JV Disepakati Pekan Depan

    PT Pertamina berharap kesepakatan pembentukan perusahaan patungan (joint venture/JV) untuk pengembangan kapasitas kilang Cilacap dengan Saudi Aramco dapat dilakukan pada 22 Desember 2016. Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi menjelaskan, Dirut Pertamina Dwi Soetjipto dijadwalkan bertemu dengan Chief Executive Officer (CEO) Saudi Aramco pada 22 Desember 2016 di Jakarta.

    Hardadi tidak merinci isi pertemuan tersebut. Menurutnya, pertemuan tersebut direncanakan membahas kelanjutan proyek peningkatan dan perbaikan kapasitas Kilang Cilacap. Sementara itu, pembentukan perusahaan patungan dibutuhkan sebagai pelaksana proyek revitalisasi Kilang Cilacap. Pertemuan ini diharapkan menandatangani suatu perjanjian [pembentukan perusahaan patungan]. Tentu nanti diskusi apa yang ditawarkan lebih lanjut.

    Hardadi menjelaskan, kedua belah pihak telah menjalin komunikasi dengan baik. Pertamina dan perusahaan migas milik Arab Saudi tersebut berkeinginan, untuk melanjutkan proyek Kilang Cilacap. Menurutnya, dalam diskusi yang dilakukan, kedua belah pihak merespons dengan Cukup baik kelanjutan proyek Kilang Cilacap. Kedua belah pihak mengisi klausul dengan sangat komprehensif. Pertamina dan  Saudi Aramco telah memperpanjang kesepakatan atau head of agreement (HOA) yang menjadi dasar pembahasan proyek Kilang Cilacap.

    Kesepakatan itu diperpanjang dari semula berakhir pada 26 November 2016 menjadi 31 Desember 2016. Dengan demikian dalam jangka waktu perpan- jangan tersebut keputusan soal kerja sama Pertamina dengan Aramco harus tercapai. Proyek peningkatan kapasitas Kilang Cilacap ditargetkan selesai pada 2022 dengan nilai investasi US$ 4,5 miliar. Kapasitas Kilang Cilacap akan dinaikkan menjadi 370.000 barel per hari (bph) dari saat ini 340.000 bph.

    Pertamina sedang fokus untuk merealisasikan enam mega proyek kilang minyak. Keenam proyek telsebut terdili dari empat proyek peningkatan kapasitas atau refinery development master plan (RDMP) Kilang Balikpapan, Kilang Cliacap, Kilang Dumai, dan Kilang Balongan. Selain itu, Pertamina akan membangun dua kilang baru yaitu Kilang Tuban dan Kilang Bontang. Menurut Hardadi, proyekf revitalisasi kilang memiliki tingkat kesulitan 2-3 kali dibandingkan dengan kilang baru karena dibangun di tengah-tengah unit kilang yang telah ada dan beroperasi.


IN ENGLISH

Joint Venture Agreed next week

    PT Pertamina expects the agreement to establish a joint venture (joint venture / JV) for the development of the capacity of the Cilacap refinery with Saudi Aramco can be done on December 22, 2016. Director of Processing and Petrochemical Pertamina megaproject Hardadi Rachmat explained, Pertamina president director Dwi Soetjipto scheduled to meet with the Chief Executive Officer (CEO ) Saudi Aramco on December 22, 2016 in Jakarta.

    Hardadi did not specify the content of the meeting. According to him, the meeting planned to discuss the continuation and improvement projects increase the capacity of Cilacap. Meanwhile, the formation of joint ventures are needed as the executor of the Cilacap refinery revitalization project. The meeting is expected to sign an agreement [the joint venture]. Of course later discussion of what is on offer further.

    Hardadi explained, the two sides have established good communication. Owned oil and gas company Pertamina and Saudi Arabia are eager to continue the Cilacap refinery project. According to him, in the discussions, both parties responded with Pretty good continuation of the Cilacap refinery project. Both sides filled with very comprehensive clause. Pertamina and Saudi Aramco has extended an agreement or a head of agreement (HOA), which became the basis of the discussion of the Cilacap refinery project.

    The agreement was extended from the originally expired on 26 November 2016 to December 31, 2016. Thus the period and extending the decision on cooperation with Aramco Pertamina must be reached. The Cilacap refinery capacity building project is targeted for completion by 2022 with an investment of US $ 4.5 billion. The Cilacap refinery capacity will be increased to 370,000 barrels per day (bpd) from the current 340,000 bpd.

    Pertamina is focused on the realization of the six mega oil refinery project. The sixth project telsebut terdili of four or refinery capacity enhancement project development master plan (RDMP) Balikpapan refinery, Cliacap Refinery, Refinery Dumai and Balongan refinery. In addition, the company will build two new refineries namely Tuban refinery and Bontang. According Hardadi, proyekf revitalization of the refinery has a difficulty level of 2-3 times compared with the new refinery built in time for the existing refinery units and operations.

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Dec,15,2016

Chevron Ajukan Dana Pemulihan Lingkungan

    PT Chevron Pacific Indonesia telah mengajukan anggaran untuk kegiatan pasca-operasi berupa pembongkaran permanen fasilitas produksi dan sarana penunjang serta pemulihan lingkungan di Blok East Kalimantan. Direktur Teknik dan Lingkungan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, Chevron telah mengajukan anggaran untuk melakukan kegiatan pemulihan lingkungan (abandonment and site restoration/ASR) di Blok East Kalimantan.

    Kontrak Blok East Kalimantan yang dioperatori Chevron itu akan berakhir pada 2018. Dia memperkirakan, biaya yang dikeluarkan untuk menutup secara permanen sumur minyak di blok tersebut sekitar US$1.000 per sumur. Sementara itu, wilayah kerja migas yang akan dikelola oleh Pertamina itu terdapat sekitar 1.500 sumur aktif. Djoko menyebut, pihaknya masih menghitung jumlah sumur migas yang akan ditutup secara permanen dan sementara agar biaya yang dikeluarkan kontraktor lama (Chevron) dan operator baru (Pertamina) lebih efisien.

    Cadangan minyak yang tersisa pada suatu sumur, katanya, menjadi pertimbangan penutupan secara permanen atau sementara. Menurutnya, kendati dalam kontrak kerja sama yang ditandatangani belum menyebut secara tegas pihak yang menanggung biaya ASR,,kontraktor tetap memiliki kewajiban untuk melakukan kegiatan setelah Operasi sebelum kontrak berakhir. Dalam kontrak, terdapat satu klausul yang menjadi dasar penetapan kewajiban penyisihan dana ASR.

    Menurutnya, klausul untuk mengikuti peraturan yang berlaku bisa diterjemahkan bahwa pemerintah berhak menagih komitmen terkait kegiatan setelah operasi. Alokasi dana ASR diatur dalam Peraturan Pemerintah N 0. 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, kontraktor wajib mengalokasikan dana untuk melakukan pemulihan lahan. Dana harus disepakati karena akan tertulis dalam kontrak kerja sama sebagai dana cadangan khusus.

