Operator Requesting Kepodang Amendment

Muriah Block participation rights holders, namely Petronas Carigali Muriah Ltd and PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara Tbk ask no contract amendment in Kepodang Field that is currently under force majeure conditions (GoVernment force majeure).

The Kepodang Block gas reserves are less than expected. As a result, the operation of gas field production was forced to stop faster, ie in 2018.

Though gas contract with PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) until 2026. Director of Energy Saka Tumbur Parlindungan asserted force majeure conditions in Fields Kepondang not mean that the gas flow immediately discharged. The condition is that gas supply can not meet the requirement according to the agreement previously agreed upon.

With this force majeure condition, Saka Energy holds a 20% participation in Block Muriah together Petronas has a 80% participating should amend contracts with Java Gas pipeline operator Borneo. They are PT Kalimantan Jawa Gas (KJG), a joint venture of PT PGN and Bakrie & Brothers.

Gas field producer Kepodang also must amend the contract with PLN. This power company uses Kepodang Field gas for the needs of Steam Power Plant (PLTGU) Tambak Lorok-Semarang Central Java.

"The various stakeholders in this regard Petronas, Saka, Kalimantan, Java Gas And PLN should discuss the gas supply contract As well as the penalty that must be paid when gas producers can not meet the agreed production targets," he said

According to Tumbur, force majeure declarations are important in order to negotiate in the amount of penalty payments so far gas from Kepodang Field is still in production.

"Supply can still keep running, pending a new deal through contract amendments," he explained.

Tumbur does not mention the exact number of Kepodang Field production at present. Senior Manager of Corporate Affairs and Administration of Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan could not answer about the certainty of the contract amendment.

"I need to coordinate with the Country Chairman," he said.

Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) has not received any information about the amendment.

IN INDONESIA

Operator Meminta Amandemen Kepodang

Pemegang hak partisipasi Blok Muriah, yaitu Petronas Carigali Muriah Ltd dan PT Saka Energi Indonesia, anak usaha PT Perusahaan Gas Negara Tbk meminta ada amandemen kontrak di Lapangan Kepodang yang saat ini dalam kondisi kahar (government force majeure). 

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

Padahal kontrak gas dengan PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) sampai tahun 2026. Direktur Utama Saka Energi Tumbur Parlindungan menegaskan, kondisi force majeure di Lapangan Kepodang bukan berarti aliran gas segera habis. Kondisinya adalah pasokan gas tidak dapat memenuhi kebutuhan sesuai perjanjian yang sebelumnya telah disepakati.

Dengan kondisi force majeure inilah, Saka Energi yang memegang 20% partisipasi di Blok Muriah bersama Petronas yang memiliki 80% hak partisipasi harus melakukan amandemen kontrak dengan operator pipa Kalimantan Gas Jawa. Mereka adalah PT Kalimantan Jawa Gas (KJG), usaha patungan PT PGN dan Bakrie & Brothers.

Produsen gas lapangan Kepodang juga harus melakukan amandemen kontrak dengan PLN. Perusahaan listrik ini menggunakan gas Lapangan Kepodang untuk kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) Tambak Lorok-Semarang Jawa Tengah.

"Berbagai pihak yang berkepentingan dalam hal ini Petronas, Saka, Kalimantan Gas Jawa Serta PLN harus mendiskusikan ulang kontrak suplai gas Serta penalti yang harus dibayarkan produsen gas apabila tidak dapat memenuhi target produksi yang disepakati," ujarnya 

Menurut Tumbur, deklarasi force majeure penting agar bisa melakukan negosiasi dalam besaran pembayaran penalti sejauh ini gas dari Lapangan Kepodang masih berproduksi. 

"Pasokan masih bisa tetap berjalan, sambil menunggu kesepakatan baru melalui amandemen kontrak," terangnya. 

Tumbur tidak menyebut, jumlah pasti produksi Lapangan Kepodang saat ini. Senior Manager Corporate Affair and Administration Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan tidak bisa menjawab soal kepastian amandemen kontrak itu. 

"Saya perlu koordinasikan dengan Country Chairman," ujarnya.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) juga belum mendapat informasi soal amandemen itu. 

Kontan, Page-18, Monday, August 14, 2017

Indonesia's Mining and Oil and Gas Policy Is Appreciated

A global index assessing the governance of countries over their natural resources has provided a satisfactory value for mining in Indonesia of 68 out of 100 points, placing it 11th among 89 sector-specific and second-sector assessments in the region Asia Pacific after India.

On the other hand, the oil sector (and Indonesia's gas also managed to get 68 points out of the total 100 points) The achievements of the Indonesian mining industry are good in terms of revenue management due to the government's openness about budgets, revenues and expenditures, including regional revenue sharing Allowing governments to reduce public debt and adjust spending over the past two years.

Based on the 2017 Resource Governance Index (2017 Resource Governance Index), drafted by the Natural Resource Governance Institute (NRGI), Indonesia's mining sector scored 37 of 100 points on the licensing sub-component, which puts it nearly 40 points below the best players in Index for these sub-components.

This figure is due to the lack of openness of financial interests to the public by officials, the identity of the actual owners, and the contracts. However, the mineral (law) law in Indonesia is being revised this year. It has the potential to resolve issues related to licensing.

On the other hand, Indonesia's oil and gas sector also managed to get 68 points from a total of 100 points. The governance of this sector is better in terms of revenue management than the realization of value that is an appraisal component for licensing governance, taxation, state participation and environmental protection.

Taxation in Indonesia's oil and gas sector is an exception, because it is one of the best in the overall index. The Indonesian government is currently reviewing the oil and gas and minerba laws with a focus on licensing, fiscal regimes, revenue-sharing funds and governance of state-owned enterprises (BUMN). Government officials can use the results of this index to help maintain their focus "says NRGI experts.

The revisions to the two laws are an opportunity to correct the lack of transparency in oil and gas and mining contracts and the financial interests of public officials. These factors degrade the value of Indonesia in terms of realization of value for both sectors.

Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria said Indonesia has some good rules, but there is always a gap between written rules and practice. For the Asia Pacific Region, this gap between practice and law is the second highest after Laos in terms of mining.

