Pertamina's Allotment Potentially Disbursed

The government has the potential to cancel the assignment to PT Pertamina to take over the oil and gas blocks that will be exhausted if the company is not committed to maintaining production levels in the region.

In addition to the commitment, the government can provide an extension to existing contractors if they are still interested in sticking to the block. The government assigned eight oil and gas working areas to Pertamina. The oil and gas blocks include the Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Ogan Komering Block (JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga Block (VICO), Southeast Sumatera Block (CNOOC SES Ltd.), Central Block (Total E & P Indonesie ), Attaka (Chevron) Block, East Kalimantan Block (Chevron), and North Sumatra Offshore Block (Pertamina).

oil and gas working areas

Director of Upstream Oil and Gas Upstream Business Development of the Ministry of ESDM Tunggal said that currently it is still reviewing Pertamina's commitment as well as current operators who are still interested in managing the block.

According to him, the government has not yet decided to annul the assignment of eight oil and gas blocks to Pertamina. The government wants to get confirmation from Pertamina and the current contractor to keep oil and gas production on the block does not go down.

"Yes, affirmation. To ensure contractors maintain production, "he said

In January 2017, ESDM Minister Ignatius Jonan has assigned Pertamina to manage eight working areas that will expire its contract with a gross split share contract.

He mentioned that Pertamina and the operator who had expressed an interest to re-run the block of contracts were asked to expose the commitment in order to maintain production.

Oil and gas block operators such as VICO in Sanga-Sanga Block and CNOOC SES Ltd. in the SES Block is also required to explain the details of the program that will be done if it gets a contract extension. On that explanation, according to him, will be evaluated which can maintain the level of oil and gas production.

In addition to the commitment to maintain production, discussion of clauses in the new cooperation contract is also expected to be immediately disconnected. The reason, he said, the transition can not start if the new contract has not been signed.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said it had submitted the development plan of the block. Currently, the company is focusing on completing the terms and conditions of the new contract in order to be signed rather than discussing when other operators have the right to manage.

"Right now we are more concerned to start talking about TC [term & condition / terms and conditions] after termination, not yet others.

He mentioned, in general, the discussion of T & C termination work area should be completed so that the work program and budget next year will be completed.

IN INDONESIA

Jatah Pertamina Berpotensi Dianulir

Pemerintah berpotensi membatalkan penugasan kepada PT Pertamina untuk mengambil alih blok minyak dan gas bumi yang akan habis kontrak jika perseroan tidak berkomitmen dalam menjaga tingkat produksi di wilayah itu.

Selain soal komitmen, pemerintah bisa memberikan perpanjangan kepada kontraktor yang ada saat ini jika masih berminat bertahan di blok itu. Pemerintah menugaskan delapan wilayah kerja migas kepada Pertamina. Blok migas itu antara lain Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (VICO), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Ltd.), Blok Tengah (Total E&P Indonesie), Blok Attaka (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron), dan Blok North Sumatera Offshore (Pertamina).

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tunggal mengatakan bahwa saat ini pihaknya masih mengkaji komitmen Pertamina juga operator saat ini yang ternyata masih berminat mengelola blok tersebut.

Menurutnya, pemerintah belum mengambil keputusan untuk menganulir penugasan delapan blok migas itu kepada Pertamina. Pemerintah ingin mendapatkan penegasan dari Pertamina dan kontraktor saat ini untuk menjaga produksi migas di blok itu tidak turun.

“Ya, penegasan saja. Untuk meyakinkan kontraktor mempertahankan produksi,” ujarnya 

Pada Januari 2017, Menteri ESDM Ignasius Jonan telah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya dengan kontrak bagi hasil kotor atau gross split.

Dia menyebut bahwa Pertamina dan operator yang pernah menyatakan minat untuk kembali mengelola blok habis kontrak itu diminta untuk memaparkan komitmen agar bisa mempertahankan produksi.

Operator blok migas seperti VICO di Blok Sanga-Sanga dan CNOOC SES Ltd. di Blok SES juga diminta untuk menjelaskan detail program yang akan dilakukan bila mendapatkan perpanjangan kontrak. Atas penjelasan itu, menurutnya, akan dievaluasi mana yang bisa mempertahankan tingkat produksi migas.

Selain komitmen menjaga produksi, pembahasan tentang klausul dalam kontrak kerja sama baru juga diharapkan bisa segera DIputuskan. Pasalnya, dia menyebut, masa transisi tidak bisa dimulai bila kontrak baru belum diteken. 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya telah menyampaikan rencana pengembangan blok itu. Saat ini, perseroan fokus menyelesaikan syarat dan ketentuan pada kontrak baru agar dapat ditandatangani daripada membahas bila terdapat operator lain yang mendapat hak kelola.

“Sekarang ini kita lebih concern untuk mulai membicarakan TC [term & condition/syarat dan ketentuan] pasca terminasi, belum yang lain lain.

Dia menyebut, secara umum, pembahasan T&C wilayah kerja terminasi harus segera diselesaikan agar program kerja dan anggaran tahun depan turut dituntaskan.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, October 25, 2017

East Kalimantan Block and Attaka will be auctioned

The government will auction simultaneously East Kalimantan Block and Attaka Block after the second contract of the block is completed. PT Pertamina, which was assigned to manage post-contract completion, decided to release both blocks. It was considered economically heavy.

Director of Upstream Business Development Directorate General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Tunggal said it has not received a letter from Pertamina stating that the government-owned oil and gas company restores the management rights of East Kalimantan or Attaka Block. However, if Pertamina indeed removes it, these two blocks will be offered to other investors through an auction.

These two blocks, done in unitization. That is, the workmanship of these two blocks using the same production facilities. The two-block oil and gas production is also not separated.

"The Attaka block also, if returned Pertamina, yes auctioned," he said in Jakarta, Wednesday (27/9).

The auction called will be done once Pertamina sends an official letter. The government will hold special auctions for the East Kalimantan Block and the Attaka Block, so, the auction of this block will not have to wait for next year's auction next year.

"The special auction does not need to wait next year. If that [East Kalimantan and Attaka] is returned, prepare the data, announce the auction, direct the process, "explained Sole.