    Kendati wajib mencadangkan dana pemulihan lingkungan, anggaran itu termasuk salah satu jenis biaya Operasi yang dikembalikan pemerintah. Dalam Pasal 13, Peraturan Pemerintah No.79/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, alokasi dana ASR merupakan jenis biaya operasi yang dapat dikembalikan dalam penghitungan bagi hasil dari pajak penghasilan.

    Realisasi biaya ASR bisa dikembalikan bila lebih kecil dari biaya yang dicadangkan pada rekening bersama Badan Pelaksana dan kontraktor melalui proses persetujuan Kepala Badan Pelaksana. Tidak semua aturan di-copy paste ke kontrak. Cukup satu pasal sapu jagat, wajib mengikuti peraturan yang berlaku. Dalam kontrak, katanya, ASR wajib dilakukan setiap kontraktor sebelum meninggalkan wilayah kerja. Hal itulah, ujar Djoko, yang akan diterapkan pada kontrak kerja sama lainnya yang akan habis masa berlakunya.

    Seperti diketahui, hingga 2025 terdapat 35 wilayah kerja yang akan habis masa kontrak. Sebelumnya, Vice President Policy, Government dan Public Affair Chevron Yanto Sianipar mengatakan, sebagai operator, pihaknya menjalankan kegiatan sesuai dengan pengelolaan lingkungan yang diterapkan Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan. Oleh karena itu, pihaknya akan menjalankan kegiatan pemulihan lingkungan di Blok East Kalimantan. Produksi minyak di East Kalimantan sebanyak 24.000 barel per hari (bph) dan gas 60 MMscfd. Blok tersebut dikembalikan Chevron kepada pemerintah pada awal 2016.

IN ENGLISH

Ask Chevron Environmental Restoration Fund
    PT Chevron Pacific Indonesia has proposed a budget for post-operative activities in the form of permanent dismantling of production facilities and supporting infrastructure and environmental restoration in Block East Kalimantan. Director of Engineering and the Environment Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Djoko Siswanto said, Chevron has submitted a budget to carry out environmental restoration activities (abandonment and site restoration / ASR) in Block East Kalimantan.

    Contract Block East Kalimantan is operated Chevron will end in 2018. He estimated that the cost to permanently shut down oil wells in the block around US $ 1,000 per well. Meanwhile, oil and gas working areas which will be managed by Pertamina that there are approximately 1,500 active wells. Djoko said, it was still calculating the amount of oil and gas wells which will be closed permanently and temporarily so that the costs incurred old contractor (Chevron) and the new operator (Pertamina) more efficiently.

    The remaining oil reserves in a well, he said, be considered to permanently or temporarily. According to him, despite the cooperation contract signed yet expressly mention the parties who bear the costs of ASR ,, the contractor retains the obligation to conduct after the operation before the contract expires. In the contract, there is a clause which became the basis for setting aside funds ASR obligations.

    According to him, the clause to follow the regulations can be interpreted that the government is entitled to collect commitments related activities after surgery. ASR fund allocation stipulated in Government Regulation N 0 35/2004 on Upstream Oil and Gas, the contractor must allocate funds for the restoration of land. Funds must be agreed as it will be written in the same employment contract as a special reserve fund.

    Despite the recovery of funds required to back up the environment, the budget that includes one type of operation costs are refunded by the government. In Article 13 of Government Regulation No.79 / 2010 on Costs and Operating Refundable Income Tax Treatment in the Field Upstream Oil and Gas, the allocation of funds ASR is a kind of operating costs that can be restored in the calculation for the result of the income tax.

    Realisation costs could be refunded if the ASR is less than the cost of which is backed up on a joint account Implementing Agency and contractors through the approval process Chief Executive Agency. Not all the rules in the copy and paste into a contract. Just one chapter broom universe, obliged to follow the regulations. In the contract, he said, ASR must be done every contractor before leaving the work area. That, said Djoko, which will be applied to other cooperation contract that will expire.

    As is known, until 2025 there were 35 work area will be out of contract. Earlier, Vice President of Policy, Government and Public Affairs Chevron Sianipar Yanto said, as the operator, it runs activities in accordance with applicable environmental management Ministry of Environment and Forestry. Therefore, it would run the environmental recovery activities in Block East Kalimantan. Oil production in East Kalimantan as much as 24,000 barrels per day (bpd) and gas of 60 MMSCFD. The block Chevron returned to the government in early 2016.

Bisnis Indonesia, Page-30,thursday, Dec,15,2016

Oil and Gas Outlook Still Gloomy Next Year

    Despite potential crude price hikes after a ncarly lwo-year slump, the upstream oil and gas sector may not benefit much from higher global investment duc to overbearing policies and lack of business certainty. Global crude  price has gained around 17 percent since the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) agreed to cut output by 1.2 million barrels of oil per day (bpod) next year, according to Bloomberg.

    Although the output reduction will only be partially applied by its members, lower production will still lead to an annual crude price average of US$53 to $58 per barrel on benchmark Brent Crude, according to energy think tank Wood Mackenzie. Prices may further increase to $60 to $65 per barrel by May next year if non-OPEC members meet their commitment to trimoutput by 558,000 bopd.

    According to Andrew Harwood, Wood Mackenzie’s Asia Pacific research director for upstream oil and gas, global investment in exploration and production activities, in line with the price trend, global investment in exploration and production activities will also climb to $450 billion, up 3 percent from this year, despite still 40 percent below investment in 2014. In addition, around 20 to 25 financial investment decisions will be completed in 2012 rising exponentially from a measly nine this year.

    In spite of this brighter outlook, the energy consultancy group predicts Indonesia would not benefit from higher crude prices as well as bigger global investment due to the country’s notorious reputation of rampant red tape. “On a pure fiscal basis, Indonesia compares with some of the countries we’ve mentioned,” Harwood said at the 2016 Pertamina Energy Forum on Tuesday. “What investors are looking for, though, is legal certainty and policies that stimulate investment and I think that is an area where Indonesia falls down.”

    Indonesia falls into the category of countries with high prospectivity and fiscal attractiveness to lure investment, which also include the United States and Australia. Despite this potential, as of end of November, investment in the upstream oil and gas sector only stood at US$10.43 billion, comprising $10.3 billion for production activities and $309 million forexploration activities, according to data from the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKKMigas).

    Although the government aims to garner $ 12.05 billion, total investment is expected to reach only $ 11.4 billion, dropping from about $14 billion booked last year.  Several major investors, including Total E&P Indonesie, Chevron Indonesian and ConocoPhillips Indonesia, will likely decrease their investment in Indonesia, according to the consultancy group.

    Acknowledging ongoing policy reforms, Harwood, however, noted that the efforts to address red tape did not run as rapidly as expected, while the offered fiscal terms remained undesirable. “More needs to be done and quicker, and you’re not going to see the tangible benefits of it, for example more wells, more investment until toward the end of this decade,” he said.

    Oil and gas industry players also shared similar concerns. Indonesian Chamber of Commerce and Industry (Kadin) head of energy oil and gas regulations Firlie Ganinduto maintained a gloomy outlook, particularly about domestic oil exploration, as investors would be reluctant to place their money without legal certainty.

