Barriers to Oil and Gas Investment

The imposition of taxes at the time of exploration of oil and gas and the policy of gross split sharing contracts is considered to be a barrier to investment in the oil and gas sector so far.

According to a survey conducted by the Fraser Institute, a Canadian-based research institute. Based on the report of Global Petroleum Survey 2017, Indonesia ranks at the bottom five and oil and gas investment attractiveness. From 97 countries, Indonesia is in 92th place with Ecuador in the 93rd row. The next rank followed by lrak, Libya, Bolivia and Venezuela as the most avoided countries oil and gas investors.

The survey was conducted from May to July 2017 involving 333 respondents from top executives (CEO), president director, director, manager, adviser, negotiator, consultant. geologists, and economists. From the survey, Indonesia got a score of 35.02 or down from 2016 position, which is 45.83 at number 79.

The policy perception index is formed from 16 issues such as fiscal requirements, taxation systems, environmental rules, law enforcement, and fees for regulatory compliance.

Next, protected areas, trade barriers, labor regulations, infrastructure quality and quality of geological databases, labor availability, and capabilities.

Factors of land acquisition, political stability, security, overlapping of land, and inconsistency of regulation and legal system also hinder oil and gas investment.

Some things are considered as medium barriers and big obstacles to investors, namely related to fiscal requirements, taxation, regulation, and quality of infrastructure.

Investors also consider that the overlapping issues of regulation and inconsistency, as well as the legal system as a medium barrier and a major obstacle to investing in Indonesia.

The report also cited several comments from investors, such as the excessive taxes during exploration and the profit-sharing contracts considered to be an investment bottleneck.

"A total of 10 jurisdictions that are least preferred for oil and gas investment, namely Yemen, France, Cambodia, California, Indonesia. Ecuador, lrak, Libya, Bolivia, and the last of Venezuela, "quoted from 2017 Global Petroleum Survey.

REGULATION REPAIR

Senior Director of Natural Resources Studies Fraser Institute Kenneth R Green said that with the loss of confidence from oil and gas investors around the world, it is important for policymakers to improve regulatory and taxation regimes, and perhaps a very important stable environment that is attractive rather than inhibiting petroleum investment.

On the other hand, when viewed from the size of reserves, Indonesia is included in the list of 15 countries with the largest oil and gas reserves. Indonesia has proven reserves of 22.67 billion barrels of oil equivalent (bboe).

However, this reserve is not much different from Texas, which is 27.83 bboe which ranks first most attractive country for oil and gas investment. Meanwhile, Venezuela with the world's largest oil and gas reserves, which is 337.03 bboe, but the most avoided country to invest.

Compared to other countries in the Oceania region, Indonesia lags behind other countries with smaller proven reserves such as New Zealand (0.31 bboe) with a score of 82.61 in rank 14 and Brunei Darussalam (3.16 bboe) with a score of 67, 21 in the order of 40. Malaysia (11.41 bboe) has a score of 60.41 is ranked 57 and Papua New Guinea [1.18 bboe] with score 47.61 is ranked 84th.

Related to the gross split scheme, the Commission VII Working Committee of the House of Representatives (DPR) previously still questioned the implementation of the scheme. House Commission VII member Hany Poernomo said that the gross profit-sharing contract still has uncertainty. 

     According to him, the space of uncertainty in the contract for the gross profit is too much, that is with the opening of additional portion of profit sharing through ministerial discretion.

"Gross split can not be implemented because there is no certainty," said Harry.

He considered that the government should not impose the application of gross split contracts on new blocks and block-out of contracts. The reuse of contracts for cost recovery results, he said, does not matter if the monitoring is more secure so that the operational and investment expenditure in the upstream oil and gas sector more efficient.

"If the gross split can not start, going back to cost recovery is no problem,"

An energy observer from Trisakti University, Pri Agung Rakhmanto, said that in order to increase investment, the government can actually use the current contract of cooperation by providing incentives.

According to him, to increase the attractiveness of investment, the government only needs to be a good facilitator by providing business certainty and facilitate the permit.

"Focus and concrete alone in solving existing problems. Clear the uncertainties of the rules of play, ease and shorten licensing at the operational level. "

IN INDONESIA

Hambatan Investasi Migas

Pengenaan pajak pada saat kegiafan eksplrasi minyak dan gas bumi serta kebijakan kontrak bagi hasil kotor atau gross split dinilai menjadi penghambat investasi sektor migas selama ini.

Hal itu berdasarkan hasil survei yang dilakukan oleh Fraser Institute, lembaga riset yang berbasis di Kanada. Berdasarkan laporan Global Petroleum Survey 2017, peringkat Indonesia berada di urutan lima terbawah dan sisi daya tarik investasi migas. Dari 97 negara, Indonesia berada di posisi 92 bersama Ekuador di deretan ke-93. Peringkat berikutnya diikuti oleh lrak, Libya, Bolivia dan Venezuela sebagai negara yang paling dihindari investor migas.

Survei dilakukan mulai Mei-Juli 2017 dengan melibatkan 333 responden yang berasal dari petinggi perusahaan setara pejabat eksekutif tertinggi (CEO), presiden direktur, direktur, manajer, penasihat, negosiator, konsultan. geolog, dan ekonom. Dari survei tersebut, Indonesia mendapat skor 35,02 atau turun dari posisi 2016, yakni 45,83 di urutan 79.

lndeks persepsi kebijakan dibentuk dari 16 hal seperti syarat-syarat fiskal, sistem perpajakan, aturan lingkungan hidup, penegakan hukum, dan biaya untuk kepatuhan regulasi.

Kemudian, area yang dilindungi, hambatan perdagangan, regulasi ketenagakerjaan, kualitas infrastruktur serta kualitas basis data geologi, ketersediaan tenaga kerja, dan kemampuan.

