Power Developers Apply for LNG Import License

Although PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) will not choose natural gas import options in the near future, some private power developers will apply for permission to import liquefied natural gas from abroad.

PLN becomes the largest gas consumer in the country PLN buys gas for gas and steam power plants (PLTGU). However, the company claims to have obtained the supply of liquefied natural gas / LNG from the Tangguh Refinery, Papua.

Meanwhile, some private power developers plan to apply for LNG import permits because domestic prices have already exceeded 14.5% of Indonesian crude price (ICP).

Based on Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 45/2017 on Gas Prices for Power Generation, PLN and private electricity developers are allowed to import LNG when domestic price has already exceeded 14.5% of ICP.

In Article 8 paragraph (1) of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 45/2017, PLN or power supply business entity (BUPTL) can purchase natural gas through pipes at plant gate [at power plant location] at the highest price of 14.5% from ICP.

In addition, if PLN and electricity developers do not get natural gas through pipes at the Iistrik power station with the highest price of 14.5% of ICP, developers can buy LNG below the price of piped gas. This is provided that developers have access or planning to build LNG receiving facilities.

Chairman of the Association of Indonesian Private Power Developers (APLSI) Ali Herman Ibrahim said that gas prices from Singapore and Malaysia are cheaper compared to Indonesia.

"It is natural for BUPTL to apply for gas Impor license, whereas the gas from Singapore and Malaysia comes from Indonesia," he said.

He considered that private power developers are choosing the option of importing gas because it is cheaper than domestic supply. In addition, the plant does not get domestic gas supply.

CHEAP PRICE

Meanwhile, one of the companies that will apply for gas import permit is PT Energi Nusantara Merah Putih. Energi Nusantara will build a PLTGU with a total capacity of 600 megawatts in Bantaeng Industrial Area (KIBa), Makassar.

President Director of Nusantara Merah Putih Energy Westana H. Wiratmaja said the submission of gas lmpor done to create cheap electricity prices.

"I will apply for permission to the government to import gas. This is for efficiency. I do a lot of things for efficiency, "he said

He has not explained in detail related to the submission of gas import permit. However, PLTGU Bantaeng requires gas supply to reach 120 MMscfd. According to him, Energi Nusantara will spend up to US $ 980 million to build the plant.

Director of PLN Supangkat Procurement Iwan Santoso acknowledged that the company will not apply for gas import permit because it has obtained supply from Tangguh-Papua Block.

"The application of gas import permit has a long line" he said.

Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources Andy Noorsaman Sommeng said the revision of the regulation becomes Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 45/2017 is to increase natural gas in the energy mix and ensure the availability of natural gas supply at competitive prices for the electricity sector.

IN INDONESIA

Pengembang Listrik Ajukan Izin lmpor LNG

Kendati PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) tidak akan memilih opsi impor gas alam dalam waktu dekat, beberapa pengembang listrik swasta akan mengajukan izin untuk mendatangkan gas alam cair dari luar negeri.

PLN menjadi konsumen gas terbesar di Tanah Air PLN membeli gas untuk bahan bakar pembangkit listrik tenaga gas dan uap (PLTGU). Namun, perseroan menyatakan telah mendapatkan pasokan gas alam cair/LNG dari Kilang Tangguh, Papua. 

Sementara itu, beberapa pengembang listrik swasta berencana mengajukan izin impor LNG karena harga di dalam negeri sudah melampaui 14.5% dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian crude price/ICP).

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 45/2017 tentang Harga Gas untuk Pembangkit Listrik, PLN dan pengembang listrik swasta diperbolehkan mengimpor LNG ketika harga domestik sudah melampaui 14,5% dari ICP.

Dalam Pasal 8 ayat (1) Peraturan Menteri  ESDM No. 45/2017, PLN atau Badan Usaha Penyedia Tenaga Listrik (BUPTL) dapat membeli gas bumi melalui pipa di plant gate [di lokasi pembangkit) dengan harga paling tinggi 14,5% dari ICP.