    “Basically they all want to invest in a long-term plan, at least for around10 to 20 years. But it’s hard to convince them if we change regulations each time a new president, or even a new minister, takes oflice,” Firlie said. All players were waiting to see the results of the government’s plan to replace the cost recovery scheme for the upstream oil and gas industry with the so-called gross-split sliding scale, he added.

IN INDONESIA

Pemerintah Berbicara tentang Gross Split

    Pemerintah berencana untuk menerapkan split skema kotor dalam pengelolaan proyek minyak dan gas nasional. Skema berpisah dari yang direncanakan kotor Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merupakan salah satu solusi untuk menekan dana yang dialokasikan setiap tahun dalam APBN (APBN) sebagai pengganti dari hulu biaya operasi minyak dan gas (cost recovery). Bisnis tidak dapat menerima referensi untuk skema perpecahan kotor yang akan dijalankan oleh pemerintah.

    Skema ini disebut untuk mengubur bisnis dalam negeri, terutama yang mendukung industri minyak dan gas. Wakil Ketua Kamar Dagang dan Industri (Kadin) Indonesia Sektor Migas Bobby Gafur mengatakan bahwa sejauh ini telah mendapatkan informasi langsung dari Menteri mengenai perubahan skema cost recovery menjadi kotor split. Jika peraturan ini ditandatangani, yang berarti bahwa negara tidak lagi kewenangan untuk mengatur kontraktor ini.

    Bobby menjelaskan bahwa skema itu telah diselenggarakan gross memang terbelah kabinet. Selain itu, Presiden Joko Widodo menekankan bahwa di masa depan skema ini langsung menjalankan mulai tahun depan. Hal ini membuat Departemen Energi bergerak cepat untuk memastikan skema tersebut bisa dilaksanakan. Sayangnya, panggilan bisnis, skema ini harus disebarluaskan di muka, sehingga ada kejelasan seperti apa dampak positif dari skema.

    Bobby mengatakan, tidak keinginan pemerintah untuk mendorong industri nasional kurang. "Berdasarkan diskusi kami, intinya kita takut karena tidak ada sosialisasi. Ini menjadi mimpi buruk kami. Sekarang setiap konten dari industri lokal (DCL) kita masih sulit, harga yang diminta rendah. Setelah kami 'tidur' karena harga minyak rendah, ini skema benar-benar dapat membuat tidur lebih lama, "kata Bobby. Wakil Presiden Direktur PT Pertamina Ahmad Bambang menilai jika skema yang diterapkan untuk menghilangkan fungsi perpecahan Unit Khusus kotor Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). "Jika hal itu terjadi dengan model (gross split), fungsi SKK Migas sehingga tidak ada, kontrak telah ditandatangani dan tidak perlu untuk mengawasi produksi," kata Ahmad.

    Menurut Ahmad, apapun yang terjadi, pemerintah memiliki diskresi untuk memutuskan. Ia menilai, saat ini dalam mekanisme cost recovery masih ada masalah. Masalahnya adalah Ahmad adalah operasi utang cost recovery telah dilakukan. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan membagi skema kotor tidak membatasi kontraktor dalam penggunaan teknologi. "Terserah kontraktor, kotor perpecahan kesempatan yang dapat dimanfaatkan.

    Jika sekarang, untuk menyertakan teknologi, butuh berapa lama? Dengan gross split, mempercepat proses, "kata Arcandra. Gross perpecahan adalah skema untuk produksi minyak dan gas, yang dibagi antara pemerintah dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) yang dilakukan tepat setelah produksi minyak dan gas kotor. Arcandra kata, saat ini banyak bidang marginal di Indonesia. Untuk pengembangannya, membutuhkan senjata teknologi yang dapat memaksimalkan potensi yang ada.

    Dengan teknologi yang ada, menurut Arcandra, mahal untuk tujuan produksi. Dengan demikian, Salah satu solusi yang ditawarkan kepada kontraktor membagi perjanjian pembagian pendapatan kotor. Artinya, jika yakin kontraktor dengan teknologi yang membawa kita tidak membatasi, mengembangkan lapangan. Ingin menggunakan teknologi dari mana saja, ini adalah kesempatan. Pemerintah hanya melihat berapa banyak output itu, "kata Arcandra.

Jakarta Post, Page-13, Wednesday, Dec,14,2016

Pemerintah Wacanakan Gross Split

    Pemerintah berencana menerapkan skema gross split dalam pengelolaan proyek minyak dan gas bumi nasional. Skema gross split yang di rencanakan Kementerian Energi Sumber Daya Mineral (ESDM) merupakan Salah satu solusi untuk menekan dana yang dialokasikan tiap tahun dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) sebagai penggantian biaya operasi hulu migas (cost recovery). Para pelaku usaha mengacu belum bisa menerima skema gross split yang akan dijalankan pemerintah.

    Skema ini disebut bisa membenamkan pelaku usaha dalam negeri, khususnya yang menunjang industri migas. Wakil Ketua Umum Kamar Dagang dan Industri (Kadin) Indonesia Bidang Migas Bobby Gafur mengatakan, sejauh ini pihaknya telah mendapatkan informasi langsung dari Menteri ESDM terkait perubahan skema cost recovery menjadi gross split. Kalau peraturan ini ditandatangani, artinya negara tidak ada lagi wewenang untuk mengatur kontraktor tersebut.

    Bobby menjelaskan, skema gross split memang telah dirapatkan di kabinet. Apalagi, Presiden Joko Widodo menekankan agar ke depan skema ini segera dijalankan mulai tahun depan. Hal ini membuat Kementerian ESDM bergerak cepat memastikan skema ini bisa dilaksanakan. Sayangnya, pelaku usaha menyebut, skema ini seharusnya bisa disosialisasikan terlebih dahulu, sehingga ada kejelasan seperti apa dampak positif dari skema tersebut.

    Kata Bobby, jangan sampai kéinginan pemerintah untuk menumbuhkan industri nasional justru hilang. “Berdasarkan diskusi kami, intinya kami ketakutan karena tidak ada sosialisasi. Ini menjadi mimpi buruk kami. Sekarang saja Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) kita masih sulit, harga minta rendah. Setelah kita ‘tidur’ karena harga minyak rendah, skema ini malah bisa membuat tidur lebih panjang,” kata Bobby. Wakil Direktur Utama PT Pertamina Ahmad Bambang menilai jika skema gross split diterapkan bisa menghilangkan fungsi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). “Kalau terjadi dengan model (gross split) itu, fungsi SKK Migas jadi tidak ada, kan sudah tanda tangan kontrak dan tidak perlu mengawasi produksi,” kata Ahmad. 

    Menurut Ahmad, apa pun yang terjadi, pemerintah memiliki wewenang penuh dalam memutuskan. Ia menilai, saat ini dalam mekanisme cost recovery saja masih terdapat permasalahan. Masalah yang dimaksud Ahmad adalah utang dalam pengembalian biaya operasi yang telah dilakukan. Wakil ,Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, skema gross split tersebut tidak membatasi kontraktor dalam penggunaan teknologi. “Ini terserah kontraktor, gross split sebuah kesempatan yang bisa dimanfaatkan.

