Govt hopes to maintain production with new decree

The government hopes to stem the decline in national oil production by requiring newly appointed contractors to reimburse the expenses of existing contractors. Holders of expiring oil and gas concessions often put the brakes on their investments approaching the end of their contracts, which leads to a decline in production The Energy and Mineral Resources Ministry recently issued a decree requiring the existing contractors to maintain their production levels until the end of the contract.

The decree, No. 26/2017 on the mechanism of the return of investment costs in the upstream oil and gas sector, guarantees that their unrecovered costs will be reimbursed by new investors taking over their concessions. 

“The investment cost must be verified and approved by SKK-Migas [the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force],” the decree says.

The government hopes the decree will serve as an incentive to keep production levels up. This year’s state budget sets a ready-to-sell production target, also known as lifting target, at 1.9 million barrels of oil equivalent per day (boepd).

This comprises 815,000 barrels of oil per day (bopd) and 6,440 million metric standard cubic feet of gas per day (mmscfd). While the gas-lifting target has largely been met in the first quarter, oil lifting has fallen short of its target, with only 787,800 bopd produced.

The government also hopes the decree will remove uncertainty about unrecovered costs if existing contractors decide to extend their contracts or take over other contracts.

Contractors extending their contracts under the reimbursement scheme, known as cost recovery, will be reimbursed for unrecovered costs by the government in the next production-sharing contract (PSC).

Moreover, if contractors decide to extend the contracts under the gross-split scheme. the unrecovered

cost of the previous PSC will be included in the profit split between the government and contractors. Finally, if contractors extend their contracts with new partners, the latter must also bear the unrecovered costs based on their participating interests.

The Indonesian Petroleum Association (IPA) has welcomed the new decree as a legal basis to address the unrecovered cost issue during the transition from existing contractors to new ones. "However, it might be difficult for old contractors to invest if the [production] potential is small,” IPA executive director Marjolijn Wajong said.

Experts have mixed views on whether the new regulation will be beneficial for the upstream oil and gas sector. Andrew Harwood, research director of the Asia upstream at consultancy firm Wood Mackenzie, said the decree was likely to encourage operators to maintain investment during the transition, which is key to maintaining production levels.

“For existing operators, it provides greater certainty around recouping their investment. For new operators, the existing unrecovered cost liability must be fully understood and factored into the assessment of the attractiveness of applying for an expiring PSC,” he told The Jakarta Post on Tuesday. The new regulation means the fiscal terms must be sufficiently attractive for the new operator, taking into account the unrecovered cost liability 

ReforMiner Institute researcher Pri Agung Rakhmanto claimed that several terms might clash with a previous decree on the new gross-split scheme, which does not take into account the new contractor’s cost reimbursement responsibility in the profit split.

The new decree may make Indonesia’s upstream oil and gas sector even less flexible, as it prioritizes certain companies only. “Only those who are truly interested in the oil and gas blocks can take over from the previous contractors due to the very large consequences [in investment],” Pri Agung, said.

IN INDONESIAN

Pemerintah berharap bisa mempertahankan produksi dengan keputusan baru

Pemerintah berharap dapat membendung penurunan produksi minyak nasional dengan mewajibkan kontraktor yang baru ditunjuk untuk mengganti biaya kontraktor yang ada. Pemegang konsesi minyak dan gas yang kadaluwarsa sering mengerem investasi mereka menjelang akhir kontrak mereka, yang menyebabkan turunnya produksi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral baru-baru ini mengeluarkan sebuah keputusan yang mengharuskan kontraktor yang ada untuk mempertahankan tingkat produksinya sampai akhir Dari kontrak

Keputusan tersebut, No. 26/2017 tentang mekanisme pengembalian biaya investasi di sektor hulu minyak dan gas bumi, menjamin bahwa biaya yang belum dipulihkan akan diganti oleh investor baru yang mengambil alih konsesi mereka.

"Biaya investasi harus diverifikasi dan disetujui oleh SKK-Migas [Satuan Tugas Regulasi Khusus Hulu Minyak dan Gas Bumi]," kata keputusan tersebut.

Pemerintah berharap keputusan tersebut akan menjadi insentif untuk mempertahankan tingkat produksi. Anggaran negara tahun ini menetapkan target produksi siap jual, yang juga dikenal sebagai target pengangkatan, pada 1,9 juta barel setara minyak per hari (boepd).

Ini terdiri dari 815.000 barel minyak per hari (bopd) dan 6.440 juta metrik standar kaki kubik gas per hari (mmscfd). Sementara target pengangkatan gas sebagian besar telah terpenuhi pada kuartal pertama, lifting minyak telah gagal mencapai targetnya, dengan hanya 787.800 bopd yang diproduksi.

Pemerintah juga berharap keputusan tersebut akan menghilangkan ketidakpastian mengenai biaya yang tidak terpulihkan jika kontraktor yang ada memutuskan untuk memperpanjang kontrak mereka atau mengambil alih kontrak lainnya.

Kontraktor yang memperpanjang kontrak mereka di bawah skema penggantian, yang dikenal sebagai cost recovery, akan diganti untuk biaya yang tidak dapat dipulihkan oleh pemerintah dalam kontrak bagi hasil berikutnya (production sharing sharing / PSC).

Selain itu, jika kontraktor memutuskan untuk memperpanjang kontrak di bawah split split sch eine. Yang belum dipulihkan Biaya PSC sebelumnya akan dimasukkan dalam pembagian keuntungan antara pemerintah dan kontraktor. Akhirnya, jika kontraktor memperpanjang kontrak mereka dengan mitra baru, yang terakhir juga harus menanggung biaya yang belum dipulihkan berdasarkan kepentingan mereka yang berpartisipasi.

