Government Reject Proposal of incentives Total E & P lndonesie

MANAGEMENT OF MAHAKAM BLOCKS

The Ministry of Energy and Mineral Resources rejects all incentives proposed by Total E & P Indonesia to remain in the management of the Mahakam Block starting January 1, 2017. Nevertheless, the French oil and gas company remains interested.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, Arcandra Tahar, said the three requests for incentives demanded were totally rejected. Third These incentives are investment credit of 17%, acceleration of depreciation to two years, and parts of production Must be set aside before deducting the cost (First Tranche Petroleum / FTP) 0%.

"Three of their requests, the government refused. We have said, they have received, "he said in Jakarta, Monday (14/8) night.

Arcandra is reluctant to disclose the reasons for this rejection. However, regulation becomes one of the causes. Such as  FTP incentive 0%, said it can not be granted because FTP must be met by oil and gas company according to the applicable regulation.

Mahakam Block

Nevertheless, Total E & P Indonesie is still interested to participate in managing the Mahakam Block starting January 1, 2018. As is known, Total Production Contract (PSC) in Mahakam Block is completed by the end of this year. Starting next year, Mahakam Block is operated by PT Pertamina which holds 100% participating interest (PI). It does not limit the number of shares of participation that may be removed from Pertamina and its price.

"Please B to B (business to business / business negotiations) with Pertamina But Pertamina must be the majority," said Arcandra. Pertamina must also remain an operator because the Mahakam Block is 100% handed over to this government-owned company. 

     Earlier, he said Total E & P Indonesie sent a letter expressing interest in buying a 39% stake in participation Mahakam block. This 39% share is a joint for Total and Inpex Corporation which each have a share 19.5%, if the proposal is approved.

Although Pertamina does not mind as an operator, Total does not want Mahakam Block shares if it is below 39%. Previously, Arcandra asserted Total also share the obligations as a manager company Mahakam block if it finally has the right of participation in the oil and gas block off the coast of East Kalimantan. Together with Pertamina, Totals must go with the signature bonus payment to the government. Then, Total also has mandatory Participating shareholder investment participation for the region by 10%.

"Follow (bear 10%), not banned all Pertamina. If the fair, all come to bear, "he explained. This matter Because the government promises local governments can get 10% stake with capital is borne by the oil and gas company managing the block first and without interest.

Maximum 30%

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the negotiations with Total E & P Indonesie have been running at the working team level. Related to the amount of shares to be released Pertamina, it still refers to the Letter sent by the Ministry of EMR when Sudirman Said is still serving as Minister of Energy and Mineral Resources, which is 30%.

"If the size of [shares] we still refer to Letter of Minister of Energy and Mineral Resources and in accordance with the direction of Vice Minister of EMR," he said.

According to him, the negotiation of the sale and purchase of shares with Total E & P Indonesie is no time limit. However, it hopes a deal on the acquisition of these shares can be achieved before Pertamina's contract in the Mahakam Block is effective on  January 1, 2018.

"Let the January 1, 2018 is clear," said Alam.

     Previously, it was known that Pertamina had signed a new Mahakam Bloc contract valid from January 1, 2018 By the end of 2015. Under the contract, the company promised a signature bonus of US$ 41 million. It is also acceptance The state of the production bonus includes US$ 5 million from a cumulative production of 500 million barrels of oil equivalent, amounting to US$ 4 million Cumulative production of 750 million barrels of oil equivalent, and US$ 4 million from a cumulative production of 1,000 million barrels of oil equivalent.

As for the first three-year investment plan, Pertamina pledged US $ 75.3 million. The details are respectively US $ 1.3 million, then US $ 33.5 million, and US $ 40.5 million. Currently, Pertamina begins to manage the Mahakam block for the preparation of operator switching. This is to keep the oil and gas production in the block is not free fall.

