Jonan Still Want Total Get 39%

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is mad about the Mahakam block. Within 10 days the ministry's attitude changed in relation to Mahakam block shares. Let us record, on Monday, August 14, 2017 and Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar refused to give 39% shares to Total EP Indonesie in Mahakam Block. However, on Thursday (24/8), Arcandra revealed, it immediately re-summoned Pertamina to discuss about the distribution of shares Mahakam block.

"The ESDM Minister said that (39% to Total E & P)," said Arcandra, at the Office of the ESDM Ministry, "Wednesday night (23/8).

He said that although the government intends to give the green light to Total E & P gets 39% stake in the Mahakam block, but still have to go through the process. Also certainly will not violate existing regulations.

"Let me ask Pertamina, what kind of correct governance we have rejected Total E & P's request, we ask total business to business (B to B) talk with Pertamina and Pertamina said wait for the government," he said.

As is known, Pertamina is still holding on to ministerial decree before. That is when Sudirman Said served as Minister of ESDM. The decision at that time was that the maximum share of Total E & P if it wanted to re-enter the Mahakam block was 30%.

Meanwhile, Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam and Arividya Noviyanto President & General Manager of Total E & P Indonesie (TEPI), and Special Staff of Communications Section of ESDM Ministry Hadi Djuraid have not answered.

Fahmi Radhi, an Energy Observer from  Gadjah Mada University, said that by giving it to Pertamina, the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan should not have to take a decision, let Pertamina b to b decide.

"Jonan's insistence of giving 39% is an indication of the success of Total EP lobbying power centers in government," he guesses.

IN INDONESIAN

Jonan Tetap lngin Total EP Mendapatkan 39 %

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sedang galau soal Blok Mahakam. Dalam tempo 10 hari sikap kementerian ini berubah terkait pembagian saham Blok Mahakam. Mari kita rekam, pada Senin 14 Agustus 2017 lalu Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menolak memberikan besaran 39% saham ke Total EP Indonesie di Blok Mahakam. Namun, pada Kamis (24/8), Arcandra mengungkapkan, pihaknya segera kembali memanggil Pertamina untuk membicarakan soal pembagian saham Blok Mahakam.

"Kata Menteri ESDM seperti itu (39% ke Total E&P),“ kata Arcandra, di Kantor Kementerian ESDM,” Rabu malam (23/8).

Ia bilang, meskipun pemerintah berniat memberikan lampu hijau kepada Total E&P mendapat bagian 39% saham di Blok Mahakam, tapi tetap harus melalui proses. Juga dipastikan tidak akan melanggar regulasi yang ada. 

"Nanti saya tanya ke Pertamina, governance yang correct seperti apa. Kita sudah menolak permintaan Total E&P, kita meminta total bicara business to business (B to B) dengan Pertamina. Dan Pertamina bilang tunggu pemerintah," katanya.

Seperti diketahui, Pertamina memang masih berpegangan pada keputusan menteri sebelunmya. Yaitu saat Sudirman Said menjabat sebagai Menteri ESDM. Keputusan saat itu adalah maksimal bagian saham bagi Total E&P jika ingin masuk lagi dalam pengelolaan Blok Mahakam adalah sebesar 30%.

Sementara, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam dan Arividya Noviyanto Presiden & General Manager Total E&P Indonesie (TEPI) , Serta Staf Khusus Bidang Komunikas Kementerian ESDM Hadi Djuraid belum menjawab.

Fahmi Radhi Pengamat Energi dari Universjtas Gadjah Mada, mengatakan, dengan sudah menyerahkan kepada Pertamina, Menteri ESDM Ignasius Jonan semestinya tidak perlu mengambil keputusan, biarkan saja Pertamina secara b to b memutuskan.

“Kengototan Jonan memberikan 39% merupakan indikasi keberhasilan Total EP melobi pusat-pusat kekuasaan di pemerintahan," duga dia.

Kontan, Page-18, Friday, August 25, 2017

The Government will Change the Return on Oil and Gas Investment

Although only published on January 13, the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 8 of 2017 on the gross split contract will be revised. The new ministerial regulation issued earlier this year is improved to increase national oil and gas investment.

EMR Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the government is offering oil and gas blocks to investors. To attract investor interest in this auction, it will evaluate Ministerial Regulation 8/2017 concerning Gross Splits Production Sharing Contract (PSC). It will consider the input given by the oil and gas company.

One that will be seen again is about the return of investment (Internal Rate of Return / IRR) and net present value (NPV) of oil and gas block.

"The advice is the NPV problem. After our analysis, the NPV will be at least equal to or more than the cost recovery PSC. IRR Also at least the same or more, "he said in Jakarta, Tuesday (23/8) night.

According to him, the amount of profit sharing (split) given to the oil and gas company will be added. It re-analyzed data on oil and gas blocks owned not only from the existing blocks but also the newly proposed oil and gas blocks of its development plan (POD). This is because the incorrect input received by the government is the need to analyze the implementation of a full cycle gross split contract on oil and gas blocks, starting from exploration, exploitation and decommissioning.

In Ministerial Regulation 8/2017, the government only provides incentives in the form of an additional 5% split for the first POD oil and gas blocks. This incentive is already included for the exploration period. Meanwhile, when in one block submitted a second POD, then there is no additional split for oil and gas companies.

"If in a block then there is a new POD, if not given incentives, whether or not they develop. For that, we give incentives in the second POD, "said Arcandra. Unfortunately, he is still reluctant about how much incentive is given.

In addition, the government will also add to the factors included in the split and progressive split variables. In the applicable rules, the determining factors in the determination of split variables are field status, field location, reservoir depth, availability of supporting infrastructure, reservoir type, carbon dioxide content, hydrogen sulfide content, oil weight, Domestic Component Level (TKDN), and stages production. Furthermore, the determinants of progressive split are the price of oil and the cumulative amount of oil and gas production.