Asosiasi Perminyakan Indonesia (IPA) telah menyambut baik keputusan baru tersebut sebagai dasar hukum untuk mengatasi masalah biaya yang tidak terpulihkan selama masa transisi dari kontraktor yang ada ke yang baru. "Namun, sulit bagi kontraktor lama untuk berinvestasi jika potensi produksi kecil," kata direktur eksekutif IPA, Marjolijn Wajong.

Para ahli memiliki pandangan yang beragam mengenai apakah peraturan baru tersebut akan bermanfaat bagi sektor hulu migas. Andrew Harwood, direktur riset hulu Asia di perusahaan konsultan Wood Mackenzie, mengatakan bahwa keputusan tersebut cenderung mendorong operator untuk mempertahankan investasi selama masa transisi, yang merupakan kunci untuk mempertahankan Tingkat produksi.

"Untuk operator yang ada, ini memberikan kepastian yang lebih besar seputar investasi mereka kembali. Bagi operator baru, kewajiban biaya yang belum terpulihkan harus sepenuhnya dipahami dan dimasukkan dalam penilaian daya tarik mengajukan PSC yang akan berakhir, "katanya kepada The Jakarta Post pada hari Selasa. Peraturan baru ini berarti persyaratan fiskal harus cukup menarik bagi operator baru, dengan mempertimbangkan kewajiban biaya yang tidak terpulihkan

Peneliti ReforMiner Institute, Pri Agung Rakhmanto mengklaim bahwa beberapa istilah mungkin berbenturan dengan keputusan sebelumnya mengenai skema split split baru, yang tidak mempertimbangkan tanggung jawab penggantian biaya kontraktor baru dalam pemecahan laba.

Keputusan baru tersebut dapat membuat sektor hulu migas di Indonesia bahkan kurang fleksibel, karena hanya memprioritaskan perusahaan tertentu saja. "Hanya mereka yang benar-benar tertarik dengan blok minyak dan gas dapat mengambil alih dari kontraktor sebelumnya karena konsekuensi yang sangat besar [dalam investasi]," kata Pri Agung.

Jakarta Post, Page-13, Thursday, April, 20, 2017

Pertamina Invites 56 Refinery Owners

Oil management abroad

PT Pertamina invited 56 foreign companies to participate in crude processing deal auction

Pertamina Hasto Wibowo, Pertamina's Vice President of Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) said it was still waiting for a response from the 56 invited companies. The national oil company opens opportunities for refiners to offer the best price as the yield of crude oil.

Through the crude processing deal (CPD) scheme, the company will supply crude oil to be processed at other company's refineries. Pertamina will pay the cost of processing crude oil to gasoline

The current CPD process stages are just up to the invite stage of the 56 companies. "The process stages are still waiting for submission [approval] from the companies we invite," he said, Wednesday (19/4).

Under Pertamina's plan, there are 7 million barrels of gasoline to be generated in the Il / 2017 semester. Pertamina will send crude oil about 1 million barrels per month. The company aims to start shipping crude oil by June 2017. "A total of 7 million barrels during the semester ll / 2017," he said.

Gasoline consists of several types of petroleum products such as Premium, Pertalite, and Pertamax types. ISC Senior Vice President of Pertamina Daniel Purba said that if the crude oil shipments from Pertamina had started in June 2017, the company must establish the refinery owner company to be leased in May 2017.

The processed oil comes from Pertamina's overseas assets, such as in Iraq, 3 million barrels and 4 million barrels will be supplied through spot market purchases. "If the loading is June," In May we have to set the winner, "he said.

Refinery owners in Asia-Pacific, he said, would be the target in this auction. Location and price, the main consideration in choosing partner candidates in cooperation oil services. Because the capacity of oil refineries in the country today is not directly proportional to the level of consumption of fuel oil (BBM)

RIGHT UP

BP Statistical Review also noted the trend of fuel consumption in the country continues to rise. In 2005, fuel consumption was at the level of 1.5 million barrels per day (BPD). Then, the next 5 years, ie in 2010, fuel consumption rose to the level of 1.4 million BPD And rose to 1.6 million BPD in 2015.

Therefore, to get around the import of BBM products, it is innovating by using oil services through refineries abroad.

Based on data from Pertamina, crude oil imports in 2017 will touch 140 million barrels, up 5% compared to 134 million barrels a year earlier. Crude oil imports are imported from various countries, such as Saudi Arabia with 39 million barrels, Africa 18 million barrels, Asia includes Malaysia, Thailand and Brunei Darussalam 60 million barrels and from the Mediterranean as much as 32 million barrels.

To offset crude oil imports, Pertamina targets domestic procurement of 181.3 million barrels of oil this year. Procurement of oil from within the country comes from the government, Pertamina, and profit sharing contractor cooperation contracts (KKKS).

In contrast, Pertamina targets imports of Premium (octane content / RON 85) in 2017 to only 62 million barrels, down 16% compared to last year's 73.7 million barrels. For the type of Solar with 0.3% and 0.25% sulfur content used for the transportation sector, the state-owned oil and gas company targets imports of 6 million barrels.

On the other hand, a special type of Solar with low sulfur and fame (fatty acid methyl ester/biodiesel), it will still import 22.18 million barrels to meet the needs of the mining sector. "The rise in import growth base fuel consumption by 3%. 4% per year "says, Daniel.

IN INDONESIAN

Pengelolaan minyak di luar negeri

Pertamina Undang 56 Pemilik Kilang

PT Pertamina mengundang 56 perusahaan asing untuk mengikuti lelang kerja sama pengolahan minyak mentah atau crude processing deal

Vice President Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) Pertamina Hasto Wibowo mengatakan, pihaknya masih menunggu respons dari 56 perusahaan yang diundang tersebut. Perusahaan minyak nasional itu membuka kesempatan bagi pemilik kilang untuk menawarkan harga terbaik sebagai imbal hasil mengolah minyak mentah.