    Kalau sekarang, untuk memasukkan sebuah teknologi, butuh berapa lama? Dengan gross split, mempercepat prosesnya,” kata Arcandra. Gross split adalah skema bagi hasil produksi migas, yaitu split antara pemerintah dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dilakukan tepat setelah produksi migas bruto. Arcandra mengatakan, saat ini banyak lapangan marginal di Indonesia. Untuk pengembangannya, membutuhkan tekonologi yang bisa memaksimalkan potensi yang ada.

    Dengan teknologi yang ada, menurut Arcandra, membutuhkan biaya besar untuk keperluan produksi. Sehingga, Salah satunya solusinya menawarkan gross split kepada kontraktor dalam perjanjian bagi hasil.  Artinya, Kalau yakin kontraktor dengan teknologi yang dibawa tidak kita batasi, kembangkanlah lapangan tersebut. Mau pakai teknologi dari mana pun, ini menjadi peluang. Pemerintah hanya lihat dari output produksinya berapa,” ujar Arcandra.

IN ENGLISH

The Government Talked about Gross Split

    The government plans to implement a gross scheme split in the management of oil and gas projects nationwide. Scheme split from planned gross Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is one solution to suppress the funds allocated every year in the State Budget (APBN) as the replacement of upstream oil and gas operating costs (cost recovery). The businesses can not accept the reference to gross split scheme to be run by the government.

    This scheme is called to bury domestic businesses, especially those that support the oil and gas industry. Deputy Chairman of the Chamber of Commerce and Industry (Kadin) Indonesia Oil and Gas Sector Bobby Gafur said that so far it has been to get information directly from the Minister regarding changes to the cost recovery scheme becomes gross split. If this regulation is signed, meaning that the state is no longer the authority to regulate these contractors.

    Bobby explained that the scheme had been convened gross indeed split in the cabinet. Moreover, President Joko Widodo stressed that in the future this scheme immediately run starting next year. This makes the Ministry of Energy to move quickly to make sure the scheme could be implemented. Unfortunately, business calls, this scheme should be disseminated in advance, so that there is clarity as to what the positive impact of the scheme.

    Bobby said, not to the government's desire to foster national industry is lacking. "Based on our discussions, the point we fear because there is no socialization. It's become our nightmare. Now any content from local industry (DCL) we still difficult, low asking price. Once we 'sleep' because of low oil prices, this scheme can actually make sleep longer, "says Bobby. Vice President Director of PT Pertamina Ahmad Bambang assess if the scheme is applied to eliminate the gross split function Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas). "If it happens with the model (gross split), the function of SKK Migas so no, the contract has been signed and does not need to supervise production," said Ahmad.

    According to Ahmad, whatever happens, the government has the sole discretion to decide. He considered, this time in a cost recovery mechanism are still there are problems. The problem is Ahmad is debt cost recovery operation has been performed. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said split the gross scheme does not restrict the contractor in the use of technology. "It is up to the contractor, gross split an opportunity that can be exploited.

If now, to include a technology, it took how long? With gross split, speed up the process, "said Arcandra. Gross split is a scheme for the production of oil and gas, which is split between the government and the Contractor Cooperation Contract (PSC) conducted right after gross oil and gas production. Arcandra said, today many marginal fields in Indonesia. For its development, requiring technology weapons that can maximize the potential that exists.

    With existing technology, according Arcandra, costly for production purposes. Thus, One solution offered to the contractors split the gross revenue sharing agreements. That is, if convinced the contractor with the technology that brought us not limit, develop the field. Want to use the technology from anywhere, this is an opportunity. The government just see how much of that output, "said Arcandra.

Republika, Page-14, Wednesday, Dec,14,2016

Pertamina Siap Kuasai Ladang Minyak di Aljazair

    PT Pertamina akan terus meningkatkan bisnis hulu minyak dan gas di luar negeri. Rencananya, Pertamina ingin mengakuisisi sepenuhnya saham ladang minyak Menzel Lejmat North (MLN) di kawasan Gurun Sahara Provinsi Ourgla, Aljazair. Wakil Direktur Utama Pertamina Ahmad Bambang mengatakan, Pertamina berpeluang mengambil partisipasi saham hingga 100 persen. Saat ini, Pertamina memiliki saham 65 persen di blok MLN. Sisanya, sebesar 35 persen dimiliki perusahaan migas Spanyol, Repsol.

    Pertamina berpeluang masuk sebagai pengelola penuh blok MLN karena Repsol sedang mengalami kesulitan keuangan. “Kami sedang negosiasi di lapangan. Keuangan Repsol sedang rugi, sehingga mau dijual sahamnya,” kata Ahmad. Ahmad menegaskan, Pertamina memiliki modal yang cukup untuk mewujudkan peningkatan ekspansi bisnis tersebut. Sehingga Pertamina sangat memungkinkan mengakuisisi saham Repsol dan menjadi penguasa penuh di blok MLN. Kami punya dananya.

    Nanti, kalau sudah habis, kami akan terbitkan obligasi, ujar Ahmad. Selain sedang memprotes akuisisi blok migas di Aljazair, Pertamina pada tahun ini secara resmi memiliki 24,53 persen saham Maurel & Prom yang merupakan perusahaan energi asal Prancis. Dikatakan Ahmad, Pertamina berkomitmen mencari ladang migas di luar negeri untuk meningkatkan produksi. Dengan ekspansi, Pertamina berhasil meningkatkan produksi migas menjadi 650 MBOEDP per Oktober 2016. “Lebih tinggi 11,3 persen dibandingkan periode sama tahun lalu,” tutur Ahmad.

    Ladang migas MLN terletak di tengah Gurun Sahara, 800 km dari Kota Alger, 200 km dari perbatasan dengan Libya. Terdapat 10 sumur produksi dan 10 sumur injeksi pada lapangan migas tersebut. Minyak dialirkan melalui pipa sepanjang 38 kilometer ke fasilitas penyimpanan. Pertamina memiliki keistimewaan dalam mengelola lapangan tersebut karena memiliki peran sebagai operator, setelah mengambil alih dari Conoco Phillips pada 2014. Artinya, Pertamina menjadi pemimpin MLN.

    Ini pertama kalinya dalam kegiatan hulu Pertamina di luar negeri. Pertamina menyerahkan pengelolaan blok MLN kepada Pertamina Algeria EP di bawah naungan PT Pertamina Internasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP). Pertamina berhasil meningkatkan produksi minyak dari 15 ribu barel per hari menjadi 18 ribu barel per hari di blok migas tersebut. Menteri BUMN Rini Soemarno sangat mendukung rencana peningkatan bisnis Pertamina di Aljazair. Menurut Rini, Pertamina harus berekspansi mencari sumur migas baru.

    Meski begitu, Pertamina juga tetap harus berinovasi dan memperbarui ladang migas yang sudah ada. “Saya menekankan Pertamina harus lebih inovatif melihat potensi teknologi baru,” ujar Rini. Rini menambahkan, Pertamina harus terus mengembangkan bisnisnya. Tujuannya agar perusahaan pelat merah itu mampu meningkatkan ketahanan dan ketersediaan energi di Tanah Air. “Pertamina perlu terus mengembangkan usahanya. Kita dulu net eksporter, sekarang kita net importir. Kita harus meningkatkan ketersediaan energi ,” katanya.

