Establishment for Designed Area

Musi Banyuasin District in South Sumatra along with the United Nations Development Program (UNDP) is designing the establishment of endowment funds from non-renewable natural resources, oil and gas. Cooperation is to prepare the source of development funding if one day the resources are exhausted.

"In Indonesia, revenue from natural resources is the third largest. However, we all know, oil and gas natural resources may be exhausted by 2030. So, there needs to be a strategy for the benefits still can be enjoyed by future generations, "said UNDP Indonesia Deputy Director Francine Pickup in the signing of a memorandum of understanding between Musi Banyuasin Regency and UNDP Thursday (10/8), in Jakarta.

Quoted from the Results of the Feasibility Study on the Establishment of Eternal Funds by UNDP and the Institute of Economic and Community Investigation of the University of Indonesia, Musi Banyuasin Regency is one of 20 districts / cities with large natural resources of oil and gas and minerals with sufficient fiscal capacity. At the provincial level there are 13 provinces that are fiscally sufficient because of the large oil and gas revenues.

"In panel discussions, according to Pickup, the goal of endowment funds should be clear. In addition, endowment management must also be transparent and accountable. However, it is perceived to be complex because there are many different interests. Therefore, the involvement of the people to oversee the endowment is necessary.

Regent Musi Banyuasin Dodi Reza Alex Noerdin said, the source and form of endowment is still not ascertained. There are several models as other countries do, for example from oil and gas company taxes or special allocations in revenue-sharing funds.

At the local level, we're ready. However, this should be in line with central government policy, "said Dodi.

First Secretary of the Norwegian Embassy Borgar Olsen Tormodsgard said transparency is important in the management of endowment funds from oil and gas.

IN INDONESIA

Pembentukan untuk Daerah Dirancang

Kabupaten Musi Banyuasin di Sumatera Selatan bersama Program Pembangunan PBB (UNDP) sedang merancang pembentukan dana abadi dari sumber daya alam tidak terbarukan, yakni minyak dan gas. Kerja sama tersebut untuk mempersiapkan sumber pendanaan pembangunan jika suatu saat sumber daya alam tersebut habis.

”Di Indonesia, penerimaan dari sumber daya alam itu terbesar ketiga. Namun, kita semua mengetahui, sumber daya alam minyak dan gas mungkin akan habis pada 2030. Maka, perlu ada strategi agar manfaatnya masih dapat dinikmati generasi masa depan,” kata Wakil Direktur UNDP Indonesia Francine Pickup dalam acara penandatanganan nota kesepahaman antara Kabupaten Musi Banyuasin dan UNDP Kamis (10/8), di Jakarta.

Dikutip dari Hasil Kajian Kelayakan Pembentukan Dana Abadi oleh UNDP dan Lembaga Penyelidikan Ekonomi dan Masyarakat Universitas Indonesia, Kabupaten Musi Banyuasin adalah salah satu dari 20 kabupaten/kota yang memiliki sumber daya alam migas dan mineral yang besar dengan kapasitas fiskal yang mencukupi. Di tingkat provinsi ada 13 provinsi yang tergolong mencukupi secara fiskal karena penerimaan dari migas dan mineral yang besar.

“ Dalam diskusi panel, menurut Pickup, tujuan pemanfaatan dana abadi harus jelas. Selain itu, pengelolaan dana abadi juga harus transparan dan akuntabel. Namun, hal itu dirasa akan rumit karena ada banyak berbagai kepentingan. Karena itu, keterlibatan rakyat untuk mengawasi dana abadi diperlukan. 

Bupati Musi Banyuasin Dodi Reza Alex Noerdin mengatakan, sumber dan bentuk dana abadi masih belum dipastikan. Ada beberapa model sebagaimana dilakukan negara lain, misalnya dari pajak perusahaan migas atau alokasi khusus dalam dana bagi hasil.

Di tingkat daerah, kami sudah siap. Namun, ini harus sejalan dengan kebijakan pemerintah pusat,” kata Dodi.

First Secretary Kedutaan Besar Norwegia Borgar Olsen Tormodsgard mengatakan, transparansi adalah hal penting dalam pengelolaan dana abadi dari migas.

Kompas, Page-18, Friday, August 11, 2017

Permissions Can be the Worst

Upstream Oil and Gas Investors Still Doubt

Licensing of the oil and gas sector in Indonesia scored the worst of the 18 components of the assessment of the Indonesia Resource Management Index. Overall Indonesia is ranked 12th out of 89 countries studied with the predicate of Satisfactory Index of Indonesian Resource Governance issued Natural Resource Governance Institute (NRGI), on Thursday (10/8), in Jakarta.

Responding to the predicate Satisfactory, the oil and gas sector business actors provide a note. In a discussion that coincided with the launch of the index by NRGI, the present speakers were Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria and Expert Staff of the Minister of National Development Planning for Institutional Relations Diani Sadia Wati.

Also present is the Coordinator of Indonesian Publish What You Pay Indonesia Maryati Abdullah, Deputy Executive Director of the Indonesian Coal Enterpreneurs Association (APBI) Hendra Sinadia, and practitioner of Bimasena Energy Society Ananda Idris.

Emanuel said, overall, the oil and gas sector of Indonesia has scored 68 out of 100 points and the predicate is Satisfactory. In the Asia-Pacific region, Indonesia's resource governance is ranked third after Australia and India. While satisfactory, there is a record of what needs to be improved in Indonesia's governance of resources.

"There is still inconsistency with the rules made with the implementation. This is very closely related to the control and weak supervision of corruption. The lowest score is licensing and predicate very weak, "said Emanuel.

There are five types of NRGI assessments related to Good Predicate Good governance index or highest for a score of 75 and above, while the predicate is Satisfied at a score of 60-74. Weak Rank gets 45-59, Very Weak 30-44, and at worst predicated Failed to score less than 30.

NRGI recommends a number of things to improve the governance of resources in Indonesia, namely simplification of licensing, enforcement of rules, and transparency regarding the true ownership of the resource sector companies in Indonesia. It is also recommended to improve the contract disclosure between entrepreneurs and the government in terms of natural resource management.

