Pertamina Sets almost $7 billion for new Wells, Mahakam in 2017

State-owned oil and gas giant Pertamina is setting aside almost US$ 7 billion for capital expenditure (capex) in 2017, as it aims to up its business operations. The capex amount - standing at $ 6.67 billion, slightly lower than the $6.9 billion in 2016 - will come solely from internal cash, Pertamina president director Dwi Soetjipto said on Wednesday.
“Our capex is not big, so we do not need [to look for] debt. We want to minimize debt and we have not looked for debt since 2012,” he added.

Pertamina plans on partially using the capex funds tofmance drilling activities at several" new wells and to fund its operations in the Mahakam block in East Kalimantan. As reported earlier, Pertamina has set a target to amass a large amount of reserves through increased overseas partnerships, acquisitions and takeovers of oil and gas Helds with soon to be terminated contracts.

As of November, there were 284 oil and gas working areas nation wide, down from 313 in January, according to the Upstream Gil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas). Contracts for 35 working areas will end in the period of 2017 to 2026, including the contracts of French oil and gas giant Total E&P Indonésie that operates the gas-rich Mahakam block and US-based energy giant Chevron Pacific Indonesia that operates the Rokan block\ in Riau Islands.

Total E&P’s contract will expire in 2017, while that of Chevron’s will expire in 2021. The government has stated that Pertamina will be prioritized in all oil and gas working areas in the upstream industry when contracts with contractors expire in the future, The company also hopes to boost upstream production to 1.9 million barrels of oil equivalent per day (boepd) by 2025 from a measly 624,000 boepd of production in 2015.

Pertamina president commissioner Tanri Abeng said it eyed a 15 percent annual increase in revenue to $ 42.59 billion and a 6 percent annual rise in profit to $ 3.04 billion next year. “In the upstream [sector], Pertamina must be more aggressive to find’ new oil and gas reserves, while in the downstream [sector], our business operations should be more efficient,” Tanri said.

Meanwhile, in 2017, Pertamina is set to obtain additional income by collecting Pertamina Energy Trading Ltd.’s' (Petral) account receivables, which is money owed to Petral from its clients. The company which is Pertamina’s liquidated trading arm is estimated to have around $50 million receivables. However, Dwi said some of the receivables were not well documented and Pertamina should go through a reclassification process with Petral’s clients.

“We have to check our records with the clients. Some of them may admit they have payables to Petral, but some others may not. This should be resolved,” he said. Meanwhile, Pertamina seems to have ended 2016 in the black, supported by several efficiency measures.

As of the third quarter of 2016, it already booked $2.83 billion in profit and Dwi said the full-year figure might exceed its previous estimate of $2.88 billion. The third-quarter Hgure' itself was already higher than Malaysia’s Petronas, which booked 12.25 billion ringgit ($2.73 billion) in the same period. It was the first time Pertamina exceeded its Malaysian counterpart, despite the fact that its total assets were just a third of Petronas.

IN INDONESIAN

Pertamina Keluarkan Hampir $ 7 miliar untuk Sumur baru, di Mahakam Pada 2017

Perusahaan BUMN minyak dan gas raksasa Pertamina menyisihkan hampir US $ 7 miliar untuk belanja modal (capex) pada tahun 2017, karena bertujuan untuk sampai operasi bisnisnya. Capex Jumlah - berdiri di $ 6,67 Miliar, sedikit lebih rendah dari $ 6,9 milyar pada 2016 - akan datang hanya dari kas internal, Presiden Direktur Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan pada hari Rabu. "Capex kami tidak besar, jadi kita tidak perlu [mencari] utang. Kami ingin meminimalkan utang dan kami tidak mencari utang sejak 2012, "tambahnya.

Pertamina berencana sebagian menggunakan dana capex untuk membiayai kegiatan pengeboran di beberapa "sumur baru dan untuk mendanai operasinya di blok Mahakam di Kalimantan Timur. Seperti diberitakan sebelumnya, Pertamina telah menetapkan target untuk mengumpulkan sejumlah besar cadangan melalui peningkatan kemitraan di luar negeri , akuisisi dan pengambilalihan helds minyak dan gas dengan segera dihentikan kontrak.

Hingga November, ada 284 migas bekerja daerah secara nasional, turun dari 313 pada bulan Januari, menurut Gil dan Gas Angkatan Hulu Pengatur Tugas Khusus (SKK Migas). Kontrak untuk 35 wilayah kerja akan berakhir pada periode 2017-2026, termasuk kontrak minyak Perancis dan gas raksasa Total E & P Indonésie yang mengoperasikan kaya gas Blok Mahakam dan energi raksasa yang berbasis di AS Chevron Pacific Indonesia yang beroperasi blok Rokan di Kepulauan Riau.

