

IN INDONESIA

Porsi Pertamina Dikurangi

Pemerintah akan mengurangi bagian PT Pertamina dalam pengeloaan blok minyak dan gas bumi yang telah habis kontrak pada 2018.

Pada Januari 2017, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan telah menugaskan kepada PT Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja migas yang akan habis masa kontraknya. Kontrak baru delapan blok migas itu akan menggunakan bagi hasil kotor atau gross split.

Delapan blok migas itu adalah Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (VICO), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Limited), Blok Tengah (Total E&P Indonesie), Blok Attaka (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron), dan Blok North Sumatera Offshore (Pertamina).

Kontrak delapan blok migas itu akan berakhir pada 2018. Pemerintah pun telah menugaskan Pertamina untuk mengambil alih seluruh blok tersebut.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Ego Syahrial mengatakan, dari delapan wilayah kerja itu, Pertamina telah menyatakan bahwa tidak akan mengelola Blok East Kalimantan dan Attaka. Pengelolaan Blok Tengah yang berlokasi di Kalimantan Timur akan digabung dengan Blok Mahakam. Mulai 1 Januari 2018, PT Pertamina Hulu Mahakam menjadi operator Blok Mahakam menggantikan PT Total E&P Indonesie.

Pertamina juga telah memastikan akan mengelola Blok North Sumatra Offshore yang berlokasi di Aceh. Sementara itu, empat blok lainnya, yakni Blok Sanga-Sanga, South East Sumatra, JOB Tuban dan JOB Ogan Komering perlu mempertimbangkan kontraktor saat ini yang menyatakan masih berminat dan memiliki komitmen mengelola blok tersebut.

“Dari lima blok itu, satu blok memang sudah dipastikan oleh Pertamina. NSO [North Sumatra Offshore] sudah pasti. Jadi hanya tersisa empat blok. Dari empat blok itu, memang kita akan lihat segala macam,” ujarnya usai menghadiri Paparan Pencapaian Kinerja Hulu Minyak dan Gas Bumi Kuartal III/2017, Jumat (27/10).

MENJADI HAMBATAN

Menurutnya, pemerintah khawatir pengelolaan delapan blok habis kontrak yang menggunakan skema gross split membebani keuangan perseroan. Dengan demikian, kemungkinan upaya pemerintah untuk menjaga produksi dan biaya produksi agar lebih efisien tidak bisa tercapai karena perlu biaya besar blok migas yang sudah berumur lebih dan 30 tahun itu.

Apalagi, Pertamina akan menjadi operator Blok Mahakam mulai awal 2018 yang akan membutuhkan biaya US$ 3 miliar untuk mengelola blok tersebut.

BMI Research mencatat, rencana investasi Pertamina sebesar US$ 54 miliar pada 2025 di sektor hulu migas akan digunakan untuk pengelolaan aset migas habis kontrak di dalam negeri. Pasalnya, Pertamina membutuhkan dana agar bisa menjaga produksi blok-blok habis kontrak tersebut.

Sebagai contoh, untuk pengelolaan Blok Mahakam, Pertamina yang akan menjadi operator baru pada Januari 2018 membutuhkan biaya tahunan sebesar US$ 2 miliar-US$ 2,5 miliar.

Sementara itu, pengelolaan Blok East Kalimantan, Blok Attaka, Blok Sanga-Sanga, Blok Southeast Sumatera, dan Blok Rokan yang akan habis kontrak pada 2021 membutuhkan total dana sebesar US$ 2,7 miliar hanya untuk perawatan.

“Bukan ragu. Pertamina tetap, hanya pemerintah melihat dari dua sisi, kita pemerintah berkepentingan agar produksi jangan sampai turun,” kata Ego. 

Di sisi lain, dia menyebut bahwa kontraktor di blok lain, yakni Sanga-Sanga, Southeast Sumatera, Ogan Komering, dan Blok Tuban menyatakan minat untuk mengelola kembali blok itu setelah kontrak berakhir.

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Tunggal mengatakan bahwa untuk Blok Attaka, pemerintah telah menugaskan kepada Pertamina. Pertamina ditugaskan sementara, yakni selama 10 bulan hingga kontrak Blok East Kalimantan berakhir.

