Pertamina Will Cross Out East Kalimantan Block

       This is the result of evaluation to the economics of eight oil and gas blocks termination submitted to Pertamina

PT Pertamina has completed the economic evaluation of eight oil and gas blocks by the end of June 2017. This step is a continuation of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) decision to hand over the eight blocks of oil and gas to the government-owned oil and gas company.

Of the eight oil and gas blocks, Pertamina considers that the continuation of the East Kalimantan Block management could be detrimental to Pertamina. Therefore, Pertamina must spend more funds to manage the block compared to the needs of other oil and gas blocks.

Understandably, to manage the block Pertamina must use a gross split scheme which is claimed by many mining companies in terms of cost greater than cost recovery. The problem is, this company still has to bear the cost of mine closure or post mining alias Abandonment and Site Restoration (ASR)

This condition causes Pertamina not interested in managing the former East Kalimantan Block under management of Chevron. "In the new regulations have to bear a considerable ASR cost," said Syamsu Alam, Upstream Director of PT Pertamina

In managing the block, Pertamina is required to bear all post-mining costs of the block. It turned out that the previous block manager Chevron Indonesia did not reserve the post-mining funds in the block.

The previous government did not require contractors of cooperation contracts (KKKS) to prepare post-mining funds. This obligation will commence once the KKKS sign a new contract in which there is a clause regarding covering the mine closing costs.

With that in mind, according to Syamsfu Alam Pertamina will still re-evaluate its role in East Kalimantan Block.

"We are requesting additional evaluation time," he said further.

Actually, Pertamina can still request additional 5% maximum share from the discretion of EMR Minister in accordance with gross Split regulation. The profit sharing for petroleum KKKS in the regulation is 43% and the rest, 57%, for the state.

If the government approves Pertamina's request, then the gross split in the block is a maximum of 48% for Pertamina. And the rest of the country by 52%.

So far the government has not determined the right incentives to help Pertamina. Director General of Oil and Gas, IGN Wiratmaja Puja stated that the government still has to analyze Pertamina's evaluation result.

"We first study the results of Pertamina's analysis," said Wiratmaja

Just as a note, at the end of January 2017, the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan handed over the management of eight blocks of oil and gas to Pertamina. Eight oil and gas blocks consist of three oil and gas blocks managed by Pertamina, and five other blocks managed by other operators.

MAP OF WORKING AREA OIL AND GAS

IN INDONESIA

Pertamina Akan Mencoret Blok East Kalimantan

Inilah hasil evaluasi ke ekonomian delapan blok migas terminasi yang diserahkan ke Pertamina

PT Pertamina sudah menuntaskan hasil evaluasi keekonomian delapan blok minyak dan gas (migas) pada akhir Juni 2017. Langkah ini merupakan kelanjutan dari keputusan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang menyerahkan delapan blok migas tersebut ke perusahaan migas milik pemerintah ini.

Dari delapan blok migas tersebut, Pertamina menilai kelanjutan pengelolaan Blok East Kalimantan bisa merugikan Pertamina. Sebab, Pertamina harus mengeluarkan dana lebih besar untuk mengelola blok tersebut dibandingkan dengan kebutuhan dana blok migas lain.

Maklum, untuk mengelola blok tersebut Pertamina harus menggunakan skema gross split yang diklaim oleh banyak perusahaan tambang dari sisi biaya lebih besar daripada cost recovery. Persoalannya, perusahaan ini masih harus menanggung biaya penutupan tambang atau pasca tambang alias Abandonment and Site Restoration (ASR)

Kondisi inilah yang menyebabkan Pertamina tidak tertarik mengelola Blok East Kalimantan bekas kelolaan Chevron. "Dalam peraturan baru harus menanggung biaya ASR yang cukup besar," kata Syamsu Alam, Direktur Hulu PT Pertamina 

Dalam mengelola blok tersebut, Pertamina Wajib menanggung seluruh biaya pasca tambang blok tersebut. Ternyata pengelola blok sebelumnya yaitu Chevron Indonesia tidak mencadangkan dana pasca tambang di blok itu.

Pemerintah sebelumnya memang tidak mewajibkan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) menyiapkan dana pasca tambang. Kewajiban ini akan dimulai setelah para KKKS meneken kontrak baru yang di dalamnya ada klausul soal menanggung biaya penutupan tambang.

Dengan memperhatikan hal tersebut, menurut Syamsfu Alam Pertamina masih akan mengevaluasi kembali perannya di Blok East Kalimantan.

"Kami sedang meminta tambahan waktu evaluasi lagi," katanya lebih lanjut.

Sebenarnya, Pertamina masih bisa meminta tambahan bagi hasil maksimal 5% dari diskresi Menteri ESDM sesuai dengan peraturan gross Split. Adapun bagi hasil bagi KKKS minyak bumi dalam aturan tersebut adalah 43% dan selebihnya, 57%, untuk negara.

Bila pemerintah menyetujui permintaan Pertamina, maka gross split di blok tersebut adalah maksimal 48% untuk Pertamina. Dan selebihnya negara sebesar 52%.

Sejauh ini pemerintah belum menentukan insentif yang tepat untuk membantu Pertamina. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, IGN Wiratmaja Puja menyatakan, pemerintah masih harus menganalisa hasil evaluasi Pertamina. 

"Kami pelajari dulu hasil analisis Pertamina," kata Wiratmaja 

Sekedar catatan, pada akhir Januari 2017, Menteri ESDM Ignasius Jonan menyerahkan pengelolaan delapan blok migas berminasi kepada Pertamina. Delapan blok migas tersebut terdiri dari tiga blok migas dikelola Pertamina, dan lima blok lain dikelola operator lain.

Kontan, Page-14, Monday, July 3, 2017

PGAS Ready to Invest US $ 200 Million

PT Perusahaan Gas Negara (PGAS) is preparing an investment of up to US $ 5200 million to add gas pipelines, both transmission and distribution. Director of PGAS Infrastructure and Technology Dilo Seno Widagdo said that the company is still adding infrastructure this year despite the sluggish market. The addition of infrastructure in the form of gas transmission and distribution pipeline is expected to increase the utilization of gas by consumers.