Faktor pembebasan lahan, kestabilan politik, keamanan, tumpang tindih lahan, dan inkonsistensi regulasi dan sistem hukum juga menjadi penghambat investasi migas.

Beberapa hal yang dianggap sebagai hambatan menengah dan hambatan yang besar bagi investor, yakni terkait syarat fiskal, perpajakan, regulasi, dan kualitas infrastruktur.

Investor juga menganggap bahwa masalah tumpang tindih regulasi dan inkonsistensi, juga sistem hukum sebagai hambatan menengah dan hambatan yang besar untuk menanamkan modal di Indonesia.

Laporan tersebut juga mengutip beberapa komentar dari investor, seperti tentang pajak berlebihan semasa eksplorasi dan kontrak bagi hasil kotor yang dianggap menjadi faktor penghambat investasi.

“Sebanyak 10 yurisdiksi yang paling tidak diminati untuk investasi migas, yakni Yaman, Prancis, Kamboja, California, Indonesia. Ekuador, lrak, Libya, Bolivia, dan terakhir Venezuela," dikutip dari 2017 Global Petroleum Survey.

PERBAIKAN REGULASl

Senior Director Natural Resources Studies Fraser lnstitute Kenneth R Green mengatakan bahwa dengan hilangnya kepercayaan dari investor migas di seluruh dunia, penting bagi pembuat kebijakan untuk memperbaiki regulasi dan rezim perpajakan, dan mungkin yang sangat penting lingkungan yang stabil, yang menarik, bukan menghambat investasi perminyakan.

Di sisi lain, bila dilihat dari ukuran cadangan, Indonesia masuk dalam daftar 15 besar negara dengan cadangan migas terbesar. Indonesia tercatat memiliki cadangan terbukti sebesar 22,67 billion barrel oil equivalent (bboe).

Namun, cadangan ini tidak jauh berbeda dengan Texas, yakni 27,83 bboe yang menempati urutan pertama negara paling menarik untuk investasi migas. Sementara itu, Venezuela dengan cadangan migas terbesar di dunia, yakni 337,03 bboe, tetapi menjadi negara yang paling dihindari untuk berinvestasi.

Bila dibandingkan dengan negara lainnya di kawasan Oseania, Indonesia tertinggal dari negara Iain yang memiliki cadangan terbukti Iebih kecil seperti Selandia Baru (0,31 bboe) dengan skor 82,61 di peringkat 14 dan Brunei Darussalam (3,16 bboe) dengan skor 67,21 di urutan 40. Malaysia (11,41 bboe) memiliki skor 60,41 berada di peringkat 57 serta Papua Nugini [1,18 bboe) dengan skor 47,61 berada di peringkat 84. 

Terkait dengan skema gross split, Panitia Kerja Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) sebelumnya masih mempertanyakan tentang penerapan skema itu. Anggota Komisi VII DPR Hany Poernomo mengatakan bahwa kontrak bagi hasil kotor masih memiliki faktor ketidakpastian. Menurutnya, ruang ketidakpastian dalam kontrak bagi hasil kotor terlalu banyak, yakni dengan terbukanya tambahan porsi bagi hasil melalui diskresi menteri.

“Gross split belum bisa diIaksanakan karena tidak ada kepastian,” kata Harry.

Dia menilai bahwa pemerintah tidak perlu memaksakan penerapan kontrak gross split pada blok baru dan blok habis kontrak. Penggunaan kembali kontrak bagi hasil cost recovery, menurutnya, tidak bermasalah bila pengawasan Iebih aman sehingga belanja operasi dan investasi di sektor hulu migas semakin efisien. 

“Kalau gross split belum bisa dimulai, kembali ke cost recovery tidak masalah,” 

Pengamat energi dari Universitas Trisakti Pri Agung Rakhmanto mengatakan bahwa untuk meningkatkan investasi, pemerintah sebenarnya bisa menggunakan kontrak kerja sama yang berlaku saat ini dengan memberikan sejumlah insentif.

     Menurutnya, untuk menaikkan daya tarik investasi, pemerintah hanya perlu menjadi fasilitator yang baik dengan memberikan kepastian usaha dan mempermudah perizinan.

“Fokus dan konkret sajalah dalam penyelesaian masalah yang ada. Bereskan ketidakpastian aturan main, permudah dan persingkat perizinan di tingkat operasional." 

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Dec 5, 2017

Offshore Offshore Energy Shrinkage Line

Premium revenue in the offshore energy insurance business sector declined by 16.8% in the third quarter of 2017 due to reduced investment and oil and gas exploration in Indonesia.

Referring to data released by the Indonesian General Insurance Association (AAUI), the realization of premiums from the offshore energy insurance business line stood at Rp 1.13 trillion, down 16.8% from the year-on-year / yoy) of Rp 1.36 trillion.

AAUI Executive Director Achmad Sudiyar Dalimunthe said oil prices have not shown encouraging progress. This has an impact on investment decline.

"The price of oil is less good so investment decreases, so investors are less interested or delay, existing projects are in-hold first," said Achmad.

He continued, if the company delayed oil and gas mining project it will also affect the insurance company. The reason, the insurance will lose the demand to guarantee the project.

"Tenders for offshore projects will be lost," he said.

AAUI note shows that oil and gas exploration activities in Indonesia in 2017 is projected to be realized only 32% of the target. Until September 201 7, the realization of oil and gas exploration project is only 40 drilling activities of the total plan of 138 drilling. 

     He continued, oil prices are an incentive for investors. Therefore, if oil prices start to improve, then investor confidence to develop offshore energy sector sector also improved.

