7 Termination Blocks Use Gross Split

The Government ensures that it will use the scheme of gross split-sharing contracts on seven oil and gas blocks that expire and will be offered to PT Pertamina (Persero).

Meanwhile, the oil and gas block, Central Blok, will still use the net profit sharing scheme (cost recovery) ie refund of oil and gas block operation from the State Budget (APBN).

Meanwhile, in the gross split scheme which entered into force in January 2017 for a new contract, the profit sharing received by the contractor of cooperation contract (KKKS) already covers the cost of production.

In the gross profit sharing scheme, the state no longer needs to return the oil and gas block operation cost from APBN. The Central Block located in East Kalimantan will be combined with the Mahakam Block in its management by Pertamina so that it still uses the cost recovery scheme.

the Mahakam Block

Because the Mahakam Block-sharing contract is still using the cost recovery scheme. The implementer of the task (Plt.) Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial said that the Central Block still uses the revenue-sharing scheme with the return of operating costs because the management is combined with the Mahakam Block.

Ego Syahrial

"In addition [Central Block], seven other oil and gas blocks that will terminate this year will use the gross split scheme," he said on Monday (8/1).

Currently, the Central Block is operated by Total E & P lndonesie. The oil and gas block contract will expire on October 4, 2018. The eight oil and gas blocks to be terminated consist of the Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java, Ogan Komering Block (JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga Block (Vico), Southeast Sumatra Block (CNOOC SES Ltd.), Central Block (Total E & P Indonesia), Attaka Block (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron), and North Sumatra Offshore Block (NSO) by Pertamina.

working areas of oil and gas

Of the total eight working areas of oil and gas, four blocks of which will be offered to Pertamina. The four blocks are the Tuban Block, the Southeast Sumatra Block, the Ogan Komering Block, and the Sanga-Sanga Block. Ego said the current transfer of the four blocks to Pertamina is still in process.

"We continue to meet each week, the sooner it gets better."

One of the blocks managed by Pertamina namely, NSO block in Aceh is also planned to be combined with North Sumatra B (NSB) Block. Ego explained, the merger between the NSO Block and NSB only related technical production facilities in the field.

"So, not daring to be combined later on contract with NSB will be gross split as well," he said.

That is, the NSB Block still uses the cost recovery scheme, while the NSO Block with the profit sharing model is dirty.

According to him, previously ESDM requested the privilege, which is the right to bid both times or right to match and also give the opportunity to a foreign contractor, but a fairness also it directly gives NSO Block to Pertamina.

The NSO Block contract expires on October 15, 2018. However, the block is still managed by Pertamina. "The problem so far in terms of sharing facilities is very close," he said.

Ego added it will seek to find the best scheme for state revenue from the oil and gas sector. However, he is reluctant to stress with a gross split scheme that will encourage state revenue to be better than a cost recovery scheme.

State revenue and oil and gas sector in 2017 reached US $ 13.14 billion or 8% higher than the target of APBN-P 2017 worth US $ 12.2 billion. Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that state revenues from the oil and gas sector exceeded the target in line with rising oil prices, especially Indonesia crude price (ICP) which until the end of last year was at US $ 51.19 per barrel or higher than with the target of APBN-P 2017 worth US $ 48 per barrel.

AUCTION ANNOUNCEMENT

The Ministry of Energy and Mineral Resources is targeting the announcement of the oil and gas working area in favor of last year could be done in February 2018. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said it will continue to accelerate tekait with the auction process of oil and gas blocks.

Arcandra Tahar

"I am looking forward to February announcement and signature of the contract in March 2018. I want to speed things up, there is no reason to delay," he said.

Arcandra asserted, there are two main requirements that must be fulfilled by bidders if they want to be elected, namely work plan and budget, and signature bonus.

"The work plan is also a signature bonus [bonus signature] .For the cost we do not see because of the gross split," he said.

As many as 20 bidding documents have been accessed by 15 companies. In the final process, as many as six companies have finally submitted bidding documents for five blocks. In addition to announcing the winners of the auction, earlier this year also the government will again conduct an auction of oil and gas blocks.

Recorded more than 20 oil and gas working areas that are not sold auction since 2015 will be re-auctioned this year. Arcandra said it would lead the evaluation of the auction of the oil and gas block. According to him, conventional oil and gas blocks will be prioritized because non-conventional ones are considered not yet competitive yet.

At the end of last year, out of 10 oil and gas blocks on offer, five blocks were sold. The five blocks are the Andaman Block in favor of Mubadala Petroleum (SE Asia) Ltd, the Merak-Lampung Block is in great demand by Tansri Madjid Energi. In addition, the West Yamdena Block and Pekawai Blocks are in demand by PT Saka Energi Indonesia and the Andaman Block attracted by Repsol Exploration SA, PT Energi Mega Persada Tbk., And Premier Oil Far East Ltd., Mubadala Petroleum and KrisEnergy Consortium.

IN INDONESIA

7 Blok Terminasi Pakai Gross Split

Pemerintah memastikan akan menggunakan skema kontrak bagi hasil kotor atau gross split terhadap tujuh blok minyak dan gas bumi yang habis masa kontraknya dan akan ditawarkan kepada PT Pertamina (Persero).

Sementara itu, salu blok migas, yaitu Blok Tengah, akan tetap menggunakan skema bagi hasil bersih atau cost recovery yaitu pengembalian biaya operasi blok migas dari Anggaran Pendapatan Belanja Negara (APBN).