Selain itu, jika PLN dan pengembang listrik tidak mendapatkan gas bumi melalui pipa di pembangkit lenaga Iistrik dengan harga paling tinggi 14,5 % dari ICP, pengembang dapat membeli LNG di bawah harga gas pipa. Hal itu dengan syarat pengembang memiliki akses atau perencanaan membangun fasilitas penerima LNG.

Ketua Asosiasi Pengembang Listrik Swasta Indonesia (APLSI) Ali Herman Ibrahim mengatakan bahwa harga gas dari Singapura dan Malaysia Iebih murah dibandingkan dengan Indonesia.

"Wajar jika BUPTL mengajukan izin lmpor gas. Padahal, gas dari Singapura dan Malaysia itu berasal dari Indonesia,” katanya

Dia menilai bahwa pengembang listrik swasta yang memilih opsi lmpor gas karena Iebih murah daripada pasokan dari dalam negeri. Selain itu, pembangkit tersebut tidak mendapatkan pasokan gas dari domestik.

HARGA MURAH

Sementara itu, salah satu perusahaan yang akan mengajukan izin impor gas adalah PT Energi Nusantara Merah Putih. Energi Nusantara akan membangun PLTGU dengan total kapasitas 600 megawatt di Kawasan lndustri Bantaeng (KIBa), Makassar.

Presiden Direktur Energi Nusantara Merah Putih Westana H. Wiratmaja mengatakan, pengajuan lmpor gas dilakukan untuk menciptakan harga listrik yang murah.

“Saya akan mengajukan izin ke pemerintah untuk mengimpor gas. lni untuk efisiensi. Saya lakukan banyak hal untuk efisiensi,” katanya 

Dia belum menjelaskan secara detail terkait dengan pengajuan izin impor gas. Namun, PLTGU Bantaeng memerlukan pasokan gas mencapai 120 MMscfd. Menurutnya, Energi Nusantara mengeluarkan dana investasi hingga US$ 980 juta untuk membangun pembangkit tersebut. 

Direktur Pengadaan PLN Supangkat Iwan Santoso mengakui bahwa perseroan tidak akan mengajukan izin impor gas karena telah mendapatkan pasokan dari Blok Tangguh-Papua. 

“Pengajuan izin impor gas memiliki jalur yang panjang" katanya.

Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Kementenan ESDM Andy Noorsaman Sommeng mengatakan, revisi aturan menjadi Peraturan Menteri  ESDM No. 45/2017 tersebut untuk meningkatkan gas bumi dalam bauran energi dan menjamin ketersediaan pasokan gas bumi dengan harga kompetitif bagi sektor kelistrikan.

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

Oil and gas players anxious over decree

Oil and gas players have called on the government to deliver its promise to issue a new rule that would allow upstream contractors to transfer their investment commitment trom one working area to another, to boost Indonesia’s competitiveness in the sector.

Sammy Hamzah, the Indonesian Employers Associations (Apindo) head of energy and mineral resources division, said the current low oil-price market had made exploration activities, especially in frontier areas, economically unfeasible.

Moreover, he said contractors had often found it difficult to operate some oil and gas working areas that overlap with protected forest areas, or even coal and palm oil production sites.

“That’s why industry players have proposed the government to allow oil and gas contractors to transfer their commitment to another working area, which makes more economic sense when the first committed area is not able to yield results as initially expected,” Sammy said.

With such Hexibility he further said, the government would see no losses, because contractors could still realize their commitment in a different working area. According to the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKKMigas), investment in the upstream oil and gas sector plunged by nearly half to US$11.15 billion from $21.88 billion in the 2012-2016 period.

     In the first half of 2017 investment in the sector reached $3.99 billion, or only 28.84 percent of the governments full-year target of $13.8 billion. Of the total figure, contractors spent $3.96 billion on production, while a mere $30 million was disbursed for exploration.

Firlie Ganinduto, head of the permanent committee for institutional relations and regulations for energy oil and gas at the Indonesian Chamber of Commerce and Industry (Kadin), said such a regulation could be an incentive for investors to pour more money into exploration activities.

He added that all this time, many contractors were reluctant to conduct expensive and high-risk exploration activities, while others had been forced to pull out of such projects due to unsatisfactory results.