"Next year our oil and gas potential is huge. Hope next year there is improvement and the price of oil, "he said. Compared to conditions in kial I / 2017, the state of the energy insurance business in the quarter III / 2017 experienced a reversal.

In the first three months of this year, the premium revenue of the energy business only recorded a significant growth of 75.2% to Rp 110.25 billion compared to the same period in the previous year of Rp 62.93 billion.

Based on the association's record, the high rate of premium income on energy business during the period was due to the payment of premiums paid in the previous year.

On the other hand, the movement of global crude oil commodity prices which tend to strengthen during that period also contributed positively to energy insurance business.

"As long as the strengthening of oil prices continues to occur will encourage companies to explore shipping and others," he said.

Nevertheless, Julian Noor, Executive Director of AAUI at the time, mentioned that the business movement of the energy insurance business business can not be seen in just one quarter. The reason, according to Julian, the business is a long-term project or multi-year project.

"So if you want to see the trend on this line of energy business should see in a few years," he said.

LOW CONTRIBUTION

Currently, one of the general insurance companies that run the energy insurance business is PT Asuransi Wahana Tata (Aswata). President Director Aswata Christian Wanandi said that although oil prices have started to rise, it does not automatically affect the increase in premium income for energy insurance business. Instead, the premium income of the energy insurance business, particularly offshore, has declined.

According to him, business growth in energy insurance is very dependent on the price of oil and gas commodities that will affect the exploration activities. Therefore, it hopes the price of these commodities can be improved and stable.

He said that until now the contribution of the premiums on energy business is still small, which is only 6%. Nevertheless, he still plans to optimize the business line to better balance the company's business portfolio.

"Of course we will further optimize again, this year we expect the contribution can increase to 10% strictly

Overall, up to October 2017, Aswata has booked a premium of Rp 1.5 trillion or grew 7% -8% (yoy).

Of the total premiums recorded, the business line of motor vehicles became the largest contributor with a portion of 37%. Then followed by Iini property insurance business with a portion of 34%, while the remaining 29% comes from other business line. Previously, Aswata targets premium income throughout 2017 to reach Rp 2.1 trillion, up by 16% (yoy).

IN INDONESIA

Lini Asuransi Energi Offshore Mengecil

Pendapatan premi pada lini bisnis asuransi energi offshore mengalami penurunan sebesar 16,8% pada kuartal III/2017 lantaran berkurangnya investasi dan eksplorasi migas di Indonesia.

Merujuk pada data yang dirilis oleh Asosiasi Asuransi Umum Indonesia (AAUI), realisasi premi dari lini bisnis asuransi energi offshore tercatat Rp 1,13 triliun, atau turun sebesar 16,8% dibandingkan dengan realisasi pada periode yang sama tahun lalu (year On-year/yoy) sebesar Rp 1,36 triliun.

Direktur Eksekutif AAUI Achmad Sudiyar Dalimunthe menyebutkan harga minyak belum menunjukkan perkembangan menggembirakan. Hal tersebut berdampak pada penurunan investasi.

“Harga minyak kurang bagus sehingga investasi menurun, jadi investor kurang tertarik atau menunda, proyek-proyek yang sudah ada di-hold dulu,” kata Achmad.

Dia melanjutkan, apabila perusahaan menunda proyek penambangan migas maka akan berdampak pula bagi perusahaan asuransi. Pasalnya, pihak asuransi akan kehilangan permintaan untuk menjamin proyek tersebut. 

“Tender-tender untuk proyek lepas pantai akan hilang," katanya.

Catatan AAUI menunjukkan, kegiatan eksplorasi migas di Indonesia pada 2017 diproyeksikan hanya akan terealisasi sebesar 32% dari target. Sampai dengan September 201 7, realisasi proyek eksplorasi migas hanya 40 aktivitas pengeboran dari total rencana sebanyak 138 pengeboran. 

     Dia melanjutkan, harga minyak merupakan insentif bagi investor. Oleh karena itu, apabila harga minyak mulai membaik, maka kepercayaan investor untuk mengembangkan sektor lini energi lepas pantai juga membaik.

“Tahun depan potensi migas kita besar. Harapannya tahun depan ada perbaikan dan harga minyak,” katanya. Dibandingkan dengan kondisi pada kuanal I/2017, keadaan lini bisnis asuransi energi pada kuartal III/2017 mengalami pembalikan.

Pada 3 bulan pertama tahun ini, pendapatan premi lini bisnis energi justru mencatatkan pertumbuhan signifikan, yaitu sebesar 75,2% menjadi Rp 110,25 miliar dibandingkan dengan periode yang sama pada tahun sebelumnya sebesar Rp 62,93 miliar.

Berdasarkan catatan asosiasi, tingginya perolehan premi Iini bisnis energi pada periode tersebut disebabkan oleh pembayaran premi yang dibayarkan pada tahun sebelumnya.

Di sisi lain, pergerakan harga komoditas minyak mentah dunia yang cenderung menguat pada periode tersebut turut berkontribusi positif terhadap bisnis asuransi energi.

“Sepanjang penguatan harga minyak terus terjadi akan mendorong perusahaan-perusahaan melakukan eksplorasi pengiriman dan lain-lain,” katanya. 

Kendati demikian, Julian Noor, Direktur Eksekutif AAUI ketika itu, menyebutkan bahwa pergerakan bisnis Iini bisnis asuransi energi tidak dapat dilihat hanya dalam satu kuartal saja. Pasalnya, menurut Julian, bisnis tersebut merupakan proyek Jangka panjang atau proyek tahun jamak. 

“Jadi kalau mau melihat trennya pada lini bisnis energi ini harus melihat dalam beberapa tahunnya,” katanya.