Alasannya, kontraktor Blok Attaka saat ini, yaitu Chevron Pacific Indonesia dan Inpex yang menguasai saham partisipasi masing-masing 50%, tidak bersedia menerima penugasan sementara.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, October 31, 2017

The government is unsure of Pertamina's ability

Ministry of Energy and Mineral Resources review the assignment of oil and gas blocks termination to Pertamina.

The government is licking its own saliva. Initially they confidently assigned PT Pertamina to become the top operator of eight oil and gas blocks (oil and gas) termination of contract term expires in 2018-2019. But now, the plan will evaporate.

The change of tastes is about nine months adrift from the moment the initial decision comes. On January 31, 2017, the government was quite confident to appoint Pertamina to manage eight blocks of terminating oil and gas.

Ego Syahrial, Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), acknowledged that Pertamina had already submitted a proposal. The SOE has also shown seriousness in managing termination blocks. But that's not enough.

The main focus of the government is the stability of production and cost efficiency. The government does not want the production of oil and gas blocks to decrease and production costs increase. Well, the government still doubts the ability of Pertamina in these two things.

"Even though this is a gross split regime, we want the cost to be efficient in managing oil and gas, that is, the production should not go down and the cost per barrel does not exceed the previous one," Ego said Friday (27/10) last week.

  

Therefore, the government offers another option for Pertamina to continue to manage the terminating oil and gas blocks. The government's offer is Pertamina involving the existing contractor in its management.

Thus, the existing contractor can manage the termination block through the joint operator scheme with Pertamina Scheme is the same as the management scheme offered by the government in the Mahakam block. The government believes that joint operator schemes can accommodate the interests of all parties.

 "The government wants to avoid production down and high cost, if there is a better, Pertamina is also happy if there is

which is better than him, "said Ego.

Targeting two blocks So far, the government has mapped four oil and gas termination blocks that could use a joint operator scheme. These include Tuban Block, Sanga Sanga Block, Ogan Komering Block and South East Sumatra Block.

While the NSO Block which is already operated by Pertamina, will still be operated by the SOE. Then, the Middle Block will be the unity of the Mahakam Block. If for the Attaka Block and East Kalimantan Block, the government plans to re-auction. Therefore, neither the existing contractor nor Pertamina is interested in managing it.

Information only, some oil and gas termination blocks with the contract term expires in 2018-2019 have chosen pertamina as operator. Pertamina appears as a sole operator or through a joint operating body (JOB) scheme.

In previous occasions, Pertamina's management stated that they are still eager with a number of terminating oil and gas blocks. Government-owned companies are primarily looking to become operators of the Sanga Block and the East Sumatra block.

Syamsu Alam, Upstream Director of PT Pertamina, said Pertaina's proposal has been delivered by the Ministry of Energy and Mineral Resources since the last month.

"The prposal we convey is still the same, Sanga Sanga Offshore South East Sumater including the proposed for us manage," he said.

IN INDONESIA

Pemerintah Ragu dengan Kemampuan Pertamina

Kementerian ESDM meninjau ulang penugasan blok migas terminasi kepada Pertamina.

Pemerintah menjilat ludah sendiri. Semula mereka percaya diri menugaskan PT Pertamina menjadi operator atas delapan

blok minyak dan gas (migas) terminasi yang habis masa kontrak pada tahun 2018-2019. Namun kini, rencana itu bakal menguap.

Perubahan selera itu terpaut sekitar sembilan bulan dari sejak keputusan awal muncul. Pada 31 Januari 2017 lalu, pemerintah cukup yakin menunjuk Pertamina untuk mengelola delapan blok migas terminasi.

Ego Syahrial, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), mengakui, Pertamina sudah sudah menyodorkan proposal. BUMN tersebut juga sudah memperlihatkan kesungguhan dalam mengelola blok terminasi. Namun itu saja tak cukup. 

Sorotan utama pemerintah adalah stabilitas produksi dan efisiensi biaya. Pemerintah tidak ingin produksi blok-blok migas tadi berkurang dan biaya produksinya bertambah besar. Nah, pemerintah masih meragukan kemampuan Pertamina dalam dua hal tadi. 

