Four Oil and Gas Projects Become Priorities

The government decides on four oil and gas blocks (oil and gas) projects in the National Strategic Project (PSN) list. This is because the four projects are producing gas with a large capacity that will meet future energy needs.

The four projects are Berau Ltd's British Petroleum (BP) liquefied natural gas (LNG) liquefied natural gas (LNG), development of Masela Block operated by lnpex Corporation, Chevron's deepwater development (IDD) gas project and the Jambaran-Tiung unitization unit Blue operated by PT Pertamina EP Cepu.

"Tiung Biru Jambaran Field, IDD, Tangguh, Masela, all gas. It's the future of our energy that seems to be a lot of gas than oil. Therefore, we must be efficient, using the right technology, "said Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar

With the list of PSN, the four projects are expected to increase the country's foreign exchange reserves. The four projects will also be able to meet the needs of domestic gas without the need to import. "Later this project can meet the needs of 10-20 years," he said.

Due to priority entry, Arcandra continues the government will strive to make development as fast as possible primarily related to the use of technology. Moreover, by entering PSN, the construction of the four projects will be regulated in the Presidential Regulation (Perpres) so that it can get facilities such as land acquisition and the ease of licensing.

Previously, there were three national oil and gas projects which also included national strategic projects, namely Bontang Refinery, Tuban Refinery, and Refinery Development Masterplan Program (RDMP) of Cilacap Refinery.

MAP OF OIL REFINERY IN INDONESIA

IN INDONESIA

Empat Proyek Migas Menjadi Prioritas

Pemerintah memutuskan empat proyek blok minyak dan gas bumi (migas) masuk daftar Proyek Strategis Nasional (PSN). Hal itu disebabkan keempat proyek itu menghasilkan gas dengan kapasitas besar yang akan memenuhi kebutuhan energi masa depan.

Keempat proyek tersebut adalah kilang gas alam cair/LNG Tangguh Train 3 milik British Petroleum (BP) Berau Ltd, pengembangan Blok Masela yang dioperasikan lnpex Corporation, proyek lapangan gas laut dalam (Indonesia deepwater development/IDD) milik Chevron dan lapangan unitisasi Jambaran-Tiung Biru yang dioperasikan PT Pertamina EP Cepu.

“Lapangan Jambaran Tiung Biru, IDD, Tangguh, Masela, semua gas. Ini masa depan energi kita yang kelihatannya banyak gas daripada minyak. Karena itu, kita harus efisien, menggunakan teknologi yang tepat,” kata Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar

Dengan masuk daftar PSN, keempat proyek itu diharapkan dapat menambah cadangan devisa negara. Keempat proyek juga dipastikan akan dapat memenuhi kebutuhan gas domestik tanpa perlu mengimpor. “Nanti proyek ini bisa memenuhi kebutuhan 10-20 tahun,” kata dia.

     Karena masuk prioritas, Arcandra melanjutkan pemerintah akan berupaya agar pengembangan dapat dilakukan secepat mungkin terutama terkait dengan penggunaan teknologi. Terlebih, dengan masuk PSN, pembangunan keempat proyek itu akan diatur di dalam Peraturan Presiden (Perpres) sehingga bisa mendapatkan kemudahan seperti pembebasan lahan serta kemudahan perizinan.

Sebelumnya, ada tiga proyek migas nasional yang juga masuk proyek strategis nasional, yakni Kilang Bontang, Kilang Tuban, dan Refinery Development Masterplan Program (RDMP) Kilang Cilacap.

Media Indonesia, Page-17, Wednesday, July 5, 2017

ONWJ Block Oil Production Will Be Revised

PT Pertamina said it would revise Offshore Offshore Block's work plan and budget (WP & B) North West Java (ONWJ) after the implementation of gross split scheme in its oil and gas contract.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the implementation of the gross split scheme in the new production sharing contract (PSC) of Block ONWJ is going pretty well. However, it is necessary to adapt WP & B after the use of the gross split scheme. WP & B Block ONWJ for this year has been approved since last year, while a new contract was signed earlier this year.

"Must talk to SKK Migas (Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Executives) because there was WP & B last year. But if oil and gas production [Block ONWJ], there is little short, "he said in Jakarta, Tuesday (4/7).

General Manager of PT Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java Irwansyah had stated, Oil and Gas Production Block ONWJ in 2017 is in accordance WP & B is targeted higher than last year. Crude oil production in 2017 is targeted at 36 thousand barrels per day (bpd) and gas 172 million standard cubic feet per day / mmscfd.

While last year's realization, oil production amounted to 36 thousand bpd and gas 164-165 mmscfd. In addition to revising the work plan, Alam also said that it has submitted an additional revenue sharing proposal for ONWJ Block to the government. Under the contract signed earlier this year, revenue share for the state on the ONWJ Block compared to Pertamina is set at 37.5: 62.5 for gas and 42.5: 57,5 ​​for oil.

From the results of the study, he said the company still needs an additional split to boost the economy of oil and gas blocks off the north coast of West Java. 

In addition [split] is still in ministerial discretion. Already delivered, hopefully given, "he said.

The discretion in question is the discretion of the Minister of Energy and Mineral Resources as set out in Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources Number 8 Year 2017 which regulates the gross split contract. In Article 7 mentioned, when the calculation of commercialization of the field did not reach certain economies, contractors get a maximum split of 5%.

In contrast, in the calculation of commercialization of the field exceeds a certain economy, the state may take a 5% split. President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi once mentioned that there are several factors that reduce the economics of ONWJ Block. 

    In detail, the unrecovered cost, the Value Added Tax (VAT) which is the full responsibility of the contractor, the investment cost of the participation rights granted to the local government by 10%, and the rental fee considering the production facility in ONWJ Block becomes government property because the previous contract used cost recovery scheme.