"The consistent implementation of the rules is one of the key areas that Indonesia must improve," he said.

Bria continued that the main difference between the mining and oil and gas sectors in Indonesia is the good performance of the state-owned mining company, PT Antam, compared to the performance of Pertamina's oil and gas company which only achieved satisfactory value.

As a public company, Antam is required to issue annual financial statements, while Pertamina is only required to do so for its shareholders.

The Resource Governance Index is the total of 89 sector-specific assessments in 81 countries (in eight countries, the NRGI examines the oil and gas sector as well as its mining), formulated with the framework of 149 critical questions answered by 150 researchers, referring to 10,000 supporting documents.

For each assessment, NRGI calculates a composite score using a score of three index components. Two of the three components consist of a recent study based on expert answers to the questionnaire, and a direct measurement of the governance of countries on their extractive resources.

IN INDONESIA

Kebijakan Pertambangan dan Migas Indonesia Diapresiasi

Sebuah indeks global yang menilai tata kelola negara-negara atas sumber daya alam mereka telah memberikan nilai yang memuaskan bagi pertambangan di Indonesia, yaitu 68 dari 100 poin, dan menempatkannya pada peringkat ke-11 di antara 89 penilaian khusus sektor tingkat negara dan kedua di kawasan Asia Pasifik setelah India. 

Di sisi lain, sektor minyak (dan gas Indonesia juga berhasil mendapatkan 68 poin dari keseluruhan 100 poin. Prestasi industri pertambangan Indonesia baik dalam hal manajemen pendapatan karena adanya keterbukaan pemerintah soal anggaran, pendapatan dan pengeluaran negara, termasuk dana bagi hasil di tingkat daerah, yang memungkinkan pemerintah untuk menurunkan hutang publik dan menyesuaikan pengeluaran selama dua tahun terakhir.

Berdasarkan Indeks Tata Kelola Sumber Daya 2017 (2017 Resource Governance Index), yang disusun oleh Natural Resource Governance Institute (NRGI), sektor pertambangan Indonesia mendapatkan nilai 37 dari 100 poin pada sub-komponen perizinan, yang menempatkannya hampir 40 poin di bawah pemain terbaik dalam indeks ini untuk sub-komponen tersebut. 

Angka ini disebabkan oleh kurangnya keterbukaan kepentingan finansial kepada publik oleh para pejabat, identitas pemilik perusahaan yang sebenarnya (beneficial owners), dan kontrak-kontrak. Akan tetapi, undang-undang (UU) minerba di Indonesia sedang direvisi tahun ini. Hal tersebut berpotensi menyelesaikan masalah-masalah yang berkaitan dengan perizinan.

Di sisi lain, sektor minyak dan gas Indonesia juga berhasil mendapatkan 68 poin dari keseluruhan 100 poin. Tata kelola sektor ini lebih baik dalam hal manajemen pendapatan daripada realisasi nilai yang merupakan komponen penilai untuk tata kelola perizinan, perpajakan, partisipasi negara dan perlindungan lingkungan. 

Perpajakan di sektor migas Indonesia adalah pengecualian, karena justru merupakan salah satu yang terbaik dalam keseluruhan indeks. Pemerintah Indonesia saat ini sedang mengkaji UU migas dan minerba dengan fokus pada perizinan, rezim fiskal, dana bagi hasil dan tata kelola Badan Usaha Milik Negara (BUMN). Pejabat pemerintah dapat menggunakan hasil indeks ini untuk membantu menjaga fokus mereka" kata para ahli NRGI.

Revisi atas kedua Undang-Undang ini merupakan kesempatan untuk memperbaiki kurangnya transparansi dalam kontrak-kontrak migas dan pertambangan serta kepentingan finansial pejabat publik. Faktor-faktor inilah yang menurunkan nilai Indonesia dalam hal realisasi nilai untuk kedua sektor.

Indonesia Country Manager NRGI Emanuel Bria mengatakan, Indonesia memiliki beberapa peraturan yang baik, namun selalu ada kesenjangan antara peraturan tertulis dan praktik. Untuk Wilayah Asia Pasifik, kesenjangan antara praktik dan hukum ini adalah yang tertinggi kedua setelah Laos dalam hal pertambangan. 

“Penerapan aturan secara konsisten merupakan salah satu area utama yang harus diperbaiki oleh Indonesia,” katanya.

Bria melanjutkan bahwa perbedaan utama antara sektor pertambangan dan migas di Indonesia adalah kinerja yang baik dari perusahaan pertambangan milik negara, yakni PT Antam, dibandingkan dengan kinerja perusahaan minyak dan gas Pertamina yang hanya mencapai nilai memuaskan.

Sebagai perusahaan publik, Antam diharuskan menerbitkan laporan keuangan tahunan, sedangkan Pertamina hanya diminta melakukannya untuk para pemegang sahamnya.

Resource Governance Index adalah jumlah total dari 89 penilaian khusus sektor di 81 negara (di delapan negara, NRGI meneliti sektor minyak dan gas dan juga pertambangannya), yang diformulasikan dengan kerangka 149 pertanyaan kritis yang dijawab oleh 150 peneliti, yang mengacu pada 10.000 dokumen pendukung.

Untuk setiap penilaian, NRGI menghitung skor komposit dengan menggunakan skor dari tiga komponen indeks. Dua dari ketiga komponen tersebut terdiri dari penelitian terbaru yang berdasar pada jawaban para ahli terhadap kuesioner, dan pengukuran secara langsung terhadap tata kelola negara-negara atas sumber daya ekstraktif mereka.

Investor Daily, Page-9, Saturday, August 12, 2017

Order Ensure Price of Gas to Consumer Does Not Increase

The selling price of gas from PGN to consumers such as PLN and industries in Batam certainly did not rise, following the increase of natural gas price from ConocoPhillips (COPI) in Grissik, South Sumatra to PT PGN in Batam.

As long as the price of gas on the consumer side does not increase, the principle of energy as the driving force of the economy is still running consistently according to the President's direction. The discussions of the gas price change are entirely B to B process, and have been going on since 2012, so it has nothing to do with the meeting of EMR Minister Ignatius Jonan with CEO ConocoPhillips on a recent visit to Houston, USA.