"We have a capital expenditure or capex of approximately US $ 200 million," he said recently.

Furthermore, he mentioned that this year's investment will be spent to complete several projects. First, Dumai distribution pipeline and transmission pipeline construction with PT Pertamina Gas Duri-Dumai section which is a government assignment project since 2016.

On the project, PGAS will spend US $ 30.4 million from a total of US $ 76 million in accordance with the share ownership of 40%. Transmission pipeline to be built along the 67 km and distribution pipes to be connected along the 60 km.

Second, the construction of West Natuna Transportation System (WNTS) Pemping transmission pipeline which is the government's assignment. PGN builds a 5 km pipeline connecting pipeline with a 120 MMscfd delivery capacity targeted for completion this year.

The WNTS pipeline itself is connected to Sakra's onshore receiving facility (ORF) facility in Singapore. The 430 MMscfd designed pipeline delivers 325 MMSCFD of gas. Meanwhile, the WNTS pipeline to Pemping Island flows 40 MMSCFD of gas from Lapangan Gajah Baru operated by Premier Oil.

Third, the development of East Java network in Semare Village along 2.2 km and 10-16 inches in diameter. Meanwhile, gas supply is obtained from Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) with volume of 60 MMSCFD.

Fourth or last, the assignment of the construction of a household gas network of 26,000 house connections (SR) that will connect the pipeline to the community in Mojokerto-East Java, Musi Banyuasin-South Sumatra, Jakarta and Bandar Lampung.

With the addition of transmission and distribution gas pipelines, Dilo hopes that gas utilization could increase this year. Recorded, in the first quarter of 2017, the company posted earnings before interest, tax, depreciation and amortization (EBITDA) of US $ 254 million while net profit amounted to US $ 96.8 million from total gas distribution of 1,542 million standard cubic feet per day / MMscfd.

Detailed, for the realization of the distribution pipeline network of 816 MMSCFD or higher and the realization of the same period last year that is 797 MMSCFD. Then, the realization of gas distribution from the distribution pipeline network of 726 MMSCFD or lower than the realization of the same period in 2016 which amounted to 846 MMSCFD.

MAP OF NATIONAL GAS INFRASTRUCTURE

IN INDONESIA

PGAS Siap Investasi US$ 200 Juta

PT Perusahaan Gas Negara (PGAS) menyiapkan investasi hingga US$ 5200 juta untuk menambah jaringan pipa gas, baik transmisi maupun distribusi. Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGAS Dilo Seno Widagdo mengatakan pihaknya tetap menambah infrastruktur tahun ini meskipun pasar lesu. Penambahan infrastruktur berupa pipa gas transmisi dan distribusi ini diharapkan mampu menambah pemanfaatan gas oleh konsumen.

"Kami punya belanja modal atau capex sekitar hampir US$200 juta," ujarnya belum lama ini. 

Lebih lanjut, dia menyebut investasi tahun ini akan dibelanjakan untuk menyelesaikan beberapa proyek. Pertama, pipa distribusi Dumai dan pembangunan pipa transmisi bersama PT Pertamina Gas ruas Duri-Dumai yang merupakan proyek penugasan pemerintah sejak 2016.

Pada proyek tersebut, PGAS akan membelanjakan modalnya sebesar US$ 30,4 juta dari total US$76 juta sesuai dengan bagian kepemilikan saham yakni 40%. Pipa transmisi yang akan dibangun sepanjang 67 km dan pipa distribusi yang akan disambung sepanjang 60 km.

Kedua, proyek pembangunan pipa transmisi West Natuna Transportation System (WNTS) Pemping yang merupakan penugasan pemerintah. PGN membangun pipa pipa penghubung sepanjang 5 km dengan kapasitas penghantaran 120 MMscfd yang ditargetkan selesai pada tahun ini.

Pipa WNTS sendiri telah terhubung ke fasilitas penerimaan gas (onshore receiving facility/ORF) Sakra di Singapura. Pipa yang didesain berkapasitas 430 MMscfd mengalirkan gas 325 MMscfd. Adapun, pipa WNTS ke Pulau Pemping mengalirkan gas sebesar 40 MMscfd dari Lapangan Gajah Baru yang dioperatori Premier Oil.

Ketiga, pengembangan jaringan Jawa Timur yakni di Desa Semare sepanjang 2,2 km dan berdiameter 10-16 inchi. Adapun, pasokan gas diperoleh dari Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) dengan volume 60 MMscfd.

Keempat atau terakhir, penugasan pembangunan jaringan gas rumah tangga sebanyak 26.000 sambungan rumah (SR) yang akan menghubungkan pipa ke masyarakat di Mojokerto-Jawa Timur, Musi Banyuasin-Sumatra Selatan, Jakarta dan Bandar Lampung.

Dengan penambahan jaringan pipa gas transmisi dan distribusi, Dilo berharap agar pemanfaatan gas bisa naik di tahun ini. Tercatat, parla kuartal l/2017, perseroan membukukan pendapatan sebelum bunga, pajak, depresiasi dan amonisasi (EBITDA) sebesar US$254 juta sementara laba bersih sebesar US$96,8 juta dari penyaluran gas total 1.542 million standard cubic feet per day/MMscfd.

Rincinya, untuk realisasi dari jaringan pipa distribusi sebesar 816 MMscfd atau lebih tinggi dan realisasi periode yang sama tahun lalu yakni 797 MMscfd. Lalu, realisasi penyaluran gas dari jaringan pipa distribusi sebesar 726 MMscfd atau lebih rendah dari realisasi periode yang sama tahun 2016 yaitu sebesar 846 MMscfd.

