Termination Block Decided December

The government will decide the fate of a new contract for the eight oil and gas blocks whose Contract will expire or terminate in December 2017.

The government will evaluate proposals presented by PT Pertamina and its current contractors. The eight-block oil and gas contracts will expire in 2018. In early 2018, the government commissioned eight oil and gas blocks that had expired to Pertamina.

However, the contractors who are currently operators of the blocks are still given the opportunity to re-manage the work area. The eight working areas assigned to Pertamina are Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Ogan Komering Block, South Sumatra (JOB Pertamina-Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (VICO), Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited).

In addition, Central Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie), Attaka Block, East Kalimantan (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron), and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina). Of the eight blocks, Pertamina's commitment must be pitted with existing contractors on the Tuban Block, SES Block, Ogan Komering, and Sanga-Sanga Blocks. Meanwhile, the NSO Block will be managed integrated with the North Sumatra B Block (NSB), while the Central Block will be integrated with the Mahakam Block.

Oil and Gas Block

Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial said that it still opens opportunities for contractors to get involved in managing the work area after the contract expires.

Pertamina's plan and activities to manage the eight blocks of oil and gas will be pitted against the contractors who currently still manage the blocks.

According to him, if the current contractor's offer is more attractive in terms of efforts to maintain production and investment levels, the government can provide contract extension to the operator. However, the government will decide it after evaluation and listen to Pertamina's opinion about the management proposal of the blocks. If Pertamina's offer is more attractive, the government will give the company the right to manage it.

In January 2017, ESDM Minister Ignasius Jonan has assigned Pertamina to manage eight working areas which will expire in contract with the scheme of gross split share contract.

"The deadline in December 2017, can already call Pertamina President Director Elia Massa Manik."

You drilled one, the existing contractor drilled ten wells, if Pertamina President Director Elia Massa Manik said I want ten, its OK, Pertamina [got the right to manage], "he said on Tuesday (21/11).

Based on data from SKK Migas, per quarter lll / 2017, the realization of production of Tuban Block managed by Pertamina with Petro-China amounted to 3,781 barrel oil equivalent per day / boepd with a 0% production decrease rate.

The production of CNOOC operated CNOOC Block is 52,944 boepd with the rate of production decrease 4%. The Sanga-Sanga Block operated by VICO still produces 40,572 boepd of oil and gas with a 25% decline in production.

The Ogan Komering block managed by Pertamina and Talisman still produces 3,212 boepd of oil and natural gas and a production rate of 4%. Meanwhile, the government is still preparing a special auction for East Kalimantan Block and Attaka Block. The government will auction off both blocks by early 2018.

Both blocks will be auctioned as Pertamina has declared no interest to take over the two working areas. Pertamina argued that the two blocks did not meet the economics scale because there is a burden to conduct post-mining activities or abandonment site restoration (ASR). The reason, in the contract valid until 2018 has not set the obligation to set aside funds to conduct ASR.

On the other hand, to date, the government has no regulation governing ASR's obligations on old contracts.

"These two oil and gas blocks will be auctioned openly and in process. We make a document offer and we all will open auction. Beginning in 2018, "said Ego.

Previously, Pertamina Upstream Director of Syamsu Alam said that his party had submitted a proposal for the management plan of six oil and gas blocks that would expire the contract. It also awaits the government's decision whether the company gets a green light to manage the six blocks.

In particular, the Sanga-Sanga Block, President Director of Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan mentioned, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. it still wants the rights to manage on a new contract. Therefore, he said, if Pertamina does not want to control 100% participation rights on the block, it wants to continue Sanga-Sanga management.

TAX GROSS SPLIT

In the meantime, the Government Regulation on Taxation in the Gross Split Revenue Scheme has reached the finalization stage. Director General of Budget at the Ministry of Finance Askolani said that the regulation is still being re-evaluated by the Ministry of Energy and Mineral Resources (FFA) and the Directorate General of Taxation.

"It is still the final check between ESDM, Directorate General of Taxes, and BKF" he said on Wednesday (22/11).

He said, it still has not calculated how much potential will be included in non tax revenue (PNBP) by using gross split scheme in oil and gas block management.

According to him, although the government will use the gross profit-sharing scheme, the potential for tax revenue and non-tax revenues will be balanced. Head of Fiscal Policy Office Suahasil Nazara said, there are three main principles in the preparation of the gross split tax regulation.

First, taxation is intended to encourage the oil and gas industry.

"I told the tax friends do not raised taxes in front. Later if the industry exists, it will automatically appear taxes, taxes will appear once the contractor has lifting (oil and gas production). So, state revenue spur tax economic growth is there, "he said.

Second, this regulation provides legal certainty. Some of the terms in the production sharing contract with the cost recovery scheme are still in the gray area causing uncertainty.

Third, the regulation is simple so as not to bother oil and gas contractors.

Earlier, Vice Minister of Finance Mardiasmo said, with the scheme for the gross split, tax revenue is potentially declining. However, the decline in oil and gas tax will be offset by PNBP which is believed to be increasing.

He added, with the gross split scheme, the income tax rate decreased from 35% to 25%. In addition, if activities are still in the indirect tax exploration stage will be eliminated as fiscal incentives.

IN INDONESIA

Blok Terminasi Diputuskan Desember

Pemerintah akan memutuskan nasib kontrak baru untuk kedelapan blok  minyak dan gas bumi yang Kontraknya akan berakhir atau terminasi paada Desember 2017.

Pemerintah akan mengevaluasi proposal yang disodorkan PT Pertamina dan kontraktor saat ini. Kontrak delapan blok migas itu akan berakhir pada 2018. Pada awal 2018, pemerintah menugaskan delapan blok migas yang telah berakhir- kontraknya kepada Pertamina.

Namun, kontraktor yang saat ini menjadi operator blok-blok itu masih diberikan kesempatan untuk mengelola kembali wilayah kerja itu.  Delapan wilayah kerja yang ditugaskan kepada Pertamina yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChlna East Java), Blok Ogan Komering, Sumatra Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (VICO), Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited).