This was explained by Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar, responding to news related to the increase of gas selling price from COPI to PGN. Based on the Letter of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 5882/12 / MEM.M / 2017 dated July 31, 2017, there was a change in the selling price of natural gas from ConocoPhillips (Grissik) for sales to PT PGN in Batam Region, from US $ 2.6 / Mmbtu to USS 3.5 / mmbtu for the volume of 27.27-50 billion british thermal units per day (BBTUD) until 2019.

Based on the letter, the selling price of PGN to PLN, Independent Power Producer (IPP) and other buyers in Batam remained unchanged

"The letter stating the price of the gas stated explicitly that PGN is not allowed to raise the selling price of natural gas to the buyer after the approval of this price. Although the price of COPI to PGN rises, but the price from PGN to the consumer does not rise. The government remains pro growth, "said Arcandra Tahar.

The selling price of PGN to PLN and IPP Batam remains within the range of US $ 3.08 - 5.7 per mmbtu, depending on usage. Similarly, the industry price is still around US $ 5.7 per mmbtu. The price refers to Minister of Energy and Mineral Resources Decree No. 3191 K / 12 / MEM / 2011 on PT PGN Gas Sales Price to PT PLN Batam and IPP of PT PLN Batam.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources added that the price change was only on the supply side of the gas price of COPI to PGN, and the price in the consumer there is no increase. The change was agreed by both parties because the COPI price of US $ 2.6 per mmbtu was relatively low compared to other gas contracts with the same gas source.

"It's been through a reasonable B to B process to maintain fairness on the supply side. Importantly, the price on the consumer side does not go up, "said Arcandra. The policy is part of the energy paradigm as development capital. Moreover, the state gas revenues will increase with the change.

IN INDONESIA

Perintah Pastikan Harga Gas ke Konsumen Tidak Naik

Harga jual gas dari PGN ke konsumen seperti PLN dan industri di Batam dipastikan tidak naik, menyusul kenaikan harga jual gas bumi dari ConocoPhillips (COPI) di Grissik, Sumatera Selatan ke PT PGN di Batam.

Selama harga gas di sisi konsumen tidak naik, maka prinsip energi sebagai penggerak perekonomian masih berjalan konsisten  sesuai arahan Presiden. Pembahasan perubahan harga jual gas tersebut sepenuhnya proses B to B, dan sudah berlangsung sejak tahun 2012, sehingga tidak ada hubungannya dengan pertemuan Menteri ESDM Ignasius Jonan dengan CEO ConocoPhillips dalam rangkaian kunjungan ke Houston, AS, belum lama ini.

Demikian dijelaskan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar, menanggapi berita terkait kenaikan harga jual gas dari COPI ke PGN. Berdasarkan Surat Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 5882/12/MEM.M/ 2017 tanggal 31 Juli 2017, terdapat  perubahan harga jual gas bumi dari ConocoPhillips (Grissik) untuk penjualan kepada PT PGN di Wilayah Batam, dari US$ 2,6/mmbtu menjadi USS 3,5/mmbtu untuk volume 27,27-50 billion british thermal unit per day (BBTUD) hingga tahun 2019.

Masih berdasarkan surat tersebut, harga jual PGN kepada PLN, Independent Power Producer (IPP) dan pembeli lain di Batam tetap atau tidak mengalami perubahan

“Surat penetapan harga gas tersebit menyatakan secara eksplisit bahwa PGN tidak diperbolehkan untuk menaikkan harga jual gas bumi kepada pembeli setelah adanya persetujuan harga ini. Meski harga COPI ke PGN naik, tetapi harga dari PGN ke konsumen tidak naik. Pemerintah tetap pro growth,” ungkap Arcandra Tahar.

Harga jual PGN ke PLN dan IPP Batam tetap dalam range US$ 3,08 - 5,7 per mmbtu, tergantung pemakaian. Demikian halnya dengan industri harganya masih sekitar US$ 5,7 per mmbtu. Harga tersebut mengacu Keputusan Menteri ESDM Nomor 3191 K/12/ MEM/ 2011 tentang Harga Jual Gas Bumi PT PGN kepada PT PLN Batam dan IPP Pemasok Listrik PT PLN Batam.

Wakil Menteri ESDM menambahkan, perubahan harga itu hanya di sisi supply yaitu harga gas COPI ke PGN, dan harga di konsumen tidak ada kenaikan. Perubahan disepakati kedua pihak karena harga COPI sebesar US$ 2,6 per mmbtu Itu relatif rendah dibandingkan kontrak gas lainnya dengan sumber gas yang sama.

“Sudah melalui proses B to B yang wajar untuk menjaga fairness di sisi supply. Yang penting, harga di sisi konsumen tidak naik,” ucap Arcandra. Kebijakan tersebut adalah bagian dari paradigma energi sebagai modal pembangunan. Apalagi penerimaan gas bumi bagian negara pun akan meningkat dengan perubahan tersebut.

Investor Daily, Page-9, Saturday, August 12, 2017

IEA: OPEC's OPEC proxy for more deals

The International Energy Agency (IEA) reported on Friday that the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) produced more oil in July 2017 as global oil supplies rose for the third consecutive month. The increase in production figures raises doubts about the continuation to keep the promise of reducing production with the aim of raising prices.

OPEC and other oil producers including Russia reached an agreement late last year to cut output to ease oversupply and boost crude prices. Then at the May meeting, they decided again to extend the reduction of oil production until 2018. However, efforts were disrupted by a number of countries that failed to keep their promises to reduce production.

"The level of compliance with OPEC production decline fell back in July to its latest low of 75% from the June revised figure of 77%," the IEA report said.

As for non-OPEC member countries joining the pact, the IEA continued, the level of compliance rose to 67%. The IEA also found that 22 countries tied to pacts have produced crude oil around 470,000 barrels per day (bpd). The amount exceeded their commitment, while global production reached about 500,000 barrels higher in July, than a year ago.

"If re-balancing is maintained then producers must commit to continue providing support until March 2018, given that markets should be reassured that they are meeting their commitments together. But not yet known clearly Completely, if this is what happened today, "the IEA statement said.

