Conoco Gas Price to PGN Up

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan raised the gas selling price of Grissik Field. This is the Corridor Block operated by ConocoPhillips Indonesia Grissik Ltd in South Sumatra for PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN).

The selling price of the volume up to 27.26 billion british thermal units per day (bbtud) is fixed at US $ 2.6 per mmbtu. But in the volume of 27.27 bbtud-50 bbtud the original price of US $ 2.6 mmbtu to US $ 3.50 mmbtu, this Decree is in the Minister's Letter No. 5882/12 / MEM. M / 2017 on Conoco Gas Price Determination to PGN.

This price is valid until the end of the Gas Sales and Purchase Agreement contract between ConocoPhillips and PGN in 2019. Although the price of gas increases, PGN is not allowed to raise the selling price of natural gas to the buyer. Including restrictions on raising gas prices to PLN Batam and private electricity company (IPP) PLN Batam power supplier.

The Minister's Letter is addressed to Head of SKK Migas and President Director of PGN. Not yet known whether the letter is the result of a visit Jonan during a meeting with leaders Conocophillip in the United States (US) last week.

When confirmed related to the price increase, Jonan admitted to forget the letter signed a few days ago.

"Do not remember me, do not remember," he said at the Ministry of Energy and Mineral Resources, after the inauguration ceremony of ESDM environmental officials on Wednesday night (2/8).

Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources, Tunggal also reluctant to comment on the existence of this decision.

"The price of gas do not ask to me" he said on Wednesday night (2/8).

Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) explained that the government's consideration of the gas price increase is that the condition and the realization of Connoco-Phillips gas price to PGN in Batam is still low compared to gas price of other Contractor Cooperation Contractor (KKKS).

"The increase in gas prices to provide certainty of the sustainability of gas supply to PGN,"

Hary Purnomo Member of Commission VII is not surprised by the inconsistent policy of the EMR Ministry. With the increase in gas prices, according to him, the Minister of Energy and Mineral Resources does not understand the problems, eventually misdiagnosed and resulted in uncertainty for the business.

"The reason for the increase in gas prices I do not understand, even contrary to the orders of the President who asked to reduce the price of gas," he said.

IN INDONESIA

Harga Gas Conoco ke PGN Naik

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menaikkan harga jual gas Lapangan Grissik. lni adalah Blok Koridor yang dioperasikan ConocoPhillips Indonesia Grissik Ltd di Sumatra Selatan untuk PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN).

Harga jual volume sampai 27,26 billion british thermal units per day (bbtud) memang tetap, yakni US$ 2,6 per mmbtu. Tetapi dalam volume 27,27 bbtud-50 bbtud harga yang semula US$ 2,6 mmbtu menjadi US$ 3,50 mmbtu, Keputusan ini ada dalam Surat Menteri No 5882/12/MEM. M/2017 soal Penetapan Harga Gas Conoco ke PGN. 

Harga ini berlaku sampai berakhirnya kontrak Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) antara ConocoPhillips dan PGN pada tahun 2019. Meski harga gas naik, PGN tidak diperkenankan menaikkan harga jual gas bumi kepada pembeli. Termasuk larangan menaikkan harga jual gas ke PLN Batam dan perusahaan lisrik swasta (IPP) pemasok listrik PLN Batam.

Surat Menteri itu ditujukan kepada Kepala SKK Migas dan Direktur Utama PGN. Belum diketahui apakah surat tersebut merupakan hasil lawatan Jonan saat melakukan pertemuan dengan pimpinan Conocophillip di Amerika Serikat (AS) pekan lalu itu.

Ketika dikonfirmasi terkait kenaikan harga tersebut, Jonan mengaku lupa dengan surat yang ditandatangani beberapa hari lalu. 

“Tidak ingat saya, tidak ingat," katanya di Kantor Kementerian ESDM, usai acara pelantikan pejabat lingkungan ESDM, Rabu malam (2/8).

Direktur Hulu Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM, Tunggal juga enggan mengomentari perihal keberadaan keputusan ini. 

"Harga gas jangan tanya ke saya" ujar dia, Rabu malam (2/8). 

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan (SKK Migas) menjelaskan, pertimbangan pemerintah menaikan harga jual gas tersebut adalah kondisi dan realisasi harga gas Connoco-Phillips ke PGN di Batam masih rendah dibandingkan harga gas milik Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) lain.

"Kenaikan harga gas untuk memberikan kepastian keberlangsungan pasokan gas ke PGN,"

Hary Purnomo Anggota Komisi VII tidak heran dengan kebijakan Kementerian ESDM yang sejak awal tidak konsisten. Dengan kenaikan harga gas itu menurut dia, Menteri ESDM tidak memahami permasalahan, akhirnya salah diagnosa dan mengakibatkan ketidakpastian bagi pelaku bisnis. 

"Alasan kenaikan harga gas saya tidak mengerti, bahkan bertentangan dengan perintah Presiden yang meminta menurunkan harga gas," kata dia.

Kontan, Page-18, Friday, August 4, 2017

The Role of Fossil Energy Is Still Dominant

Despite the rapid development of renewable energy, Indonesia will still rely on fossil energy, such as oil, natural gas and coal. In the national energy policy, the role of fossil energy is still dominant. Until the next few years, renewable energy will not be able to replace fossil energy.

This was stated by Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar.

"In 2025 later, the portion of renewable energy in the national energy mix is ​​23 percent. Now, the portion is still below 10 percent. It feels quite heavy toward 23 percent in the next 8 years, "said Arcandra.

Moreover, the consumption of fuel oil will increase in 2025. Along with economic growth, including population growth, fuel consumption in Indonesia is estimated at 2.3 million barrels per day. The current consumption ranges from 1.6 to 1.7 million barrels per day.

Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, Indonesia's proven reserves of about 3.6 billion barrels of oil are estimated to be exhausted in the next 13 years if no new reserves are found. Meanwhile, the proven reserves of natural gas remain about 100 trillion cubic feet or are estimated to be sufficient for up to 34 years. The remaining coal reserves are 7.2 billion tons or will be exhausted in the next 16 years.

IN INDONESIA

Peran Energi Fosil Masih Dominan

Kendati perkembangan energi terbarukan semakin pesat, Indonesia masih akan bergantung pada energi fosil, seperti minyak, gas bumi dan batubara. Dalam kebijakan energi nasional, peran energi fosil masih dominan. Hingga beberapa tahun mendatang, energi terbarukan belum akan dapat menggantikan energi fosil.

Demikian diungkapkan oleh Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar. 

”Pada 2025 nanti, porsi energi terbarukan dalam bauran energi nasional adalah 23 persen. Sekarang, porsinya masih di bawah 10 persen. Rasanya cukup berat menuju 23 persen dalam kurun 8 tahun mendatang,” kata Arcandra.

Apalagi konsumsi bahan bakar minyak akan meningkat pada 2025. Seiring dengan pertumbuhan ekonomi, termasuk pertumbuhan populasi, konsumsi BBM di Indonesia diperkirakan 2,3 juta barrel per hari. Adapun konsumsi saat ini berkisar 1,6-1,7 juta barrel per hari.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, cadangan terbukti minyak mentah Indonesia sekitar 3,6 miliar barrel yang diperkirakan habis dalam 13 tahun mendatang jika tidak ada penemuan cadangan baru. Sementara itu, cadangan terbukti gas bumi tersisa sekitar 100 triliun kaki kubik atau diperkirakan cukup sampai 34 tahun mendatang. Cadangan batubara tersisa 7,2 miliar ton atau akan habis dalam kurun 16 tahun mendatang.

Kompas, Page-18, Friday, August 4, 2017

Upstream Oil and Gas Investors Wait for Investment Climate Improvement

Regular Meeting of Public Relation SKK Migas - KKKS Java-Bali-Nusa Tenggara (Jabanusa) requested the government to fix the investment climate by offering a return on investment that competes for investors. In addition, it also maintains a commitment to honor agreed contracts, timely government approvals and synchronize policies between central and local government agencies. The reason, after three years of crisis of decline in world oil prices, upstream oil and gas industry began to rebuild Investment upstream sector in 2017 began to rise.

In the Middle East investment rose 4 percent, Russia rose 6 percent and in the United States even up 53 percent. The upward trend in investment has not been followed in Latin American countries that are still minus 4 percent, Africa minus 9 percent. In Indonesia the value of Investments fell even worse.

If in 2014 the value of Investment reaches Rp 275.4 trillion, 2015 only Rp 206.6 trillion (minus 25 percent) and 2016 to Rp 151 trillion (down 26.8 percent). More severe decline on the exploration side. In 2014 it can still reach Rp 14.85 trillion, but in 2015 only Rp 6.75 trillion (down 54.5 percent) and 2016 live Rp 1.35 trillion (down 80 percent).

In the year 2017, the value of investment including on the exploration side is expected to fall back. Especially since some investors even return the oil and gas blocks they manage. In the event, attended also Vice Chairman of Commission VII DPR RI Satya Widya Yudha. Head of Technology and Field Development Division of SKK Migas Benny Lubiantara, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong.

"The investment climate in Indonesia is already improving. Based on World Bank data, in 2017 Indonesia is ranked 91, up from 2016 ranked 106. But specifically in the oil and gas sector, the Global Petroleum Fraser Institute Survey still put Indonesia in 2016 ranked 79 out of 96 countries on investment challenges, "Satya Widya Yudha met after a workshop that took place at Hotel Tentrem, Yogyakarta, Wednesday (2/08) evening.

Satya Widya Yudha

IN INDONESIA

Investor Hulu Migas Tunggu Perbaikan Iklim Investasi

Rapat Berkala Kehumasan SKK Migas - KKKS Jawa-Bali-Nusa Tenggara (Jabanusa) meminta pemerintah membenahi iklim investasi dengan cara menawarkan bagi hasil pengembalian investasi yang bersaing bagi investor. Selain itu, juga menjaga komitmen untuk menghargai kontrak yang sudah disepakati, persetujuan pemerintah yang tepat waktu dan menyelaraskan kebijakan antar instansi pemerintah baik pusat maupun daerah. Pasalnya, setelah tiga tahun dilanda krisis penurunan harga minyak dunia, industri hulu migas mulai bangun kembali Investasi di sektor hulu tahun 2017 mulai naik. 

Di Timur Tengah investasi naik 4 persen, Rusia naik 6 persen dan di Amerika Serikat bahkan naik hingga 53 persen. Tren kenaikan investasi itu belum diikuti di negara-negara Amerika Latin yang masih minus 4 persen, Afrika minus 9 persen. Di Indonesia nilai Investasi turun lebih buruk lagi.

Jika tahun 2014 nilai Investasi mencapai Rp 275,4 triliun, tahun 2015 hanya Rp 206,6 triliun (minus 25 persen) dan tahun 2016 menjadi Rp 151 triliun (turun 26,8 persen). Penurunan yang lebih parah pada sisi eksplorasi. Pada tahun 2014 masih bisa mencapai Rp 14,85 triliun, tetapi tahun 2015 tinggal Rp 6,75 triliun (turun 54,5 persen) dan 2016 tinggal Rp 1,35 trilun (turun 80 persen).

Pada tahun 2017 ini, nilai investasi termasuk di sisi eksplorasi diperkirakan akan kembali turun. Terlebih karena beberapa investor bahkan mengembalikan blok migas yang mereka kelola. Dalam acara tersebut, hadir juga Wakil Ketua Komisi VII DPR RI Satya Widya Yudha. Kepala Divisi Teknologi dan Pengembangan Lapangan SKK Migas Benny Lubiantara, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong.