Related to when this new rule is published, Arcandra has not elaborated. However, he promised to invite oil and gas companies, including those attending the auction, to discuss the new regulation before it is issued. About the auction of oil and gas blocks, he also can not confirm whether to be extended or not.

"We will see later. I had a discussion with ESDM Minister Ignasius Jonan, "he said.

Marjolijn Wajong, Executive Director of the Indonesian Petroleum Association (IPA), appreciated the government's decision to listen to the oil and gas industry's proposal to improve Ministerial Regulation 8/2017 on the gross split contract. It awaits the revision of the Ministerial Regulation that is still in the formulation of the government.

"IPA expects that the revised regulation will be able to raise Indonesia's competitiveness in the eyes of investors," Marjolijn said.

It hopes the revision of this rule no longer pegs a certain number applied to all oil and gas fields. The Ministerial Regulation Revision is proposed to be more flexible by taking into account the economic characteristics of each field resulting from the difficulty of the work to determine the adequacy to be able to withdraw investment.

IN INDONESIA

Pemerintah akan Ubah Tingkat Pengembalian lnvestasi Migas

Meski baru diterbitkan pada 13 Januari lalu, Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 8 Tahun 2017 tentang kontrak bagi hasil kotor (gross split) akan direvisi. Peraturan Menteri yang baru terbit awal tahun tersebut diperbaiki untuk meningkatkan investasi migas nasional.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah sedang menawarkan blok migas kepada investor. Untuk menarik minat investor mengikuti lelang ini, pihaknya akan mengevaluasi Peraturan Menteri 8/2017 soal kontrak kerja sama (Production Sharing Contract/ PSC) gross split. Pihaknya akan mempertimbangkan masukan-masukan yang diberikan oleh perusahaan migas.

Salah satu yang akan dilihat kembali yakni soal tingkat pengembalian investasi (Internal Rate of Return/ IRR) dan net present value (NPV) dari blok migas. 

“Yang menjadi saran adalah masalah NPV. Setelah kami analisa, NPV-nya akan setidaknya sama atau lebih dari PSC cost recovery. IRR juga setidaknya sama atau lebih,” kata dia di Jakarta, Selasa (23/ 8) malam.

Menurutnya, besaran bagi hasil (split) yang diberikan kepada perusahaan migas akan ditambah. Pihaknya menganalisa ulang data blok migas yang dimiliki, tidak hanya dari blok eksisting tetapi juga blok migas yang baru mulai diajukan rencana pengembangannya (Plan of Development/ POD). Hal ini lantaran salah masukan yang diterima pemerintah adalah perlunya analisa penerapan kontrak gross split secara full cycle pada blok migas, yakni dimulai dari eksplorasi, eksploitasi, dan decommissioning.

Dalam Peraturan Menteri 8/2017, pemerintah hanya memberikan insentif berupa tambahan split 5% untuk POD pertama blok migas. Insentif ini sudah termasuk untuk masa eksplorasi. Sementara ketika dalam satu blok diajukan POD kedua, maka tidak ada lagi tambahan split bagi perusahaan migas.

“Kalau dalam satu blok kemudian ada POD baru, kalau tidak diberi insentif, mau atau tidak mereka mengembangkan. Untuk itu, kami berikan insentif di POD kedua,” ujar Arcandra. Sayangnya, dia masih enggan berapa insentif yang diberikan ini.

Selain itu, pemerintah juga akan menambah faktor-faktor yang termasuk dalam variable split dan progressive split. Dalam aturan yang berlaku, faktor yang menentukan dalam penetapan variable split yakni status lapangan, lokasi lapangan, kedalaman reservoir, ketersediaan infrastruktur pendukung, jenis reservoir, kandungan karbondioksia, kandungan hidrogen sulfida, berat jenis minyak, Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN), dan tahapan produksi.  Selanjutnya, faktor penentu progressive split yakni harga minyak bumi dan jumlah kumulatif produksi migas.

Terkait kapan aturan baru ini terbit, Arcandra belum merincinya. Namun, dirinya berjanji akan mengundang perusahaan migas, termasuk yang mengikuti lelang, untuk membahas peraturan baru ini sebelum diterbitkan. Soal lelang blok migas, dirinya juga belum dapat memastikan apakah akan diperpanjang atau tidak.

“Kita lihat nanti. Saya diskusi dulu dengan Menteri ESDM Ignasius Jonan ,” katanya.

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengapresiasi langkah pemerintah yang akhirnya mau mendengarkan usulan industri migas untuk memperbaiki Peraturan Menteri 8/2017 soal kontrak gross split. Pihaknya menanti revisi Peraturan Menteri yang masih dalam perumusan pemerintah itu. 

“IPA mengharapkan agar revisi peraturan nantinya dapat menaikkan daya saing Indonesia di mata investor,” kata Marjolijn.

Pihaknya berharap revisi aturan ini tidak lagi mematok suatu angka tertentu yang diterapkan untuk seluruh lapangan migas. Revisi Peraturan Menteri diusulkan lebih fleksibel dengan memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing lapangan yang diakibatkan dari tingkat kesulitan pengerjaannya untuk menetapkan kecukupan untuk dapat menarik kembali investasi.

Investor Daily, Page-15, Thursday, August 24, 2107

Vietnam Interested in Tuna Block Gas Blocking

OIL AND GAS DEVELOPMENT

Vietnam intends to buy natural gas from the Tuna Block in the Natuna Islands operated by Premier Oil Tuna B.V. Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan stated that the contractor will install a gas pipeline as long as 71 km if Vietnam will seriously absorb gas from the Tuna Block. The distance of Tuna Block gas wells to the boundary of water along the 11 km and about 60 km continued to the mainland.

"The point is that the gas from the Tuna block managed by Premier Oil through SKK Migas will sell its gas to Vietnam," said Jonan after accompanying President Joko Widodo to receive delegation of Vietnam Communist Party Secretary Nguyen Phu Trong on Tuesday (23/8).