As a result, both the government and contractors have to bear huge losses,” Firlie said. “Hence, the option to transfer the commitment to another Working area would be a win-Win solution.”

Deputy Energy and Mineral Resources Minister Arcandra Tahar said that the ministry was still working on the decree, which he deemed crucial to attract investors to explore new oil and gas fields, so that the country could maintain its oil production in the long run. 

     A lack of new oil discoveries has led to a rapid decline in Indonesia’s proven oil reserves to 2,959 million stock tank barrels (mmstb) at the end of last year, from around 5,000 mmstb in the early 2000s.

Domestic oil production had dwindled to 808,800 barrels of oil per day (bopd) as of June, from 1.2 million bopd in the early 2000s, forcing the country to import around 60 percent of its current oil needs of 1.6 million bopd. 

     Considering such conditions, business people have put high hopes on the newly appointed oil and gas director-general at the Energy and Mineral Resources Ministry Ego Syafhrial, to expedite the formulation of various decrees to boost the country’s investment climate.

These include decrees that are related to abandonment and site restoration (ASR), incentives for drilling an offshore well in ultradeep waters more than 1,500 meters in depth and enhanced oil recovery (EOR) activities.

“We hope the drafting of these decrees can soon be completed. However, they should not be issued hastily and without careful consideration, because the most important thing is to boost Indonesia’s global competitiveness,” said Indonesia Petroleum Association (IPA) executive director Marjolijn Wajong.

President Joko “Jokowi” Widodo recently voiced his criticism over the issuance of various unfriendly regulations for investors, including those by the Energy and Mineral Resources Ministry and the Forestiy Ministry which he considered contradictory to efforts to ease the process of doing business in the country.

IN INDONESIA

Pelaku minyak dan gas cemas atas Peraturan Pemerintah

Pelaku minyak dan gas telah meminta pemerintah untuk menyampaikan janjinya untuk mengeluarkan peraturan baru yang memungkinkan kontraktor hulu untuk mengalihkan komitmen investasi mereka dari satu wilayah kerja ke area kerja lainnya, untuk meningkatkan daya saing Indonesia di sektor ini.

Sammy Hamzah, kepala divisi energi dan sumber daya mineral Apindo, mengatakan pasar harga minyak saat ini rendah telah melakukan kegiatan eksplorasi, terutama di daerah perbatasan, yang secara ekonomi tidak layak.

Apalagi, dia mengatakan kontraktor sering merasa sulit mengoperasikan beberapa wilayah kerja migas yang tumpang tindih dengan kawasan hutan lindung, atau bahkan lokasi produksi batu bara dan kelapa sawit.

"Itu sebabnya pelaku industri telah mengusulkan kepada pemerintah untuk mengizinkan kontraktor minyak dan gas bumi memindahkan komitmen mereka ke wilayah kerja lain, yang lebih masuk akal bila kawasan komitmen pertama tidak dapat menghasilkan hasil seperti yang diharapkan sebelumnya," kata Sammy.

Dengan begitu mudahnya dia mengatakan pemerintah tidak akan melihat kerugian, karena kontraktor masih bisa mewujudkan komitmen mereka di wilayah kerja yang berbeda. Menurut Satuan Tugas Khusus Tata Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKKMigas), investasi di sektor hulu migas anjlok hampir setengah dari US $ 11,15 miliar dari $ 21,88 miliar pada periode 2012-2016. 

     Pada paruh pertama investasi 2017 di sektor ini Mencapai $ 3,99 miliar atau hanya 28,84 persen dari target pemerintah setahun penuh sebesar $ 13,8 miliar. Dari jumlah keseluruhan, kontraktor menghabiskan $ 3,96 miliar untuk produksi, sementara hanya 30 juta dolar yang disalurkan untuk eksplorasi.

Firlie Ganinduto, kepala komite permanen untuk hubungan kelembagaan dan peraturan untuk minyak dan gas energi di Kamar Dagang dan Industri Indonesia (Kadin), mengatakan peraturan semacam itu dapat menjadi insentif bagi investor untuk menuangkan lebih banyak uang ke kegiatan eksplorasi.