Meanwhile, Vice Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar stated that ONWJ Block management is more profitable when using the gross split scheme rather than cost recovery. It has already calculated this comparison directly and has been discussed with Pertamina.

Related to the proposed additional split, he said Pertamina may submit it. "Just ask it first, obviously gross split is more profitable," he said.

The government recorded oil reserves in ONWJ Block is still 309.8 million barrels and gas 1,114.9 billion cubic feet. In the new contract, Pertamina undertakes to disburse US $ 82.3 million for the first three years and US $ 8.5 billion over a 20-year contract to work on the ONWJ Block potential. In addition, the contract also mentions gross receipts from ONWJ Block of USS 14.8 billion, which is a state quota of US $ 5.7 billion.

Wait for the Government

Pertamina has also submitted the study of eight termination blocks assigned to the company. Arcandra revealed, it is still evaluating the results of studies from Pertamina. This is in accordance with applicable procedures.

"Every block of oil and gas given to Pertamina is evaluated and they will submit what they need," he said.

Alam revealed that, along with submitting the results of the study, his side also filed a number of requests related to the management of seven oil and gas blocks. Unfortunately, Nature is reluctant to detail this request. But specifically for the East Kalimantan Block, it requested additional time of three months until September to review again.

"For the East Kalimantan Block, we ask for additional time because the cost of ASR is quite large and result in less good economy," said Alam.

As is known, the Government commissioned Pertamina to manage eight blocks whose contract expires in 2018.

IN INDONESIA

Produksi Migas Blok ONWJ Bakal Direvisi

PT Pertamina menyatakan akan merevisi rencana kerja dan anggaran (work plan and budget/WP&B) Blok Offshore North West Java (ONWJ) setelah diterapkannya skema bagi hasil kotor (gross split) dalam kontrak migasnya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menuturkan, penerapan skema gross split dalam kontrak kerja sama (production sharing conctract/ PSC) yang baru Blok ONWJ berjalan cukup bagus. Meski demikian, diakuinya perlu ada penyesuaian WP&B setelah penggunaan skema gross split ini. 

WP&B Blok ONWJ untuk tahun ini telah disetujui sejak tahun lalu, sementara kontrak baru diteken pada awal tahun ini.

“Harus bicara dengan SKK Migas (Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi) karena ada WP&B tahun lalu. Tetapi kalau produksi migas [Blok ONWJ], ada sedikit short,” katanya di Jakarta, Selasa (4/7).

General Manager PT Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java Irwansyah sempat menyatakan, Produksi migas Blok ONWJ pada 2017 ini sesuai WP&B ditargetkan lebih tinggi dari tahun lalu. Produksi minyak mentah pada 2017 ditargetkan 36 ribu barel per hari (bph) dan gas 172 million standard cubic feet per day/mmscfd.

Sementara realisasi pada tahun lalu, produksi minyak sebesar 36 ribu bph dan gas 164-165 mmscfd. Selain merevisi rencana kerja, Alam juga menuturkan telah mengajukan usulan tambahan bagi hasil untuk Blok ONWJ kepada pemerintah. Berdasarkan kontrak yang ditandatangani awal tahun ini, bagi hasil untuk negara di Blok ONWJ dibandingkan dengan bagian Pertamina ditetapkan sebesar 37,5:62,5 untuk gas dan 42,5:57,5 untuk minyak.

Dari hasil kajian yang dilakukan, dikatakannya perseroan tetap membutuhkan tambahan split untuk mendongkrak keekonomian blok migas di lepas pantai utara Jawa Barat ini.

Tambahannya [split] masih dalam diskresi menteri. Sudah disampaikan, mudah-mudahan diberikan,” kata dia.

Diskresi yang dimaksud adalah diskresi Menteri ESDM sebagaimana ada dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 Tahun 2017 yang mengatur soal kontrak gross split. Dalam Pasal 7 disebutkan, ketika perhitungan komersialisasi lapangan tidak mencapai keekonomian tertentu, kontraktor mendapat tambahan split maksimal 5%. 

Sebaliknya, dalam perhitungan komersialisasi lapangan melebihi keekonomian tertentu, maka negara boleh mengambil split 5%. Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi pernah menyebutkan ada beberapa faktor yang mengurangi keekonomian Blok ONWJ.

     Rincinya, adanya unrecovered cost, Pajak Pertambahan Nilai (PPN) yang menjadi tanggungan kontraktor sepenuhnya, tanggungan biaya investasi dari hak partisipasi yang diberikan ke pemerintah daerah sebesar 10%, dan adanya biaya sewa mengingat fasilitas produksi di Blok ONWJ menjadi milik pemerintah karena kontrak sebelumnya menggunakan skema cost recovery.

Sementara itu, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menyatakan, pengelolaan Blok ONWJ lebih menguntungkan ketika menggunakan skema gross split daripada cost recovery. Pihaknya sudah menghitung langsung perbandingan ini dan telah dibicarakan dengan Pertamina.

Terkait usulan tambahan split, dikatakannya Pertamina boleh saja mengajukannya. “Ya ajukan saja dulu, yang jelas gross split lebih untung,” kata dia.

Pemerintah mencatat cadangan minyak di Blok ONWJ tercatat masih 309,8 juta barel dan gas 1.114,9 miliar kaki kubik. Dalam kontrak baru, Pertamina menyanggupi untuk mengelurakan dana sebesar US$ 82,3 juta selama tiga tahun pertama dan US$ 8,5 miliar sepanjang masa kontrak 20 tahun untuk menggarap potensi Blok ONWJ. Selain itu, kontrak juga menyebutkan penerimaan kotor dari Blok ONWJ sebesar USS 14,8 miliar di mana yang merupakan jatah negara US$ 5,7 miliar.