Meanwhile, in its monthly report on the global oil market, the IEA said it still believes in a lack of oil inventories, partly due to faster growing demand.

"There will be greater conviction that rebalancing is permanent, if some oil producers who support a production deal show no signs of weakening their resolve," the IEA statement said.

Saudi Arabia and Iraq as the two largest OPEC producers have pledged on Thursday to strengthen their commitment to production cuts. However, by the time Saudi Arabia had reached its production limit in July, Iraq was able to produce only one-third of the agreed production cuts. The IEA reported.

The IEA also found that global oil supplies rose by almost half a billion barrels per day in July, to 98.16 million bpd. The number is raising the growth forecast for this year's demand to 1.5 bpd to an average daily demand of 96.7 bpd.

"Manufacturers need to find a boost in demand, which is year-on-year (yoy) growth is stronger than expected," the IEA statement said, adding that from the producer's perspective, Strong reducing oversupply.

Agreement on production cuts achieved last year was a form of strategy change by OPEC. Previously Saudi Arabia was pushing to produce as much oil as possible with the aim of extorting competitors at a higher cost, especially US shale oil producers.

IN INDONESIA

IEA : Prooluksi inyak OPEC Lebihi Kesepakatan

Badan Energi Internasional (IEA) melaporkan pada Jumat (11/8) bahwa Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak Bumi (OPEC) memproduksi minyak lebih banyak pada Juli 2017 karena persediaan minyak global naik hingga tiga bulan berturut-turut. Kenaikan angka produksi itu memunculkan keraguan tentang kelanjutan untuk menepati janji mengurangi produksi dengan tujuan menaikkan harga.

OPEC dan sejumah produsen minyak lain termasuk Rusia telah mencapai kesepakatan di akhir tahun lalu untuk memangkas produksi untuk mengurangi kelebihan pasokan dan mendongkrak harga minyak mentah. Kemudian pada pertemuan Mei, mereka memutuskan kembali memperpanjang pengurangan produksi minyak hingga 2018. Namun, upaya-upaya itu dikacaukan oleh sejumlah negara yang gagal menepati janji-janji mereka untuk mengurangi produksi.

“Tingkat kepatuhan terhadap penurunan produksi OPEC kembali turun pada Juli ke level terendah terbaru sebesar 75% dari angka revisi Juni, sebesar 77%,” bunyi laporan IEA.

Sedangkan bagi negara-negara bukan anggota OPEC yang bergabung dalam pakta itu, lanjut IEA, tingkat kepatuhannya naik hingga 67%. IEA juga menemukan bahwa 22 negara yang terikat dengan pakta telah menghasilkan minyak mentah sekitar 470.000 barel per hari (bph). Jumlah tersebut melampaui komitmen mereka, sementara produksi global mencapai sekitar 500.000 barel lebih tinggi pada Juli, daripada satu tahun yang lalu.

“Jika rebalancing dipertahankan maka para produsen harus berkomitmen untuk terus memberikan dukungan hingga Maret 2018, mengingat pasar harus diyakinkan bahwa mereka memenuhi komitmennya bersama-sama. Tapi belum diketahui jelas sepenuhnya, jika inilah yang terjadi pada hari ini,” bunyi pernyataan IEA.

Sementara itu, dalam laporan bulanannya mengenai pasar minyak global, IEA menyampaikan bahwa pihaknya masih meyakini kurangnya persediaan minyak, sebagian disebabkan oleh permintaan yang tumbuh lebih cepat.

“Akan ada keyakinan lebih besar bahwa rebalancing terjadi permanen, jika beberapa produsen minyak yang mendukung kesepakatan produksi tidak menunjukkan tanda-tanda tekad mereka melemah,” bunyi pernyataan IEA.

Arab Saudi dan Irak sebagai dua produsen OPEC terbesar telah berjanji pada Kamis (10/8), untuk memperkuat komitmennya terhadap pengurangan produksi. Namun, pada saat Arab Saudi telah mencapai batas produksinya pada Juli, Irak hanya mampu menghasilkan sepertiga dari pengurangan produksi yang disepakati. Demikian lapor IEA.

IEA juga menemukan kalau pasokan minyak global naik hampir setengah miliar barell per hari pada Juli, menjadi 98,16 juta bph. Jumlah tersebut meningkatkan perkiraan pertumbuhan permintaan tahun ini menjadi 1,5 bph menuju rata-rata permintaan harian 96,7 bph.

“Para produsen harus menemukan dorongan permintaan itu, yang mana pertumbuhan year-on-year (yoy) nya lebih kuat dari perkiraan semula,” bunyi pernyataan IEA, seraya menambahkan bahwa dari sudut pandang para produsen, pertumbuhan yang kuat mengurangi kelebihan pasokan. 

Kesepakatan pengurangan produksi yang dicapai tahun lalu merupakan bentuk perubahan strategi oleh OPEC. Sebelumnya Arab Saudi mendorong memproduksi minyak sebanyak mungkin dengan tujuan memeras para pesaing dengan biaya lebih tinggi, khususnya produsen minyak shale Amerika Serikat (AS).

Investor Daily, Page-2, Saturday, August 12, 2017

Potential Investors are Targeting 9 Oil and Gas Blocks

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is still anxious to follow the tender process of oil and gas blocks. The government has confidence, the auction 15 blocks of oil and gas that took place since May 2017 and it will be followed by many devotees.

Indication of the number of enthusiasts seen during the process of purchasing the oil and gas block document. There are at least nine out of 15 oil and gas blocks auctioned in favor of potential buyers. Of course, 10 out of 15 oil and gas blocks are in the form of conventional oil and gas blocks, and 5 non-conventional oil and gas blocks.

"The enthusiasts have purchased the tender documents for nine oil and gas blocks," said Dadan Kusdiana, Head of Communications, Public Information Service and Cooperation Bureau of the Ministry of Energy and Mineral Resources.

Of the number of buyers of the document that Dadan is optimistic that the auction of oil and gas blocks will be crowded. Unfortunately he is reluctant to mention any oil and gas blocks that have been targeted by potential investors. What is clear, he hopes the signing of block contracts will be realized this year.