Melalui skema crude processing deal (CPD), perseroan nantinya memasok minyak mentah untuk diolah di kilang milik perusahaan lain. Pertamina nantinya membayar biaya jasa pengolahan minyak mentah menjadi gasolin

Tahapan proses CPD saat ini baru sampai pada tahap invite [undang] 56 perusahaan. "Tahapan proses masih menunggu submit [persetujuan] dari perusahaan yang kami undang,” ujarya, Rabu (19/4).

Berdasarkan rencana Pertamina, ada 7 juta barel gasolin yang akan dihasilkan pada semester Il/2017. Pertamina akan mengirimkan minyak mentah sekitar 1 juta barel per bulan. Perseroan menargetkan untuk mulai mengapalkan minyak mentah pada Juni 2017. “Total 7 juta barel selama semester ll/2017" katanya.

Gasolin terdiri dari beberapa jenis produk bahan bakar minyak seperti Premium, Pertalite, dan jenis Pertamax. Senior Vice President ISC Pertamina Daniel Purba mengatakan, jika pengiriman minyak mentah dari Pertamina sudah dimulai Juni 2017, perseroan harus menetapkan perusahaan pemilik kilang yang akan disewa pada Mei 2017. 

Minyak yang diolah tersebut berasal dan hasil produksi aset Pertamina yang berada di luar negeri, seperti di Irak 3 juta barel dan 4 juta barel akan dipasok melalui pembelian di pasar spot. “Kalau loading-nya Juni," Bulan Mei kita harus menetapkan pemenangnya," katanya.

Pemilik kilang di Asia-Pasifik, menurutnya, akan menjadi incaran dalam lelang kali ini. Lokasi dan harga, menjadi pertimbangan utama dalam memilih kandidat mitra dalam kerja sama jasa olah minyak. Pasalnya, kapasitas kilang minyak di dalam negeri saat ini belum berbanding lurus dengan tingkat konsumsi bahan bakar minyak (BBM)

NAIK TERUS

BP Statistical Review pun mencatat tren konsumsi BBM di Tanah Air terus naik. Pada 2005, konsumsi BBM berada di level 1,5 Juta barel per hari (bph). Kemudian, 5 tahun berikutnya, yakni pada 2010, konsumsi BBM naik ke level 1,4 juta bph Dan naik ke 1,6 juta bph pada 2015.

Oleh karena itu, untuk menyiasati impor produk BBM, pihaknya melakukan inovasi dengan menggunakan jasa olah minyak melalui kilang di luar negeri.

Berdasarkan data Pertamina, impor minyak mentah sepanjang 2017 akan menyentuh 140 juta barel naik 5% dibandingkan dengan realisasi tahun sebelumnya 134 juta barel. lmpor minyak mentah itu didatangkan dari berbagai negara, seperti Arab Saudi sebanyak 39 juta barel, Afrika 18 juta barel, Asia mencakup Malaysia, Thailand dan Brunei Darussalam 60 juta barel dan dari Mediterania sebanyak 32 juta barel.

Untuk mengimbangi impor minyak mentah, Pertamina menargetkan pengadaan minyak dari dalam negeri sebanyak 181,3 juta barel pada tahun ini. Pengadaan minyak dari dalam negeri itu berasal dari bagian pemerintah, bagian Pertamina, dan bagi hasil kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Sebaliknya, Pertamina menargetkan impor Premium (kandungan oktan/RON 85) pada 2017 hanya 62 juta barel, turun 16% dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 73.7 juta barel.  Untuk jenis Solar dengan kadar sulfur 0,3% dan 0,25% yang digunakan untuk sektor transportasi, BUMN migas itu menargetkan impor 6 juta barel.

Di sisi lain, khusus jenis Solar dengan sulfur rendah dan fame (fatty acid methyl ester/ biodiesel), pihaknya masih akan mengimpor 22,18 juta barel untuk memenuhi kebutuhan sektor pertambangan. “Naiknya impor basisnya growth konsumsi BBM sebesar 3%. 4% per tahun" kata Daniel. 

Bisnis Indonesia, Page-23, Thursday, April, 20, 2017

Oil and Gas Receipts Down, District Government Bojonegoro Send Letter to President

The District Government (Pemkab) Bojonegoro plans to send a letter to President Joko Widodo regarding the revenue sharing revenue (DBH) of oil and gas as well as other local income is lower. The letter will be sent this week.

Head of Revenue Service Bojonegoro Herry Sudjarwo explained that the letter will be submitted concerning the existence of oil and gas DBH in the area which directly cut the cost recovery of oil project Block Cepu. According to the letter received from the Ministry of Finance, Bojonegoro had to pay the "cost recovery" of the Cepu Block project amounting to Rp 550 billion.

Related to that, the district government has submitted a proposal to the Ministry of Finance for the cost recovery of the Cepu Block project to be paid in five years. "But the proposal did not get a response," he said.

He gave the description of the acquisition of oil and gas DBH in the first quarter only Rp 147 billion, whereas the calculation of the acquisition of oil and gas DBH for the first quarter could reach Rp 400 billion. Not to mention the distribution of oil and gas DBH in 38 districts/cities in East Java, this year no one gained due to cost recovery cuts.

"If it is normal for each regency/city in East Java, get Rp 24 billion per year," he said.

Therefore, the Government of Sidoarjo Regency will visit Bojonegoro to question the absence of oil and gas revenue from oil and gas block Cepu Block this year.

"The plan of the Government of Sidoarjo Regency will be to Bojonegoro, today, Thursday (20/4) They are questioning because the calculation of the acquisition of DBH oil and gas participation has been allocated in APBD," he said.