"Walaupun ini yang namanya rezim gross split, kami ingin cost itu efisien dalam mengelola migas, yaitu produksi jangan turun dan biaya per barel tidak melebihi yang sebelumnya," ujar Ego, Jumat (27/10) pekan lalu.

  

Oleh karena itu, pemerintah menawarkan opsi lain agar Pertamina tetap bisa ikut mengelola blok-blok migas terminasi. Tawaran pemerintah adalah Pertamina melibatkan kontraktor eksisting dalam pengelolaannya.

Jadi, kontraktor eksisting bisa ikut mengelola blok terminasi lewat skema joint operator dengan Pertamina Skema tersebut sejatinya sama dengan skema pengelolaan yang ditawarkan pemerintah di Blok Mahakam. Pemerintah yakin, skema joint operator bisa mengakomodasi kepentingan semua pihak.

 “Pemerintah ingin jangan sampai produksi turun dan biaya tinggi, kalau ada yang lebih baik, Pertamina juga senang kan kalau ada

yang lebih baik daripada dia," tutur Ego.

Mengincar dua blok Sejauh ini, pemerintah telah memetakan empat blok migas terminasi yang bisa menggunakan skema joint operator. Keempatnya meliputi Blok Tuban, Blok Sanga Sanga, Blok Ogan Komering dan Blok South East Sumatra.

Sementara Blok NSO yang memang sudah dioperasikan Pertamina, akan tetap dioperasikan BUMN itu. Lalu, Blok Tengah akan menjadi unity dari Blok Mahakam. Kalau untuk Blok Attaka dan Blok East Kalimantan, pemerintah berencana melakukan lelang ulang. Sebab, baik kontraktor eksisting maupun Pertamina tidak berminat untuk mengelolanya.

Informasi saja, beberapa blok-blok migas terminasi dengan masa kontrak berakhir tahun 2018-2019 sudah memilih pertamina sebagai operator. Pertamina tampil sebagai operator tunggal maupun lewat skema joint operating body (JOB).

Dalam kesempatan sebelumnya, manajemen Pertamina menyatakan masih berhasrat dengan sejumlah blok migas terminasi. Perusahaan milik pemerintah iin terutama menginginkan menjadi operator Blok Sanga-sangan dan blok East Sumatra.

Syamsu Alam, Direktur Hulu PT Pertamina mengatakan, proposal Pertaina sudah disampaikan Kementerian ESDM sejak berapa bulan yang lalu.  

"Prposal yang kami sampaikan masih sama, Sanga Sanga Offshore South East Sumater termasuk yang diusulkan untuk kami kelola," tegasnya.

Kontan, Page-14, Monday, October 30, 2017

Two Points RPP Gross Split Agreed

Tax incentives on the scheme of oil and gas sharing contracts for oil and gas (oil) gross splits are immediately issued. The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) and the Ministry of Finance (MoF) have agreed on two important points in the Government Regulation (RPP) Regulation related to the gross split tax.

Secretary of the Directorate General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources, Susyanto, said that there are crucial points to be dealt with in the RPP. First about carry forward loss. If in the Income Tax loss carry forward law only for a period of five years, then in this new Gross Split Tax RPP plus the time limit to be 10 years. In the end that according to the Law of Income should only be five years, then this is devoted.

"This will excite oil and gas stakeholders because it can be up to ten years," said Susyanto, last weekend.

The government will provide two times more depreciation and amortization. This amortization issue is not available in Government Regulation No. 27 of 2017 concerning Amendment to Government Regulation Number 79 of 2010 concerning Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Taxes in Upstream Oil and Gas Business Fields. According to Susyanto, in PP 27 year 2017 it is a cost that can be used to reduce taxable income.

"In addition to up to ten years, it is also amortized twice, so this is an exciting thing," said Susyanto.

After the exploitation period, the amortization will still follow the rules of Government Regulation number 27 of 2017. In the attachment to the rule, there is provision on acceleration of certain assets.

Secondly, regarding the tax facilities. In the exploitation period, based on Government Regulation No. 27 of 2017 can be given the government based on the economy, then in this Gross Split Tax RPP can be replaced directly by the government by providing additional split for the contractor.