KONTRIBUSI RENDAH

Saat ini, salah satu perusahaan asuransi umum yang menjalankan Iini bisnis asuransi energi tersebut adalah PT Asuransi Wahana Tata (Aswata). Presiden Direktur Aswata Christian Wanandi menilai, meskipun harga minyak sudah mulai naik, tetapi hal itu tidak otomatis berdampak pada peningkatan pendapatan premi Iini bisnis asuransi energi.  Alih-alih, pendapatan premi Iini bisnis asuransi energi, khususnya offshore, mengalami penurunan.

Menurutnya, pertumbuhan bisnis pada Iini asuransi energi sangat bergantung dari harga komoditas minyak dan gas yang akan mempengaruhi kegiatan eksplorasi. Oleh karena itu, pihaknya berharap harga komoditas tersebut dapat membaik dan stabil.

Dia mengatakan, hingga saat ini kontribusi premi Iini bisnis energi masih cenderung kecil, yakni hanya sebesar 6%. Kendati demikian, dia tetap berencana mengoptimalkan lini bisnis tersebut untuk lebih menyeimbangkan portofolio bisnis perseroan.

“Tentu saja akan lebih kami optimalkan lagi, tahun ini kami harapkan kontribusi dapat meningkat menjadi 10 % tegasnya 

Secara keseluruhan, sampai dengan Oktober 2017, Aswata telah membukukan premi Rp 1,5 triliun atau tumbuh 7%-8% (yoy).

Dari total premi yang dibukukan, Lini bisnis kendaraan bermotor menjadi penyumbang terbesar dengan porsi mencapai 37%. Kemudian disusul Iini bisnis asuransi properti dengan porsi sebesar 34%, sedangkan 29% sisanya berasal dari Iini bisnis lainnya. Sebelumnya, Aswata menargetkan pendapatan premi sepanjang 2017 bisa mencapai Rp 2,1 triliun atau naik sekitar 16% (yoy). 

Bisnis Indonesia, Page-21, Tuesday, Dec 5, 2017

2018, Oil and Gas Holding is formed

SOE Minister Rini Soemarno estimates that state-owned oil and gas (SOE) holders can be formed in the next 3 months or around the first quarter of 2018.

Rini said the holding plan is still being processed. According to him, PT Pertagas and PT Perusahaan Gas Negara Tbk. will become a subsidiary of PT Pertamina.

Nevertheless, Rini is reluctant to explain about the plan of holding the state-owned oil and gas companies further. "It is still being processed," he said at the Ministry of SOE Building, Monday (4/12).

For information, the government has a plan to establish a state-owned energy holding company, which is the largest state-owned enterprise in Indonesia at present, Pertamina, will become holding parent and PGN becomes a holding member. PGN itself has become a publicly owned subsidiary of Pertamina which has similar business activities with PGN, namely PT Pertagas will be transferred its ownership to PGN.

At present, 100% of Pertamina's shares are owned by the state and 57% of PGN shares are owned by the state. Based on the scheme once delivered by the Ministry of SOEs on a number of occasions, 57% of state-owned Series B shares in PGN will be transferred to Pertamina while 100% of Pertagas shares will be transferred to PGN.

COPIES OF LETTERS

The step of accelerating the formation of oil and gas holding is in line with the existence of a copy of the letter dated 28 November 2017 which circulated widely. In the letter, SOE Minister Rini Soemarno asked PGN or PGAS to prepare and hold Extraordinary General Meeting of Shareholders (EGMS) with the agenda of change of company's articles of association. The letter numbered 682- / MBU / 11/2017 was addressed to PGN directors.

"In relation to the plan to establish the holding of state-owned oil and gas and consider it has been submitted to the President of the Government Regulation (RPP) Regulation on the Addition of State Equity Participation of the Republic of Indonesia into the Company's Shares Capital of PT Pertamina," Rini said in the letter.

Like the experience of holding a state-owned mine, a state-owned enterprise that has an status as an open company (issuer) needs to hold an EGM to seek shareholder approval on the status change from being non-persero.

The issue of holding a BUMN holding involving Pertamina and PGN has emerged since the Minister of SOEs was held by Dahlan Iskan in 2014. However, until now, the plan has not yet materialized.

Confirmed, Deputy Minister of Mining, Strategic Industries and Media Ministry of State Enterprises and PGN President Commissioner Dawn Harry Sampurno said holding state-owned oil and gas is a target after holding a state-owned mine formed.

"We will plan as soon as possible, indeed after the holding of state-owned mines, the next is the oil and gas holding," he said on Monday (4/12).

Meanwhile, Pertamina President Director Elia Massa Manik was reluctant to comment on the establishment of the holding and the instruction of the EGMS.

"Later," he said after attending a hearing in Commission VII of the House of Representatives (DPR).

Corporate Secretary of PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Rachmat Hutama said it supports the government's decision to establish a holding of oil and gas SOEs.

According to him, PGN which will be part and Pertamina will provide benefits, one of which accelerates the development of downstream gas infrastructure.

"The formation of this holding will make Pertagas merged into PGN then PGN becomes a subsidiary of PT Pertamina, so, this union will make the holding oil and gas into a solid entity to support the national energy management.

We believe that the spirit and background of oil and gas holding is to duplicate or dualism the management of domestic downstream gas and accelerate the development of a nationally integrated gas infrastructure, "he said.

IN INDONESIA

2018, Holding Migas Terbentuk

Menteri BUMN Rini Soemarno memperkirakan Holding BUMN minyak dan gas dapat terbentuk 3 bulan lagi atau sekitar kuartal I/ 2018.

Rini mengatakan rencana pembentukan holding tersebut masih diproses. Menurutnya, PT Pertagas dan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. akan menjadi anak usaha dari PT Pertamina.