Sementara itu, dalam skema gross split yang mulai berlaku pada Januari 2017 untuk kontrak baru, bagi hasil yang diterima kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) sudah mencakup biaya produksi.

Dalam skema bagi hasil kotor, negara tidak perlu lagi mengembalikan biaya operasi blok migas dari APBN. Blok Tengah yang berlokasi di Kalimantan Timur akan digabung dengan Blok Mahakam dalam pengelolaannya oleh Pertamina sehingga tetap menggunakan skema cost recovery. 

Pasalnya, kontrak bagi hasil Blok Mahakam masih menggunakan skema cost recovery. Pelaksana tugas (Plt.) Dirjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial mengatakan bahwa Blok Tengah tetap menggunakan skema bagi hasil dengan pengembalian biaya operasi karena pengelolaan digabung dengan Blok Mahakam.

"Selain itu [Blok Tengah], tujuh blok migas lainnya yang akan terminasi pada tahun ini akan menggunakan skema gross split,” ujarnya, Senin (8/1).

Saat ini, Blok Tengah dioperasikan oleh Total E&P lndonesie. Kontrak blok migas itu akan berakhir pada 4 Oktober 2018. Delapan blok migas yang akan terminasi terdiri atas Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Jawa, Blok Ogan Komering (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (Vico), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Ltd.), Blok Tengah (Total E&P Indonesia), Blok Attaka (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron), dan Blok North Sumatera Offshore (NSO) oleh Pertamina.

Dari total delapan wilayah kerja migas itu, empat blok di antaranya akan ditawarkan kepada Pertamina. Keempat blok itu adalah Blok Tuban, Blok Southeast Sumatera, Blok Ogan Komering, dan Blok Sanga-Sanga. Ego mengatakan, saat ini pengalihan keempat blok itu kepada Pertamina masih dalam proses. 

“Kami terus bertemu setiap minggu, makin cepat selesai semakin baik.”

Salah satu blok yang dikelola Pertamina yakni, Blok NSO di Aceh juga direncanakan digabung dengan Blok North Sumatera B (NSB). Ego menjelaskan, penggabungan antara Blok NSO dan NSB hanya terkait teknis fasilitas produksi di lapangan.

“Jadi, bukan berani dengan digabung nantinya kontrak dengan NSB akan menjadi gross split juga,” ujarnya.

Artinya, Blok NSB tetap menggunakan skema cost recovery, sedangkan Blok NSO dengan model bagi hasil kotor.

Menurutnya, sebelumnya ESDM meminta adanya hak istimewa, yaitu hak untuk menawar kedua kali atau right to match dan juga memberikan kesempatan kepada kontraktor asing, tetapi sebuah kewajaran juga pihaknya langsung memberikan Blok NSO kepada Pertamina.

Kontrak Blok NSO akan berakhir pada 15 Oktober 2018. Namun, blok itu tetap dikelola oleh Pertamina. “Soalnya sejauh ini dalam hal sharing fasilitas sudah sangat dekat,” ujarnya.

Ego menambahkan, pihaknya akan berupaya untuk mencari skema yang paling baik untuk penerimaan negara dari sektor migas. Namun, dia enggan menekankan dengan skema gross split akan mendorong penerimaan negara bisa lebih baik ketimbang skema recovery cost.

Penerimaan negara dan sektor migas pada 2017 mencapai US$ 13,14 miliar atau lebih tinggi 8% dari target APBN-P 2017 senilai US$ 12,2 miliar. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan bahwa penerimaan negara dari sektor migas melampaui target seiring dengan kenaikan harga minyak, terutama minyak mentah Indonesia (lndonesia crude price/ICP) yang sampai akhir tahun lalu berada di level US$ 51,19 per barel atau lebih tinggi dibandingkan dengan target APBN-P 2017 yang senilai US$ 48 per barel.

PENGUMUMAN LELANG

Kementerian ESDM menargetkan pengumuman lelan wilayah kerja migas yang diminati pada tahun lalu bisa dilakukan pada Februari 2018. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, pihaknya akan terus melakukan percepatan tekait dengan proses lelang blok migas tersebut.

"Saya usahakan Februari pengumuman dan tanda tangan kontrak Maret 2018. Saya ingin mempercepat semuanya. Tidak ada alasan untuk menunda," katanya. 

Arcandra menegaskan, ada dua syarat utama yang harus dipenuhi oleh peserta lelang jika ingin terpilih, yakni rencana kerja dan anggaran, serta bonus tanda tangan.

"Yang dilihat itu work plan [rencana kerja] juga signature bonus [tanda tangan bonus]. Untuk cost tidak kita lihat karena gross split," tuturnya.

Adapun, sebanyak 20 dokumen penawaran telah diakses oleh 15 perusahaan. Dalam proses akhir, sebanyak enam perusahaan akhirnya memasukkan dokumen penawaran untuk lima blok. Selain mengumumkan pemenang lelang, awal tahun ini juga pemerintah akan kembali melakukan lelang blok migas.

Tercatat lebih dari 20 wilayah kerja migas yang tidak laku dilelang sejak 2015 akan dilelang ulang pada tahun ini. Arcandra menyatakan, pihaknya akan memimpin sendiri evaluasi lelang blok migas tersebut. Menurutnya, blok migas konvensional akan diprioritaskan karena yang non-konvensional dianggap masih belum belum kompetitif.