In addition to the gas issue, the Minister of Energy and Mineral Resources also said the Indonesian government cooperation on coal between Indonesia and Vietnam was also mentioned in bilateral talks. However, he said the cooperation will be implemented in business.

"This bilateral statement is only the protection of the facility so that there is the attention of these two governments, so that Indonesia's coal export to Vietnam can also run," said Jonan.

EAST NATUNA BLOCK

If you look at Natuna, the government's attention is on the development of underdeveloped regions, the magnitude of the resources potential as well as the strategic location of geopolitical issues. 

     Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) 2016, there are six working areas (WK) of oil and gas exploitation and 10 exploration blocks in Natuna, Six blocks entering the development stage, South Natuna Sea Block B (ConocoPhillips Indonesia), Shrimp Block (Pertamina), Kakap (Star Energy and Natuna Sea Block A (Premier Oil Natuna Sea BV) have been in production. Meanwhile, Northwest Natuna (Santos Australia) and Sembilang (PT Mandiri Panca Usaha) Not yet in production.

SEISMIC EAST NATUNA

This working area has total proven reserves of 4 trillion cubic feet (tscf) and oil and condensate of 201.401 million ton barrels (MMstb). Total production, amounting to 490.31 MMscfd of gas and 25,113 bpd of oil and condensate. 

     Exploration blocks contained in Natuna, Tuna (Premier Oil Tuna BV), Duyung (West Natuna Exploration Ltd), Sokang (Black Platinum Investment Ltd) South Sokang (Lundin South Sokang BV), Octopus (Lundin Gurita BV), East Sokang PT Ekuator Energi Sokang), and North Sokang (North Sokang Energy Ltd).

PT. ExxonMobil Indonesia opted out of the East Natuna Block because it was considered uneconomical. Though the government continues to encourage ExxonMobil to immediately develop the East Natuna Block.

IN INDONESIA

Vietnam Berminat Serap Gas Blok Tuna

Vietnam berniat membeli gas bumi dari Blok Tuna di Kepulauan Natuna yang dioperatori oleh Premier Oil Tuna B.V. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan menyatakan bahwa kontraktor akan memasang pipa gas sepanjang 71 km jika Vietnam serius akan menyerap gas dari Blok Tuna. Jarak sumur gas Blok Tuna ke batas perairan sepanjang 11 km dan sekitar 60 km lanjutan ke daratan.

“Intinya begini, hasil gas dari blok Tuna yang dikelola oleh Premier Oil itu melalui SKK Migas akan menjual gasnya ke Vietnam,” ujar Jonan usai mendampingi Presiden Joko Widodo menerima delegasi Sekretaris Jenderal Partai Komunis Vietnam Nguyen Phu Trong, Selasa (23/8).

Selain soal gas, Menteri ESDM juga mengemukakan pemerintah Indonesia kerja sama soal batu bara antara Indonesia dan Vietnam juga disinggung dalam pembicaraan bilateral. Namun, dia menyebutkan kerja sama tersebut akan di implementasi secara bisnis. 

“Pernyataan bilateral ini hanya perlindungan fasilitas saja supaya ada perhatian kedua pemerintah ini, supaya ekspor batu bara Indonesia ke Vietnam ini juga bisa berjalan,” kata Jonan.

Jika melihat Natuna, perhatian pemerintah tertuju pada pengembangan daerah tertinggal, besarnya potensi sumber daya juga lokasi strategis menyangkut isu geopolitik. 

     Dari data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) 2016, terdapat enam wilayah kerja (WK) migas eksploitasi dan 10 blok eksplorasi di Natuna, Enam blok yang memasuki tahap pengembangan, yakni South Natuna

Sea Block B (ConocoPhillips Indonesia), Udang Block (Pertamina), Kakap (Star Energy dan Natuna Sea Block A (Premier Oil Natuna Sea BV) telah berproduksi, Sementara itu, Northwest Natuna (Santos Australia) dan Sembilang (PT Mandiri Panca Usaha) belum berproduksi.

Wilayah kerja ini memiliki total cadangan terbukti gas 4 triliun kaki kubik (tscf) dan minyak serta kondensat sebesar 201,401 juta ton barel (MMstb).

      Total produksinya, sebesar 490,31 MMscfd gas dan 25.113 bph minyak serta kondensat. Blok eksplorasi yang terdapat di Natuna, yakni Tuna (Premier Oil Tuna BV), Duyung (West Natuna Exploration Ltd), Sokang (Black Platinum Investment Ltd) South Sokang (Lundin South Sokang BV), Gurita (Lundin Gurita BV), East Sokang (PT Ekuator Energi Sokang), dan North Sokang (North Sokang Energy Ltd).

PT. ExxonMobil Indonesia memilih keluar dari Blok East Natuna karena dinilai tidak ekonomis. Padahal pemerintah terus mendorong ExxonMobil agar segera mengembangkan Blok East Natuna.

Bisnis Indonesia, Page-32, Thursday, August 24, 2017

Businesspeople Ask for Flexibility

Business actors in the upstream oil and gas sector requested that in the revision of the rules on the implementation of Gross Split Revenue Contracts or Gross Split can be given more space to improve the field economy.

Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said to attract investment, the government needs to pay attention to the economic characteristics of each field. According to him, each field has a character that has a challenge to be developed.

With that in mind, the government can not assign a number that must be applied in other fields. Therefore, through the government's efforts to improve the seven-month-old rule, he hopes there is room for contractors to raise their field economies on a gross split basis.

Through Ministerial Regulation no. 8/2017 issued in January 2017, the government implements a gross split Production Sharing Contract (PSC) contract for new contracts. The government offers a gross revenue share between the government and contractors for oil development of 57:43 and 52:48 for gas.

Unlike the current contract of cooperation, gross split eliminates the operating cost recovery factor so that the profit received by the contractor has calculated the cost to produce oil and gas.