One factor that makes the government sure the auction of oil and gas blocks this year will be sold due to the gross split scheme. Gross split scheme is only this time offered by the government.

"Gross Split offers a better mechanism to business entities," Dadan said

Director General of Oil and Gas at EMR Ministry Ego Syahrial added that there is still one oil and gas block that has not received an offer from investors.

"But, interest in 2017 is there, therefore the government extend the auction process until September," he said.

For non-conventional oil and gas blocks, document offer access alias bid document can be done until September 7, 2017. Then the process of participation document entry can be done until 14 September 2017.

As for conventional blocks, bid document access can be made until September 11, 2017. Delivery of documents of participation until September 18, 2017. For the record, the auction of oil and gas blocks lonely since 2009. Of the 47 blocks auctioned, only 17 blocks of interest. In 2015 of the 8 blocks auctioned, none of them are interested.

IN INDONESIA

Calon Investor sedang Mengincar 9 Blok Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) masih harap-harap cemas mengikuti proses tender blok migas. Pemerintah punya keyakinan, lelang 15 blok migas yang berlangsung sejak Mei 2017 lalu itu akan diikuti banyak peminat.

Indikasi banyaknya peminat terlihat saat proses pembelian dokumen blok migas. Setidaknya ada sembilan dari 15 blok migas yang dilelang diminati calon pembeli. Catatan saja, 10 dari 15 blok migas itu berupa blok migas konvensional, dan 5 blok migas non konvensional.

"Para peminat sudah membeli dokumen lelang untuk sembilan blok migas," kata Dadan Kusdiana, Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik dan Kerja Sama Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.

Dari jumlah pembeli dokumen itulah Dadan optimistis lelang blok migas kali ini akan ramai peminat. Sayangnya dia enggan menyebut blok migas mana saja yang sudah diincar para calon investor. Yang jelas, dia berharap penandatanganan kontrak blok akan terealisasi tahun ini.

Salah satu faktor yang membuat pemerintah yakin lelang blok migas tahun ini akan laku karena adanya skema gross split. Skema gross split memang baru kali ini ditawarkan pemerintah. 

“Gross Split menawarkan mekanisme lebih baik ke badan usaha," kata Dadan

Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Ego Syahrial menambahkan, masih ada satu blok migas yang belum mendapatkan penawaran dari investor. 

"Tapi, minat terhadap 2017 ini ada, oleh karena itu pemerintah memperpanjang proses Ielang sampai September," tuturnya.

Untuk blok Migas non konvensional, akses dokumen penawaran alias bid document bisa dilakukan sampai 7 September 2017. Lalu proses pemasukan dokumen partisipasi bisa dilakukan sampai 14 September 2017.

Sementara untuk blok konvensional, akses bid document bisa dilakukan sampai 11 September 2017. Penyerahan dokumen partisipasi sampai 18 September 2017. Sebagai catatan, lelang blok migas sepi sejak 2009. Dari 47 blok yang dilelang, hanya 17 blok yang diminati. Pada 2015 dari 8 blok yang dilelang, tidak satupun ada peminatnya.

Kontan, Page-14, Saturday, August 12, 2017

Global Oil Demand Will Be High

The International Energy Agency (IEA) estimates global oil demand will grow beyond this year's forecast. It eased global worries over global oil surplus due to rising US oil production and reduced interest from members of the world oil exporting organization (OPEC) to cut back on oil production.

The agency raised its forecast for global oil demand growth this year to 1.5 million barrels per day (bpd) from 1.4 million barrels of bpd in a previous report. Meanwhile, demand for next year is estimated to reach 1.4 million bpd.

"Manufacturers must find ways to continue increasing global demand, although demand realization is always stronger than expected," the IEA said in its official statement on Friday (11/8).

The Paris-based agency suggested that the world's oil-producing nations continue to tighten oil production, despite an indication of increased demand. The policy needs to be done so that global oil prices record a strong recovery.

OPEC member states have agreed to limit global oil production by about 1.2 million barrels per day. Meanwhile, Russia and other non-OPEC producers cut 600,000 bpd by March 2018 to support the recovery of world oil prices.

However, the IEA said that OPEC's compliance with its production cuts in July has dropped to 75%. The percentage of compliance is at its lowest level since the cutting deal of oil production began in January 2017. The IEA cited the weakness of the greatest level of compliance donated by Algeria, Iraq and the United Arab Emirates (UAE).

In addition, one of OPEC's Libyan members, currently freed from cuts in production policies, drastically increased oil production.

As a result, global oil supply as a whole increased by 520,000 bpd in July or much higher than the same period last year which recorded a rise of 500,000 bpd.

Another challenge that will hamper the process of reducing global oil surplus also comes from non-OPEC oil producing countries. The IEA estimates that non-OPEC countries' oil output will rise by 0.7 million bpd by 2017 and 1.4 million bpd by 2018. The increase is mostly contributed by Uncle Sam.

IN INDONESIA

Permintaan Minyak Global Bakal Tinggi

Badan Energi Internasional (IEA) memperkirakan permintaan minyak global akan tumbuh melebihi prediksi pada tahun ini. Hal itu meredakan kekhawatiran global atas kelebihan pasokan minyak global akibat kenaikan produksi minyak Amerika Serikat (AS) dan berkurangnya minat anggota organisasi negara pengekspor minyak dunia (OPEC) untuk memangkas kembali produksi minyaknya.

Badan tersebut menaikkan perkiraannya atas pertumbuhan permintaan minyak global pada tahun ini menjadi 1,5 juta barel per hari (bph) dari 1,4 juta barel bph dalam laporan sebelumnya. Sementara itu, permintaan untuk tahun depan diperkirakan mencapai 1,4 juta bph.

“Produsen harus menemukan cara untuk terus meningkatkan permintaan global, kendati realisasi permintaan selalu lebih kuat dari perkiraan,” tulis IEA dalam keterangan resminya, Jumat (11/8).