Pada akhir tahun lalu, dari 10 blok migas yang ditawarkan laugsung, ada lima blok yang sudah laku. Kelima blok itu ialah Blok Andaman l diminati Mubadala Petroleum (SE Asia) Ltd, Blok Merak-Lampung diminati oleh Tansri Madjid Energi. Selain itu, Blok West Yamdena dan Blok Pekawai diminati oleh PT Saka Energi Indonesia dan Blok Andaman diminati oleh Repsol Exploration SA, PT Energi Mega Persada Tbk., dan Konsorsium Premier Oil Far East Ltd., Mubadala Petroleum, dan KrisEnergy. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, Jan 9, 2018

Wide Budget Balance

The government believes that the rise in world crude oil prices, which is currently far above prediction, will not disrupt the balance of state revenues and expenditures this year.

World crude oil prices have moved up throughout 2017 and continued strengthening earlier this year. On Monday's trade (8/1) to 15.52 GMT, West Texas Intermediate (WTI) oil prices rose 0.23% to US $ 61.57 per barrel on the New York Merchantile Exchange.

Meanwhile, Brent oil prices rose 0.10% to US $ 67.69 per barrel on ICE Futures Europe. Meanwhile, the government is targeting oil prices to be at the level of US $ 48 per barrel in the state budget of revenues and expenditures (APBN) 2018.

Finance Minister Sri Mulyani Indiawati said so far there is nothing to worry about in relation to rising world oil prices. According to the Minister of Finance, rising world oil prices will have a positive effect on state revenues. Indonesia gets a profit of around Rp 1.1 trillion and every increase in the oil price of US $ 1 per barrel.

"If our assumption is US $ 48 per barrel, now it rises to US $ 50, then there is revenue of around Rp 2.2 trillion, Finance Minister said Monday (8/1).

Meanwhile, PT Pertamina as an importer of crude oil and fuel oil (BBM) has a healthy financial condition.

"Even in 2016 Pertamina gets a profit because they do not change the selling price when world oil prices at that time fell. So, the profit is used to maintain their balance sheet last year, "said Sri Mulyani.

The Minister of Finance said that Pertamina needed the support of capital expenditure to expand.

"They have to expand, capital spending quite a lot, there may be pressure," said Sri Mulyani.

Meanwhile, Head of Fiscal Policy Agency of the Finance Ministry, Suahasil Nazara, said it still needs to audit reports on energy subsidies before finally making a decision to make changes or not. Suahasil said the authority to calculate the increase in energy subsidy is at the Ministry of Energy and Mineral Resources.

"Only in the first 3 months of this year, nothing has changed. Then if there is a price change, according to the formula and the formula

calculated Ministry of Energy and Mineral Resources. "

Meanwhile, so far the government has decided that the selling price of diesel fuel subsidy, premium, and kerosene did not change in January-March 2018. This is done so that people's purchasing power can be maintained.

For the next period, the government will review the realization of oil and component prices in the fuel price formula to determine whether it is necessary to make adjustments. Since April 2016, the government has not changed the price of premium and diesel fuel even though it actually has a fuel price formula that is sensitive to changes in crude oil prices.

NEGATIVE IMPACT

Associated with that condition, analysts and economists assess the rise in crude oil prices can also have a negative impact on the Indonesian economy. The greatest impact the government will feel is the potential increase in energy subsidies because Indonesia is an oil importing country.

Bhima Yudhistira, an economist at the Institute for Development of Economics and Finance, said that rising oil prices will indeed boost oil and gas exports that will contribute to state revenues.

"If the oil price trend continues, even predicted to reach US $ 80 per barrel for Indonesian Crude Price (ICP), the target of revenue and oil and gas will be achieved in 2018," said Bhima.

However, rising world oil prices will impact the burden of state subsidies. If subsidies, there is no increase in fuel prices, will potentially occur and will affect the cost of production in the country.

"Logistics costs can be more expensive. Competitiveness decreased, "he added.

Yose Rizal Damuri, an economist at the Center for Strategic and International Studies, said that the impact on the APBN is actually positive because fuel subsidies are not too large, although some types of fuel are still subsidized.

"The more problematic is the impact on economic growth in the form of rising production costs and rising oil prices," he said.

Related to the projection of world crude oil price this year, Monex Investindo Futures analyst Putu Agus said that prices could be corrected due to sentiment from increased US shale production targeted to reach 10 million barrels per day.

"The price of crude oil in the world is not expected to reach US $ 70 per barrel.

The possibility could be down to US $ 52 per barrel or US $ 55 per barrel due to US production factors that continue to increase throughout the year, "said Putu.

IN INDONESIA

Keseimbangan Anggaran Terjaga

Pemerintah meyakini kenaikan harga minyak mentah dunia, yang saat ini jauh di atas prediksi, tidak akan mengganggu keseimbangan anggaran pendapatan dan belanja negara pada tahun ini. 

Harga minyak mentah dunia telah bergerak naik sepanjang 2017 dan melanjutkan penguatan pada awal tahun ini. Pada perdagangan Senin (8/1) hingga pukul 15.52 WIB, harga minyak West Texas Intermediate (WTI) menguat 0,23 % menjadi US$ 61,57 per barel di New York Merchantile Exchange. 

Sementara itu, harga minyak Brent naik 0,10% menjadi US$ 67,69 per barel di ICE Futures Europe. Adapun, pemerintah menargetkan harga minyak hanya berada di level US$48 per barel dalam anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN) 2018. 

