Pertamina Most Superior

PT Pertamina managed to outperform the company's international oil and gas from the company's net profit after it made a profit of up to US $ 2.83 billion in the third quarter / 2016 financial report third quarter / 2016, Pertamina surpass ExxonMobil, who finished second with a net profit of US $ 2.65 billion. Total occupied the third position with a profit of US $ 1.98 billion as the data cited by Bloomberg. BP, Shell, and Chevron finished fourth to sixth with a net income of each US $ 1.62 billion, US $ 1.38 billion and $ 1.28 billion.

    State oil and gas company neighbor Malaysia, Petronas, only ranks 15th with a net profit of US $ 0.3 billion. Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro said first position in terms of net profit achieved is the first time for the state-owned company. According to him, the key to the positive performance of Pertamina is efficiency performed effectively. He revealed that an advantage compared to the oil and gas company Pertamina another quarter III / 2016 is the ability to maintain the level of oil and gas production.

    According Wianda, although the cost of production in the upstream sector continued pressure, the same as other oil and gas company, Pertamina's production can actually be improved. Pertamina in terms of production cost [production costs] in the upstream can be reduced by almost 30%, but instead of oil and gas production can be maintained for a ride. It automatically inflate the profit earned by Pertamina. Wianda optimistic, the performance can be improved

IN INDONESIAN

Pertamina Paling Unggul

    PT Pertamina berhasil mengungguli perusahaan minyak dan gas bumi internasional dari sisi laba bersih setelah perseroan itu mencetak keuntungan hingga US$2,83 miliar hingga kuartal III/ 2016. Berdasarkan laporan keuangan kuartal III/2016, Pertamina mengungguli ExxonMobil yang menempati posisi kedua dengan laba bersih senilai US$2,65 miliar. Posisi ketiga ditempati Total dengan keuntungan senilai US$ 1,98 miliar seperti data yang dikutip dari Bloomberg. BP, Shell, dan Chevron menempati posisi keempat hingga keenam dengan perolehan laba bersih masing-masing US$1,62 miliar, US$ 1,38 miliar, dan US$1,28 miliar.

    Perusahaan migas asal Negeri Jiran Malaysia, Petronas, hanya menempati urutan ke-15 dengan laba bersih US$0,3 miliar. Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, posisi pertama dari sisi laba bersih yang diraih tersebut merupakan yang pertama kali bagi perusahaan pelat merah itu. Menurutnya, kunci dari positifnya kinerja Pertamina tersebut adalah efisiensi yang dilakukan secara efektif. Dia mengungkapkan, yang menjadi keunggulan Pertamina dibandingkan dengan perusahaan migas lain hingga kuartal III/2016 adalah kemampuan mempertahankan tingkat produksi migas.

    Menurut Wianda, kendati biaya produksi di sektor hulu terus ditekan, sama seperti perusahaan migas lainnya, produksi Pertamina justru bisa ditingkatkan. Pertamina dari sisi cost production [biaya produksi] di hulu bisa ditekan hampir 30%, tetapi produksi migas malah tetap bisa dipertahankan untuk naik. Hal tersebut otomatis melambungkan profit yang diperoleh oleh Pertamina. Wianda optimistis, kinerja tersebut bisa ditingkatkan.

Bisnis Indonesia, Page-5, Friday, Nov, 11, 2016

Tahun Depan Pasokan Minyak Dunia Diprediksi Kembali Berlimpah

Pasar minyak dunia berpotensi kembali mengalami surplus pada 2017, apabila Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) tak jadi memangkas produksinya. Badan Energi Internasional (IEA) dalam laporan terbarunya menyebutkan, surplus produksi tersebut a.l. disebabkan oleh meningkatnya pasokan dari negara-negara penghasil minyak, tetapi gagal diimbangi oleh permintaan. Dalam laporan bulanannya tersebut, IEA mengatakan pasokan minyak global naik 800.000 barel per hari pada Oktober menjadi 97,8 juta barel per hari.

    Jumlah tersebut naiknya produksi minyak negara OPEC dan juga menigkatnya produksi dari non-anggota OPEC Seperti Rusia, Brasil, Kanada dan Kazakhstan. IEA menambahkan, apabila negara anggota OPEC dan non-aggota tetap memacu produksinya pada kondisi normal, maka harga minyak berpotensi kembali jatuh. IEA yang berbasis di Paris ini memproyeksi pertumbuhan permintaan minyak pada 2017 akan tetap berada pada posisi 1,2 juta barel per hari. Konsumsi tersebut turun jauh dari 2015 yang berhasil menembus 1,8 juta barel per hari.

    Dalam pertemuan di Aljazair pada Oktober lalu, negara anggota OPEC siap untuk memangkas produksinya secara kolektif sebesar 700.000 barel per hari, dari kisaran produksi normalnya selama ini yang mencapai 33,24 juta barel per hari. IAE juga memprediksi permintaan China dan India relatif sama pada tahun depan. Kedua negara tersebut menjadi konsumen minyak terbesar di dunia. Lembaga tersebut melihat, kondisi perekonomian pada tahun masih belum akan membaik, sehingga memengaruhi aktivitas produksi terutama China dan India.

    Arab Saudi mengaku siap meningkatkan kembali produksi minyaknya, meskipun telah menyatakan siap membatasi produksinya pada pertemuan OPEC bulan lalu. Hal ini dilakukan lantaran Iran menolak ikut membatasi produksi minyaknya. Rencana Riyadh tersebut terungkap setelah lima pejabat Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) membeberkan hasil pertemuan para pejabat negara anggota dan non-anggota organisasi tersebut pada 28 Oktober lalu.