Furthermore, he also explained that in the calculation of APBN for the allocation of general allocation fund (DAU), a region of oil and gas producers will decline, considering that they have obtained bigger oil and gas DBH compared to other regions that are not oil and gas producers.

As a result, local DAU revenue of Rp 900 billion in 2017, lower than other regions that are not oil and gas producers, such as Blitar that can get DAU Rp 1.2 trillion

"With the acquisition of Rp 900 billion DAU, it is only enough to pay Civil Servants (PNS), we will also submit for DAU division there should be a review," he asserted.

IN INDONESIAN

Penerimaan Migas Turun, Pemerintah Kabupaten Bojonegoro Kirim Surat ke Presiden

Pemerintah Kabupaten (Pemkab) Bojonegoro berencana mengirim surat kepada Presiden Joko Widodo terkait penerimaan dana bagi hasil (DBH) migas juga pendapatan lainnya daerah setempat yang semakin rendah. Surat tersebut akan dikirim pekan ini. 

Kepala Dinas Pendapatan Bojonegoro Herry Sudjarwo menjelaskan surat yang akan disampaikan itu menyangkut adanya DBH migas di daerahnya yang langsung dipotong cost recovery proyek minyak Blok Cepu. Sesuai Surat yang pernah diterima dari Kementerian Keuangan, Bojonegoro harus membayar "cost recovery" proyek Blok Cepu sebesar Rp 550 miliar.

Terkait hal itu, Pemerintah kabupaten pernah mengajukan usulan kepada Kementerian Keuangan agar cost recovery proyek Blok Cepu itu diangsur lima tahun. "Tapi usulan itu tidak memperoleh tanggapan," ujarnya.

Ia memberikan gambaran perolehan DBH migas daerahnya triwulan I hanya Rp 147 miliar, padahal perhitungannya perolehan DBH migas untuk triwulan I bisa mencapai Rp 400 miliar. Belum lagi pemerataan DBH migas di 38 kabupaten/kota di Jawa Timur, pada tahun ini tidak ada yang memperoleh disebabkan adanya pemotongan cost recovery.

“Kalau normalnya seharusnya masing-masing kabupaten/kota di Jawa Timur, memperoleh Rp 24 miliar per tahunnya, " katanya.

Oleh karena itu, Pemerintah Kabupaten Sidoarjo akan berkunjung ke Bojonegoro untuk mempertanyakan tidak adanya penerimaan DBH migas minyak Blok Cepu tahun ini.

"Rencanannya Pemerintah Kabupaten Sidoarjo akan ke Bojonegoro, hari ini, Kamis (20/4). Mereka mempertanyakan karena perhitungan perolehan DBH migas penyertaan sudah dialokasikan di dalam APBD, " tegasnya.

Lebih lanjut ia juga menjelaskan dalam perhitungan APBN untuk pembagian dana alokasi umum (DAU) suatu daerah penghasil migas akan turun, dengan pertimbangan sudah memperoleh DBH migas lebih besar dibandingkan dengan daerah lain yang bukan penghasil migas.

Akibatnya penerimaan DAU daerahnya sebesar Rp 900 miliar pada 2017, lebih rendah dibandingkan daerah lain-nya yang bukan penghasil migas, seperti Blitar yang bisa memperoleh DAU Rp 1,2 Triliun

"Dengan perolehan DAU Rp 900 miliar, hanya cukup untuk membayar Pegawai Negeri Sipil (PNS). Kami juga akan menyampaikan untuk pembagian DAU harus ada peninjauan ulang," katanya menegaskan.

Memorandum, Page-17, Thursday, April, 20, 2017

The Rules of Return on Oil and Gas Investment need to be clarified

The oil and gas industry asks the government to clarify the rules regarding the mechanism of return on investment costs to contractors of KKKS cooperation contracts at the end of the contract period.

As is known, dated March 29, 2017, Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Ignasius Jonan stipulates Minister of Energy and Mineral Resources Regulation N026 / 2017 on Investment Cost Reversal Mechanism on Upstream Oil and Gas Business Activities.

The regulation is designed to maintain the level of production and optimization of state revenues from upstream oil and gas business activities by requiring the contractor to maintain the fairness of oil and gas production level until the end of the contract period.

Therefore, the contractor is obliged to invest in the working area. In the framework of the investment, the contractor gets the return of investment cost during the contract period. In the event that the cooperation contract is extended and there is still an investment cost that has not been refunded, the refund can be continued during the contract renewal period.

In the event that the cooperation contract is extended using a gross split sharing contract and there is still an investment cost, the remaining non-refundable investment costs are taken into account on the contractor's part. 

     Meanwhile, if there is another party as a new contractor other than the old contractor, then the new contractor must bear the remaining investment cost that has not been returned proportionally according to the amount of participating interest. 

     However, if the contract is not renewed and there are still non-refundable investment costs, the return on investment costs will be borne by the new contractor.

Marjolijn Wajong, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA), said the scheme would only appeal to assets that offer sufficient economics to contractors. However, if the economy of the oil and gas block is low, it will be difficult for the new contractor to bear all unrecoverable costs in advance before the contract expires.

"If the economy is good, then it can be accepted by new contractors, but if the economy is ugly, then it is difficult to be accepted by new contractors," he said.

Related to that, Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam asked for clarity regarding payment mechanism and unrecovered cost calculation which must be borne. "The payment mechanism and the unrecovered cost obligations that must be covered must be adjusted to the applicable accounting rules," he said.

As is known, Pertamina is assigned by the government to manage several working areas that will expire, including Attaka Block, Mahakam Block, Tuban Block, Ogan Komering Block, Sanga-Sanga Block, South East Sumatera Block, Central Block, North Sumatera Offshore Block, And East Kalimantan Block.