Dia menambahkan bahwa selama ini, banyak kontraktor enggan melakukan kegiatan eksplorasi mahal dan berisiko tinggi, sementara yang lain terpaksa mengeluarkan proyek semacam itu karena hasil yang tidak memuaskan.

Akibatnya, pemerintah dan kontraktor harus menanggung kerugian besar, "kata Firlie. "Oleh karena itu, pilihan untuk mentransfer komitmen ke area kerja yang lain akan menjadi win-win solusi ."

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan bahwa kementerian tersebut masih mengerjakan keputusan tersebut, yang dianggap penting untuk menarik investor untuk mengeksplorasi lahan minyak dan gas baru, sehingga negara tersebut dapat mempertahankan produksi minyaknya dalam jangka panjang. 

     Kurangnya penemuan minyak baru telah menyebabkan penurunan yang cepat dalam cadangan minyak terbukti di Indonesia menjadi 2.959 juta barel barel (mmstb) pada akhir tahun lalu, dari sekitar 5.000 mmstb pada awal tahun 2000an.

Produksi minyak dalam negeri telah menyusut menjadi 808.800 barel minyak per hari (bopd) per hari dari 1,2 miliar bopd pada awal tahun 2000an, yang memaksa negara tersebut mengimpor sekitar 60 persen dari kebutuhan minyak saat ini sebesar 1,6 juta bopd. 

     Dengan mempertimbangkan kondisi tersebut, pebisnis memberi harapan tinggi pada direktur jenderal minyak dan gas yang baru ditunjuk di Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Ego Syafhrial, untuk mempercepat perumusan berbagai keputusan untuk meningkatkan iklim investasi negara.

Ini termasuk keputusan yang terkait dengan abandonment and site restoration (ASR), insentif untuk pengeboran sumur lepas pantai di perairan ultradeep lebih dari 1.500 meter dan aktivitas enhanced oil recovery (EOR).

"Kami berharap penyusunan keputusan ini bisa segera selesai. Namun, mereka tidak boleh dikeluarkan dengan cepat dan tanpa pertimbangan matang, karena yang terpenting adalah meningkatkan daya saing global Indonesia, "kata Indonesia Petroleum Association (IPA) direktur eksekutif Marjolijn Wajong.

Presiden Joko "Jokowi" Widodo baru-baru ini menyuarakan kritiknya atas penerbitan berbagai peraturan yang tidak bersahabat bagi investor, termasuk oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dan Kementerian Kehutanan yang dianggap bertentangan dengan upaya untuk mempermudah proses berbisnis di negara tersebut.

Jakarta Post, Page-17, Tuesday, August 15, 2017

New Problem Comes to Kepodang Block

From the beginning, Kepodang Field, the Muriah Block was troubled. The development plan was revised because there was a pipeline project. Unfortunately, the gas pipeline project was abandoned

The Field of Kepodang, Block Muriah, in Jepara, Central Java, started when Petronas Carigali bought 80% of Muriah block in the year from BP Muriah Limited, a subsidiary of BP in 2003. In 2004, the oil and gas block plan of development (POD) was approved by the Susilo administration Bambang Yudhoyono.

At that time, POD is using upstream scheme. This means that in addition to developing upstream oil and gas, Petronas may also distribute gas. In 2009, PT Bakrie & Brothers Tbk as the Kalimantan-Java transmission pipeline concession holder (Kalija) submitted a request to the government for the distribution of the Kepodang Block gas using a downstream scheme.

This means that Petronas can not distribute its own gas, but through the pipeline owned by Bakrie & Brothers. Tit for tat. In 2010, PoD Kepodang was changed into a downstream scheme by Director General of Oil and Gas at Ministry of Energy and Mineral Resources Evita Legowo.

The problem, Bakrie & Brothers did not immediately build Kalija gas pipeline along the 200 km. On the other hand, starting September 2015, Petronas should start gas production in Kepodang Block.

Under such conditions, in December 2014, Saka Energi acquired 20% stake in Sunny Ridge Offshore M Limited's Kepodang Block (North Star Pacific affiliate). The parent company of Saka Energy, PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk, also purchased 80% of Kalija shares from BNBR by the end of 2014. The Kalija project development was completed and completed in the third quarter of 2015 along with Kepodang field production.