    Arab Saudi mengancam untuk meningkatkan produksi mereka hingga 11 juta-12 juta barel per hari karena Iran tak mau ikut membatasi produksinya. Saat ini, Arab Saudi telah memproduksi minyak sebesar 10,50 juta-10,70 juta barel per hari. Negara ini pun berkomitmen Lmtuk ikut serta dalam pemangkasan produksi minyak global dalam pertemuan OPEC di Aljazair Oktober lalu, demi memacu kembalinya harga minyak dunia. Iran berpotensi memicu konflik kembali dengan Arab Saudi setelah kembali menolak wacana pembatasan produksi minyak dalam pertemuan pada 28 Oktober lalu.

    Pertemuan informal di luar konferensi resmi OPEC pada 30 November tersebut, berakhir deadlock karena Riyadh maupun Teheran enggan menyamakan visi. Iran mengaku enggan untuk iktu membatasi produksi minyaknya lantaran embargo yang diberikan oleh Uni Eropa baru saja dicabut tahun ini. Mereka berdalih, pemompaan produksi minyak dalam jumlah besar, akan memulihkan kembali ladang dan industri minyak mereka yang selama ini mati suri karena embargo.

IN ENGLISH

Year Future World Oil Supply Predicted Back Amply

    The world oil market has the potential to come back to have a surplus in 2017, when the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) is not so cut production. The International Energy Agency (IEA) in its latest report said that the production surplus a.l. caused by increased supply from oil-producing countries, but failed to be offset by demand. In the monthly report, the IEA said global oil supply rose 800,000 barrels per day in October to 97.8 million barrels per day.

    The number of rising oil production of OPEC countries and the increasing production of non-OPEC members like Russia, Brazil, Canada and Kazakhstan. The IEA added that if OPEC members and non-aggota remain spur production in normal conditions, oil prices could potentially fall back. The Paris-based IEA is projecting world oil demand growth in 2017 will still be in a position of 1.2 million barrels per day. The consumption down considerably from 2015 broke through the 1.8 million barrels per day.

    In a meeting in Algeria in October, OPEC members are ready to cut production collectively amounting to 700,000 barrels per day, out of the range of normal production during these reach 33.24 million barrels per day. IAE also predicts demand from China and India is relatively the same in the next year. The two countries have become the largest oil consumer in the world. The agency view, the economic conditions in still yet to be improved, thus affecting production activities, especially China and India.

    Saudi Arabia claimed ready to increase its oil production back, although it has expressed readiness to restrict production in the OPEC meeting last month. This is done because Iran refused to participate limiting oil production. Riyadh's plan was revealed after five officials of the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) revealed the results of a meeting of officials of the member countries and non-members of the organization on 28 October.

    Saudi Arabia threatened to increase their production to 11 million-12 million barrels per day because Iran refused to go restrict production. Currently, Saudi Arabia has been producing oil of 10.50 million to 10.70 million barrels per day. The country is also committed Lmtuk participate in global oil production cuts in OPEC meeting in Algeria last October, to spur the return of world oil prices. Iran could potentially trigger renewed conflict with Saudi Arabia once again rejected the discourse restrictions on oil production at its meeting on October 28 last.

    The informal meeting outside the official conference of the OPEC on November 30, ending a deadlock because of Riyadh and Tehran are reluctant to create a unified vision. Iran claimed reluctant to iktu limit its oil production because of the embargo given by the European Union has just lifted this year. They argue, pumping oil production in large quantities, will restore their oil fields and industries that have been dormant because of the embargo.

Bisnis Indonesia, Halaman : 5 Jumat, 11 Nop 2016

Cadangan Minyak Tinggal 12 Tahun

    Penurunan kegiatan eksplorasi dan produksi minyak nasional akibat anjloknya harga minyak dunia menjadi lampu kuning bagi Indonesia. Pasalnya cadangan terbukti minyak mentah nasional saat ini tinggal 3,8 miliar barel yang akan habis dalam 12 tahun bila level produksi dipertahankan rata-rata 800 ribu barel per hari (bph). Cadangan gas dapat bertahan hingga 30 tahun, di bawah rata-rata cadangan migas global di kisaran 50 tahun. Bukan berarti ketika bicara masa produksi migas hanya tinggal beberapa tahun lagi lantas cadangan kita habis. Selama belum ada teknologi baru, artinya cadangan kita belum habis.

IN ENGLISH

Oil Reserves Live 12 Years 

    The decline in exploration and domestic oil production due to the falling world oil prices into a yellow light for Indonesia. Because the national crude oil proved reserves currently resides 3.8 billion barrels that will be exhausted in 12 years if maintained production levels average 800 thousand barrels per day (bpd). Gas reserves can last up to 30 years, under the average global oil and gas reserves in the range of 50 years. Not that when it comes to future oil and gas production just a few years away then our reserves run out. As long as there is no new technology, we reserve means have not been exhausted.

Media Indonesia, Halaman : 17, Jumat, 11 Nop 2016

Medco Kuasai 85 Persen Saham Blok A

PT Medco Energi Internasional Tbk mengumumkan akuisisi saham Kris Energy di Blok A, Aceh, sebesar 26,6 persen, Kesepakatan itu menunggu persetujuan pemerintah sebagai peniegang kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC). Kepala Eksekutif Medco Energi, Roberto Lorato, mengatakan transaksi ini ditargetkan selesai pada akhir tahun. Lorato mengatakan aksi korporasi ini merupakan langkah lanjutan untuk menguasai 85 persen saham di Blok A. Awalnya, Medco hanya memiliki 41,6 persen kepemilikan di wilayah kerja ini. Kemudian perusahaan ini mencaplok saham Japex pada Mei lalu sebesar 16,67 persen, sehingga kepemilikannya di Blok A rnencapai 58,34 persen.