Selain itu, Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie), Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron), dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina). Dari delapan blok itu, komitmen Pertamina harus diadu dengan kontraktor existing pada pengelolaan Blok Tuban, Blok SES, Ogan Komering, dan Blok Sanga-Sanga. Sementara itu, Blok NSO akan dikelola terintegrasi dengan Blok North Sumatra B (NSB), sedangkan Blok Tengah akan diintegrasikan dengan Blok Mahakam.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial mengatakan bahwa pihaknya masih membuka kesempatan kepada para kontraktor untuk ikut terlibat dalam pengelolaan wilayah kerja tersebut setelah kontrak berakhir.

Rencana kegiatan dan komitmen Pertamina untuk mengelola delapan blok migas tersebut akan diadu dengan para kontraktor yang saat ini masih mengelola blok-blok tersebut.

Menurutnya, bila tawaran kontraktor saat ini lebih menarik dalam hal upaya menjaga tingkat produksi dan investasi, pemerintah bisa memberikan perpanjangan kontrak kepada operator tersebut. Namun, pemerintah akan memutuskan hal itu setelah evaluasi dan mendengarkan pendapat Pertamina tentang proposal pengelolaan blok-blok tersebut. Jika penawaran Pertamina lebih menarik, pemerintah akan memberikan hak kelola kepada perseroan itu.

Pada Januari 2017, Menteri ESDM Ignasius Jonan telah menugaskan kepada Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya dengan skema kontrak bagi hasil kotor atau gross split.

“Batas waktunya pada Desember 2017, sudah bisa memanggil Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik."

Anda ngebor satu, kontraktor existing mengebor sepuluh sumur, kalau Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik bilang, saya mau sepuluh, its OK, Pertamina [mendapat hak kelola],” ujarnya, selasa (21/11).

Berdasarkan data SKK Migas, per kuartal lll/2017, realisasi produksi Blok Tuban yang dikelola Pertamina bersama Petro-China sebesar 3.781 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) dengan laju penurunan produksi 0%. 

Produksi Blok SES yang dioperasikan CNOOC sebanyak 52.944 boepd dengan laju penurunan produksi 4%. Blok Sanga-Sanga yang dioperatori VICO masih menghasilkan migas sebanyak 40.572 boepd dengan laju penurunan produksi 25%.

Blok Ogan Komering yang dikelola Pertamina dan Talisman masih menghasilkan minyak dan gas bumi sebanyak 3.212 boepd dan laju penunman produksi 4%. Sementara itu, pemerintah masih menyiapkan lelang khusus untuk Blok East Kalimantan dan Blok Attaka. Pemerintah akan melelang kedua blok itu pada awal 2018.

Kedua blok itu akan dilelang karena Pertamina telah menyatakan tidak berminat untuk mengambil alih kedua wilayah kerja itu. Pertamina beralasan kedua blok itu tidak memenuhi skala keekonomian karena terdapat beban untuk melakukan kegiatan pasca tambang atau abandonment site restoration (ASR). Pasalnya, pada kontrak yang berlaku hingga 2018 belum diatur kewajiban untuk menyisihkan dana untuk melakukan ASR. 

Di sisi lain, hingga saat ini, pemerintah tidak memiliki regulasi yang mengatur tentang kewajiban ASR pada kontrak-kontrak lama.

“Dua blok migas ini akan dilelang dengan sustem terbuka dan sedang berproses. Kita buat penawaran dokumen dan semuanya kita akan lelang terbuka. Awal tahun 2018,” kata Ego.

Sebelumnya Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa pihaknya telah menyampaikan proposal untuk rencana pengelolaan enam blok migas yang akan habis kontrak. Pihaknya pun menanti keputusan pemerintah apakah perseroan mendapat lampu hijau untuk mengelola enam blok tersebut.

Sementala itu, khusus Blok Sanga-Sanga, Presiden Direktur Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan menyebut, anak perusahaan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. itu masih menginginkan hak kelola pada kontrak baru. Oleh karena itu, dia menuturkan, bila Pertamina tidak ingin menguasai 100% hak partisipasi pada blok itu, pihaknya ingin melanjutkan pengelolaan Sanga-Sanga.

PAJAK GROSS SPLIT

Sememara itu, Peraturan Pemerintah tentang Perpajakan dalam Skema Bagi Hasil Gross Split sudah mencapai tahap finalisasi. Direktur Jenderal Anggaran Kementerian Keuangan Askolani mengatakan bahwa saat ini regulasi itu masih dievaluasi kembali oleh Kementerian ESDM, Badan Kebijakan Fiskal (BKF) dan dan Ditjen Pajak.

“Ini masih dicek final antara ESDM, Ditjen Pajak, dan BKF” katanya, Rabu (22/11).

Dia menuturkan, pihaknya masih belum menghitung berapa potensi yang akan masuk dalam pendapatan negara bukan pajak (PNBP) dengan menggunakan skema bagi hasil kotor (gross split) dalam pengelolaan blok migas.

Menurutnya, meskipun pemerintah akan menggunakan skema bagi hasil kotor, potensi penerimaan yang masuk dalam pajak dan PNBP dipastikan akan seimbang. Kepala Badan Kebijakan Fiskal Suahasil Nazara menuturkan, ada tiga prinsip utama dalam penyusunan peraturan pajak gross split.

Pertama, perpajakan dimaksudkan untuk mendorong industri migas. 

“Saya bilang ke teman-teman pajak jangan dimunculkan pajak di depan. Nanti kalau industri ada, itu akan muncul secara otomatis pajaknya, pajak akan muncul begitu kontraktor ada lifting (produksi migas). Jadi, penerimaan negara memacu pertumbuhan ekonomi pajaknya ada di situ,” ujarnya.

Kedua, regulasi ini memberi kepastian hukum. Beberapa hal dalam kontrak bagi hasil dengan skema pengembalian biaya produksi (cost recovery) masih di wilayah abu-abu sehingga menimbulkan ketidakpastian. 

Ketiga, regulasi itu bersifat sederhana sehingga tidak merepotkan kontraktor migas.

Sebelumnya, Wakil Menteri Keuangan Mardiasmo mengatakan, dengan adanya skema bagi hasil gross split tersebut, penerimaan pajak memang berpotensi menurun. Namun, penurunan pajak migas akan diimbangi dari PNBP yang diyakini bakal bertambah.