     Kendati demikian, Rini enggan memaparkan mengenai rencana pembentukan holding BUMN minyak dan gas tersebut lebih lanjut. “Masih diproses,” katanya di Gedung Kementerian BUMN, senin (4/12).

Sebagai informasi, pemerintah memiliki rencana untuk membentuk holding BUMN energi, yang mana BUMN terbesar di Indonesia pada saat ini, Pertamina, akan menjadi induk holding dan PGN menjadi anggota holding. PGN sendiri telah menjadi emiten Anak usaha Pertamina yang memiliki kegiatan usaha sejenis dengan PGN yaitu PT Pertagas rencananya akan dialihkan kepemilikannya ke PGN. 

Pada saat ini, 100% saham Pertamina dimiliki oleh negara dan 57% saham PGN dimiliki oleh negara. Berdasarkan skema yang pernah disampaikan oleh Kementerian BUMN dalam sejumlah kesempatan, 57% saham seri B milik negara di PGN akan dialihkan ke Pertamina sedangkan 100% saham Pertagas akan dialihkan kepemilikannya ke PGN.

SALINAN SURAT

Langkah percepatan pembentukan holding migas ini seiring dengan adanya selembar salinan surat bertanggal 28 November 2017 yang beredar secara luas. Dalam surat tersebut Menteri BUMN Rini Soemarno meminta PGN atau PGAS mempersiapkan dan menyelenggarakan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPS-LB) dengan agenda perubahan anggaran dasar perseroan. Surat bernomor 682-/MBU/11/2017 itu ditujukan kepada direksi PGN.

“Sehubungan dengan rencana pembentukan holding BUMN minyak dan gas serta mempertimbangkan telah disampaikannya kepada Presiden Rancangan Peraturan Pemerintah (RPP) tentang Penambahan Penyertaan Modal Negara Republik Indonesia ke dalam Modal Saham Perusahaan Perseroan PT Pertamina,” kata Rini dalam surat itu.

Seperti pengalaman pembentukan holding BUMN tambang, BUMN yang telah berstatus sebagai perusahaan terbuka (emiten) perlu menggelar RUPSLB untuk meminta persetujuan pemegang saham mengenai perubahan status dari  menjadi non-persero.

Isu pembentukan holding BUMN yang melibatkan Pertamina dan PGN tersebut telah muncul sejak Menteri BUMN dijabat oleh Dahlan Iskan pada 2014. Namun, sampai saat ini, rencana itu belum terwujud.

Dikonfirmasi, Deputi Bidang Pertambangan, Industri Strategis dan Media Kementerian BUMN sekaligus Komisaris Utama PGN Fajar Harry Sampurno mengatakan holding BUMN minyak dan gas merupakan target setelah holding BUMN tambang terbentuk.

“Kita akan rencanakan secepatnya, memang setelah terbentuk holding BUMN tambang, selanjutnya adalah holding migas,” katanya, Senin (4/ 12).

Sementara itu, Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik enggan memberikan komentar tentang pembentukan holding beserta instruksi penyelenggaraan RUPSLB. 

“Nanti saja,” katanya usai menghadiri Rapat Dengar Pendapat di Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat (DPR).

Sekretaris Perusahaan PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) Rachmat Hutama mengatakan pihaknya mendukung keputusan pemerintah untuk membentuk holding BUMN migas.

Menurutnya, PGN yang nantinya akan menjadi bagian dan Pertamina akan memberikan manfaat, salah satunya mempercepat pembangunan infrastruktur gas hilir.

"Pembentukan holding ini akan membuat Pertagas dilebur ke PGN kemudian PGN menjadi anak usaha dari PT Pertamina, sehingga, penyatuan ini akan menjadikan holding migas menjadi satu entitas yang solid untuk mendukung pengelolaan energi nasional.

Kami meyakini, semangat dan latar belakang pembentukan holding migas adalah untuk menduplikasi atau dualisme pengelolaan hilir gas domestik dan mempercepat pembangunan infrastruktur gas yang terintegrasi secara nasional," katanya.

Bisnis Indonesia, Page-13, Tuesday, Dec 5, 2017

BPH Migas Invites Business Entity to Build Gas Pipeline

The Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) invites business entities (BU) to build gas pipelines. This is in accordance with the mandate of BPH Migas Regulation No. 15 of 2016 concerning the Auction of Transmission and / or Distribution of Natural Gas Distribution Networks for the Granting of Special Rights.

"In this regulation, BPH Migas gives an opportunity to the Agency to propose the Transmission and / or Distribution Area Gas Distribution Network to be auctioned by making Feasibility Study (FS)," said Head of BPH Migas M Fanshurullah Asa in the Workshop on Implementation of Rules and Government Policy related to Gas Transportation and Commerce activities through Pipeline in Palembang, Tuesday (28/11).

According to him, BPH Migas merely wants to provide better services in carrying out its duties and functions in accelerating the expansion of the Transimi Section and / or the area of ​​distribution network (WJD).

FS is a study that aims to assess the feasibility of implementing a development activity and operation of Transmission and / or Regional Gas Distribution Network pipeline construction and operation.

In addition to FS, business entities should also include Front End Engineering Design (FEED) in the form of work required to produce quality documentation processes and techniques to define project requirements for detailed engineering, procurement and construction of facilities and to support project cost estimates.

"FS and FEED will be a document for BPH Migas to conduct the auction," he said.

It is explained that currently the business entity that has submitted to BPH Migas is the Regional Government of Mining and Energy (PDPDE) of South Sumatra Regional Government to build gas pipeline from Pupuk Sriwijaya (Pusri) to Tanjung Api-Api across the island to Muntok Bangka-Belitung Islands.

He said that his side is awaiting the results of the feseability study of PDPDE South Sumatra and PDE engineering design, if already signed it will auction after it can be implemented.