This is because the second contract of this block will be finished soon. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam explained the two blocks weight to be managed economically. Therefore, it decided to return the two blocks to the government. However, for Attaka Block, the company will manage temporarily until the East Kalimantan Block is completed in 2018. This is because the Attaka Block contract is completed this year.

"During the interval, Pertamina will remain in the Attaka Block. In the future after the East Kalimantan Block also expires his contract, Pertamina will not manage the block [Attaka and East Kalimantan Blocks], such as the mechanisms of other blocks that expire, "he said.

He explained that both blocks are currently managed by Chevron Indonesia in a unitization unit. This is indeed because the oil and gas production from the Attaka Block is too small if managed without unitization. Thus, in the future, the management of this block still needs to be diunitisasi with East Kalimantan Block. Pertamina itself feels heavy if it has to work on two blocks.

"We think the two blocks are economically heavy for us to manage. Nothing else, other than economic factors, " Alam said.

East Kalimantan and Attaka blocks are operated by Chevron Indonesia. Only in East Kalimantan, Chevron holds 100% participation right. While in Attaka, Chevron and Inpex Corporation each have 50% participation rights. The East Kalimantan Block contract was signed on January 11, 1991 and will be completed on October 24, 2018. The Attaka Block contract commences on March 31, 1997 and ends on March 31, 2017.

Map of Working Area Oil and Gas

Based on data from Pertamina, East Kalimantan Block has an area of ​​6,177 square kilometers. In 2015, oil and gas reserves were recorded at 213 million barrels of oil equivalent (MMboe). While the oil and gas production of this block is 36.5 thousand barrels of oil equivalent per day (kilo barrel oil equivalent per day / kboepd). Meanwhile, the 144.73 square kilometer Attaka Block is producing 4,900 boepd with 2.4 MMboe oil and gas reserves in 2015.

Immediately Signed

While for the other six blocks will be continued until the signing of production sharing contract (PSC). The signing of the sixth block contract had to wait for the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 52 of 2017 which is a revision of Ministerial Regulation 8/2017 regarding the gross split contract. Because, if using the old beleid, the company needs additional incentives.

"Some oil and gas blocks, now existing Ministerial Regulation 52/2017, need to calculate again whether the incentive needs. Now assign SKK Migas to calculate again, "he said.

Admittedly, the sixth block of this contract needs to be signed immediately because almost the entire block finished his contract next year. It is now trying to sign a contract with Pertamina can be done as soon as possible. Pertamina also hopes the contract will be signed soon.

"If the problem of the target and other contracts, faster is certainly better," said Alam.

President Director of PT Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi added that his party is ready to sign the termination block contract assigned to him. It has submitted a proposal for the development of these blocks to the ESDM Ministry. Then, with the issuance of Ministerial Decree 52/2017, the five blocks handed over to PHE have already reached a sufficient economy..

"So there is an additional 6-7% split [with Ministerial Regulation 52 / 20171. This is if we see from contractor take and NPV better, "he said.

Map of Working Area Oil and Gas

It also will continue to make efficiency. As is known, the government commissioned Pertamina to manage eight working areas that will expire its contract, including East Kalimantan Block and Attaka. The other six blocks are BlokTuban, East Java (JOB Pertamina-PetroChina Eastjava); Ogan Komering Block, South Sumatera (JOB Pertamina-Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (Saka Energi); Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Middle East Block (Total E & P Indonesie); and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina).

IN INDONESIA

Blok East Kalimantan dan Attaka akan Dilelang

Pemerintah akan melelang secara bersamaan Blok East Kalimantan dan Blok Attaka pasca kontrak kedua blok tersebut selesai. PT Pertamina yang ditugaskan mengelola pasca kontrak selesai, memutuskan untuk melepas kedua blok ini Iantaran dinilai berat secara keekonomian. 

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Direktorat jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Tunggal mengatakan, pihaknya belum menerima surat dari Pertamina yang menyatakan bahwa perusahaan migas milik pemerintah itu mengembalikan hak pengelolaan Blok East Kalimantan ataupun Attaka. Namun, jika memang Pertamina melepasnya, dua blok ini akan ditawarkan ke investor lain melalui lelang.

Kedua blok ini, dikerjakan secara unitisasi. Artinya, pengerjaan dua blok ini menggunakan fasilitas produksi yang sama. Produksi migas dua blok ini juga tidak dipisahkan. 

“Blok Attaka juga, kalau dikembalikan Pertamina, ya dilelang,” kata dia di Jakarta, Rabu (27/9).

Lelang disebutnya akan dilakukan begitu Pertamina mengirim surat resmi. Pemerintah akan menggelar lelang khusus untuk Blok East Kalimantan dan Blok Attaka, sehingga, lelang blok ini tidak perlu menunggu lelang periode berikutnya di tahun depan.

“Lelang khusus itu tidak perlu menunggu tahun depan. Kalau memang itu [East Kalimantan dan Attaka] dikembalikan, siapkan datanya, umumkan lelang, langsung proses,” jelas Tunggal. 

Hal ini karena kontrak kedua blok ini akan segera selesai. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menjelaskan, kedua blok ini berat untuk dikelola secara keekonomian. Karenanya, pihaknya memutuskan mengembalikan kedua blok ini kepada pemerintah. Namun khusus untuk Blok Attaka, perseroan akan mengelola untuk sementara sampai kontrak Blok East Kalimantan selesai pada 2018. Hal ini mengingat kontrak Blok Attaka rampung tahun ini.

“Selama waktu jeda tersebut, Pertamina akan tetap di Blok Attaka. Ke depan setelah Blok East Kalimantan juga habis masa kontraknya, Pertamina tidak akan mengelola blok tersebut [Blok Attaka dan East Kalimantan], seperti mekanisme blok-blok lain yang habis masa kontraknya," tutur dia.

Dijelaskannya, kedua blok tersebut saat ini dikelola Chevron Indonesia secara unitisasi. Hal ini memang lantaran produksi migas dari Blok Attaka terlalu kecil jika dikelola tanpa unitisasi. Sehingga, ke depan, pengelolaan blok ini tetap perlu diunitisasi dengan Blok East Kalimatan. Pertamina sendiri merasa berat jika harus menggarap dua blok.