Lembaga yang berbasis di Paris tersebut menyarankan agar negara-negara produsen minyak dunia tetap melanjutkan pengetatan produksi minyaknya, meskipun ada indikasi peningkatan permintaan. Kebijakan tersebut perlu dilakukan agar harga minyak global mencatatkan pemulihan yang kuat.

Negara anggota OPEC telah sepakat untuk membatasi produksi minyak global sekitar 1,2 juta barel per hari. Sementara itu, Rusia dan produsen non-OPEC lainnya memotong 600.000 bph sampai Maret 2018 demi mendukung pemulihan harga minyak dunia.

Namun, IEA mengatakan bahwa kepatuhan OPEC terhadap pemotongan produksinya pada Juli telah turun menjadi 75%. Persentase kepatuhan tersebut menjadi tingkat terendahnya sejak kesepakatan pemotongan produksi minyak dimulai pada Januari 2017. IEA menyebutkan lemahnya tingkat kepatuhan paling besar disumbangkan oleh Aljazair, Irak dan Uni Emirat Arab

(UEA). 

Selain itu, salah anggota OPEC yakni Libya, yang saat ini dibebaskan dari kebijakan pemotongan produksi, justru meningkatkan secara drastis produksi minyaknya.

Akibatnya, pasokan minyak global secara keseluruhan meningkat sebesar 520.000 bph pada Juli atau jauh lebih tinggi dari periode yang sama pada tahun lalu yang mencatatkan kenaikan 500.000 bph.

Tantangan lain yang akan menghambat proses pengurangan kelebihan pasokan minyak global juga datang dari negara produsen minyak non-OPEC. IEA memperkirakan, produksi minyak negara non-OPEC akan naik 0,7 juta bph pada 2017 dan 1,4 juta bph pada 2018. Kenaikan tersebut paling besar disumbang oleh Paman Sam.

Bisnis Indonesia, Page-3, Saturday, August 12, 2017

Force Majeure Condition in Kepodang Block

PT Perusahaan Gas Negara justified a force majeure or force on the oil and gas blocks they managed with Petronas, at Kepodang Field Blok Muriah in Central Java. Therefore, they are currently requesting an independent body to calculate the loss.

Finance Director of PGN Nusantara Suyono explained that his party acknowledged the existence of force majeure in the block. That is, the gas reserves in the Kepodang Block proved to be slightly less than originally estimated.

As a result, production will be dismissed more quickly, ie in 2018. The contract of purchase of gas from Petronas is valid until 2026. PGN as the holder of 20% stake in Blok Muriah through its subsidiary, Saka Energi, is certain to suffer a loss on the condition. However, the total loss is still uncertain.

IN INDONESIA

Kondisi Kahar di Blok Kepodang

PT Perusahaan Gas Negara membenarkan terjadi kondisi force majeure atau kahar pada blok minyak dan gas bumi (migas) yang dikelola mereka bersama Petronas, yakni di Lapangan Kepodang Blok Muriah daerah Jawa Tengah. Oleh karena itu, mereka saat ini sedang meminta badan independen untuk menghitung kerugian. 

Direktur Keuangan PGN Nusantara Suyono menjelaskan pihaknya mengakui adanya kondisi kahar di blok tersebut. Artinya, cadangan gas di Blok kepodang itu terbukti Iebih sedikit daripada perkiraan semula.

Alhasil, produksi pun akan diberhentikan lebih cepat, yakni pada 2018 mendatang. Padahal kontrak pembelian gas dari Petronas berlaku hingga 2026 mendatang. PGN sebagai pemegang 20% saham Blok Muriah melalui anak usaha, yakni Saka Energi, dipastikan mengalami kerugian atas kondisi tersebut. Namun, total kerugian masih belum bisa dipastikan. 

Media Indonesia, Page-18, Friday, August 11, 2017

Pertamina Wait for Additional Realization of Split

PT Pertamina is still awaiting the realization of incentives in the development of the Jambaran-Tiung Biru Field in the form of additional revenue sharing (split) of 5%. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the additional split was due to the Jambaran-Tiung Biru Project including a national strategic project. This split additions in order to make the project economy better.

Although the split was changed, he said it was not necessary until there should be a cooperation contract agreement (Production sharing contract / PSC) of Jambaran-Tiung Biru field. However, additional splits should be realized as soon as possible.

 "We can refer to the way done in Banyu Urip Field, not necessarily by amendment. Of course [additional split] before the project starts, "he said in Jakarta, Wednesday (9/8).

To pursue gas prices that consumers can accept, the investment cost of the Jambaran-Tiung Biru Project is significantly reduced. In the plan of development (POD), the investment value of the Jambaran-Tiung Biru Project reaches US $ 2.1 billion. However, the government together with Pertamina then agreed to streamline the cost to become only US $ 1.8 billion, and again pressed to US $ 1.54 billion.

Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar promised an additional split to assist Pertamina in completing the Jambaran-Tiung Biru Project. Initially, Pertamina's revenue share of 40% and state 60%, then changed to Pertamina 55% and 45% state.

"For the upstream, the government decided because here CO2 is high enough, the economy is very little, then the revenue share is raised," he explained.

President Director of PT Pertamina EP Cepu Adriansyah said the project is designed to be completed within 36 months.

"If it starts this year, then it is completed by the end of 2020 or early 2021, it is with the anticipation of delay," he said.

This year, Pertamina EP Cepu has prepared around US $ 100 million to continue the work of the Field Unitization Project of Jambaran-Tiung Biru Field. Budget is not too large because the activities undertaken in this year has not many construction activities. Activities undertaken are the preparation of engineering (engineering), and the release of a small portion of land needed.

When the development of JTB Field is in the implementation of EPC Early Civil Work (ECW). "Early civil work is about 50% running. Our target at the end of 2017 is complete, "said Adriansyah.

Not Backing Down

In working on the Jambaran-Tiung Biru Project, Pertamina is still partnering with local business entities. Although ExxonMobil disconnect the ownership of its participating rights because its economy is not appropriate from the results of its calculations.

"While this BUMD still participate for the development of JTB. I have confirmed that they will continue to participate, "said Adriansyah.