Dia menambahkan, dengan skema gross split, tarif PPh turun dari 35% menjadi 25%. Selain itu, jika kegiatan masih dalam tahap eksplorasi pajak tidak langsung akan dihilangkan sebagai insentif fiskal. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Nov 23, 2017

Pertamina EP Successfully Disbursed Wells Offshore

PT Pertamina EP through Pertamina EP Asset 4 operational unit in Poleng Field successfully completed drilling of POL-N2 well. POL-N2 well work is an offshore drilling prime PT Pertamina EP Drilling located off the coast of the Java Sea for 47 days using an Ensco 67 rig with a depth of 8,696 feet.

This is a horizontal type of exploitation drilling. The success of offshore POL-N2 well drilling can be safely resolved with production exceeding the target of 744 barrels per day (bpd) and 1.07 million cubic feet per day (mmscfd).

The drilling of POL-N 2 wells originally budgeted amounted to approximately US33 15.5 million. However, the realization of the cost can be reduced to about US $ 11.6 million. In addition to drilling at the POL-N2 well, Pertamina EP Asset 4 also succeeded in drilling the TPN-4 well located in Dusun Tapen, Tuban, East Java.

There the company got a new production with an oil bladder test of about 250 bpd on a 40/64 pinch. The drilling budget is around US $ 4.2 million. Didik Susilo, Asset 4 General Manager of Pertamina EP explained that the success of drilling in these two locations brought Asset 4 to achieve production of 120.3% of the 2017 target of 12,255 bph.

"So the cumulative production as of November 11, 2017 reached 14,744 bpd and gas production reached 157.19 mmscfd," he said in a press release on Wednesday (22/11).

IN INDONESIA

Pertamina EP Berhasil Ngebor Sumur di Offshore

PT Pertamina EP melalui unit operasional Pertamina EP Asset 4 di Poleng Field, berhasil menyelesaikan pengeboran Sumur POL-N2. Pengerjaan sumur POL-N2 merupakan pengeboran perdana offshore PT Pertamina EP Pengeboran yang terletak di lepas pantai Laut Jawa dilakukan selama 47 hari menggunakan rig Ensco 67 dengan kedalaman 8.696 kaki.

Rig Ensco 67

Ini merupakan pengeboran eksploitasi dengan jenis horizontal. Keberhasilan pemboran offshore sumur POL-N2 dapat diselesaikan secara aman dengan hasil produksi melebihi target sebesar 744 barel per hari (bph) dan gas 1,07 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Pemboran sumur POL-N 2 yang semula dianggarkan sebesar sekitar US33 15,5 juta. Namun, realisasi biaya mampu ditekan menjadi sekitar US$ 11,6 juta. Selain melakukan pengeboran pada sumur POL-N2, Pertamina EP Asset 4 juga berhasil mengebor Sumur TPN-4 yang berlokasi di Dusun Tapen, Tuban, Jawa Timur. 

Di Sana perusahaan mendapat produksi baru dengan hasil uji kandung minyak sekitar 250 bph pada jepitan 40/64. Anggaran pengeboran sekitar US$ 4,2 juta. Didik Susilo, Asset 4 General Manager Pertamina EP menjelaskan dengan keberhasilan pengeboran di dua lokasi ini membawa Asset 4 mencapai produksi 120,3% dari target tahun 2017 sebesar 12.255 bph. 

"Jadi kumulatif produksi per tanggal 11 November 2017 mencapai 14.744 bph dan produksi gas mencapai 157.19 mmscfd," kata dia dalam siaran pers, Rabu (22/11).

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

PGN Benefits Revision of EMR Regulation No. 19/2009

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) considers that the revision plan of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 19/2009 on Gas Pipe Business Activities will benefit this company. The revision shall divide the territory of the exclusive distribution channel to the enterprise.

For the new distribution channel area, the government plans to grant exclusive management rights for 30 years and the existing territory for 15 years. In addition, the government will provide gas supply guarantees.

Head of Marketing and Product Development Division of PGN Adi Munandir explained that the revision of Ministerial Regulation 19 of 2009 to improve the natural gas trading system, prevent duplication, and divide equality of players downstream gas sector.

According to him, the best point of the revision is the determination of a particular distribution channel area. The region will be managed exclusively for 30 years by a business entity that has the best capacity in infrastructure provision and provides it to all consumers including household and Gas Fuel Filling Station (SPBG).

"PGN with our existing area has a number of pipes up to 80,000 km. It becomes exclusive areas of PGN, "he said, Wednesday (22/11).

According to him, a business entity may develop infrastructure, develop a network in its own territory, exclusively without being disturbed. In this way PGN can expand demand, infrastructure everywhere calmly, given the allocation by the government and exclusive rights.

IN INDONESIA

PGN Diuntungkan Revisi Peraturan Menteri ESDM No 19/2009

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) menilai, rencana revisi Peraturan Menteri ESDM Nomor 19/2009 tentang Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa akan menguntungkan perusahaan ini. Revisi tersebut akan membagi wilayah jalur distribusi eksklusif kepada badan usaha.

Untuk wilayah jalur distribusi baru, pemerintah berencana  memberikan hak eksklusif mengelola selama 30 tahun dan wilayah eksisting selama 15 tahun. Selain itu, pemerintah akan memberikan jaminan pasokan gas.

Head of Marketing and Product Development Division PGN Adi Munandir menjelaskan, revisi Peraturan Menteri 19 tahun 2009 untuk memperbaiki tata niaga gas bumi, mencegah duplikasi, dan membagi kesetaraan pemain sektor hilir gas. 

Menurut dia, poin paling bagus dari revisi itu adalah penetapan wilayah jalur distribusi tertentu. Wilayah itu akan dikelola secara eksklusif selama 30 tahun oleh badan usaha yang memiliki kemampuan paling baik dalam penyediaan infrastruktur dan menyediakannya untuk semua konsumen termasuk rumah tangga dan Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG).

“PGN dengan wilayah eksisting kami memiliki jumlah pipa sampai 80.000 km. Itu jadi wilayah-wilayah eksklusif PGN," kata dia, Rabu (22/11).

Menurut dia, suatu badan usaha boleh mengembangkan infrastruktur, mengembangkan jaringan di wilayahnya sendiri, eksklusif tanpa diganggu. Dengan cara ini PGN bisa melakukan mengembangkan permintaan, infrastruktur kemana-mana dengan tenang, karena diberikan alokasi oleh pemerintah dan hak eksklusif.