“lklim investasi di Indonesia memang sudah mengalami perbaikan. Berdasar data Bank Dunia, pada tahun 2017 Indonesia berada di peringkat 91, naik dibanding 2016 diperingkat 106. Tetapi khusus di sektor Migas, Survey Fraser Institute Global Petroleum masih menempatkan Indonesia pada 2016 di peringkat 79 dari 96 negara pada tantangan investasi,” tegas Satya Widya Yudha ditemui seusai acara lokakarya yang berlangsung di Hotel Tentrem, Yogyakarta, Rabu (2/08) petang.

Harian Bangsa, Page-4, Friday, August 4, 2017

Cheap LNG, Gas Consumption Will Increase

How do you think business prospects in Indonesia?

Prospect in Indonesia is very good. There is a huge opportunity for diesel substitution to gas here. So the demand here is huge. In fact, I do not see the price of LNG [gaseous liquid] rising in the next few years.

What happens to the market, Qatar in my opinion there will be no increase in LNG prices. With such stable prices, the odds of moving from diesel to LNG are getting bigger. If you can control the capital expenditure on your project, you can have more opportunities.

I do not have to look at politics or regulations here because I have not been here long. However, I think the industry here is only fixated on what has been known. Actually, more because of the cost. If the cost of LNG is cheaper, the development of gas consumption will not be hampered. In addition, talk about the environment, LNG cleaner than diesel. I think this will no longer be a problem in Indonesia.

However, in the future will be a problem. Not only in Indonesia, but wherever all business actors must follow environmental regulations. In Indonesia, we are partnering with Risco Energy. We are still building business in Indonesia. However, we are still looking for prospects such as LNG imports not only for the needs of mining, but also for other sectors such as power plants.

We're talking to one of the clients, I do not want to disclose it, but we have not agreed to anything yet. However, they are Indonesian private companies interested in bringing LNG into Indonesia for power generation and other industrial consumers.

Is there a challenge to enter the Indonesian market?

As I mentioned earlier, this industry is an industry that is afraid of the unknown. During this time, trucks are already using diesel so you have to use efficient technology. Cost-effective so you can change your options to gas when you can still use diesel. That's the challenge. To make that first, that's the hardest point because you need a reference.

California has a vehicle that uses LNG. Norway may not be in a large truck for the mining sector, but as long as feasible and economical, and environmentally friendly, it will be accepted.

What about LNG receiving and regasification terminal projects in Indonesia?

Yes it is possible in Indonesia. This can be done in all small and medium-sized class markets. Indonesia is a bit like the Philippines because it is an archipelagic country. We can supply LNG carriers that deliver And move to different islands with large capacity, but it would not be economical if implemented here. We will use Small-scale ships that will do that. We can do this. The Japanese have done it they have a small boat to transfer LNG, Norway as well. They send LNG to some areas.

Norway is not composed of several islands, but the terrain is very difficult. It is very difficult to get LNG through a truck. So what they are doing is using small-scale vessels to deliver LNG. For storage. We design several types of sizes to suit the needs of clients. Size up to 16,000 cubic meters, penyimpannnya capacity can be realized for on land or offshore.

We can provide the appropriate economy. Our unit regasification can be small at around 125 MMscfd. We target our project 40% less than capex with the same project.

Where are the projects already in progress in Asia?

AG & P has been doing business in LNG for the last 3 years. As a manufacturer, we have built modules for base load and natural gas liquefaction refinery, large gas liquefaction plant, but now we move to our developers and sales.

IN INDONESIA

LNG Murah, Konsumsi Gas Akan Meningkat

Menurut Anda, bagaimana prospek bisnis di Indonesia?

Prospek di indonesia sangat bagus. Terdapat peluang substitusi diesel ke gas yang sangat besar di sini. Jadi demand di sini sangat besar. Sesungguhnya, saya tidak melihat harga LNG [gas alam cair] naik dalam beberapa tahun ke depan. 

Apa yang terjadi dengan market, Qatar menurut saya tidak akan ada penaikan harga LNG. Dengan harga yang stabil seperti saat ini, peluang perpindahan dari diesel ke LNG semakin besar. Bila bisa mengontrol belanja modal pada proyek Anda, Anda bisa punya lebih banyak peluang.

Saya tidak telalu melihat soal politik atau regulasi di sini karena saya belum lama di sini. Namun, menurut saya industri di sini hanya terpaku pada apa yang telah diketahui. Sebenarnya, lebih karena biaya. Bila biaya LNG Iebih murah, pengembangan konsumsi gas tidak akan terhambat. Selain itu, bicara soal lingkungan, LNG lebih bersih dari diesel. Saya pikir ini tidak akan lagi menjadi masalah di Indonesia.

Namun, di masa depan akan menjadi masalah. Tidak hanya di Indonesia, tetapi dimana pun nantinya semua pelaku usaha harus mengikuti regulasi terkait lingkungan. Di Indonesia, kita bermitra dengan Risco Energy. Kami masih membangun bisnis di Indonesia. Namun, kami masih mencari prospek seperti importasi LNG tidak hanya untuk kebutuhan perlambangan, tetapi juga untuk sektor lain seperti pembangkit listrik.

Kami sedang bicara dengan salah satu klien, saya tidak mau membeberkannya, tapi kami belum menyetujui apapun. Namun, mereka merupakan perusahaan swasta Indonesia yang tertarik untuk membawa LNG masuk ke Indonesia untuk pembangkit listrik dan konsumen industri lainnya.

Apakah ada tantangan untuk masuk ke pasar Indonesia?