From the basic split set by the government try to make a list of field development challenges and calculate the split weight that the contractor can get. The challenges faced in the development of the field include the location of development, the availability of infrastructure to the factor of impurities or the content of impurities such as sludge or carbon dioxide. In addition to variables, factors of oil price levels and cumulative production will be factors in a progressive split.

"The revision of the regulation should pay attention to the economic characteristics of each field," he said

BUSINESS CLIMATE

The amendment of this rule is important because the government wants the exploration and production activities to be maintained despite the environmental factors of the upstream oil and gas industry, which are not enthusiastic. Since reaching the highest number of work areas in 2013 with 321 oil and gas working areas operating within 7 years the number of operating areas decreased to 277 regions.

Of 277 oil and gas blocks operating, 86 oil and gas blocks in exploitation and 137 blocks in exploration phase with 43 blocks of which are in the process of return to the government. The remaining non-conventional oil and gas blocks.

The decline in the number of existing work areas has not been closed with the achievement of auction of new work areas undertaken by the government. In 2016, no new working area was signed by the contract even though the government offered 17 oil and gas blocks divided into two stages. This year, the government still has 15 new oil and gas blocks that are expected to sell with additional new contracts signed.

In a Fraser Institute report on the Global Petroleum Survey published in December 2016, investors complained about some things that dampened investment interest. Issues that reduce investment interest include the obligation to use the Rupiah currency in domestic transactions, restrictions on foreign workers, the application of land and building taxes on offshore work areas and investors are under pressure to use unsuitable labor qualifications and inappropriate goods The specifications that generally come from China not from Indonesia.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said his agency conducted an evaluation based on suggestions from business actors. Based on the proposed business actors, there are some guarantees for changes in the Ministerial Regulation on Gross Split. For example, the government has conducted a comprehensive review of the project period from exploration to production stage so that in the filing stage of the plan of development (POD) is not only the delivery of the first POD to get incentives, but the next PoD.

Based on the analysis performed, it is important to ensure the value of investments seen from the present, at least the same or more of the current contracts.

Head of Communications Bureau, Information and Cooperation Services Ministry of Energy and Mineral Resources, Dadan Kusdiana, said the current portion of PHE ONWJ is subject to change due to oil price, gas price and realization of local product usage.

IN INDONESIA

Pebisnis Minta Keleluasaan

Pelaku usaha sektor hulu minyak dan gas bumi meminta agar dalam revisi aturan tentang Penerapan Kontrak Bagi Hasil Kotor atau Gross Split bisa diberikan ruang lebih leluasa untuk meningkatkan keekonomion lapangan.

Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan untuk bisa menarik investasi, pemerintah perlu memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing lapangan. Menurutnya, setiap lapangan memiliki karakter sehingga memiliki tantangan untuk bisa dikembangkan.

Dengan pertimbangan itu, pemerintah tidak bisa menetapkan satu angka yang harus diterapkan di lapangan lainnya. Oleh karena itu, melalui upaya pemerintah untuk memperbaiki peraturan yang baru berusia tujuh bulan ini, dia berharap terdapat ruang agar kontraktor bisa menaikkan keekonomian lapangannya dengan kontrak gross split.

Melalui Peraturan Menteri No. 8/2017 yang terbit pada Januari 2017, pemerintah menerapkan kontrak bagi hasil kotor atau Production Sharing Contract (PSC) gross split bagi kontrak baru. Pemerintah menawarkan bagi hasil secara kotor antara pemerintah dan kontraktor untuk pengembangan minyak sebesar 57:43 dan 52:48 untuk gas.

Berbeda dengan kontrak kerja sama yang berlaku saat ini, gross split menghilangkan faktor pengembalian biaya operasi sehingga bagi hasil yang diterima kontraktor telah menghitung biaya untuk menghasilkan minyak dan gas.

Dari split dasar yang ditetapkan pemerintah mencoba membuat daftar tantangan pengembangan lapangan dan menghitung bobot split yang bisa diperoleh kontraktor. Adapun aspek tantangan dalam pengembangan lapangan mencakup lokasi pengembangan, ketersediaan infrastruktur hingga faktor impurities atau kandungan zat pengotor seperti lumpur atau karbondioksida. Selain variabel, faktor tingkat harga minyak dan kumulatif produksi akan menjadi faktor dalam split progresif.

"Revisi peraturan tersebut harus memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing Iapangan," ujarnya

IKLIM USAHA

Perubahan aturan ini menjadi penting karena pemerintah menginginkan agar kegiatan eksplorasi dan produksi tetap terjaga kendati faktor lingkungan industri hulu migas cenderung tidak bergairah. Sejak mencapai jumlah wilayah kerja tertinggi pada 2013 dengan 321 wilayah kerja minyak dan gas bumi yang beroperasi dalam 7 tahun jumlah wilayah kerja yang beroperasi menurun menjadi 277 wilayah.

Dari 277 blok migas yang beroperasi, 86 blok migas dalam tahap eksploitasi dan 137 blok dalam tahap eksplorasi dengan 43 blok di antaranya dalam proses pengembalian kepada pemerintah. Sisanya blok migas non-konvensional.

Penurunan jumlah wilayah kerja eksisting pun belum bisa ditutup dengan pencapaian lelang wilayah kerja baru yang dilakukan pemerintah. Pada 2016, tidak ada satupun wilayah kerja baru yang ditandatangani kontraknya meskipun pemerintah menawarkan 17 blok migas yang dibagi menjadi dua tahap. Pada tahun ini, pemerintah masih memiliki 15 blok migas baru yang diharapkan bisa laris terjual dengan tambahan kontrak baru yang diteken.