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

Do not Impose KKKS Using Gross Split

Upstream Oil and Gas Investment from January to September 2017 only reached US $ 6.74 billion, or still 54 percent of this year's target of US $ 12.85 billion. The weakening of the oil and gas industry is investing because policies change frequently.

The policy uncertainty issued by the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) caused the upstream oil and gas industries to be unattractive. Even oil and gas investment is declining.

According to Energy Observer Pri Agung Rakhmanto, the core issue of the upstream oil and gas climate is not conducive to the rule of the game which is often uncertain, in the sense of often out of sync with existing contracts. Plus the permissions are numerous.

Moreover, in the affairs of the oil and gas block auction, the problem of raw data is also a barrier to investment in the upstream sector of oil and gas. The government should always focus on solving both problems and do not add problems by issuing new rules such as gross split.

"Practically this past year our energy has been spent solely on gross split, which is not the answer to the problem, but it adds to the problem with uncertainty," Pri Agung

(22/11).

The impact of uncertainty on the oil and gas investment climate is not only the picture of this year's block auction. But according to Pri Agung also seen from mininmya oil and gas exploration investment.

Based on data from SKK Migas, upstream oil and gas investment from January 2017-September 2017 (update) amounted to US $ 6.74 billion or only 54% of this year's target.

The investment consists of investment exploitation block which reached US $ 6.18 billion. The investment for exploration block is only US $ 560 million. The most fair indicator in assessing whether or not a conducive investment climate is conducive is how interested the industry is to explore. Gross split, in this case, is not suitable for exploration blocks, because of risks and high uncertainty, "he explained.

So Pri Agung appealed to the government not to impose the scheme of contract for the gross split result into obligation to be applied by KKKS.

"Instead, the government should be able to give KKKS the freedom to choose the profit sharing contract that best suits the oil and gas field managed," he said.

IN INDONESIA

Jangan Paksakan KKKS Menggunakan Gross Split

Investasi Hulu Migas Januari-September 2017 hanya mencapai US$ 6,74 miliar, atau masih 54% dari target tahun ini US$ 12,85 miliar. Melemahnya industri migas berinvestasi karena kebijakan sering berubah.

Ketidakpastian kebijakan yang dikeluarkan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyebabkan industri hulu migas tidak menarik. Bahkan investasi migas mengalami kemunduran.

Menurut Pengamat Energi Pri Agung Rakhmanto, permasalahan inti iklim hulu migas tidak kondusif adalah aturan main yang sering tidak pasti, dalam arti sering tidak sinkron dengan kontrak yang sudah ada. Ditambah perizinan sangat banyak.

Terlebih lagi dalam urusan lelang blok migas, masalah data yang masih mentah juga jadi penghalang investasi masuk di sektor hulu migas. Mestinya sejak dulu pemerintah fokus membereskan kedua masalah tersebut dan jangan menambah permasalahan dengan mengeluarkan aturan-aturan baru seperti gross split.

"Praktis satu tahun terakhir ini energi kita dihabiskan hanya mengurusi dan membicarakan gross split, yang ternyata bukan jawaban atas permasalahan yang ada, tetapi justru menambah permasalahan yang ada dengan ketidakpastian yang ditimbulkan," kata Pri Agung

(22/11).

Dampak ketidakpastian terhadap iklim investasi migas tidak hanya gambaran dari lelang blok tahun ini. Tetapi menurut Pri Agung juga terlihat dari mininmya investasi eksplorasi migas.

Berdasarkan data SKK Migas, jumlah investasi hulu migas dari Januari 2017-September 2017 (update) sebesar US$ 6,74 miliar atau hanya mencapai 54% dari target tahun ini.

Investasi tersebut terdiri dari investasi blok eksploitasi yang mencapai US$ 6,18 miliar. Sementara investasi untuk blok eksplorasi hanya US$ 560 juta. Indikator paling fair di dalam menilai tertarik tidaknya atau kondusif tidaknya iklim investasi adalah seberapa tertarik industri itu melakukan eksplorasi. Gross split, dalam hal ini, tidak cocok untuk blok eksplorasi, karena risiko dan ketidakpastian tinggi," terang dia.

Makanya Pri Agung menghimbau kepada pemerintah agar tidak memaksakan skema kontrak bagi hasil gross split menjadi kewajiban untuk diterapkan oleh KKKS. 

"Justru pemerintah seharusnya bisa memberikan kebebasan bagi KKKS untuk memilih kontrak bagi hasil yang paling sesuai dengan lapangan migas yang dikelola," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

Drill 5 Wells in Sidayu

Saka Accelerate Block Pangkah

PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara (PGN), finally obtained the approval of Sidayu field development in Pangkah Block, Gresik, at the beginning of this November.

President Director of Saka, Tumbur Parlindungan said, with the approval of Plan of Development (PoD), the company will accelerate the development. He targets, the field can be produced by the end of 2018.

"The target is 2018 end of production or early 2019," he said at the ESDM Ministry Office on Tuesday (21/11) "

Currently under the stage of Front End Engineering Design (FEED). The plan, infrastructure development will begin in 2018.

"Sudan begins development now, after next year's FEED builds two platforms," ​​he explained.

Saka targets to drill five wells in Sidayu field with an average oil and gas production estimated at 10,000 barrels of oil equivalent per day [BOEPD]. Although it has not yet been decided in final but development, Sidayu Field requires a company fund of at least 50 million US dollars.

"Investments again counted about 50 million US dollars - 100 million US dollars is just development," said Tumbur.

Tumbur revealed the seriousness of Saka in developing Sidayu field as one of the field in Pangkah Block is expected to give big contribution to the company's production.

Currently, the company's average production reaches 57,000 BOEPD. This realization will continue to be improved as the development in several blocks is being done in Block Pangkah. In addition to Sidayu field that is prepared to produce there is Ujung Pangkah field that has been in production first.

IN INDONESIA

Mengebor 5 Sumur di Sidayu

Saka Percepat Blok Pangkah

PT Saka Energi Indonesia anak usaha PT Perusahaan Gas Negara (PGN) akhirnya memeroleh persetujuan pengembangan lapangan Sidayu di Blok Pangkah, Gresik, pada awal bulan November ini.

Direktur Utama Saka, Tumbur Parlindungan mengatakan, dengan disetujuinya Plan of Development (PoD), perusahaan akan melakukan percepatan pengembangan. Dia menargetkan, lapangan tersebut bisa berproduksi pada akhir tahun 2018. 

