2019, Pertamina-Saudi Aramco Forms Joint Ventures

The establishment of a joint venture (JV) between PT Pertamina and Saudi Aramco for repair and capacity building of Cilacap Refinery will be realized in 2019.

Director of Processing and Petrochemistry Megawroyek Ardhy Mokobombang said the establishment of a joint venture with Saudi Aramco takes a long time because the sequence is different. The Saudi Arabian oil and gas company called for the creation of a new joint venture after the front end engineering design (FEED) finishes.

"The estimate (establishment of JV) by the end of 2019 is over. Because of his studies only 1.5. year, "he said on the sidelines of Pertamina Energy Forum 2017 in Jakarta, Wednesday (13/12).

Therefore, the company and Saudi Aramco need to revise the previously signed joint venture agreement (JVA) agreement.

A revision is needed so that Pertamina and Saudi Aramco can work on the FEED study, without having to form a joint venture first. This JVA revision is targeted as soon as possible.

"Possibility of January (signing JVA)" said Ardhy.

Related to the ownership of shares, he asserted no change. Pertamina will still hold a 55% stake in the upgrading project of Cilacap Refinery. The reason, the company wants to be able to control a joint venture with Saudi Aramco.

"Share it affects how we control the joint venture so if we are minimum position, of course its position is not good. This is our own refinery, "he said.

After the joint venture agreement is signed, Pertamina-Aramco will start FEED work. In the next year, the company also targets clarity on asset transfer and fiscal incentives in the form of tax holiday. Later, Pertamina's current assets will be included in the joint venture.

"Later we are talking about the existing access entered into the joint venture," said Ardhy.

The Cilacap refinery is targeted to start operating in 2023 from the initial plan of 2022. After the upgrading, the processing capacity of Cilacap refinery will increase from 348 thousand bpd to 400 thousand bpd.

Furthermore, there will be additional gasoline production of 80 thousand bpd, diesel fuel 60 thousand bpd, and avtur 40 thousand bpd. Fuel production rose significantly as the ability of refineries to process crude oil into finished products (NCI) rose from 74% to 92-98%.

IN INDONESIA

2019, Pertamina-Saudi Aramco Bentuk Perusahaan Patungan

Pembentukan perusahaan patungan (joint venture/JV) antara PT Pertamina dengan Saudi Aramco untuk pengerjaan perbaikan dan peningkatan kapasitas Kilang Cilacap akan terealisasi pada 2019.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Ardhy Mokobombang mengatakan, pembentukan perusahaan patungan dengan Saudi Aramco membutuhkan waktu lama karena urutannya berbeda. Perusahaan migas asal Arab Saudi tersebut meminta pembentukan perusahaan patungan baru dilakukan setelah paket desain rinci (front end engineering design/FEED) selesai. 

“Perkiraannya (pembentukan JV) akhir 2019 sudah selesai. Karena membuat studinya saja 1,5. tahun,” kata dia di sela acara Pertamina Energy Forum 2017 di Jakarta, Rabu (13/12). 

Karena itu, perseroan dan Saudi Aramco perlu merevisi perjanjian pembentukan perusahaan patungan (ioint venture agreement/ JVA) yang telah diteken sebelumnya.

Revisi diperlukan agar Pertamina dan Saudi Aramco dapat mengerjakan studi FEED, tanpa harus membentuk perusahaan patungan terlebih dahulu. Revisi JVA ini ditargetkan secepatnya. 

“Kemungkinan Januari (penandatanganan JVA)" ujar Ardhy.

Terkait kepemilikan saham, ditegaskannya tidak mengalami perubahan. Pertamina masih bakal memegang kepemilikan saham sebesar 55% pada proyek upgrading Kilang Cilacap. Pasalnya, perseroan menginginkan untuk dapat mengendalikan perusahaan patungan dengan Saudi Aramco tersebut. 

“Share itu mempengaruhi bagaimana kita mengendalikan joint venture jadi kalau kita posisi minimum, tentu saja posisinya kurang baik. Ini kilang milik kita sendiri,” tuturnya.

Setelah kesepakatan perusahaan patungan ditandatangani, Pertamina-Aramco akan memulai pengerjaan FEED. Pada tahun depan, perseroan juga menargetkan kejelasan tentang transfer aset dan insentif fiskal berupa tax holiday ada kepastian.  Nantinya, aset yang dimiliki Pertamina saat ini akan dimasukkan ke dalam perusahaan patungan.

“Nanti kami bicarakan agar akses eksisting dimasukkan ke dalam perusahaan patungan,” jelas Ardhy.

Kilang Cilacap ditargetkan mulai beroperasi pada 2023 dari rencana awal 2022. Pasca upgrading, kapasitas pengolahan minyak mentah Kilang Cilacap akan naik dari 348 ribu bph menjadi 400 ribu bph. 

Selanjutnya, akan ada tambahan produksi bensin (gasoline) 80 ribu bph, solar 60 ribu bph, dan avtur 40 ribu bph. Produksi bahan bakar naik signifikan karena kemampuan kilang mengolah minyak mentah menjadi produk jadi (NCI) naik dari 74% menjadi 92-98%.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Dec 14, 2017

The Minister of Minerals Affairs, Pertamina Not Allowed to Compensate

PT Pertamina through its subsidiary PT Pertamina EP as KKKS, is not allowed to issue funds if there are demands for compensation requested by illegal miners who are grabbing oil wells in their working areas.