Sebagai pengelola, Medco baru saja memulai pengembangan proyek gas Blok A tahap 1 bersarna konsorsium PT JGC Indonesia dan PT Encona Inti Industri (JEC). Konsorsiurn ini bersepakat mengerjakan tahap engineering procurement and construction. Proyek ini diperkirakan rampung B pada kuartal pertarna 2018. Gas produksinya bakal dijual kepada PT Pertam ina sebesar 58 billion British thermal unit per day (BBTUD) atau 198 trillion British thermal unit (TBTU) selama 13 tahun, berdasarkan perjanjian jual-beli gas yang disepakati pada tahun lalu.

Medco beberapa kali mengakuisisi blok minyak dan gas serta tambang mineral sejak akhir tahun lalu. Saat itu, Presiden Direktur Medco, Hilmi Panigoro, mengumumkan bakal ambil bagian dalam akuisisi sahani PT Newmont Nusa Tenggara. Niat tersebut baru terealisasi pada 2 November lalu melalui pembelian 50 persen saham Amman Mineral Investania. Induk usaha PT Amman Mineral Internasional yang membeli 82,2 persen saham Newmont.

Medco juga rnengambil 40 persen alias seluruh saham ConocoPhillips di South Natuna Sea Block B. Medco juga membeli Onshore Receiving Facility di Singapura, sekaligus mernperoleh hak pengelolaan West Natuna Transportation System (WNTS) di sepanjang perairan Kepulauan Riau. Medco masih menutup rapat-rapat soal uang yang dikucurkan untuk membiayai serangkaian ekspansi tersebut. Sumber pendanaan, Salah satunya berasal dari obligasi sebesar Rp 5 triliun. Penawaran pertama diajukan perusahaan pada Juni lalu dengan target pengumpulan dana Rp 1,5 triliun.

Analis Indosurya Securities, William Surya Wijaya, mengatakan akuisisi seharusnya bisa menyehatkan kinerja perusahaan untuk jangka panjang. Ekspansi perusahaan, menurut dia, jamak terjadi, khususnya di sektor ekstraktif. Mereka perlu menjaga kondisi perusahaan supaya stabil William.

IN ENGLISH

Medco Rule 85 Percent Share Block A

PT Medco Energi Internasional Tbk announced the acquisition of shares Kris Energy in Block A, Aceh, 26.6 percent, agreement was awaiting government approval as peniegang production sharing contracts (production sharing contract / PSC). Chief Executive Officer of Medco Energi, Roberto Lorato, said the transaction is targeted for completion by year end. Lorato said this corporate action is the next step to controlling 85 percent stake in Block A. Initially, Medco has only 41.6 per cent ownership interest in this work area. Then the company was annexed Japex shares in May by 16.67 percent, so its interest in Block A rnencapai 58.34 percent.

As a manager, Medco recently started the development of Block A gas project phase 1-associated consortium of PT JGC Indonesia and PT Inti Industrial Encona (JEC). This Konsorsiurn agreed to work on engineering procurement and construction phase. The project is expected to be completed pertarna B quarter 2018. Gas production will be sold to PT Mining, ina amounted to 58 billion British thermal units per day (BBTUD) or 198 trillion British thermal units (TBTU) for 13 years, based on the gas sale and purchase agreement is agreed in the past year.

Medco several times to acquire oil and gas blocks and mineral mines since the end of last year. At that time, President Director of Medco, Hilmi Panigoro, announced the acquisition will take part in sahani PT Newmont Nusa Tenggara. The intention was only realized on November 2 and then through the purchase of 50 percent stake in Mineral Investania Amman. The parent company of PT Amman International Minerals is buying 82.2 percent of Newmont shares.

Medco also rnengambil 40 percent of all shares alias ConocoPhillips in South Natuna Sea Block B. Medco also bought Onshore Receiving Facility in Singapore, as well as management rights mernperoleh West Natuna Transportation System (Wnts) along the waters of Riau Islands. Medco is still sealed about money disbursed to finance a series of such expansion. Sources of funding, one that comes from the bonds of Rp 5 trillion. The first offer the company filed last June with a fundraising target of Rp 1.5 trillion.

Indosurya Securities analyst, William Surya Wijaya, said the acquisition should be healthy for the long term performance of the company. Expansion of the company, according to him, the plural occur, particularly in the extractive sector. They need to keep conditions stable companies that William.

Koran Tempo, Halaman : 18, Jumat, 11 Nop 2016

Medco adds to stake with Aceh’s Block A gas field

    Indonesian energy company Medco Energi Internasional, through its subsidiary Medco E&P Malaka, has sealed another acquisition deal for a gas field amid a sluggish period for the oil and gas industry caused by low oil prices. The company announced on Wednesday that it had reached an
agreement to acquire a 26.67 percent stake in the Block A gas field in Aceh from its current partner KrisEnergy. Once the transfer of the participating interests has been agreed upon by the central and regional governments, Medco Energi’s operating interest in the gas field would increase to 85 percent while the remaining 15 percent would be owned by KrisEnergy.

    Currently, Medco Energi owns 58.34 percent of the block, while the remaining 41.66 percent belongs to KrisEnergy. The firm has yet to disclose the acquisition price. The acquisition took place back in May shortly after the Panigoro-controlled company acquired a 16.67 percent stake in the block from Japan Petroleum Exploration Co, Ltd. Medco Energi recently signed an engineering procurement and construction contract worth US$ 240 million to develop the first phase of the Block A gas field, with a consortium comprising JGC Indonesia and Encona Inti Industri.

    The gas field is scheduled to be on stream in the first quarter of 2018. Furthermore, Medco Energi will supply state-owned energy giant Pertamina with 58 billion British thermal units (BTU) of gas per day approximately equal to 198 trillion BTU over 13 years. Recapital Securities analyst Kiswoyo Adi Joe said Medco Energi had made the right decision, as the low global oil prices had reduced the value of oil and gas assets worldwide, providing investors with discounted acquisition costs.