Dalam laporan Fraser Institute tentang Global Petroleum Survey yang diterbitkan pada Desember 2016, investor mengeluhkan beberapa hal yang mengurangi minat investasi. Masalah yang mengurangi minat investasi yaitu kewajiban menggunakan mata uang Rupiah dalam melakukan transaksi di dalam negeri, pembatasan tenaga kerja asing, penerapan pajak bumi dan bangunan pada wilayah kerja lepas pantai dan investor mendapat tekanan untuk menggunakan tenaga kerja yang tidak sesuai kualifikasi dan barang yang tidak sesuai spesifikasi yang umumnya berasal dari China bukan dari Indonesia.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan pihaknya melakukan evaluasi berdasarkan saran dari pelaku usaha. Berdasarkan usulan pelaku usaha, terdapat beberapa jaminan perubahan dalam Peraturan Menteri tentang Gross Split. Misalnya, pemerintah telah melakukan kajian secara komprehensif masa proyek dari tahap eksplorasi hingga produksi sehingga pada tahap pengajuan rencana pengembangan lapangan (plan of development/ POD) tidak hanya penyampaian POD yang pertama yang mendapat insentif, melainkan PoD berikutnya.

Berdasarkan analisis yang dilakukan, penting untuk menjamin nilai investasi yang dilihat dari saat ini, paling tidak sama atau lebih dari kontrak yang berlaku saat ini.

Kepala Biro Komunikasi, Iayanan Informasi dan Kerja Sama Kementerian ESDM Dadan Kusdiana mengatakan porsi PHE ONWJ yang saat ini berlaku masih bisa berubah karena faktor harga minyak, harga gas dan realisasi penggunaan produk lokal. 

Bisnis Indonesia, Page-8, Thursday, August 24, 2017

ESDM Rombak Gross Split Rules

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is confirmed to issue a revised Ministerial Regulation 8/2017 on gross split this week. Revisions were made, even though the beleid was only seven months old.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said that the revision aims to encourage investors to increase investment in upstream oil and gas sector. This is due to a 26 percent decline in oil and gas investment after world oil prices tumbled. Until this week, world oil prices held in the range of USD 48 per barrel.

Domestically, oil and gas investments also slumped by 27 percent, following the downward trend in world oil and gas investment. With this revision, it is expected that Oil and Gas Cooperation Contractors (KKKS) are interested to continue investing in Indonesia. The new investment is very important because Indonesia's oil and gas reserves are only able to meet the needs over the next 12 years.

The government is conducting an auction on seven oil and gas working areas. A total of 12 contractors took the auction document and no one has entered the offer. The auction announcement of seven oil and gas blocks is targeted for completion next September.

There are a number of points changed in the ministerial regulations. Among other things, progressive oil prices, cumulative production, production stages, H2S impurities, and infrastructure availability.

Although altered, Arcandra believes that the gross split scheme provides optimal benefits to the government as the owner and KKKS as the manager of oil and gas blocks. One of the benefits of contractor can be more efficient in developing oil and gas field.

IN INDONESIA

ESDM Rombak Aturan Gross Split

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dipastikan menerbitkan revisi Peraturan Menteri 8/2017 tentang gross split pekan ini. Revisi pun dilakukan, meski beleid itu baru berusia tujuh bulan.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, revisi tersebut bertujuan mendorong investor untuk meningkatkan investasi di sektor hulu migas. Sebab, terjadi penurunan investasi migas 26 persen setelah harga minyak dunia anjlok. Hingga pekan ini, harga minyak dunia bertahan di kisaran USD 48 per barel.

Di dalam negeri, investasi migas juga merosot hingga 27 persen, mengikuti tren turunnya investasi migas dunia. Dengan revisi ini, diharapkan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) migas tertarik untuk melanjutkan investasi di Indonesia. lnvestasi baru sangat penting karena cadangan migas Indonesia hanya mampu memenuhi kebutuhan selama 12 tahun ke depan.

Pemerintah sedang melakukan lelang terhadap tujuh wilayah kerja migas. Sebanyak 12 kontraktor mengambil dokumen lelang dan belum ada yang memasukkan penawaran. Pengumuman lelang terhadap tujuh blok migas tersebut ditargetkan selesai September mendatang.

Ada sejumlah poin yang diubah dalam peraturan menteri. Di antaranya, progresif harga minyak, kumulatif produksi, tahapan produksi, impuritas H2S, dan ketersediaan infrastruktur.

Meski diubah,  Arcandra meyakini bahwa skema gross split memberikan keuntungan yang optimal kepada pemerintah selaku pemilik dan KKKS sebagai pengelola blok migas. Salah satu manfaatnya kontraktor dapat lebih efisien dalam mengembangkan lapangan migas.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, August 24, 2017

Revision of Split Gross Split Rules This Week

The Ministry of Energy and Natural Resources (ESDM) continues to encourage investment in the upstream oil and gas (oil and gas) sector. To attract investors, this week the Ministry of Energy and Mineral Resources will issue Revised Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8 of 2017 on Gross Split Distribution Contract.

The gross split scheme is believed to provide optimal benefits. Both to the government as the owner of the assets, as well as the Cooperation Contract Contractor (KKKS) as the asset manager in the form of oil and gas blocks. With a gross split scheme, contractors will also be more efficient in developing oil and gas fields. So that their benefits can be more optimal.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said there were several points in the revision of the Ministerial Regulation. For example, split-related progressive oil and gas prices, cumulative oil and gas production, production stages, H2S impurities and infrastructure availability for optimal investment. This revision is expected to give more assurance to the Contractors of Cooperation Contracts (KKKS) in Indonesia.

"The revision of the Ministerial Regulation on gross split is a government initiative to encourage investment acceleration in upstream oil and gas," said Arcandra, in a written statement on Wednesday (23/8).

Just a note, due to the weakening world oil prices of oil and gas investment globally continues to show downward trend. By 2016, the value of global investment in the oil and gas sector has fallen by about 26%. While in the country, oil and gas investment last year also plummeted by 27%.