Tunggu Pemerintah

Pertamina juga telah menyampaikan hasil kajian delapan blok terminasi yang ditugaskan pengelolaannya kepada perseroan. Arcandra mengungkapkan, pihaknya masih mengevaluasi hasil kajian dari Pertamina. Hal ini memang sesuai prosedur yang berlaku.

“Setiap blok migas yang diberikan pengelolaannya kepada Pertamina dievaluasi dan mereka akan ajukan yang diperlukan,” kata dia.

Alam mengungkapkan, bersamaan dengan menyerahkan hasil kajian tersebut, pihaknya juga mengajukan sejumlah permintaan terkait pengelolan tujuh blok migas. Sayangnya, Alam enggan merinci permintaan ini. Namun khusus untuk Blok East Kalimantan, pihaknya meminta tambahan waktu tiga bulan hingga September nanti untuk melakukan kajian lagi.

“Untuk Blok East Kalimantan, kami minta tambahan waktu karena biaya ASR cukup besar dan mengakibatkan keekonomian kurang bagus,” kata Alam.

Seperti diketahui, Pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan blok yang kontraknya habis pada 2018. 

Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 5, 2017

Government Is Revising PP Cost Recovery

The government finally issued Government Regulation No. 27 of 2017 which is a revision of Government Regulation 79/2010 on cost recovery and cost of income tax in upstream oil and gas sector. PP 27/2017 is expected to stimulate the national oil and gas investment again.

Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja optimistic that PP 27/2017 will have a positive impact for the upstream oil and gas industry. Because the consistency of regulation that regulates the oil and gas sector is necessary considering the investment is long-term, capital-intensive, and has a high risk.

"We expect future investment and upstream oil and gas upstream activities," he said in Jakarta, Tuesday (4/7).

One of the significant changes in PP 27/2017 is the opening of the possibility of determining the sharing of dynamic results (Sliding scale split) on a production sharing contract (PSC), pursuant to Article 10A. In its explanation, the term for the dynamic sharing is intended for profit and risk sharing of changes affecting oil and gas activities, such as changes in oil and / or gas prices, oil and / or gas production levels, and the ratio of revenue And petroleum operating costs.

In addition, PP 27/2017 also offers a number of incentives for contractors of joint contracts (KKKS) as set forth in Article 10. The incentive form of upstream activities is investment credit, rewards for Domestic Market Obligation (DMO), and Accelerated depreciation.

While non-tax state revenue incentives, among others, in the form of policy in the utilization of state property Used by contractors in petroleum operations and other conveniences. Furthermore for taxation, the new PP Cost Recovery also provides a number of facilities as in Articles 26A and 26B. 

     For the exploration phase, oil and gas companies may obtain import duty exemption facilities on the import of goods used in the framework of oil and gas operations, no Value Added Tax (VAT) or VAT tax and sales tax on luxury goods payable, no tax collection of Article 22 Imports of goods subject to import duty exemption, and a 100% reduction in the land and building tax (PBB) of the indebted taxes and buildings listed in the Annual Income Tax Form (SPPT) during the exploration period.

For oil and gas blocks of exploitation stage, including field processing, transportation, storage, and sales of their own production, are also entitled to the same tax facilities. However, the granting of this tax facility is given by the Minister of Finance based on the consideration of the project's economics from the relevant Minister.

With various incentives Wiratmaja optimistic national oil and gas production can also be maintained. Beleid is expected to help government efforts to maintain national oil production in order not to fall below 800 thousand barrels per day (bpd) in the future.

"Hopefully it will help [maintain production above 800 thousand bpd], because investment in production field becomes more attractive," he said.

Not Significant

Meanwhile, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wayong said, the issuance of PP 27/2017 is no longer a significant impact as when issued a few years ago. The reason is that the government is now pushing new oil and gas termination blocks and oil and gas blocks using PSC gross split scheme with no cost recovery.

"If the oil and gas company wants to take it Government Regulation no. 27/2017, now it should not, because it is now using gross split, "he said.

In addition, the issuance of PP 27/2017 judged too slow. The reason, for oil and gas contracts signed in early 2010, exploration phase promised various incentives have been passed. Most of the oil and gas blocks have entered the exploitation stage. While Incentives for oil and gas blocks of exploitation phase should be based on the Minister's decision.

That is, incentives are not automatically assigned. In fact, KKKS must see the whole economy from exploration to exploitation to decide whether to invest or not.

Therefore, it asked the government to facilitate the provision of incentives for oil and gas blocks of exploitation. "It means that the assessment will also be seen from the business side," Marjolijn said.

About the internal rate of investment (IRR), for example, the government asked him to speak with the KKKS. The reason, IRR can not be set on one number only, given the multinational oil and gas companies will see opportunities in other countries as well. So it could be the number of IRR is considered appropriate for the Government of Indonesia, still less competitive than other countries.

    Then related to the tax facilities provided the implementation is still waiting for further regulations from the Ministry of Finance.

"The government must immediately finalize the regulation so that the intention to improve the oil and gas exploration climate can run," he said.

Nevertheless, IPA still appreciate the government's effort to issue this PP 27/2017. The reason, for oil and gas companies that sign contracts around 2015 ago, this beleid much to give ease. This is because the oil and gas blocks

Managed KKKS is still in the exploration stage.

"So if for new contracts that are still the exploration phase, I think this [PP 27/2017] is good. Hopefully for the still exploration, see this is a good opportunity, "said Marjolijn.

Marjolijn admitted, it will still conduct a thorough review of the contents of PP 27/2017. So far, although better than PP 79/2010, PP 27/2017 judged not meet the overall proposal of IPA in order to restore the appeal of upstream oil and gas industry in Indonesia.