    The benchmark US crude futures fell 59 cents to $ 44.39 a barrel in electronic trading on the New York Mercantile Exchange. The cost rose 21 cents to close at $45.48 a barrel in electronic trading on the New York Mercantile Exchange Thursday. Brent crude, used to price international oil, added 30 cents to make the price $46.60 a barrel in London. However, Kiswoyo predicted that oil prices would not increase significantly in the near future, as oil producing countries had yet to finalize a deal to curb production. Moreover, the US had also started to export its oil, which ledto a further increase in the world supply amid low demand. Medco Energi booked $48.8 million in net profits within the first nine months of this year, a rebound from a net loss of $46.7 million during the same period in 2015.

IN INDONESIA

Medco menambah saham dengan lapangan gas Aceh Blok A

    Perusahaan energi Indonesia Medco Energi Internasional, melalui anak usahanya Medco E & P Malaka, telah menutup kesepakatan akuisisi lain untuk lapangan gas di tengah periode lamban untuk industri minyak dan gas yang disebabkan oleh harga minyak yang rendah. Perusahaan ini mengumumkan pada hari Rabu bahwa mereka telah mencapai kesepakatan untuk mengakuisisi saham 26,67 persen di bidang gas Blok A di Aceh dari pasangan saat ini KrisEnergy. Setelah transfer kepentingan berpartisipasi telah disepakati oleh pemerintah pusat dan daerah, bunga operasi Medco Energi di bidang gas akan meningkat menjadi 85 persen sedangkan 15 persen sisanya akan dimiliki oleh KrisEnergy.

    Saat ini, Medco Energi memiliki 58,34 persen blok, sementara 41,66 persen sisanya milik KrisEnergy. perusahaan belum mengungkapkan harga akuisisi. Akuisisi ini berlangsung kembali pada bulan Mei tak lama setelah perusahaan Panigoro dikendalikan mengakuisisi saham 16,67 persen di blok dari Japan Petroleum Exploration Co, Ltd Medco Energi baru-baru ini menandatangani pengadaan rekayasa dan kontrak konstruksi senilai AS $ 240 juta untuk mengembangkan tahap pertama Blok A lapangan gas, dengan konsorsium yang terdiri JGC Indonesia dan Encona Inti Industri.

    Ladang gas dijadwalkan akan beroperasi pada kuartal pertama 2018. Selain itu, Medco Energi akan memasok energi milik negara raksasa Pertamina dengan 58 miliar unit British thermal (BTU) gas per hari kurang lebih sama dengan 198 Triliun BTU lebih dari 13 tahun . Analis Recapital Securities Kiswoyo Adi Joe mengatakan Medco Energi telah membuat keputusan yang tepat, karena harga minyak dunia yang rendah telah mengurangi nilai aset minyak dan gas di seluruh dunia, menyediakan investor dengan biaya akuisisi diskon.

    Patokan minyak mentah berjangka AS turun 59 sen menjadi $ 44,39 per barel di perdagangan elektronik di New York Mercantile Exchange. biaya naik 21 sen menjadi ditutup pada $ 45,48 per barel di perdagangan elektronik di New York Mercantile Exchange, Kamis. Minyak mentah Brent, yang digunakan untuk harga minyak internasional, menambahkan 30 sen untuk membuat harga $ 46,60 per barel di London. Namun, Kiswoyo memperkirakan bahwa harga minyak tidak akan meningkat secara signifikan dalam waktu dekat, sebagai negara penghasil minyak belum menyelesaikan kesepakatan untuk membatasi produksi.

    Selain itu, AS juga sudah mulai mengekspor minyak, yang ledto peningkatan lebih lanjut dalam pasokan dunia di tengah permintaan yang rendah. Medco Energi memesan $ 48.800.000 laba bersih dalam sembilan bulan pertama tahun ini, rebound dari kerugian bersih dari $ 46.700.000 pada periode yang sama pada tahun 2015.

Jakarta Post, Halaman : 14, Jumat, 11 Nop 2016

Cost Recovery Dipangkas, Investasi Migas Tak Berkurang

    Wakil Menteri Energi dan Surnber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, efisiensi cost recovery menjadi Salah satu upaya pemerintah untuk menggenjot kegiatan eksplorasi dan produksi migas nasional. Jika cost recovery bisa diefisiensikan, anggaran investasi yang dimiliki kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) bisa digunakan untuk kegiatan tambahan, seperti eksplorasi. Dia menjelaskan, ada beberapa cara mengurangi komponen investasi dalam cost recovery tanpa menekan besaran investasi migas setiap tahunnya.

    Pertama, besaran investasi sangat bergantung pada jenis teknologi yang digunakan untuk menggarap proyek. Bisa saja dengan menggunakan teknologi yang lebih murah, produksi migas yang diperoleh sama besarnya. Ini yang disebut sebagai penghematan cost recovery. Hal ini perlu dilakukan lantaran selama ini Indonesia relatif enggan mencoba teknologi baru. Padahal produksi shale oil Amerika Serikat bisa menaikkan produksi dua kali lipat dalam tujuh tahun, kata kuncinya adalah teknologi.

    Langkah berikutnya, pihaknya akan berupaya mempercepat proses sehingga pemboran eksplorasi bisa segera dilakukan. Di Indonesia, persiapan untuk pemboran sumur eksplorasi membutuhkan waktu bertahun-tahun. Padahal di Amerika Serikat, dalam dua pekan, perusahaan bisa langsung membor sumur migas. Perbaikan lainnya, yakni mengenai strategi kontrak untuk pembuatan desain awal hingga konstruksi. Di Indonesia, kontrak desain awal, desain rinci (front end engineering design/ FEED), serta rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (engineering, procurement, and construction/EPC) tidak boleh dikerjakan oleh perusahaan yang sama.
   