Seperti yang saya singgung sebelumnya, industri ini merupakan industri yang takut pada hal yang tidak diketahui. Selama ini, truk sudah menggunakan diesel jadi Anda harus menggunakan teknologi yang efisien. efektif dari segi biaya sehingga Anda bisa mengubah pilihan ke gas ketika masih bisa menggunakan diesel. Itulah tantangannya. Untuk membuat yang pertama kali, itulah titik tersulit karena Anda membutuhkan referensi. 

California punya kendaraan yang menggunakan LNG. Norwegia mungkin bukan di truk besar untuk sektor pertambangan, tetapi asalkan layak dan aspek ekonomis, dan ramah lingkungan, pasti akan diterima.

Bagaimana dengan proyek-proyek terminal penerimaan dan regasifikasi LNG di Indonesia?

Ya itu memungkinkan di Indonesia. lni bisa dikerjakan di semua pasar kelas skala kecil dan menengah. Indonesia sedikit mirip dengan Filipina karena merupakan negara kepulauan. Kami bisa menyediakan kapal pengangkut LNG yang mengantar dan berpindah ke pulau berbeda berkapasitas besar, tapi itu tidak akan ekonomis jika diterapkan disini. 

    Kami akan menggunakan kapal skala kecil yang akan melakukan itu. Kita bisa melakukan ini. Jepang sudah melakukannya mereka punya kapal kecil untuk mentransfer LNG, Norwegia juga. Mereka mengirim LNG ke beberapa daerah.

Norwegia bukan terdiri dari beberapa pulau, tetapi medannya sangat sulit. Sangat sulit untuk mendapatkan LNG melalui truk. Jadi apa yang mereka kerjakan adalah menggunakan kapal skala kecil untuk mengantar LNG. Untuk penyimpanan. kami mendesain beberapa jenis ukuran untuk menyesuaikan dengan kebutuhan klien. Ukurannya sampai 16.000 meter kubik, kapasitas penyimpannnya pun bisa direalisasikan untuk di darat atau lepas pantai.

Kami bisa menyediakan yang sesuai keekonomian. Regasifikasi unit kami bisa berukuran kecil sekitar 125 MMscfd. Kami menargetkan proyek kami 40% lebih kecil dari capex dengan proyek yang sama.

Di mana proyek yang sudah dan sedang berjalan di Asia? 

       zAG&P berbisnis di LNG sejak 3 tahun terakhir. Kami sebagai pabrikasi, kami telah membangun modul untuk base load dan kilang pencairan gas alam, kilang pencairan gas yang besar, tetapi sekarang kita bergerak ke pengembang dan penjualan kami.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, August 4, 2017

Gas Price Proposed

The Coordinating Ministry of Economy offers solutions to reduce gas prices so that fertilizer producers can compete in the global market. The condition of excess fertilizer production capacity and low gas prices make domestic fertilizer companies still difficult to export.

Edy Putra Irawady, Deputy of Commerce and Industry of the Coordinating Ministry for Economic Affairs, said that the fertilizer industry can not export because the selling price from Malaysia is US $ 190 per ton. Meanwhile, domestic fertilizer production cost alone can reach US $ 260 per ton.

"So indeed I have said there are 14 fertilizer factories. Just give the subsidized gas price up to US $ 3 per MMBtu for seven existing factories, "he said

Meanwhile, the remaining seven plants are advised not to do their own production or leased to private.

"Please go to commercial. So it's a win-win solution. "

Meanwhile, President Director of PT Pusri Palembang, Mulyono Prawiro, said that the low gas price in a country must be followed by the growth of the fertilizer industry, such as the United States (US) and Iran which is developing fertilizer industry. From data of PT Pusri Palembang, a subsidiary of PT Pupuk Indonesia, the production capacity reaches 228 million tons per year and the world fertilizer consumption is only 177 million tons per year.

As a result, the price of urea-based fertilizers dropped dramatically to US $ 192 per tonne last year. This also occurs in the types of ammonia and NPK fertilizers. Meanwhile, the cost of urea fertilizer production in Indonesia is far above the selling price of US $ 240 tons.

One of the reasons for the difficulty of competing Indonesian fertilizer is the domestic gas selling price of US $ 5.15 per MMBtu or about US $ 149 per ton. In the US and Venezuela the selling price of gas is only US $ 2.4 per MMBtu and US $ 1 MMBtu respectively.

Although Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No.16 / 2016 on Pricing and Specific Gas User Practices has been issued, gas prices in Indonesia are still higher than prices paid by other international urea fertilizer producers. The high price of gas suppresses Indonesia's competitiveness.

IN INDONESIA

Harga Gas Diusulkan

Kementerian Koordinator bidang Perekonomian menawarkan solusi agar harga gas bisa ditekan sehingga produsen pupuk dapat bersaing di pasar global. Kondisi kelebihan kapasitas produksi pupuk serta harga gas rendah membuat perusahaan pupuk di dalam negeri masih sulit melakukan ekspor. 

Edy Putra Irawady, Deputi Bidang Perniagaan dan Industri Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian, menuturkan industri pupuk tidak dapat melakukan ekspor karena harga jual dari Malaysia sekitar US$ 190 per ton. Sementara itu, biaya produksi pupuk di dalam negeri saja dapat mencapai US$ 260 per ton. 

“Jadi memang pernah saya bilang ada 14 pabrik pupuk. Berikan saja subsidi harga gas hingga US$ 3 per MMBtu untuk tujuh pabrik yang ada,” ujarnya

Adapun, tujuh pabrik sisanya disarankan tidak melakukan produksi sendiri atau disewakan ke swasta. 

“Silahkan diberikan ke komersial. Jadi itu win-win solution-nya.”