Related to the new regulation, according to him, Pertamina budgeted its investment returns in 2018 for the replacement of unrecovered costs in eight working areas assigned by the government. However, until now Pertamina can not do the calculation in detail.

"But the investment value is estimated not too high because of the eight oil and gas blocks, the three regions have been managed first," he said.

EMR Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar previously said that contractors who take over oil and gas blocks that have expired their contracts are obliged to refund costs previously incurred by operators in cash. According to him, the contractor must have the calculation and the right study if you want to get the return of investment as initial capital to start production.

Based on data from the Special Working Unit for Upstream Oil and Gas Executives (SKK Migas), the realization of oil production until the end of March reached 815,600 barrels per day (BPD) and gas in the same period reached 6,503 million cubic feet per day (MMSCFD).

The realization of upstream oil and gas investment in the quarter I / 2017 amounted to USD1, 90 billion, down 32% compared with the realization of the same period last year USD 2.80 billion. The target of upstream oil and gas investment this year is USD13, 80 billion.

Secretary of SKK Migas Budi Agustyono said up to now upstream oil and gas activities are still running as planned. No contractor has proposed changes in informal work. SKK Migas is optimistic that this year's investment target can be achieved.

IN INDONESIAN

Aturan Pengembalian Investasi Migas Perlu di Perjelas

Industri migas meminta pemerintah memperjelas aturan mengenai mekanisme pengembalian biaya investasi kepada kontraktor kontrak kerja sama KKKS pada akhir masa kontrak kerja sama.

Seperti diketahui, tanggal 29 Maret 2017 Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menetapkan Peraturan Menteri ESDM N026/2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya Investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. 

Aturan itu dibuat untuk menjaga tingkat produksi dan optimalisasi penerimaan negara dari kegiatan usaha hulu migas dengan mewajibkan kontraktor menjaga kewajaran tingkat produksi migas sampai berakhirnya masa kontrak kerjasama.

Untuk itu, kontraktor wajib melakukan investasi di wilayah kerja. Dalam rangka investasi tersebut, kontraktor mendapatkan pengembalian biaya investasi selama masa kontrak kerja sama. Dalam hal kontrak kerja sama diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, pengembaliannya dapat dilanjutkan selama masa perpanjangan kontrak kerjasama.

Dalam hal kontrak kerja sama diperpanjang menggunakan kontrak bagi hasil gross split dan masih terdapat biaya investasi, sisa biaya investasi yang belum dikembalikan diperhitungkan dalam bagian kontraktor. 

     Sementara, jika terdapat pihak lain sebagai kontraktor baru selain kontraktor lama, maka kontraktor baru harus menanggung sisa biaya investasi yang belum dikembalikan secara proporsional sesuai besaran participating interest. 

     Namun, jika kontrak kerjasama tidak diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, pengembalian biaya investasi ditanggung kontraktor baru.

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong menilai skema itu hanya akan menarik bagi aset-aset yang menawarkan keekonomian cukup bagi kontraktor. Namun, apabila keekonomian blok migas rendah, menurutnya akan sulit bagi kontraktor baru menanggung seluruh unrecovered cost di awal sebelum kontrak berakhir. 

"Kalau secara keekonomian baik, maka bisa diterima oleh kontraktor baru, tetapi kalau secara keekonomian jelek, maka sulit untuk diterima oleh kontraktor baru," katanya.

Terkait dengan itu, Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam meminta kejelasan mengenai mekanisme pembayaran dan perhitungan unrecovered cost yang harus ditanggung. "Mekanisme pembayaran dan perhittmgan unrecovered cost yang harus ditanggung hrus disesuaikan dengan kaidah akuntansi yang berlaku,” ujarnya

Seperti diketahui, Pertamina ditugasi pemerintah untuk mengelola beberapa wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya, antara lain Blok Attaka, Blok Mahakam, Blok Tuban, Blok Ogan Komering, Blok Sanga-Sanga, Blok South East Sumatera, Blok Tengah, Blok North Sumatera Offshore, dan Blok East Kalimantan. 

Terkait aturan baru itu, menurut dia, Pertamina menganggarkan dana pengembalian investasi pada 2018 untuk penggantian unrecovered cost di delapan wilayah kerja yang telah ditugaskan pemerintah. Namun, sampai saat ini Pertamina belum bisa melakukan perhitungan secara detail.

"Tapi nilai investasi diperkirakan tidak terlalu tinggi karena dari delapan blok migas, tiga wilayah telah dikelola terlebih dahulu,” kata dia. 

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar sebelumnya mengatakan, kontraktor yang mengambil alih blok minyak dan gas bumi yang telah habis masa kontraknya wajib mengembalikan biaya yang telah dikeluarkan operator sebelumnya secara tunai. 

     Menurut dia, kontraktor harus memiliki perhitungan dan kajian tepat jika ingin mendapatkan pengembalian investasi sebagai modal awal untuk memulai produksi.

Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas), realisasi produksi minyak sampai akhir Maret mencapai 815.600 barel per hari (bph) dan gas pada periode yang sama mencapai 6.503 juta kaki kubik per hari (MMSCFD). 

Adapun realisasi investasi hulu migas pada kuartal I/2017 sebesar USD1,90 miliar, turun 32% dibandingkan dengan realisasi periode yang sama tahun lalu USD 2,80 miliar. Adapun target investasi hulu migas pada tahun ini USD13,80 miliar.

Sekretaris SKK Migas Budi Agustyono mengatakan, sampai saat ini kegiatan hulu migas masih berjalan sesuai rencana. Belum ada kontraktor yang mengusulkan perubahan kegiatan kerja secara informal. SKK Migas optimistis target investasi pada tahun ini dapat tercapai.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, April, 20, 2017

The Republic of Indonesia Hopes on Oil and Gas Investment

The government hopes that the visit of US Vice President Mike Pence this weekend can encourage investors from Uncle Sam's country to invest upstream and downstream oil and gas in the country.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja Puja hopes that the arrival of the second person of the United States can attract investors to invest in Indonesia. Indonesia became one of four countries visited by US Vice President Mike Pence namely Japan, South Korea, and Australia.