Menteri Keuangan Sri Mulyani Indiawati mengatakan, sejauh ini belum ada hal yang perlu dikhawatirkan terkait dengan kenaikan harga minyak dunia. Menurut Menteri Keuangan kenaikan harga minyak dunia akan memberikan pengaruh positif terhadap penerimaan negara. Indonesia mendapatkan keuntungan sekitar Rp 1,1 triliun dan setiap kenaikan harga minyak sebesar US$ 1 per barel.

"Jika asumsi kita US$ 48 per barel, sekarang naik menjadi US$ 50, maka ada penerimaan sekitar Rp 2,2 Triliun ujar Menteri Keuangan Senin (8/1).

Sementara itu, PT Pertamina sebagai pengimpor minyak mentah dan bahan bakar minyak (BBM) memiliki kondisi keuangan yang sehat.

“Bahkan pada 2016 Pertamina mendapat untung karena mereka tidak mengubah harga jual ketika harga minyak dunia pada saat itu turun. Jadi, keuntungan tersebut dipakai untuk menjaga neraca mereka pada tahun lalu,” kata Sri Mulyani.

Menteri Keuangan mengatakan yang diperlukan Pertamina saat ini adalah dukungan belanja modal untuk berekspansi. 

“Mereka harus ekspansi, belanja modalnya cukup banyak, di situ mungkin akan mendapatkan tekanan,” kata Sri Mulyani.

Sementara itu, Kepala Badan Kebijakan Fiskal Kementerian Keuangan Suahasil Nazara mengatakan, pihaknya masih perlu mengaudit Iaporan tentang subsidi energi sebelum akhirnya mengambil keputusan untuk melakukan perubahan atau tidak. Suahasil mengatakan, kewenangan penghitungan kenaikan subsidi energi berada di Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 

“Hanya dalam 3 bulan pertama tahun ini tidak ada yang berubah. Lalu kalau ada perubahan harga, sesuai formula dan formula itu dihitung Kementerian ESDM.”

Adapun, sejauh ini pemerintah telah memutuskan bahwa harga jual BBM jenis solar subsidi, premium, dan minyak tanah tidak mengalami perubahan pada Januari-Maret 2018. Hal tersebut dilakukan agar daya beli masyarakat dapat terjaga.

Untuk periode berikutnya, pemerintah akan melihat kembali realisasi harga minyak dan komponen dalam formula harga BBM untuk menentukan apakah memang perlu dilakukan penyesuaian. Sejak April 2016, pemerintah tidak mengubah harga premium dan solar meskipun sebenarnya memiliki formula harga BBM yang sensitif terhadap perubahan harga minyak mentah.

DAMPAK NEGATIF

Terkait dengan kondisi itu, para analis dan ekonom menilai kenaikan harga minyak mentah juga dapat memberikan dampak negatif bagi perekonomian Indonesia. Dampak terbesar yang akan dirasakan pemerintah adalah potensi kenaikan subsidi energi karena Indonesia adalah negara pengimpor minyak.

Bhima Yudhistira, Ekonom dari Institute for Development of Economics and Finance, mengatakan bahwa kenaikan harga minyak memang akan meningkatkan ekspor migas yang akan berkontribusi terhadap penerimaan negara.

“Kalau tren harga minyak terus berlanjut, bahkan diprediksi mencapai US$ 80 per barel untuk Indonesian Crude Price (ICP), maka target penerimaan dan migas akan tercapai pada 2018,” kata Bhima.

Namun, kenaikan harga minyak dunia akan berdampak terhadap beban subsidi negara. Apabila subsidi tidak ada kenaikan harga jual BBM berpotensi terjadi dan akan memengaruhi biaya produksi di dalam negeri.

“Biaya logistik bisa lebih mahal. Daya saing menurun,” imbuhnya.

Yose Rizal Damuri, ekonom Center for Strategic and International Studies, mengatakan bahwa dampak terhadap APBN sebenarnya positif karena subsidi BBM sudah tidak terlalu besar, walaupun ada sejumlah jenis bahan bakar masih disubsidi.

“Yang lebih bermasalah adalah dampaknya terhadap pertumbuhan ekonomi dalam bentuk kenaikan biaya produksi dan meningkatnya harga minyak,” katanya. 

Terkait , proyeksi harga minyak mentah dunia pada tahun ini, analis Monex Investindo Futures Putu Agus mengatakan bahwa harga bisa saja terkoreksi akibat sentimen dari meningkatnya produksi shale Amerika Serikat yang ditargetkan akan mencapai 10 juta barel per hari.

“Harga minyak mentah didunia diperkirakan tidak akan mecapai US$ 70 per barel.

Kemungkinan bisa saja turun ke US$ 52 per barel atau US$ 55 per barel karena faktor produksi AS yang terus meningkat sepanjang tahun ini,” jelas Putu. 

Bisnis Indonesia, Page-1, Tuesday, Jan 9, 2018

Target of SKK Migas Abadi Field Can Production 2027

The development of the Abadi Field project in the Masela Block shows little progress. Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi said that lnpex Corporation as operator of Masela Block has now started pre-end engineering pre-FEED pre-qualification process pre-qualification.

In this pre-FEED process, lnpex will know how the pipeline estimates, the location certainty, and how it shapes its onshore design.

"To offshore the ship later like what, and others," said Amin, Sunday (7/1).