It advises the government to keep accommodating the principles of assume and discharge. The government agreed that there needs to be a revision of Government Regulation 79/2010 because it is a barrier to national oil and gas investment. If not found solutions, this beleid will make upstream oil and gas activities continue to decrease as reflected by the continued decline of oil production from 800 thousand bpd and predicted to be 400 thousand bpd by 2020.

This decline is not only due to the old oil and gas wells, but also the absence of exploration activities. One of the problems arising from this Government Regulation 79/2010 is to remove the assume and discharge regime in which the government will replace all indirect taxes paid by the contractor through reimbursement. PP 79/2010 turns it into a cost recovery regime where the tax is paid to the contractor as an operating cost and can enter cost recovery.

This change is considered to increase the risk that must be borne by investors. The reason, oil and gas contractors have to bear taxes even since the exploration period that if it fails, then a permanent burden of investors. The removal of assumes and discharges also makes the economics of the project declining, especially in deep-sea projects that require substantial costs.

IN INDONESIA

Pemerintah Terbitkan Revisi PP Cost Recovery

Pemerintah akhirnya menerbitkan Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 27 Tahun 2017 yang merupakan revisi dari PP 79/2010 tentang biaya operasi yang dapat dikembalikan (cost recovery) dan perlakuan pajak penghasilan di sektor hulu migas. PP 27/2017 ini diharapkan dapat menggairahkan kembali investasi migas nasional.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja optimis PP 27/2017 ini akan memberikan dampak positif bagi industri hulu migas. Pasalnya, konsistensi regulasi yang mengatur sektor migas sangat diperlukan mengingat investasinya bersifat jangka panjang, padat modal, dan memiliki resiko tinggi.

“Kami harapkan ke depan investasi dan kegiatan usaha hulu migas bergairah kembali,” kata dia di Jakarta, Selasa (4/7).

Salah satu perubahan yang signifikan dalam PP 27/2017 ini yakni dibukanya kemungkinan penetapan bagi hasil dinamis (sliding scale split) pada kontrak kerjasama (production sharing contract/PSC), sesuai Pasal 10A. 

    Dalam penjelasannya disebutkan bagi hasil dinamis ini dimaksudkan untuk pembagian keuntungan dan resiko terhadap perubahan-perubahan yang mempengaruhi kegiatan migas, antara lain perubahan harga minyak dan atau gas, tingkat produksi minyak dan atau gas, serta rasio antara penerimaan dan biaya operasi perminyakan.

Selain itu, PP 27/2017 juga menawarkan sejumlah insentif bagi kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) seperti tertuang dalam Pasal 10. Bentuk insentif kegiatan hulu ini antara lain investment credit, imbalan untuk kewajiban memasok dalam negeri (domestic market obligation/DMO), dan percepatan depresiasi. 

Sementara insentif penerimaan negara bukan pajak antara lain berupa kebijakan dalam pemanfaatan barang milik negara yang digunakan oleh kontraktor dalam operasi perminyakan dan kemudahan lainnya. Selanjutnya untuk perpajakan, PP Cost Recovery yang baru ini juga menyediakan sejumlah fasilitas seperti dalam Pasal 26A dan 26B. 

     Untuk tahap eksplorasi, perusahaan migas dapat memperoleh fasilitas pembebasan bea masuk atas impor barang yang digunakan dalam rangka operasi migas, tidak ada pemungutan pajak pertambahan nilai (PPN) atau PPN dan pajak penjualan atas barang mewah yang terutang, tidak ada pemungutan pajak penghasilan Pasal 22 atas impor barang yang mendapat pembebasan bea masuk, serta pengurangan 100% pajak bumi dan bangunan (PBB) dari pajak bumi dan bangunan terutang yang tercantum dalam Surat Pemberitahuan Pajak Tahunan (SPPT) selama masa eksplorasi.

Untuk blok migas tahap eksploitasi, termasuk kegiatan pengolahan lapangan, pengangkutan, penyimpanan, dan penjualan hasil produksi sendiri, juga berhak mendapat fasilitas perpajakan yang sama. Hanya saja, pemberian fasilitas perpajakan ini diberikan Menteri Keuangan berdasarkan pertimbangan keekonomian proyek dari Menteri terkait.

Dengan berbagai insentif   Wiratmaja optimis produksi migas nasional juga dapat terjaga. Beleid ini diharapkan bisa membantu upaya pemerintah mempertahankan produksi minyak nasional agar tidak turun di bawah 800 ribu barel per hari (bph) ke depannya.

“Semoga sangat membantu [mempertahankan produksi di atas 800 ribu bph] , karena investasi lapangan produksi menjadi lebih menarik,” kata dia.

Tak Signifikan

Sementara itu, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wayong menuturkan, penerbitan PP 27/2017 ini tidak lagi berdampak signitikan seperti ketika dikeluarkan beberapa tahun lalu. Pasalnya, pemerintah kini mendorong blok migas terminasi dan blok migas baru menggunakan PSC skema bagi hasil kotor (gross split) yang tidak ada cost recovery.

“Kalau Perusahaan migas mau mengambil itu Peraturan Pemerintah No. 27/ 2017, sekarang sudah tidak boleh, karena sekarang sudah menggunakan gross split,” kata dia.

Selain itu, penerbitan PP 27/2017 ini dinilainya terlalu lamban. Pasalnya, bagi kontrak migas yang diteken di awal-awal 2010, tahap eksplorasi yang dijanjikan berbagai insentif sudah terlewati. Kebanyakan blok migas tersebut sudah masuk tahap eksploitasi. Sementara

insentif bagi blok migas tahap eksploitasi harus berdasarkan keputusan Menteri. 

Artinya, insentif tidak otomatis diberikan. Padahal, KKKS harus melihat keseluruhan keekonomian dari masa eksplorasi hingga eksploitasi untuk dapat memutuskan apakah akan melakukan investasi atau tidak.