In addition, Pence arrival can increase investment in the upstream and downstream sector of oil and gas. As an illustration, investment from companies from the United States has just been seen in the upstream oil and gas sector with the contribution of activities undertaken by Chevron, ExxonMobil, and ConocoPhillips.

As of March 31, 2017, KKKS's investments reached US $ 1.9 billion or 14% of the government's target of US $ 513.8 billion this year.

In terms of production, Chevron has produced 230,170 barrels per day (bpd) of oil in the first quarter of 2017, ExxonMobil in Cepu Block at 196,443 bpd. The oil production from the two US companies contributed about 52 percent of the realization of the production of ready-to-sell oil (lifting) in Indonesia at 815,797 bpd during the first quarter of 2017. ConocoPhillips on the Corridor Block produces 1.013 million cubic feet per day (MMscfd) or 13% of the 7,740 MMscfd gas lifting rate.

Wiratmaja hopes that the oil and gas company will invest in the development of deep-sea work areas and non-conventional oil and gas blocks. "We are expecting the momentum of the Vice President's visit to increase US investment in oil and gas, especially in deep sea exploration and marine exploration, and non-conventional," he said.

In addition to the upstream sector, there are other opportunities in the downstream sector of oil and gas that can be cultivated by US investors, such as refinery projects, gas infrastructure, and liquefied natural gas facilities. In addition, cooperation opportunities for oil and gas supply from the United States can also be possible because Pertamina has signed the purchase of liquefied natural gas from 2019.

Deputy Minister of EMR Arcandra Tahar said during ExxonMobil Senior Vice President's visit Corporation Mark W. Albers on Thursday (6/4), there is a positive signal the development of the block. According to him, ExxonMobil will deliver its commitment to accelerate the project through a letter to be sent within a month

Previously, there was an option to sign the East Natuna Block contract between ExxonMobil and the government in 2016. However, it was canceled due to market and technology review still running.

IN INDONESIAN

Republik Indonesia Berharap Investasi Migas

Pemerintah berharap agar kunjungan Wakil Presiden Amerika Serikat Mike Pence pada akhir pekan ini dapat mendorong investor asal Negeri Paman Sam itu menanamkan investasi sektor hulu dan hilir minyak dan gas bumi di Tanah Air. 

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja Puja berharap agar kedatangan orang nomor dua Amerika Serikat itu dapat menarik investor menanamkan modal di Indonesia. Indonesia menjadi satu di antara empat negara yang dikunjungi Wakil Presiden AS Mike Pence yakni Jepang, Korea Selatan, dan Australia.

Selain itu, kedatangan Pence dapat menaikkan investasi di sektor hulu dan hilir migas. Sebagai gambaran, investasi dari perusahaan asal Amerika Serikat baru saja terlihat di sektor hulu migas dengan kontribusi kegiatan yang dilakukan oleh Chevron, ExxonMobil, dan ConocoPhillips.

Hingga 31 Maret 2017, investasi yang sudah dikeluarkan KKKS mencapai US$1,9 miliar atau 14 % dari target yang ditetapkan pemerintah US$513,8 miliar pada tahun ini.

Dari sisi produksi, Chevron telah menghasilkan minyak 230.170 barel per hari (bph) pada kuartal I/2017, ExxonMobil di Blok Cepu sebesar 196.443 bph. Produksi minyak dari dua perusahaan AS itu berkontribusi sekitar 52% dari realisasi produksi minyak siap jual (lifting) di Tanah Air 815.797 bph selama kuartal I/2017. ConocoPhillips di Blok Corridor menghasilkan gas 1.013 juta kaki kubik per hari (MMscfd) atau 13% dari rerata lifting gas 7.740 MMscfd.

Wiratmaja berharap agar perusahaan migas tersebut berinvestasi untuk pengembangan wilayah kerja di laut dalam dan blok migas non-konvensional. “Kita mengharapkan momentum kedatangan Wapres USA ini dapat meningkatkan Investasi AS di bidang migas terutama eksplorasi dan eksploitasi laut dalam, dan non-konvensional," ujarnya 

Selain sektor hulu, ada peluang lain di sektor hilir migas yang bisa digarap investor AS, seperti proyek kilang, infrastruktur gas, dan fasilitas gas alam cair. Selain itu, peluang kerja sama pasokan migas dari Amerika Serikat pun bisa dimungkinkan karena sebelumnya Pertamina telah meneken pembelian gas alam cair mulai 2019.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan dalam kunjungan Senior Vice President ExxonMobil Corporation Mark W. Albers pada Kamis (6/4), terdapat sinyal positif pengembangan blok tersebut. Menurutnya, ExxonMobil akan menyampaikan komitmennya untuk melakukan percepatan proyek melalui sebuah surat yang akan dikirim dalam kurun waktu sebulan

Sebelumnya, terdapat opsi untuk meneken kontrak kerja sama Blok East Natuna antara ExxonMobil dengan pemerintah pada 2016. Namun, hal itu batal dilakukan karena kajian pasar dan teknologi masih berjalan.

Bisnis Indonesia, Page-23, Thursday, April, 20, 2017

Gas Blocks Transition Rules Published

The regulation requires that a new contractor replaces the old contractor investment.

Ministry of Energy and Mineral Resources released a new transition rule regarding working areas of oil and gas out of contract. According to Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar, the policy aims to restrain the rate of decline in oil production.

During this time, upstream oil and gas companies tend to hold an investment in the future block contract expires. In fact, the flow of capital needed to get oil and gas production is maintained. If there is no investment, oil and gas blocks will undergo natural production decline.