Total E & P kontrak akan berakhir pada tahun 2017, sedangkan Chevron akan berakhir pada 2021. Pemerintah telah menyatakan bahwa Pertamina akan diprioritaskan di semua wilayah kerja minyak dan gas di industri hulu ketika kontrak dengan kontraktor berakhir di masa depan, perusahaan juga berharap untuk meningkatkan produksi hulu ke 1,9 juta barel setara minyak per hari (boepd) pada tahun 2025 dari sangat sedikit 624.000 boepd produksi pada tahun 2015.

Pertamina presiden komisaris Tanri Abeng mengatakan bermata peningkatan tahunan 15 persen dalam pendapatan $ 42,59 Miliar dan kenaikan tahunan 6 persen pada laba $ 3,04 Miliar tahun depan. "Dalam [sektor] hulu, Pertamina harus lebih agresif untuk menemukan 'cadangan minyak dan gas baru, sementara di [sektor] hilir, operasi bisnis kami harus lebih efisien," kata Tanri.

Sementara itu, pada tahun 2017, Pertamina diatur untuk memperoleh penghasilan tambahan dengan mengumpulkan piutang '(Petral) Pertamina Energy Trading Ltd, yang merupakan utang kepada Petral dari klien. Perusahaan yang lengan perdagangan dilikuidasi Pertamina diperkirakan memiliki US $ 50 juta piutang. Namun, Dwi mengatakan beberapa piutang tidak didokumentasikan dengan baik dan Pertamina harus melalui proses reklasifikasi dengan klien Petral.

"Kami harus memeriksa catatan kami dengan klien. Beberapa dari mereka mungkin mengakui bahwa mereka memiliki hutang kepada Petral, tetapi beberapa orang lain mungkin tidak. Ini harus diselesaikan, "katanya. Sementara itu, Pertamina tampaknya telah berakhir 2016 di hitam, didukung oleh beberapa langkah-langkah efisiensi.

Hingga kuartal III 2016, sudah memesan $ 2,83 Miliar laba dan Dwi mengatakan angka penuh tahun mungkin melebihi perkiraan sebelumnya sebesar $ 2,88 Miliar. Kuartal ketiga angka itu sendiri sudah lebih tinggi dari Malaysia Petronas, yang memesan 12,25 Miliar ringgit ($ 2,73 Miliar) pada periode yang sama. Ini adalah pertama kalinya Pertamina melebihi rekannya dari Malaysia yang, meskipun fakta bahwa total aset hanya sepertiga dari Petronas.

Jakarta Post, Page-15, Thursday,Jan, 5, 2017

Masela expected to operate in 2022

The gas-rich Masela block is expected to start commercial operations in 2022 despite lags in the development process. Coordinating Maritime Affairs Minister Luhut Pandjaitan said on Wednesday that the front end engineering design (FEED) for the project would be completed this year while the final investment decision would be concluded in 2019 at the latest, “We hope commercial operations start in 2022,” he said following a Cabinet meeting at the Bogor Palace in Westjava.

Luhut further said based on the government’s decision, the contract of the block would be extended seven years after its expiration, set to occur in 2028. The expansion aims to compensate time loss due to multiple revisions of the plan of development. japan-based lnpex and Dutch Shell, which hold a 65 and 35 percent stake in the block respectively, had previously requested a10-year extension of the contract after the government chose onshore development of the facility. Luhut further said the anticipated capital expenditure would reach a maximum USS16 billion, down from the previous projection of US$ 22 billion.

lnpex senior communications and relations manager Usman Slamet declined to confirm the terms announced by Luhut. “We are still discussing it with the Energy and Mineral Resources Ministry and the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force [SKKMigas] and we hope that we will soon reach an agreement with the government so that the project can commence soon," he told.

IN INDONESIAN

Masela Diperkirakan Beroperasi Pada Tahun 2022

Blok Masela yang kaya gas diperkirakan mulai beroperasi secara komersial pada tahun 2022 meskipun kelambanan dalam proses pembangunan. Koordinator Menteri Kelautan Luhut Pandjaitan mengatakan pada hari Rabu bahwa desain engineering ujung depan (FEED) untuk proyek tersebut akan selesai tahun ini sedangkan keputusan investasi akhir akan disimpulkan pada 2019 paling lambat, "Kami berharap operasi komersial dimulai pada 2022," katanya setelah pertemuan kabinet di Istana Bogor di di Jawa Barat.

Luhut lebih lanjut mengatakan berdasarkan keputusan pemerintah, kontrak blok tersebut akan diperpanjang tujuh tahun setelah kedaluwarsa, ditetapkan terjadi di 2028. Ekspansi ini bertujuan untuk mengkompensasi kerugian waktu karena beberapa revisi dari rencana pembangunan. lnpex berbasis Jepang dan Belanda Shell, yang memiliki saham 65 dan 35 persen di blok tersebut masing-masing, yang sebelumnya telah meminta perpanjangan a10-tahun kontrak setelah pemerintah memilih pengembangan onshore fasilitas. Luhut lebih lanjut mengatakan belanja modal diantisipasi akan mencapai maksimum USS16 miliar, turun dari proyeksi sebelumnya US $ 22 miliar.