The Jambaran-Tiung Biru project itself is the unitization of two fields of different blocks. The Jambaran field is included in the work area of ​​the Cepu Block where Pertamina and ExxonMobil both have the right of participation. While Tiung Biru Field entered PT Pertamina EP area. Especially in Jambaran Field, Pertamina and Exxon-Mobil's participation rights amounted to 41.4%. Other shareholders are BUMD 9.2% and PT Pertamina EP 8%.

For shares of Exxon-Mobil participation, it is in the process of being acquired by Pertamina. In the last discussion, Alam said, it has been obtained the acceptable price range of his party and ExxonMobil. It targets the acquisition of these rights of participation to be signed in the near future.

"The Jambaran-Tiung Biru project must be completed by 2020. So the project should start later this year. So to get started, all agreements must be completed before starting, "he said.

The Tiung Biru Jambaran Project generates 172 million cubic feet per day / mmscfd of gas. As known the principal agreement (head of agreement / HoA) gas purchase and Jambaran-Tiung Blue Project has been signed by Pertamina and PT PLN. The government-owned power company will purchase 100 mmscfd of gas for 30 years at a price of US $ 7.6 per million of br / br / thermal unit (mmbtu) without escalation in plantations. The gas sale and purchase agreement (PJBG) is targeted to be signed within a month.

IN INDONESIA

Pertamina Tunggu Realisasi Tambahan Split

PT Pertamina masih menunggu realisasi insentif dalam pengembangan Lapangan Jambaran-Tiung Biru berupa tambahan bagi hasil (split) sebesar 5%. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, tambahan split ini karena Proyek Jambaran-Tiung Biru termasuk proyek strategis nasional. Tambahan split ini dengan tujuan agar keekonomian proyek menjadi lebih baik.

Meski split diubah, dikatakannya tidak perlu sampai harus ada amenden kontrak kerjasama (Production sharing contract/PSC) lapangan Jambaran-Tiung Biru. Meski demikian, tambahan split harus direalisasikan secepatnya.

 “Kita bisa mengacu cara yang dilakukan di Lapangan Banyu Urip, tidak harus dilakukan dengan cara amendemen. Tentu [tambahan split] sebelum proyek dimulai,” kata dia di Jakarta, Rabu (9/8).

Untuk mengejar harga gas yang bisa diterima konsumen, dilakukan pemotongan biaya investasi Proyek Jambaran-Tiung Biru secara signifikan. Dalam rencana pengembangan (plan of development/ POD), nilai investasi Proyek Jambaran-Tiung Biru mencapai US$ 2,1 miliar. Namun, pemerintah bersama Pertamina kemudian sepakat mengefisienkan biaya hingga menjadi hanya US$ 1,8 miliar, dan ditekan lagi menjadi US$ 1,54 miliar.

Sebelumnya, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menjanjikan tambahan split untuk membantu Pertamina dalam merampungkan Proyek Jambaran-Tiung Biru. Awalnya bagi hasil Pertamina yakni sebesar 40% dan negara 60%, kemudian diubah menjadi Pertamina 55% dan negara 45%.

“Untuk hulunya, pemerintah memutuskan karena disini CO2 cukup tinggi, keekonomiannya sedikit sekali, maka bagi hasilnya dinaikkan,” jelasnya.

Presiden Direktur PT Pertamina EP Cepu Adriansyah menuturkan, proyek ini dirancang untuk dapat diselesaikan dalam 36 bulan. 

“Jika dimulai tahun ini, maka selesainya pada akhir 2020 atau awal 2021, itu sudah dengan antisipasi adanya delay,” kata dia.

Tahun ini, Pertamina EP Cepu telah menyiapkan dana sekitar US$ 100 juta untuk melanjutkan pengerjaan Proyek Unitisasi Lapangan Jambaran-Tiung Biru. Anggaran tidak terlalu besar karena kegiatan yang dilakukan pada tahun ini belum banyak kegiatan konstruksi. Aktifitas yang dilakukan yakni pengerjaan rekayasa (engineering) persiapan, dan pembebasan sebagian kecil lahan yang dibutuhkan.

Saat pengembangan Lapangan JTB sedang dalam pelaksanaan EPC Early Civil Work (ECW). “Early civil work sudah sekitar 50% berjalan. Target kami akhir tahun 2017 selesai,” ujar Adriansyah.

Tidak Mundur

Dalam mengerjakan Proyek Jambaran-Tiung Biru, Pertamina masih bermitra dengan badan usaha daerah. Walaupun ExxonMobil melepas kepemilikan hak partisipasinya karena keekonomiannya tidak sesuai dari hasil perhitungannya.

“Sementara ini BUMD masih tetap ikut untuk pengembangan JTB. Saya sudah dapat konfirmasi bahwa mereka akan tetap lanjut berpartisipasi,” kata Adriansyah.

Proyek Jambaran-Tiung Biru sendiri merupakan unitisasi dari dua lapangan dari blok yang berbeda. Lapangan Jambaran masuk dalam wilayah kerja Blok Cepu di mana Pertamina dan ExxonMobil sama-sama memiliki hak partisipasi. Sementara Lapangan Tiung Biru masuk area PT Pertamina EP. Khusus di Lapangan Jambaran, hak partisipasi Pertamina dan Exxon-Mobil masing-masing yakni sebesar 41,4%. Sementara pemegang saham partisipasi lain yaitu BUMD 9,2% dan PT Pertamina EP 8%.

Untuk saham partisipasi Exxon-Mobil, sedang dalam proses diakuisisi oleh Pertamina. Dalam diskusi terakhir, kata Alam, sudah diperoleh kisaran harga yang dapat diterima pihaknya dan ExxonMobil. Pihaknya menargetkan akuisisi hak partisipasi ini dapat diteken dalam waktu dekat.

“Proyeknya Jambaran-Tiung Biru harus selesai pada 2020. Jadi proyeknya harus dimulai akhir tahun ini. Sehingga untuk bisa dimulai, semua kesepakatan harus selesai sebelumnya mulai,” ujarnya. 