“Targetnya 2018 akhir produksi atau 2019 awal," katanya di Kantor Kementerian ESDM, Selasa (21/11)"

Saat ini sedang dilakukan tahapan Front End Engineering Design (FEED). Rencananya, pembangunan infrastruktur akan dimulai pada tahun 2018. 

"Sudan dimulai sekarang development, setelah FEED tahun depan membangun dua platform," paparnya.

Saka menargetkan mengebor lima sumur di lapangan Sidayu dengan produksi migas rata-rata diperkirakan mencapai 10.000 barel oil equivalen per day [BOEPD). Meskipun belum diputuskan secara final namun pengembangan, Lapangan Sidayu ini membutuhkan dana perusahaan minimal 50 juta dollar AS. 

"lnvestasi lagi dihitung sekitar 50 juta dollar AS - 100 juta dollar AS itu development saja," ujar Tumbur.

Tumbur mengungkapkan keseriusan Saka dalam mengembangkan lapangan Sidayu sebagai salah satu lapangan di Blok Pangkah ini diharapkan memberikan kontribusi besar ke produksi perusahaan.

Saat ini, rata-rata produksi perusahaan mencapai 57.000 BOEPD. Realisasi ini akan terus ditingkatkan seiring pengembangan di beberapa blok yang sedang dilakukan yakni di Blok Pangkah. Selain lapangan Sidayu yang dipersiapkan untuk berproduksi terdapat lapangan Ujung Pangkah yang sudah terlebih dulu berproduksi. 

Surya, Page-3, Thursday, Nov 23, 2017

Wait for Government Regulation, Oil and Gas Block Auction Will Be Delayed again

The government for the third time again extended the auction period of oil and gas blocks in the first phase of 2017 until the end of the year. The auction closing was postponed as it is still awaiting the release of the Government Regulation on taxation of oil and gas contracts of gross split scheme to provide investment certainty for investors.

Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial said the actual response of investors to the auction of oil and gas blocks of 2017 period is quite good.

To date, there are 20 tender documents accessed for the supply of 10 conventional oil and gas blocks and two auction documents for five unconventional oil and gas blocks. But the end they (investors) are waiting for the assurance of Government Regulation gross split taxes, need legal rules. So [auction] will be delayed until 31 December, "he said at a press conference in Jakarta on Tuesday (21/11).

He explained that there is no difference in auction deadline for conventional and non-conventional oil and gas blocks, as well as through direct bids and regular auctions. The retrieval of oil and gas blocks auction document is extended to 24 December. Furthermore, the submission limits of tender documents shall be until 31 December 2017.

With this withdrawal, the government has already extended the third auction of the first phase of the 2017 oil and gas block. When it was announced in May, the deadline for an auction of oil and gas blocks of direct bidding schemes was set on July 19. 

      However, the government extended the period for the submission of tender documents to 14 September for the auction of unconventional oil and gas blocks and 18 September for the conventional oil and gas block auction.

As for the regular auction, since the first announced there is no change in the deadline for the submission of documents, ie on 3 October. However, in September, the government again extended the auction of oil and gas blocks.

    The government sets the limit on access of documents at the latest November 20 and the submission of documents on November 27, for both regular and unconventional direct and regular bidding auctions and oil and gas blocks.

The block auctioned, by the government there are 15 oil and gas blocks, 10 conventional oil and gas blocks and five non-conventional oil and gas blocks. A total of 10 blocks of oil and gas have the potential of oil reserves of about 830 million barrels and 22 trillion cubic feet of gas. While oil potential for five non-conventional oil and gas blocks is about 640 million barrels and 17 trillion cubic feet of gas.

For conventional oil and gas block auctioned through direct offer are Andaman I and Iaman Block II offshore Aceh, South Tuna offshore Natuna, Merak Lampung offshore and Banten-Lampung mainland, Pekawai offshore East Kalimantan, West Yamdena offshore and the Maluku mainland, and Kasuri III in West Papua.

While offered with regular auctions namely Block Tongko offshore Natuna, East Tanimbar off the coast of Maluku, and Mamberano on the mainland and off Papua monitor.

Furthermore, three unconventional oil and gas blocks are tendered through direct offerings namely MNK Jambi I in Jambi, MNK II in Jambi and Sumatra, and GMB West Air Komering in South Sumatra. Finally, GMB Raja and GMB Bungamas in South Sumatra are offered through regular auctions.

With the delay of this first phase of auction, then the second phase of the oil and gas block supply will also be postponed. Because the second stage auction will be announced after the first stage auction closed.

"The second-stage auction planned in November, automatically adjusted to mid or late January," he said.

Secretary Board of Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan said the extension of the auction of oil and gas blocks is reasonable. Because the Government Regulation detailing the tax treatment for oil and gas contract scheme gross split has not come out. Meanwhile, all new oil and gas contracts are required to use this scheme.

"So this extension gives an opportunity to investors to get certainty. If the Government Agreement has been approved, we expect investors to be able to evaluate and make business decisions, "he said.

Government Regulation of Gross Split Tax Regarding the progress of Peratruan Government's creation of taxation on gross split contracts, the government is still waiting for permission from the Head of State to issue this regulation. Both ESDM Minister Ignatius Jonan and Finance Minister Sri Mulyani both have applied for this permission to the President. Unfortunately, both have not received an answer.

If it has obtained this permit, it will accelerate the issuance of this tax bribe. The harmonization stage and discussion in the Inter-ministerial Committee (PAK) will be accelerated.

"So the estimated time of December 31 (auction limit) is realistic," he stated.

He said there was no change of content in the Government Regulation of the gross split tax. Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said, this Government Regulation will provide incentives for oil and gas companies. 

     During the exploration period, oil and gas companies will be exempt from UN and Import Duty. Likewise for indirect taxes, oil and gas companies will not be subject to exploration, ie from the approval of the plan of development (POD) to the first oil production.

"After that (from first oil to break even point / BEP), if the economy is not enough, then compensated with split," said

Arcandra.

The economic level of this project is based on the calculations made during the compilation of POD. Not only that, investors will also get the facility of deferring tax loss carry forward 10 years. This is because at the beginning of the oil and gas project, oil and gas companies have not yet earned revenue from the project. Furthermore, all expenses incurred until the first drops of oil are produced will be tax deductions for up to 10 years.

