Upstream tenders of oil and gas are increasingly difficult

Contractor of cooperation contract (KKKS) estimates that the time limitation policy in the auction process and the contract of goods / services in the upstream oil and gas sector is difficult to realize because it still faces several obstacles.

Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said that the time limits in auction process in the upstream oil and gas sector will force the contractor of cooperation contract (KKKS) to work more efficiently. However, in the process of auction of goods / services and the issuance of contracts, there are obstacles that can not be controlled either by KKKS or Special Working Unit of Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas).

For example, Marjolijn Wajong mentioned the complex auction implementation and participants of more than 30 companies would take longer. The complicated auctions took place in the procurement of project defining and construction services and the procurement of oil and gas drilling installations (rigs).

Based on the Working Procedure Manual (PTK) Revision 04, the goods auction is limited to 60 working days, 120 days service auction, and 30 days maximum contract issuance.

"For a complex tender such as an EPCI tender [engineering procurement, construction, and installation] or tender rig or tender with a large number of participants, more than 30 participants will be difficult to fulfill by KKKS," Marjolijn Wajong said.

In addition there are obstacles to realize the process of contract issuance for 30 working days due to frequent exceptions and goods providers. The proposed objections are mostly related to commercial matters, insurance, and liability for clauses established by the contractor.

To be able to issue contracts, KKKS and vendors must negotiate, sometimes longer than the auction process of the goods or services used. Thus, the 30-day contract issuance boundary is difficult to achieve when contractors and vendors still have a long list of points to negotiate.

Previously, Head of Procurement Management Division of Goods and Services SKK Migas Erwin Suryadi said the acceleration of the time frame of the tender implementation is done by stipulating the deadline of the tender implementation and the issuance of the contract.

IN INDONESIA

Tender Hulu Migas Semakin Sulit

Kontraktor kontrak kerja sama (kkks) memperkirakan kebijakan pembatasan waktu dalam proses lelang dan kontrak barang/jasa di sektor hulu minyak dan gas bumi sulit direalisasikan karena masih menghadapi beberapa kendala.

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan bahwa pembatasan waktu dalam proses lelang di sektor hulu minyak dan gas bumi akan memaksa kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) untuk bekerja lebih efisien. Namun, dalam proses lelang barang/jasa dan penerbitan kontrak, terdapat kendala yang tidak bisa dikendalikan baik oleh KKKS maupun Satuan Kerja Khusus Peiaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

Sebagai contoh, Marjolijn Wajong menyebut pelaksanaan lelang yang rumit dan peserta lebih dari 30 perusahaan tentu membutuhkan waktu lebih lama. Lelang yang rumit itu terjadi dalam pengadaan jasa pendefinisian dan konstruksi proyek serta pengadaan instalasi pengeboran migas (rig).

Berdasarkan Pedoman Tata Kerja (PTK) Revisi 04, lelang barang dibatasi prosesnya hingga 60 hari kerja, lelang jasa 120 hari kerja, dan penerbitan kontrak maksimum 30 hari kerja.

“Untuk tender yang kompleks seperti tender EPCI [engineering procurement, construction, and installation] atau tender rig atau tender dengan peserta yang banyak, lebih dari 30 peserta, maka hal ini akan sulit dipenuhi oleh KKKS,” kata Marjolijn Wajong. 

Selain itu terdapat hambatan untuk merealisasikan proses penerbitan kontrak selama 30 hari kerja karena sering muncul eksepsi dan penyedia barang. Sanggahan yang diajukan sebagian besar terkait soal hal komersial, asuransi, dan tanggung jawab atas klausul yang telah ditetapkan kontraktor.

Untuk bisa menerbitkan kontrak, KKKS dan vendor harus melakukan negosiasi yang terkadang prosesnya lebih panjang daripada proses lelang barang atau jasa yang digunakan. Dengan demikian, batas penerbitan kontrak 30 hari sulit dicapai ketika kontraktor dan vendor masih memiliki daftar panjang poin yang harus dinegosiasikan.

Sebelumnya, Kepala Divisi Pengelolaan Pengadaan Barang dan Jasa SKK Migas Erwin Suryadi mengatakan, percepatan tata waktu pelaksanaan tender dilakukan dengan menetapkan batas waktu pelaksanaan tender serta penerbitan kontrak. 

Bisnis Indonesia, Page-34, Tuesday, August 15, 2017

Price Heater Next Year

Oil prices are expected to heat up in the range of US $ 55-US $ 60 per barrel next year in line with production management efforts from major producing countries, such as Saudi Arabia and the United States.