SKK Migas targets the pre-FEED process to be completed by mid-2018. By the end of the year, the company can complete the plan of development (POD) of Masela Block. As an illustration, pre-FEED results will be used to complete POD.

the Abadi Field project in the Masela Block

"By the end of 2018 we expect POD Masela to finish," said Amien. "Although we are seeing, the more time is coming back, the potential for disruption and potential difficulties will increase."

One of the disturbances referred to SKK Migas is the location of LNG Plant on land. The government has decided on two sites in West Southeast Maluku (MTB) to build LNG Plant. 

      lnpex is conducting a location study to select a location to be used for the LNG Plant project. But the location will actually be used for sugarcane plantations by companies from Jakarta. To that end, SKK Migas requested the help of local government to help lnpex Corporation.

IN INDONESIA

Target SKK Migas Lapangan Abadi Bisa Produksi 2027

Perkembangan proyek Lapangan Abadi di Blok Masela menunjukan sedikit kemajuan. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi menyebut, lnpex Corporation sebagai operator Blok Masela, saat ini sudah memulai proses prakualifikasi pradesain rekayasa awal atau prefront end engineering design (pre-FEED).

Dalam proses pre FEED ini, lnpex akan mengetahui bagaimana perkiraan jalur pipa, kepastian lokasi, dan bagaimana bentuk desain onshore-nya. 

"Untuk offshore kapalnya nanti seperti apa, dan lain-lain," jelas Amin, Minggu (7/1). 

SKK Migas menargetkan proses pre-FEED ini bisa selesai pada pertengahan tahun 2018. Dengan begitu, pada akhir tahun nanti, perusahaan ini bisa menyelesaikan plan of development (POD) Blok Masela. Sebagai gambaran, hasil pre-FEED akan dipakai untuk menyelesaikan POD. 

"Akhir 2018 kami harapkan POD Masela selesai. Walau kami melihat, makin mundur waktunya, potensi gangguan dan potensi kesulitan makin bertambah," kata Amien.

Salah satu gangguan yang dimaksud SKK Migas adalah soal lokasi LNG Plant di darat. Pemerintah telah memutuskan adanya dua lokasi di Maluku Tenggara Barat (MTB) untuk membangun LNG Plant. 

     lnpex sedang melakukan studi lokasi untuk memilih satu lokasi yang akan digunakan untuk proyek LNG Plant. Namun lokasi itu justru akan digunakan untuk perkebunan tebu oleh perusahaan asal Jakarta. Untuk itu, SKK Migas meminta bantuan pemerintah daerah setempat agar bisa membantu lnpex Corporation.

Kontan, Page-14, Tuesday, Jan 9, 2018

Agus Amperianto New Leader PT Pertamina EP Asset 4

PT Pertamina EP refreshes the managerial level in several fields as well as assets. Including one in the asset environment 4. Asset 4 General Manager previously led by Didik Susilo, as of 05 January 2018 forwarded by Agus Amperiantao as the new General Manager Asset 4.

"It is true that it has changed at the managerial level of PT Pertamina EP. This is a natural thing in an organization to support the achievement of Vision Company Mission ", said Agustinus, PT Pertamina EP Asset 4 Legal & Relation Manager (08/01).

Furthermore, Agustinus added that before serving as Asset 4 General Manager, Agus Amperianto has occupied several strategic positions within PT Pertamina EP such as Ramba Field Manager, Cepu Field Manager, Rantau Field Manager and Public Relation Manager.

"Thank you for the support provided by all parties. Insya Allah with the management team in Asset 4 will run this mandate to meet the production target of PT Pertamina EP 4, said Agus Amperianto PT Pertamina EP Asset 4 General Manager when met during his visit to Sumur Tapen in Tuban Regency.

IN INDONESIA

Agus Amperianto Nahkoda Baru PT Pertamina EP Asset 4

PT Pertamina EP melakukan penyegaran di level manajerial di beberapa lapangan dan juga asset. Termasuk salah satunya di lingkungan asset 4. Jabatan Asset 4 General Manager yang sebelumnya dipimpin oleh Didik Susilo, per tanggal 05 Januari 2018 diteruskan oleh Agus Amperiantao selaku Asset 4 General Manager yang baru.

“Benar bahwa telah berganti di level manajerial PT Pertamina EP. Hal ini merupakan hal yang wajar dalam sebuah organisasi untuk mendukung tercapainya Visi Misi perusahaan”, ujar Agustinus, PT Pertamina EP Asset 4 Legal & Relation Manager (08/01).

Lebih lanjut, Agustinus menambahkan bahwa sebelum menjabat sebagai Asset 4 General Manager, Agus Amperianto telah menempati beberapa jabatan strategis di lingkungan PT Pertamina EP antara lain Ramba Field Manager, Cepu Field Manager, Rantau Field Manager dan Public Relation Manager.

“Terima kasih atas dukungan yang diberikan oleh seluruh pihak. Insya Allah saya bersama tim manajemen di Asset 4 akan jalankan amanah ini untuk memenuhi target produksi PT Pertamina EP 4, ujar Agus Amperianto PT Pertamina EP Asset 4 General Manager saat ditemui disaat kunjungannya ke Sumur Tapen di Kabupaten Tuban.

Bhirawa, Page-5, Tuesday, Jan 9, 2018

The Government Should Flexible in the Profit Sharing Scheme

The government should not be rigid in implementing oil and gas sharing schemes with investors. The upstream oil and gas investment climate that has not fully recovered should be favorable to investors. In addition, tax relief and incentives in other forms are also required.