“Menurut kami, dua blok tersebut yang secara keekonomian berat untuk kami kelola. Tidak ada yang lain, selain faktor keekonomian,” kata Alam.

Blok East Kalimantan dan Attaka sama-sama dioperasikan oleh Chevron Indonesia. Hanya saja di East Kalimantan, Chevron memegang hak partisipasi 100%. Sementara di Attaka, Chevron dan Inpex Corporation masing-masing memiliki hak partisipasi 50%. Kontrak Blok East Kalimantan diteken pada 11 Januari 1991 dan akan selesai pada 24 Oktober 2018. Kontrak Blok Attaka dimulai pada 31 Maret 1997 dan berakhir pada 31 Maret 2017.

Berdasarkan data Pertamina, Blok East Kalimantan memiliki luas area 6.177 kilometer persegi. Pada 2015 lalu, cadangan migas ini tercatat sebesar 213 juta barel setara minyak (million barrel oil equivalent/ MMboe). Sementara produksi migas blok ini yakni sebesar 36,5 ribu barel setara minyak per hari (kilo barrel oil equivalent per day/kboepd). Sementara Blok Attaka seluas 144,73 kilometer persegi tercatat memproduksi 4.900 boepd dengan cadangan migas 2,4 MMboe pada 2015. 

Segera Diteken

Sementara untuk enam blok lainnya akan dilanjutkan sampai tanda tangan kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC). Penandatanganan kontrak keenam blok ini sempat harus menunggu Peraturan Menteri ESDM No 52 Tahun 2017 yang merupakan revisi Peraturan Menteri 8/2017 soal kontrak gross split. Pasalnya, jika menggunakan beleid lama, perseroan membutuhkan tambahan insentif.

“Beberapa blok migas, sekarang sudah ada Peraturan Menteri 52/ 2017, perlu hitung lagi apakah perlu insentif. Sekarang tugaskan SKK Migas untuk hitung lagi," ujarnya.

Diakuinya, kontrak keenam blok ini perlu segera diteken lantaran hampir seluruh blok selesai kontraknya pada tahun depan. Pihaknya kini berupaya agar penandatanganan kontrak dengan Pertamina bisa segera dilakukan secepatnya. Pertamina juga berharap kontrak segera diteken. 

“Kalau masalah target kontrak dan lainya, lebih cepat tentu lebih baik,” kata Alam.

Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi menambahkan, pihaknya siap meneken kontrak blok terminasi yang ditugaskan kepadanya. Pihaknya telah mengirimkan proposal rencana pengembangan blok-blok ini kepada Kementerian ESDM. Kemudian, dengan terbitnya Peraturan Menteri 52/2017, lima blok yang diserahkan pengelolaannya ke PHE sudah mencapai keekonomian yang mencukupi.

“Jadi ada tambahan split 6-7% [dengan Peraturan Menteri 52/ 20171. Ini kalau kami lihat dari contractor take maupun NPV

lebih bagus,” kata dia. 

Pihaknya juga akan terus melakukan efisiensi. Seperti diketahui, pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya, termasuk Blok East Kalimantan dan Attaka. Keenam blok lainnya adalah BlokTuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina Eastjava); Blok Ogan Komering, Sumatera Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Saka Energi); Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Blok Tengah Timur (Total E&P Indonesie); dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina).

Investor Daily, Page-11, Friday, Sept 29, 2017

Seven Oil and Gas Blocks Will Use Gross Split

Enhance the Profit Sharing Scheme

The government will perfect the gross split scheme in oil and gas sharing contracts. Vice President of Oil and Gas Operations Division, Elan Biantoro, explained that the policy has been applied to Pertamina Hulu Energi Offshore Cooperation Contractor North West Java (PHE ONWJ) whose contract period was extended in mid-January 2017.

"Until 2019, on seven other oil and gas blocks will be enacted gross split rule" he said after the Upper Industrial General Lecture Oil and Gas at STEM Akamigas Cepu, Blora, Central Java, Wednesday (20/9).

The oil and gas block is Tuban Block which is currently managed by JOB PPEJ and will end its contract period in February 2018. Furthermore, there is Sanga-Sanga Block in East Kalimantan which is currently managed by Pertamina and will be renewed in August 2018.

Then, there is also Makassar Strait Block. Then there is East Kalimantan Block managed by Chevron Indonesia and will end its contract period in October 2018. There is also Ogan Komering Block managed by JOB Pertamina Talisman, Jambi Merang Block managed by JOB PHE Jambi Merang and Salawati Block in Papua. According to Elan, PHE ONWJ is indeed a pilot proect. From there, various improvements are made in the profit-sharing system.

"As time goes by, that PHE ONWJ feels the count is unsuitable, so the discussion and finally set there must be some revisions in the rule," he explained. The revision, among other things, the addition of split and changes in the determination of the ministerial discretion scale.

He acknowledged, at the beginning of the gross split distribution mechanism, many KKKS feel unsuitable. However, after the revision, many are interested. This is evident from the number of KKKS forms that have been entered to date.

"In fact, last year there were very few or even none, they were interested because there was a split increase and the minister's discretionary requirement was expanded," he said, because the minister's prior discretion was only 5 percent, but now it can be more than that.

He said the policy for the gross split is issued because the state revenue in the last two years is so minimal. In fact, revenues are often smaller than the cost recovery or operating costs that the government pays.

"Although the government has reduced the operating costs to be paid, the income decline is much greater," he explained.

Regarding the amount of profit sharing stated in Ministerial Regulation No. 8/2017, for oil, the state gets 53 percent share and contractor 47 percent. Then for gas, the state part is 58 percent and contractors 42 percent.

"It's just a benchmark In the process of negotiation, the possibility of intervention and abuse of authority will occur and the impact takes decades in accordance with the contract period," said Elan.

To that end, the state needs to conduct strict supervision so that state revenues, both from taxes or the share of oil and gas, can be saved.