Bisnis Indonesia, Page-22, Monday, July 3, 2017

Indonesian Fertilizer Ask for Incentive Adjustment

State-owned fertilizer company PT Pupuk Indonesia is still expecting gas price adjustment to develop two clusters of petrochemical projects in Bintuni and Masela.

The temporary assumption of gas prices in both projects is considered too high for the company. President Director of PT Pupuk Indonesia Aas Asikin Isdat stated that the company has made the most appropriate gas price calculation in both clusters. The cost of gas for the development of the two petrochemical projects that enter into the company's calculation is at US $ 3 per MMBTU.

That figure is lower than the assumption of a gas price calculation from the government worth US $ 5.86 per MMbtu. "The temporary price we calculate in both projects, the floor price matches at US $ 3 per MMbtu. So we really want the government to re-examine the price, "said Aas

The Company has another option to continue working on petrochemical projects in the two petrochemical clusters. The important thing is that the government undertakes the addition of additional incentives as compensation for the reduction of gas price assumption.

"If gas prices remain unstable, we ask for additional incentives so that this assignment does not make us lose. Maybe we ask for tax holiday and the readiness of its infrastructure is more qualified as compensation, "said Aas.

Aas said that the petrochemical project in both gas wells is very potential to be developed. However, both areas are located in remote areas with minimal infrastructure and logistics. According to the plan, Pupuk Indonesia will partner to form a joint entity with German partner Ferrostaal for the project in Bintuni.

Meanwhile, Pupuk lndonesia is one of three companies that are planning to invest in Masela Block. Two other companies interested in investment opportunities in the Masela Block are Elsoro Multi Prima and Sojitz Indonesia.

"In principle we are ready to work on Bintuni and Masela. Gas supply is okay, only nego issue price alone. But essentially our desire with the same investor partners, namely asking the price of the most viable economies, "said Aas.

MAP OF NATIONAL GAS INFRASTRUCTURE

MIDDLE WAY

Bintuni and Masela are projected to be the center of the integrated petrochemical industry from upstream to the center of processing natural gas into methanol, ethylene, polypropylene, and polyethylene.

Previously, the government is also reviewing the option of fiscal incentives as compensation in lieu of reducing gas prices. The incentive drive is expected to be the middle ground of the price match between investors and gas contractors.

Upstream Chemical Director of the Ministry of Industry M. Khayam said the government is still pursuing a number of discussions on gas reference prices for the Masela project. Fiscal incentives such as tax allowance and tax holiday can be an option so as not to burden the industry.

There is a fixed option to use the reference price of US $ 5.86 per MMBtu, but it will be compensated with fiscal incentives in order to calculate the calculation can still enter, "he said.

IN INDONESIA

Pupuk Indonesia Minta Penyesuaian Insentif

Perusahaan pupuk milik pemerintah PT Pupuk Indonesia masih mengharapkan adanya penyesuaian harga gas pada pengembangan dua klaster proyek petrokimia yaitu di Bintuni dan Masela.

Asumsi sementara harga gas pada kedua proyek itu dianggap masih terlalu tinggi bagi perseroan. Direktur Utama PT Pupuk Indonesia Aas Asikin Isdat menyatakan perseroan telah melakukan penghitungan harga gas yang paling layak pada kedua klaster itu. Biaya gas untuk pengembangan kedua proyek petrokimia yang masuk ke dalam hitungan perseroan berada di angka US$3 per MMbtu.

Angka itu lebih rendah ketimbang asumsi penghitungan harga gas dari pemerintah senilai US$5,86 per MMbtu. “Harga sementara yang kami hitung di kedua project itu, floor price yang cocok di US$3 per MMbtu. Maka kami sebenarnya ingin pemerintah mengkaji ulang lagi harganya,” ujar Aas

Perseroan memiliki opsi lain agar tetap bisa menggarap proyek petrokimia pada dua klaster petrokimia tersebut. Yang penting pemerintah menyanggupi penambahan insentif tambahan sebagai kompensasi pengganti penurunan asumsi harga gas.

“Kalau harga gas tetap tidak bisa ditekan lagi, kami meminta insentif tambahan supaya penugasan ini tidak membuat kami rugi. Mungkin kami minta tax holiday dan kesiapan infrastruktur-nya yang lebih mumpuni sebagai kompensasinya,” ujar Aas.

Aas menyatakan proyek petrokimia di kedua sumur gas abadi tersebut memang sangat potensial untuk dikembangkan. Hanya saja, kedua daerah itu berada di remote area dengan infrastruktur dan logistik yang masih minim. Rencananya, Pupuk Indonesia akan bermitra membentuk entitas patungan bersama mitra asal Jerman Ferrostaal untuk proyek di Bintuni. 

Sementara itu, Pupuk lndonesia merupakan salah satu dari tiga perusahaan yang berencana berinvestasi di Blok Masela. Dua perusahaan lain yang meminati peluang investasi di Blok Masela adalah Elsoro Multi Prima dan Sojitz Indonesia.

“Prinsipnya kami siap menggarap Bintuni dan Masela. Pasokan gas sudah oke, hanya nego masalah harganya saja. Tapi intinya keinginan kami dengan mitra investor sama, yaitu meminta harga keekonomian yang paling layak,” ujar Aas.

JALAN TENGAH

Bintuni dan Masela diproyeksikan menjadi pusat industri petrokimia yang terintegrasi dari hulu hingga dengan menjadi pusat pengolahan gas bumi menjadi metanol, etilen, polipropilen, dan polietilen.

Sebelumnya, pemerintah juga sedang mengkaji opsi insentif fiskal sebagai kompensasi pengganti penurunan harga gas. Dorongan insentif itu diharapkan dapat menjadi jalan tengah kecocokan harga antara investor dengan kontraktor gas.

Direktur Kimia Hulu Kementerian Perindustrian M. Khayam menyatakan pemerintah masih menempuh sejumlah pembahasan mengenai harga acuan gas untuk proyek Masela. Insentif fiskal sperti tax allowance dan tax holiday dapat menjadi opsi supaya tidak memberatkan bagi industri.