"Also called illegal, wild. Pertamina or other KKKS may not spend funds for illegal activities. What is needed is the socialization of the activities of grabbing and drilling of oil wells. That's the job of everything, especially the government and SKK Migas and KKKS, "said Vice Chairman of Commission VII of the House of Representatives Satya W Yudha in Jakarta.

Satya W Yudha

According to Satya, oil and gas is the domain of the central government. Therefore, all of its activities, including drilling, are carried out by a central government designated authority, the KKKS. If the community then drills, let alone grabs the oil wells in the working area of ​​the KKKS without the approval of the central government, the activity is illegal.

"That's what should be dealt with and socialized so that people understand what they are doing. Even if there are CSR funds (corporate social responsibility) issued KKKS, it does not mean a replacement of illegal drilling activities, "he said.

As reported earlier, on November 21, 2017, Police Resort Musi Banyuasin assisted by SKK Migas, Pertamina EP Asset 1 Field Ramba (operational unit of PT Pertamina EP), Musi Banyuasin Police Unit, Musi Banyuasin Military District Command, and ESDM South Sumatra , closes 20 state-owned oil wells in Mangunjaya, Babat-toman Sub-district, one of Pertamina EP Asset 1 Field Ramba's work areas.

However, the closure of the well has received resistance from illegal miners who do not want the wells closed and the stagger (tool to drill the well) is torn down. In fact, the day after closing, two wells were damaged / reopened by illegal miners. They even demanded compensation for the issued capital to mine wells in the working area of ​​Pertamina EP Asset 1 Field Ramba, in addition to requesting legalization of mining activities.

Imam Prihandono, an expert on oil and gas law from Airlangga University Surabaya, explains that illegal mining activities are very dangerous. The environmental damage and social impacts of the community due to illegal mining are the responsibility of the government.

"This happens in many illegal mining cases in Indonesia. The government allows illegal mining to earn certain benefits (corruption), "he said.

Oil and gas law observer and practitioner Hakim Nasution added that the government should be consistent in implementing Law no. 22 of 2001 on Oil and Gas. One clause in the Oil and Gas Law is that oil and gas exploration and exploitation activities are conducted by companies that have obtained government approval (SKK Migas).

"KKKS who are having problems with the illegal seizure of wells by illegal miners continue to coordinate with relevant parties, especially with the authorities," he said.

The judge also agreed with Satya Yudha's statement asking Pertamina not to meet the demands of illegal miners requesting compensation.

"If the demands are met will create a bad precedent and will give the wrong message to other violators," he said.

Risna Resnawaty, a CSR expert, assesses the socialization of illegal drilling hazards should be parallel with efforts to improve the welfare of communities around the mine. This issue should be a shared responsibility. Each relevant stakeholder should take part in implementing the responsibility of the community.

According to the Head of Social Welfare Studies Program Faculty of Social Sciences Political Sciences Padjadjaran University, Bandung, the first step that must be done by the government is to stabilize the condition of the community by conducting development planning for communities directly affected by illegal oil drilling activities. The second step, implementation by involving the company.

"In essence, development design and initiatives must be made by the government," he said.

IN INDONESIA

Tertibkan Penambang Liar, Pertamina Tidak Boleh Beri Ganti Rugi

PT Pertamina melalui anak usahanya PT Pertamina EP selaku KKKS, tidak diperbolehkan mengeluarkan dana apabila ada tuntutan ganti rugi yang diminta penambang liar yang menyerobot sumur minyak di wilayah kerja mereka.

“Disebut juga ilegal, liar. Pertamina atau KKKS lain tidak boleh mengeluarkan dana untuk kegiatan ilegal. Yang diperlukan adalah sosialisasi kegiatan penyerobotan dan pengeboran sumur minyak. Itu tugas semuanya, terutama pemerintah dan SKK Migas serta KKKS,” ujar Wakil Ketua Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat Satya W Yudha di Jakarta.

Menurut Satya, migas adalah domain pemerintah pusat. Karena itu, segala aktivitasnya, termasuk pengeboran, dilakukan oleh otoritas yang ditunjuk pemerintah pusat, yaitu KKKS. Apabila masyarakat kemudian mengebor, apalagi menyerobot sumur minyak yang ada di wilayah kerja KKKS tanpa persetujuan pemerintah pusat, aktivitas tersebut adalah ilegal.

“Itu yang harus ditindak dan disosialisasikan sehingga masyarakat paham apa yang mereka lakukan. Kalaupun ada dana CSR (corporate social responsibility) yang dikeluarkan KKKS, itu bukan berarti pengganti dari kegiatan illegal drilling," ujarnya.

Seperti diberitakan sebelumnya, pada 21 November 2017, Polisi Resort Musi Banyuasin dibantu oleh SKK Migas, Pertamina EP Asset 1 Field Ramba (unit operasional PT Pertamina EP), Satuan Polisi Pamong Praja Musi Banyuasin, Komando Distrik Militer Musi Banyuasin, dan Dinas ESDM Sumatera Selatan, menutup 20 sumur minyak milik negara di Mangunjaya, Kecamatan Babat-toman, salah satu wilayah kerja Pertamina EP Asset 1 Field Ramba.