"In Tanjung Api-Api will also be built may be from Private, BUMD, state-owned distribution network areas licensing by BPH Migas. The process is up to 30 years. Who is the builder, then he is the sole owner for development there, "he said.

On that occasion, he also explained that according to the Oil and Gas Law no. 22 of 2001 there are 6 tasks and functions of BPH Migas with 3 functions in the field of Fuel Oil (BBM) and 3 fields of Natural Gas. The tasks and functions of BPH Migas in the field of Natural Gas in addition to determining the tariff of gas transportation (toll fee), set the price of gas for households and small customers, as well as assignment of transimi and natural gas distribution.

South Sumatra Gas Network

On the same occasion, Head of BPH Migas M Fanshurullah Asa also said that his party wanted every district in South Sumatera Province to get the household gas network.

"We know that South Sumatra is known as an energy center because it is one of the largest gas producing regions. And now there is a gas network with the largest consumer in Indonesia, namely in Prabumulih. I want in all districts of South Sumatra city, especially South Sumatra can be built gas network, "said M Fanshurullah Asa.

Currently, in Prabumulih built gas network for 40,000 household connections with the construction cost of the state budget. By building a gas network, many benefits will be gained. First, it will reduce the burden of the state subsidy for LPG 3 kilograms (kg).

"Nearly 50 percent of LPG is imported. With the gas network, people do not need to buy LPG and the state does not have to pay subsidies. The budget is better diverted to build the jargas, "he said.

Another benefit, the potential of existing gas in the country can be more optimized.

"In addition, the use of gas is much more environmentally friendly and safer," he said.

He acknowledges that there are obstacles to realizing things, namely the issue of funding. Therefore he proposed that in the construction of gas networks, the government opens opportunities to private or local enterprises.

IN INDONESIA

BPH Migas Undang Badan Usaha Bangun Ruas Pipa Gas

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) mengundang badan usaha (BU) untuk membangun ruas pipa gas. Hal ini sesuai dengan amanat dalam Peraturan BPH Migas Nomor 15 Tahun 2016 tentang Lelang Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi dalam rangka Pemberian Hak Khusus.

“Dalam peraturan ini BPH Migas memberikan kesempatan kepada Badan Usaha untuk mengusulkan Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi yang akan dilelang dengan membuat Feasibility Study (FS),” kata Kepala BPH Migas, M Fanshurullah Asa, dalam acara Workshop Penerapan Aturan dan Kebijakan Pemerintah terkait kegiatan Pengangkutan dan Niaga Gas Bumi melalui Pipa di Palembang, Selasa (28/11).

Menurut dia, BPH Migas semata mata ingin memberikan layanan yang lebih baik dalam menjalankan tugas dan fungsinya dalam mempercepat pengusahaan Ruas Transimi dan/ atau wilayah jaringan distribusi (WJD).

FS merupakan studi yang bertujuan untuk menilai kelayakan implementasi sebuah kegiatan pembangunan dan pengoperasian pipa Ruas Transmisi dan/ atau Wilayah Jaringan Distribusi Gas Bumi.

Selain FS, badan usaha juga harus menyertakan Front End Engineering Design (FEED) yang berupa pekerjaan yang diperlukan untuk menghasilkan proses dan teknik dokumentasi yang berkualitas untuk mendefinisikan persyaratan proyek untuk rekayasa rinci, pengadaan dan pembangunan sarana serta untuk mendukung perkiraan biaya proyek. 

“FS dan FEED ini akan dijadikan dokumen bagi BPH Migas untuk melakukan lelang,” kata dia.

     Dijelaskan bahwa saat ini badan usaha yang sudah mengajukan pada BPH Migas adalah Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) BUMD Sumatra Selatan untuk membangun pipa gas dari Pupuk Sriwijaya (Pusri) menuju Tanjung Api-Api menyeberang pulau sampai ke Muntok Kepulauan Bangka-Belitung.

Dikatakannya, pihaknya sedang menunggu hasil dari feseability study dari PDPDE Sumatra Selatan dan PDE engineering design, kalau sudah masuk pihaknya akan melelang setelah itu bisa dilaksanakan.

“Di Tanjung Api-Api juga akan dibangun boleh dari Swasta, BUMD, BUMN wilayah jaringan distribusi yang perizinannya oleh BPH Migas. Prosesnya sampai 30 tahun. Siapa pembangunnya, maka dialah pemilik tunggal untuk pembangunan disana,”ujarnya.

Pada kesempatan itu, dia juga memaparkan bahwa sesuai Undang Undang Migas No. 22 Tahun 2001 terdapat 6 tugas dan fungsi BPH Migas dengan 3 fungsi di bidang Bahan Bakar Minyak (BBM) dan 3 bidang Gas Bumi. Adapun tugas dan fungsi BPH Migas dalam bidang Gas Bumi selain menentukan tarif pengangkutan gas bumi (toll fee), menetapkan harga gas untuk rumah tangga dan pelanggan kecil, juga penugasan transimi dan distribusi gas bumi.

Jaringan Gas Sumatra Selatan

Pada kesempatan yang sama, Kepala BPH Migas M Fanshurullah Asa juga mengatakan, pihaknya menginginkan agar tiap kabupaten yang ada di Provinsi Sumatera Selatan mendapat Jaringan Gas rumah tangga.

“Kita ketahui bahwa Sumatra Selatan dikenal sebagai pusat energi karena salah satu daerah penghasil gas terbesar. Dan saat ini sudah ada jaringan gas dengan konsumen terbanyak di Indonesia yakni di Prabumulih. Saya ingin di semua kabupaten kota Sumatra Bagian Selatan khususnya Sumatra Selatan bisa dibangun jaringan gas,” kata M Fanshurullah Asa.