IN INDONESIA

PENGELOLAAN BLOK MAHAKAM

Pemerintah Tolak Usulan lnsentif Total E&P lndonesie

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menolak seluruh usulan insentif yang diminta Total E&P lndonesie untuk tetap  bergabung dalam pengelolaan Blok Mahakam mulai 1 Januari 2017. Meski demikian, perusahaan migas asal Prancis ini tetap berminat terlibat.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, tiga permintaan insentif yang diminta Total seluruhnya ditolak. 

   Ketiga insentif ini yakni, investment credit sebesar 17%, percepatan depresiasi menjadi dua tahun saja, dan bagian produksi yang harus disisihkan sebelum dikurangi biaya (First Tranche Petroleum/FTP) 0%.

“Tiga permintaan mereka, pemerintah menolak. Kami sudah sampaikan, mereka sudah terima,” kata dia di Jakarta, Senin (14/8) malam.

Arcandra enggan membeberkan alasan penolakan ini. Namun, regulasi menjadi salah satu penyebabnya. Seperti insentif FTP 0%,  dikatakannya tidak bisa dikabulkan karena FTP wajib dipenuhi oleh perusahaan migas sesuai regulasi yang berlaku.

Meski demikian, Total E&P Indonesie tetap berminat untuk ikut mengelola Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018. Seperti diketahui, kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) Total di Blok Mahakam selesai di akhir tahun ini. Mulai tahun depan, Blok Mahakam dioperasikan PT Pertamina yang memegang hak partisipasi (Participating Interest/PI) 100%. 

    Pihaknya tidak membatasi berapa saham partisipasi yang boleh dilepas Pertamina serta besaran harganya. 

“Silahkan B to B (business to business/negosiasi bisnis) dengan Pertamina Tetapi Pertamina harus mayoritas,” tegas Arcandra.  Pertamina juga harus tetap menjadi operator karena Blok Mahakam 100% diserahkan ke perusahaan milik pemerintah ini.

     Sebelumnya, dikatakannya Total E&P Indonesie mengirimkan surat yang menyatakan minatnya membeli 39% saham partisipasi Blok Mahakam. Saham 39% ini merupakan gabungan untuk Total dan Inpex Corporation yang masing-masing memiliki jatah 19,5%, jika usulan itu disetujui.

Meski tidak keberatan Pertamina sebagai operator, Total tidak menginginkan saham Blok Mahakam jika di bawah 39%. Sebelumnya, Arcandra menegaskan Total juga turut menanggung kewajiban-kewajiban sebagai perusahaan pengelola Blok Mahakam jika akhirnya memiliki hak partisipasi di blok migas di lepas pantai Kalimantan Timur ini. Bersama Pertamina, Total harus ikut menanggung pembayaran bonus tanda tangan ke pemerintah. Kemudian, Total juga memiliki mandatori turut memikul beban investasi saham partisipasi bagi daerah sebesar 10%.

“Ikutlah (menanggung 10%), tidak ditalangi Pertamina semua. Kalau fair-nya, semua ikut menanggung,” jelasnya. Hal ini lantaran pemerintah menjanjikan pemerintah daerah dapat memperoleh saham 10% dengan modalnya ditanggung oleh perusahaan migas pengelola blok terlebih dahulu dan tanpa bunga.

Maksimal 30%

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, negosiasi dengan Total E&P Indonesie sudah berjalan pada tataran 

working team. Terkait besaran saham yang akan dilepas Pertamina, pihaknya masih mengacu pada Surat yang dikirimkan Kementerian ESDM ketika Sudirman Said masih menjabat sebagai Menteri ESDM, yakni 30%. 

“Kalau besarnya [saham] kami tetap mengacu Surat Menteri ESDM dan sesuai juga dengan arahan Wakil Menteri ESDM,” kata dia.

Menurutnya, negosiasi jual beli saham dengan Total E&P Indonesie ini tidak ada batasan waktu. Namun, pihaknya berharap kesepakatan soal akuisisi saham ini dapat dicapai sebelum kontrak Pertamina di Blok Mahakam mulai efektif pada 1 Januari 2018. 