Karenanya, pihaknya meminta pemerintah untuk mempermudah pemberian insentif bagi blok migas eksploitasi. “Artinya penilaiannya tolong dilihat juga dari segi bisnisnya,” tegas Marjolijn.

Soal tingkat pengembalian investasi (internal rate of investment/IRR) misalnya, pemerintah dimintanya untuk dapat bicara dengan KKKS. Pasalnya, IRR tidak dapat ditetapkan pada satu angka saja, mengingat perusahaan migas multi nasional akan melihat peluang di negara Iain juga. Sehingga bisa saja angka IRR yang dinilai sudah sesuai bagi Pemerintah Indonesia, masih kalah bersaing dari negara lain.

Kemudian terkait fasilitas perpajakan yang diberikan ternyata implementasinya masih menunggu peraturan lebih lanjut dari Kementerian Keuangan. 

“Pemerintah harus segera merampungkan peraturan yang dimaksud agar niat untuk memperbaiki iklim eksplorasi migas dapat berjalan,"

tuturnya. 

Meski demikian, IPA tetap mengapresiasi upaya pemerintah menerbitkan PP 27/2017 ini. Pasalnya, bagi perusahaan migas yang meneken kontraknya sekitar 2015 lalu, beleid ini banyak memberi kemudahan. Hal ini lantaran blok migas yang dikelola KKKS tersebut masih dalam tahap eksplorasi. 

“Jadi kalau untuk kontrak-kontrak baru yang masih tahap eksplorasi, menurut saya ini [PP 27/ 2017] baik. Mudah-mudahan untuk yang masih eksplorasi, melihat ini adalah kesempatan baik,” tutur Marjolijn.

Marjolijn mengakui, pihaknya masih akan melakukan kajian menyeluruh terhadap isi PP 27/2017. Sejauh ini, meski lebih baik dari PP 79/2010, PP 27/ 2017 dinilainya belum memenuhi keseluruhan usulan IPA dalam rangka mengembalikan daya tarik industri hulu migas di Indonesia. 

Pihaknya menyarankan pemerintah untuk tetap mengakomodasi prinsip assume and discharge. Pemerintah sepakat perlu ada revisi PP 79/2010 lantaran menjadi penghambat investasi migas nasional. Jika tidak dicarikan solusi, beleid ini akan membuat kegiatan hulu migas terus berkurang yang tercermin dari terus menurunnya produksi minyak dari 800 ribu bph dan diprediksi menjadi 400 ribu bph pada 2020. 

Penurunan ini bukan hanya lantaran sumur migas yang sudah tua, tetapi juga tidak adanya kegiatan eksplorasi. Salah satu masalah yang timbul dari PP 79/2010 ini yakni menghapus rezim assume and discharge di mana pemerintah akan mengganti seluruh pajak tidak langsung yang dibayar kontraktor melalui reimbursement. PP 79/2010 mengubahnya menjadi rezim cost recovery dimana pajak tersebut dibayar pada kontraktor sebagai biaya operasi dan dapat masuk cost recovery.

Perubahan ini dinilai memperbesar resiko yang harus ditanggung investor. Pasalnya, kontraktor migas harus menanggung pajak bahkan sejak masa eksplorasi yang jika gagal, maka menjadi beban permanen investor. Penghapusan assume and discharge juga membuat keekonomian proyek semakin menurun, utamanya di proyek laut dalam yang membutuhkan biaya besar.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 5, 2017

June, ICP Down Again to US $ 43.66 Per Barrel

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan set the price of Indonesian crude oil (Indonesian Crude Price / ICP) in June at US $ 43.66 per barrel. The ICP stipulated by Minister of Energy and Mineral Resources Decree No. 2380K / 12 / MEM / 2017 decreased by US $ 3.43 per barrel compared to May's ICP of US $ 47.09 per barrel.

"If we look at the last two months, the ICP has gone down. ICP in April amounted to US $ 49.56 per barrel, then fell in May to US $ 47.09 per barrel, then fell again this June to US $ 43.66 per barrel, "said Jonan in his official statement on Tuesday (4/7 ).

The decline in ICP was triggered by weakening world oil prices. The average price of Brent oil in June was US $ 47.55 per barrel, down from US $ 51.39 per barrel in the previous month. Similarly, West Texas Intermediate (WTI) oil in June also fell to US $ 45.20 per barrel compared to US $ 48.54 per barrel in the previous month.

While OPEC basket fell by US $ 4.01 per barrel from US $ 49.20 per barrel to US $ 45.19 per barrel. Decrease in oil prices The world is caused by several factors. First, based on the publication of the International Energy Agency (IEA) and the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) in June, OPEC's crude oil production in May rose by 290 thousand Barrels Per Day (BPD) and 336 thousand bpd.

While for non-OPEC oil production in May rose 300 thousand bpd to 57.83 million bpd compared to April. Then, the United States Energy Information Administration (EIA) report stating the level of gasoline stock and distillate fuel oil Uncle Sam's country during June increased compared to May.

In detail, gasoline stocks rose by 4 million barrels to 241 million barrels and distillate fuel oil stocks rose 5.3 million barrels to 152.3 million barrels. Furthermore, according to Baker Hughes Incorporated data, there is an increase in the number of rig count in the United States last month by 33 rig to 941 rig compared to May.

As for the Asia-Pacific region, the decline in oil prices is due to refinery turnover in Japan and the declining trend in crude oil demand growth in the country. Second, based on the IEA publication, there is a decrease in demand for crude oil products in South Korea and China.

Thus, said Jonan, the average ICP during the period from January to June was US $ 48.84 per barrel. In detail, ICP in January stood at US $ 51.88 per barrel, February at US $ 52.5 per barrel, March at US $ 48.71 per barrel, April US $ 49.56 per barrel, May US $ 47.09 per barrel And June US $ 43.66 per barrel.