Ronald appreciated the government's continued involvement and incorporated proposals from the IPA on the Government Regulation of the Gross Split Tax. It's just that his party hopes, when the regulation is out, planning implementation of this regualsi can be clarified.

"So the time applied can be more transparent to all parties," he said.

IN INDONESIA

Tunggu Peraturan Pemerintah, Lelang Blok Migas Kembali Ditunda

Pemerintah untuk ketiga kalinya kembali memperpanjang masa lelang blok minyak dan gas bumi tahap pertama 2017 hingga akhir tahun. Penutupan lelang ditunda karena masih menunggu keluarnya Peraturan Pemerintah tentang perpajakan kontrak migas skema gross split untuk memberikan kepastian investasi bagi investor.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial mengatakan, sebenarnya respons investor atas lelang blok migas periode 2017 ini cukup baik.

Hingga saat ini, terdapat 20 dokumen lelang yang diakses untuk penawaran 10 blok migas konvensional dan dua dokumen lelang untuk lima blok migas nonkonvensional. Tetapi ujungnya mereka (investor) menunggu kepastian Peraturan Pemerintah pajak gross split, butuh legal aturannya. Jadi [lelang] kamj tunda sampai 31 Desember,” kata dia dalam jumpa pers di Jakarta, Selasa (21/11).

Dijelaskannya, tidak ada perbedaan batas waktu lelang bagi blok migas konvensional dan nonkonvensional, maupun yang melalui penawaran langsung dan lelang reguler. Pengambilan dokumen lelang blok migas diperpanjang hingga 24 Desember. Selanjutnya batas pemasukan dokumen lelang diberi waktu hingga 31 Desember 2017.

Dengan pengunduran ini, pemerintah sudah kali ketiga memperpanjang masa lelang blok migas tahap pertama 2017. Ketika diumumkan dibuka pada Mei lalu, batas waktu lelang blok migas skema penawaran langsung ditetapkan pada 19 Juli. 

      Namun, kemudian pemerintah memperpanjang masa pemasukkan dokumen lelang menjadi 14 September untuk lelang blok migas nonkonvensional dan 18 September untuk lelang blok migas konvensional. 

Sementara untuk lelang reguler, sejak pertama diumumkan tidak ada perubahan batas waktu pemasukkan dokumen, yakni pada 3 Oktober. Tetapi, pada September lalu, pemerintah kembali memperpanjang masa lelang blok migas. 

     Pemerintah menetapkan batas akses dokumen paling Iambat 20 November dan pemasukkan dokumen pada 27 November, baik bagi lelang penawaran langsung dan reguler maupun blok migas konvensional dan nonkonvensional.

Adapun blok yang dilelang, oleh pemerintah tercatat terdapat 15 blok migas, 10 blok migas konvensional dan lima blok migas non-konvensional. Sebanyak 10 blok migas konvensional ini memiliki potensi cadangan minyak sekitar 830 juta barel dan gas 22 triliun kaki kubik. Sementara potensi minyak untuk lima blok migas nonkonvensional sekitar 640 juta barel dan gas 17 triliun kaki kubik.

Untuk blok migas konvensional yang dilelang melalui penawaran langsung adalah Blok Andaman I dan Andaman II di lepas pantai Aceh, South Tuna di lepas pantai Natuna, Merak Lampung di lepas pantai dan daratan Banten-Lampung, Pekawai dilepas pantai Kalimantan Timur, West Yamdena di lepas pantai dan daratan Maluku, dan Kasuri III di Papua Barat.

Sementara yang ditawarkan dengan lelang reguler yakni Blok Tongko di lepas pantai Natuna, East Tanimbar di lepas pantai Maluku, dan Mamberano di daratan dan lepas pantau Papua.

Selanjutnya, tiga blok migas nonkonvensional dilelang melalui penawaran Iangsung adalah MNK Jambi I di Jambi, MNK II di Jambi dan Sumatera, serta GMB West Air Komering di Sumatera Selatan. Terakhir, GMB Raja dan GMB Bungamas di Sumatera Selatan ditawarkan melalui lelang reguler.

Dengan ditundanya lelang tahap pertama ini, maka penawaran blok migas tahap kedua juga akan ditunda. Pasalnya, lelang tahap kedua akan diumumkan setelah lelang tahap pertama ditutup. 

“Lelang tahap kedua yang rencananya di bulan November, otomatis disesuaikan menjadi pertengahan atau akhir Januari,” tuturnya.

Secretary Board of Director Indonesian Petroleum Association (IPA) Ronald Gunawan mengungkapkan, perpanjangan lelang blok migas ini wajar dilakukan. Pasalnya, Peraturan Pemerintah yang merinci tentang perlakuan perpajakan untuk kontrak migas skema gross split belum keluar. Sementara, seluruh kontrak migas baru wajib menggunakan skema ini.

“Jadi perpanjangan ini memberi kesempatan ke investor untuk mendapatkan kepastian. Kalau Peratruan Pemerintah sudah disetujui, kami harapkan investor bisa evaluasi dan membuat business decision," ujarnya.

Peratruan Pemerintah Pajak Gross Split Terkait progres pembuatan Peratruan Pemerintah perpajakan kontrak gross split,  pemerintah masih menunggu izin prakarsa penerbitan regulasi ini dari Kepala Negara. Baik Menteri ESDM Ignasius Jonan maupun Menteri Keuangan Sri Mulyani, keduanya telah mengajukan izin ini kepada Presiden. Sayangnya, keduanya belum mendapat jawaban.

Jika sudah memperoleh izin ini, pihaknya akan mempercepat penerbitan beleid pajak ini. Tahap harmonisasi maupun pembahasan dalam Panitia Antar Kementerian (PAK) akan dipercepat. 

“Sehingga perkiraan waktu 31 Desember (batas lelang) adalah realistis,” tegas dia. 

Dikatakannya, tidak ada perubahan isi dalam rancangan Peraturan Pemerintah pajak gross split. Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, Peratruan Pemerintah ini akan memberikan insentif bagi perusahaan migas. Selama masa eksplorasi, perusahaan migas akan dibebaskan dari PBB dan Bea Masuk. 

     Demikian juga untuk pajak-pajak tidak langsung, perusahaan migas tidak akan dikenai selama masa eksplorasi, yakni dari persetujuan rencana pengembangan (plan of development/POD) hingga produksi minyak pertama (first oil).