Arcandra said, through the revision of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8 of 2017 is expected KKKS can immediately take investment decisions. This is important, given the oil and gas reserves, especially oil in Indonesia is only enough to meet national needs over the next 12 years.

Currently the government is conducting an auction on seven oil and gas working areas. A total of 12 contractors have taken the tender documents. But the contractors have not entered a price offer. The auction announcement of seven oil and gas blocks is targeted for completion in September 2017.

In accordance with the rules related to gross split, the amount of profit sharing for petroleum for the country amounts to 57%. While contractors 43%, While for the share of natural gas, the division for the country 52% and contractors 48%.

IN INDONESIA

Revisi Aturan Gross Split Terbit Pekan ini

Kementerian Energi dan Sumber Daya Alam (ESDM) terus berupaya mendorong investasi di sektor hulu minyak dan gas (migas). Untuk menarik minat investor, pekan ini rencananya Kementerian ESDM akan menerbitkan Revisi Peraturan Menteri ESDM No 8 tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Skema gross split diyakini akan memberikan keuntungan optimal. Baik kepada pemerintah sebagai pemilik aset, maupun Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) sebagai pengelola aset berupa blok-blok migas tersebut. Dengan skema gross split, para kontraktor juga akan semakin efisien dalam mengembangkan lapangan migas. Sehingga keuntungan mereka dapat lebih optimal.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, terdapat beberapa poin dalam revisi Peraturan Menteri tersebut. Misalnya progresif split terkait harga migas, kumulatif produksi migas, tahapan produksi, impuritas H2S dan ketersediaan infrastruktur agar investasi mereka optimal. Revisi ini diharapkan semakin memberikan kepastian bagi para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di Indonesia. 

"Revisi Peraturan Menteri tentang gross split ini merupakan inisiatif pemerintah untuk mendorong percepatan investasi di hulu migas," kata Arcandra, dalam keterangan tertulis, Rabu (23/8).

Sekadar catatan, akibat pelemahan harga minyak dunia investasi migas secara global terus menunjukkan tren penurunan. Pada tahun 2016, nilai investasi global di sektor migas turun sekitar 26%. Sementara di dalam negeri, investasi migas pada tahun lalu juga anjlok hingga 27%.

Arcandra mengatakan, melalui revisi Peraturan Menteri ESDM No 8 tahun 2017 ini diharapkan KKKS dapat segera mengambil keputusan investasi. Hal ini penting, mengingat cadangan migas, khususnya minyak di Indonesia hanya cukup untuk memenuhi kebutuhan nasional selama 12 tahun ke depan.

Saat ini pemerintah sedang melakukan lelang terhadap tujuh wilayah kerja migas. Sebanyak 12 kontraktor sudah mengambil dokumen lelang. Namun para kontraktor itu belum memasukkan penawaran harga. Pengumuman lelang terhadap tujuh blok migas tersebut ditargetkan selesai pada September 2017.

Sesuai aturan terkait gross split, besaran bagi hasil untuk minyak bumi bagi negara jumlahnya 57%. Sedangkan kontraktor 43%, Sementara untuk bagi hasil gas bumi, pembagian untuk negara 52% dan kontraktor 48%.

Kontan, Page-18, Thursday, August 24, 2017

Exxon Mobil

The government expects oil production of Cepu Block to be increased to 300 thousand barrels per day from 200 thousand barrels now. Exxon Mobil as operator tries to increase production to 220 thousand barrels per day this year. Cepu Block production accounts for about 125% of national oil production.

We deserve to hope for the Cepu Block because this is the last great oil discovery of its production. What we get now is an investment of the past. Nearly 17 years time is required for production since exploration was conducted in 1999. Even after the cooperation contract was signed in 2005, it took more than 10 years for the oilfield to operate.

What does all this mean? The investment approval process until then can actually run in Indonesia is very slow. Even the slowness in execution in the Cepu Block makes us lose a golden opportunity. We do not enjoy the oil price boom in 2011 simply because of interest attraction.

Now our new oil reserves are very limited. About 86% of the oil wells we have are old wells. We need a new exploration that is now only 6%. Important exploration is done now because the benefits will be felt 15 years to come. If we do not do it now, we will face the threat of shortage of energy supply because we can not expect a lifetime of hope from Cepu Block.

Unfortunately, the two Special Migas Working Units offer exploration of oil and gas blocks hardly anyone is interested to enter. In fact what happened one by one left Indonesia. The most surprising thing is the pullback of Exxon Mobil from Natuna Block. We certainly deserve to ask, what's with Indonesia? Why is Indonesia ranked 15th out of the 120 most attractive countries for oil and gas investment? The cause is not one. Began to deal with the inconsistency of rules, taxes, fiscal, legal processes, to enforcement of regulations.

Chevron's company once disappointed when suddenly hit by a $ 130 million branch profit tax, the Government finally annulled after US Vice President Mike Pence objected to President Joko Widodo. The British oil company Shell and Inpex-Japan, shook their heads when the study resulted for the exploitation of the Masela Block in the President's intervention.

Until now the project has stopped because the government can not compensate for the change of the production system from offshore to on-shore. It is appropriate if the President decides to postpone the issuance of the 16th Economic Policy Package. It is better to first define the clearer criteria of the desired new investment. Do not let the policy package issued again is different from the spirit contained in it.

Vice President Jusuf Kalla once reminded us about our inconsistency in attracting investment. We are too tired to do a road show around the world to attract people want to invest in Indonesia. However, companies that have long invested in Indonesia are required to divest. This is equivalent to expelling foreign companies from Indonesia.

As long as we are still being xenophobic like this, no one ever wants to invest in Indonesia. Especially if we realize that the investment is not no risk. Like oil exploration, to conduct one drilling requires an investment of at least Rp 1 trillion. Oil and gas businessman VVIP Class, Burhanuddin Maras, we should encourage the view of foreign companies that have entered Indonesia to invest more.