Sementara itu, Direktur Utama PT Pusri Palembang Mulyono Prawiro mengatakan rendahnya harga gas di suatu negara pasti diikuti oleh pertumbuhan industri pupuk, misalnya Amerika Serikat (AS) dan Iran yang sedang mengembangkan industri pupuk. Dari data PT Pusri Palembang, anak usaha PT Pupuk Indonesia, kapasitas produksi mencapai 228 juta ton per tahun dan konsumsi pupuk dunia hanya 177 juta ton per tahun. 

Akibatnya, harga pupuk jenis urea turun drastis hingga US$ 192 per ton mulai tahun lalu. Ini juga terjadi di jenis pupuk amoniak dan NPK. Sementara itu, biaya produksi urea Pupuk Indonesia jauh di atas harga jual tersebut, yakni US$ 240 ton.

Salah satu penyebab sulitnya pupuk Indonesia bersaing adalah harga jual gas di dalam negeri sebesar US$5,15 per MMBtu atau kira-kira US$149 per ton. Di AS dan Venezuela harga jual gas masing-masing hanya US$ 2,4 per MMBtu dan US$1 MMBtu.

Meskipun Peraturan Menteri ESDM No.16/2016 tentang Tata Cara Penetapan Harga dan Pengguna Gas Bumi Tertentu telah diterbitkan, harga gas di Indonesia masih lebih tinggi daripada harga yang dibayar produsen pupuk urea internasional lainnya. Tingginya harga gas menekan daya saing Indonesia. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, August 4, 2017

Although Improved, Natural Gas Prices Still Vulnerable Down

Natural gas prices managed to strengthen after earlier this week touched the lowest level since May 2016. But natural gas is still overshadowed by negative sentiment because of the issue of supply and weather are less supportive.

Thursday (3/8) at 20:41 pm showed that the price of natural gas on the New York Mercantile Exchange delivery in September 2017 sold US $ 2.83 per mmbtu, up 0.67% compared with the previous day. But last week, prices trimmed 3.77%.

Andri Hardianto, Asia Tradepoint Futures analyst, sees that currently the price of natural gas is in sideways position. Although prices are gradually improving, but the market is still waiting and see waiting for the release of data on natural gas stocks of the United States (US). 

Market participants forecast the amount of US natural gas stock last week's Energy Information Administration (EIA) version rose from 17 billion cubic feet to 23 billion cubic feet.

"If appropriate expectations, it could be the price of natural gas will be back depressed," said Andri, Thursday (3/8).

In addition to supply factors, unusually hot summer weather conditions in the US are likely to suppress demand. This weather issue is important because 50% of natural gas consumption in the US comes from household activities. If the weather is not as hot as usual, then the use of refrigeration will be reduced.

Not only the US, negative sentiment also came from Japan. After a time to increase natural gas demand because there is a leak of nuclear reactors some time ago, now the Sunrise Country is actually reactivate nuclear power plants, so the demand for natural gas back down.

"Until the end of the third quarter, the possibility of natural gas price will move in the range of US $ 2.60-US $ 2.70 per mmbtu," said Andri.Although the current supply of natural gas from Qatar is being disrupted due to air sanctions imposed by Saudi Arabia, But it will not affect the price movement of natural gas, which is more influenced by US supply and demand conditions.

Technically, the current price of natural gas moves above the moving average line (MA) 50, MA 100 and MA 200. Then the moving average convergence divergence (MACD) is in the negative area of ​​0.04. The indicator of the relative strength index (RSI) moves up at the 38 level. Then the stochastic indicator moves up to the level of 28.5 Although the fundamental condition gives a correction signal, technically all indicators indicate price strengthening.

On Friday (4/8), Andri predicts natural gas prices will move in the range of US $ 2.75-US $ 2.83 per mmbtu. Meanwhile, the next week, the price will move in the range of US $ 2.71-US $ 2.90 per mmbtu.

IN INDONESIA

Meski Membaik, Harga Gas Alam Masih Rentan Turun

Harga gas alam berhasil menguat setelah awal pekan ini menyentuh level terendah sejak Mei 2016. Namun gas alam masih dibayangi sentimen negatif karena isu pasokan dan cuaca yang kurang mendukung.

Kamis (3/8) pukul 20.41 WIB memperlihatkan, harga gas alam di New York Mercantile Exchange pengiriman September 2017 dijual US$ 2,83 per mmbtu, naik 0,67% dibandingkan dengan hari sebelumnya. Namun sepekan terakhir, harga terpangkas 3,77%.

Andri Hardianto, analis Asia Tradepoint Futures, melihat, saat ini harga gas alam sedang berada dalam posisi sideways. Walau harga berangsur-angsur membaik, tetapi pasar masih wait and see menanti rilis data stok gas alam Amerika Serikat (AS). 

     Pelaku pasar memprediksikan jumlah stok gas alam AS pekan lalu versi Energy Information Administration (EIA) naik dari 17 miliar kaki kubik menjadi 23 miliar kaki kubik.

"Jika sesuai ekspektasi, bisa jadi harga gas alam akan kembali tertekan," terang Andri, Kamis (3/8).

Selain faktor pasokan, kondisi cuaca musim panas yang tidak sepanas biasanya di AS berpeluang menekan permintaan. Persoalan cuaca ini menjadi penting karena 50% konsumsi gas alam di AS berasal dari aktivitas rumah tangga. Jika cuaca tidak sepanas biasanya, maka pemakaian alat pendingin akan berkurang.

Tidak hanya AS, sentimen negatif juga datang dari Jepang. Setelah sempat menambah permintaan gas alam karena ada kebocoran reaktor nuklir beberapa waktu lalu, kini Negeri Matahari Terbit itu malah mengaktifkan kembali pembangkit listrik tenaga nuklirnya, sehingga permintaan gas alam kembali turun.