Nevertheless, new problems arise: next year the production of Kepodang Block will stop because the gas reserves are exhausted. Whereas Petronas and PLN are bound by Gas Sales and Purchase Agreement (PJBG) until 2026. Now, the oil and gas blocks are declared powers.

President Director of Saka Energi, Tumbur Parlindungan stated that the Kepodang Block is still producing gas, but without mentioning the amount of production. Senior Manager of Corporate Affairs & Administration Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan explained that Petronas is still discussing with SKK Migas, Ministry of ESDM and a number of other parties to change the contents of the contract.

IN INDONESIA

Problem Baru Datang di Blok Kepodang  

Sejak awal, Lapangan Kepodang, Blok Muriah penuh masalah. Rencana pengembangan sempat direvisi karena ada proyek pipa. Sialnya, saat itu proyek pipa gas itu terbengkalai

Lapangan Kepodang, Blok Muriah, di Jepara, Jawa Tengah berawal saat Petronas Carigali membeli 80% saham Blok Muriah tahun dari BP Muriah Limited, anak usaha BP, tahun 2003. Tahun 2004, plan of development (POD) blok migas ini disetujui oleh pemerintahan Susilo Bambang Yudhoyono.

Saat itu, POD ini menggunakan skema hulu. Artinya selain mengembangkan hulu migas, Petronas juga boleh mendistribusikan gas. Tahun 2009, PT Bakrie & Brothers Tbk sebagai pemegang konsesi pipa transmisi Kalimantan-Jawa (Kalija) mengajukan permintaan ke pemerintah agar distribusi gas Blok Kepodang menggunakan skema hilir. 

Artinya Petronas tidak bisa mendistribusikan sendiri gas, melainkan melalui pipa milik Bakrie & Brothers. Gayung bersambut. Tahun 2010, PoD Kepodang diubah menjadi menggunakan skema hilir oleh Dirjen Migas Kementerian ESDM Evita Legowo.

Persoalannya, Bakrie & Brothers tidak segera membangun pipa gas Kalija sepanjang 200 km itu. Di sisi lain, mulai September 2015, Petronas harus memulai produksi gas di Blok Kepodang.

Di saat kondisi seperti itu, Desember 2014, Saka Energi mengakuisisi 20% saham Blok Kepodang milik Sunny Ridge Offshore M Limited (afiliasi North Star Pacific). Induk usaha Saka Energy, PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk, juga membeli 80% saham Kalija dari BNBR pada akhir tahun 2014. Pembangunan proyek Kalija pun berjalan dan tuntas pada kuartal III- 2015 bersamaan dengan produksi Lapangan Kepodang.

Kendati begitu, problem baru muncul: tahun depan produksi Blok Kepodang akan berhenti karena cadangan gas sudah habis. Padahal Petronas dan PLN terikat Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) hingga tahun 2026. Kini, blok migas itu dinyatakan kahar.

Direktur Utama Saka Energi, Tumbur Parlindungan menyatakan, Blok Kepodang masih memproduksi gas, namun tanpa menyebutkan jumlah produksi. Senior Manager Corporate Affairs & Administration Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan menjelaskan, Petronas masih membahas dengan SKK Migas, Kementerian ESDM dan sejumlah pihak lain untuk mengubah isi kontrak. 

Kontan, Page-18, Tuesday, August 15, 2017

EOR Policy Waiting for Rising Price

Other officials, other policies. The policy of applying increased oil production using enhanced oil recovery (EOR) technology is null. In fact, the Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources before IGN Wiratmaja Puja has drafted ESDM Minister Regulation concerning EOR or technology that can lift more oil from the earth. This technology in the medium time is believed to boost oil and gas production up, thereby reducing imports.

Data from the Directorate General (DGR) of the Ministry of Energy and Mineral Resources stated that if using current EOR technology, by 2032, Indonesia's oil production will be maintained at nearly 600,000 barrels per day. If it does not apply EOR technology, in 2024-2025 Indonesia's oil production reaches 300,000 barrels per day. While the year 2032 only amounted to 200,000 barrels per day.