On the other hand, the Head of Representative Office of SKK Migas Java, Bali and Nusa Tenggara Ali Masyhar explained that the newly discovered gas utilization in Rembang Regency will be directed to local industry interests. It has received the preparation of development plan (POD) of PT Pertamina Hulu Energi Randugunting. In the proposal, the contractor expects to produce in 2018.

"Now POD is still in evaluation, its Deal after POD is approved," he said.

Currently the government of Rembang Regency is also preparing BUMDs to participate in maximizing the benefits of the discovery of the gas, but not yet predicted the involvement of the BUMD.

"Currently, 100 percent of the field is still managed by Pertamina," he said.

IN INDONESIA

Tujuh Blok Migas Akan Pakai Gross Split

Sempurnakan Skema Bagi Hasil

Pemerintah akan menyempurnakan skema gross split dalam kontrak bagi hasil migas. Vice President Bidang Operasi SKK Migas Elan Biantoro menjelaskan, kebijakan itu telah diterapkan pada Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ) yang masa kontraknya diperpanjang pada pertengahan Januari 2017.

”Hingga 2019, pada tujuh blok migas lain akan diberlakukan aturan gross split" kataanya setelah acara Kuliah Umum Industri Hulu Migas di STEM Akamigas Cepu, Blora, Jawa Tengah, Rabu (20/9).

Blok migas tersebut adalah Blok Tuban yang saat ini dikelola oleh JOB PPEJ dan akan berakhir masa kontraknya pada Februari 2018. Selanjutnya, ada Blok Sanga-Sanga di Kalimantan Timur yang saat ini dikelola oleh Pertamina dan akan diperpanjang masa kontraknya pada Agustus 2018. 

Kemudian, juga terdapat Blok Makassar Strait. Lalu, ada pula Blok East Kalimantan yang dikelola oleh Chevron Indonesia dan akan berakhir masa kontraknya pada Oktober 2018. Juga ada Blok Ogan Komering yang dikelola JOB Pertamina Talisman, Blok Jambi Merang yang dikelola JOB PHE Jambi Merang, dan Blok Salawati di Papua. Menurut Elan, PHE ONWJ tersebut memang menjadi pilot proect. Dari situ, terus dilakukan berbagai penyempurnaan dalam sistem bagi hasil. 

"Seiring berjalannya waktu, bahwa PHE ONWJ merasa hitungannya tidak cocok. Maka, dilakukan pembahasan dan akhirnya ditetapkan harus ada beberapa revisi dalam aturan itu" jelasnya. Revisi tersebut, antara lain, penambahan split dan perubahan ketetapan besaran diskresi menteri.

Dia mengakui, saat awal diberlakukan mekanisme pembagian gross split, banyak KKKS yang merasa tidak cocok. Tetapi, setelah ada revisi, banyak yang mulai tertarik. Hal tersebut terlihat dari banyaknya formulir KKKS yang masuk sampai saat ini. 

"Padahal, tahun lalu sangat sedikit atau bahkan tidak ada. Mereka merasa tertarik karena ada penambahan split dan ketentuan diskresi menteri diperluas,” ungkapnya. Sebab, sebelumnya diskresi menteri yang diberikan hanya 5 persen. Tetapi, sekarang yang diberikan bisa lebih dari itu.

Dia menyatakan, kebijakan bagi hasil gross split dikeluarkan karena penerimaan negara dalam dua tahun terakhir begitu minim. Bahkan, penerimaannya sering lebih kecil ketimbang cost recovery atau biaya operasi yang harus dibayar pemerintah. 

"Walaupun pemerintah telah menekan biaya operasi yang harus dibayar, penurunan pendapatan jauh lebih besar,” jelasnya.

Mengenai besaran bagi hasil yang tertulis dalam Peraturan Menteri No 8/2017, untuk minyak, negara mendapat bagian 53 persen dan kontraktor 47 persen. Lalu untuk gas, bagian negara adalah 58 persen dan kontraktor 42 persen. 

"ltu hanyalah patokan. Dalam proses negosiasi, kemungkinan intervensi dan penyalahgunaan kewenangan akan terjadi dan dampaknya berlangsung puluhan tahun sesuai dengan jangka waktu kontrak," kata Elan.

Untuk itu, negara perlu melakukan pengawasan yang ketat agar penerimaan negara, baik dari pajak maupun bagi hasil migas, bisa diselamatkan.

Di sisi lain, Kepala Perwakilan SKK Migas Jawa, Bali, dan Nusa Tenggara Ali Masyhar menjelaskan, pemanfaatan gas yang baru ditemukan di Kabupaten Rembang akan diarahkan untuk kepentingan industri lokal. Pihaknya telah menerima penyusunan rencana pengembangan (plan of development/ POD) PT Pertamina Hulu Energi Randugunting. Dalam proposalnya, kontraktor memperkirakan dapat berproduksi pada 2018. 

"Sekarang POD masih dalam evaluasi. Deal-nya setelah POD disetujui,” ujarnya.

Saat ini pemerintah Kabupaten Rembang juga sedang mempersiapkan BUMD untuk turut terlihat dalam memaksimalkan manfaat penemuan gas tersebut, tetapi belum dapat diperkirakan proses keterlibatan BUMD itu. 

"Saat ini lapangan 100 persen masih dikelola Pertamina" ucapnya.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, Sept 21, 2017

Waiting for Certainty of Tuban Block

Although the management of Tuban Block Working Area (WK) by Joint Gperating Body of Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJE ended on February 28, 2018, until now there is no official standby explanation that will manage the block) Tuban Block Work Area (WK) to be submitted JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government, will be handed over to Pertamina Hulu Energi (PHE).

"As far as I know, WK Block Tuban will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima in a press release on Monday (21/08/2017).

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by Pertamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed by Pertiamina EP Asset 4," said Didik.

WK Tuban Block which is divided into East Tuban Block covers Sidoarjo Regency, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency. The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies. At the beginning of the contract signing on 29 February 1988, WK Block Tuban covering an area of ​​7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is about 1,478 km2.