Satya Widya Yudha

According to Vice Chairman of Commission VII of the House of Representatives, Satya Widya Yudha, the burden of the tax burden on investors is becoming less attractive when the upstream oil and gas investment climate is still unattractive. In addition, investors are still facing nontechnical difficulties in the field, such as long-standing licenses and fluctuating rules.

"We recommend that the policy applied is not rigid. For example, contractors who fail to get oil or gas from drilling should not be taxed anymore. It will be burdensome, "said Satya, Sunday (7/1), in Jakarta.

In addition, the government should be careful in giving the right to manage the working area of oil and gas to contractors. Preferably, only a truly bona fide contractor is granted the right to manage the oil and gas working area.

"Give to contractors who are really serious about managing oil and gas working areas. Not to contractors who are passive, "said Satya.

Talking about the five areas of unconventional oil and gas work that investors are interested in does not guarantee that they really manage it. There is a long enough time span between entering a bidding document and signing a production sharing contract.

In the exposure of the upstream oil and gas sector in 2017 by the Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas) last week, the achievement of 2017 oil lifting production was 803,800 barrels per day.

This figure is lower than the APBN-P 2017 as much as 815,000 barrels per day. The natural gas lifting is 6.386 million standard cubic feet per day (MMSCFD) or lower than the target of 40 MMSCFD.

Although the target of oil and natural gas lifting is not achieved, the realization of state revenues from the sector is increasing. From the provision of ABPN-P 2017 amounting to 12.2 billion US dollars (Rp 164.7 trillion), the realization of state revenues from upstream oil and gas activities throughout 2017 was 13.1 billion US dollars (Rp 176.8 trillion). The increase of crude oil price throughout 2017 became the main cause of the upstream oil and gas sector revenues.

Not really

Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said, there are a number of KKKS who are not serious in investing in upstream oil and gas. That is, among others seen from the KKKS who do not carry out exploration activities due to limited funds. As a result, the target of additional oil and gas reserves in Indonesia is not achieved.

"The serious thing is to carry out exploration activities only big companies, from the 60 percent target, oil and gas reserves in 2017 will only increase 55.3 percent," said Amien.

In 2016, continued Amien, there are 284 oil and gas working areas throughout Indonesia, both conventional and nonconventional. In 20171, the number is reduced to 255 conventional and non-conventional working areas.

Realization of exploration and production investment in 2017 amounted to 9.33 billion US dollars or nearly Rp 126 trillion. The target set 12.9 billion US dollars or nearly Rp 166 trillion.

Realization of investment in 2016 as much as 10.43 billion US dollars or equivalent to Rp 140.8 trillion. This realization is lower than target of 12.015 billion US dollars (equivalent to Rp 162.2 trillion).

To stimulate upstream oil and gas investment in the country, the government issued Government Regulation No. 53/2020 on Tax Treatment for Upstream Oil and Gas Upper Business Upon Gross Split Distribution Contract. This regulation provides certainty in the form of incentives for upstream oil and gas contractors, such as exemption of import duties on oil and gas operations, abolition of land and building tax and tax exemption for shared assets.

IN INDONESIA

Pemerintah Sebaiknya Tidak Kaku dalam Skema Bagi Hasil

Pemerintah sebaiknya tidak kaku dalam menerapkan skema bagi hasil minyak dan gas bumi dengan investor. Iklim investasi hulu minyak dan gas bumi yang belum sepenuhnya pulih harus berpihak pada investor. Selain itu, keringanan pajak dan insentif dalam bentuk lain juga dibutuhkan. 

Menurut Wakil Ketua Komisi VII DPR Satya Widya Yudha, beban pajak yang memberatkan investor menjadi semakin tidak menarik di saat iklim investasi hulu migas yang masih tidak menarik. Selain itu, investor juga masih menghadapi kesulitan nonteknis di lapangan, seperti perizinan yang terlau lama dan aturan yang mudah berubah-ubah. 

”Sebaiknya kebijakan yang diterapkan tidak kaku. Contohnya, kontraktor yang gagal mendapatkan minyak atau gas dalam pengeboran sebajknya tak dibebani pajak lagi. Itu akan memberatkan,” ujar Satya, Minggu (7/1), di Jakarta.

Selain itu pemerintah sebaiknya cermat dalam memberikan hak kelola wilayah kerja migas terhadap kontraktor. Sebaiknya, hanya kontraktor yang benar-benar bonafide yang diberi hak kelola wilayah kerja migas tersebut.

”Berikanlah kepada kontraktor yang benar-benar serius mengelola wilayah kerja migas. Bukan kepada kontraktor yang paslu,” kata Satya.

Menyinggung soal lima wilayah kerja migas nonkonvensional yang diminati investor hal itu belum menjamin mereka benar-benar mengelolanya. Ada rentang waktu yang cukup lama antara memasukkan dokumen penawaran dan tanda tangan kontrak bagi hasil.

Dalam paparan kinerja sektor hulu migas Indonesia pada 2017 oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) pekan lalu, capaian produksi siap jual (lifting) minyak 2017 sebanyak 803.800 barrel per hari.

Angka ini lebih rendah daripada ketetapan APBN-P 2017 yang sebanyak 815.000 barrel per hari. Adapun lifting gas bumi yang terealisasi 6.386 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) atau lebih rendah daripada target yang sebanyak 40 MMSCFD.