    Padahal skema membuat menjadi sulit memastikan perkiraan biaya proyek tidak meleset. Penghematan cost recovery ini akan dilakukan kasus per kasus. Untuk proyek yang investasinya telag disetujui dan dikucurkan, tidak akan diubah. Bagi proyek yang masih tahap memperoleh persetujuan rencana pengembangan (plan of development/POD), akan dilihat apakah biayanya dapat diturunkan. Anggota Dewan Energi Nasional (DEN) Andang Bachtiar memahami rencana pemerintah bukanlah memotong besaran cost recovery, tetapi mengefisienkannya.

    Artinya, dengan besaran cost recovery yang lebih kecil, hasil produksi migas tidak berkurang atau justru bertambah. Dia tidak menampik bahwa rencana ini akan berdampak pada iklim investasi migas. Rencana efisiensi cost recovery ini bukan berarti tidak bisa dilakukan. Menurutnya, jika pemerintah mau membuka dialog dan membahas secara rinci rencana ini dengan perusahaan migas, pasti dapat dipahami. Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam menuturkan, sebagai kontraktor, pihaknya tidak mengkhawatirkan pemotongan cost recovery. Pasalnya, bagi perseroan dan anak usahanya yang bergerak di hulu migas, selalu ada inisiatif yang berpatokan pada keekonomian proyek. Selama masih ekonomis, pembangunan infrastruktur dan fasilitas produksi akan dilakukan.

IN ENGLISH

Cost Recovery Trimmed, Not Reduce Oil and Gas Investment

    Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said, the efficiency cost recovery becomes One of the government's efforts to boost oil and gas exploration and production activities nationwide. If cost recovery could diefisiensikan, the budget's investment cooperation contract (PSC) could be used for additional activities, such as exploration. He explained that there are several ways to reduce the investment component in the cost recovery without suppressing the amount of oil and gas investment annually.

    First, the amount of investment is highly dependent on the type of technology used for work on the project. It could be using cheaper technology, oil and gas production gained as much. This is referred to as saving cost recovery. This is necessary because during this time Indonesia is relatively reluctant to try new technologies. Though US oil shale production could increase production doubled in seven years, said the key is technology.

    The next step, it will seek to speed up the process so that the exploration drilling can be done immediately. In Indonesia, preparations for drilling exploration wells takes many years. Whereas in the United States, in two weeks, the company can directly drill oil and gas wells. Other improvements, namely the contract strategy for the preparation of a preliminary design to construction. In Indonesia, the contract preliminary design, detailed design (front end engineering design / FEED) and engineering, procurement, and construction (engineering, procurement, and construction / EPC) should not be done by the same company.

    Whereas schemes make it difficult to make sure the estimated cost of the project will not be missed. Saving cost recovery will be done case by case. For telag investment projects approved and disbursed, it will not be changed. For projects still under approval development plan (plan of development / POD), to be seen whether the cost can be lowered. Members of the National Energy Council (DEN) Andang Bachtiar not understand the government's plan to cut the amount of cost recovery, but mengefisienkannya.

    That is, with the amount of cost recovery is smaller, the result of oil and gas production is not reduced or even increased. He does not deny that the plan will have an impact on oil and gas investment climate. Efficiency plan cost recovery does not mean that can not be done. According to him, if the government is willing to open a dialogue and discuss in detail this plan with oil and gas companies, must be understood. PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said that, as a contractor, it is not worried about cutting cost recovery. Because, for the company and its subsidiaries are engaged in the upstream oil and gas, there is always an initiative which is based on the economics of the project. While still economical, development of infrastructure and production facilities will be carried out.

Investor Daily, Halaman : 9, Jumat, 11 Nop 2016

Tak Ekonomis, Blok East Kalimantan Kurang Diminati

Blok East Kalimantan yang telah dinyatakan kontraknya tidak akan diperpanjang oleh Chevron Indonesia Company (CICO), tidak diminati oleh perusahaan migas lain. Pasalnya, blok ini tak lagi ekonomis untuk dikembangkan. Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, perseroan telah dipanggil Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) soal nasib Blok East Kalimantan tersebut. Mengingat lokasi blok yang berada di antaran Blok Mahakam dan Blok Sanga-Sanga, Blok East Kalimantan dapat diintegrasikan dengan kedua blok tersebut.

Tetapi sebetulnya kalau bicara soal keekonomian saja, mungkin tidak terlalu menarik. Daerah itu biar siapa saja tidak ada yang tertarik. Salah satu hal yang ditanyakan Kementerian ESDM kepada perseroan adalah usulan soal Blok East Kalimantan ini. Dia menyebut penyebab pengembangan Blok East Kalimantan tak ekonomis yakni beban dana ASR dari kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) sebelumnya. CICO selaku operator Blok East Kalimantan saat ini telah menyatakan tidak akan memperpanjang PSC yang berakhir pada 24 Oktober 2018 nanti.

Chevron tidak menjabarkan alasannya tidak melanjutkan kontrak. Pada saat kontrak berakhir, Chevron tercatat telah menggarap blok di Kalimantan Timur ini selama 50 tahun mengingat PSC diteken pada 1968. Menurut data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Blok East Kalimantan memproduksi minyak sebesar 17,76 ribu barel per hari (bph) sampai Agustus 2016 ini. Dalam keterangan resminya sebelumnya, Chevron menyatakan akan tetap menjaga kelangsungan operasi Blok East Kalimantan sampai kontrak berakhir.

Blok East Kalimantan merupakan produsen minyak terbesar kesembilan pada tahun ini. Pada 2016, realisasi produksi minyaknya telah melampaui target yang ditetapkan sebesar 15,2 ribu bph. Sementara pada tahun depan, blok ini ditargetkan dapat menghasilkan minyak lebih tinggi, yakni 17,7 ribu bph. Chevron juga menegaskan komitmennya untuk melanjutkan investasi di Indonesia. Chevron akan terus mendukung Indonesia mengembangkan sumber daya energi secara selamat, efisien, dan andal. Pada 31 Agustus lalu, Chevron mengumumkan produksi pertama dari Lapangan Bangka.