That we hope to get a more profitable part for the country, it's smart government negotiate it. Unfortunately, our hard effort to get 'worthy investment' rating from various world rating agencies we do not optimize.

Barito Pacific Group owner Prajogo Pangestu never forgets what Chevron's big boss expressed when taking over Chevron's geothermal power plant in Indonesia and the Philippines. A $ 2.3 billion transaction funded from an international bank syndicated loan is one of the world's confidence in Indonesia.

The courage of international banks providing large-scale loans to Indonesian companies will not happen if the banks do not believe in the future of Indonesia. That's what makes institutions like Standard & Poor's finally raise Indonesia's rating to 'worthy of investment'.

All these predicates will never matter if we are not able to capitalize them. Interesting investment is not to spread the promises, but make the existing here more willing and willing to expand its business.

IN INDONESIA

Exxon Mobil

Pemerintah berharap produksi minyak Blok Cepu bisa ditingkatkan menjadi 300 ribu barel per hari dari 200 ribu barel sekarang ini. Exxon Mobil sebagai operator berusaha meningkatkan produksi menjadi 220 ribu barel per hari tahun ini. Produksi Blok Cepu menyumbang sekitar 125% produksi minyak nasional.

Kita pantas berharap kepada Blok Cepu karena inilah penemuan minyak terakhir yang paling besar produksinya. Apa yang kita dapatkan sekarang merupakan investasi masa lalu. Hampir 17 tahun waktu dibutuhkan untuk berproduksi sejak eksplorasi dilakukan pada 1999. Bahkan setelah kontrak kerja sama ditandatangani pada 2005, diperlukan waktu lebih dari 10 tahun sampai ladang minyak beroperasi. 

Apa artinya semua ini? Proses persetujuan investasi sampai kemudian bisa benar-benar berjalan di Indonesia sangatlah lamban. Bahkan kelambanan dalam eksekusi di Blok Cepu membuat kita kehilangan peluang emas. Kita tidak menikmati booming harga minyak pada 2011 hanya karena tarik-menarik kepentingan.

Sekarang cadangan minyak baru yang kita miliki sangatlah terbatas. Sekitar 86% sumur minyak yang kita punyai merupakan sumur-sumur tua. Kita membutuhkan eksplorasi baru yang sekarang ini hanya 6%. Eksplorasi penting dilakukan sekarang karena manfaatnya akan bisa dirasakan 15 tahun yang akan datang. Kalau tidak melakukannya sekarang, kita akan menghadapi ancaman kekurangan pasokan energi karena kita tidak mungkin seumur hidup berharap dari Blok Cepu.

Sayangnya, dua kali Satuan Kerja Khusus Migas menawarkan eksplorasi blok migas nyaris tidak ada yang tertarik untuk masuk. Bahkan yang terjadi satu per satu meninggalkan Indonesia. Yang paling mengejutkan ialah mundurnya Exxon Mobil dari Blok Natuna. Kita tentu pantas bertanya, ada apa dengan Indonesia? Mengapa Indonesia bisa berada di urutan 15 terbawah dari 120 negara yang paling menarik untuk investasi migas? Penyebabnya tidaklah satu. Mulai urusan inkonsistensi aturan, pajak, fiskal, proses hukum, hingga penegakan peraturan.

Perusahaan sekelas Chevron pernah kecewa ketika tiba-tiba dikenai branch profit tax sebesar US$ 130 juta, Pemerintah akhirnya menganulir setelah Wakil Presiden AS Mike Pence menyampaikan keberatan kepada Presiden Joko Widodo. Perusahaan minyak Inggris Shell dan Inpex-Jepang, geleng-geleng kepala ketika hasil kajian untuk eksploitasi Blok Masela di intervensi Presiden. 

Sampai sekarang proyek itu berhenti karena pemerintah tidak bisa memberikan kompensasi atas perubahan sistem produksi dari offshore menjadi on-shore. Tepatlah jika Presiden memutuskan menunda penerbitan Paket Kebijakan Ekonomi Ke-16. Lebih baik kita rumuskan dulu kriteria yang lebih jelas dari investasi baru yang diinginkan. Jangan sampai paket kebijakan yang dikeluarkan lagi-lagi berbeda dengan semangat yang terkandung di dalamnya.

Wakil Presiden Jusuf Kalla pernah mengingatkan soal inkonsistensi kita dalam menarik investasi. Kita terlalu lelah melakukan road show keliling dunia untuk menarik orang mau berinvestasi di Indonesia. Namun, perusahaan yang sudah lama menanamkan modal mereka di Indonesia diminta untuk melakukan divestasi. Ini sama dengan mengusir perusahaan asing dari Indonesia.

Sepanjang kita masih bersikap xenofobia seperti ini, tidak pernah ada orang yang mau menanamkan modalnya di Indonesia. Apalagi kalau kita sadari bahwa investasi itu bukan tidak ada risikonya. Seperti eksplorasi minyak, untuk melakukan satu pengeboran dibutuhkan investasi minimal Rp 1 triliun. Pengusaha migas Kelas VVIP, Burhanuddin Maras, berpandangan kita seharusnya mendorong perusahaan asing yang sudah masuk Indonesia untuk menanamkan modal lebih banyak lagi. 

Bahwa kita berharap mendapatkan bagian yang lebih menguntungkan untuk negara, itu pintar-pintarnya pemerintah menegosiasikannya. Sayang, upaya keras kita untuk mendapatkan predikat ‘layak investasi’ dari berbagai lembaga pemeringkat dunia tidak kita optimalkan. 

Pemilik Grup Barito Pacific, Prajogo Pangestu, tidak pernah lupa apa yang disampaikan bos besar Chevron ketika mengambil alih pembangkit listrik panas bumi milik Chevron di Indonesia dan Filipina. Transaksi US$ 2,3 miliar yang didanai dari pinjaman sindikasi bank internasional merupakan salah satu bentuk kepercayaan dunia kepada Indonesia.