Namun, penutupan sumur tersebut mendapat perlawanan oknum penambang liar yang tidak mau sumurnya ditutup dan stagger (alat bantu untuk mengebor sumur) dirobohkan. Bahkan, sehari setelah penutupan, dua sumur dirusak/dibuka kembali oleh penambang liar. Mereka bahkan menuntut ganti rugi modal yang dikeluarkan untuk menambang sumur di wilayah kerja Pertamina EP Asset 1 Field Ramba, selain meminta legalisasi atas kegiatan penambangan.

Imam Prihandono, pakar hukum migas dari Universitas Airlangga Surabaya menjelaskan kegiatan penambangan minyak secara liar sangat berbahaya. Kerusakan lingkungan dan dampak sosial kemasyarakatan akibat penambangan liar menjadi tanggungjawab pemerintah. 

“Ini terjadi di banyak kasus penambangan ilegal di Indonesia. Pemerintah membiarkan penambangan liar karena mendapatkan keuntungan tertentu (korupsi),” katanya.

Pengamat dan praktisi hukum migas Hakim Nasution menambahkan, pemerintah harus konsisten dalam menerapkan Undang-Undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Salah satu klausul dalam Undang-Undang Migas adalah kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas dilakukan oleh perusahaan yang telah mendapatkan persetujuan dari pemerintah (SKK Migas).

“KKKS yang mengalami persoalan dengan penyerobotan sumur oleh penambang liar terus berkoordinasi dengan pihak-pihak terkait, khususnya dengan pihak aparat,” ujarnya.

Hakim juga sepakat dengan pernyataan Satya Yudha yang meminta Pertamina tidak perlu memenuhi tuntutan penambang liar yang meminta kompensasi. 

“Jika tuntutan dipenuhi akan menciptakan preseden buruk dan akan memberikan pesan yang salah kepada para pelanggar Iainnya,” kata dia.

Risna Resnawaty, pakar CSR, menilai sosialisasi bahaya pengeboran minyak secara liar harus paralel dengan upaya peningkatan kesejahteraan masyarakat di sekitar tambang. Persoalan ini harus menjadi tanggung jawab bersama. Setiap pemangku kepentingan terkait harus ambil bagian dalam pelaksanan tanggungjawab terhadap masyarakat.

Menurut Ketua Program Studi Kesejahteraan Sosial Fakultas Ilmu Sosial Ilmu Politik Universitas Padjadjaran, Bandung ini, langkah pertama yang harus dilakukan pemerintah adalah menstabilkan kondisi masyarakat dengan melakukan perencanaan pengembangan terhadap masyarakat yang terkena dampak langsung dari kegiatan pengeboran minyak ilegal. Langkah kedua, implementasi dengan melibatkan perusahaan. 

“Intinya, desain pembangunan dan inisiatif harus dibuat oleh pemerintah,” katanya.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Dec 14, 2017

PGN Sells Gas Bontang Without Commission

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) said that it did not get any reward for the sale of liquefied natural gas (LNG) part of the country produced by Bontang Refinery which is currently managed by PT Badak NGL, a subsidiary of PT Pertamina. The LNG sold by PGN comes from the Sanga-Sanga Block. Currently, Saka Energi, a subsidiary of PGN owns 26.25% stake in Sanga-Sanga.

The appointment of PGN as an uncommitted state-owned LNG seller will apply to the sales period of 2018. PGN's Corporate Secretary Rachmat Hutama explains that PGN's appointment as the LNG seller of the Sanga-Sanga Block is part of the country as a trust from the government.

He said the government's decision to set the issuer coded PGAS in Indonesia Stock Exchange as the seller of LNG of the state based on the letter of Head of SKK Migas Amien Sunaryadi. Through Letter dated December 4, 2017, SKK Migas appoints PGN as the seller of uncommited LNG Badak volumes with gas source from Sanga-Sanga.

Rachmat said PGN is in charge of carrying out LNG buying and selling with prospective buyers for the period of 2018 subject to the determination of LNG allocations and prices from the Minister of EMR.

"Furthermore, we can start negotiations with prospective buyers by continuing to coordinate with SKK Migas," said Rachmat, Wednesday (13/12).

With this appointment, PGN is responsible for submitting a written approval request on the sales mechanism to be used before marketing. In addition, it prepares and obtains approval of the sale and purchase agreement, to report the proceeds of sale each time the payment.

As an LNG seller, PGN is also required to bear all costs incurred first. Referring to the Letter, the fees and responsibilities will be treated as operating expenses. As a Bontang LNG seller, PGN will not be rewarded.

"We are optimistic with professional, transparent and accountable management, PGN can contribute more to the country," he said.

The Badak NGL LNG refinery processes gas supplies from several oil and gas projects, namely Mahakam Block, Bangka Field, Jangkrik Field, and Sanga-Sanga Block. This year, LNG production amounted to 7.84 million tons with shipments of 10.44 cargo standards.

IN INDONESIA

PGN Menjual Gas Bontang Tanpa Komisi

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) menyatakan tidak mendapatkan imbalan atas penjualan gas alam cair (LNG) bagian negara yang diproduksi Kilang Bontang yang saat ini masih dikelola PT Badak NGL, anak usaha PT Pertamina. LNG yang dijual PGN itu berasal dari Blok Sanga-Sanga. Saat ini, Saka Energi, anak usaha PGN memiliki 26,25% saham di Sanga-Sanga.