Diani admitted, the problem of licensing in Indonesia is quite complicated. This is in line with Indonesia's enormous legislation, both at the central and regional levels. It is encouraging the simplification of regulations and licensing involving cross-ministries and agencies.

"From 2001 to April 2016 there were 106,717 regulations in Indonesia, ranging from law, central regulation, to local regulations. Not a few overlap. National Planning and Development Agency (Bappenas) is working to simplify the regulation. In the sector of licensing and investment in 20 ministries, we have revoked 324 regulations by the end of 2016 and 75 regulations are improved, "Diani said.

Reality on the ground

Related to the satisfactory status in terms of governance of the oil and gas sector of Indonesia, Idris argues, it is different from the reality in the field. According to him, the revision of Law No. 22/2001 on Oil and Gas that did not end soon raises doubts among upstream oil and gas investors. Similarly, the problem of revamped oil and gas revenues and cost recovery schemes is a profit sharing based on gross production (gross split).

According to the records of the Indonesian Petroleum Association (IPA), upstream oil and gas companies must take care of 373 types of permits from 19 ministries and agencies, both at the central and regional levels.

In the government's exposure related to the performance of oil and gas sector semester 1-2017, some time ago, the target of oil ready production (lifting) in APBN 2017 of 815.000 barrel per day has not been reached. Until the end of June 2017, the realization of 802,000 barrels per day.

IN INDONESIA

Perizinan Dapat Nilai Terburuk

Investor Hulu Migas Masih Ragu

Perizinan sektor minyak dan gas bumi di Indonesia mendapat skor terburuk dari 18 komponen penilaian tentang Indeks Tata Kelola Sumber Daya Indonesia. Secara keseluruhan Indonesia berada di peringkat ke-12 dari 89 negara yang diteliti dengan predikat Memuaskan Indeks Tata Kelola Sumber Daya Indonesia itu dikeluarkan Natural Resource Governance Institute (NRGI), Kamis (10/8), di Jakarta.

Menanggapi predikat Memuaskan itu, pelaku usaha sektor minyak dan gas bumi memberikan catatan. Dalam diskusi yang bersamaan dengan peluncuran indeks oleh NRGI, narasumber yang hadir adalah Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria dan Staf Ahli Menteri Perencanaan Pembangunan Nasional Bidang Hubungan Kelembagaan Diani Sadia Wati. 

Hadir juga Koordinator Nasional Publish What You Pay Indonesia Maryati Abdullah, Deputi Direktur Eksekutif Asosiasi Pengusaha Batubara Indonesia (APBI) Hendra Sinadia, dan praktisi Bimasena Energy Society Ananda Idris.

Emanuel mengatakan, secara keseluruhan, sektor minyak dan gas bumi (migas) Indonesia mendapat nilai 68 dari 100 poin dan predikat Memuaskan. Di kawasan Asia Pasifik, tata kelola sumber daya di Indonesia ada di peringkat ketiga setelah Australia dan India. Kendati memuaskan, ada catatan mengenai hal yang harus diperbaiki dalam tata kelola sumber daya Indonesia. 

”Masih ada ketidak konsistenan aturan yang dibuat dengan pelaksanaannya. Ini sangat erat kaitannya dengan kontrol dan pengawasan yang lemah terhadap korupsi. Skor yang paling rendah adalah perizinan dan berpredikat sangat lemah,” kata Emanuel.

Ada lima jenis penilaian NRGI terkait indeks tata kelola Predikat Baik atau yang tertinggi untuk skor 75 dan di atasnya, sedangkan predikat Memuaskan pada skor 60-74. Peringkat Lemah mendapat 45-59, Sangat Lemah 30-44, dan paling buruk berpredikat Gagal untuk skor kurang dari 30.

NRGI merekomendasikan sejumlah hal untuk memperbaiki tata kelola sumber daya di Indonesia, yaitu penyederhanaan perizinan, penegakan aturan, dan transparansi mengenai kepemilikan sebenarnya dari perusahaan sektor sumber daya di Indonesia.  Direkomendasikan juga perbaikan keterbukaan kontrak antara pengusaha dan pemerintah dalam hal pengelolaan sumber daya alam. 

Diani mengakui, masalah perizinan di Indonesia tergolong pelik. Hal itu sejalan dengan peraturan perundangan di Indonesia yang sangat banyak, baik di tingkat pusat maupun daerah. Pihaknya sedang mendorong penyederhanaan peraturan dan perizinan yang melibatkan lintas kementerian dan lembaga.

”Sejak 2001 sampai April 2016 ada 106.717 peraturan di Indonesia, mulai dari undang-undang, peraturan tingkat pusat, sampai peraturan daerah. Tidak sedikit yang tumpang tindih. Bappenas sedang berupaya menyederhanakan peraturan tersebut. Di sektor perizinan dan investasi di 20 kementerian, kami sudah mencabut 324 peraturan sampai akhir 2016 dan 75 peraturan diperbaiki,” ujar Diani.

Kenyataan di lapangan

Terkait status Memuaskan dalam hal tata kelola sektor migas Indonesia, Idris berpendapat, hal itu berbeda dengan kenyataan di lapangan. Menurut dia, revisi Undang-Undang No 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi yang tidak segera selesai menimbulkan keraguan di kalangan investor hulu migas. Begitu pula soal bagi hasil migas yang berubah dan skema biaya operasi yang dipulihkan (cost recovery) menjadi bagi hasil berdasarkan produksi bruto (gross split).

Menurut catatan Asosiasi Perminyakan Indonesia (IPA), perusahaan hulu migas harus mengurus 373 jenis izin dari 19 kementerian dan lembaga, baik di pusat maupun daerah.

Dalam paparan pemerintah terkait kinerja sektor migas semester 1-2017, beberapa waktu lalu, target produksi siap jual (lifting) minyak di APBN 2017 sebesar 815.000 barrel per hari belum tercapai. Sampai akhir Juni 2017, realisasinya 802.000 barrel per hari.