Ada opsi tetap menggunakan harga acuan US$5,86 per MMbtu itu, tapi nanti dikompensasikan dengan insentif fiskal supaya hitung hitungannya tetap bisa masuk," ujar dia. 

Bisnis Indonesia, Page-17, Monday, July 3, 2017

Oil Price Shares JCI

The Jakarta Composite Index (JCI) is predicted to strengthen in today's trading on Monday (3/7) driven by the strengthening of oil prices.

Investa Saran Mandiri analyst Hans Kwee said the strengthening of oil prices will be a positive sentiment for JCI strengthening after the long holiday. On Saturday, WTI oil prices closed up 3.13 percent to US46.35 per barrel, while Brent oil rose 2.83 percent to US $ 48.98 per barrel.

"[IHSG] consolidation tends to strengthen," he said.

In addition, domestic data also provide positive sentiment for JCI. Domestic data in question is the inflation data to be released Monday (3/7) and in the estimate will still be positive.

Meanwhile, Senior Analyst PT Binaartha Paratna Sekuritas Reza Priyambada rate on today's trading JCI will be more influenced by global sentiment.

"The market will take a while for the review because sentiment in the past week tends to be varied," he said.

He added that JCI is expected to be in the range of support levels 5.725-5.768 and resistance 5.840-5.862. According to him, the positive movement ahead of Idul Fitri holiday shows the position of market players who are still optimistic that JCI is still in a strong trend.

However, given the varied global sentiments and the likely time to review all sentiment throughout the holidays, the trading rhythm may be temporarily sluggish and there may be a reasonable downside.

"However, the expected attenuation may be limited due to the immediate reaction after a long holiday. It is expected that the release of domestic macroeconomic data can help weaken if any, "he said.

On the other hand, during the first half of this year, the JCI rose 10.06% to the highest level in 5,829.71 history at the close of trading on Thursday (22/6). The performance of the Composite Index is ranked 6th among 13 global benchmark indexes. The first to fifth position was SNP Sansex India with 17.43% performance in the first half of 2017, followed by South Korea's KOSPI 16.97%, Hong Kong's Hang Seng 16.70%, Philippines PSE Index 14.88% and FTSE ST Singapore 11.62%.

In line with the rise of JCI, the value of market capitalization of Indonesia Stock Exchange (IDX) also rose to the position of Rp 6.373 trillion. Market capitalization Grows 8.46% year-to-date and end-2016 level recorded at Rp 5,754

Based on BEI data of 286 shares traded on the stock exchange recorded price increases during the first half of this year. The 62 stocks did not experience any changes in prices or stagnant, and 209 stocks were corrected per share price.

IN INDONESIA

Harga Minyak Dorong IHSG

Indeks Harga Saham Gabungan (IHSG) diprediksi menguat pada perdagangan hari ini, Senin (3 / 7) didorong oleh penguatan harga minyak.

Analis Investa Saran Mandiri Hans Kwee mengatakan penguatan harga minyak akan menjadi sentinten positif untuk penguatan IHSG usai libur panjang. Pada perdagangan Sabtu (1/7), harga minyak WTI ditutup menguat 3,13% ke level US46,35 per barel, sedangkan harga minyak Brent menguat 2,83% ke level US$48,98 per barel.

“[IHSG] konsolidasi cenderung menguat,” katanya.

Selain itu, data dalam negeri juga turut memberikan sentimen positif untuk IHSG. Data dalam negeri yang dimaksud adalah data inflasi yang akan dirilis Senin (3/ 7) dan di perkirakan masih akan positif.

Sementara itu, Senior Analis PT Binaartha Paratna Sekuritas Reza Priyambada menilai pada perdagangan hari ini IHSG akan lebih banyak dipengaruhi oleh sentimen global.

“Pasar akan butuh waktu dulu untuk review karena sentimen di pekan kemarin cenderung variatif,” katanya.

Dia menambahkan, IHSG diperkirakan berada di kisaran level support 5.725-5.768 dan resisten 5.840-5.862. Menurutnya, pergerakan positif jelang libur Lebaran memperlihatkan posisi pelaku pasar yang masih optimistis bahwa IHSG masih dalam tren menguat.

Akan tetapi melihat variatifnya sentimen global dan kemungkinan waktu yang dibutuhkan untuk me-review semua sentimen sepanjang liburan, ritme perdagangan berpotensi melambat sementara dan ada kemungkinan disertai dengan pelemahan wajar.

“Namun, diharapkan pelemahan dapat terbatas karena reaksi sesaat setelah libur panjang. Diharapkan rilis data makro ekonomi dalam negeri dapat membantu pelemahan jika ada,” katanya.

Pada sisi lain, sepanjang paruh pertama tahun ini, IHSG naik 10,06% ke level tertinggi sepanjang sejarah 5.829,71 pada penutupan perdagangan Kamis (22/6). Kinerja IHSG berada pada urutan ke-6 di antara 13 indeks acuan dunia. Posisi pertama hingga kelima ditempati oleh SNP Sansex India dengan kinerja 17,43% sepanjang semester I/2017, disusul oleh KOSPI Korea Selatan 16,97% , Hang Seng Hong Kong 16,70%, PSE Index Filipina 14,88%, dan FTSE ST Singapura 11,62%.

Sejalan dengan kenaikan IHSG, nilai kapitalisasi pasar Bursa Efek Indonesia (BEI) juga naik ke posisi Rp 6.373 triliun. Kapitalisasi pasar Bertumbuh 8,46 % year-to-date dan level akhir 2016 yang tercatat sebesar Rp 5.754  

Berdasarkan data BEI sebanyak 286 saham yang diperdagangkan di lantai bursa mencatatkan kenaikan harga sepanjang paruh pertama tahun ini. Adapun 62 saham tidak mengalami perubahan harga atau stagnan, dan 209 saham mengalami koreksi harga per lembar saham.