“Sampai akhir kuartal tiga nanti kemungkinan harga gas alam akan bergerak di kisaran US$ 2,60-US$ 2,70 per mmbtu," kata Andri. Walaupun saat ini pasokan gas alam dari Qatar sedang terganggu akibat sanksi udara yang diberlakukan Arab Saudi, tetapi hal itu tidak akan mempengaruhi pergerakan harga gas alam. Harga komoditas energi itu lebih dipengaruhi oleh kondisi pasokan dan permintaan AS.

Secara teknikal, saat ini harga gas alam bergerak diatas garis moving average (MA) 50, MA 100 dan MA 200. Kemudian Moving Average Convergence Divergence (MACD) berada di area negatif 0,04. lndikator relative strength index (RSI) bergerak naik di level 38. Lalu indikator stochastic bergerak naik ke level 28,5 Meski kondisi fundamental memberi sinyal koreksi, tetapi secara teknikal seluruh indikator mengisyaratkan penguatan harga.

Pada Jumat (4/8) ini, Andri memprediksi harga gas alam akan bergerak pada kisaran US$ 2,75-US$ 2,83 per mmbtu.  Sementara sepekan berikutnya, harga akan bergerak pada kisaran US$ 2,71-US$ 2,90 per mmbtu.

Bisnis Indonesia, Page-25, Friday, August 4, 2017

Technology Can Drive Efficiency

Accenture's research shows that most oil and gas companies, including those operating in Southeast Asia, are interested in developing digital technology at their refinery facilities. The application of digital technology will make the company more efficient. Research involving about 200 executives, leaders, and engineers of oil and gas companies shows, 57 percent of respondents will increase digital investment.

"Oil and gas companies realize that they have to invest in digital technology because it will help the maintenance to be more efficient," said Managing Director of Resources Operating Group PT Accenture Mark H. Teoh in a media meeting, Wednesday (2/8), in Jakarta.

Accenture's research noted that digital technology will increase the effectiveness of refinery management (63 percent), reduce operational risk (59 percent), and mitigation in care of refinery facilities (54 percent). Operational cost reduction is the reason to encourage the application of digital technology in oil and gas companies. However, the obstacles faced are still low investment.

According to Mark, awareness of the importance of digital technology emerged due to various factors. The ease and efficiency resulting from the application of digital technology that is felt in other industries besides oil and gas become one of learning. While technically many companies learn from experience if the refinery is suddenly broken. In addition, falling world oil prices are pressing the oil and gas company's finances.

"The cost to run another suddenly damaged refinery is huge. The effect can be on the delay of shipping products so that oil and gas companies can not fulfill the contract, "said Mark.

Data analysis

With an integrated engine, the risk of engine damage will be monitored early. Information technology can also be used to monitor employee stress levels at refineries. Through earlier handling based on data analysis of machines or workers, the costs incurred by the company will eventually be lower.

However, research shows that the development of digital technology raises concerns related to data security of oil and gas companies. Accenture noted, Indonesia's Indonesia Incident Security Response Team on Internet Infrastructure (ID-SIRTII) Indonesia is vulnerable to cyber attacks.

In 2016 there is an increase in cyber attacks by 50 percent over the previous year, therefore 36 percent of respondents call data security as a major obstacle to the adoption of digital technology into oil and gas companies. That number increased to 50 percent when the surveyed were workers in the field of information technology.

Country Managing Director of Accenture Indonesia Neneng Goenadi said the change from manual system to digital technology requires adjustment from the people who work in it. Because, digital technology will integrate people with tools or machines.

IN INDONESIA

Teknologi Bisa Mendorong Efisiensi

Riset Accenture memperlihatkan, sebagian besar perusahaan minyak dan gas, termasuk yang beroperasi di Asia Tenggara, berminat untuk mengembangkan teknologi digital di fasilitas kilangnya. Penerapan teknologi digital akan membuat perusahaan makin efisien. Riset yang melibatkan sekitar 200 eksekutif, pemimpin, dan insinyur perusahaan migas itu menunjukkan, 57 persen responden akan meningkatkan investasi digital. 

”Perusahaan migas menyadari bahwa mereka harus investasi untuk teknologi digital karena akan membantu perawatan sehingga semakin efisien,” kata Managing Director Resources Operating Group PT Accenture Mark H Teoh dalam temu media, Rabu (2/8), di Jakarta.

Riset Accenture mencatat, teknologi digital akan meningkatkan efektivitas pengelolaan kilang (63 persen), mengurangi risiko operasional (59 persen), dan mitigasi dalam merawat fasilitas kilang (54 persen). Pengurangan biaya operasional menjadi alasan untuk mendorong penerapan teknologi digital di perusahaan migas. Namun, hambatan yang dihadapi adalah investasi yang masih rendah.

Menurut Mark, kesadaran pentingnya teknologi digital muncul karena berbagai faktor. Kemudahan serta efisiensi yang ditimbulkan dari penerapan teknologi digital yang dirasakan di industri lain selain migas menjadi salah satu pembelajaran. Sementara secara teknis banyak perusahaan belajar dari pengalaman jika kilang tiba-tiba rusak. Selain itu, harga minyak dunia yang turun menekan keuangan perusahaan migas.

”Biaya untuk menjalankan lagi kilang yang rusak mendadak itu besar. Pengaruhnya bisa sampai pada keterlambatan pengapalan produk sehingga perusahaan migas tidak bisa memenuhi kontrak,” ujar Mark.

Analisis data

Dengan mesin yang terintegrasi, risiko kerusakan mesin akan terpantau secara dini. Teknologi informasi juga dapat digunakan untuk memantau tingkat stres karyawan di kilang. Melalui penanganan yang lebih awal berdasarkan analisis data terhadap mesin atau pekerja, biaya yang dikeluarkan perusahaan pun akhirnya akan semakin rendah.