Kompas, Page-18, Friday, August 11, 2017

Support PLN to Buy JTB Gas

The Government of Bojonegoro Regency supports PLN to purchase Jambaran-Tiung Biru (JTB) gas in its area, as it will increase the regional revenue from the acquisition of Profit Sharing Fund (DBH) of gas.

"The District Government supports PLN to purchase the Jambaran-TBR gas, because it will increase the income of the producing regions through the DBH gas," said Head of Regional Revenue Agency of Bojonegoro Regency Herry Sudjarwo, Thursday (10/8).

He said it was responding to PLN's agreement to purchase the Jambaran-TBR gas delivered by the ESDM Ministry in Jakarta on August 8.

The gas pricing of Jambaran-TBR to PLN Gresik Region amounted to US $ 7.6 per MMBTU "flat" along the contract, delivered in the Letter of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 5939/12 / MEM.M / 2017 dated August 1, 2017.

According to him, the revenue generating regions from the DBH gas reaches 12 percent greater than the DBH of oil which is only 6 percent. The distribution of Profit Sharing Funds (DBH) reaches 30 percent with details of 12 percent producing regions, districts / municipalities in provinces of 12 percent and 6 percent.

While the distribution of profit sharing fund (DBH) of oil is only 15 percent, with details of 6 percent producing regions, all districts / municipalities in provinces producing 6 percent and 3 percent province.

In addition, the "cost recovery" of the Jambaran-TBR gas field development that has to be paid for producing areas is smaller than the development of the Cepu Block oil project.

"Gas production will add regional revenue through the Profit Share Fund (DBH) of gas is quite large compared to revenue from profit sharing funds (DBH) of oil," he said.

He explained that the oil and gas revenue sharing fund from the Jambaran-TBR field gas field gas production with Pertamina EP Cepu (PEPC) operator will be obtained by 2019.

"The 2019 gas revenue sharing (DBH) forecasts for the Jambaran-TBR gas production in 2019," he said.

The development of the Jambaran-TBR gas field in Bojonegoro with an investment of around US $ 1.5 billion will produce 330 MMSCFD of gas with sales of 172 MMSCFD for 16 years. Of the 172 MMSCFD utilization of the gas, 100 MMSCFD will be distributed to PLN Gresik Region at US $ 7.6 per MMBTU flat during the contract period, and 72 MMSCFD for industries in Central Java and East Java.

Gas from Tiung Biru Jambaran field will also be connected with Gresik-Semarang pipe along 267 km with a diameter of 28 inches. Pipe Gresik-Semarang with an investment of approximately US $ 515 million is planned to be completed by 2018.

IN INDONESIA

Dukung PLN Beli Gas JTB

Pemerintah Kabupaten Bojonegoro, mendukung PLN membeli gas Jambaran-Tiung Biru (JTB) di daerahnya, karena akan meningkatkan pendapatan daerah dari perolehan Dana Bagi Hasil (DBH) gas.

“Pemerintah Kabupaten mendukung PLN membeli gas Jambaran-TBR, sebab akan meningkatkan pendapatan daerah penghasil melalui DBH gas,” kata Kepala Badan Pendapatan Daerah Pemkab Bojonegoro Herry Sudjarwo, Kamis (10/8).

Ia menyatakan hal itu menanggapi adanya kesepakatan PLN untuk membeli gas Jambaran-TBR yang disampaikan Kementerian ESDM di Jakarta, pada 8 Agustus.

Penetapan harga gas Jambaran-TBR ke PLN Wilayah Gresik sebesar US$ 7,6 per MMBTU “flat” sepanjang kontrak, disampaikan di dalam Surat Menteri ESDM Nomor 5939/12/MEM.M/2017 tanggal 1 Agustus 2017 .

Menurut dia, perolehan pendapatan daerah penghasil dari DBH gas besarnya mencapai 12 persen Iebih besar dibandingkan DBH minyak yang hanya 6 persen. Pembagian Dana Bagi Hasil (DBH) gas mencapai 30 persen dengan rincian daerah penghasil 12 persen, kabupaten/kota di provinsi 12 persen dan provinsi 6 persen.

Sedangkan pembagian Dana Bagi Hasil (DBH) minyak besarnya hanya 15 persen, dengan rincian daerah penghasil 6 persen, semua kabupaten/kota di provinsi daerah penghasil 6 persen dan provinsi 3 persen.

Selain itu “cost recovery” pengembangan lapangan gas Jambaran-TBR yang harus dibayar daerah penghasil lebih kecil dibandingkan dengan pengembangan proyek minyak Blok Cepu. 

“Produksi gas akan menambahkan pendapatan daerah melalui Dana Bagi Hasil (DBH) gas cukup besar dibandingkan pendapatan dari Dana Bagi Hasil (DBH) minyak” katanya menegaskan. 

Ia menjelaskan Dana Bagi Hasil (DBH) minyak dan gas dari produksi gas lapangan Jambaran-TBR dengan operator Pertamina EP Cepu (PEPC) akan diperoleh daerahnya pada 2019. 

“Perkiraan perolehan Dana Bagi Hasil (DBH) gas 2019 karena produksi gas Jambaran-TBR pada 2019,” katanya menegaskan.

Pengembangan Iapangan gas Jambaran-TBR di Bojonegoro dengan investasi sekitar US$ 1,5 miliar akan memproduksikan gas sebesar 330 MMSCFD dengan penjualan sebesar 172 MMSCFD selama 16 tahun. Dari 172 MMSCFD pemanfaatan gas tersebut, 100 MMSCFD akan disalurkan ke PLN Wilayah Gresik dengan harga US$ 7,6 per MMBTU flat selama masa kontrak, dan 72 MMSCFD untuk industri di Jawa Tengah dan Jawa Timur. 