Penunjukan PGN sebagai penjual LNG bagian negara yang belum terkontrak (uncommited) ini akan berlaku untuk periode penjualan tahun 2018. Sekretaris Perusahaan PGN, Rachmat Hutama menjelaskan, penunjukan PGN sebagai penjual LNG Blok Sanga-Sanga bagian negara ini sebagai sebuah kepercayaan dari pemerintah.

Dia bilang, keputusan pemerintah menetapkan emiten berkode PGAS di Bursa Efek Indonesia ini sebagai penjual LNG bagian negara berdasarkan surat Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi. Lewat Surat tertanggal 4 Desember 2017, SKK Migas menunjuk PGN sebagai penjual uncommited volume LNG Badak dengan sumber gas dari Sanga-Sanga.

Rachmat menyatakan, PGN bertugas melaksanakan jual beli LNG dengan para calon pembeli untuk periode 2018 dengan tetap tunduk pada penetapan alokasi dan harga LNG dari Menteri ESDM. 

"Selanjutnya kami bisa memulai perundingan dengan calon pembeli dengan terus berkoordinasi dengan SKK Migas," ujar Rachmat, Rabu (13/12).

Dengan penunjukkan ini, PGN bertanggungjawab menyampaikan permohonan persetujuan secara tertulis mengenai mekanisme penjualan yang akan digunakan sebelum memasarkan. Selain itu, pihaknya menyiapkan dan memperoleh persetujuan atas perjanjian jual beli, hingga melaporkan hasil penjualan setiap kali pembayaran.

Sebagai penjual LNG, PGN juga wajib menanggung seluruh biaya yang timbul terlebih dulu. Merujuk Surat tersebut, mengenai biaya dan tanggung jawab akan diperlakukan sebagai biaya operasi. Sebagai penjual LNG Bontang, PGN tidak akan memperoleh imbalan. 

"Kami optimistis dengan pengelolaan secara profesional, transparan dan akuntabel, PGN dapat memberikan kontribusi lebih kepada negara," katanya.

Kilang LNG yang dikelola Badak NGL mengolah pasokan gas dari beberapa proyek migas, yakni Blok Mahakam, Lapangan Bangka, Lapangan Jangkrik, dan Blok Sanga-Sanga. Tahun ini, produksi LNG sebesar 7,84 juta ton dengan pengapalan sebanyak 10,44 standar kargo.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 14, 2017

Upstream Investment of Oil and Gas Missile

Decrease Greater than Projection

The realization of upstream oil and gas investment this year is estimated to miss the target of USD 12 billion. Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) estimates that upstream oil and gas investment realization will only reach USD 10.5-11 billion.

Head of Program and Communications Division SKK Migas Wisnu Prabawa Taher stated, in the last two years upstream oil and gas investment in Indonesia fell due to low world oil prices.

"This decline is not only happening in Indonesia, but also occurs globally," he said.

The improving world oil price is expected to stimulate upstream oil and gas investment next year. Until the end of November, the realization of upstream oil and gas investment only reached USD 8-9 billion.

SKK Migas records the production of several exploration blocks that are still below target. Upstream oil and gas investment that continues to fall also affects the slashing target of lifting or production of ready-to-sell oil and gas this year. SKK Migas estimates that the oil lifting this year will only reach 99 percent of the target in the 2017 APBNP. That is, 815 thousand barrels per day.

"Some of the field experienced a decline in production greater than we expected, ie 10-15 percent. But, as it turns out, the rate of decline in production can be above that. Namely, reaching 20-25 percent, "he explained.

Meanwhile, next year SKK Migas estimates upstream oil and gas investment to reach USD 12 billion. The figure is still following the world oil price assumption of USD 48 per barrel. That is in accordance with the State Budget Expenditure Plan (RAPBN) 2018.

"The majority of investment comes from production and because we have to maintain production because the existing field is continuously aging," he explained Vishnu. Some onstream oil and gas projects in 2018 are expected to contribute positively to oil and gas lifting.

Among these, Field Working Area Parit (WK) Kisaran, Field Tutung (WK Bontang). Kedung Keris Field (WK Cepu), Papa Field (WK ONWJ), and Block A Square (WK A). Not only that, some fields also enter peak production next year to support oil and gas lifting target in 2018. Fields entering the peak production period next year, among others, BD Field (WK Madura Strait) with a production contribution of 5800 barrels of oil per day and gas 100 mmscfd.

IN INDONESIA

Investasi Hulu Migas Meleset

Penurunan Lebih Besar daripada Proyeksi

Realisasi investasi hulu minyak dan gas tahun ini diperkirakan meleset dari target USD 12 miliar. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memperkirakan realisasi investasi hulu migas hanya mencapai USD 10,5-11 miliar.

Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher menyatakan, dalam dua tahun terakhir investasi hulu migas di Indonesia turun karena rendahnya harga minyak dunia.

"Penurunan ini tidak hanya terjadi di Indonesia, tetapi juga terjadi secara global," ujarnya.

Membaiknya harga minyak dunia diharapkan bisa menggairahkan investasi hulu migas tahun depan. Hingga akhir November, realisasi investasi hulu migas hanya mencapai USD 8-9 miliar.