Bisnis Indonesia, Page-10, Monday, July 3, 2017

Revised Price Projection

Some of the world's giant finance companies are revising the 2017 crude oil price projection.

At the close of trade Friday (30/6) WTI oil price contract August 2017 increased 1.11 points or 2.47% to US $ 46.04 per barrel. Meanwhile, Brent oil in August 2017 rose 1.14 points or 2.39% to US $ 48.77 per barrel.

The figure showed an increase in 7 consecutive sessions. However, actual WTI and Brent oil prices have slumped respectively 14.47% and 14.17% in the 1st half of the year. This is the first half decline for the first time since 1998.

Tim analysts from Goldman Sachs Group Inc. delivered one of the unpredictable important factors and pressed oil prices was an increase in production in Libya and Nigeria. Plus the volume of US shale oil production is approaching the supply of Saudi Arabia and Russia as the world's two major exporters.

Given the steady supply projection, Goldman in its research on Thursday revised its WTI price projection in the third quarter / 2017 to US $ 47.50 per barrel compared to the previous estimate of US $ S5 per barrel. The report comes less than 24 hours after other giant finance companies such as JP Morgan Chase & Co., Morgan Stanley and Sociate Generale SA cut their forecast for crude oil prices in 2017.

In his research, Goldman's team of analysts conveying the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) requires deeper supply cuts to balance the crude oil market. This is to anticipate a surge of supply from its own members of Libya and Nigeria.

As is known, OPEC and allied countries agreed to cut production by 1.8 million barrels per day (bpd) until the first quarter of 2018. This agreement is an extension of the previous agreement which lasted from January 2017 to June 2017.

Nevertheless Libya and Nigeria are exempt from the agreement. Both countries are considered necessary to restore economic conditions after experiencing troop attacks. The volume of Libyan crude oil production as of June 2017 has reached 715,430 thousand bpd. This is the highest level since June 2013 amounted to 1.32 million bpd.

In August 2017, Nigeria's oil production is expected to reach 226,000 bpd or an increase from June 2017 of 164,000 bpd. Meanwhile, Libyan oil production is estimated at 902,000 bpd, or the highest figure in the last 4 years. Analysts and investors have wrongly predicted commodity prices this year. Although OPEC cuts, oil prices are still slipping, "said the research.

According to Goldman, the decline in oil prices is still due to miscalculations of supply and demand volumes. In fact, these fundamental factors become the main key in determining the price.

In other research, Natixis analyst Abishek Deshpande said the oil market is actually going into a balance between supply and demand in 2017, after two years earlier surplus. However, this process has not been enough to provide support for prices, as global supplies are still rising.

FOUR FACTORS

According to him, there are four factors that become negative sentiment toward the current crude oil price. Firstly, increased supplies from Libya and Nigeria are exempt from an OPEC production trimming deal.

Second, the growing US supply is faster than predicted. According to U.S. Energy Informtation Administration (EIA) average oil production of Uncle Sam in 2017 reached 9.3 million bpd, up from 2016 amounted to 8.9 million bpd. Next year, the pumping volume will reach a record high of 10 million bpd.

Third, the realization of production cuts between OPEC and its allies that did not reach the target in the range of 1.8 million bpd. Fourth, the slowdown in global demand growth.

Natixis predicted that the OPEC product trimming compliance in June 2017-March 2018 would only reach 80%. The level of production is still quite high due to increased domestic demand in the summer.

So far, the average OPEC compliance rate (not including Libya and Nigeria) has already reached 102%. The main contributing factor is Saudi Arabia's compliance of 131%. While less satisfactory compliance came from Iraq (65%) and United Arab Emirates (69%).

Looking at a number of existing sentiments, Natixis revised its projected average Brent oil price in 2017 to US $ 53.50 per barrel and WTI worth US $ S1.30 per barrel. This figure is down US $ 4 from the previous projection.

IN INDONESIA

Proyeksi Harga Direvisi

Sejumlah perusahaan Finansial raksasa di dunia merevisi proyeksi harga minyak mentah 2017.

Pada penutupan perdagangan Jumat (30/6) harga minyak WTI kontrak Agustus 2017 meningkat 1,11 poin atau 2,47% menuju US$46,04 per barel. Sementara itu, minyak Brent kontak Agustus 2017 menguat 1,14 poin atau 2,39% menjadi US$48,77 per barel.

Angka tersebut menujukkan kenaikan dalam 7 sesi berturut-turut. Namun demikian, sebenarnya harga minyak WTI dan Brent sudah merosot masing-masing 14,47 % dan 14,17% pada semester 1/2017. lni merupakan penurunan pada paruh pertama untuk pertama kalinya sejak 1998.

Tim analis dari Goldman Sachs Group Inc menyampaikan salah satu faktor penting yang tidak dapat diprediksi dan menekan harga minyak adalah kenaikan produksi di Libya dan Nigeria. Ditambah volume produksi minyak shale Amerika Serikat yang semakin mendekati jumlah suplai dari Arab Saudi dan Rusia sebagai dua eksportir utama dunia.

Melihat proyeksi suplai yang terus bertumbuh, Goldman dalam risetnya Kamis (29/6) merevisi proyeksi harga WTI pada kuartal III/2017 menjadi US$47,50 per barel dibandingkan dengan estimasi sebelumnya senilai US$S5 per barel. Laporan tersebut muncul kurang dari 24 jam setelah sejumlah perusahaan finansial raksasa lainnya seperti JP Morgan Chase&Co, Morgan Stanley, dan Sociate Generale SA memangkas proyeksi harga minyak mentah 2017.

Dalam risetnya, tim analis Goldman menyampaikan Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) membutuhkan pemotongan pasokan yang lebih dalam untuk menyeimbangkan pasar minyak mentah. Hal ini untuk mengantisipasi lonjakan suplai dari anggotanya sendiri yakni Libya dan Nigeria.