Meskipun target lifting minyak dan gas bumi tidak tercapai, realisasi penerimaan negara dari sektor tersebut meningkat. Dari ketetapan ABPN-P 2017 yang sebesar 12,2 miliar dollar AS (Rp 164,7 triliun), realisasi penerimaan negara dari kegiatan hulu migas sepanjang 2017 adalah 13,1 miliar dollar AS (Rp 176,8 triliun). Kenaikan harga minyak mentah sepanjang 2017 menjadi penyebab utama penerimaan sektor hulu migas meningkat.

Tidak sungguh-sungguh 

Kepala SKK Migas Amien  Sunaryadi menyebutkan, ada sejumlah KKKS yang tak sungguh-sungguh dalam berinvestasi di hulu migas. Hal itu, antara lain terlihat dari KKKS yang tidak melaksanakan kegiatan eksplorasi lantaran keterbatasan dana. Akibatnya, target penambahan cadangan migas di Indonesia tidak tercapai. 

"Yang bersungguh-sungguh mau melaksanakan kegiatan eksplorasi hanya perusahaan-perusahaan besar. Dari target 60 persen, cadangan migas sepanjang 2017 hanya bertambah 55,3 persen,” ujar Amien.

Pada 2016, lanjut Amien, ada 284 wilayah kerja migas di seLuruh,Indonesia, baik yang konvensional maupun nonkonvensional. Adapun pada 20171 jumlahnya berkurang menjadi 255 wilayah kerja konvensional dan nonkonvensional.

Realisasi investasi eksplorasi dan produksi pada 2017 sebesar 9,33 miliar dollar AS atau hampir Rp 126 triliun. Adapun target yang ditetapkan 12,9 miliar dollar AS atau hampir Rp 166 triliun.

Realisasi investasi pada 2016 sebanyak 10,43 miliar dollar AS atau setara Rp 140,8 triliun. Realisasi ini lebih rendah daripada

target yang sebesar 12,015 miliar dollar AS (setara Rp 162,2 triliun).

Untuk menggairahkan investasi hulu migas di dalam negeri, pemerintah menerbitkan Peraturan Pemerintah Nomor 53 Tahun 2017 tentang Perlakuan Perpajakan Pada Kegatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Dengan Kontrak Bagi Hasil Gross Split. 

     Peraturan ini memberi kepastian berupa insentif bagi kontraktor hulu migas, antara lain pembebasan bea masuk impor atas barang operasi migas, penghapusan pajak bumi dan bangunan serta pembebasan pajak untuk aset yang digunakan bersama.

Kompas, Page-17, Monday, Jan 8, 2018

Gross Split Regulation Still Improved

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) continues to work on improving the scheme for the gross split. The latest thing to do is to revise the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on the Gross Split Revenue Contract. This revision to synergize the stipulation of Government Regulation no. 53 The year 2017 on Tax Treatment on Upstream Oil and Gas Business Activities with Gross Split Distribution Contract.

For information, in Government Regulation no. 53/2017 states, this Government Regulation regulates the types of contractors' income, calculation of taxable income, operating costs which may or may not be taken into account as a reduction of gross producers.

It also regulates the recognition and measurement of income, profit sharing and liability of contractors or tax-related operators. In addition, the regulation also provides incentives in the form of tax facilities to contractors.

Secretary-General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Susyanto, said the revision will add a section that regulates the contractor's indirect taxes that have been changed or accounted for in additional splits.

"One article, if not mistaken, is inserted in article 7 of Ministerial Regulation 08 Year 2017," said Susyanto, in a release on Sunday (7/1).

He predicted mid-January 2018, the revision of this rule has been completed.

"Draft already exists. Actually just report it, if Mr. Vice Minister is okay, just waiting for the signature of the Minister of Energy and Mineral Resources. That's it, "he added.

IN INDONESIA

Peraturan Gross Split Masih Terus Disempurnakan

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) terus berupaya menyempurnakan skema bagi hasil gross split. Hal terbaru yang akan dilakukan adalah merevisi Peraturan Menteri ESDM No 8/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. 

     Revisi ini untuk menyinergikan penetapan Peraturan Pemerintah No. 53 Tahun 2017 Tentang Perlakuan Perpajakan pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dengan Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Sebagai informasi, dalam Peraturan Pemerintah No. 53/2017 menyebutkan, Peraturan Pemerintah ini mengatur mengenai jenis-jenis penghasilan kontraktor, penghitungan penghasilan kena pajak, biaya-biaya operasi baik yang dapat maupun tidak dapat diperhitungkan sebagai pengurang penghasil bruto.

Lalu juga mengatur pengakuan dan pengukuran penghasilan, perhitungan bagi hasil dan kewajiban kontraktor atau operator terkait pajak. Di samping itu, diatur pula mengenai pemberian insentif dalam bentuk fasilitas perpajakan kepada kontraktor.

Sekretaris Jenderal Migas Kementerian ESDM Susyanto bilang, revisi ini akan menambahkan satu pasal yang mengatur pajak-pajak tidak langsung kontraktor yang diubah atau diperhitungkan menjadi tambahan split. 

"Satu pasal saja. Kalau tidak salah, disisipkan di pasal 7 Peraturan Menteri 08 Tahun 2017,“ jelas Susyanto, dalam rilis, Minggu (7/1).

Dia memperkirakan, pertengahan Januari 2018, revisi aturan ini sudah selesai dilakukan. 