“Biar 1 Januari 2018 sudah jelas,” ujar Alam.

Sebelumnya, seperti diketahui Pertamina telah meneken kontrak baru Blok Mahakam yang berlaku mulai 1 Januari 2018 pada akhir 2015 lalu. Dalam kontrak itu, perseroan menjanjikan bonus tanda tangan US$ 41 juta. Selain itu juga penerimaan negara dari bonus produksi meliputi US$ 5 juta dari kumulatif produksi 500 juta barel setara minyak, sebesar US$ 4 juta dari kumulatif produksi 750 juta barel setara minyak, dan US$ 4 juta dari kumulatif produksi 1.000 juta barel setara minyak.

Sementara untuk rencana investasi tiga tahun pertama, Pertamina menjanjikan dana sebesar US$ 75,3 juta. Rinciannya secara  berurutan US$ 1,3 juta, kemudian US$ 33,5 juta, dan US$ 40,5 juta. Saat ini, Pertamina mulai ikut mengelola Blok Mahakam untuk persiapan peralihan operator. Hal ini untuk menjaga agar produksi migas di blok tersebut tidak terjun bebas.

Investor Daily, Page-18, Wednesday, August 16, 2017

Total Request Rejected

The Government rejected the incentives submitted by Total E & P Indonesie who are still interested in having a share of participation in oil and gas blocks whose contract expires on December 31, 2017.

Total E & P lndonesie becomes operator of oil and gas block located in East Kalimantan. However, starting January 1, 2018, PT Pertamina is appointed operator of the Mahakam Block. The government still gives the opportunity to Total and Inpex Corporation to have 30% stake in Mahakam Block participation. Currently, Total E & P lndonesie becomes operator at Mahakam block partners with Inpex with 50% share ownership interest.

The proposed incentives from Total aims to ensure the management of the Mahakam Block after the contract expires are still in accordance with the economies of scale. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said that the government has conveyed the attitude related to the proposal of Total E & P Indonesie as the oil and gas block operator located in East Kalimantan.

All of the total proposals, such as First Tranche Petroleum (FTP) loading by 0%, investment credit and depreciation for 2 years are rejected by the government.

FTP is a tax that arises directly from oil and gas production activities before deducting the return of operating costs and handling of production. Meanwhile, investment credit is the addition of a certain amount of return on investment in accordance with a certain percentage.

Arcandra explained, the proposal is difficult to grant the government. However, he did not mention the government's consideration of rejecting the proposal from the Total.

"Three of their requests [Total E & P Indonesie] we decline. Government refused. We have already said that they have received, "he said

Despite having rejected all of Total's proposals, Arcandra said that the French-based oil and gas company is still interested in mastering the remaining rights of participation in Pertamina's Mahakam Block. Pertamina and its existing contractors have received a space of ownership of the right to participate in the new Mahakam Block cooperation contract signed in 2015.

In the contract, Pertamina appointed as operator controls 70% shares, while Total and Inpex are given maximum space of 30%. However, Arcandra did not mention whether the shareholding share of participation changed.

Earlier, ESDM Minister Ignasius Jonan opened the share ownership interest space for existing contractors up to 39% with 10% assumption for local government and Pertamina which still dominate share participation.

"They are still interested in participating in this block, but please B to B [in business] with Pertamina."

According to him, the share of participation is set based on the business scheme. Furthermore, Pertamina through PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) remains the operator that controls majority shareholding shares.

"Must be the majority" says Jonan.

HAVE BEEN AVAILABLE

Head of Media Communication & Relation Support Total E & P lndonesie Kristanto Hartadi said that it has indeed received a government response on the proposed incentives. According to him, a letter of response from the government has been received since the end of July 2017.

"The letter was sent on July 27, 2017," he said.

Meanwhile, related to the purchase of shares of participation for the current contractor, Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said that it still refers to the share ownership limit of Total and Inpex 30% participation.