On Monday afternoon trading at 17.17 GMT, WTI oil prices contracted September 2017 down 0.23 points or 0.47% to US $ 48.59 per barrel. Brent oil for October 2017 contract slowed 0.30 points, or 0.58 percent, to $ 51.80 a barrel.

Senior analyst Mirae Asset Sekuritas Andy Wibowo Gunawan said, the decline in oil prices tend to be limited in the short term. Then, in 2018 the price is expected to heat up to the range of US $ 55-US $ 60 per barrel.

There are a number of factors that support the strengthening of oil prices. First, the implementation of production cuts between the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) and other oil producers amounted to 1.8 million barrels per day (bpd) in January 2017-March 2018.

Secondly, Saudi Arabia as the world's top exporter will seek to balance the oil market, as its economic growth is strongly correlated with global oil prices. One solution is to limit export volume to 6.6 million bpd next month, from 8.5 million bpd by 2016.

Third, the United States will also manage oil production to boost its economy. In 2016, the US produces 12.4 million bpd of oil and contributes to 13.4% of global supply.

"Key players in the global oil market, Saudi Arabia and the US, will manage supply to support its economic growth. These factors make oil prices heating up next year, "he said in research, Monday (14/8).

Fourth, increasing geopolitical tensions between countries in East Tengan and US. Two major events that have taken place are the launch of a US missile into the Syrian airstrip on April 6, 2017 and a boycott of Qatar in July 2017. This geopolitical factor could affect global supply.

TEND TO DECLINE

Andy said, oil prices tend to decline in the last three years. In 2014, prices were above US $ 100 per barrel, then down to US $ 30.4 per barrel in early 2016.

The decline in prices is inversely proportional to OPEC's production volume that increased from 36.6 million bpd in 2014 to 39.4 million bpd by 2016. The effort was made to counter the increasing supply of shale oil from the US.

OPEC agreed to cut supply volumes by 1.2 million bpd to 32.5 million bpd in January 2017-March 2018. This agreement includes other producing countries willing to cut production by 600,000 bpd. However, the agreement between OPEC and nonOPEC is less significant.

"Historically popular OPEC has often violated their production restriction agreements, thereby reducing organizational integrity and their influence on global oil prices," he said.

OPEC actually has no other choice to spur the economy through rising oil prices. As an illustration, the Member's Gross Domestic Product (GDP) in 2012 reached US $ 3.6 trillion when oil prices reached an average of US $ 91.9 per barrel.

In 2016, GDP declined to US $ 2.9 trillion with average oil price of US $ 53.7 per barrel. The contribution of oil to GDP can motivate OPEC to implement its deal.

Saudi Arabia is thought to be the most insistent member of OPEC and contributes the most in supply reductions. Because 85% of the country's revenues come from oil, and 50% PBD is driven by these commodities.

The US will also manage its oil supply to secure long-term economic growth. They keep the oil price above the production cost of US $ 36 per barrel. The figure is well above Saudi Arabia's production cost of US $ 10 per barrel, but below Brazil for US $ 49 per barrel and UK worth US $ 52 per barrel.

Meanwhile, JP Morgan predicts oil prices will not move too far because the global market is still experiencing a surplus. In the short run, prices remain fluctuating in the range of US $ 45-US $ 50 per barrel. By 2018, there are various assumptions that oil prices are likely to heat within the range of Us $ 45-US $ 55 per barrel due to OPEC and non-OPEC efforts in balancing the market. However, global supply volumes are still rising, while demand is growing moderately.

IN INDONESIA

Harga Memanas Tahun Depan

Harga minyak diperkirakan memanas di kisaran US$ 55-US$ 60 per barel pada tahun depan seiring dengan upaya pengelolaan produksi dari sejumlah negara produsen utama, seperti Arab Saudi dan Amerika Serikat.

Pada perdagangan Senin (14/8) pukul 17.17 WIB, harga minyak WTI kontrak September 2017 turun 0,23 poin atau 0,47% menuju US$ 48,59 per barel. Adapun minyak Brent kontrak Oktober 2017 melambat 0,30 poin atau 0,58% menjadi US$ 51,80 per barel.

Analis senior Mirae Aset Sekuritas Andy Wibowo Gunawan menuturkan, penurunan harga minyak cenderung terbatas dalam jangka pendek. Kemudian, pada 2018 harga diperkirakan memanas menuju kisaran US$ 55-US$ 60 per barel.