SKK Migas mencatat hasil produksi beberapa blok eksplorasi yang masih di bawah target. Investasi hulu migas yang terus turun juga berdampak terhadap melesetnya target lifting atau produksi siap jual migas tahun ini. 

       SKK Migas memperkirakan realisasi liftng minyak tahun ini hanya mencapai 99 persen dari target dalam Anggaran Pendapatan Belanja Negara Perubahan (APBNP) 2017. Yakni, 815 ribu barel per hari.

”Beberapa lapangan mengalami laju penurunan produksi lebih besar daripada yang kami harapkan, yakni 10-15 persen. Tetapi, ternyata, laju penurunan produksinya bisa berada di atas itu. Yakni, mencapai 20-25 persen,” terangnya. 

Sementara itu, tahun depan SKK Migas memperkirakan investasi hulu migas mencapai USD 12 miliar. Angka tersebut masih mengikuti asumsi harga minyak dunia sebesar USD 48 per barel. Itu sesuai dengan Rencana Anggaran Pendapatan Belanja Negara (RAPBN) 2018. 

"Mayoritas investasi berasal dan produksi. Sebab, kita harus menjaga produksi karena lapangan yang ada saat ini terus menua," jelas Wisnu. Beberapa proyek migas yang onstream pada 2018 diharapkan mampu berkontribusi positif terhadap lifting minyak dan gas.

Di antaranya, Lapangan Parit Wilayah Kerja (WK) Kisaran, Lapangan Tutung (WK Bontang). Lapangan Kedung Keris (WK Cepu), Lapangan Papa (WK ONWJ), dan Lapangan Blok A (WK A). 

      Bukan hanya itu, beberapa lapangan juga memasuki produksi puncak tahun depan untuk menunjang target lifting migas pada 2018. Lapangan yang memasuki masa produksi puncak pada tahun depan, antara lain, Lapangan BD (WK Madura Strait) dengan kontribusi produksi 5.800 barel minyak per hari dan gas 100 mmscfd.

Jawa Pos, Page-5, Thursday, Dec 14, 2017

Joint Venture Established 2019

Revitalization of Cilacap Refinery

The establishment of a joint venture between PT Pertamina and Saudi Aramco in the revitalization project of Cilacap Refinery was postponed to 2019 from the initial target this year.

It is with consideration Pertamina technical terms and financial condition. Based on initial target, revitalization. The Cilacap refinery was completed in 2021, but later revised to 2023.

Pertamina Director of Pertamina Processing and Petrochemical Processing, Ardhy Mokobombang, said that the establishment of the joint venture will be done after the implementation of the front end engineering design (FEED). According to him, FEED work will last for 1.5 years.

He said that the formation of a joint venture can be done after the work of FEED. It is set in revision Joint venture agreement / JVA agreement.

"Estimates, the end of 2019 is over. Make his study only 1.5 years, "he said while attending Pertamina Energy Forum 2017, Wednesday (13/12).

Meanwhile, related to the existing assets in the Cilacap Refinery, it will discuss with Aramco for the asset to be part of the joint venture. In the joint venture, Pertamina controls 55% stake and Aramco 45%. He hopes that asset transfers and certainty about fiscal incentives in the form of tax exemptions will be known by 2018.

The revitalization of the US $ 4.5 billion refinery will boost capacity to 370,000 barrels per day (bpd) from the current 270,000 bpd. Pertamina's Finance Director Arief Budiman said that the refinery's completion target refers to the company's debt ratio to pre-tax revenues, interest, depreciation and amortization (EBITDA). Pertamina's debt ratio limit is 3.5% of EBITDA.

Arief explained that the debt ratio limit is suited if the company forces itself to build an oil refinery in accordance with the initial target. In fact, Pertamina as a still growing company needs to keep its debt to EBITDA ratio under 3%.

From material presentation of company performance in quarter IV / 2016, Balikpapan Refinery phase 1 is targeted to be completed by 2019. Revitalization of Balongan Refinery and Balikpapan phase 2 is completed by 2020.

Meanwhile, the additional capacity of Cilacap and Tuban refineries is targeted to be completed by 2021. The completion target of Bontang and Dumai refinery revitalization in 2023 and 2024 respectively.

However, from the most recent exposure material, there are different targets. The Balikpapan refinery phase 1 is targeted to be completed by 2020 and phase 2 is completed by 2021. The target of completion of the revitalization of the Cilacap Refinery retreats to 2023 and the Bontang Refinery becomes 2024.

IN INDONESIA

Perusahaan Patungan Dibentuk 2019

Pembentukan perusahaan patungan antara PT Pertamina dan Saudi Aramco dalam proyek revitalisasi Kilang Cilacap diundur ke 2019 dari target awal pada tahun ini.

Hal itu dengan pertimbangan hal teknis dan kondisi keuangan Pertamina. Berdasarkan target awal, revitalisasi. Kilang Cilacap selesai pada 2021, tetapi kemudian direvisi menjadi 2023.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Ardhy Mokobombang mengatakan bahwa pembentukan perusahaan patungan akan dilakukan setelah pengerjaan paket pendefinisian proyek (front end engineering design/FEED). Menurutnya, pengerjaan FEED akan berlangsung selama 1.5 tahun.

Dia menuturkan bahwa pembentukan perusahaan patungan bisa dilakukan setelah pengerjaan FEED. Hal itu diatur dalam revisi kesepakatan Joint venture agreement/JVA.