“Setelah itu (dari first oil hingga break even point/BEP), kalau keekonomiannya tidak cukup, maka dikompensasikan dengan split,” tutur

Arcandra. 

Tingkat keekonomian proyek ini berdasarkan hitungan semasa menyusun POD. Tidak hanya itu, investor juga akan memperoleh fasilitas penangguhan pembayaran pajak penghasilan (tax loss carry forward) 10 tahun. 

    Hal ini lantaran pada awal proyek migas, perusahaan migas belum memperoleh pendapatan dari proyek yang dikerjakan. Selanjutnya, seluruh biaya yang dikeluarkan sampai dihasilkan tetes minyak pertama akan menjadi pengurang pajak sampai 10 tahun.

Ronald mengapresiasi pemerintah yang terus melibatkan dan memasukkan usulan dari IPA tentang Peraturan Pemerintah Pajak Gross split. Hanya saja pihaknya berharap, ketika regulasinya sudah keluar, perencanaan implementasi regualsi ini dapat diperjelas.

“Sehingga waktu diaplikasikan bisa lebih transparan ke semua pihak,” tutur dia.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Nov 22, 2017

Republic of Indonesia will not Import LNG

The government is still looking for a formula for declining industrial gas prices.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the Indonesian government will not import LNG, at least until 2019. This, said Arcandra, caused LNG reserves that have not been absorbed still much next year.

This is related to the projection of domestic LNG production in 2019 could reach 250 cargoes. The production will also be supported by several gas projects, such as Indonesia Deepwater Development (IDD) which will operate in 2022 and Masela in 2024.

"This year alone, there are 40 domestic LNG cargoes that do not sell and eventually sold to the spot market.Based on the best estimate of the government, in 2019 may not have been importing LNG, because there is still uncomitted cargo for PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) until 2019 and 2020, "said Arcandra in Jakarta, Tuesday (21/11).

In addition to adequate reserves, Arcandra explained, domestic uptake will also increase if you look at the current industry growth trends. Especially, the promising export demand, Arcandra explained, this would be the uptake of national gas production.

"We also have a gas network of households, gas pipelines, if we see the trend of domestic uptake will continue to increase," said Arcandra.

This growth is also seen from the growth in gas demand which according to Arcandra continues to grow from 2003 to 2016 ago by six percent. Meanwhile, in 2017, domestic demand is 56 percent.

The Ministry of Energy and Mineral Resources noted that by 2017 at least domestic gas reserves will be successfully absorbed by exports of both LNG and pipelines by 41 percent. Meanwhile, the industrial sector absorbed 23.53 percent, as well as the domestic fertilizer industry absorbed 11.15 percent.

Even so, it plans to reset the national gas balance to map national gas needs and reserves. This will be related to the possibility of Indonesia one day experienced a gas reserve deficit.

Arcandra said the gas balance that is currently being recalculated is targeted to be completed later this year. It is also to see how big uncommited cargo LNG that can not be absorbed by PLN and other industries.

Regarding the price of gas, Arcandra did not dismiss if the issue is still a hot talk among the industry. Currently, Arcandra said, the government is still looking for a formula to produce gas prices that can be accepted by the downstream industry, but not deadly upstream oil and gas industry.

Arcandra said one of the things currently undertaken by the ESDM Ministry is to dismantle the gas price structure. If the current price of gas is still around 11 US dollars per million metric british thermal unit (MMBTU) is admitted Aracandra much complained by the industry.

However, according to Arcandra, by asking for gas prices in the number 3 dollars per MMBTU, it will potentially harm the upstream oil and gas industry.

Earlier, Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry Muhammad Khayam said three industrial sectors were waiting for the decline in gas prices, as proposed by the Ministry of Industry. Three sectors, among others, the steel industry, petrochemical industry, and fertilizer industry.

"We are waiting for the latest EMR Ministerial Regulation to enable 78 companies to participate in the gas price reduction," said Director of Upstream Chemical Industry Ministry of Industry Muhammad Khayam in Jakarta.

Of the 86 companies submitted by the Ministry of Industry, only eight companies are getting discounted gas price pursuant to Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 40 of 2016 on Gas Prices for Certain Industries. The eight companies are PT Kaltim Parna Industri, PT Kaltim Methanol Industries, PT Pupuk Kalimantan Timur, PT Pupuk Kujang Cikampek, PT Pupuk Sriwidjaja Palembang, PT Pupuk Iskandar Muda, PT Petrokimia Gresik and PT Krakatau Steel.

IN INDONESIA

Rl tidak Akan lmpor LNG

Pemerintah masih mencari formula penurunan harga gas industri.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar mengatakan, Pemerintah Indonesia tidak akan melakukan impor LNG, paling tidak, hingga 2019 mendatang. Hal ini, kata Arcandra, disebabkan cadangan LNG yang belum terserap masih banyak pada tahun depan.

Hal ini terkait proyeksi produksi LNG dalam negeri pada 2019 bisa mencapai 250 kargo. Produksi ini juga nantinya didukung beberapa proyek gas, seperti Indonesia Deepwater Development (IDD) yang akan beroperasi 2022 dan Masela pada 2024.

"Tahun ini saja, ada 40 kargo LNG dalam negeri yang tidak laku dan akhirnya dijual ke pasar spot. Berdasarkan perkiraan terbaik pemerintah, pada 2019 mungkin saja belum mengimpor LNG. Ini karena masih ada uncomitted cargo untuk PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) sampai 2019 dan 2020," ujar Arcandra di Jakarta, Selasa (21/11).

Selain cadangan yang mencukupi, Arcandra menjelaskan, serapan domestik juga akan meningkat jika melihat tren pertumbuhan industri saat ini. Terutama, permintaan ekspor yang masih menjanjikan, Arcandra menjelaskan, hal ini akan menjadi serapan dari produksi gas nasional.

"Kita juga ada jaringan gas rumah tangga, gas pipa, jika kita lihat trennya serapan domestik akan terus meningkat," ujar Arcandra.

Pertumbuhan ini juga dilihat dari pertumbuhan kebutuhan gas yang menurut Arcandra terus tumbuh sejak 2003 hingga 2016 lalu sebesar enam persen. Sedangkan, pada 2017 ini kebutuhan domestik sebesar 56 persen.