    Ahmad Bambang menjelaskan, Pertamina menyiapkan lima strategi menjaga eksistensi dan kinerja. Lima strategi itu berupa pengembangan sektor hulu, efisiensi di semua lini, meningkatkan kapasitas pengilangan dan petrokimia, mengembangkan infrastruktur dan marketing, serta memperkuat struktur keuangan. Direktur Pembinaan Usaha Hilir Minyak dan Gas, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, Setyorini Tri Hutami, mengatakan, pemerintah terus mempermudah iklim investasi di sektor migas.

    Caranya, mempermudah peraturan investasi, baik di hulu maupun hilir. “Prosedur investasi lebih cepat dan mudah dari yang sebelumnya lebih dari 100 tahap, saat ini dalam proses penyederhanaan menjadi enam tahap saja,” ujar Setyorini. Direktur Gratifikasi Komisi Pemberantasan Kompsi Giri Supriapdono menjelaskan, keikutsertaan lembaganya dalam mengawasi tata kelola perusahaan yang baik pada industri minyak dan gas dari awal sampai akhir, terutama dalam sistem monitoring dan pengawasan kebijakan yang rawan terhadap korupsi. “Dari 2008 sampai saat ini, KPK berhasil menyelamatkan Rp 197 triliun dari potensi korupsi di sektor ESDM dan Migas.

IN ENGLISH

Pertamina Ready  to hold  Oil Fields in Algeria

    PT Pertamina will continue to improve the upstream oil and gas abroad. The plan, Pertamina wants to fully acquire shares of oilfield Menzel Lejmat North (MLN) in the Province Ourgla Sahara Desert, Algeria. Deputy CEO Ahmad Bambang said, Pertamina opportunity to take stock of up to 100 percent participation. Currently, Pertamina has a 65 percent stake in the block MLN. The remaining 35 percent is owned by Spanish oil company, Repsol.

    Pertamina likely to enter as a full block MLN manager for Repsol are experiencing financial difficulties. "We are negotiating on the field. Financial Repsol was a loss, so willing to sell their shares, "said Ahmad. Ahmad asserted, Pertamina has enough capital to realize increased business expansion. Pertamina so that it is possible to acquire Repsol shares and become the ruler of a full block MLN. We have the funds.

    Later, when it runs out, we will issue bonds, said Ahmad. In addition to protesting the acquisition of oil and gas block in Algeria, Pertamina this year officially has a 24.53 percent stake in Maurel & Prom is a French energy company. It said Ahmad, Pertamina is committed to searching for oil and gas fields abroad to increase production. With the expansion, Pertamina managed to increase oil production to 650 MBOEDP as of October 2016. "Higher 11.3 percent compared to same period last year," said Ahmad.

    MLN oil and gas fields located in the middle of the Sahara Desert, 800 km from the city of Alger, 200 km from the border with Libya. There are 10 production wells and 10 injection wells in the oil and gas fields. Oil flows through the pipeline 38 kilometers to the storage facility. Pertamina has a privilege to manage the field because it has a role as an operator, after taking over from Conoco Phillips in 2014. That is, Pertamina become leaders MLN.

    For the first time, Pertamina's upstream activities abroad. Pertamina handed block management MLN to Pertamina EP Algeria under the auspices of the International PT Pertamina Exploration and Production (PIEP). Pertamina managed to increase oil production of 15 thousand barrels per day to 18 thousand barrels per day in oil and gas block. SOE Minister Rini Soemarno strongly supports business improvement plan Pertamina in Algeria. According to Rini, Pertamina must expand search for new oil and gas wells.

    However, Pertamina also continue to innovate and update the existing oil and gas fields. "I emphasize Pertamina to be more innovative look at the potential of new technologies," said Rini. Rini added that Pertamina should continue to develop its business. The goal is that the SOE was able to increase the resilience and availability of energy in the country. "Pertamina needs to continue to develop its business. We used to be a net exporter, we are now net importers. We must increase the availability of energy, "he said.

    Ahmad Bambang explained, Pertamina is preparing a five strategies to maintain the existence and performance. Five of the strategy is the development of the upstream sector, the efficiency on all fronts, increasing the refining and petrochemical capacity, develop infrastructure and marketing, as well as strengthen its financial structure. Director of the Downstream Oil and Gas, Ministry of Energy and Mineral Resources, Setyorini Tri Hutami, said the government continues to simplify the investment climate in the oil and gas sector.

    How, simplify investment regulations, both upstream and downstream. "The procedure of investment faster and easier than before over 100 stages, is currently in the process of simplification into six stages," said Setyorini. Director Gratuities Eradication Commission Kompsi Supriapdono Giri explained, the institution's participation in overseeing good corporate governance in the oil and gas industry from start to finish, especially in the system of monitoring and surveillance policies that are prone to corruption. "From 2008 until today, the Commission managed to save Rp 197 trillion of potential corruption in the sectors of Energy and Mineral Resources and Oil and Gas.

Republika, Page-13, Wednesday, Dec,14,2016

Skema Gross Split Bisa Nihilkan TKDN

    Skema gross split sliding scale, yakni pembagian gross produksi secara progresif sesuai dengan kumulatif produksi setiap tahun tanpa mekanisme pengembalian cost recovery yang akan digulirkan Kementerian ESDM pada 17 Januari 2017, dikhawatirkan akan menutup peluang industri penunjang hulu migas nasional untuk bersaing dengan perusahaan asal luar negeri. Kalau peraturan ini ditandatangani, negara tidak ada lagi punya wewenang mengatur kontraktor tersebut,” kata Wakil Ketua Umum Kamar Dagang dan Industri (Kadin) Indonesia Bidang Migas Bobby Gafur.

    Salah satu hal yang paling ditakutkan untuk skema yang berlaku bagi kontrak migas baru itu ialah tidak berjalannya aturan mengenai tingkat kandungan dalam negeri (TKDN) yang masih rendah di industri hulu migas nasional. Ketua Komite Tetap Hubungan Kelembagaan dan Regulasi Sektor Energi dan Migas Kadin Firlie Ganinduto meminta pemerintah untuk melakukan pengawasan ketat dan memberikan sanksi tegas kepada kontraktor migas yang tidak melaksanakan kewajiban.

IN ENGLISH

Gross Split Scheme Could Eliminate DCL

    Scheme gross split sliding scale, the division of the gross production progressively in accordance with the cumulative production every year without a mechanism to recover the cost recovery which will roll the Ministry of Energy and Mineral Resources on January 17, 2017, it is feared will close the opportunity of supporting industries upstream oil and gas nationwide to compete with companies from abroad. If this legislation is signed, the state no longer had the authority to regulate these contractors, "said Deputy Chairman of the Chamber of Commerce and Industry (Kadin) Indonesia Oil and Gas Sector Bobby Gafur.

    One of the most feared things for schemes that apply to new oil and gas contract that was not the passage of rules on local content (DCL) is still low in the upstream oil and gas industry nationwide. Chairman of the Standing Committee of Institutional Relations and Regulation of Energy and Gas Sector Kadin Firlie Ganinduto asked the government to conduct strict supervision and give strict punishment to the oil and gas contractors who do not carry out obligations.