According to him, the discussion about shares of participation has already started both sides. However, he hopes that the transaction can be completed when the new contract is valid on January 1, 2018. There is discussion on working level, "he said.

In general, managing is running on target. One of them, in terms of labor, Syamsu said, almost entirely switch from Total to Pertamina Hulu Mahakam. The transition of labor contributes to the achievement of production targets as the Mahakam Block has been managed by Total and Inpex for about 50 years.

Based on data from the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business (SKK Migas), Mahakam Block operated by Total E & P Indonesie, the realization of gas production until June 2017 is 1,504 MMscfd or 105% of target 1,430 MMscfd.

The Mahakam block contributes 20% to the national gas production which reaches 7.512 MMscfd. Meanwhile, the realization of oil and condensate production was 55,100 barrels per day (bpd) or 103% higher than the target of 53,600 bpd.

MAHAKAM BLOCK

IN INDONESIA

Permintaan Total Ditolak

Pemerintah menolak insentif yang diajukan oleh Total E & P Indonesie yang masih berminat untuk memiliki saham partisipasi di blok minyak dan gas bumi yang kontraknya akan berakhir pada 31 Desember 2017.

Total E&P lndonesie menjadi operator blok migas yang berlokasi di Kalimantan Timur. Namun, mulai 1 Januari 2018, PT Pertamina ditunjuk menjadi operator Blok Mahakam. Pemerintah masih memberikan kesempatan kepada Total dan Inpex Corporation untuk memiliki saham partisipasi Blok Mahakam maksimal 30%. Saat ini, Total E&P lndonesie menjadi operator di

Blok Mahakam bermitra dengan Inpex dengan kepemilikan saham partisipasi masing-masing 50%. 

Usulan insentif dari Total itu bertujuan menjamin pengelolaan Blok Mahakam setelah habis kontrak masih tetap sesuai dengan skala ekonomi. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan bahwa pemerintah telah menyampaikan sikap terkait dengan usulan dari Total E&P Indonesie sebagai operator blok minyak dan gas bumi yang berlokasi di Kalimantan Timur itu.

Semua usulan Total, seperti pembebanan First Tranche Petroleum (FTP) sebesar 0%, kredit investasi (investment credit) dan depresiasi selama 2 tahun ditolak oleh pemerintah.

FTP merupakan pajak yang timbul langsung dari kegiatan produksi migas sebelum dikurangi pengembalian biaya operasi dan penanganan produksi. Sementara itu, kredit investasi merupakan penambahan sejumlah pengembalian investasi sesuai dengan persentase tenentu.

Arcandra menjelaskan, usulan tersebut sulit dikabulkan pemerintah. Namun, dia tidak menyebutkan pertimbangan pemerintah menolak usulan dari Total tersebut.

“Tiga permintaan mereka [Total E & P Indonesie] kami tolak. Pemerintah menolak. Kami sudah sampaikan, mereka sudah menerima,” ujarnya

Kendati telah menolak semua usulan Total, Arcandra menyebut bahwa perusahaan migas yang bermarkas di Perancis itu masih berminat menguasai sisa hak partisipasi di Blok Mahakam yang dimiliki Pertamina. Pertamina dan kontraktor yang ada saat ini telah mendapat ruang kepemilikan hak partisipasi pada kontrak kerja sama baru Blok Mahakam yang diteken pada 2015.

Pada kontrak tersebut, Pertamina yang ditunjuk sebagai operator menguasai saham 70%, sedangkan Total dan Inpex diberi ruang maksimum sebesar 30%. Namun, Arcandra tidak menyebut apakah angka kepemilikan saham partisipasi berubah.

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan membuka ruang kepemilikan saham partisipasi bagi kontraktor existing naik ke 39% dengan asumsi 10% untuk pemerintah daerah dan Pertamina yang masih menguasai saham partisipasi secara dominan.

“Mereka tetap berminat untuk ikut berpartisipasi dalam blok ini, tetapi silakan B to B [secara bisnis] dengan Pertamina."