After obtaining a mandate to manage WK Block Tuban, the discovery of the first proved reserves in April 1994. The discovery of this first Reserve was named Field Mudi. The next discovery occurred in 2001 known as Sukowati field.

Prior to the global oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was 25,083 BOPD of crude oil and 25.73 MMCPD of gas (July 2014). The highest production JOB-PPEJ occurs in 2012 which could reach 48,000 barrels per day.

Now, due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB-PPEJproduction in Mudi and Sukowati Fields is controlled through well-care and innovation activities. The total number of active wells managed by JOB PPEJ at this time is 35 wells, with details of Sukowati Field 26 wells and Mudi Field 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. At Mudi well, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is around 1,100 - 1,200 BOPD.

"So is Sukowati whose water production is 19.000 - 20.000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," explained Senior Field Operations Superintendent Joint Operation Body of Pertamina Petrochina East java (OB PPEJ), Fauzy Mayanullah.

Petrochina Still Interested

Fauzy also said that Petrochina through its subsidiary, Petrochina International East Java Limited, is interested to re-participate in oil drilling at the border of Bojonegoro and Tuban. Currently negotiations are being held in connection with Petrochina's re-involvement in oil drilling in the Tuban block. Negotiated matters related to new cooperation opportunities and oil revenue sharing.

"We are negotiating with Pertamina for a new partnership," Fauzy said during Media Gathering JOB PPEJ in Banyuwangi, Thursday (7/9/2017).

Although, Fauzy acknowledged, in accordance with the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources in 2015, the management of the Tuban Block will be returned to Pertamina. However, Petrochina hopes to return to work with Pertamina or its subsidiaries.

"The possibility will be operated by a subsidiary of Pertamina. Due to direct entry to the upstream directorate there is Pertamina EP and Pertamina Hulu Energi, "he added.

Oil and gas production of Tuban Block is currently 4,000 barrels of oil equivalent per day (boepd). Potential reserves of 4 million barrels of oil equivalent (mmboe). Previously, the Government of East Java Province also admitted interested in managing the Tuban Block. In addition to efforts to approach the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), to manage the Upstream Oil and Gas business in Tuban Block managed by BUMD, East Java Provincial Government will also conduct economic studies.

Four district leaders, including Lamongan, Gresik, Tuban and Bojonegoro have also signed a Memorandum of Understanding (MOU) to manage the upstream oil and gas business in Tuban Block.

Furthermore, the Provincial Government of East Java together with four districts will soon develop an economic assessment of Tuban Block, which will be done by an independent consultant.

"The results of the economic assessment, will be the basis for the distribution of rights and obligations of each region or district, in the management of the Tuban Block later. For his study, it could involve SKK Migas and geologists from ITB, "said the Governor East Java Soekarwo, on Saturday (5/11/2016) ago.

Meanwhile, Head of East Java ESDM Service, Dewi Juniar Patriatni explained that East Java is the third largest oil and gas producer in Indonesia, after Riau and East Kalimantan.

"For the Tuban Block, it covers an area of ​​1,478 square kilometers, located in four districts. Namely, Lamongan, Tuban, Bojonegoro, and Gresik, "explained Dewi.

He also explained that in East Java there are 39 Cooperation Contract Contractors (KKKS) that conduct exploration, development, and production activities. Both onshore (on shore) and in the sea (off shore).

"Based on the Tuban Cooperation Oil and Gas Cooperation Contract, started on 29 February 1988 with Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ) operator, and KKKS Contractor will expire on February 28, 2018," he explained.

Whereas, in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 15 Year 2015 on the Management of the Oil and Gas Block Working Areas that will expire, the cooperation contract states that the management application to the minister is the fastest 10 years, and no later than two years before the contract expires!

IN INDONESIA

Menunggu Kepastian Blok Tuban

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban oleh EJoint Gperating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) berakhir pada 28 Februari 2018, hingga kini belum ada penjelasan resmi siaga yang akan mengelola blok itu. Wilayah Kerja (WK) Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya, akan dis-erahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

“Setahu saya, WK Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan gabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima dalam siaran pers pada Senin (21/8/2017).

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan, Lapangan Sukowati akan dikelola oleh Pertamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset 4,” kata Didik.

WK Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan. Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro. Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988, WK Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja tinggal sekitar 1.478 km2.

Setelah mendapatkan mandat mengelola WK Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada April 1994. Penemuan Cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi pada 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati.

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCPD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB PPEJ terjadi pada 2012 yang bisa mencapai 48.000 barel per hari.

Kini, akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan Mudi 9 sumur.

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Sumur Mudi saja, air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000 - 19.000 barel water per day (BWPD), sementara produksi minyak tinggal sekitar 1.100 - 1.200 BOPD.

“Begitu juga dengan Sukowati yang produksi airnya 19.000 - 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” jelas Senior Field Operations Superintendent joint Operation Body Pertamina Petrochina East java (]OB PPEJ), Fauzy Mayanullah.

Petrochina Tetap Berminat 

Fauzy juga mengatakan, Petrochina melalui anak perusahaannya, Petrochina Internasional East Java Limited, berminat untuk kembali ikut berpartisipasi dalam pengeboran minyak di perbatasan Bojonegoro dan Tuban ini. Saat ini sedang dilakukan perundingan terkait dengan keterlibatan kembali Petrochina dalam pengeboran minyak di blok Tuban. Hal-hal yang dirundingkan terkait peluang kerja sama baru dan pembagian hasil minyak.

“Kita sedang melakukan perundingan dengan Pertamina untuk kerjasama baru,” ujar Fauzy saat Media Gathering JOB PPEJ di Banyuwangi, Kamis (7/9/2017).

Meskipun, diakui Fauzy, sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM tahun 2015, pengelolaan Blok Tuban akan dikembalikan ke Pertamina. Namun besar harapan Petrochina untuk kembali bekerja sama dengan Pertamina ataupun anak perusahaannya.

“Kemungkinan akan dioperasionalkan oleh anak perusahaan Pertamina. Karena langsung masuk ke direktorat hulu disana ada Pertamina EP dan Pertamina Hulu Energi,” tambahnya.