Meski demikian, riset menunjukkan bahwa perkembangan teknologi digital menimbulkan kekhawatiran terkait dengan keamanan data perusahaan migas. Accenture mencatat, Tim Respons Insiden Keamanan Indonesia mengenai Infrastruktur Internet (ID-SIRTII)Indonesia termasuk rentan terhadap serangan siber. 

Pada 2016 terjadi peningkatan serangan siber sebesar 50 persen dibandingkan tahun sebelumnya, oleh karena itulah 36 persen responden menyebut keamanan data sebagai hambatan utama diadopsinya teknologi digital ke dalam perusahaan migas. Angka itu meningkat menjadi 50 persen ketika yang disurvei adalah para pekerja di bidang teknologi informasi.

Country Managing Director Accenture Indonesia Neneng Goenadi mengatakan, perubahan dari sistem manual menjadi teknologi digital memerlukan penyesuaian dari orang-orang yang bekerja di dalamnya. Sebab, teknologi digital akan mengintegrasikan orang dengan alat atau mesin.

Kompas, Page-18, Thursday, August 3, 2017

Jonan Lift Ego Syahrial As Director General of Oil and Gas

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) rotates the Director General of Oil and Gas at IGN Wiratmaja Puja and replaces it with Geo Ministry of ESDM Ego Syahrial. While Wiratmaja will become Head of Development Agency of Human Resources (BPSDM) Ministry of Energy and Mineral Resources.

Related to this rotation, ESDM Minister Ignasius Jonan said, Ego Syahrial who replaced Wiratmaja with geological background. However, Ego Syahrial still get the mandate as Director General of Oil and Gas to increase oil and gas exploration efforts.

"Improving oil and gas exploration, as well as enhancing oil recovery (EOR) efforts are correct and better," he said at the Ministry of Energy and Mineral Resources, after the inauguration, Wednesday (2/8).

With the new position, Jonan still set targets. But he has not been able to mention the target of the new official, including whether the auction of oil and gas working areas is also included from the target.

"If our auction can not force, the price of oil only reaches US $ 50 per barrel or Indonesian Crude Price (ICP) is still US $ 45 per barrel," he said.

In addition to inaugurate and rotate the two people, Jonan inaugurated 41 officials in the Ministry of Energy and Mineral Resources. Echelon I have 3 people, Echelon II there are 6 people, Echelon III as many as 5 people, Echelon IV there are 15 people and 12 Functional Officials.

IN INDONESIA

Jonan Angkat Ego Syahrial Sebagai Dirjen Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merotasi Direktur Jenderal Migas IGN Wiratmaja Puja dan menggantinya dengan Kepala Badan Geologi Kementerian ESDM Ego Syahrial. Sedangkan Wiratmaja akan menjadi Kepala Badan Pengembangan Sumber Daya Manusia (BPSDM) Kementerian ESDM.

Terkait rotasi ini, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, Ego Syahrial yang menggantikan Wiratmaja berlatar belakang geologi. Namun, Ego Syahrial tetap mendapatkan amanah sebagai Dirjen Migas untuk meningkatkan upaya eksplorasi minyak dan gas bumi. 

"Meningkatkan eksplorasi migas, juga upaya melakukan enhanced oil recovery (EOR) yang benar dan Iebih baik," katanya, di Kantor Kementerian ESDM, usai melakukan pelantikan tersebut, Rabu (2/8).

Dengan jabatan baru tersebut, Jonan tetap menetapkan target. Namun ia belum bisa menyebutkan target sang pejabat baru, termasuk, apakah lelang wilayah kerja migas juga termasuk dari target tersebut. 

"Kalau lelang kita tidak bisa memaksa. Harga minyak saja mencapai US$ 50 per barel atau Indonesian Crude Price (ICP) masih US$ 45 per barel. Orang mau berinvestasi banyak pertimbangan" katanya.

Selain melantik dan merotasi kedua orang tersebut, Jonan melantik 41 pejabat di Iingkungan Kementerian ESDM. Eselon I ada 3 orang, Eselon II ada 6 orang, Eselon III sebanyak 5 orang, Eselon IV ada 15 orang dan Pejabat Fungsional 12 orang.

Kontan, Page-14, Thursday, August 3, 2017

Note Pick up Ball

During his working visit to the United States for most of last week, Energy and Mineral Resources Minister Ignatius Jonan met the top giant oil and gas companies Chevron, ConocoPhilips and Exxon. The essence of the visit is to attract investment in the oil and gas sector to Indonesia.

In Indonesia, Chevron, ConocoPhilips, and Exxon crude oil production, combined with 55 percent of Indonesia's total oil lifting production. In 2016, the three contributed 461,757 barrels per day and total lifting reached 832,000 barrels per day.

In an official statement of the Ministry of Energy and Mineral Resources, the government is also introducing the new oil and gas business scheme in Indonesia. The crucial policies issued by the government related to upstream oil and gas investment are among others Government Regulation (PP) No. 27 of 2017, as revised Government Regulation No. 79/2010 on Refundable Operating Costs and Treatment of Income Tax in Upstream Oil and Gas Business Sector, Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on Gross Split Distribution Contract.

Government Regulation No. 27/2017 regulates incentives granted by the government to upstream oil and gas investors in the form of abolition of import duty, reduction of land and building tax, and exemption of Value Added Tax or Sales Tax on Luxury Goods. The Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 regulates a new oil and gas revenue sharing scheme, from the previous profit sharing with the concept of recoverable operating cost (cost recovery) to profit sharing based on gross production (gross split).

According to one professional of the oil and gas sector, the concept of gross split introduced by the government is no more attractive than the concept of cost recovery. Therefore, investors should bear the full risk of investment during the contract period. The concept of gross split needs further verification because it has just been tested on PT Offshore North West Java which is fully managed by PT Pertamina since the beginning of this year.