Menurutnya, porsi saham partisipasi itu ditetapkan berdasarkan skema bisnis. Lebih lanjut, Pertamina melalui PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) tetap menjadi operator yang menguasai saham partisipasi mayoritas.

“Harus mayoritas" kata Jonan.

TELAH DITERlMA

Head Department of Media Communication & Relation Support Total E&P lndonesie Kristanto Hartadi mengatakan bahwa pihaknya memang telah menerima respons pemerintah tentang usulan insentif tersebut. Menurutnya, surat respons dari pemerintah telah diterima sejak akhir Juli 2017. 

“lya surat dikirim tanggal 27 Juli 2017,” ujarnya.

Sementara itu, terkait dengan permbicaraan pembelian saham partisipasi bagi kontraktor saat ini, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa pihaknya masih mengacu pada batas kepemilikan saham partisipasi Total dan Inpex 30%.

Menurutnya, pembicaraan soal saham partisipasi itu sudah dimulai kedua belah pihak. Namun, dia berharap agar transaksi bisa diselesaikan ketika kontrak baru berlaku pada 1 Januari 2018. Ada pembahasan di working level," katanya.

Secara umum, alih kelola berjalan sesuai target. Salah satunya, dari sisi tenaga kerja, Syamsu menyebut, hampir seluruhnya beralih dari Total ke Pertamina Hulu Mahakam. Peralihan tenaga kerja turut berkontribusi untuk menjaga tercapainya target produksi karena Blok Mahakam telah dikelola Total dan Inpex sekitar 50 tahun.

Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Blok Mahakam yang dioperasikan Total E&P Indonesie, realisasi produksi gasnya hingga Juni 2017 sebesar 1.504 MMscfd atau 105% dari target 1.430 MMscfd. 

Blok Mahakam berkontribusi sebesar 20% terhadap produksi gas nasional yang mencapai 7.512 MMscfd. Sementara itu, realisasi produksi minyak dan kondensat sebesar 55.100 barel per hari (bph) atau lebih tinggi 103% dari target 53.600 bph. 

Bisnis indonesia, Page-36, Wednesday, August 16, 2017

FSRU Not yet Optimal

Utilization of LNG

The government needs to optimize existing liquefied natural gas processing facilities or regasification rather than build new units. LNG storage and regasification facilities of existing liquefied natural gas have not been optimally utilized.

Based on data from Wood Mackenzie, there are currently four storage and regasification units (FSRU) operating in the country. First, in Arun, Aceh (Pertamina) with a capacity of 3 million tons per year (mtpa). Second, the FSRU in Lampung (PT Perusahaan Gas Negara) with a capacity of 1.8 mtpa. Third, FSRU in West Java (Nusantara Regas) with 3 mtpa capacity. Fourth, FSRU in Benoa, Bali (PT Pembangkitan Jawa Bali) with a capacity of 50 MMscfd.

Some companies plan to build facilities and storage and regasification, such as in Banten with a capacity of 1.5 mtpa-4 mtpa, Bojonegoro 4 mtpa, in PLTGU Java-3, Cilacap 1.5 mtpa and the rest installed in the power plant as in PLTGU Java-1 .

Director of Technology and Infrastructure of PT Perusahaan Gas Negara Dilo Seno Widagdo said that the storage and regasification facility is very important to expand the utilization of gas for industry. For example, he calls the FSRU Lampung an important role for the industry of West Java.

However, instead of using the LNG supply, it prefers to use the supply from the Corridor Block working area. Currently, the demand for gas in West Java is decreasing so that the use of LNG supply from Tangguh and Bontang refineries is reduced.

He considered, the government should optimize the existing infrastructure first. If a new unit is added, the government needs to pay attention to its distribution so that each infrastructure can operate optimally.

"Do not build infrastructure anymore. It should have been optimized first, "he said.