Seperti diketahui, OPEC dan negara sekutu setuju memangkas produksi hingga 1,8 juta barel per hari (bph) sampai kuartal I/2018. Perjanjian ini merupakan perpanjangan dari kesepakatan sebelumnya yang berlangsung dari Januari 2017 hingga Juni 2017.

Namun demikian Libya dan Nigeria dibebaskan dari perjanjian tersebut. Kedua negara itu dianggap perlu memulihkan kondisi perekonomian setelah mengalami serangan pasukan. Volume produksi minyak mentah Libya per Juni 2017 sudah mencapai 715.430 ribu bph. ini merupakan level tertinggi sejak Juni 2013 sejumlah 1,32 juta bph.

Pada Agustus 2017, produksi minyak Nigeria diperkirakan bisa mencapai 226.000 bph atau meningkat dari Juni 2017 sebesar 164.000 bph. Sementara itu, produksi minyak Libya diperkirakan mencapai 902.000 bph, atau angka tertinggi dalam 4 tahun terakhir. Analis dan investor sudah salah memprediksi harga komoditas tahun ini. Meski OPEC melakukan pemotongan, harga minyak masih tergelincir,” papar riset tersebut.

Menurut Goldman, penurunan harga minyak masih terjadi karena adanya salah perhitungan mengenai volume suplai dan permintaan. Padahal, faktor fundamental ini menjadi kunci utama dalam menentukan harga.

Dalam riset lainnya, analis Natixis Abishek Deshpande menyampaikan sebetulnya pasar minyak menuju ke proses keseimbangan antara suplai dan permintaan pada 2017, setelah dua tahun sebelumnya mengalami surplus. Namun proses ini belum cukup memberikan dukungan terhadap harga, karena persediaan global masih membumbung.

EMPAT FAKTOR

Menurutnya ada empat faktor yang menjadi sentimen negatif terhadap harga minyak mentah saat ini. Pertama, meningkatnya pasokan dari Libya dan Nigeria yang dibebaskan dari kesepakatan pemangkasan produksi OPEC.

Kedua, bertumbuhnya pasokan AS yang lebih cepat dari prediksi. Menurut U.S. Energy Informtation Administration (EIA) rerata produksi minyak Paman Sam pada 2017 mencapai 9,3 juta bph, meningkat dari 2016 sejumlah 8,9 juta bph. Pada tahun depan, volume pemompaan akan menuju rekor tertinggi, yakni 10 juta bph.

Ketiga, realisasi pemangkasan produksi antara OPEC dan sekutunya yang tidak mencapai target di kisaran 1,8 juta bph. Keempat, perlambatan pertumbuhan permintaan global.

Natixis meramalkan kepatuhan pemangkasan prooduksi OPEC pada Juni 2017-Maret 2018 hanya mencapai 80%. Tingkat produksi masih cukup tinggi karena meningkatnya permintaan domestik pada musim panas.

Sejauh ini, rerata kepatuhan OPEC (tidak tennasuk Libya dan Nigeria) sudah mencapai 102%. Faktor penopang utama ialah kepatuhan Arab Saudi yang berkisar 131%. Sedangkan kepatuhan yang kurang memuaskan datang dari Irak (65%) dan Uni Emirat Arab (69%).

Melihat sejumlah sentimen yang ada, Natixis merevisi proyeksi rerata harga minyak Brent pada 2017 menjadi US$53,50 per barel dan WTI senilai US$S1,30 per barel. Angka ini turun US$4 dari proyeksi sebelumnya.

Bisnis Indonesia, Page-10, Monday, July 3, 2017

Improving For the Eternal Field

The government asserted that the Masela Block must be processed due to Indonesia's dependence on gas imports.

Indonesia's dependence on gas imports makes the government make efforts to maximize the potential of natural gas in the stomach of Indonesia. Although steep, the government is still trying all the way to the operation of the immortal wells in the Arafuru sea can soon be enjoyed by the community.

The Arafuru sea range is not only beautiful, but it also stores billions of tons of cubic natural gas reserves that can meet the nation's energy independence. The immortal field, better known as the Masela Block in Maluku, is expected to be the third largest gas reserve in the world.

Unfortunately, until now the government is still struggling with administrative issues and terms of cooperation agreement with oil and gas company from Japan, Inpex which since 1998 was asked to be the operator of Masela block. Only, at this time in the era of President Joko Widodo's government the government plans to solve this problem.

"We should be able to add value from the operation of oil and gas reserves in our own country, not only to be dredged, but we ourselves lack and still import from here and there," said ESDM Minister Ignasius Jonan

Even so, history may pass by mandating the inpex in November 1998 to become the sole operator to explore in the Arafuru Sea. Notice of agreement or better known Production Sharing Contrat (PSC) in the language of the first energy business scheme states, Masela Block will be operated offshore or offshore. Not only offshore, on an initial agreement note, the gas production generated by Masela Block will be partially transported by Inpex to Japan and Indonesia only gets a regional use tax of 2.5 percent.

Entering 2010, Inpex obtained the first initial development plan or POD from the Indonesian government that the gas produced from the eternal field will become liquefied gas or LNG. However, in 2010 POD yesterday said, LNG processing plants are offshore or offshore.

No less, Inpex get permission to be able to do the processing of 2.5 million tons cubic per year. Entering 2013 - 2014 Inpex finds back much larger reserves and can increase the volume up to 7.5 tons per year.

Seeing the huge potential, the Indonesian government began to realize, so large reserves can not just be exploited, but the use back to the small nation. Moreover, as of September 2015 many experts stated that if Indonesia wants to benefit more from the operation of this perennial field, Indonesia needs to change the scheme from offshore to onshore.

Benefits Indonesia

When the Coordinating Minister for Maritime Affairs Rizal Ramli served as a sign of the Indonesian government to change the Inpex POD which was originally offshore to be on the beach or onshore. This concept is considered much more profitable for Indonesia. Given not only the issue of cheaper cost, but also with the concept of onshore it will have a chain effect that could be an added value for Indonesia.