Produksi migas Blok Tuban saat ini 4.000 barel setara minyak per hari (boepd). Potensi cadangannya 4 juta barel setara minyak (mmboe). Sebelumnya, Pemerintah Provinsi Jawa Timur juga mengaku berminat mengelolal Blok Tuban. Selain upaya pendekatan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), agar pengelolaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang ada di Blok Tuban dikelola oleh BUMD, Pemerintah Provinsi Jawa Timur juga akan melakukan kajian ekonomi.

Empat pimpinan kabupaten yang meliputi Lamongan, Gresik, Tuban dan Bojonegoro juga sudah menandatangani Nota Kesepahaman (MoU) dalam rangka pengelolaan usaha hulu minyak dan gas bumi yang ada di Blok Tuban.

Selanjutnya, Pemerintah Provinsi Jatim bersama empat kabupaten bakal segera menyusun kajian ekonomi Blok Tuban, yang bakal dilakukan oleh konsultan independen.

“Hasil dari kajian keekonomian tersebut, akan menjadi dasar pembagian hak dan kewajiban masing-masing daerah atau kabupaten, dalam pengelolaan Blok Tuban nantinya. Untuk kajian-nya, bisa melibatkan SKK Migas dan ahli geologi dari ITB,” kata Gubernur Jawa Timur Soekarwo, Sabtu (5/11/2016) lalu.

Sementara Kepala Dinas ESDM Jawa Timur saat masih dijabat Dewi Juniar Patriatni menjelaskan, bahwa Jawa Timur merupakan penghasil minyak dan gas bumi terbesar ketiga di Indonesia, setelah Riau dan Kalimantan Timur.

“Untuk Blok Tuban, meliputi kawasan seluas 1.478 kilometer persegi, yang berada di empat kabupaten. Yakni, Lamongan, Tuban, Bojonegoro, dan Gresik,” jelas Dewi.

la juga menjelaskan, di Jawa Timur terdapat 39 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang melakukan kegiatan eksplorasi, pengembangan, maupun produksi. Baik yang berada di darat (on shore) maupun di laut (off shore).

“Berdasarkan Kontrak Kerja Sama (KKS) Migas Blok Tuban, dimulai pada 29 Februari 1988 dengan operator Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB-PPEJ), dan Kontraktor Kontrak Kerjasa Sama (KKKS) ini akan berakhir pada 28 Februari 2018,” paparnya.

Sedangkan, pada Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Blok Minyak dan Gas Bumi yang akan berakhir, kontrak kerjasamanya disebutkan bahwa permohonan pengelolaan kepada menteri paling cepat 10 tahun, dan paling lambat dua tahun sebelum kontrak berakhir!

Global Energi, Page-30-31, Wednesday, Sept 20, 2017

IRR Oil and Gas Project Expected to Increase Up to 6.55%

7 contract immediately signed

The internal rate of return (IRR) of the oil and gas block using the gross spree contract refers to the Minister of Energy and  Mineral Resources Regulation No. 52/2017, no less competitive than referring to cost recovery contract. The IRR rate is predicted to rise  by 6.55%. Following the issuance of this new regulation, seven oil and gas contracts were signed shortly in early October.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar, said that in simulations that have been conducted on  several oil and gas blocks, the actual results show that IRR gross split contract is better than cost recovery. This condition is much better  than when the gross split contract is still referring to the old rule, namely Ministerial Regulation 8/20 2017. In this simulation seen, once  the reference is changed to Ministerial Regulation 52/2017, IRR oil and gas blocks rose significantly.

In some oil and gas blocks, the IRR increase is about 2-5%. However, there are also oil and gas blocks in the IRR this drastically  up by 12%. However, this oil and gas IRR averaged an increase of 6.55%.

"We modified one of the progressive split components, namely the cumulative oil and gas production. Then, add new component of  progressive split, that is price We also improve split variable based on field characteristic he said.

This refinement is called to answer the complaints and suggestions of oil and gas companies. Referring to Ministerial Regulation  8/2017, the contractor's split of the initial five years is far below the contract with the cost recovery scheme, from about 90% to 80%.  Although, the contractor's allocation in the gross split contract will then be better than cost recovery in subsequent years.

"We have to make the contractor's share in the first five years not much different from the cost recovery system and after that be better  than cost recovery," said Arcandra.

He specifies that there are eight points of improvement in Ministerial Regulation 52 / 2017. In detail, on the cumulative factor  of production there is an additional split up to 10%, from the split production phase can rise up to 10%, the existence of a plan of  development (POD 2) split 3%, from split hyodgers sulphide (H2S) split could increase to 5%, and infrastructure availability factor could  boost split up to 4%.

Not only that, the additional split as an impact of oil and gas price movements is calculated based on the formula. This makes  the oil and gas company a chance to get an additional 11.25% split on oil prices of US $ 40 per barrel and 5% when its gas price is only US  $ 5 per million British thermal units (mmbtu).

"We also open the split limit that can be given from ministerial discretion so that oil and gas blocks can be developed economically" he  said. 

This is to avoid any oil and gas blocks that the government wants to develop, but can not be economical after all incentives are given. World Bank Mining Expert Bryan C Land revealed that the economy of the oil and gas blocks is significant if the gross split  contract refers to Ministerial Regulation 8/20 2017. However, the revised beleid has made the IRR and nett present value (NPV) of oil and  gas blocks no worse than contract costs recovery, even in some cases can be higher.

Of course it remains to be seen whether efficiency is successful, but at least incentives are available, "he said. Only, he saw that  the implementation of gross split contract would be difficult to implement. The current gross split system is too complicated and its  implementation may not be as expected. Especially with the unique condition of each oil and gas block and additional split through the  minister's discretion, then it is possible that each contract should be renegotiated when POD is submitted.

"Then, the revision of this fiscal regime needs to be followed by improvements in the non-fiscal regime if Indonesia wants to attract more  upstream oil and gas investment," said Bryan.

Wait for Taxation

Chairman of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere states, changes in Ministerial Regulation 52/2017  quite enhance Indonesia's competitiveness in the oil and gas sector. However, it is waiting for certainty and clarity about the mechanism  of taxation that will be applied in this gross split contract. It asked the government to be careful in preparing this taxation mechanism so  as not to arise uncertainty.