Therefore, the use of EOR technology becomes important. The results of the use of this technology is only seen in the medium term, which is above the average of eight years. However, after ESDM Minister Ignasius Jonan changed the Director General of Oil and Gas to Ego Syahrial the policy changed. He said the application of EOR technology is not a priority. The government is still focusing on increasing production at this time. Ego says, the use of EOR technology can not increase oil production.

"One way to increase production by adding absorption point is to drill wells, not EOR," he said.

EOR can indeed maintain production, but the scale is small and its use is very specific or not all the field can implement it.

"It does not mean that the EOR is not implemented, the impact is there, but if we sort the priority scale, add the absorption point, work over" or re-work, after that EOR, "he said.

The cost of EOR itself is expensive, great. In 2012, Chevron began to apply the world's largest EOR surfactant in the Minas-Riau field. Total investment in EOR technology usage in this field reached US $ 15 billion.

"The EOR Ministerial Regulation is still in process, and when the oil price is competitive for the EOR, the Ministerial Regulation is ready," he said.

If the government issues the current EOR Ministerial Regulation, the Cooperation Contract Contractor (KKSK) may not directly use the technology.

"The use of EOR technology is strongly influenced by oil prices," he said.

IN INDONESIA

Kebijakan EOR Tunggu Harga Naik

Lain pejabat, lain pula kebijakan. Kebijakan penerapan peningkatan produksi minyak memakai teknologi enhanced oil recovery (EOR) batal. Padahal, Dirjen Migas Kementerian ESDM sebelumnya IGN Wiratmaja Puja sudah merancang Peraturan Menteri ESDM soal EOR atau teknologi yang bisa mengangkat lebih banyak minyak dari dalam bumi. Teknologi ini dalam waktu menengah dipercaya bisa mendongkrak produksi migas naik, sehingga mampu mengurangi impor.

Data Direktorat Jenderal (Ditjen) Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM menyebutkan, jika menggunakan teknologi EOR saat ini, pada tahun 2032 nanti, produksi minyak Indonesia dipertahankan hampir mencapai 600.000 barel per hari. Jika tidak menerapkan teknologi EOR, pada tahun 2024-2025 produksi minyak Indonesia mencapai 300.000 barel per hari. Sementara tahun 2032 hanya sebesar 200.000 barel per hari.

Untuk itu, penggunaan teknologi EOR menjadi penting. Hasil penggunaan teknologi ini baru terlihat dalam jangka menengah, yaitu rata-rata di atas delapan tahun. Namun, setelah Menteri ESDM Ignasius Jonan mengganti Dirjen Migas mengadi Ego Syahrial kebijakan itu berubah. Dia bilang, penerapan teknologi EOR bukan menjadi prioritas. Pemerintah masih fokus meningkatkan produksi saat ini. Ego bilang, penggunaan teknologi EOR tidak bisa meningkatkan produksi minyak. 

"Salah satu cara menambah produksi dengan menambah titik serap, yakni melakukan pengeboran sumur, bukan EOR," katanya.

EOR memang bisa mempertahankan produksi, tapi skalanya kecil dan penggunaannya sangat spesifik atau tidak semua lapangan bisa menerapkan itu. 

"Bukan berarti EOR tidak dilaksanakan, dampaknya itu ada, tapi kalau kita mengurutkan skala prioritas, penambahan titik serap, work over" atau kerja ulang, setelah itu EOR," kata dia.

Biaya EOR sendiri memang mahal, besar. Pada tahun 2012 lalu, Chevron mulai menerapkan EOR surfaktan terbesar di dunia di lapangan Minas-Riau. Total investasi penggunaan teknologi EOR di lapangan ini mencapai US$ 15 miliar.

"Peraturan Menteri EOR masih berproses. Tiba saat harga minyak nanti kompetitif untuk dilakukan EOR, Peraturan Menteri sudah siap," katanya.

Jika pemerintah menerbitkan Peraturan Menteri EOR saat ini, Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKSK) belum tentu langsung menggunakan teknologi tersebut. 

"Penggunaan teknologi EOR memang sangat dipengaruhi harga minyak, " katanya.

Kontan, Page-18, Tuesday, August 15, 2017

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