Ada sejumlah faktor yang menopang penguatan harga minyak. Pertama, pelaksanaan perjanjian pemangkasan produksi antara Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) dan produsen minyak lainnya sebesar 1,8 juta barel per hari (bph) pada Januari 2017-Maret 2018.

Kedua, Arab Saudi sebagai eksportir utama dunia akan berupaya menyeimbangkan pasar minyak, karena pertumbuhan ekonominya berkorelasi kuat dengan harga minyak global. Salah satu solusi yang ditempuh ialah membatasi volume ekspor menjadi 6,6 juta bph pada bulan depan, dari 8,5 juta bph pada 2016.

Ketiga, Amerika Serikat juga akan mengelola produksi minyak untuk menggenjot perekonomiannya. Pada 2016, AS menghasilkan minyak sejumlah 12,4 juta bph dan berkontribusi terhadap 13,4% suplai global.

“Pemain kunci di pasar minyak global, yakni Arab Saudi dan AS, akan mengelola pasokan untuk mendukung pertumbuhan ekonominya. Faktor tersebut membuat harga minyak memanas tahun depan,” tuturnya dalam riset, Senin (14/8).

Keempat, meningkatnya ketegangan geopolitik antara negara-negara di Timur Tengan dan AS. Dua kejadian besar yang telah berlangsung ialah peluncuran rudal AS ke pangkasan udara Suriah pada 6 April 2017 dan boikot terhadap Qatar pada Juli 2017. Faktor geopolitk ini bisa memengaruhi pasokan global.

CENDERUNG MENURUN

Andy menyampaikan, harga minyak cenderung menurun dalam tiga tahun terakhir. Pada 2014, harga sempat berada di atas US$ 100 per barel, kemudian turun hingga US$30,4 per barel pada awal 2016.

Menurunnya harga berbanding terbalik dengan volume produksi OPEC yang meningkat dari 36,6 juta bph pada 2014 menjadi 39,4 juta bph pada 2016. Upaya tersebut dilakukan untuk melawan peningkatan suplai minyak shale dari AS.

OPEC kemudian sepakat memangkas volume suplai sebesar 1,2 juta bph menuju 32,5 juta bph pada Januari 2017-Maret 2018. Perjanjian ini mengikutsertakan negara produsen lainnya yang bersedia mengurangi produksi sejumlah 600.000 bph. Namun demikian, kesepakatan antara OPEC dan nonOPEC kurang berdampak signifikan.

“Secara historis OPEC terkenal kerap melanggar perjanjian pembatasan produksi mereka, sehingga mengurangi integritas organisasi dan pengaruh mereka terhadap harga minyak global," ujarnya.

OPEC sebenarnya tidak punya pilihan lain untuk memacu perekonomian melalui peningkatan harga minyak. Sebagai gambaran, Produk Domestik Bruto (PDB) anggota pada 2012 mencapai US$ 3,6 triliun ketika harga minyak mencapai rata-rata US$ 91,9 per barel.

Adapun pada 2016, angka PDB merosot ke US$ 2,9 triliun dengan rerata harga minyak US$ 53,7 per barel. Kontribusi minyak terhadap PDB dapat memotivasi OPEC menjalankan kesepakatannya.

Arab Saudi diperkirakan menjadi anggota OPEC yang paling ngotot dan berkontribusi paling besar dalam pengurangan suplai. Pasalnya, 85 % pendapatan negara berasal dari minyak, dan 50% PBD didorong oleh komoditas tersebut.

AS juga akan mengelola pasokan minyaknya untuk mengamankan pertumbuhan ekonomi dalam jangka panjang. Mereka menjaga harga minyak di atas biaya produksi sebesar US$ 36 per barel. Angka tersebut jauh di atas biaya produksi Arab Saudi sebesar US$ 10 per barel, tetapi di bawah Brasil seharga US$ 49 per barel dan Inggris senilai US$ 52 per barel.

Sementara itu, JP Morgan memprediksi harga minyak tidak akan bergerak terlalu jauh karena pasar global masih mengalami surplus. Dalam jangka pendek, harga tetap berfluktuasi di kisaran US$ 45-US$ 50 per barel. Pada 2018, ada beragam asumsi yang menyatakan harga minyak berpeluang memanas dalam rentang Us$45-US$ 55 per barel karena upaya OPEC dan non-OPEC dalam menyeimbangkan pasar. Namun, volume pasokan global masih meningkat, sedangkan permintaan bertumbuh moderat. 

Bisnis Indonesia, Page-20, Tuesday, August 15, 2017

Borrowed Costs of the New Contractor

Oil and gas block is exhausted

The government rearranged the scheme of return on investment controls rather than oil and gas blocks that exhausted the contract to maintain production levels in the region.