Gas dari lapangan Jambaran Tiung Biru nantinya juga akan terkoneksi dengan pipa Gresik-Semarang sepanjang 267 km dengan diameter 28 inchi. Pipa Gresik-Semarang dengan investasi sekitar US$ 515 juta direncanakan selesai pada 2018.

Duta Masyarakat, Page-16, Friday, August 11, 2017

Sertecpet Technology Solutions Oil and Gas Upgrades Lifting

MEDIA Group signed a memorandum of understanding with an Ecuadorian oil technology company, Sertecpet. Company

It has a more efficient and inexpensive oil drilling pump tool.

The MoU was signed by Deputy Chairman of Media Group Lestari Moerdijat with CEO of President Sertecpet Holding Angel Eduardo Lopez. Chairman of Media Group Surya Paloh participated as a witness memorandum of understanding between the two parties.

In signing it, also featured a prototype called Smart Jet Pump. The inventor of this tool is Ecuadorian and its products have been patented in several countries, such as the United States, Russia, and Canada.

Sertecpet CEO Eduardo Lopez said the product has now been used in several countries in Latin America, the Middle East and North Africa. One pumping machine can drill about 9,000 barrels per day.

"This product can produce more oil per barrel per day from existing drilling systems," Eduardo said at Media Group office, The Plaza Building, Central Jakarta, yesterday.

Sertecpet CEO Eduardo Lopez

His Smart Jet Pump product, Eduardo claims, can reduce the cost of producing high-yield oil drilling. This is the answer to the old oil well production in Indonesia.

Eduardo assesses that Asian markets, especially Indonesia, are very potential for their products. With a pump owned by Sertecpect, the oil and gas company does not take long to replace the technology in an old well. The transition from the new technology takes only one to two years. This is very fast compared to 5 years to 7 years using another machine.

"It is important to be able to share with private companies as well as internationally and locally about the capacity to supply all these technologies,".

IN INDONESIA

Teknologi Sertecpet Solusi Peningkatan Lifting Migas

MEDIA Group menandatangani nota kesepahaman dengan perusahaan teknologi minyak asal Ekuador, Sertecpet. Perusahaan

itu memiliki produk alat pompa pengeboran minyak yang lebih efisien dan murah.

Penandatanganan nota kesepahaman dilakukan Deputy Chairman Media Group Lestari Moerdijat dengan CEO President Sertecpet Holding Angel Eduardo Lopez. Chairman Media Group Surya Paloh turut sebagai saksi nota kesepahaman antara kedua pihak.

Dalam penandatanganan itu, turut ditampilkan prototipe bernama Smart Jet Pump. Penemu alat ini ialah orang Ekuador dan produknya telah dipatenkan di beberapa negara, seperti Amerika Serikat, Rusia, dan Kanada.

CEO Sertecpet Eduardo Lopez menjelaskan produknya kini telah dipakai di beberapa negara di Amerika Latin, Timur Tengah dan Afrika Utara. Satu mesin pompa dapat mengebor sekitar 9.000 barel per harinya.

“Produk ini bisa menghasilkan lebih banyak minyak per barel per harinya dari sistem pengeboran yang sudah ada,” kata Eduardo di kantor Media Group, Gedung The Plaza, Jakarta Pusat, kemarin.

Produk Smart Jet Pump miliknya, klaim Eduardo, bisa menekan biaya produksi pengeboran minyak dengan hasil tinggi. Hal ini menjadi jawaban produksi minyak sumur-sumur tua di Indonesia.

Eduardo menilai pasar Asia, khususnya Indonesia, sangat potensial bagi produknya. Dengan pompa milik Sertecpect, perusahaan migas tidak butuh waktu lama untuk mengganti teknologi di sumur yang sudah tua. Peralihan dari teknologi baru itu hanya membutuhkan satu hingga dua tahun. Ini tergolong sangat cepat daripada 5 tahun hingga 7 tahun dengan menggunakan mesin lain.

“Sangat penting untuk bisa berbagi dengan perusahaan swasta maupun internasional dan lokal tentang kapasitas penyediaan semua teknologi ini,”.

Media Indonesia, Page-13, Thursday, August 10, 2017

PEPC Wait for Incentive 5%

PT Pertamina EP Cepu is still waiting for the addition of profit sharing or split in the development contract of Tiung Biru Jambaran Gas Field, Cepu Block to pray in accordance with economies scale.

President Director of PT Pertamina EP Cepu (PEPC) Adriansyah said that it has proposed additional revenue sharing contractors to the government. The current profit sharing scheme in the gas field located in Bojonegoro, East Java is 60%: 40% (60% government and 40% contractors).

The subsidiary of PT Pertamina proposed an additional 5% profit sharing resulting in 55%: 45% composition. However, until the agreement (head of agreement / HoA) of Pertamina with PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) was signed related to the gas distribution, the contractor has not received an official response from the government.

Pertamina EP Cepu (PEPC) requested additional revenue sharing as the gas price from Jambaran-Tiung Biru was reduced to US $ 6.7 per MMBtu from the initial projection of US $ 9 per MMBtu. The gas price from Jambaran-Tiung Biru is set at US $ 6.7 per MMBtu when the project has started producing its first gas by 2020.

Meanwhile, the selling price of gas from Jambaran-Tiung Biru to PLN was agreed at US $ 7.6 per MMBtu which includes the cost of delivering gas through pipes of US $ 0.9 per MMBtu. The decline in gas selling price was also due to the decline in capital expenditure of the gas field project from US $ 2.1 billion to US $ 1.5 billion.

"There has been no formal approval for incentives," he said

The Jambaran-Tiung Biru Gas Field is a merger of two fields from two different work areas. Jambaran Field is part of the work area of ​​Cepu and Tiung Biru Iapangan which is part of Pertamina EP work area.

ExxonMobil Cepu Ltd. Decided to resign as a partner of Jambaran-Tiung Biru because the US oil and gas company assessed the project did not meet the economies of scale. However, Adriansyah said that other partners, namely BUMD still committed to continue the partnership in the project.