He said the average ICP below US $ 50 per barrel is good because the value of oil and gas imports could become smaller. In addition, it also has the potential to reduce the cost of supply of electricity (BPP). "But the impact if Oil prices below US $ 50 per barrel continue, interest for oil and gas investment or exploration will not rise, "he said.

Oil prices that survive in low numbers is also a positive impact on the price of fuel oil (BBM). President Joko Widodo has stated that the price of Premium and Solar type of fuel does not rise this July. Furthermore, Jonan asserted, fuel prices will not change until September. Likewise for the price of liquefied petroleum gas (LPG).

IN INDONESIA

Juni, ICP Turun Lagi Menadi US$ 43,66 Per Barel

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menetapkan harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude

Price/ICP) Juni sebesar US$ 43,66 per barel. ICP yang ditetapkan melalui Keputusan Menteri (Kepmen) ESDM Nomor 2380K/ 12/ MEM/ 2017 tersebut turun sebesar US$ 3,43 perbarel dibandingkan ICP Mei sebesar US$ 47,09 per barel.

“Kalau kami lihat sudah dua bulan terakhir ini ICP turun terus. ICP April sebesar US$ 49,56 per barel, lalu turun pada Mei menjadi US$ 47,09 per barel, lalu turun lagi Juni ini menjadi US$ 43,66 per barel,” kata Jonan dalam keterangan resminya, Selasa (4/7).

Penurunan ICP tersebut dipicu oleh melemahnya harga minyak dunia. Harga rata-rata minyak jenis Brent pada Juni lalu tercatat sebesar US$ 47,55 per barel, turun dari bulan sebelumnya sebesar US$ 51,39 per barel. Demikian halnya dengan minyak West Texas Intermediate (WTI) pada Juni lalu juga turun menjadi US$ 45,20 per barel dibanding bulan sebelumnya yang sebesar US$ 48,54 per barel. 

Sementara Basket OPEC turun sebesar US$ 4,01 per barel dari US$ 49,20 per barel menjadi US$ 45,19 per barel. Penurunan harga minyak dunia tersebut diakibatkan oleh beberapa faktor. Pertama, berdasarkan publikasi International Energy Agency (IEA) dan Organization ofthe Petroleum Exporting Countries (OPEC) Juni lalu, produksi minyak mentah OPEC pada Mei lalu naik sebesar 290 ribu barel per hari (bph) dan 336 ribu bph. 

Sementara untuk produksi minyak Non-OPEC pada Mei lalu tercatat naik 300 ribu bph menjadi 57,83 juta bph dibandingkan April. Kemudian, laporan Energy Information Administration (EIA) Amerika Serikat yang menyatakan tingkat stok gasoline dan distillate fuel oil Negeri Paman Sam itu selama Juni lalu meningkat dibandingkan dengan Mei.

Rincinya, stok gasoline naik 4 juta barel menjadi sebesar 241 juta barel dan stok distillate fuel oil naik 5,3 juta barel menjadi sebesar 152,3 juta barel. Selanjutnya, menurut data Baker Hughes Incorporated, terdapat peningkatan jumlah rig count di Amerika Serikat pada bulan lalu sebanyak 33 rig menjadi 941 rig dibandingkan Mei.

Sementara untuk kawasan Asia Pasifik, penurunan harga minyak disebabkan adanya perawatan (turn around) kilang di Jepang dan kecenderungan menurunnya pertumbuhan permintaan minyak mentah di negara tersebut. Kedua, berdasarkan publikasi IEA, terdapat penurunan permintaan produk minyak mentah di Korea Selatan dan China.

Sehingga, tutur Jonan, rata-rata ICP selama periode Januari-Juni ini menjadi sebesar US$ 48,84 per barel. Rincinya, ICP Januari, tercatat sebesar US$ 51,88 per barel, Februari US$ 52,5 per barel, Maret US$ 48,71 per barel, April US$ 49,56 per barel, Mei US$ 47,09 per barel dan Juni US$ 43,66 per barel.

Dikatakannya, rata-rata ICP yang di bawah US$ 50 per barel ini berdampak bagus karena nilai impor migas bisa menjadi lebih kecil. Selainitu, hal ini juga berpotensi menurunkan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) pembangkitan listrik. “Tetapi dampaknya kalau harga minyak di bawah US$ 50 per barel terus, minat untuk investasi migas atau eksplorasi tidak akan naik,” kata dia.

Harga minyak yang bertahan di angka rendah ini juga berdampak positif pada harga bahan bakar minyak (BBM). Presiden Joko Widodo telah menyampaikan bahwa harga BBM jenis Premium dan Solar tidak naik pada Juli ini. Selanjutnya, Jonan menegaskan, harga BBM tidak akan berubah sampai September nanti. Demikian juga untuk harga gas minyak cair (liquefied petroleum gas/LPG).

Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 5, 2017

Four Strategic Projects Can Supply Long Term Gas

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) establishes an additional four gas projects included in the national strategic project. The four is the project operator Inpex Masela, Indonesia Deepwater Development, which is operated by Chevron Indonesia and Tangguh Train III with BP Tangguh operator.

One more project Tiung Jambaran Blue, through Pertamina EP Cepu as the operator. Four projects have entered into strategic projects because they have substantial gas reserves.

"The Blue Square Tiung Jambaran there were approximately 170 MMSCFD of gas production, then production Indonesia Deepwater Development is also quite large," said Arcandra Tahar, Vice Minister of Energy and Mineral Resources on the sidelines of the Coordinating Ministry for maritime Halal bihalal at Balai Kartini in Jakarta, Tuesday (4/7 ).