Media Indonesia, Page-17, Wednesday, Dec,14,2016

Pertamina Dukung Skema Gross Split

    Wakil Direktur Utama PT Pertamina Ahmad Bambang mendukung skema bagi hasil kotor (gross split) dalam pengelolaan wilayah kerja minyak dan gas. Skema ini meniadakan dana pengembalian operasional kontraktor atau cost recovery. Bambang menilai skema cost recovery membebani negara dalam jangka panjang. Tumpukan cost recovery terutang itu dibebankan ke generasi yang akan datang,” kata dia.

    Dengan produksi minyak yang semakin menurun, hasil produksi dikhawatirkan akan habis hanya untuk membayar cost recovery. Konsekuensinya, konsep gross split akan menghilangkan fungsi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Sebab,setelah penandatanganan kontrak pengelolaan wilayah kerja migas, tidak perlu lagi ada pengawasan. “Tapi itu urusan pemerintah.” Skema baru pengelolaan lapangan migas, gross split sebagai pengganti konsep cost recovery, sedang dibahas di Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.

    Perbedaan keduanya terletak pada besaran porsi bagi hasil.  Dalam cost recovery, negara dan kontraktor masing-masing menerima 85 persen dan 15 persen. Namun porsi pernerintah akan dikurangi biaya produksi kontraktor sesuai dengan besaran yang mereka klaim. Dalam skema gross split; bagian pemerintah tidak dikurangi biaya produksi kontraktor. Pernerintah tidak perlu lagi menganggarkan cost recovery dalam APBN. Skema bagi hasilnya, kedua belah pihak akan mendapat porsi sarna besar Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi, mengatakan skema gross split tidak akan banyak berpengaruh terhadap kinerja lembaganya.

    Pasalnya, skema tersebut hanya berlaku untuk kontrak wilayah kerja (WK) baru. Direktur Indonesia Petroleum Association (IPA), Ignatius Tenny Wibowo, mengapresiasi rencana skema kontrak baru tersebut. Menurut Tenny, konsep gross split membuat kontraktor migas lebih luwes mengelola wilayah kerja. Sebab, pemerintah nantinya bakal menyerahkan aktivitas operasi sepenuhnya kepada operator. Birokrasi lebih pendek, jadi eksplorasi bisa lebih berpeluang.

    Sebab, kontraktor yang menanggung biayanya, meski nanti eksplorasinya berhasil,” ucap Tenny. Namun, Tenny berharap aturan itu nantinya diterapkan untuk wilayah kerja baru saja. Tujuannya adalah memberi kepastian hukum bagi kontrak migas yang sedang berjalan.

IN ENGLISH

Pertamina Support Scheme Gross Split
    Vice President Director of PT Pertamina Ahmad Bambang support schemes for gross proceeds (gross split) in the management of oil and gas working areas. This scheme negates the operational fund returns contractor or cost recovery. Bambang assess the cost recovery scheme to burden the state in the long term. Piles of outstanding cost recovery was charged to the generations to come, "he said.

    With declining oil production, production is feared to run out just to pay cost recovery. Consequently, the concept of gross split will eliminate the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas). Because, after signing the contract management of oil and gas working areas, no need for supervision. "But it matters the government." The new scheme, the management of oil and gas fields, gross split as a substitute for the concept of cost recovery, is being discussed in the Ministry of Energy and Mineral Resources.

    Difference between the two lies in the amounts of revenue sharing. In cost recovery, states and contractors each received 85 percent and 15 percent. The share of production costs will be reduced governmental contractors in accordance with the amount they claim. In the scheme of gross split; the government's share is not reduced production costs contractors. The government does not need to budget cost recovery in the state budget. Scheme for the result, both parties will receive equal portions Head Amien Sunaryadi SKK Migas, said the scheme gross split will not have much effect on the performance of the institution.
 
    The reason, the scheme applies only to contract work area (WK) new. Director of the Indonesian Petroleum Association (IPA), Ignatius Tenny Wibowo, appreciate the new contract scheme plan. According to Tenny, the concept of gross split makes oil and gas contractors more flexibility to manage working area. Therefore, the government would later be handed over entirely to the operating activities of the operator. Bureaucracy is shorter, so the exploration could be more likely.

    Therefore, contractors are paying for it, although later exploration work, "said Tenny. However, Tenny hope that rule will be applied to the working area recently. The aim is to give legal certainty to the oil and gas contracts that are running.

Koran Tempo, Page-18, Wednesday, Dec,14,2016

IATMI : Gross Split Tidak Menarik bagi Investor Baru

    Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) menilai skema bagi hasil “gross split” yang rencananya diterapkan pemerintah pada 2017 tidak akan menarik minat investor baru. Skema ini cocoknya untuk kontrak perpanjangan yang sudah 30-an tahun. Kalau untuk kontrak baru, skema ini sama sekali tidak menarik,” kata Sekjen IATMI Hadi Ismoyo. Hadi menampik pernyataan pemerintah yang menyebut skema baru tersebut akan menarik banyak investor. Menurut dia, penganut skema “gross split” seperti India justru minim dilirik investor.

    Kalau diterapkan di kontrak baru, bisa menyebabkan investor besar ‘wait and see’, tidak melakukan apapun. Hadi menyebut dari sekitar 3 miliar dolar yang dihabiskan untuk kegiatan eksplorasi di wilayah timur Indonesia, banyak kontraktor yang mendapatkan hasil nihil. Menurut pria yang bekerja untuk Petrogas Jatim Utama itu, Indonesia tidak memiliki basis data yang baik. Ditambah lagi, skema baru bagi para investor baru dinilai tidak cocok diimplementasikan.

    Investor kalau ditambah asumsi begini, terlebih untuk wilayah kerja baru, sangat tidak cocok. Ketua Komite Tetap Hubungan Kelembagaan & Regulasi Sektor Energi dan Migas Kadin Indonesia Firlie Ganinduto mengatakan skema “gross split” harus dilihat secara keseluruhan untuk menilainya menarik atau tidak di mata investor. Firlie menuturkan, untuk mengubah sistem kontrak migas dari Undang-Undang Nomor 8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan, Minyak dan Gas Bumi Negara menjadi UU Nomor 22 Tahun 2001 tentang Migas dibutuhkan hingga lebih dari 10 tahun bagi investor agar mereka nyaman dengan regulasi yang baru. “Kalau 'gross split’ diimplementasi dan sistemnya beda dengan PSC (production sharing contract), yang kami takutkan butuh waktu lagi bagi investor agar nyaman dengan regulasi baru,” katanya.

    Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi rnenilai, dengan adanya skema baru ini tidak akan berpengaruh terhadap fungsi SKK Migas sebagai pengawas. Pasalnya, ketentuan itu ditterapkan untuk kontrak baru. “Saat ini masih ada 85 kontrak wilayah kerja eksploitasi yang berlaku, di mana hingga 2025 kontrak kerja yang expired yang kemudian akan diberlakukan gross split hanya berjumlah 35 kontrak. Jadi masih ada 50 wilayah kerja lama yang masih menggunakan skema cost recovery, ”katanya. Ia mengaku, masih akan banyak pekerjaan yang dilakukan SKK Migas dalam mengawasi kontrak ke depan kan. Misalnya saja rencana kerjanya, untuk mengawasi kontrak yang sudah didapatkan atau dan sisi kesehatan dan keamanan lingkungannya

IN ENGLISH

IATMI: Gross Split Not Attractive for New Investors

    Petroleum Engineering Association of Indonesia (IATMI) assessing the profit-sharing scheme "gross split" which is scheduled implemented by the government in 2017 will not attract new investors. This scheme is fitting for a contract renewal that has been 30 years. If for a new contract, this scheme is not at all interesting, "said the Secretary General Hadi IATMI Ismoyo. Hadi dismissed the government statement that calls the new scheme will attract many investors. According to him, the adherents of the scheme "gross split" like India actually minimal ogled investors.

    If applied in the new contract, could lead to large investors 'wait and see', not doing anything. Hadi calls of about 3 billion dollars spent on exploration activities in the eastern region of Indonesia, many contractors who get zero results. According to the man who worked for Petrogas Jatim Utama, Indonesia does not have a good data base. Plus, a new scheme for new investors considered as unsuitable implemented.

    Investors that plus assumption of this, especially for new work areas, is not very suitable. Chairman of the Standing Committee of Institutional Relations and Regulation of Energy and Gas Sector Kadin Indonesia Firlie Ganinduto said the scheme "gross split" should be seen as a whole to attract votes or not in the eyes of investors. Firlie said, to change the system of oil and gas contracts of Law No. 8 of 1971 on Mining Companies, Oil and Gas State into Law No. 22 of 2001 on Oil and Gas takes up more than 10 years for investors that they were comfortable with the new regulations. "If 'gross split' implemented and the system is different from the PSC (production sharing contract), we feared it took longer for investors to be comfortable with the new regulations," he said.

    Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Amien Sunaryadi rate, with the new scheme will not affect the function of SKK Migas as a supervisor. Because the provision was ditterapkan for a new contract. "Currently there are 85 working area of ​​exploitation contracts in force, where until 2025 expired labor contracts which will then be enforced gross split amounted to only 35 contracts. So there are still 50 work areas that are still using the old scheme of cost recovery, "he said. He claimed, would still much work done SKK Migas in overseeing the contract to the next. For example, a work plan, to oversee the contracts that have been obtained or health and safety and the environment

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec,14,2016

Pertamina Minati Saham Repsol di Aljazair

    PT Pertamina berminat membeli saham Repsol SA di Aljazair, khususnya di blok migas di mana Pertamina juga memegang kepemilikan saham. Saat ini Pertamina dan Repsol sama-sama memegang saham di Blok 405A. Wakil Direktur Utama Pertamina Ahmad Bambang mengatakan, Repsol berniat menjual seluruh saham yang dimiliki menyusul kerugian yang harus ditanggung sebagai dampak penurunan harga minyak dunia. Jika saham yang dilepas di blok migas dimana Pertamina memegang saham, perseroan berniat mengambilnya.

    Bambang tidak merinci berapa besar saham yang diminati dan di lapangan migas mana yang akan diambil Pertamina. Saat ini, Pertamina dan Repsol memegang saham Blok 405A di Aljazair. Blok ini memiliki tiga lapangan, yakni Lapangan Menzel Lejmat North (MLN), EMK, dan Ourhoud. Di Lapangan MLN, Pertamina memegang saham 65% sekaligus menjadi operator. Sementara Repsol memiliki saham 35%. Selanjutnya, di Lapangan Ourhoud, Pertamina memiliki saham 3,73% dan Repsol 2,01%.

    Lapangan ini termasuk super giant field dengan cadangan diperkirakan lebih dari 2 miliar barel. Sementara di Lapangan EMK, Pertamina dan Repsol masing-masing memiliki saham sebesar 16,9% dan 9,1%. Lapangan EMK juga termasuk lapangan dengan cadangan migas besar dan telah berproduksi pada 2013. Saat ini produksi migas Pertamina dari seluruh aset di Aljazair sekitar 41 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd).

    Terkait dana yang dibutuhkan, Bambang menyebut tidak menjadi hambatan. Pertamina memiliki dana yang cukup mengingat kinerja tahun ini cukup cemerlang dengan laba sekitar US$ 2,83 miliar sampai September lalu. Sebelumnya, Pertamina menargetkan produksi migas dari Aljazair ditargetkan bisa meningkat menjadi 200 ribu barel per hari (bph) pada 2018-2019. Tambahan produksi untuk mengejar target itu Salah satunya diharapkan dari akuisisi aset baru.

    Akuisisi ini bisa melalui kerja sama dengan perusahaan migas pelat merah Aljazair, Sonatrach, maupun membeli hak partisipasi.  Direktur Keuangan Pertamina Arif Budiman menuturkan, perseroan menganggarkan dana sekitar US$ 5-6 miliar untuk investasi tahun depan. Sekitar 60-70% dari anggaran tersebut akan digunakan untuk bisnis hulu migas, termasuk akuisisi blok migas di dalam dan di luar negeri “Sudah (menghitung akuisisi) , tetapi tidak diasumsikan akusisi dengan nilai besar,” kata dia.

    Akuisisi saham Repsol di Aljazair disebutnya belum dihitung dalam anggaran investasi tahun depan tersebut. Sehingga, lanjut dia, anggaran investasi bisa saja meningkat jika ada rencana akuisisi baru lagi. Namun, besaran dana untuk akuisisi ini belum dapat dipastikan. Pasalnya, penambahan blok baru ini memiliki skema macam-macam. Kini Pertamina masih terus membahas rencana akuisisi ini dengan pihak terkait. “Kami lihat dulu skemanya, apakah akuisisi atau mereka memberikan wilayah kerjanya,” jelas Arif.

    Hal ini termasuk untuk rencana ekspansi ke Iran dimana Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto sedang membicarakan masalah ini dengan National Iranian Oil Company (NIOC). Blok migas yang pasti diambil melalui akuisisi, sebutnya, adalah yang berlokasi di Rusia. Pertamina kini tengah mengevaluasi dua blok migas di Rusia, yakni Lapangan The Northern Tip of Chayvo dan Lapangan Russkoye. Di Lapangan The Northern Tip of Chayvo, Pertamina bisa mengambil saham sampai 20%, sementara di Lapangan Russkoye sampai 37,5%. Ada beberapa aset yang sedang due diligence. Semoga selesai pada Februari atau Maret 2017. Kemungkinan akan diakuisisi kalau memang itu menguntungkan,” papar Arif.

IN ENGLISH

Pertamina Keen on Repsol shares in Algeria

    PT Pertamina is interested in buying a stake Repsol SA in Algeria, particularly in the oil and gas blocks in which Pertamina also holds an equity interest. Currently, Pertamina and Repsol together hold a stake in Block 405A. Deputy CEO Ahmad Bambang said, Repsol intends to sell all shares held following the losses to be incurred as a result of the decline in world oil prices. If the shares released in the oil and gas blocks, of which the holding of shares, the company intends to take it.