Since 4 months of issuance of Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 26/2017 on the Mechanism of Refund of Investment Costs on Upstream Oil and Gas Business Activities, the government revised the decision to become Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 47/2017 issued on 3 August 2017.

The government changed some points in the beleid relating to the mechanism of return on investment by contractors on oil and gas blocks that have expired contract. First, the return of investment cost becomes the expense of new contractor. In contracts that move to gross split schemes, new contractors can take into account the burden of investment costs on the block of contracts into split-ups.

Second, the activities undertaken to maintain the fairness of the production level at the end of the contract period stated in the field development plan and / or work program are limited based on the approval of SKK Migas.

Third, changing the definition of investment costs. In Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 26/2017, the investment cost is the budget issued by the contractor in the upstream investment activity from the beginning until the contract expires.

Meanwhile, in the new beleid, the definition of the investment cost refers only to the investment at the end of the contract period with the approval of SKK Migas. Fourth, the contractor of cooperation contract (KKKS) is required to maintain the level of oil and gas production. Fifth, there is consideration of SKK Migas regarding the level and production estimates of the investment returns made by contractors.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said that un-vecovered cost becomes the determinant of profit sharing in the gross split scheme. In addition, the contractor can get additional revenue sharing through the calculation of the load.

"If the gross split is calculated to increase the profit sharing of the contractor. Seen this is feasible or not. The PSC [production sharing scheme] for profit sharing as well as cost recovery and tax reduction, "he said, Friday (11/8).

He said that since Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 26/2017 issue, there is a misconception. The reason, there are contractors who filed for unrecovery cost fantastic value because it is calculated from the beginning of the contract. In fact, the return on investment is only intended for efforts to maintain production at the end of the oil and gas block contract.

"There is an unrecoverable cost-starting company from initial production to new contractors, some of which mean so, but not so," he said.

BLOCK ONWJ

Meanwhile, PT Pertamina Hulu Energi President Director, Gunung Sardjono Hadi, said that his side has received a 5% split for the management of the Offshore Block North West Java (ONWJ). On a gross split contract signed on January 18, 2017, PHE ONWJ gets a 57.5% oil revenue share and 62.5% gas.

Meanwhile, with the unecovered cost burden that must be borne, it has got an additional 5% again.

"Alright. We can add 5% split, "he said.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said that with such a return scheme becomes more fair for new contractors, especially those who manage the block that has been returned to the government.

The government commissioned Pertamina to manage eight working areas that will expire its contract. The eight working areas are Tuban-East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java); Block Ogan Komering-South Sumatra (JOB Pertamina-Talisman); Sanga-Sanga-East Kalimantan Block (VICO); Southeast Sumatra Block (SES) -Lampung (CNOOC SES Limited); Mahakam-East Kalimantan Block (Total E & P Indonesie); Block of Attaka-East Kalimantan (Chevron); East Kalimantan Block (Chevron) and North Sumatra Offshore-Aceh Block (Pertamina).

"If it has been compensated by the addition of split, I think it is fair," he said.

Oil and Gas Upstream Analyst Wood Mackenzie Johan Utama considers that some of the new regulations issued by the ESDM Ministry have received negative responses from business actors. On the negative response, he said, the government revised some regulations. On the positive side, he mentioned that the government responded to the complaints of business actors.

On the other hand, it gives the impression that the government is in too much of a hurry to make a policy so that the result is not enough to solve the problem. Thus, perceptions that arise precisely the low stability of regulations in Indonesia.

"On the one hand, that the government is willing to listen and respond to the responses of industry players is a positive one. On the other hand, it can create the impression that these policies are less than perfect and affect perceptions about Regulatory stability, "he said.

IN INDONESIA

Biaya Ditanggung Kontraktor Baru

Pemerintah mengatur ulang skema pengembalian investasi kontrol daripada blok minyak dan gas bumi yang habis kontrak untuk mempertahankan tingkat produksi di wilayah itu.

Sejak 4 bulan terbitnya Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, pemerintah merevisi beleid itu menjadi Peraturan Menteri  ESDM No. 47/2017 yang diterbitkan pada 3 Agustus 2017.

Pemerintah mengubah beberapa poin dalam beleid itu terkait dengan mekanisme pengembalian investasi oleh kontraktor pada blok migas yang sudah habis kontraknya. Pertama, pengembalian biaya investasi menjadi beban kontraktor baru. Pada kontrak yang beralih ke skema bagi hasil kotor (gross split), kontraktor baru bisa memperhitungkan beban biaya investasi di blok habis kontrak menjadi penambah bagi hasil (split).