MEMR count, project Masela, Indonesia Deepwater Development, Tangguh Train III and Jambaran Tiung Blue can meet the needs of the national gas 10 years to 20 years. If development goes smoothly, Indonesia is no longer importing gas. The government hopes that the development of projects can be accelerated.

IN INDONESIA

Empat Proyek Strategis Bisa Suplai Gas Jangka Panjang  

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menetapkan tambahan empat proyek gas yang masuk dalam proyek strategis nasional. Keempatnya adalah proyek Masela dengan operator Inpex Corporation, Indonesia Deepwater Development, yang dioperasikan Chevron Indonesia dan Tangguh Train III dengan operator BP Tangguh. 

Satu lagi, proyek Jambaran Tiung Biru, melalui Pertamina EP Cepu sebagai operator. Empat proyek tadi masuk proyek strategis karena memiliki cadangan gas yang cukup besar. 

"Lapangan Jambaran Tiung Biru itu di sana ada produksi gas sekitar 170 mmscfd, kemudian produksi Indonesia Deepwater Development juga cukup besar," jelas Arcandra Tahar, Wakil Menteri ESDM di sela Halal bihalal Kementerian Koordinator Kemaritiman di Balai Kartini di Jakarta, Selasa (4/7). 

Kementerian ESDM menghitung, proyek Masela, Indonesia Deepwater Development, Tangguh Train III dan Jambaran Tiung Biru bisa memenuhi kebutuhan gas nasional 10 tahun hingga 20 tahun. Kalau pengembangan berjalan mulus, Indonesia tidak lagi  mengimpor gas. Pemerintah berharap pengembangan proyek-proyek itu bisa dipercepat.

Kontan, Page-14, Wednesday, July 5, 2017

Tax Incentives Start from the Exploration Period

Finally, President Joko Widodo also signed Government Regulation (PP) no. 27 / 2017. This beleid is a revision of Government Regulation No. 89/2010 on Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Taxes in Upstream Oil and Gas Business Fields. Secretary of the Directorate General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Susyanto explained, PP. 27/2017 it applies only to contracts with production sharing contract (PSC) system using cost recovery.

"PP No. 27/2017 substitute PP No. 79/2010. So only for cost recovery PSC," said Susyanto.

Crucial point in it is the minister has the authority to determine the results of dynamic or sliding scale split. In addition, the minister can also provide tax holiday with the provisions of taxation and approved by the Minister of Finance. In the new rules, the government inserted a new clause on tax facilities. 

Article 26 A states that at the exploration stage, oil and gas contractors obtain an exemption from import duty on the import of goods. Then, there are four criteria that are not levied by value added tax and sales tax on luxury goods.

First acquisition of goods subject to certain taxes or services subject to certain taxes. Second, the import of goods subject to certain taxes. Third, the utilization of certain intangible taxable goods from outside the customs area within the customs area. Fourth, the utilization of services subject to certain taxes from outside the customs area within the customs area.

Rules derived from the Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said the oil and gas industry players are still waiting for the derivative rules as the implementation of PP 27/2017 to see the impact.

"Currently we are still doing a thorough review of the contents of PP. 27/2017. "But there are some things we've seen right now," Marjolijn said

IPA highlights several important points, namely there is the intention of the government to improve the oil and gas business climate by providing some tax facilities during the exploration period. Unfortunately, the facilities for the exploitation or production stage can only be given based on the government's consideration. 

    That is, there is no certainty for the contractor to get the tax facilities in the exploitation period. Whereas the contractor should see the overall economy of oil and gas business from exploration to exploitation.

This is important in order to decide whether to explore exploration or not, "explained Marjolijn.

He also highlighted the tax facilities provided by the government in PP no. 27/2017 is because they still have to wait for Regulation of the Minister of Finance. As a result IPA considers the new provisions are not strong enough to attract upstream oil and gas investment in Indonesia.

"Although it appears that PP No.27 / 2017 is better than PP. 79/2010. But it has not met the IPA proposal to improve the attractiveness of oil and gas investment in Indonesia, "said Marjolijn.

IN INDONESIA

Insentif Pajak Mulai dari Masa Eksplorasi

Akhirnya, Presiden Joko Widodo meneken juga Peraturan Pemerintah (PP) No. 27/ 2017. Beleid ini merupakan revisi PP  N0 89/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Susyanto menjelaskan, PP No. 27/2017 itu hanya berlaku untuk kontrak dengan sistem production sharing contract (PSC) dengan menggunakan cost recovery. 

"PP No. 27/2017 pengganti PP No. 79/2010. Jadi hanya untuk PSC cost recovery," kata Susyanto.

Poin krusial di dalamnya adalah menteri mempunyai kewenangan menentukan bagi hasil dinamis atau sliding scale split. Selain itu, menteri juga bisa memberikan tax holiday dengan ketentuan perpajakan dan disetujui Menteri Keuangan. Dalam aturan baru,  pemerintah menyelipkan klausul baru tentang fasilitas perpajakan. 

Pasal 26 A menyebutkan, pada tahap eksplorasi, kontraktor migas memperoleh fasilitas pembebasan pungutan bea masuk atas impor barang. Kemudian, ada empat kriteria yang tidak dipungut pajak pertambahan nilai dan pajak penjualan atas barang mewah. 

Pertama perolehan barang terkena pajak tertentu atau jasa terkena pajak tertentu. Kedua, impor barang terkena pajak tertentu. Ketiga, pemanfaatan barang terkena pajak tidak berwujud tertentu dari luar daerah pabean di dalam daerah pabean. Keempat, pemanfaatan jasa terkena pajak tertentu dari Iuar daerah pabean di dalam daerah pabean.  

Aturan turunan Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan, pelaku industri migas masih menunggu aturan turunan sebagai implementasi PP 27/2017 tersebut untuk melihat dampaknya. 