In Cepu Block, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) becomes operator and controls 20.5% shareholding shares, Ampolex 24.5%, Pertamina EP Cepu 45% and some BUMDs with 10% participation shares.

Meanwhile, PT Pertamina EP Cepu, operator of the Jambaran-Tiung Biru Gas Field, holds 41, 4% and EMCL 41, 4%, BUMD 9.2% and the remaining 8% is owned by Pertamina EP.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the government has granted the proposed addition of a split contractor to develop the Field Jambaran-Tiung Biru. Arcandra who is also a Pertamina commissioner said the consideration of the additional revenue sharing because the field contains high carbon dioxide (CO2) and economics that are less attractive without the incentives.

"For the upstream sector the government has decided because here there CO2 is quite high, the economy is also very little then Which used to be 60:40 to 55:45, "he said.

DIVESTMENT

The government commissioned Pertamina through PT Pertamina EP Cepu with the issuance of Letter of the Minister of Energy and Mineral Resources. 9/13 / MEM.M / 2017 in January 2017 to develop the Jambaran-Tiung Biru Field and complete the discussion with ExxonMobil through a business scheme.

"Meanwhile, BUMD still participate for the development of JTB Project [Jambaran-Tiung Biru]. I can confirm that they will continue to participate. "

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said that the process of negotiating the release of ExxonMobil shares from the Jambaran-Tiung Biru project is still ongoing.

When the negotiation is over, Pertamian EP Cepu will control 82.8% share participation. Syamsu targets the deal to be reached this year as the project is targeted to produce its first gas by the end of 2020 or early 2021. He hopes that the entry of Jambaran-Tiung Biru in the list of new priority projects has a positive impact on the development and acceleration of time.

"Not a deal yet. However, the price will soon be met. "

Vice President of Public and Government Affairs of ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto said that until now the two parties are still negotiating share transfer value of participation of Jambaran-Tiung Biru.

The Jambaran-Tiung Biru field is planned to produce 330 million cubic feet of gas per day (MMscfd) with gas that can be channeled to 172 MMscfd.

IN INDONESIA

PEPC Tunggu Insentif 5%

PT Pertamina EP Cepu masih menunggu penambahan bagi hasil atau split dalam kontrak pengembangan Lapangan Gas Jambaran Tiung Biru, Blok Cepu agar prayek sesuai dengan skala keekonomian.

Direktur Utama PT Pertamina EP Cepu (PEPC) Adriansyah mengatakan bahwa pihaknya telah mengusulkan penambahan bagi hasil kontraktor kepada pemerintah. Skema bagi hasil yang berlaku saat ini di lapangan gas yang berlokasi di Bojonegoro, Jawa Timur itu sebesar 60%:40% (60% pemerintah dan kontraktor 40%).

Anak usaha PT Pertamina itu mengusulkan tambahan bagi hasil 5% sehingga komposisinya menjadi 55% :45%. Namun, hingga kesepakatan (head of agreement/HoA) Pertamina dengan PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) diteken terkait penyaluran gasnya kontraktor belum mendapat respons resmi dari pemerintah.

Pertamina EP Cepu (PEPC) meminta tambahan bagi hasil karena harga gas dari Jambaran-Tiung Biru diturunkan menjadi US$ 6,7 per MMBtu dari proyeksi awal US$ 9 per MMBtu. Harga gas dari Jambaran-Tiung Biru ditetapkan US$ 6,7 per MMBtu ketika proyek sudah mulai menghasilkan gas pertamanya pada 2020. 

Sementara itu, harga jual gas dari Jambaran-Tiung Biru ke PLN disepakati US$ 7,6 per MMBtu yang sudah termasuk biaya penghantaran gas melalui pipa sebesar US$ 0,9 per MMBtu. Penurunan harga jual gas pun dikarenakan penurunan asumsi belanja modal proyek lapangan gas itu dari US$ 2,1 miliar menjadi US$ 1,5 miliar. 

“Belum ada persetujuan resmi untuk insentif," ujarnya 

Lapangan Gas Jambaran-Tiung Biru merupakan penggabungan dua lapangan dari dua wilayah kerja berbeda. Lapangan Jambaran merupakan bagian dari wilayah kerja Cepu dan Iapangan Tiung Biru yang menjadi bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

ExxonMobil Cepu Ltd. memutuskan untuk mengundurkan diri sebagai mitra dari Jambaran-Tiung Biru karena perusahaan migas asal AS itu menilai proyek tersebut tidak memenuhi skala ekonomi. Namun, Adriansyah menyebut bahwa mitra lainnya, yakni BUMD masih berkomitmen melanjutkan kemitraan dalam proyek tersebut.

Pada Blok Cepu, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) menjadi operator dan menguasai saham partisipasi 20,5%, Ampolex 24,5%, Pertamina EP Cepu 45% dan beberapa BUMD dengan saham partisipasi 10%.

Sementara itu, PT Pertamina EP Cepu yang menjadi operator Lapangan Gas Jambaran-Tiung Biru memegang saham 41 ,4% dan EMCL 41 ,4% , BUMD 9,2% dan sisanya sebanyak 8% dikuasai oleh Pertamina EP.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah telah mengabulkan usulan penambahan split kontraktor untuk mengembangan Lapangan Jambaran-Tiung Biru. Arcandra yang juga sebagai komisaris Pertamina mengatakan, pertimbangan penambahan bagi hasil itu karena lapangan tersebut mengandung karbondioksida (CO2) yang cukup tinggi dan keekonomian yang kurang menarik tanpa adanya insentif itu.

“Untuk sektor hulunya pemerintah sudah memutuskan karena di sini ada CO2 cukup tinggi, keekonomiannya juga sangat sedikit maka yang dulunya 60:40 menjadi 55:45,” katanya.

PELEPASAN SAHAM

Pemerintah menugaskan Pertamina melalui PT Pertamina EP Cepu dengan terbitnya Surat Menteri ESDM No. 9/13/ MEM.M/2017 pada Januari 2017 untuk mengembangkan Lapangan Jambaran-Tiung Biru dan menyelesaikan pembahasan dengan ExxonMobil melalui skema bisnis.