Even so, the concept of onshore is not only can be smoothly approved by the entire cabinet. At that time, the Minister of Energy and Mineral Resources Sudirman Said and SKK Migas assessed that if the onshore concept is applied then the government and Inpex have to spend more on the cost of gas pipeline from offshore to shore. No half-hearted, Sudirman Said said the pipeline gas project could reach 19.3 billion US dollars.

Even so, Rizal Ramli has agreed that building an LNG plant on the seashore would only cost about 16 billion dollars, instead of offshore costs $ 22 billion. Until then it was agreed that the construction of an LNG plant or liquid gas would be built on the beach.

Luhut Binsar Pandjaitan who at that time served as Executor of Duty Minister of Energy and Mineral Resources said, Masela problem can not be allowed to float. The potential of existing gas must be immediately processed in line with Indonesia's dependence on gas imports due to the continuous decline of existing gas lifting. Luhut sends a letter to Inpex to make a second POD from offshore to onshore.

"So, this is not just an efficient cost issue. But, further than that, the utilization of this liquid gas can be directly utilized by petrochemical companies. This concept in addition can make the domestic industry moves when there is industrial activity on land so the economy of the surrounding community can also live, "said Luhut on September 15, 2016.

Luhut explained, in addition to providing added value for the surrounding community and provide opportunities for the country's growing industry, the masela block project undertaken by the coast can save oil and gas production costs up to 7 billion dollars. This figure is quite large considering that so far the government must bear the cost recovery from upstream oil and gas work quite a lot.

One of the reasons for this Masela block issue is also recalled by Inpex's contract to become operator of Masela Block only until 2024. He sees, with the expenses incurred and the potential available, if the Masela Block is not operated soon, it will be useless. Indonesia only has about seven more years until the Inpex contract runs out in Indonesia.

Masela gas reserves of 10.7 TCF (Trillion Cubic Feet) should be immediately utilized given the still high domestic demand for gas. Another thing is that until now lifting Indonesia can only meet 59 percent of domestic needs. Meanwhile, the remaining needs are supplied through Import.

If the potential of masela can be strengthened, not only to make Indonesia free from LNG import, but also can make Indonesia as one of the world gas supply country.

So since September the government counted through the Ministry of Energy and Mineral Resources, the Coordinating Ministry for the Ministry of Marine Affairs to accelerate the development of the Masela Block. No responsibility, Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan flew to Japan to meet directly with Inpex officials and Japanese Prime Minister Shinzo Abe to discuss the continuation of this Masela Block.

At breakfast in Japan on May 16, 2017, Jonan along with Toshiaki Kitamura, CEO of Inpex Corp. agreed that Inpex will soon complete the process of perpetual field development in the Masela Block. Jonan requested that Inpex immediately discuss with SKK Migas to start the process of Pre Front End Engineering Design (FEED).

The discussion has to go to the technical stage, including a number of topics such as Pre FEED implementation, production capacity, and onshore location.

Both parties agree that the location will be set after Pre-FEED is completed, before entering FEED stage. CEO & President Inpex Toshiaki Kitamura stated that his company's readiness to start the Pre FEED phase immediately. To that end, Inpex agreed to immediately conduct a workshop with SKK Migas, to discuss the strategic points to start Pre-FEED.

IN INDONESIA

Berbenah Demi Lapangan Abadi

Pemerintah menegaskan, potensi Blok Masela harus diolah karena ketergantungan Indonesia terhadap impor gas.

Ketergantungan Indonesia terhadap impor gas membuat pemerintah melakukan upaya untuk memaksimalkan potensi gas bumi yang ada di perut indonesia. Meski terjal, pemerintah sampai saat ini masih mengupayakan segala cara agar operasi sumur abadi di laut Arafuru segera bisa dinikmati masyarakat.

Bentangan laut Arafuru tidak hanya cantik, tapi juga menyimpan miliaran ton kubik cadangan gas alam yang bisa memenuhi kemandirian energi bangsa. Lapangan abadi atau lebih dikenal Blok Masela di Maluku diharapkan menjadi cadangan gas terbesar nomor tiga di dunia.

Sayangnya, hingga kini pemerintah masih berkutat dengan persoalan administrasi dan syarat-syarat perjanjian kerja sama dengan perusahaan minyak dan gas asal Jepang, Inpex yang sejak 1998 didaulat menjadi operator blok Masela. Hanya, saat ini pada era kepemimpinan Presiden Joko Widodo pemerintah berencana menyelesaikan persoalan ini.

"Kita harus bisa menambah nilai tambah dari pengoperasian cadangan migas di negara kita sendiri. Jangan cuma mau dikeruk, tapi kita sendiri kekurangan dan masih impor dari sana sini," ujar Menteri ESDM Ignasius Jonan 

Meski begitu, sejarah boleh saja berlalu dengan memberikan mandat kepada inpex pada November 1998 silam untuk menjadi operator tunggal untuk melakukan eksplorasi di laut Arafuru. Nota perjanjian atau lebih dikenal Production Sharing Contrat (PSC) dalam bahasa skema bisnis energi pertama menyatakan, Blok Masela akan dioperasikan pada lepas pantai atau offhore. Tidak hanya dilakukan di lepas pantai, pada nota perjanjian awal, nantinya produksi gas yang dihasilkan oleh Blok Masela akan diangkut sebagian oleh Inpex menuju jepang dan Indonesia hanya mendapatkan pajak penggunaan wilayah sebesar 2,5 persen.

Memasuki tahun 2010, Inpex mendapatkan rencana pengembangan awal atau POD pertama dari pemerintah Indonesia bahwa gas yang diproduksi dari lapangan abadi tersebut akan menjadi gas cair atau LNG. Namun, pada 2010 kemarin POD menyatakan, pabrik pengolahan LNG berada di lepas pantai atau offshore. 

Tidak kurang, Inpex mendapatkan izin untuk bisa melakukan pemprosesan sebesar 2,5 juta ton kubik per tahun. Memasuki 2013 - 2014 ternyata Inpex menemukan kembali cadangan yang jauh lebih besar dan bisa meningkatkan volume hingga 7,5 ton per tahun.