The new regulations will require a new manager to replace oil and gas blocks investment costs already incurred the old manager. The goal that the previous block operator would not invest, even though his contract expires.

Arcandra pointed out, the old contractor to pay $ 10 million to drill two years before the contract expires. The money would be replaced by a new operator.

Under the rules, the amount of the payment must be approved Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas). Payment commitments contained in the agreement will be signed by the contractor of old and new contractors.

The payment obligation is also included in the determination letter issued management of oil and gas blocks Ministry of Energy. SKK Migas head Amien said earlier Sunaryadi contract certainty greatly affect the flow of investment in an oil and gas block. For example, oil production Sanga-Sanga offshore East Kalimantan, which decreased from 12 thousand barrels per day last year to only 8 thousand barrels per day this year.

Virginia oil and gas concession-run Oil Company (Vico) it will pass into the hands of PT Pertamina next year.

"Obstacles indeed a matter of time for the contract will be expired. We focus on curbing production, "said Vice President of Community & External Affairs Vico, Ngurah Kresnawan.

Contract certainty of recovering oil also affects project (enhanced oil recovery / EOR) Block Rokan, Riau. Chevron Pacific Indonesia as the operator does not want to continue the EOR project in Minas Field waiting for certainty extension of operations after 2021.

President of Chevron Pacific Indonesia, Albert Simanjuntak, claiming EOR projects could potentially increase production of 17-22 percent per one point of drilling. Another reason the termination of the project, Albert added because of low oil prices. Chevron knew to have conducted two pilot phase which cost about US $ 222 million.

IN INDONESIAN

Aturan Transisi Blok Migas Diterbitkan

Regulasi mewajibkan kontraktor baru mengganti investasi kontraktor lama.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral merilis aturan transisi baru mengenai wilayah kerja minyak dan gas bumi yang habis masa kontraknya. Menurut Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar, kebijakan itu bertujuan menahan laju penurunan produksi migas.

Selama ini, perusahaan hulu migas cenderung menahan investasi di blok yang masa kontraknya akan berakhir. Padahal, aliran modal diperlukan supaya produksi migas tetap terjaga. Jika tidak ada investasi, blok migas akan mengalami penurunan produksi alamiah.

Regulasi baru akan mewajibkan pengelola baru suatu blok migas mengganti biaya investasi yang sudah dikeluarkan pengelola lama. Tujuannya supaya operator blok sebelumnya tidak ragu mengeluarkan investasi, meski kontraknya akan kedaluwarsa. 

Arcandra mencontohkan, kontraktor lama mengeluarkan uang US$ 10 juta untuk mengebor sumur dua tahun sebelum kontrak berakhir. Uang itu akan diganti oleh operator baru.

Berdasarkan aturan itu, besaran pembayaran harus disetujui Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Komitmen pembayaran nantinya akan terdapat dalam perjanjian yang diteken kontraktor lama dan kontraktor baru. 

Kewajiban pembayaran juga termasuk dalam surat penetapan pengelolaan blok migas yang diterbitkan Kementerian Energi. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi sebelumnya mengatakan kepastian kontrak sangat mempengaruhi aliran investasi di suatu blok migas. Contohnya produksi minyak Blok Sanga-Sanga di lepas pantai Kalimantan Timur yang menurun dari 12 ribu barel per hari tahun lalu menjadi hanya 8 ribu barel per hari pada tahun ini. 

    Konsesi migas yang dikelola Virginia Oil Company (Vico) itu akan pindah ke tangan PT Pertamina tahun depan.

“Kendala kami memang soal waktu karena kontrak akan expired. Kami fokus menahan laju produksi," ujar Vice President Community & External Affairs Vico, Ngurah Kresnawan.

Kepastian kontrak juga mempengaruhi proyek pengurasan minyak (enhanced oil recovery/EOR) Blok Rokan, Riau. Chevron Pacific Indonesia sebagai operator tidak mau melanjutkan proyek EOR di Lapangan Minas karena menunggu kepastian perpanjangan operasi setelah 2021.

Presiden Direktur Chevron Pacific lndonesia, Albert Simanjuntak, mengklaim proyek EOR berpotensi menambah produksi 17-22 persen per satu titik pengeboran. Alasan lain penghentian proyek, Albert menambahkan karena harga minyak yang rendah. Chevron diketahui sudah melakukan dua tahap uji coba yang menghabiskan biaya sekitar US$ 222 juta.

Koran Tempo, Page-21, Wednesday, April, 19, 2017

Energi Mega Will Buy 25% ONWJ

The government approved the purchase by way of business to business

PT Energi Mega Persada Tbk, a company under the Bakrie Group, intends to acquire shares or participating interest (PI) in the Offshore North West Java (ONWJ). Currently the company is still waiting for official approval by the government.

The block is the majority owner of PT Pertamina Hulu Energi ONWJ (PHE ONWJ) with a share of 58.28%. Then Energi Mega Persada has a 36.72% stake and Kufpec Indonesia (ONWJ) BV amounting to 5%

Just before the contract expires on January 18, 2017, the Ministry of Energy and Mineral Resources (EMR) to change the composition of the three stocks. PHE ONWJ got 73.5% of the shares, Energi Mega Persada 24% and Kufpec only 2.5%.

Against the reduction, when the contract expires there is no confirmation of both Pertamina's partners to rejoin manage ONWJ. Finally, PHE ONWJ holding a 100% stake in ONWJ, which is then given to the area by 10% through the Oil and Gas Upstream PT Jabar, enterprises of West Java province in the oil and gas sector.

Chief Investor Relations of Energi Mega Persada Herwin Wahyu Hidayat said, the company is indeed still want to sign in ONWJ. But the plan still depends on government decisions. Including decisions related to the amount of shares that can be acquired by the Indonesia Stock Exchange issuers coded these Enrg.