He considered that the Lampung FSRU could become an LNG hub for western Indonesia. With a strategic location, FSRU Lampung can connect with gas network in Java and Sumatera. Previously, Production Plan & Process Engineering Manager of PT Perta Arun Gas Surkani Manan said that FSRU Arun processed LNG from Tangguh and Donggi-Senoro.

Senior Experts Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra said that there are several FSRU development plans at once in the same location. For example, some business actors are planning to build regasification facilities such as PLN.

"I think the government needs to consolidate the construction of regasification facilities so as not to overlap [overlap] because some players such as PLN are planning to build regasification facilities.

IN INDONESIA

FSRU Belum Optimal

Pemerintah perlu mengoptimalkan fasilitas pengolahan gas alam cair atau regasifikasi yang sudah ada daripada membangun unit baru. Fasilitas penyimpanan dan regasifikasi gas alam cair/LNG yang sudah ada belum dimanfaatkan secara optimal.

Berdasarkan data Wood Mackenzie, saat ini terdapat empat fasilitas penyimpanan dan regasifikasi (floating storage and regasification unit/FSRU) yang beroperasi di Tanah Air. Pertama, di Arun, Aceh (Pertamina) berkapasitas 3 juta ton per tahun (mtpa). Kedua, FSRU di Lampung (PT Perusahaan Gas Negara) berkapasitas 1,8 mtpa. Ketiga, FSRU di Jawa Barat (Nusantara Regas) berkapasitas 3 mtpa. Keempat, FSRU di Benoa, Bali (PT Pembangkitan Jawa Bali) berkapasitas 50 MMscfd.

Beberapa perusahaan berencana membangun fasilitas dan penyimpanan dan regasifikasi, seperti di Banten berkapasitas 1,5 mtpa-4 mtpa, Bojonegoro 4 mtpa, di PLTGU Jawa-3, Cilacap 1,5 mtpa dan sisanya yang terpasang di pembangkit seperti pada proyek PLTGU Jawa-1.

Direktur Teknologi dan Infrastruktur PT Perusahaan Gas Negara Dilo Seno Widagdo mengatakan bahwa fasilitas penyimpanan dan regasifikasi sangat penting untuk memperluas pemanfaatan gas bagi industri. Sebagai contoh, dia menyebut FSRU Lampung yang penting peranannya untuk industri Jawa Barat.

Namun, daripada menggunakan pasokan LNG, pihaknya lebih memilih menggunakan pasokan dari wilayah kerja Blok Corridor Saat ini, permintaan gas di Jawa Barat menurun sehingga opsi penggunaan pasokan LNG dari Kilang Tangguh dan Bontang dikurangi.

Dia menilai, seharusnya pemerintah mengoptimalkan infrastruktur yang ada terlebih dahulu. Jika ada penambahan unit baru, pemerintah perlu memperhatikan persebarannya agar masing-masing infrastruktur bisa beroperasi secara optimum. 

“Jangan kita bangun infrastruktur lagi. Seharusnya yang ada dulu dioptimalkan,” ujarnya.

Dia menilai bahwa FSRU Lampung bisa menjadi hub LNG untuk wilayah barat Indonesia. Dengan lokasi strategis, FSRU Lampung bisa terhubung dengan jaringan gas di Jawa dan Sumatera. Sebelumnya, Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan bahwa FSRU Arun mengolah LNG dari Tangguh dan Donggi-Senoro.

Senior Experts Gas & Power Wood Mackenzie Edi Saputra mengatakan bahwa terdapat beberapa rencana pembangunan FSRU sekaligus di lokasi yang sama. Sebagai contoh, beberapa pelaku usaha yang berencana membangun fasilitas regasifikasi seperti PLN.

“Saya kira pemerintah perlu melakukan konsolidasi pembangunan fasilitas regasifikasi agar tidak overlap [tumpang tindih] karena beberapa player seperti PLN berencana membangun fasilitas regasifikasi.

Bisnis indonesia, Page-36, Wednesday, August 16, 2017

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