Susyanto expects, RPP Tax Gross Split is expected to be published before the deadline of oil and gas work auction area ended. According to him, Finance Minister Sri Mulyani has sent a letter to the President for approval.

"Meanwhile, the Minister of Energy and Mineral Resources has also sent in order to be accelerated, so before November 27 it is expected that this Government Regulation will be issued," said Susyanto.

IN INDONESIA

Dua Poin RPP Gross Split Disepakati

Insentif perpajakan skema kontrak bagi hasil minyak dan gas bumi (migas) gross split segera dikeluarkan. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan Kementerian Keuangan (Kemkeu) telah menyepakati dua poin penting dalam Rancangan Peraturan Pemerintah (RPP) terkait pajak gross split tersebut.

Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Susyanto mengatakan, ada poin-poin krusial yang menjadi kesepakatan dalam RPP tersebut. Pertama mengenai loss carry forward. Jika dalam Undang-Undang Pajak Penghasilan loss carry forward hanya untuk masa lima tahun, maka dalam RPP Pajak Gross Split yang baru ini ditambah batas waktunya hingga menjadi 10 tahun. Pada akhirnya yang sesuai Undang-Undang PPh mestinya hanya lima tahun, maka ini dikhususkan. 

"Ini akan menggembirakan stakeholder migas karena bisa sampai paling lama sepuluh tahun," kata Susyanto, akhir pekan lalu.  

Pemerintah akan memberikan depresiasi dan amortisasi hingga dua kali lebih banyak. Soal amortisasi ini tidak ada dalam Peraturan Pemerintah Nomor 27 tahun 2017 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi Yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Menurut Susyanto, dalam PP 27 tahun 2017 itu merupakan biaya yang bisa dipakai untuk mengurang pendapatan kena pajak. 

"Selain bisa sampai sepuluh tahun, maka juga diamortisasi dua kali lipat. Jadi ini suatu hal yang menggembirakan," ungkap Susyanto.

Setelah masa eksploitasi, maka amortisasi akan tetap mengikuti aturan Peraturan Pemerintahnomor 27 tahun 2017. Dalam lampiran aturan tersebut tertera ketentuan mengenai percepatan mengenai aset tertentu.

Kedua, mengenai fasilitas perpajakan. Di masa eksploitasi, berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 27 tahun 2017 dapat diberikan pemerintah berdasarkan keekonomian, maka dalam RPP pajak gross split ini bisa digantikan langsung oleh pemerintah dengan memberikan tambahan bagi hasil (split) bagi kontraktor.

Susyanto mengharapkan, RPP Pajak Gross Split ini diharapkan bisa terbit sebelum batas Waktu lelang wilayah kerja migas berakhir. Menurut dia, Menteri Keuangan Sri Mulyani sudah mengirimkan surat ke Presiden untuk meminta persetujuan.

“Sedangkan Menteri ESDM juga sudah mengirimkan agar dapat dipercepat, sehingga sebelum tanggal 27 November diharapkan Peraturan Pemerintah ini sudah terbit," ujar Susyanto.

Kontan, Page-14, Monday, October 30, 2017

Migas Working Area Shrinking

At the beginning of the year until September 2017, the number of oil and gas working area (WK) in Indonesia experienced depreciation. The condition is due to the return of work area by the contractor because there is no fund.

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amin Suryanardi said that until the third quarter of 2017, the number of working areas only reached 264. Details, 87 WK exploitation and 126 WK exploration.

"The number is decreasing compared to last year with the number of WK as much as 277 WK," he said yesterday (29/10).

The number of WK has decreased consistently since 2013. At that time the number was 321 WK, then decreased to 318 WK in 2014 and 312 WK in 2015. In 2016 the number is reduced again to 289 WK.

Working Area Oil and Gas 

"The contractor who returns the block goes to the second class so they do not have the funds to implement their commitments in completing the exploration," he said.

Currently the number of WK threatened again reduced. Therefore, 40 WK is in the process of returning to the country. The government is currently auctioning 15 oil and gas blocks of phase I with a gross split scheme to increase the number of working areas. A total of ten oil and gas blocks are conventional oil and gas blocks and five unconventional oil and gas blocks. Auction mechanisms are regular and direct deals.