“Perkiraan, akhir 2019 sudah selesai. Membuat studinya saja 1,5 tahun,” ujarnya saat menghadiri Pertamina Energy Forum 2017, Rabu (13/12).

Sementara itu, terkait dengan aset yang ada di Kilang Cilacap, pihaknya akan berdiskusi dengan Aramco agar aset itu menjadi bagian dari perusahaan patungan. Dalam perusahaan patungan itu, Pertamina menguasai saham 55% dan Aramco 45%. Dia berharap agar transfer aset dan kepastian tentang insentif fiskal berupa pembebasan pajak sudah bisa diketahui pada 2018.

Revitalisasi kilang minyak dengan nilai US$ 4,5 miliar itu akan menaikkan kapasitas menjadi 370.000 barel per hari (bph) dari saat ini 270.000 bph. Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman mengatakan bahwa target penyelesaian kilang merujuk pada rasio utang perseroan terhadap pendapatan sebelum pajak, bunga, depresiasi, dan amortisasi (EBITDA). Batas rasio utang Pertamina sebesar 3.5% dari EBITDA.

Arief menjelaskan bahwa batas rasio utang itu suIit tercapai jika perseroan memaksakan diri membangun kilang minyak sesuai dengan target awal. Padahal, Pertamina sebagai perusahaan yang masih terus berkembang perlu menjaga rasio utang terhadap EBITDA tetap di bawah 3 %.

Dari materi paparan kinerja perseroan kuartal IV/2016, Kilang Balikpapan tahap 1 ditargetkan selesai pada 2019. Revitalisasi Kilang Balongan dan Balikpapan tahap 2 selesai pada 2020.

Sementara itu, penambahan kapasitas Kilang Cilacap dan Kilang Tuban ditargetkan selesai pada 2021. Target penyelesaian revitalisasi Kilang Bontang dan Dumai masing-masing pada 2023 dan 2024.

Namun, dari materi paparan yang terbaru, terdapat perbedaan target. Kilang Balikpapan tahap 1 ditargetkan selesai pada 2020 dan tahap 2 selesai pada 2021. Target penyelesaian revitalisasi Kilang Cilacap mundur ke 2023 dan Kilang Bontang menjadi 2024.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Dec 14, 2017

SKK Migas Give Hope

Treasures of Petroselat bankruptcy

The hope of Petroselat's creditors to get the payments from the bankrupt company is again rising along with the permit from SKK Migas related to the sunk cost fund.

Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) said that Petroselat creditors' receivables can be paid by new operators in the Strait Work Area of ​​Riau.

The new operator will pay the investment cost invested by Petroselat as the old operator. Thus, the embedded cost or sunk cost can be used by Petroselat to pay the obligations to the creditor.

Secretary of SKK Migas Arief Setiawan Handoko confirmed that Petroselat as an old operator has a cost embedded in the Strait Long Work Area. If the carrier's service is terminated or terminated by the government, sunk cost will switch to another operator.

"That sunk cost is the responsibility of the work area if there is an operator terminated by the government," he said Wednesday (13/12).

Later, the new operator in the working area can take production to pay for sunk cost that can be used to pay off the obligation of Petroselat as the old operator.

Petroselat creditors consist of 47 vendors with total bill of Rp 117.65 billion. However, SKK Migas reminded that to get funds from sunk cost needed time, can not be quick. The new operator is considered not able to pay sunk cost early in the operation.

At the very least, operators must operate in advance to generate revenue or revenue. The revenue is prioritized for cost recovery in the current year. Not to mention, the operator of the working area also deposits income to the government. After that the rest to pay the sunk cost to Petroselat.

"The new operator does not want to have to bear first in the beginning. That's too much. So wait to generate revenue first, "he said.

Before the work area is assigned to a new operator, there is a bussines to bussines agreement between the old and new operators. Usually there is set about sunk cost. Representatives of creditor Hendra Setiawan Boen said the sunk cost is another option in charging the debt to Petroselat.

"Good for you. Even with the important installments we get payments rather than none, "he said.

According to Hendra, the demand for sunk cost is in accordance with Article 6 juncto Article 8 paragraph (1) of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources no. 47 Year 2017 on Amendment to Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 26 Year 2017 on Mekanisine Investment Costs in Upstream Oil and Gas Business Activities.

The Article regulates in the event that oil and gas cooperation contracts are not renewed, the new contractor shall settle the value of the investment cost refund.

Furthermore, he quoted Article 8 paragraph 2 of the same regulation also stipulated that the later obligation to settle the investment cost return value will be included in the letter of stipulation of management of new working area and new cooperation contract.

The creditor also does not question the termination of the project petroselat molor. Most importantly, creditors get certainty. In addition to sunk cost, creditors ask the curator to comb Petroselat assets to improve the bankruptcy budel.

Efforts in question is to collect the debt of PT PLN to Petroselat for US $ 500,000. The details are US $ 100,000 is part of the country while the rest can be paid to the creditor.

Furthermore, the receiver can collect cash call debts from PT Sugih Energy Tbk. worth US $ 7 million and Petrochina Selat Panjang Ltd. for US $ 180,000.