Kedua, kegiatan yang dilakukan untuk menjaga kewajaran tingkat produksi pada akhir masa kontrak yang dinyatakan dalam rencana pengembangan lapangan dan atau program kerja dibatasi berdasarkan persetujuan SKK Migas.

Ketiga, pengubahan definisi biaya investasi. Pada Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017, biaya investasi adalah anggaran yang dikeluarkan oleh kontraktor dalam kegiatan investasi hulu terhitung sejak awal hingga kontrak berakhir.

Sementara itu, dalam beleid baru, definisi biaya investasi yang dimaksud mengerucut hanya pada investasi pada akhir masa kontrak dengan persetujuan SKK Migas. Keempat, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) diharuskan menjaga tingkat produksi minyak dan gas bumi. Kelima, ada pertimbangan SKK Migas mengenai tingkat dan perkiraan produksi dari hasil investasi yang telah dilakukan oleh kontraktor.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan bahwa beban biaya yang belum dikembalikan (un-vecovered cost) menjadi faktor penentu bagi hasil dalam skema gross split. Selain itu, kontraktor bisa mendapat tambahan bagi hasil melalui perhitungan beban tersebut.

“Kalau gross split dihitung untuk penambahan bagi hasil kontraktor. Dilihat ini feasible [layak] atau tidak. Yang PSC [skema bagi hasil produksi] bagi hasil sebagai cost recovery juga dan pengurangan pajak," ujarnya, Jumat (11/8).

Dia menuturkan bahwa sejak Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 terbit, terdapat kekeliruan pendefinisian. Pasalnya, terdapat kontraktor yang mengajukan unrecovery cost dengan nilai fantastis karena dihitung sejak awal kontrak. Padahal, pengembalian investasi hanya ditujukan untuk upaya-upaya mempertahankan produksi pada masa akhir kontrak blok migas.

“Ada perusahaan unrecovery cost -nya mulai dari produksi awal dimasukkan ke kontraktor baru, ada yang mengartikan begitu, tetapi maksudnya tidak begitu," katanya. 

BLOK ONWJ

Sementara itu, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi mengatakan bahwa pihaknya telah mendapat tambahan split sebesar 5% untuk pengelolaan Blok Offshore North West Java (ONWJ). Pada kontrak gross split yang ditandatangani pada 18 Januari 2017, PHE ONWJ mendapatkan bagi hasil minyak 57,5% dan gas 62,5%.

Adapun, dengan beban unecovered cost yang harus ditanggung, pihaknya telah mendapatkan tambahan 5 % lagi. 

“Ya, sudah. Kami dapat tambahan split 5%,” katanya.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa dengan skema pengembalian tersebut menjadi lebih adil bagi kontraktor baru terutama yang mengelola blok yang telah dikembalikan kepada pemerintah.

Pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya. Delapan wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban-Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java);  Blok Ogan Komering-Sumatra Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga-Kalimantan Timur (VICO); Blok Southeast Sumatera (SES)-Lampung (CNOOC SES Limited); Blok Mahakam-Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie); Blok Attaka-Kalimantan Timur (Chevron); Blok East Kalimantan (Chevron) dan Blok North Sumatera Offshore-Aceh (Pertamina).

“Kalau sudah dikompensasi dengan penambahan split, saya kira cukup fair,” katanya.

Analis Hulu Minyak dan Gas Bumi Wood Mackenzie Johan Utama menilai, beberapa regulasi yang baru diterbitkan oleh Kementerian ESDM mendapatkan respons negatif dari pelaku usaha. Atas respons negatif itu, katanya, pemerintah melakukan revisi beberapa peraturan. Sisi positifnya, dia menyebut bahwa pemerintah merespons keluhan pelaku usaha.

Di sisi lain, hal tersebut menimbulkan kesan bahwa pemerintah terlalu terburu-buru membuat kebijakan sehingga hasilnya belum cukup menyelesaikan masalah. Dengan demikian, persepsi yang timbul justru rendahnya kestabilan regulasi di Indonesia.

“Dari satu sisi, bahwa pemerintah mau mendengarkan dan merespons tanggapan dari pelaku industri adalah yang positif. Di sisi lain, bisa menumbuhkan kesan bahwa kebijakan-kebijakan tersebut kurang sempurna dan mempengaruhi persepsi mengenai kestabilan regulasi,” katanya. 

Bisnis Indonesia, Page-34, Monday, August 14, 2017

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