IN ENGLISH

Not Economical, Block East Kalimantan Less Interest

Block East Kalimantan which has been declared the contract will not be extended by Chevron Indonesia Company (CICO), not interested in other oil and gas companies. Because the block is no longer economical to deploy. PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the company has called the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) about the fate of the Block East Kalimantan. Given the location of the block is located in the Mahakam block conduction and Sanga-Sanga, East Kalimantan block can be integrated with both blocks.

But actually when it comes to economics, it might not be too appealing. Let anyone that area no one was interested. One might ask the Ministry of Energy to the company was the suggestion about this block East Kalimantan. She calls the cause of development uneconomic Block East Kalimantan namely ASR fund expenses of cooperation contracts (production sharing contract / PSC) before. CICO as the operator of Block East Kalimantan has now said it will not extend the PSC which ended on October 24, 2018 later.

Chevron does not elaborate on the reasons not to continue the contract. At the time the contract expires, Chevron noted to have worked on this block in East Kalimantan for 50 years given the PSC was signed in 1968. According to the Special Task Force of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), Block East Kalimantan oil production amounted to 17.76 thousand barrels per day (bpd) until August 2016. In a previous official statement, Chevron said it would maintain continuity of operation Block East Kalimantan until the contract expires.

Block East Kalimantan is the ninth largest oil producer this year. In 2016, the realization of oil production has exceeded the set target of 15.2 thousand bpd. While in the next year, this block is targeted to produce oil higher, at 17.7 thousand bpd. Chevron also confirmed its commitment to continue investing in Indonesia. Chevron will continue to support Indonesia to develop energy resources safely, efficiently, and reliably. On Aug. 31, Chevron announced first production from Bangka Field.

Investor Daily, Halaman : 9, Jumat, 11 Nop 2016

Tim Khusus agar Harga Gas Industri Tergerus

Guna mempercepat realisasi penurunan harga gas industri di kisaran US$6 per milion british thermal unit (mbtu), pemerintah membentuk tim teknis khusus. Tim kecil lintas sektor dari Kementerian ESDM, Kementerian Rerindustrian, Kementerian BUMN, dan Kementerian Keuangan akan diberi tenggat 10 hari untuk mengkaji reguiasi dan kebijakan penghambat upaya itu. Menteri Koordinator Bidang Perekonbmian Darmin Nasution mengatakan Pemerintah optimistis harga gas industri yang tidak kompetitif akan segera turun sebagaimana dimaktubkan Peraturan Presiden 40/2016.

Sebelumnya hanya industri pupuk, baja, dan kimia yang diprioritaskan menerima pemotongan harga gas berlandaskan multiplier eject yang lebih besar di sektor hilir dan dominasi gas dalam struktur biaya utama. Menteri ESDM Ignasius Jonan menambahkan kesepakatan harga dilevel US$6 per mmbtu itu baru dicapai untuk industri petrokimia. Harga gas di hulu masih mencapai 60% dari komponen rantai bisnis gas domestik. Untuk mencapai harga gas industri US$6 per MBTU, harga gas hulu harus di bawah US$ 4 per MBTU. Investor migas (KKKS) masih keberatan dengan harga gas di angka itu lantaran tidak ekonomis di tengah fluktuasi harga minyak dunia.

Belum (sepakat harga gas di hulu), masih dicari maksimumnya. Kita cari potensi penurunan harga mulai dari efisiensi belanja operasional (opex), belanja modal (capex), lalu mencari sumber alternatif paling murah dari hulu termasuk opsi importasi gas alam cair (LNG ) dengan mengacu skema zonasi,jelas Direktur Utama PT Pertamina (persero) Dwi Soetjipto.

IN ENGLISH

Special Teams that eroded Industrial Gas Prices

In order to accelerate the realization of the decline in industrial gas prices in the range of US $ 6 per million British thermal units (MBtu), the government formed a special technical team. The small team of cross-sector of the Ministry of Energy, Ministry of Industry, Ministry of SOEs, and the Ministry of Finance will be given a deadline of 10 days to assess reguiasi and policies that obstruct efforts. Coordinating Minister for Economic Affairs Nasution said the government is optimistic that gas prices are not competitive industry will soon go down as here among the Presidential Decree 40/2016.

Previously only the fertilizer industry, steel, and chemicals are prioritized to accept cuts in gas prices based multiplier eject larger in the downstream sector and the dominance of the main gas in the cost structure. EMR Minister Ignatius Jonan add a price agreement at the level of US $ 6 per mmbtu was only achieved for the petrochemical industry. The price of gas in the upstream is still reaching 60% of the domestic gas business chain components. To achieve industrial gas price of US $ 6 per MBtu, upstream gas price should be below US $ 4 per MBtu. Oil and gas investors (PSC) still objected to the price of gas in the figure because not economical in the middle of the fluctuations in world oil prices.

Yet (agreed price of gas in the upstream), is still being sought maximum. We are looking for potential price reductions ranging from efficiencies to operational expenditures (OPEX), capital expenditure (capex), and then look for alternative sources of the most inexpensive of the upstream including options importation of liquefied natural gas (LNG) with reference to zoning schemes, president director of PT Pertamina Dwi Soetjipto.

Media Indonesia, Halaman : 18, Kamis, 10 Nop 2016

Petrokimia Segera Nikmati Gas Murah

Pemerintah menyepakati harga gas untuk Industri petrokimia tak lebih dari US$ 6 per MMBtu. Harga tersebut sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, Ignasius Jonan, menyatakan kesepakatan harga gas untuk industri petrokimia tersebut dicapai dalam rapat koordinasi di kantor Kementerian Koordinator Perekonomian, Sektor lain sedang dibahas. Menurut Jonan, pemerintah akan segera membentuk tim kecil yang beranggotakan pejabat eselon I-II dari kementerian lembaga. Tim tersebut akan mengkaji formula penurunan harga gas untuk enam sektor industri dan empat sektor yang diusulkan Kementerian Perindustrian.

Berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016, acla tujuh sektor industri yang mendapatkan harga gas di bawah US$ 6, yaitu industri pupuk, petrokimia, oleochemical, baja, kerarnik, kaca, dan sarung tangan karet. Kementerian Perindustrian kemudian mengusulkan empat industri, yakni tekstil, alas kaki, makanan dan minuman, Serta pulp dan kertas. Jonan menuturkan, tim kecil sudah harus mengeluarkan formula harga pada akhir bulan ini. Dia berharap tujuh sektor industri sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 sudah bisa menikmati harga gas di bawah US$ 6 pada awal 2017.

Khusus industri pupuk dan baja, Jonan optimistis kesepakatan gas murah bisa diteken dalam waktu dekat. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja, mengatakan beberapa perusahaan pupuk, seperti PT Pupuk Iskandar Muda dan PED Petrokimia Gresik, bakal mendapatkan potongan harga gas. Begitu juga dengan PT Krakatau Steel, yang bakal mendapat harga gas murah dalam waktu dekat. Dia menolak menjelaskan formula harga gas murah yang sudah disepakati. Diskon harga, bisa diberikan dengan merevisi harga yang lebih fleksibel dengan mengikuti harga minyak dunia.

Sebelumnya, Wiratmaja menjelaskan alternati menurunkan harga gasm Di antaranya dengan menekan biaya operasi. cara itu bisa dilakukan dengan memangkas biaya jasa pengeboran. Selain penurunan harga, menurut dia, cara lain adalah mengurangi bagian negara dari bagi hasil dengan kontraktor. Opsi tersebut mampu memangkas harga gas di mulut sumur sekitar US$ 2-3 per MMBtu. Risikonya, penerimaan negara bisa hilang sebesar US$ 544 juta per tahun.

Menteri Perindustrian Airlangga Hartanto mengatakan kepastian penerima gas murah dikebut hingga 10 hari ke depan. Skema penurunan bakal dibahas dalam tim khusus beranggotakan pejabat eselon I dan II dari Kementerian Energi, Kementerian Perinddstrian, serta Kementerian Keuangan. Airlangga berkukuh empat industri usulannya bisa masuk dalam revisi Peraturan Presiden. Menteri Koordinator Perekonomian Darmin Nasution mengatakan usul tambahan empat industri tersebut belum bisa diterima dalam waktu dekat.

Revisi yang disepakati baru terkait dengan masuknya klausul pembatasan margin niaga gas (regulated margin) yang diatur dalam Peraturan Menteri Energi Nomor 19 Tahun 2009 tentang Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa. Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi, Andy Noorsaman Sommeng, mengatakan pembatasan margin berpotensi menurunkan harga US$ 1,5 per MMBtu. Andy mengusulkan pembenahan jalur distrtbusi gas yang dikuasai pengusaha niaga (trader) bermodal kertas. Kementerian Energi menargetkan penataan trader rampung dalam dua tahun.

IN ENGLISH

Petrochemical soon Enjoy Cheap Gas

The government agreed on the price of gas for the petrochemical industry is no more than US $ 6 per MMBtu. The price in accordance with the Presidential Decree No. 40 of 2016. The Minister of Energy and Mineral Resources, Ignatius Jonan, said the deal price of gas for the petrochemical industry achieved in the coordination meeting at the office of Coordinating Minister for the Economy, other sectors are being discussed. According Jonan, the government will soon form a small team consisting of echelon I - II of the ministries. The team will study the formula of gas price reduction for six industrial sectors and four sectors proposed the Ministry of Industry.

Based on Presidential Decree No. 40 of 2016, Acla seven industry sectors to get gas prices below $ 6, which is the fertilizer industry, petrochemical, oleochemical, steel, ceramics, glass, and rubber gloves. The Ministry of Industry then proposed four industries, namely textiles, footwear, food and beverages, as well as pulp and paper. Jonan said that small teams already have to spend a pricing formula at the end of this month. He hoped seven industry sectors in accordance with the Presidential Decree Number 40 Year 2016 can enjoy gas prices below $ 6 at the beginning of 2017.

Specialty fertilizers and steel industry, Jonan's optimistic that the gas deal could be signed in the near future. Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja, said some fertilizer companies, such as PT Pupuk Iskandar Muda and PED Gresik Petro Chemical, will get a discount gas. Likewise with PT Krakatau Steel, which will get cheap gas prices in the near future. She refused to cheap gas price formula had been agreed. Price discounts may be given to revise the price of a more flexible by following the world oil prices.

Previously, Wiratmaja explain alternati reduce prices gasm Among them by pressing the operating costs. how it can be done by cutting the cost of drilling services. In addition to falling prices, according to him, the other way is to reduce the state's share of the profits with the contractor. The option is able to cut the price of gas at the mouth of the well of approximately US $ 2-3 per MMBtu. The risk, state revenue could be lost at US $ 544 million per year.

Minister of Industry Airlangga Hartanto said certainty recipient cheap gas accelerated to 10 days ahead. Reduction scheme will be discussed in a special team consisting of echelon I and II of the Ministry of Energy, Ministry of Industry, and the Ministry of Finance. Airlangga persists in four industry proposals can be included in the revision of Presidential Decree. Coordinating Minister for Economic Nasution said four additional proposals that industry can not be accepted in the near future.

The new revision of the agreed limitation clause relating to the entry of gas trading margin (regulated margin) set out in Regulation of the Minister of Energy No. 19 of 2009 on Business Activities of Natural Gas Pipeline Through. Head of Downstream Regulatory Agency for Oil and Gas, Andy Noorsaman Sommeng, said the restrictions margin potentially lower the price of $ 1.5 per MMBtu. Andy proposes revamping the gas distribution channels controlled by commercial entrepreneurs (traders) capitalized paper. The Ministry of Energy is targeting trader arrangement completed in two years.