Saat ini, di Prabumulih dibangun jaringan gas untuk 40.000 sambungan rumah tangga dengan biaya pembangunan dari APBN. Dengan membangun jaringan gas, akan banyak manfaat yang diperoleh. Pertama, akan mengurangi beban subsidi yang dikeluarkan negara untuk LPG 3 kilogram (kg).

“Hampir 50 persen LPG itu diimpor. Dengan adanya jaringan gas, masyarakat tidak perlu membeli LPG dan negara tidak perlu membayar subsidi. Anggarannya lebih baik dialihkan untuk membangun jargas,” katanya.

Manfaat lain, potensi gas yang ada di dalam negeri bisa lebih dioptimalkan. 

“Selain itu, penggunaan gas jauh lebih ramah lingkungan dan lebih aman,” tegasnya. 

Dia mengakui, bahwa ada kendala untuk merealisasikan hal, yakni masalah pendanaan. Karenanya dia mengusulkan agar dalam pembangunan jaringan gas, pemerintah membuka kesempatan pada swasta ataupun BUMD.

Investor Daily, Page-9, Monday, Dec 4, 2017

SKK Migas and KKKS Jabanusa Support Small Medium Enterprises

The Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) together with the Cooperation Contract Contractors (KKKS) operating in the Java and Bali areas of Nusa Tenggara provides great opportunities for the Local Small and Medium Enterprises in each KKKS operating area.

Head of Procurement Management Division of Oil and Gas Supply, Erwin Suryadi, said that upstream oil and gas industry still provides many investment opportunities for national and local entrepreneurs.

"However, this opportunity should be followed by an increase in the competence and professionalism of the providers of goods or services," he said.

Erwin adds SKK Migas through the Working Guidelines 007 (PTK-007) Revision 04 has provided an open competition for local goods / service providers. However, the provider of goods / services should also be able to offer reasonable and competitive prices and provide maximum service for KKKS. Thus creating a climate of equality that will make the upstream oil and gas industry of Indonesia to be better and provide multiplier effect for national and regional entrepreneurs.

"In PTK 007 Revision 04, the tender time is also limited, the acceleration of tender time is aimed to provide certainty for both the KKKS itself and the tender participants," he said.

With the limitation of tender time, KKKS can predict when the time of tender implementation should be conducted so that in accordance with the schedule of operations in the field. For the bidders, this restriction will provide certainty in every tender and investment that will be done to support upstream oil and gas industry.

"With the existence of understanding and equality between KKKS and provider of goods / services, the efficiency and effectiveness is a necessity that will be more interesting fruit fruiting upstream oil and gas industry of Indonesia," said Erwin.

Therefore, it is supported by the regulation of procurement of goods and services of PTK 007 revision 4 and it is expected that KKKS conducts socialization and training related to it to increase local capacity, so that Small and Medium Enterprises can cooperate with related KKKS

To increase local capacity, in PTK 007 revision 4 is set for the procurement of goods and services with contracts worth Rp 10 billion or 1 million USD, strived that the implementation of the tender can be done at the provincial level. While the tender of goods and services with a value of more than Rp 50 billion or 5 million USD, SKK Migas-KKKS obliged to cooperate with local medium-sized businesses.

Therefore, SKK Migas and KKKS held a Workshop with the theme "Socialization of PTK 007 Revisi 04 in an effort to Encourage the Involvement of Small and Medium Enterprises (SMEs) to Support Upstream Oil and Gas Operation Activities of Java and Bali Region Nusa Tenggara".

IN INDONESIA

SKK Migas dan KKKS Jabanusa Dukung Usaha Kecil Menengah

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang beroperasi di wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara membuka peluang yang besar bagi Usaha Kecil Menengah Lokal di masing-masing wilayah operasi KKKS.

Kepala Divisi Pengelolaan Pengadaan Barang dan Jasa Migas, Erwin Suryadi, mengungkapkan industri hulu migas masih memberikan banyak peluang investasi bagi para pengusaha nasional maupun lokal. 

“Akan tetapi, peluang ini harus diikuti dengan adanya peningkatan kompetensi dan profesionalitas dari para penyedia barang atau jasa,” katanya.

Erwin menambahkan SKK Migas melalui Pedoman Tata Kerja 007 (PTK-007) Revisi 04 telah memberikan ruang kompetisi yang terbuka bagi penyedia barang/jasa daerah. Akan tetapi, penyedia barang/jasa juga harus dapat memberikan penawaran harga yang wajar dan bersaing serta memberikan pelayanan yang maksimal bagi KKKS. Sehingga terciptalah iklim kesetaraan yang akan membuat industri hulu migas Indonesia menjadi lebih baik dan memberikan multiplier effect bagi para pengusaha nasional dan daerah.

“Dalam PTK 007 Revisi 04 waktu tender juga dibatasi, percepatan waktu tender ini bertujuan untuk memberikan kepastian baik bagi KKKS sendiri maupun peserta tender,” ujarnya.

Dengan adanya pembatasan waktu tender, maka KKKS dapat memprediksi kapan waktu pelaksanaan tender harus dilakukan sehingga sesuai dengan jadwal operasi di lapangan. Bagi peserta tender, pembatasan ini akan memberikan kepastian dalam setiap tender dan investasi yang akan dilakukan untuk mendukung industri hulu migas.

“Dengan adanya kesepahaman dan kesetaraan antara KKKS dengan penyedia barang/jasa, maka efisiensi dan efektifitas adalah sebuah keniscayaan yang akan berbuah semakin menariknya industri hulu migas Indonesia,” jelas Erwin.