“Sementara ini BUMD masih tetap ikut untuk pengembangan Proyek JTB [Jambaran-Tiung Biru]. Saya sudah dapat konfirmasi bahwa mereka akan tetap lanjut berpartisipasi.”

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, saat ini proses negosiasi pelepasan saham ExxonMobil dari proyek Jambaran-Tiung Biru masih berlangsung.

Bila negosiasi selesai, Pertamian EP Cepu akan menguasai saham partisipasi 82,8%. Syamsu menargetkan, kesepakatan itu dapat tercapai pada tahun ini karena proyek ditargetkan menghasilkan gas pertamanya pada akhir 2020 atau awal 2021. Dia berharap agar dengan masuknya Jambaran-Tiung Biru dalam daftar proyek prioritas baru membawa dampak positif terhadap pengembangan dan akselerasi waktu. 

“Belum deal. Namun, harganya sebentar lagi ketemu."

Vice President Public and Government Affairs ExxonMobil Indonesia Erwin Maryoto mengatakan bahwa hingga saat ini kedua pihak masih melakukan negosiasi nilai pengalihan saham partisipasi Jambaran-Tiung Biru.

Lapangan Jambaran-Tiung Biru rencananya akan memproduksikan gas sebanyak 330 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dengan gas yang bisa disalurkan 172 MMscfd.

Bisnis Indonesia, Page-32, Thursday, August 10, 2017

Target Segment Gresik-Semarang to Late

The construction of the 276-kilometer Gresik-Semarang transmission pipeline segment is targeted to be completed in mid-2018. Gas Director of PT Pertamina Yenni Andayani said that the company will not delay the construction of the gas pipeline, although it has yet to secure gas supply.

The Gnesik-Semarang transmission pipeline project will be connected through the provinces of Central Java and East Java. The pipeline project completion target is backward from the initial target. Previously, PT Pertamina Gas, a subsidiary of Pertamina, targeted the gas pipeline project to be completed in 2016 and then changed to the end of 2017.

"Gresem [Gresik-Semarang] is expected to be completed by 2018 by mid-pipe is over," he said in a press conference on Tuesday (8/8).

Currently, the project's projected investment of approximately US $ 515.7 million has already reached 60%. The transmission pipeline construction project is 28 inches in diameter. Gas distribution capacity of 500 million cubic feet per day (MMscfd) and equipped gas compressor station.

Contacted separately, Public Relations & CSR Manager of Pertamina Gas Hatim Ilwan said, the resignation of completion of the pipe project is due to land that can not be released. In addition, the initial agreement is that more than 50% of the railways can be passed by the gas pipeline, but the realization is lower. Therefore, Pertagas must create a new route which is a residential area.

From the data of the Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) there are at least 60 kilometers that have not been released yet.

"It takes extra time to complete the land acquisition," he said.

However, it hopes that the pipeline construction can be completed before the Jambaran-Tiung Biru Gas Field operates by the end of 2020. As is known, Jambaran-Tiung Biru will deliver 100 MMscfd of gas to PT Perusahaan Listrik Negara and 72 MMscfd for industry.

"We make sure the construction is completed before the Jambaran-Tiung Biru Project (JTB) operates. Because there is a strong issue of concern that the Gresik-Semarang pipeline is empty [no gas supply] it no longer exists, "he said.

In addition to Gresik-Semarang, BPH Migas has charged the construction of the Cirebon-Semarang gas pipeline project by PT Rekayasa Industri and the Kalimantan-Java II segment by PT Bakrie & Brotehrs Tbk.

IN INDONESIA

Target Ruas Gresik-Semarang Mundur

Pembangunan ruas pipa transmisi Gresik-Semarang sepanjang 276 kilometer ditargetkan rampung pada medio 2018. Direktur Gas PT Pertamina Yenni Andayani mengatakan bahwa perseroan tidak akan menunda pembangunan pipa gas itu meskipun belum mendapat kepastian pasokan gas.

Proyek pipa transmisi Gnesik-Semarang itu akan tersambung melewati provinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur. Target penyelesaian proyek pipa itu mundur dari target awal. Sebelumnya PT Pertamina Gas, anak perusahaan Pertamina, menargetkan proyek pipa gas itu akan diselesaikan pada 2016 kemudian berubah menjadi akhir 2017.

“Gresem [Gresik-Semarang] diharapkan selesai 2018 pertengahan pipanya sudah selesai,” ujarnya dalam jumpa pers, Selasa (8/8).

Saat ini, progres proyek yang membutuhkan investasi sekitar US$ 515,7 juta itu sudah mencapai 60 %. Proyek pembangunan pipa transmisi itu berdiameter 28 inci. Kapasitas penyaluran gas sebesar 500 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan dilengkapi stasiun kompresor gas.

Dihubungi terpisah, Public Relation & CSR Manager Pertamina Gas Hatim Ilwan mengatakan, mundurnya penyelesaian pengerjaan proyek pipa tersebut dikarenakan terdapat lahan yang belum bisa dibebaskan. Selain itu, kesepakatan awal adalah lebih dari 50% jalur kereta api bisa dilewati pipa gas tersebut, tetapi realisasinya lebih rendah. Oleh karena itu, Pertagas harus membuat rute baru yang merupakan daerah permukiman.

Dari data Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) paling tidak masih terdapat 60 kilometer yang belum dibebaskan. 

“Perlu waktu ekstra untuk menyelesaikan pembebasan lahan,” katanya.

Namun, pihaknya berharap agar konstruksi pipa bisa diselesaikan sebelum Lapangan Gas Jambaran-Tiung Biru beroperasi pada akhir 2020. Seperti diketahui, Jambaran-Tiung Biru akan mengalirkan 100 MMscfd gas untuk PT Perusahaan Listrik Negara dan 72 MMscfd untuk industri.