Kementerian ESDM mencatat, pada 2017 setidaknya cadangan gas dalam negeri berhasil diserap oleh ekspor baik LNG maupun gas pipa sebesar 41 persen. Sedangkan, sektor industri menyerap 23,53 persen, begitu juga dengan industri pupuk yang menyerap gas dalam negeri sebesar 11,15 persen.

Meski begitu, pihaknya berencana melakukan atur ulang neraca gas nasional untuk memetakan kebutuhan dan cadangan gas nasional. Hal ini nantinya berkaitan dengan kemungkinan Indonesia suatu saat mengalami defisit cadangan gas.

Arcandra mengatakan, neraca gas yang saat ini sedang dihitung ulang tersebut ditargetkan bisa selesai akhir tahun ini. Hal ini juga untuk melihat seberapa besar uncommited cargo LNG yang tidak bisa diserap oleh PLN dan industri lainnya.

Terkait harga gas, Arcandra tidak menampik jika persoalan itu masih menjadi perbicangan hangat di kalangan industri. Saat ini, kata Arcandra, pemerintah masih mencari formula agar bisa memproduksi harga gas yang bisa diterima oleh industri hilir, tapi tidak mematikan industri hulu migas.

Arcandra mengatakan, salah satu yang saat ini dikerjakan oleh Kementerian ESDM adalah membongkar struktur harga gas. Jika saat ini harga gas masih berkisar 11 dolar AS per million metric british termal unit (MMBTU) memang diakui Aracandra banyak dikeluhkan oleh industri.

Akan tetapi, menurut Arcandra, dengan meminta harga gas di angka 3 dolar per MMBTU, hal tersebut akan berpotensi merugikan industri hulu migas.

Sebelumnya, Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, tiga sektor industri menunggu penurunan harga gas, seperti yang diajukan Kementerian Perindustrian. Tiga sektor itu, antara lain, industri baja, industri petrokimia, dan industri pupuk.

"Kami sedang menunggu Peraturan Menteri ESDM terbaru agar 78 perusahaan itu bisa ikut mendapatkan penurunan harga gas," kata Direktur Industri Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam di Jakarta.

Dari 86 perusahaan yang diajukan Kementerian Perindustrian, hanya delapan perusahaan yang mendapatkan potongan harga gas berdasarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 40 Tahun 2016 tentang Harga Gas Bumi untuk Industri Tertentu. Delapan perusahaan tersebut adalah PT Kaltim Parna Industri, PT Kaltim Methanol Industri, PT Pupuk Kalimantan Timur, PT Pupuk Kujang Cikampek, PT Pupuk Sriwidjaja Palembang, PT Pupuk Iskandar Muda, PT Petrokimia Gresik, dan PT Krakatau Steel.

Republika, Page-13, Wednesday, Nov 22, 2017

Indonesia does not import gas until 2019

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar ensures Indonesia will not import gas until 2019.

Speaking at the Gas-LNG Infrastructure discussion: Transport & Logistics Forum in Jakarta, Arcandra said Indonesia still has uncommitted gas reserves in the next two years or until 2019.

"We have uncommited gas cargoes since 2017 and until 2019 still exist. Government estimates to date, we do not require gas imports until 2019, because we have uncommited gas cargoes for PLN. When the Masela Block starts, we also have uncommitted cargo even more, "he said.

Based on the Arcandra count, there are about 40 uncommitted gas cargoes by 2017. Even so, he admits of 40 uncommitted gas cargoes it has already sold to other buyers. Arcandra recognizes the growth of the gas industry, especially export demand and demand. gas pipelines, liquefied natural gas (LNG), liquefied petroleum gas (LPG), and promising power supply will drive increased domestic gas uptake.

Domestic gas demand growth continues to increase from 2003 to 2016, an average of 9.3% per year. In 2017 up to the first semester, the share of gas for domestic rose to 60.4%

Currently the Ministry of Energy and Mineral Resources is looking for the right formulation in an effort to reduce the price of gas, so that no effects harm the other side. With an industrial gas price of US $ 11 per mmbtu, many industries complain that it is considered unsuitable for the economy. Arcandra also confirmed that complaints from the industry have been heard and are currently in the process of studying the formula.

IN INDONESIA

lndonesia tidak Impor Gas hingga 2019

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar memastikan Indonesia tldak akan mengimpor gas hingga 2019.

Saat berbicara dalam diskusi Gas-LNG Infrastructure: Transport & Logistics Forum di Jakarta, Arcandra mengatakan Indonesia masih banyak cadangan gas yang belum terserap (uncommitted) dalam dua tahun mendatang atau hingga 2019.

“Kita memiliki uncommited kargo gas sejak 2017 dan hingga 2019 masih ada. Estimasi pemerintah sampai saat ini, kita tidak memerlukan impor gas hingga 2019, karena kita punya uncommited kargo gas untuk PLN. Ketika Blok Masela mulai, kita juga punya uncommitted kargo lebih banyak lagi,” ujarnya. 

Berdasarkan hitungan Arcandra, terdapat sekitar 40 uncommitted kargo gas pada 2017. Meskipun begitu, ia mengakui dari 40 uncommitted kargo gas itu sudah terjual ke pembeli lain. 

   Arcandra mengakui pertumbuhan industri gas, terlebih permintaan ekspor dan kebutuhan. pipa gas, liquefied natural gas (LNG), liquefied petroleum gas (LPG), dan suplai listrik yang sedang menjanjikan akan mendorong peningkatan serapan gas domestik.

Pertumbuhan kebutuhan gas domestik terus mengalami peningkatan sejak 2003 hingga 2016, yakni rata-rata 9,3% per tahun. Pada 2017 hingga semester pertama, porsi gas untuk domestik naik menjadi 60,4%

Saat ini Kementerian ESDM sedang mencari formulasi yang tepat dalam upaya menurunkan harga gas, agar tidak ada efek yang merugikan pihak lain. Dengan harga gas lndustri sebesar US$ 11 per mmbtu, banyak industri yang mengeluh karena dianggap tidak sesuai tarif keekonomian. Arcandra juga menegaskan bahwa keluhan dari industri sudah didengar dan saat ini masih tahap pengkajian formula.

Media Indonesia, Page-17, Wednesday, Nov 22, 2017