Proyek Jambaran Tiung Biru menghasilkan gas 172 juta kaki kubik per hari/mmscfd. Seperti diketahui pokok perjanjian (head of agreement/ HoA) jual beli gas Proyek Jambaran-Tiung Biru sudah diteken oleh Pertamina dan PT PLN. Perusahaan listrik milik pemerintah ini akan membeli gas sebanyak 100 mmscfd untuk 30 tahun pada harga US$ 7,6 per juta britih thermal unit (mmbtu) tanpa eskalasi di plant- gate. Perjanjian jual beli gas (PJBG) kesepakatan ini ditargetkan bisa diteken dalam satu bulan ke depan.

Investor Daily, Page-23, Friday, August 11, 2017

Operation of Gresik-Semarang Pipeline Delay

PT Pertamina stated that the operation of the Gresik-Semarang transmission pipeline can only be done in mid 2018, withdraw from the initial estimate by the end of this year. The difficulty of land acquisition becomes the bottleneck of this project.

Director of Gas Pertamina Yenny Andayani said, schedule on stream or start production of Field Jambaran-Tiung Biru in 2020-2021 does not interfere with the completion of Pipe Gresik-Semarang. Construction of this pipe continues to run as usual.

"Pipe Gresik-Semarang mid-2018 is finished," her said in Jakarta, Tuesday (8/8).

Public Relation and CSR Manager of PT Pertamina Gas (Pertagas) Hatim Ilwan added that the pipeline will be completed next year due to the completion of land acquisition. The reason, for engineering, procurement and construction (EPC) progress has actually reached 84%.

"EPC is already 84%, but because the land acquisition has not been completed, can not be connected pipe," her said.

He explained that in the initial plan, most or more than 50% of the Gresik-Semarang Pipe line along 266.26 kilometers (km) uses the railway line. In reality, a passable railway can not be that long and it has to change its course through residential areas.

"It should be noted that the Gresik-Semarang Pipe is composed mostly through settlements. So we have to negotiate carefully because it agrees with people per person, "Hatim said.

Changing the pipeline becomes unavoidable. When some residents objected to a gas pipeline or no agreement was reached in the negotiations, a change of course had to be made. Likewise later the pipeline must cut the road or river, path changes are also required.

"If there is a reroute, it will take time," her said.

Any change in path acknowledged by Hatim will alter the required investment costs. But this cost increase is not significant. Previously, it is estimated that the investment value of Pipe Gresik-Semarang is Rp 250 million.

Hatim promised, it will complete the land acquisition of this pipeline project by the end of this year. Because the Pertagas team continues to accelerate the process of land acquisition. It is optimistic Pipa Gresik-Semarang can be completed in mid-2018.

"We make sure the construction of Gresik-Semarang Pipe is completed before the Jambaran-Tiung Biru Project," he said

The Gresik-Semarang pipeline with a capacity of 500 million stands cubic feet per day / mmscfd is designed to drain gas from the Jambaran-Tiung Biru field to PT PLN's power plant in Gresik, East Java.

IN INDONESIA

Pengoperasian Pipa Gresik-Semarang Mundur

PT Pertamina menyatakan pengoperasian pipa transmisi Gresik-Semarang baru bisa dilakukan pada pertengahan 2018, mundur dari perkiraan awal pada akhir tahun ini. Sulitnya pembebasan lahan menjadi hambatan proyek ini.

Direktur Gas Pertamina Yenny Andayani menuturkan, jadwal on stream atau mulai produksinya Lapangan Jambaran-Tiung Biru pada 2020-2021 tidak mengganggu penyelesaian Pipa Gresik-Semarang. Konstruksi pipa ini terus berjalan seperti biasa. 

“Pipa Gresik-Semarang pertengahan 2018 sudah jadi,” kata dia di Jakarta, Selasa (8/8).

Public Relation and CSR Manager PT Pertamina Gas (Pertagas) Hatim Ilwan menambahkan, pipa akan dapat diselesaikan tahun depan karena belum selesainya pembebasan lahan. Pasalnya, untuk progres rekayasa, pengadaan, dan konstruksi (engineering, procurernent and construction/ EPC) sebenarnya sudah mencapai 84%. 

“EPC itu sudah 84%, tetapi karena pembebasan lahan belum selesai, belum bisa disambung pipanya ,” kata dia.

Dijelaskannya, pada rencana awal, sebagian besar atau lebih dari 50% dari jalur Pipa Gresik-Semarang sepanjang 266,26 kilometer (km) menggunakan jalur kereta api. Realitanya, jalur kereta api yang dapat dilewati tidak bisa sepanjang itu dan pihaknya harus mengubah jalur melewati wilayah pemukiman.

“Harus diperhatikan bahwa Pipa Gresik-Semarang secara komposisi banyak melewati pemukiman. Sehingga kami harus negosiasi secara hati-hati karena bersepakat dengan orang per orang," kata Hatim.

Perubahan jalur pipa menjadi tidak terhindarkan. Ketika sebagian warga keberatan dilewati pipa gas atau tidak tercapai kesepakatan dalam negosiasi, perubahan jalur harus dilakukan. Begitu juga kemudian jalur pipa harus memotong jalan atau sungai, perubahan jalur juga diperlukan.

“Kalau ada reroute, pasti membutuhkan waktu,” ujarnya.

Adanya perubahan jalur diakui Hatim akan mengubah biaya investasi yang dibutuhkan. Namun kenaikan biaya ini tidak signifikan. Sebelumnya diperkirakan nilai investasi Pipa Gresik-Semarang sebesar Rp 250 juta.

Hatim menjanjikan, pihaknya akan merampungkan pembebasan lahan proyek pipa ini pada akhir tahun ini. Pasalnya, tim Pertagas terus mempercepat proses pembebasan lahan ini. Pihaknya optimis Pipa Gresik-Semarang dapat selesai pada pertengahan 2018.

“Kami pastikan pembangunan Pipa Gresik-Semarang selesai sebelum Proyek Jambaran-Tiung Biru,” tuturnya

Pipa Gresik-Semarang berkapasitas 500 million standrd cubic feet per day/mmscfd didesain untuk mengalirkan gas dari Lapangan Jambaran-Tiung Biru ke pembangkit listrik milik PT PLN di Gresik, Jawa Timur.

Investor Daily, Page-23, Friday, August 11, 2017