Koran Tempo, Halaman : 13, Kamis, 10 Nop 2016

Pertamina Berpeluang Kelola Blok Sanga-Sanga

PT Pertamina memiliki posisi yang kuat untuk bisa mengelola Blok Sanga-Sanga pasca habisnya kontrak pengelolaan Wilayah kerja minyak dan gas di Kalimantan Timur tersebut pada Agustus 2018. Pengamat energi dari Refor Miner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, keunggulan Pertamina yang paling utama adalah memiliki perlindungan hukum yang kuat, yakni Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 15 Tahun 2015 dan Permen ESDM Nomor 30 Tahun 2016 tentang pengelolaan Wilayah kerja minyak dan gas bumi yang akan berakhir kontrak kerja samanya.

Hak partisipasi Sanga-Sanga dikuasai BP East Kalimantan sebesar 26,25%, Lasmo Sanga Sanga 26,25%, Virginia Indonesia Co LLC 7,5%, OPICOIL Houston Inc sebesar 20%, Universe Gas & Oil Company 4,37%, dan Virginia International Co LLC 15,63%. Saat ini, PT VICO Indonesia menjadi operator Blok Sanga-Sanga. Per 30 Juni 2016, SKK Migas mencatat Blok Sanga-Sanga telah menyumbang lifting atau produksi siap jual minyak sebanyak 18 ribu barel per hari. Sedangkan lifting gas sebanyak 31 ribu barel oil ekuivalen per hari (BOEPD). Komaidi menjelaskan Pertamina juga badan usaha milik negara (BUMN) yang 100% sahamnya dimiliki Negara.

Dengan demikian, Pertamina lebih mudah mengarahkan kebijakan korporasinya. Ketua Komisi VII DPR Gus Irawan Pasaribu mengatakan, Pertamina sudah cukup berpen- galaman di sektor hulu migas dan sisi iinansial juga kuat untuk mendukung operasional Blok Sanga-Sanga. Menurut Gus Irawan, Pertamina diharapkan bisa meningkatkan kinerja operasi Blok Sanga-Sanga. Dengan peningkatan produksi siap jual (lifting) tentunya akan menambah pemasukan negara, baik dari pajak maupun bukan pajak nantinya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, Pertamina sudah memasukkan proposal untuk pengelolaan Blok Sanga-Sanga ke Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) dan juga pemerintah. Pertamina berencana mengintegrasikan Blok Sanga-Sanga dengan fasilitas produksi migas milik perseroan lainnya di Wilayah Kalimantan. Apalagi setelah Blok Mahakam akan mulai dioperasi Pertamina mulai awal 2018. Selain Sanga-Sanga, Pertamina juga berencana untuk mengambil alih Blok East Kalimantan yang akan berakhir kontraknya pada Agustus 2018. Saat ini Blok East Kalimantan dikelola PT Chevron Indonesia Company.

Kebetulan East Kalimantan di utara dan selatan ada Mahakam, dan ada juga Sanga-Sanga. Secara keseluruhan jadi satu kompleks, nanti diintegrasikan. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menargetkan tahun ini sudah ada keputusan nasib Blok Sanga-Sanga setelah kontraknya berakhir. Tujuannya agar ada kepastian investasi bagi operator di blok yang sudah beroperasi 50 tahun itu.

IN ENGLISH

Chance Pertamina Manage Sanga-Sanga

PT Pertamina has a strong position to be able to manage Sanga-Sanga management contract expired after the work areas of oil and gas in the East Kalimantan August 2018. Observers energy of Refor Miner Institute Komaidi Notonegoro said Pertamina most important advantage is to have legal protection strong, namely the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 15 of 2015 and ESDM No. 30 of 2016 on the management of work areas of oil and gas that will end its cooperation contract.

Sanga-Sanga participation rights controlled by BP East Kalimantan, 26.25%, 26.25% Lasmo Sanga Sanga, Virginia Indonesia Co. LLC 7.5%, OPICOIL Houston Inc. by 20%, Universe Gas & Oil Company 4.37%, and Virginia International Co LLC 15.63%. Currently, PT VICO Indonesia the operator of Sanga-Sanga. As of June 30, 2016, SKK Migas recorded Sanga-Sanga has contributed lifting or production is ready to sell as many as 18 thousand barrels of oil per day. While the gas lifting as much as 31 thousand barrels of oil equivalent per day (BOEPD). Komaidi explained Pertamina also state-owned enterprises (SOEs) which is 100% owned by the State.

Thus, Pertamina easier to steer corporate policy. Chairman of House Commission VII Gus Irawan Pasaribu said, Pertamina has enough experience in the upstream oil and gas sector and the financial side too strong to support the operation of Sanga-Sanga. According to Gus Irawan, Pertamina is expected to improve the operating performance Sanga-Sanga. With the increase in production ready for sale (lifting) will certainly add to the country's revenue, both from tax and non-tax later.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said, Pertamina already submitted proposals for the management of Sanga-Sanga Special Unit to the Upstream Oil and Gas (SKK Migas) and also the government. Pertamina plans to integrate the Sanga-Sanga with oil and gas production facilities belonging to another company in Kalimantan. Especially after the Mahakam block Pertamina will start operation from early 2018. In addition to Sanga-Sanga, Pertamina also plans to take over Block East Kalimantan that will end his contract in August 2018. East Kalimantan block currently managed by PT Chevron Indonesia Company.

Incidentally East Kalimantan in the north and the south there Mahakam, and there is also Sanga-Sanga. Overall become a complex, integrated later. Ministry of Energy and Mineral Resources said this year has been no decision Sanga-Sanga fate after the contract expires. The goal is that no investment certainty for operators in the block which has been operating 50 years.

Investor Daily, Halaman : 9, Kamis, 10 Nop 2016