    Bambang did not specify how much stock is in demand and in oil and gas fields which will be taken by Pertamina. Currently, Pertamina and Repsol stock holding block 405A in Algeria. This block has three fields, namely Fields Menzel Lejmat North (MLN), EMK, and Ourhoud. Field MLN, Pertamina holds a 65% stake as well as a carrier. While Repsol has a 35% stake. Furthermore, in the Field Ourhoud, Pertamina has a 3.73% stake and Repsol 2.01%.

    This field includes the super giant field with estimated reserves of more than 2 billion barrels. While at the EMK, Pertamina and Repsol each own a stake of 16.9% and 9.1%. EMK field also includes field with large oil and gas reserves have already been produced in 2013. Currently, Pertamina oil and gas production of all assets in Algeria approximately 41 thousand barrels of oil equivalent per day (barrel oil equivalent per day / boepd).

    Related funds are needed, Bambang call is not a barrier. Pertamina has sufficient funds in view of this year's performance is quite brilliant with a profit of approximately US $ 2.83 billion up to September. Previously, Pertamina is targeting oil and gas production of Algeria is targeted to increase to 200 thousand barrels per day (bpd) in 2018 to 2019. Additional production to achieve the target it One of them is expected from the acquisition of new assets.

    This acquisition could be through cooperation with state-owned Algerian oil and gas company, Sonatrach, and purchased participation rights. Pertamina Finance Director Arif Budiman said, the company has budgeted approximately US $ 5-6 billion for investment next year. Approximately 60-70% of the budget will be used for the upstream oil and gas business, including the acquisition of oil and gas blocks inside and outside the country "Already (counting acquisitions), but not assumed acquisition with great value," he said.

    Acquisition of shares of Repsol in Algeria calls have not been counted in the investment budget of the next year. Thus, he added, the investment budget could be increased if there is a new acquisition plan again. However, the amount of funds for this acquisition could not be ascertained. Because the addition of this new block has all kinds of schemes. Now Pertamina still continue to discuss the potential transaction with related parties. "We check out his scheme, whether acquisitions or they leave their working area," said Arif.

    This includes the expansion plan in Iran where Pertamina president director Dwi Soetjipto were discussing this issue with the National Iranian Oil Company (NIOC). Oil and gas blocks which must have been taken through the acquisition, he said, is located in Russia. Pertamina is now evaluating two oil and gas blocks in Russia, namely Fields The Northern Tip of Chayvo and Russkoye field. Field The Northern Tip of Chayvo, Pertamina could take a stake up to 20%, while in the Russkoye field to 37.5%. There are some assets that are due diligence. Hopefully completed in February or March 2017. There may be acquired if it was profitable, "said Arif.

Investor Daily, Page-9. Wednesday, Dec,14,2016

Sinergi BUMN Solusi Efisiensi Biaya Energi

    Kementerian Badan Usaha Milik Negara (BUMN) mendorong BUMN di sektor energi untuk bersinergi guna menekan biaya produksi sehingga lebih efisien. Sinergi BUMN juga dibutuhkan untuk mewujudkan ketahanan energi nasional. Di acara Pertamina Energy Forum 2016, Menteri BUMN Rini Soemarno meminta PT Pertamina bersinergi dengan PT PLN dan PT Perusahaan Gas Negara
(PGN) untuk dapat meningkatkan efisiensi dan kesejahteraan masyarakat.

    Dengan ada sinergi antara Pertamina dan PLN misalnya diharapkan biaya listrik akan menjadi lebih murah dan harga yang sama di seluruh Indonesia, begitu juga dengan biaya bahan bakar minyak (BBM) yang lebih efisien dan murah,”kata Rini Soemarno. Dia menegaskan, sinergi akan mendorong tercipta efisiensi dan biaya energi primer sehingga dampaknya biaya produksi menjadi lebih rendah. Rini juga mendorong Pertamina mengoptimalkan sumber energi domestik, menggali potensi cadangan minyak dalam negeri dan terus berkomitmen mengembangkan sumber energi baru dan terbarukan.

    Dia juga mendorong Pertamina melakukan ekspansi usaha di luar negeri dengan perhitungan yang matang. Terkait pembentukan induk usaha (holding) energi, Rini mengatakan, saat ini prosesnya tengah difinalisasi. Holding energi diperkirakan rampung  pada akhir tahun ini atau paling lambat awal tahun depan. "Dengan holding ini, saya yakin Pertamina dan PGN akan semakin kuat ke depan.

    Ketua Tim Gugus Tugas Holding BUMN Wianda Pusponegoro mengatakan, Pertamina dan PGN tengah melakukan sinkronisasi dan sosialisasi intemal menjelang pembentukan holding. Proses tersebut akan dilanjutkan ke seluruh pemangku kepentingan  sehingga holding BUMN migas bisa cepat terealisasi. Setelah resmi diumumkan pemerintah, nanti holding BUMN migas bisa segera bergerak merealisasikan beberapa langkah yang telah disiapkan dalam mendukung perbaikan tata kelola sektor migas.

    Pembentukan holding diharapkan meningkatkan gerak korporasi sehingga BUMN tidak terjebak dengan hambatan yang kerap ada dalam lingkup birokrasi suatu negara. Selain itu, holding juga diharapkan bisa menyinergikan semua operasi dua BUMN tersebut dalam satu kendali perencanaan dan kegiatan operasional sehingga akan lebih efektif dan efisien.

IN ENGLISH

Cost Synergy Energy Efficiency Solutions

    The Ministry of State-Owned Enterprises (SOEs) to encourage state-owned enterprises in the energy sector to work together in order to reduce production costs and be more efficient. Synergy is also necessary to achieve national energy security. In the event Pertamina Energy Forum 2016, SOE Minister Rini Soemarno asked PT Pertamina synergy with PT PLN and PT Perusahaan Gas Negara
(PGN) to improve the efficiency and the welfare of society.

    With a synergy between Pertamina and PLN for example, expected cost of electricity will become cheaper and the same price throughout Indonesia, as well as the cost of fuel oil (BBM) that is more efficient and cheaper, "said Rini Soemarno. He emphasized that the synergy created will encourage efficiency and primary energy costs so the impact on production costs will be lower. Rini also encourage Pertamina optimize domestic energy sources, explore potential oil reserves in the country and continue to be committed to develop new and renewable energy sources.

    He also encouraged Pertamina to expand its business abroad by calculation. Related to the formation of the holding company (holding) energy, Rini said the current process is being finalized. Holding the energy expected to be completed by the end of this year or early next year. "By holding this, I am sure Pertamina and PGN will be stronger in the future.

    Chairman of the Task Force SOE Holding Wianda Pusponegoro said, Pertamina and PGN conducting internal synchronization and socialization towards the establishment of a holding. The process will proceed to all stakeholders so that the state-owned holding gas can be quickly realized. After officially announced by the government, state-owned holding gas can later move soon realize the steps which have been prepared in support improved governance of oil and gas sector.

    Formation of a holding corporation is expected to increase motion so that SOEs are not stuck with the barriers that often exist within the scope of a state bureaucracy. In addition, the holding is also expected to synergize all operations of the two state-owned enterprises in the control of the planning and operational activities that would be more effective and efficient.

Koran Sindo, Page-19, Wednesday, Dec,14,2016