TERMINATION

Meanwhile, related to the termination of Petroselat Ltd to the Long Strait working area, SKK Migas has rescheduled to January next year. The reason is that SKK Migas still conducts intensive discovery with the curator and has not submitted the termination recommendation report to the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM). The meeting between SKK Migas and the curator was held on Tuesday (12/11).

"The terminations are still waiting for the process of calculating the obligations of Petroselat against creditors," he said.

According to him, the process is still rolling out and is targeted to be completed by the end of December. Given December the work time is short and there is a Christmas holiday, then termination will be done in January.

The party that will renegotiate is the government, in this case the Ministry of ESDM. However, termination was made on the recommendation of SKK Migas.

Arief explained that his side has also received a letter of willingness from several oil and gas operators to take over the work area of ​​Strait Panjang, Riau. No doubt, the work area is potentially good to work on.

Nevertheless, SKK Migas does not want to be haphazard to appoint a new operator, its Authority will conduct due diligence related to oil and gas, competency test, capital test and finance test or financing.

"We want it as soon as possible but we do not want this petroselat happen again. So really filtered the best, "he said.

Previously, termination will be made on December 4 if Petroselat Ltd fails to reach an agreement to repay its receivables with its creditors.

IN INDONESIA

SKK Migas Beri Harapan

Harapan para kreditur Petroselat untuk mendapatkan pembayaran dari perusahaan yang telah pailit itu kembali naik seiring dengan ijin dari SKK Migas terkait dengan dana sunk cost.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan piutang kreditur Petroselat dapat dibayar oleh operator baru di Wilayah Kerja Selat Panjang, Riau.

Operator baru itu akan membayar biaya investasi yang ditanamkan oleh Petroselat selaku operator lama. Dengan demikian, biaya tertanam atau sunk cost dapat digunakan oleh Petroselat untuk membayar kewajiban ke kreditur.

Sekretaris SKK Migas Arief Setiawan Handoko membenarkan bahwa Petroselat sebagai operator lama memiliki biaya tertanam di Wilayah kerja Selat Panjang. Apabila masa kerja operator sudah berakhir atau diterminasi pemerintah, sunk cost akan beralih ke operator lain.

“Itu sunk cost menjadi tanggungjawab wilayah kerja jika ada operator yang diterminasi oleh pemerintah," katanya Rabu (13/12).

Nantinya, operator baru dalam wilayah kerja tersebut bisa mengambil hasil produksi untuk membayar sunk cost yang dapat dipakai untuk melunasi kewajiban Petroselat selaku operator lama.

Kreditur Petroselat terdiri dari 47 vendor dengan total tagihan Rp 117,65 miliar. Akan tetapi, SKK Migas mengingatkan bahwa untuk mendapatkan dana dari sunk cost diperlukan waktu, tidak bisa cepat. Operator baru dinilai belum bisa membayar sunk cost di awal masa operasi. 

Setidaknya, operator harus beroperasi terlebih dahulu untuk menghasilkan revenue atau pendapatan. Pendapatan tersebut diprioritaskan untuk biaya pemulihan (cost recovery) di tahun berjalan. Belum lagi, operator wilayah kerja juga menyetorkan pendapatan ke pemerintah. Setelah itu sisanya untuk mengangsur sunk cost ke Petroselat.

“Operator baru tidak mau kalau harus menanggung dulu di awal. ltu terlalu berat. Jadi menunggu menghasilkan revenue dulu,” tuturnya.

Sebelum wilayah kerja dilimpahkan ke operator baru, terdapat perjanjian bussines to bussines antara operator lama dan baru. Biasanya di situ diatur mengenai sunk cost. Perwakilan kreditur Hendra Setiawan Boen mengatakan sunk cost tersebut merupakan opsi lain dalam menagih utang kepada Petroselat.

“Bagus kalau begini. Meski dengan dicicil yang penting kami mendapat pembayaran daripada tidak sama sekali,” katanya.

Menurut Hendra, permintaan terhadap sunk cost itu sesuai dengan Pasal 6 juncto Pasal 8 ayat (1) Peraturan Menteri ESDM No. 47 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Peraturan Menteri ESDM No. 26 Tahun 2017 tentang Mekanisine Biaya Investasi Pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Pasal itu mengatur dalam hal kontrak kerja sama migas tidak diperpanjang, maka kontraktor baru wajib melakukan penyelesaian atas nilai pengembalian biaya investasi.

Selanjutnya, dia mengutip Pasal 8 ayat 2 peraturan yang sama juga diatur bahwa nantinya kewajiban menyelesaikan nilai pengembalian biaya investasi akan dicantumkan dalam surat penetapan pengelolaan wilayah kerja baru dan kontrak kerja sama baru.

Kreditur juga tidak mempermasalahkan terminasi proyek Petroselat molor. Hal yang terpenting, kreditur mendapatkan kepastian. Selain sunk cost, kreditur meminta kurator untuk menyisir aset Petroselat untuk meningkatkan budel pailit.

Upaya yang dimaksud yakni menagih utang PT PLN kepada Petroselat sebesar US$ 500.000. Rinciannya US$ 100.000 adalah bagian negara sedangkan sisanya dapat dibayarkan kepada kreditur.

Selanjutnya, kurator dapat menagih utang cash call dari PT Sugih Energy Tbk. senilai US$ 7 juta dan Petrochina Selat Panjang Ltd. sebesar US$ 180.000.