“Kita pastikan pembangunan selesai sebelum Proyek Jambaran-Tiung Biru (JTB) beroperasi. Karena ada isu kuat kekhawatiran bahwa pipa Gresik-Semarang kosong [tidak ada pasokan gasnya] itu tidak ada lagi,” katanya.

Selain Gresik-Semarang, BPH Migas telah menagih komitmen pembangunan proyek pipa gas ruas Cirebon-Semarang oleh PT Rekayasa Industri dan ruas Kalimantan-Jawa II oleh PT Bakrie & Brotehrs Tbk.

Bisnis Indonesia, Page-32, Thursday, August 10, 2017

Second scenario

Exposure to the performance of the oil and gas sector of the Ministry of Energy and Mineral Resources semester 1-2017 shows a less pleasing result though not so bad. Production of ready-to-sell / Iifting oil and gas is still below the target of APBN 2017. A little attention is the allocation of natural gas Indonesia.

Until the end of June 2017 oil lifting 802,000 barrels per day or still below the target of 815,000 barrels per day, while natural gas lifting of 1,131,000 barrels of oil equivalent per day or still below the 1,150,000 barrels of oil equivalent per day Become the target of lifting in APBN 2017. The cause of lifting is not good, among others, old age well and unplanned shutdown which often happened.

Natural gas, whose reserve life is much longer than oil is allocated to domestic needs with a share of 62 percent, while the other 38 percent is exported. However, its achievement in semester 1-2017 is still 60.4 percent. The realization of 2016 domestic allocation of 59 percent or equivalent to 4.016 billion british thermal units per day (BBTUD).

On a number of occasions, Vice Minister of EMR, Arcandra Tahar said, the utilization of gas for domestic needs will be optimized. Gas can be a solution as domestic petroleum production declines, while oil demand keeps increasing year by year. Unfortunately, Indonesia is not ready to use the gas wealth.

Infrastructure. That is the main obstacle to gas utilization for domestic needs. Infrastructure is a regasification terminal or floating storage regasification facility (FSRU).

Currently, in Indonesia there are only a few FSRUs operating ie FSRU Java operated by PT Nusantara Regas and FSRU Lampung operated by PT Perusahaan Gas Negara (PGN). In Benoa, Bali, there is also a floating regasification terminal (FRU) of Benoa built by PT Indonesia Power and PT Pelabuhan Indonesia III

With the condition of domestic gas infrastructure that is not ready, practical gas will be sold abroad. Moreover, the need for foreign exchange could also be the reason for the export of gas. On the other hand, gas that is not absorbed due to infrastructure constraints and has not received a purchase contract is often released into the spot market with the risk of a cheaper price than the contract price.

Then, what is the solution? This is what the government should think about. Moreover, it is estimated that it will need an investment of around Rp 650 trillion to build domestic gas infrastructures up to 2030. It is not a small cost, but it is not an impossible plan considering the construction of a 35,000 megawatt power plant that needs Rp1,100 trillion has been carried out by involving the private sector.

Building gas infrastructure in the country will not be inevitable because Indonesia should not be totally dependent on the oil that is now more difficult to produce in the country. For that, a quick step must be taken. The era of energy sources as a commodity must be stopped, Domestic energy should be utilized to drive the pulse of the economy and motor development. Now or never.

IN INDONESIA

Skenario Kedua

Paparan kinerja sektor minyak dan gas bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral semester 1-2017 menunjukkan hasil yang tidak begitu menggembirakan meskipun juga tidak begitu jelek. Produksi siap jual/Iifting minyak dan gas bumi masih di bawah target APBN 2017. Yang sedikit menyita perhatian adalah alokasi gas bumi Indonesia.

Sampai dengan akhir Juni 2017 lifting minyak sebanyak 802.000 barrel per hari atau masih di bawah target yang sebanyak 815.000 barrel per hari, Sementara lifting gas bumi sebanyak 1.131.000 barrel setara minyak per hari atau masih di bawah 1.150.000 barrel setara minyak per hari yang menjadi target lifting dalam APBN 2017. Penyebab lifting kurang bagus antara lain usia sumur yang tua dan penghentian produksi tidak direncanakan (unplanned shutdown) yang sering terjadi.

Gas bumi, yang umur cadangannya jauh lebih panjang daripada minyak dialokasikan untuk kebutuhan domestik dengan bagian 62 persen, sedangkan 38 persen lainnya diekspor. Namun, pencapaiannya pada semester 1-2017 masih 60,4 persen. Adapun realisasi alokasi domestik 2016 sebesar 59 persen atau setara 4.016 miliar british thermal unit per hari (BBTUD). 

Dalam sejumlah kesempatan, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyebutkan, pemanfaatan gas untuk kebutuhan domestik akan dioptimalkan. Gas dapat menjadi solusi di saat produksi minyak dalam negeri yang semakin turun, sementara kebutuhan minyak terus meningkat dari tahun ke tahun. Sayangnya, Indonesia seperti belum siap memanfaatkan kekayaan gas itu.

Infrastruktur. Itulah kendala utama pemanfaatan gas untuk kebutuhan domestik. Infrastruktur itu berupa terminal regasifikasi ataupun fasilitas penyimpanan terapung dan regasifikasi (floating storage regasifcation unit/FSRU).  

Saat ini, di Indonesia hanya ada beberapa FSRU yang beroperasi yaitu FSRU Jawa yang dioperasikan PT Nusantara Regas dan

FSRU Lampung yang dioperasikan PT Perusahaan Gas Negara (PGN). Di Benoa, Bali, juga ada terminal regasifikasi terapung (FRU) Benoa yang dibangun PT Indonesia Power dan PT Pelabuhan Indonesia III 

Dengan kondisi infrastruktur gas dalam negeri yang belum siap, praktis gas akan banyak dijual ke luar negeri. Apalagi, kebutuhan devisa juga bisa menjadi alasan ekspor gas itu. Di sisi lain, gas yang tidak terserap lantaran kendala infrastruktur dan belum mendapat kontrak pembelian kerap dilepas ke pasar spot dengan risiko harga lebih murah ketimbang harga kontrak.