“Draft sudah ada. Sebenarnya hanya melapor saja, jika Pak Wakil Menteri oke, hanya menunggu tanda tangan Menteri ESDM. Itu saja,” tambahnya.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 8, 2018

Many Local Oil and Gas Contractors Do not Have Funds

The number of oil and gas blocks in 2017 continues to shrink compared to 2016

 Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) stated that the number of Oil and Gas Working Areas (WK) of oil and gas (oil and gas) in Indonesia at the end of 2017 continues to decrease. On December 31, 2017, the number of oil and gas blocks in Indonesia decreased 25 or 255 blocks of oil and gas.

 While the year 2016 there are 280 blocks of oil and gas. Of the 255 oil and gas blocks by the end of 2017, only 87 have been produced. With details of 73 oil and gas blocks entering the production phase and as many as 14 oil and gas blocks enter into the development stage.

 While as many as 162 is still the exploration stage. Of that number, 88 blocks are still actively working on KKKS and 37 termination processes. Reduced number of oil and gas blocks up to 25 blocks due to contracts with Contractor Cooperation Contracts (KKKS) in the region ends.

 Head of SKK Migas Amien Sunaryadi said that in the expired contract, the government did not renew the contract with KKKS. This is due to the fact that the majority of the KKKS are classified as "poor" category. "The number of KKKS decreased is okay, because most of those terminating are poor class KKKS, want seismic survey to have no money, who want to drill also have no money," he said on Friday (5/1).

 He said that this poor KKKS majority is dominated by local oil and gas companies. And most are still in the exploration stage. But there are two KKKS that enter the stage of exploitation but also problematic. For example Strait Block Long, operator Petroselat.

"The company has been declared bankrupt, meaning that the KKKS is really poor." West Kampar Block operator, PT Sumatera Persada Energi, has also been bankrupt, so the name has emerged two, "said Amien.

 With so many poor KKKS dominating the exploration block, it is not surprising that oil and gas exploration investment in the country is of concern. Amien revealed, from the exploration investment plan in 2017 of US $ 870 million, which realized only US $ 180 million.

 He thinks that number is very small. How ideal? "The bigger the better, but it must be realistic, of the many blocks of exploration, the majority of it turns out that poor working class contracts, if the investment is big, it is difficult," he said.

 While oil and gas investment in 2017 only US $ 9.33 billion, or down compared to 2016 amounted to US $ 12.29 billion. Realization of investment activities in the block production in 2017 only amounted to US $ 9.15 billion. The rest is exploration.

IN INDONESIA

Banyak Kontraktor Migas Lokal Tidak Punya Dana

Jumlah blok migas tahun 2017 terus menyusut dibandingkan dengan tahun 2016

 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan jumlah Wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi (migas) atau blok migas di Indonesia pada akhir tahun 2017 terus berkurang. Pada 31 Desember 2017, jumlah blok migas di Indonesia berkurang 25 atau menjadi 255 blok migas.

 Sementara tahun tahun 2016 ada sebanyak 280 blok migas. Dari jumlah 255 blok migas di akhir tahun 2017 itu hanya 87 yang sudah menghasilkan. Dengan rincian 73 blok migas masuk ke tahap produksi dan sebanyak 14 blok migas masuk ke dalam tahap pengembangan.

 Sedangkan sebanyak 162 masih tahap eksplorasi. Dari jumlah itu sebanyak 88 blok masih aktif dikerjakan KKKS dan 37 proses terminasi. Berkurangnya jumlah blok migas hingga 25 blok disebabkan kontrak dengan para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di wilayah tersebut berakhir.

 Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, pada kontrak yang sudah habis itu pemerintah tidak memperpanjang kontrak dengan KKKS. Ini mengingat mayoritas KKKS tersebut termasuk kategori perusahaan kelas "miskin" "Jumlah KKKS menurun tidak apa-apa, karena kebanyakan yang terminasi ini adalah KKKS kelas miskin, mau seismic survey tidak punya uang, yang mau ngebor juga tidak punya uang," katanya, Jumat (5/1).

 Dia bilang, KKKS miskin ini mayoritas didominasi oleh perusahaan migas lokal. Dan sebagian besar masih dalam tahapan eksplorasi. Tapi ada dua KKKS yang masuk tahap eksploitasi tapi bermasalah juga. Misalnya Blok Selat Panjang, operatornya Petroselat. 

"Perusahaan Itu sudah dinyatakan pailit, KKKS itu berarti betul-betul miskin. Operator Blok West Kampar, PT Sumatera Persada Energi, juga sudah pailit. Jadi nama yang sudah muncul dua itu," jelas Amien.

 Dengan banyaknya KKKS miskin mendominasi blok ekplorasi, tidak mengherankan jika investasi eksplorasi migas di Tanah Air memprihatinkan. Amien mengungkapkan, dari rencana investasi eksplorasi pada tahun 2017 sebesar US$ 870 juta, yang terealisasi hanya sebesar US$ 180 juta.

 Menurutnya jumlah itu kecil sekali. Berapa idealnya? "Semakin besar, semakin baik. Tapi mesti realistis. Dari sekian banyak blok eksplorasi, mayoritas ternyata KKKS kelas miskin itu, kalau diharapkan investasinya besar, susah juga," katanya.

 Sementara investasi migas pada tahun 2017 hanya US$ 9,33 miliar, atau turun dibandingkan 2016 sebesar US$ 12,29 miliar. Realisasi investasi kegiatan di blok produksi pada tahun 2017 hanya sebesar US$ 9,15 miliar. Sisanya eksplorasi.

Kontan, Page-14, Monday, Jan 8, 2018