"In the end, gross split and taxation contracts will have an impact on investors' economics," he said.

Arcandra said, the economic model used to compile the gross split tax refers to Government Regulation No. 27 of 2017.  However, PP 27/2017 itself only regulates taxation on oil and gas contract cost recovery. The latest progress in the preparation of the tax-free beleid of the gross split is the Ministry of Finance will invite the IPA.

 "The IPA will be invited to dialogue about the proposal we have submitted to the Ministry of Finance and convey its views," he said.

In his proposal, his party said that IPA wants a tax mechanism that is not much different from PP 27 / 2017. In line with  Christina, President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi also ask for tax certainty.

According to him, by using Ministerial Regulation 52/2017, the termination block assigned to his side is quite economical. It is  noted that there is no tax treatment and asset rental cost equal to Offshore North West Java (ONWJ) Block.

"This means that the tax remains 36.25% consisting of PPH, if the VAT and PBB remain," he said.

While the asset lease pegged 3-5% multiplied fair value plus 70% discount. Previously, Pertamina through PT Pertamina Hulu  Energi has signed offshore oil contracts Offshore North Westjava using a gross split contract. However, this block contract refers to the old  regulation, Ministerial Regulation 8/2017.

After the contract was signed earlier this year, the split block has been revised to be higher because to boost its economy, from  57.5% to 73.5% for oil and 62.5% to 81% for gas. Together with the split increase, Pertamina Hulu Energi becomes more aggressive in its  investment.

Ready to Sign Contract

Gunung Sarjono added that his side is ready to sign the termination block contract assigned to him. It has submitted a proposal  for the development of these blocks to the ESDM Ministry. Then, with the issuance of Ministerial Decree 52/2017, the five blocks handed  over to PHE have already reached a sufficient economy.

"So there is an additional split 67% (with Ministerial Regulation 52/2017) .If we see from the contractor take and NPV better," he said, his  side will also continue to make efficiency.

He said the economy of the oil and gas block with the scheme of gross split contract can be achieved in two ways. First, the  contractor makes efficiency. Secondly, if a split addition of vaxiabel split and progressive split can not boost the economy, the contractor  may request an additional which is a ministerial discretion.

As is known, the government commissioned Pertamina to manage eight working areas that will expire the contract. The eight  working areas are Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Ogan Komering Block, South Sumatera (JOB Pertamina- Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (Saka Energy, Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Central  Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie); Attaka Block, East Kalimantan (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron ) and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina).

PHE will manage five blocks, namely Tuban Block, Ogan Komering, South-east Sumatra, Lampung and North Sumatra Offshore.  The other two blocks will be managed by a new subsidiary of PT Pertamina, PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI). The entire block, said  Gunung, will be signed in the near future. "The eight blocks are targeted (signature contract) in late September or early October," he  explained.

Head of Special Unit for Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said that currently there is only one block  using the gross split contract. In the future, oil and gas block with cost recovery contract will decrease due to switch to gross split.

IN INDONESIA

IRR Proyek Migas Diperkirakan Naik Hingga 6,55 %

Tingkat pengembalian modal (internal rate of return/IRR) blok migas yang menggunakan kontrak gross sp/it mengacu  Peraturan Menteri ESDM No 52/2017, tidak kalah kompetitif jika dibandingkan mengacu kontrak cost recovery. Tingkat IRR diprediksi  bisa naik sekitar 6,55%. Pasca terbitnya aturan baru ini, tujuh kontrak migas segera diteken pada awal Oktober.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, dalam simulasi yang telah dilakukan pada beberapa blok migas, hasil simulai  justru menunjukkan IRR kontrak gross split lebih baik dibandingkan dengan cost recovery. Kondisi ini jauh lebih baik dibandingkan ketika  kontrak gross split masih mengacu aturan lama, yakni Peraturan Menteri 8/ 2017. Pada simulasi ini terlihat, begitu acuannya diubah  menjadi Peraturan Menteri 52/ 2017, IRR blok migas naik signifikan. 

Di beberapa blok migas, kenaikan IRR sekitar 2-5%. Namun, ada juga blok migas yang dalam siMulasi ini IRR-nya naik drastis  hingga 12%. Namun, IRR blok migas ini rata-rata naik 6,55%.

“Kami memodifikasi salah satu komponen progressive split, yakni kumulatif produksi migas. Kemudian, menambah komponen baru  progressive split, yaitu harga Kami juga memperbaiki variabel split berdasarkan karakteristik lapangan kata dia.

Perbaikan ini disebutnya untuk menjawab keluhan dan saran perusahaan migas. Pasalnya, mengacu Peraturan Menteri 8/ 2017, bagi hasil (split) kontraktor pada lima tahun awal memang jauh di bawah kontrak dengan skema cost recovery, yakni dari sekitar 90% ke 80%. Walaupun, jatah kontraktor dalam kontrak gross split ini kemudian akan lebih baik dibanding cost recovery di tahun-tahun  berikutnya.

“Kami harus membuat bagi hasil kontraktor pada lima tahun pertama tidak beda jauh dengan sistem cost recovery dan setelah itu  menjadi lebih baik dari cost recovery,” ujar Arcandra. 

Dia merinci, terdapat delapan poin perbaikan dalam Peraturan Menteri 52/ 2017. Rincinya, pada faktor kumulatif produksi  terdapat tambahan split hingga 10%, dari fase produksi split bisa naik hingga 10%, adanya rencana pengembangan lanjutan (plan of  development/ POD 2) menambah split 3%, dari kandungan hirodgen sulfida (H2S) split bisa meningkat sampai 5%, dan faktor  ketersediaan infrastruktur bisa mendongkrak split hingga 4%.

Tidak hanya itu, tambahan split sebagai dampak pergerakan harga minyak dan gas dihitung berdasarkan formula. Hal ini  membuat perusahaan migas berkesempatan mendapat tambahan split 11,25% pada harga minyak US$ 40 per barel dan 5% ketika harga  gas miliknya hanya US$ 5 per juta british thermal unit (mmbtu).