Lalu, apa solusinya? Ini yang harus dipikirkan pemerintah. Apalagi, diperkirakan butuh investasi sekitar Rp 650 triliun untuk membangun berbagai infrastruktur gas di dalam negeri hingga 2030. Bukan ongkos yang kecil, tetapi bukan sebuah rencana yang mustahil mengingat program pembangunan pembangkit listrik 35.000 megawatt yang butuh Rp 1.100 triliun sudah dijalankan dengan melibatkan swasta.

Membangun infrastruktur gas di dalam negeri tidak akan terelakkan sebab Indonesia tidak boleh sepenuhnya bergantung pada minyak yang kini semakin sulit diproduksi di dalam negeri. Untuk itu, langkah cepat harus dilakukan. Era sumber energi sebagai komoditas harus dihentikan, Energi dalam negeri harus dimanfaatkan untuk menggerakkan nadi perekonomian dan motor pembangunan. Sekarang atau tidak sama sekali.

Kompas, Page-17, Thursday, August 10, 2017

Kepodang PGAS Block in Force Majeure Condition

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) acknowledges that one of its gas fields, Kepodang Block, is in a state of powers or Force majeure. The Kepodang Block gas reserves are less than expected. As a result, gas field production operations are forced to stop faster, ie in 2018.

In fact, in the plan of development (POD), Kepodang Block is planned to produce and supply gas to PLTGU Tambak Lorok through Kalija I pipeline until 2026.

"However, the force majerue situation does not mean that the operations are completely stopped," said Nusantara Suyono, Finance Director of PGAS, Wednesday (9/8).

He claims that the faster termination of Kepodang block operations has no significant impact on PGAS's finances. The reason, PGAS only has 20% participation rights Kepodang Block.

Participation rights are owned by PGAS through Saka Energi Muriah Ltd, a subsidiary of PT Saka Energi. Meanwhile, 80% of other participating rights are controlled by Petronas Carigali Muriah Ltd.

The archipelago is still reluctant to disclose the potential value of losses on the force majeure of Kepodang Block. The reason is, when the kahar condition was announced, the decline in Kepodang Block production has not been seen in detail. Thus, the potential losses can not be calculated.

"We are also awaiting the results of an independent team audit," he added.

Investment for Kepodang Block is not cheap. This can be seen from Petronas investment in this block which has reached US $ 650 million during the period of January to April 2017.

However, PGAS remains the focus of expansion in other businesses. This year, PGAS is preparing a capital expenditure (capex) of US $ 500 million. Until the semester l-2017, PGAS has just absorbed 26% of capital expenditure or equivalent to US $ 130 million.

Nusantara explained, PGAS capex is divided into two. As much as 50% for upstream business needs of Saka Energy, while the remaining 50% for downstream business is worked on PGAS, alone.

In the upstream business, the absorption of PGAS capex has reached US $ 100 million. But in downstream absorption business capex is still slow because not much workmanship of Engineering, Procurement, and Construction (EPC) like construction of gas pipeline network. PGAS shares rose 1.14% to Rp 2,160 in yesterday's trading.

IN INDONESIA

Blok Kepodang PGAS dalam Kondisi Kahar

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS)  mengakui salah satu lapangan gasnya, Blok Kepodang, berada dalam kondisi kahar atau

force majeure. Cadangan gas Blok Kepodang lebih sedikit dari perkiraan. Alhasil, operasional produksi lapangan gas tersebut terpaksa dihentikan lebih cepat, yakni pada tahun 2018 mendatang.

Padahal, dalam plan of development (POD), Blok Kepodang rencananya akan memproduksi dan memasok gas ke PLTGU Tambak Lorok lewat pipa Kalija I hingga tahun 2026 mendatang. 

"Tapi, keadaan force majerue bukan berarti operasionalnya benar-benar berhenti," ujar Nusantara Suyono, Direktur Keuangan PGAS, Rabu (9/8).

Ia mengklaim, penghentian operasional blok Kepodang yang lebih cepat ini, tidak berdampak signifikan terhadap keuangan PGAS. Pasalnya, PGAS hanya memiliki 20% hak partisipasi Blok Kepodang.

Hak partisipasi tersebut dimiliki PGAS melalui Saka Energi Muriah Ltd, anak usaha PT Saka Energi. Sementara itu, 80% hak partisipasi lainnya dikuasai oleh Petronas Carigali Muriah Ltd.

Nusantara masih enggan membeberkan potensi nilai kerugian atas force majeure Blok Kepodang. Pasalnya, ketika kondisi kahar ini diumumkan, penurunan produksi Blok Kepodang belum terlihat secara rinci. Sehingga, potensi kerugiannya belum dapat dihitung. 

“Kami juga sedang menunggu hasil audit tim independen," imbuh dia.

lnvestasi untuk Blok Kepodang tidak murah. Hal ini terlihat dari investasi Petronas di blok ini yang sudah mencapai US$ 650 juta sepanjang periode Januari hingga April 2017.

Meski demikian, PGAS tetap fokus ekspansi di bisnisnya yang lain. Tahun ini, PGAS menyiapkan belanja modal (capex) US$ 500 juta. Hingga semester l-2017, PGAS baru saja menyerap 26% belanja modal atau setara US$ 130 juta.

Nusantara menjelaskan, capex PGAS terbagi dua. Sebesar 50% untuk keperluan bisnis hulu (upstream) yang digarap Saka Energi, sementara sisa 50% lainnya untuk bisnis downstream yang digarap PGAS, sendiri.

Di bisnis upstream, penyerapan capex PGAS sudah mencapai US$ 100 juta. Tapi di bisnis hilir serapan capex masih lambat karena belum banyak pengerjaan Engineering, Procurement, and Construction (EPC) seperti pembangunan jaringan pipa gas. Saham PGAS menguat 1,14% menjadi Rp 2.160 pada perdagangan kemarin.

Kontan, Page-8, Thursday, August 10, 2017