“Saat ini kami masih melakukan kajian menyeluruh terhadap isi PP No. 27/2017. "Tapi ada beberapa hal yang sudah kami lihat saat ini," ujar Marjolijn

IPA menyoroti beberapa poin penting, yakni ada niat pemerintah mau memperbaiki iklim bisnis migas dengan memberikan beberapa fasilitas perpajakan pada masa eksplorasi. Sayang, fasilitas untuk tahap eksploitasi atau produksi tersebut baru bisa diberikan berdasarkan pertimbangan pemerintah. 

    Artinya, belum ada kepastian bagi kontraktor mendapatkan fasilitas perpajakan tersebut pada masa eksploitasi. Padahal kontraktor harus meIihat keseluruhan keekonomian usaha migas dari masa eksplorasi sampai eksploitasi.

Ini penting agar dapat memutuskan apakah akan melakukan eksplorasi eksplorasi atau tidak, "jelas Marjolijn. 

Ia juga menyoroti fasilitas perpajakan yang diberikan pemerintah dalam PP No. 27/2017 ini karena masih harus menunggu Peraturan Menteri Keuangan. Alhasil IPA  menganggap ketentuan baru tersebut belum cukup kuat menarik investasi hulu migas di Indonesia. 

“Walaupun kelihatannya PP No.27/2017 lebih baik daripada PP No. 79/2010. Tapi belum memenuhi usulan IPA untuk memperbaiki daya tarik investasi migas di Indonesia, " kata Marjolijn. 

Kontan, Page-14, Wednesday, July 5, 2017

Baker Hughes is partnering with GE

International oil and gas company Baker Hughes is partnering with General Electric Oil and Gas to target sales of industrial equipment, digital solutions and all aspects of the oil and gas sector in the world including Indonesia. Baker Hughes and GE have announced the completion of the merged transaction. 

     Common stock of class A Baker Hughes GE will start trading at The New York Stock Exchange (NYSE) market with the BHGE symbol at the opening of the NYSE on July 5, 2017.

SHGE CEO Lorenzo Simonelli said the combined two international oil and gas companies would help all companies managing Oil and GAS working areas to increase productivity and minimize drilling costs and risks.

Machine and digital to improve reliability, open new opportunities, and inherit an international industry culture. Meanwhile, the merger of two companies will also improve the performance of oil and gas in the country as GE Oil and Gas has been eyeing several oil and gas projects in Indonesia, one of the Abadi Field, Masela Block.

President Director of GE Oil and Gas lwan S. Chandra explained that LNG project is big enough in Indonesia now only from Masela Block. Lwan realized to go into the project Masela still have to wait for the opening of the tender for the development of oil and gas blocks located in the Arafuru Sea, the Moluccas.

"Inpex Masela is our target, but it is still in the tender process," said Lwan.

Iwan explained that GE has so far been involved in the Arun LNG project, Badak LNG, Tangguh Train III LNG, and Donggi Senoro LNG. For the upstream oil and gas project, GE has entered the deepwater (Indonesia Deepwater Development / IDD) project operated by Chevron. 

     This year, GE is targeting three small scale LNG projects in Java, Sumatra and Kalimantan. But the project still has to wait for investors willing to develop the small-scale gas field.

MAP OF REFINERY LNG IN INDONESIA

IN INDONESIA

Baker Hughes Gandeng GE

Perusahaan minyak dan gas bumi internasional Baker Hughes menggandeng General Electric Oil and Gas untuk menyasar penjualan perangkat industri, solusi digital, dan seluruh aspek sektor migas di dunia termasuk di Indonesia. Baker Hughes dan GE telah mengumumkan penyelesaian transaksi penggabungan usaha. Saham umum kelas A Baker Hughes GE akan mulai diperdagangkan di Pasar Bursa Saham New York (NYSE) dengan simbol BHGE pada pembukaan NYSE pada 5 Juli 2017. 

CEO SHGE Lorenzo Simonelli mengatakan, gabungan dua perusahaan migas internasional tersebut akan membantu seluruh perusahaan pengelola Wilayah Kerja minyak dan gas bumi untuk meningkatkan produktivitas dan memperkecil biaya dan risiko pengeboran. 

Mesin dan digital untuk meningkatkan kehandalan, membuka peluang baru, dan mewarisi budaya industri bertaraf internasional. Sementara itu, penggabungan dua perusahaan itu juga akan meningkatkan kinerja migas di dalam negeri mengingat GE Oil and Gas sudah mengincar beberapa proyek migas di Indonesia, salah satunya Lapangan Abadi, Blok Masela. 

Presiden Direktur GE Oil and Gas lwan S. Chandra menjelaskan, proyek LNG yang cukup besar di Indonesia saat ini hanya dari Blok Masela. lwan menyadari untuk masuk ke proyek Masela masih harus menunggu dibukanya tender pengembangan blok migas yang berlokasi di Laut Arafuru, Maluku tersebut. 

“Inpex Masela itu target kami, tetapi ini masih dalam proses tender,” ujar lwan. 

Iwan menjelaskan bahwa sejauh ini GE telah masuk di proyek LNG Arun, LNG Badak, LNG Tangguh Train III, dan LNG Donggi Senoro. Untuk di proyek hulu migas, GE telah masuk di proyek laut dalam (Indonesia Deepwater Development/ IDD) yang dioperasikan oleh Chevron. 

     Tahun ini, GE mengincar tiga proyek LNG skala kecil yang ada di Jawa, Sumatra dan Kalimantan. Namun proyek tersebut masih harus menunggu investor yang bersedia mengembangkan lapangan gas skala kecil tersebut.

Bisnis Indonesia, Page-22, Wednesday, July 5, 2017