From the point of view of the government, the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 and Government Regulation No. 27/2017 is one way out in the upstream oil and gas investment crisis in Indonesia Toward 2014 Cap is the beginning of the upstream oil and gas crisis that sweeps the whole world, not to mention Indonesia. Oil prices that were above 100 US dollars per barrel fell to less than 50 US dollars per barrel. In fact, in early 2016 had dropped dramatically to below 30 US dollars per barrel.

Based on the record of the Indonesian Petroleum Association (IPA), Indonesia's upstream oil and gas investment climate is difficult to say, including when oil prices are low today. The so-called classic problem of making investments worse is licensing. Mentioned, there are 373 types of licenses to be administered upstream oil and gas investors in 19 ministries and agencies, including licensing in the region. Indonesia's fiscal incentives are also called less competitive than other countries.

The Special Working Unit for Upstream Oil and Gas Business (SKK Migas) acknowledges that Indonesia's upstream oil and gas business processes are heavily influenced by non-technical factors. Since the upstream oil and gas contract is signed, the exploration and exploitation process takes up to 9 years.

In fact, if there are technical obstacles, such as land acquisition can be up to 16 years, the central government may mention that it has simplified the permit. However, oil and gas affairs are not merely through the center. Local governments also have interests that are not less big, especially since the era of regional autonomy applied.

The government formula to provide incentives or ease of licensing must be thorough to the location of oil and gas resource location. The ease of doing business or incentives should really exist. From central to oil field is located. Oil and gas investment ball is not enough to be picked up, but must be treated and accompanied to completion.

IN INDONESIA

Catatan Jemput Bola

Dalam kunjungan kerjanya ke Amerika Serikat hampir sepanjang pekan lalu, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan bertemu pucuk pimpinan perusahaan minyak dan gas bumi raksasa, yaitu Chevron, ConocoPhilips, dan Exxon. Intisari kunjungan itu adalah untuk menarik investasi di sektor minyak dan gas bumi ke Indonesia.

Di Indonesia, produksi minyak mentah Chevron, ConocoPhilips, dan Exxon, jika digabungkan setara dengan 55 persen dari total produksi siap jual (lifting) minyak Indonesia. Pada 2016, ketiganya menyumbang 461.757 barrel per hari dan total realisasi lifting yang mencapai 832.000 barrel per hari.

Dalam keterangan resmi Kementerian ESDM, pemerintah juga sedang mengenalkan skema bisnis migas di Indonesia yang baru. Kebijakan krusial yang dikeluarkan pemerintah terkait dengan investasi hulu migas antara lain Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 27 Tahun 2017, sebagai revisi Peraturan Pemerintah No 79/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, serta Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 tentang Kontrak bagi Hasil Gross Split.

Peraturan Pemerintah No 27/2017 mengatur insentif yang diberikan pemerintah kepada investor hulu migas berupa penghapusan bea masuk, pengurangan Pajak Bumi dan Bangunan, serta pembebasan Pajak Pertambahan Nilai atau Pajak Penjualan terhadap Barang Mewah. Adapun Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 mengatur skema baru bagi hasil migas, dari yang sebelumnya bagi hasil dengan konsep biaya operasi yang dapat dipulihkan (cost recovery) menjadi bagi hasil berdasar produksi bruto (gross split).

Menurut salah satu profesional sektor migas, konsep gross split yang dikenalkan pemerintah tidak lebih menarik daripada konsep cost recovery. Sebab, investor harus menanggung penuh risiko investasi selama masa kontrak. Konsep gross split memang perlu pembuktian lebih jauh karena baru diujicobakan pada blok Offshore North West Java yang dikelola penuh PT Pertamina sejak awal tahun ini.

Dari kacamata pemerintah, Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 dan Peraturan Pemerintah No 27/2017 adalah salah satu jalan keluar di saat krisis investasi hulu migas di Indonesia Menjelang Tutup tahun 2014 adalah awal dari krisis hulu migas yang melanda seluruh dunia, tidak terkecuali Indonesia. Harga minyak yang saat itu di atas 100 dollar AS per barrel turun sampai menjadi kurang dari 50 dollar AS per barrel. Bahkan, pada awal 2016 sempat turun drastis sampai di bawah 30 dollar AS per barrel.  

Berdasarkan catatan Asosiasi Perminyakan Indonesia (IPA), iklim investasi hulu migas Indonesia sulit dikatakan menarik, termasuk pada saat harga minyak rendah saat ini. Masalah klasik yang disebut membuat investasi terpuruk adalah perizinan. Disebutkan, ada 373 jenis izin yang harus diurus investor hulu migas di 19 kementerian dan lembaga, termasuk perizinan di daerah. Insentif fiskal Indonesia juga disebut kurang kompetitif dibandingkan dengan negara lain.

Pihak Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengakui, proses bisnis hulu migas Indonesia sangat dipengaruhi faktor non-teknis. Sejak kontrak hulu migas ditandatangani, proses eksplorasi dan eksploitasi memerlukan waktu sampai 9 tahun. 

Bahkan, jika ada kendala teknis, seperti pembebasan lahan bisa sampai hingga 16 tahun, Pemerintah pusat boleh saja menyebut sudah menyederhanakan izin. Akan tetapi, urusan migas tidak melulu melalui pusat. Pemerintah daerah juga punya kepentingan yang tidak kalah besar, apalagi sejak era otonomi daerah diberlakukan.

Formula pemerintah memberikan insentif ataupun kemudahan perizinan harus menyeluruh hingga di daerah lokasi sumber migas berada. Kemudahan berbisnis ataupun insentif harus benar-benar ada. Dari pusat sampai ke lapangan migas berada. Bola investasi migas tidak cukup dijemput, tetapi harus dirawat dan didampingi sampai tuntas.

Kompas, Page-17, Thursday, August 3, 2017