Conventional and nonconventional block auction listing access is done through a maximum direct and regular bidding mechanism through November 20th. Meanwhile, the maximum return of documents will be made on November 27th.

Not only reduced WK oil and gas, lifting targets are also not fulfilled. Until the third quarter, oil and gas lifting target is still not in line with the target in APBNP 2017.

The realization of oil lifting target until the third quarter of this year only reached 797 thousand barrels of oil per day (bopd) or 98 percent of the target in APBNP 2017 with lifting of 815 thousand barrels per day. Then, the realization of gas lifting only reached 6,367 mmscfd or 99 percent of the 2017 APBNP target at 6,440 mmscfd.

Realization of state revenue was only reached 79 percent, which amounted to USD 9.59 billion. The target revenue of these countries and sectors reached USD 12.1 0 billion. This year there will also be eight oil and gas contracts that will expire and be transferred.

"The government formed an evaluation team, in essence, the transfer of operations from existing to new ones should not decrease the production and the cost per barrel should not exceed the previous one," said Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources Ego Syahrial.

IN INDONESIA

WK Migas Menyusut

Pada awal tahun hingga September 2017 ini, jumlah wilayah kerja (WK) migas di Indonesia mengalami penyusutan. Kondisi tersebut disebabkan pengembalian wilayah kerja oleh kontraktor karena tidak ada dana.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amin Suryanardi menyatakan, hingga triwulan ketiga 2017, jumlah wilayah kerja hanya mencapai 264. Perinciannya, 87 WK eksploitasi dan 126 WK ekplorasi. 

"Angka tersebut mengalami penurunan daripada tahun lalu dengan jumlah WK sebanyak 277 WK,” katanya kemarin (29/ 10).

Jumlah WK memang berkurang secara konsisten sejak 2013. Saat itu jumlahnya 321 WK, lalu menurun menjadi 318 WK pada 2014 dan 312 WK pada 2015. Pada 2016 jumlahnya berkurang lagi menjadi 289 WK. 

"Kontraktor yang mengembalikan blok tersebut masuk ke kelas duafa sehingga tidak mempunyai dana untuk melaksanakan komitmen mereka dalam menyelesaikan eksplorasi," ucapnya.

Saat ini jumlah WK terancam kembali berkurang. Sebab, 40 WK sedang dalam proses pengembalian ke negara. Pemerintah saat ini sedang melelang 15 blok migas tahap I dengan skema gross split untuk meningkatkan jumlah wilayah kerja. Sebanyak sepuluh blok migas merupakan blok migas konvensional dan lima blok migas nonkonvensional. Mekanisme lelang dilakukan secara reguler dan penawaran langsung. 

Akses dokuman lelang blok konvensional dan nonkonvensional dilakukan melalui mekanisme penawaran langsung dan reguler maksimal hingga 20 November. Sementara itu, pengembalian dokumen maksimal dilakukan pada 27 November. 

Bukan hanya WK migas yang berkurang, target lifting juga belum terpenuhi. Hingga kuartal ketiga, target lifting minyak dan gas masih belum sesuai target dalam APBNP 2017.

Realisasi target lifting minyak hingga triwulan ketiga tahun ini hanya mencapai 797 ribu barel minyak per hari (bopd) atau 98 persen dari target dalam APBNP 2017 dengan lifting sebesar 815 ribu barel per hari. Lantas, realisasi lifting gas hanya mencapai 6.367 mmscfd atau sebesar 99 persen dari target APBNP 2017 di angka 6.440 mmscfd. 

Realisasi penerimaan negara pun hanya mencapai 79 persen, yakni sebesar USD 9,59 miliar. Target penerimaan negara dan sektor tersebut mencapai USD 12,1 0 miliar. Tahun ini juga akan ada delapan kontrak migas yang akan berakhir dan dialihkan. 

"Pemerintah membentuk tim evaluasi. Intinya, perpindahan operasi dari eksisting ke yang baru tidak boleh menurunkan produksi serta ongkos per barelnya jangan sampai melebihi yang sebelumnya," ujar Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Ego Syahrial.

Jawa Pos, Page-6, Monday, October 30, 2017