Untuk itu dengan didukung oleh regulasi pengadaan barang dan jasa PTK 007 revisi 4 dan diharapkan KKKS melakukan sosialisasi dan pelatihan terkait hal tersebut untuk meningkatkan kapasitas lokal, sehingga Usaha Kecil Menengah bisa bekerjasama dengan KKKS terkait

Untuk meningkatkan kapasitas lokal, dalam PTK 007 revisi 4 diatur agar pengadaan barang dan jasa dengan kontrak senilai Rp 10 miliar atau 1 juta USD, diupayakan agar pelaksanaan tender bisa dilakukan di tingkat propinsi. Sedangkan tender barang dan jasa dengan nilai lebih dari Rp 50 miliar atau 5 juta USD, SKK Migas-KKKS wajib bekerja sama dengan usaha menengah setempat.

Untuk itu SKK Migas dan KKKS mengadakan Workshop dengan tema “Sosialisasi PTK 007 Revisi 04 dalam upaya Mendorong Keterlibatan Usaha Kecil Menengah (UKM) untuk Menunjang Kegiatan Operasi Hulu Migas Wilayah Jawa Bali dan Nusa Tenggara”.

Bhirawa, Page-10, Monday, Dec 4, 2017

EMR Set Banyu Urip Price

Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan sets the price of crude oil from Banyu Urip Field, Cepu Block. The decision is within the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 4028 K / 12 / MEM / 2017 on the Formula of Crude Oil Price of Indonesia for the Banyu Urip Crude Oil Type set 21 November 2017.

In the regulation, the minister said, Banyu Urip crude price formula became Arjuna Indonesian Crude Price (ICP) plus US $ 5.5 per barrel at the point of delivery in Floating Storage and Offloading (FSO) Rage Rimang. The October ICP was US $ 54.02 per barrel. Dadan Kusdiana Juni Speaking of the ESDM Ministry, this policy will not affect ICP.

"Not too big, in accordance with its contribution in national oil lifting," he said.

Based on SKK Migas note, Banyu Urip Field in Bojonegoro contributes to 25% of Indonesia's petroleum production. The average oil production from Banyu Urip Field currently reaches 200,000 bpd.

Despite mentioning no effect on ICP, Dadan has not been able to mention ICP for November 2017 after the issuance of Ministerial Decree changes in Banyu Urip oil price formula. Because the Indonesian oil price team just set the price of ICP on Monday (4/12) this.

"Tomorrow (ICP November) just came out," he added.

He also said the change in Banyu Urip oil price formula will not affect the amount of Fuel Subsidy (BBM) next year. This is because the determination of fuel subsidies has been decided in APBN 2018. Total energy subsidy consists of fuel oil subsidy (BBM) and LPG three kg in 2018 totaled Rp 46.87 trillion.

"Fuel subsidy has been set in the 2018 APBN. The amount of fuel subsidy is fixed," said Dadan.

Therefore, the change in crude oil price in Banyu Urip also does not affect the price of fuel. Because the formula of fuel price determination using the world crude oil price and rupiah exchange rate against the dollar.

"For the price of fuel, the government is still monitoring the movement of the price The government's desire does not rise, but it depends on world oil price and exchange rate," he said.

IN INDONESIA

ESDM Tetapkan Harga Banyu Urip

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan menetapkan harga minyak mentah dari Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu. Keputusan itu ada didalam Keputusan Menteri ESDM Nomor 4028 K/12/MEM/2017 tentang Formula Harga Minyak Mentah Indonesia Untuk Jenis Minyak Mentah Banyu Urip yang ditetapkan 21 November 2017.

Di aturan itu menteri menyebutkan, formula harga minyak mentah Banyu Urip menjadi Indonesian Crude Price (ICP) Arjuna plus US$ 5,5 per barel pada titik serah di Floating Storage and Offloading (FSO) Gagak Rimang. Adapun ICP Oktober US$ 54,02 per barrel. Dadan Kusdiana Juni Bicara Kementerian ESDM menyebut, kebijakan ini tidak akan berdampak bagi ICP. 

"Tidak terlalu besar, sesuai dengan kontribusinya di lifting minyak nasional," katanya.

Berdasarkan catatan SKK Migas, Lapangan Banyu Urip di Bojonegoro berkontribusi menghasilkan 25% produksi minyak bumi Indonesia. Rata-rata produksi minyak dari Lapangan Banyu Urip saat ini mencapai 200.000 bph.

Meskipun menyebut tidak berpengaruh ICP, Dadan belum bisa menyebut ICP untuk bulan November 2017 pasca keluarnya Keputusan menteri perubahan formula harga minyak mentah Banyu Urip.

Pasalnya, tim harga minyak Indonesia baru menetapkan harga ICP pada Senin (4/12) ini. 

"Besok (ICP November) baru keluar," imbuhnya.

Ia juga menyebut perubahan formula harga minyak mentah Banyu Urip tidak akan berpengaruh pada besaran Subsidi Bahan Bakar Minyak (BBM) pada tahun depan. Ini lantaran penetapan subsidi BBM telah diputuskan di APBN 2018. Total subsidi energi terdiri dari subsidi bahan bakar minyak (BBM) dan elpiji tiga kg pada 2018 totalnya mencapai Rp 46,87 triliun. 

"Subsidi BBM sudah ditetpkan dalam APBN 2018. Besaran subsidi BBM adalah fixed," jelas Dadan. 

Karena itu perubahan harga minyak mentah di Banyu Urip juga tidak mempengaruhi harga BBM. Sebab formula penetapan harga BBM menggunakan acuan harga minyak mentah dunia dan nilai tukar rupiah terhadap dollar. 

"Untuk harga BBM, pemerintah masih terus memantau pergerakan harganya. Keinginan Pemerintah tidak naik, tapi tentunya tergantung dari harga minyak dunia dan kurs," ujarnya.

Kontan, Page-14, Monday, Dec 4, 2017