TERMINASI

Sementara itu, terkait terminasi Petroselat Ltd terhadap wilayah kerja Selat Panjang, SKK Migas memundurkan waktunya menjadi Januari tahun depan. Sebabnya, SKK Migas masih melakukan penemuan intensif dengan kurator dan belum menyerahkan laporan rekomendasi terminasi kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Pertemuan antara SKK Migas dengan kurator digelar pada Selasa (12/11). 

“Terminasi masih menunggu proses hitung-hitungan kewajiban Petroselat terhadap kreditur,” katanya.

Menurut dia, proses ini masih bergulir dan ditargetkan selesai akhir Desember. Mengingat Desember waktu kerjanya singkat dan ada hari libur Natal, maka terminasi akan dilakukan Januari.

Pihak yang akan menterminasi adalah pemerintah, dalam hal ini Kementerian ESDM. Namun, terminasi dilakukan atas rekomendasi SKK Migas.

Arief menjelaskan pihaknya juga telah menerima surat kesediaan dari beberapa operator minyak dan gas untuk mengambil alih wilayah kerja Selat Panjang, Riau. Tidak dipungkiri, wilayah kerja tersebut berpotensi bagus untuk digarap.

Meski demikian, SKK Migas tidak ingin gegabah menunjuk operator baru, Otoritasnya akan melakukan uji kelayakan (due dilligence) terkait minyak dan gas, uji kompetensi, uji permodalan dan uji finance atau pembiayaan. 

“Kami inginnya sesegera mungkin tapi kami tidak ingin kejadian Petroselat ini terulang kembali. Jadi benar-benar disaring yang terbaik,” ungkapnya.

Sebelumnya, terminasi akan dilakukan pada 4 Desember apabila Petroselat Ltd tidak mencapai kesepakatan pembayaran ulang piutang dengan para kreditur.

Bisnis Indonesia, Page-11, Thursday, Dec 14, 2017

DPR Asks Holding of Oil and Gas State-Owned Enterprises in Defaults

The House of Representatives (DPR) asked the government not to rush to realize the formation of holding company (BUMN) of Oil and Gas. This is because the House is currently planning the establishment of a Special Business Entity (BUK) of Oil and Gas.

The plan for the establishment of BUK Migas has been included in the revised draft of Oil and Gas Law no. 22 of 2001 and has been submitted to the Legislation Body (Baleg) to be resolved.

"The concept of BUK Migas is more perfect than oil and gas holding," said Vice Chairman of Commission VII DPR Satya W Yudha.

Satya W Yudha.

He said that BUK Migas will become an integration site in which PT PGN Tbk, PT Pertamina, Special Unit for Upstream Oil and Gas Implementation (SKK Migas), and Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas). In BUK, Satya makes sure that everything will continue to carry out their respective duties as they are now.

"Only, they are integrated in their service under that special business entity," he said.

Previously, Minister of SOEs Rini Soemamo said that Holding BUMN Migas will soon be formed. Holding of oil and gas BUMN is targeted to be realized in the first quarter of 2018.

     Before Holding SOEs of Oil and Gas, Ministry of State Owned Enterprises has formed Holding Fertilizer Industrial BUMN, Holding SOEs Cement Industry and Holding State-Owned Mining Industry. According to Rini, the establishment of oil and gas holding is done to improve the competitiveness of SOEs in order to face the challenges in the oil and gas sector in the future.

IN INDONESIA

DPR Minta Holding BUMN Migas di Tunda

Kalangan Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) meminta pemerintah tidak terburu-buru merealisasikan pembentukan perusahaan induk (holding) BUMN Migas. Hal itu karena saat ini DPR sedang merencanakan pembentukan Badan Usaha Khusus (BUK) Migas.

Rencana pembentukan BUK Migas tersebut sudah dimasukkan dalam draf revisi Undang-Undang Minyak dan Gas Bumi (Migas) No. 22 tahun 2001 dan sudah diserahkan kepada Badan Legislasi (Baleg) untuk diselesaikan.

"Konsep BUK Migas itu lebih sempurna daripada holding migas. Kalau holding migas sama saja dengan holding tambang itu. Kalau kita lebih mengintagrasikan,” kata Wakil Ketua Komisi VII DPR Satya W Yudha.

Dia mengatakan, BUK Migas nantinya menjadi tempat integrasi yang di dalamnya terdapat PT PGN Tbk, PT Pertamina, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Migas (SKK Migas), dan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas). Dalam BUK, Satya memastikan jika semuanya akan tetap menjalankan tugasnya masing-masing seperti yang ada sekarang. 

”Hanya, mereka diintegrasikan dalam pelayanannya di bawah badan usaha khusus itu," ujarnya.

Sebelumnya, Menteri BUMN Rini Soemamo mengatakan bahwa Holding BUMN Migas akan segera dibentuk. Holding BUMN Migas ditargetkan sudah terwujud pada triwulan I/2018.

Sebelum Holding BUMN Migas, Kementerian BUMN telah membentuk Holding BUMN Industri Pupuk, Holding BUMN Industri Semen dan Holding BUMN Industri Pertambangan. Menurut Rini, pembentukan holding migas dilakukan untuk meningkatkan daya saing BUMN dalam rangka menghadapi tantangan di sektor migas ke depan.

Koran Sindo, Page-19, Wednesday, Dec 13, 2017