Melihat potensi yang besar tersebut, pemerintah Indonesia mulai menyadari, sebegitu besarnya cadangan tidak bisa begitu saja dieksploitasi, tapi pemanfaatan kembali ke bangsa kecil. Apalagi, saat September 2015 banyak ahli menyatakan bahwa jika Indonesia ingin mendapatkan manfaat lebih dari pegoperasian ladang abadi ini, Indonesia perlu mengubah skema dari offshore ke onshore.

Menguntungkan Indonesia

Saat Menteri Koordinator Bidang Maritim Rizal Ramli menjabat menjadi tanda pemerintah Indonesia mengubah POD Inpex yang semula di lepas pantai menjadi di tepi pantai atau onshore. Konsep ini dinilai jauh lebih menguntungkan bagi Indonesia.Mengingat tidak hanya persoalan biaya yang lebih murah, tetapi juga dengan konsep onshore maka akan ada efek berantai yang bisa menjadi nilai tambah bagi Indonesia.

Meski begitu, konsep onshore ini tidak begitu saja bisa mulus disetujui oleh seluruh kabinet. Saat itu, Menteri ESDM Sudirman Said dan SKK Migas menilai jika konsep onshore diterapkan maka pemerintah dan Inpex harus mengeluarkan dana lebih banyak untuk biaya pipa penyalur gas dari lepas pantai ke tepi pantai. Tidak tanggung-tanggung, Sudirman Said mengatakan, proyek pipa gas penyalur tersebut bisa mencapai 19,3 miliar dolar Amerika.

Meski begitu, Rizal Ramli tetap menyepakati bahwa pembuatan pabrik LNG di tepi pantai hanya butuh sekitar 16 miliar dolar, dari pada di lepas pantai yang membutuhkan dana sebesar 22 miliar dolar. Hingga kemudian disepakati bahwa pembangunan pabrik LNG atau gas cair akan dibangun di tepi pantai.

Luhut Binsar Pandjaitan yang saat itu menjabat sebagai Pelaksana Tugas Menteri ESDM mengatakan, persoalan Masela tidak bisa dibiarkan mengambang. Potensi gas yang ada harus segera diolah seiring dengan ketergantungan Indonesia terhadap impor gas karena terus menerusnya menurun lifting gas yang ada. Luhut mengirimkan surat ke Inpex untuk membuat POD kedua yang semula dari offshore menjadi onshore.

“Jadi, ini bukan hanya persoalan cost yang efisien. Tapi, lebih jauh dari itu, pemanfaatan gas cair ini bisa langsung dimanfaatkan oleh perusahaan petrokimia. Konsep ini selain bisa membuat industri dalam negeri bergerak ketika ada aktivitas industri di darat maka ekonomi masyarakat sekitar juga bisa hidup,” ujar Luhut pada 15 September 2016.

Luhut menjelaskan, selain bisa memberikan nilai tambah bagi masyarakat sekitar dan memberikan kesempatan bagi industri Tanah Air berkembang, proyek blok masela yang dilakukan di tepi pantai bisa menghemat biaya produksi migas hingga 7 miliar dolar. Angka ini cukup besar mengingat selama ini pemerintah harus menanggung cost recovery dari kerja hulu migas yang cukup banyak.

Salah satu alasan persoalan Blok Masela ini dikebut juga mengingat kontrak Inpex untuk menjadi operator Blok Masela hanya sampai 2024 nanti. Ia melihat, dengan biaya yang sudah dikeluarkan dan potensi yang ada, jika Blok Masela tidak segera dioperasikan, akan menjadi sia-sia. Indonesia hanya punya waktu sekitar tujuh tahun lagi sampai kontrak Inpex habis di Indonesia.

Cadangan gas Masela yang mencapai 10,7 TCF (Trillion Cubic Feet) harus segera dimanfaatkan mengingat kebutuhan gas dalam negeri yang juga masih tinggi. Hal lain adalah hingga saat ini lifting yang dilakukan Indonesia hanya bisa memenuhi 59 persen kebutuhan dalam negeri. Sedangkan, sisa kebutuhan dipasok melalui Impor. 

Jika potensi masela bisa dikuatkan, bukan hanya membuat Indonesia terbebas dari impor LNG, melainkan juga bisa menjadikan Indonesia sebagai salah satu negara pemasok kebutuhan gas dunia.

Maka sejak September terhitunglah pemerintah melalui Kementerian ESDM, Kementerian Koordinator Bidang Kemaritiman melakukan percepatan pembangunan Blok Masela. Tidak tanggung-tanggung, Menteri ESDM Ignasius Jonan terbang ke Jepang untuk langsung bertemu dengan para petinggi Inpex dan Perdana Menteri Jepang, Shinzo Abe untuk membahas kelanjutan Blok Masela ini.

Saat sarapan pagi di Jepang pada 16 Mei 2017, Jonan bersama Toshiaki Kitamura, CEO Inpex Corp menyepakati, Inpex akan segera menyelesaikan proses pengembangan lapangan abadi di Blok Masela. Jonan meminta agar Inpex segera melakukan pembahasan dengan SKK Migas untuk memulai proses Pre Front End Engineering Design (FEED). 

Pembahasan sudah harus masuk ke tahapan teknis, termasuk sejumlah topik seperti pelaksanaan Pre FEED, kapasitas produksi, serta lokasi onshore.

Kedua pihak sepakat lokasi akan ditetapkan setelah Pre-FEED selesai, sebelum masuk tahapan FEED. CEO & President Inpex Toshiaki Kitamura menyatakan, kesiapan perusahaannya untuk segera memulai tahap Pre FEED. Untuk itu, Inpex setuju segera melaksanakan workshop bersama SKK Migas, untuk membahas poin-poin strategis untuk memulai Pre-FEED.

Republika, Page-14, Saturday, July 1, 2017