Keberanian bank internasional memberikan pinjaman skala besar kepada perusahaan Indonesia tidak akan terjadi kalau bank-bank itu tidak percaya kepada masa depan Indonesia. Itulah yang membuat lembaga seperti Standard & Poor’s pun akhirnya menaikkan peringkat Indonesia menjadi ‘layak investasi'.

Semua predikat itu tidak pernah akan ada artinya kalau kita tidak mampu mengapitalisasikannya. Menarik investasi itu bukan dengan menebar janji-janji, melainkan membuat yang sudah ada di sini lebih betah dan mau mengembangkan usahanya.

Media Indonesia, Page-16, Wednesday, August 23, 2017

PGN Ready to Supply Gas 80 MMBTU Per Day For Lampung Industry

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) is ready to supply 80 million british thermal units per day to industrial areas in Lampung. This makes Lampung as one of the cities ready to welcome investors who want to invest.

Director of PGN Infrastructure and Technology Dilo Seno Widagdo said, not many large industries are developing in Lampung. Currently, gas consumers in this region of the new industrial sector are 23 customers, namely three hotels, three power plants PT PLN, and the crop processing industry. In addition to PLN, gas consumption from other industries is still quite small.

The average gas consumption in Lampung is currently only 22 mmbtu per day. The reason, natural gas still have to compete with other fuels are cheaper, one of them firewood.

"Though our supply capacity can reach 80 mmbtu per day," he said in Jakarta, Monday (21/8).

This condition, making Lampung as a good location to invest. Not only able to guarantee gas supply, PGN also has a reliable gas infrastructure from transmission pipeline to distribution in Lampung. The Company already has a network that passes through three areas that will be used as an industrial area, one of which is in Tanjung Bontang.

"So if any investors want to come, we are ready. Our pipeline is near the industrial park, "Dilo said.

Not only the industry, it is also ready if PLN plans to build a new power plant in Lampung. The availability of PGN gas is expected to supply the needs of gas power plants up to 200 megawatt (MW) capacity. PGN currently supplies an average gas of around 20 mmbtu per day for three PLN power plants with a total capacity of 160 MW

"But it depends on whether PLN wants to build a power plant or not. But we are ready for infrastructure if PLN wants to build in the location we have designed, "said Dilo.

The gas source for Lampung region comes from gas field in South Sumatera. However, as a reserve, PGN also operates a floating storage and regasification unit (FSRU) in Lampung. The main purpose of building LNG receiving terminal in Lampung is to meet the gas needs in Lampung, Banten, West Java, and surrounding areas.

Not only that, as a Natural Gas BUMN, PGN was also given the responsibility to build a natural gas network for households in Bandar Lampung, Lampung Province.

IN INDONESIA

PGN Siap Pasok Gas 80 MMBTU Per Hari Untuk Industri Lampung

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) siap memasok gas sebesar 80 juta british thermal unit per hari untuk kawasan industri di Lampung. Hal ini menjadikan Lampung sebagai salah satu kota yang siap menyambut investor yang ingin menanamkan modal.

Direktur lnfrastruktur dan Teknologi PGN Dilo Seno Widagdo mengatakan, belum banyak industri besar yang berkembang di Lampung. Saat ini, konsumen gas di wilayah ini dari sektor industri baru sebanyak 23 pelanggan, yakni tiga hotel, tiga pembangkit listrik PT PLN, serta industri pengolahan hasil bumi. Selain PLN, konsumsi gas dari industri lain masih cukup kecil.

Rata-rata konsumsi gas di Lampung saat ini hanya sebesar 22 mmbtu per hari. Pasalnya, gas bumi masih harus bersaing dengan bahan bakar lain yang lebih murah, salah satunya kayu bakar.

“Padahal kemampuan pasok kami bisa sampai 80 mmbtu per hari,” kata dia di Jakarta, Senin (21/8).

Kondisi ini, menjadikan Lampung sebagai lokasi yang bagus untuk berinvestasi. Tidak hanya mampu menjamin pasokan gas, PGN juga memiliki infrastruktur gas yang handal dari pipa transmisi hingga distribusi di Lampung. Perseroan telah memiliki jaringan yang melewati tiga wilayah yang akan dijadikan kawasan industri, salah satunya di Tanjung Bontang. 

“Jadi kalau ada investor mau datang, kami siap. Jalur pipa kami ada di dekat kawasan industri,” tutur Dilo.

Tidak hanya industri, pihaknya juga siap jika PLN berencana membangun pembangkit listrik baru di Lampung. Ketersediaan gas PGN diperkirakannya bisa memasok kebutuhan gas pembangkit listrik hingga kapasitas 200 megawatt (MW). Saat ini PGN memasok gas rata-rata sekitar 20 mmbtu per hari untuk tiga pembangkit listrik PLN dengan total kapasitas 160 MW

“Tetapi itu tergantung PLN mau membangun pembangkit listrik atau tidak. Tetapi kami sudah siap infrastrukturnya seandainya PLN ingin membangun di lokasi yang sudah kami rancang,” kata Dilo.

Sumber gas untuk wilayah Lampung ini berasal dari lapangan gas di Sumatera Selatan. Namun, sebagai cadangan, PGN juga mengoperasikan unit penampungan dan regasifikasi terapung (floating storage and fegasmcation unit/FSRU) di Lampung. Tujuan utama pembangunan terminal penerima LNG di Lampung ini adalah untuk memenuhi kebutuhan gas di wilayah Lampung, Banten, Jawa Barat, dan sekitarnya.

Tidak hanya itu, sebagai BUMN Gas Bumi, PGN juga diberikan tanggung jawab untuk membangun jaringan gas bumi untuk rumah tangga di Bandar Lampung, Provinsi Lampung.

Investor Daily, Page-15, Wednesday, August 23, 2017