So, Herwin not been able to mention the amount of shares that can be digengam by this company. "We are waiting for the government's decision," said Herwin

Pertamina's upstream director Syamsu Alam stated ENRG want to get a 25% stake in ONWJ. Pertamina already get government permission to carry out the share down. But he did not specify whether it will invite old partners, namely ENRG and Kufpec or Contractor Contract (PSC) others who are interested have a stake in ONWJ.

Deputy Minister Arcandra Tahar said, the mechanism is different from the Mahakam block. "Just like Mahakam, submitted to Pertamina. The mechanism is Business to Business, he said.

The investment costs

Meanwhile, Pertamina claims there are still investment costs that have not been returned alias unrecovered cost of US $ 450 million from the three companies that manage ONWJ block it when the contract expired. Though the company has been doing long-term investment in ONWJ

Thus, Pertamina asked the government to add a split of gross revenue share split, which has been applied since January 18, 2017 last. It is appropriate Decree No. 26/2017 on investment cost recovery mechanism in the upstream oil and gas activities which had just appeared.

Herwin said they still expect a refund of investment costs incurred before the contract expires ONWJ cooperation. But, he could not mention the amount of the investment costs that belong Enrg. The reason is that the investment cost is still being calculated by PHE ONWJ as the operator of the oil and gas blocks. "We do not know whether there are still funds in ONWJ. All still counted Pertamina. We waited, Herwin said.

"ONWJ actually still have a pretty good oil and gas production. This year, Pertamina targets ONWJ production of 36,000 bopd and gas amounted to 172 MMSCFD. The figure was raised from actual production in 2016.

IN INDONESIAN

Energi Mega Akan Membeli 25% Blok ONWJ

Pemerintah merestui pembelian tersebut dengan cara business to business

PT Energi Mega Persada Tbk, perusahaan di bawah Grup Bakrie, berniat memiliki saham atau participating interest (PI) di Blok Offshore North West Java (ONWJ). Saat ini perusahaan ini masih menunggu restu resmi pemerintah.

Pemilik mayoritas blok tersebut adalah PT Pertamina Hulu Energi ONWJ (PHE ONWJ) dengan porsi 58,28%. Lalu Energi Mega Persada memiliki 36,72% saham dan Kufpec Indonesia (ONWJ) BV sebesar 5%

Saat menjelang kontrak berakhir pada 18 Januari 2017, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengubah komposisi saham ketiganya. PHE ONWJ mendapat 73,5% saham, Energi Mega Persada 24% dan Kufpec hanya 2,5%.

Terhadap pengurangan itu, saat kontrak berakhir tidak ada konfirmasi dari kedua mitra Pertamina itu untuk ikut kembali mengelola Blok ONWJ. Akhirnya, PHE ONWJ menggenggam 100% saham ONWJ, yang kemudian diberikan ke daerah sebanyak 10% melalui PT Migas Hulu Jabar, BUMD Provinsi Jawa Barat di sektor migas.

Chief Investor Relations Energi Mega Persada Herwin Wahyu Hidayat menyatakan, perseroan ini memang masih ingin masuk di Blok ONWJ. Namun rencana itu masih tergantung keputusan pemerintah. Termasuk diantaranya keputusan terkait besaran saham yang bisa didapat oleh emiten Bursa Efek Indonesia berkode ENRG tersebut.

Maka, Herwin belum bisa menyebutkan besaran saham yang bisa digengam oleh perseroan ini. "Kami menunggu keputusan pemerintah," ujar Herwin 

Direktur Hulu Pertamina, Syamsu Alam menyatakan ENRG ingin mendapatkan 25% saham di Blok ONWJ. Pertamina sudah mendapatkan izin pemerintah untuk melangsungkan share down. Namun dia tidak menjelaskan apakah akan mengajak mitra lama, yakni ENRG dan Kufpec atau Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) lain yang berminat memiliki saham di ONWJ.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar bilang, mekanismenya tidak berbeda dengan Blok Mahakam. "Sama seperti Mahakam, diserahkan ke Pertamina. Mekanismenya Business to Business, katanya.

Biaya investasi

Sementara itu, Pertamina mengklaim masih ada biaya investasi yang belum dikembalikan alias unrecovered cost sebesar US$ 450 juta dari ketiga perusahaan yang mengelola Blok ONWJ itu saat kontrak blok tersebut berakhir. Padahal perusahaan ini sudah melakukan investasi jangka panjang di ONWJ

Maka, Pertamina meminta kepada pemerintah agar menambah split dari bagi hasil gross split yang sudah diterapkan sejak 18 Januari 2017 lalu. Hal ini sesuai Peraturan Menteri No. 26/2017 tentang mekanisme pengembalian biaya investasi pada kegiatan usaha hulu migas yang baru saja terbit.

Herwin menyatakan, pihaknya masih berharap mendapatkan pengembalian biaya investasi yang telah dikeluarkan sebelum kontrak kerja sama Blok ONWJ berakhir. Tapi, dia tidak bisa menyebut besaran biaya investasi yang menjadi milik ENRG. Pasalnya biaya investasi itu masih dihitung oleh PHE ONWJ selaku operator blok migas tersebut. "Kami belum tahu apakah masih ada dana kami di ONWJ. Semua masih dihitung Pertamina. Kami menunggu, kata Herwin.

“ Blok ONWJ sejatinya masih memiliki produksi migas yang cukup baik. Tahun ini, Pertamina menargetkan produksi ONWJ sebesar 36.000 bopd dan gas sebesar 172 mmscfd. Target tersebut naik dari realisasi produksi tahun 2016.

Kontan, Page-14, Wednesday, April, 19, 2017