“Kami juga membuka batasan split yang bisa diberikan dari diskresi menteri sehingga blok migas bisa dikembangkan secara ekonomis"  tuturnya. Hal ini untuk menghindari adanya blok migas yang pemerintah ingin kembangkan, namun tidak bisa ekonomis setelah semua  insentif diberikan.

Ahli Pertambangan Bank Dunia Bryan C Land mengungkapkan, keekonomian blok migas turun signifikan jika kontrak gross split  mengacu pada Peraturan Menteri 8/ 2017. Namun, revisi beleid yang dilakukan telah membuat IRR dan nett present value (NPV) blok  migas tidak lebih buruk dari kontrak cost recovery, bahkan dalam beberapa kasus bisa lebih tinggi. 

Tentu saja masih harus diperhatikan apakah efisiensi berhasil dilakukan, tetapi setidaknya insentif sudah tersedia,” ujarnya.  Hanya saja, dia melihat bahwa penerapan kontrak gross split bakal sulit di implementasikan. Sistem gross split saat ini terlalu rumit dan  penerapannya bisa jadi tidak sesuai harapan. Terlebih dengan kondisi unik setiap blok migas dan tambahan split melalui diskresi menteri,  maka ada kemungkinan setiap kontrak harus direnegosiasi ketika POD diajukan.

“Kemudian, revisi rezim fiskal ini perlu diikuti dengan perbaikan di rezim non-fiskal jika Indonesia ingin menarik lebih banyak investasi  hulu migas,” tegas Bryan.

Tunggu Perpajakan

Ketua Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere menyatakan, perubahan dalam Peraturan Menteri 52/2017  cukup meningkatkan daya saing Indonesia di sektor migas. Namun, pihaknya menunggu kepastian dan kejelasan soal mekanisme  perpajakan yang akan diterapkan dalam kontrak gross split ini. Pihaknya meminta pemerintah berhati-hati dalam menyusun mekanisme  perpajakan ini agar tidak timbul ketidakpastian.

“Pada akhirnya, kontrak gross split dan perpajakan akan berdampak pada keekonomian investor,” kata dia. 

Arcandra menuturkan, model ekonomi yang digunakannya untuk menyusun pajak gross split mengacu pada Peraturan  Pemerintah No 27 Tahun 2017. Namun, PP 27/2017 sendiri hanya mengatur perpajakan pada kontrak migas cost recovery. Progres  terbaru penyusunan beleid pajak gross split ini yakni Kementerian Keuangan akan mengundang IPA.

 “IPA akan diajak berdialog tentang proposal yang telah kami masukkan ke Kementerian Keuangan dan menyampaikan pandangannya,”  tuturnya.

Dalam proposalnya, pihaknya menyampaikan bahwa IPA menginginkan mekanisme pajak yang tidak jauh berbeda dengan PP  27/ 2017. Senada dengan Christina, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi juga meminta kepastian perpajakan.

Menurutnya, dengan menggunakan Peraturan Menteri 52/ 2017, blok terminasi yang ditugaskan ke pihaknya sudah cukup  ekonomis. Hal ini dengan catatan tidak ada perlakuan pajak dan biaya sewa aset sama dengan Blok Offshore North West Java (ONWJ).

“Artinya tax tetap 36,25% yang terdiri dari PPH, kalau PPN dan PBB tetap,” ujarnya. 

Sementara sewa aset dipatok 3-5% dikali fair value ditambah diskon 70%. Sebelumnya, Pertamina melalui PT Pertamina Hulu  Energi telah meneken kontrak migas Blok Offshore North Westjava menggunakan kontrak gross split. Namun, kontrak blok ini mengacu  pada peraturan lama, yakni Peraturan Menteri 8/2017. 

Pasca kontrak diteken awal tahun, split blok ini telah direvisi menjadi lebih tinggi lantaran untuk mendongkrak keekonomiannya, yakni dari 57,5% menjadi 73,5% untuk minyak dan 62,5% menjadi 81% untuk gas. Bersama dengan kenaikan split,  Pertamina Hulu Energi menjadi lebih agresif dalam investasi.

Siap Teken Kontrak

Gunung Sarjono menambahkan pihaknya siap meneken kontrak blok terminasi yang ditugaskan kepadanya. Pihaknya telah  mengirimkan proposal rencana pengembangan blok-blok ini kepada Kementerian ESDM. Kemudian, dengan terbitnya Peraturan Menteri  52/2017, lima blok yang diserahkan pengelolaannya ke PHE sudah mencapai keekonomian yang mencukupi.

"Jadi ada tambahan split 67% (dengan Peraturan Menteri 52/ 2017). Ini kalau kami lihat dari contractor take maupun NPV lebih bagus,”  kata dia, Pihaknya juga akan terus melakukan efisiensi.

Dikatakannya, keekonomian blok migas dengan skema kontrak gross split ini dapat dicapai dengan dua cara. Pertama,  kontraktor melakukan efisiensi. Kedua, jika memang tambahan split dari vaxiabel split dan progressive split tidak dapat mendongkrak  keekonomian, kontraktor dapat meminta tambahan yang merupakan diskresi menteri.

Seperti diketahui, pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa  kontraknya. Delapan wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Blok Ogan Komering, Sumatera Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Saka Energi; Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited); Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie); Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron) dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina).

PHE akan mengelola lima blok, yaitu Blok Tuban, Ogan Komering, South-east Sumatera, Lampung, dan North Sumatera  Offshore. Sementara dua blok lainnya akan dikelola anak usaha PT Pertamina yang baru, yakni PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI).  Seluruh blok tersebut, kata Gunung, akan diteken kontraknya dalam waktu dekat “Delapan blok itu targetnya (tanda tangan kontrak)  akhir September atau awal Oktober,” jelasnya.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengatakan, saat  ini memang hanya satu blok yang menggunakan kontrak gross split. Ke depannya, blok migas dengan kontrak cost recovery akan  semakin berkurang karena beralih ke gross split.

Investor Daily, Page-7, Monday, Sept 11, 2017.