Senior Manajer Komunikasi dan Hubungan Masyarakat lnpex, Usman Slamet menolak untuk mengkonfirmasi persyaratan diumumkan oleh Luhut. "Kami masih mendiskusikannya dengan Energi dan Sumber Daya Mineral dan Satuan Tugas Khusus Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Regulatory [SKK Migas] dan kami berharap bahwa kita akan segera mencapai kesepakatan dengan pemerintah sehingga proyek dapat dimulai segera," katanya .

Jakarta Post, Page-14, Thursday, Jan, 5, 2017

RI’s non-Tax Revenue Still Dependent on Shrinking Oil, Gas

The government is getting desperate to boost non-tax revenue as the country is still heavily dependent on oil and gas while the two fossil fuels have shown consistent production decreases over recent years. During the period 2012 to 2016, Indonesia saw its oil and gas revenues plunge from US$36 billion to $9.29 billion, in line with the drop in the Indonesian Crude Price (ICP) to $ 39.5 per barrel from $113.1 per barrel.

Energy and mining expert Bisman Bakhtiar said the oil and gas sector contributed 30 percent to the state’s revenues five or six years ago. Today, however, it only accounted for 6 percent. The sector has been so dominant that it is hard to find alternative sources of revenue, he claimed. “What else can you do? The global prices have been falling in line with the drop in our domestic production, while the target in the state budget has always been increasing,” he told.

Indonesia’s oil production gradually decreased to 831,000 barrels of oil per day (bopd) from 860,000 bopd, while gas production fell to 7.9 billion standard cubic feet per day (bscfd) from 8.4 bscfd. Meanwhile, Indonesia’s oil reserves dropped to 3.6 billion barrels at the end of 2015 from 3.62 billion the previous year, due to no new discoveries of new oil and gas reserves within the past decade.

Therefore, the Energy and Mineral Resources Ministry is placing its hopes in the upcoming revision to a government regulation on cost recovery and tax treatments for the upstream oil and gas industry, which is expected to lure in contractors to conduct further exploration activities.

“As there will be many incentives offered through the revised regulation, we expect it will eventually boost exploration activities in the country,” the Energy and Mineral Resources Ministry’s secretary-general, Teguh Pamudji, said.

For instance, during the exploration phase, firms will be exempted from the requirement to pay import value-added tax (VAT), import duty, domestic VAT and property tax (PBB). Meanwhile, during the exploitation phase, they will have the opportunity to avail themselves of similar waivers, but only if their projects meet the government’s own economic valuations.

With regard to non-tax incentives, the government has also said it will provide clearer rules on investment credit and domestic market obligation (DMO) holidays. A DMO is the requirement imposed on firms to allocate a certain amount of oil or gas production to meet domestic needs.

“The exploration activities will be crucial. President Joko Widodo has instructed the Energy and Mineral Resources Ministry to surpass the target of oil and gas lifting [the colloquial term for ready-to-sell production] stated in the 2017 state budget,” Teguh said.

In the 2017 state budget, the government aims to meet a revenue target of Rp 101.93 trillion ($7.6 billion) from the oil and gas sector. The oil and gas lifting target stands at 815,000 bopd and 6.35 bscfd, respectively with an ICP of $45 per barrel. Askolani, the Finance Ministry’s director general for budgeting, shared his optimism about the ICP target, especially considering the recent decision by the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) to cut production by 1.2 million bopd in 2017.

“OPEC’s decision will lead to a surge in global oil prices. If it can be implemented effectively, the ICP might even increase to more than $45. Then, if we can reach the lifting goal, the state revenue from the oil and gas sector can also surpass the initial target,” he said.

Although the output reduction will only be partially applied by OPEC’s members, lower production will still lead to an increased annual world crude price of between $ 53 to $ 58 per barrel, according to energy think tank Wood Mackenzie.

IN INDONESIAN

Pendapatan non-Pajak RI Masih Tergantung pada Menyusutnya Minyak dan  Gas

Pemerintah semakin putus asa untuk meningkatkan pendapatan non-pajak negara ini masih sangat tergantung pada minyak dan gas sementara dua bahan bakar fosil telah menunjukkan konsisten penurunan produksi selama beberapa tahun terakhir. Selama periode 2012-2016, Indonesia melihat pendapatan minyak dan gas terjun dari US $ 36 miliar menjadi $ 9,29 Miliar seiring dengan penurunan harga minyak Indonesia (ICP) ke $ 39,5 per barel dari $ 113,1 per barel.

Ahli  Energi dan pertambangan Bisman Bakhtiar mengatakan sektor minyak dan gas menyumbang 30 persen pendapatan negara lima atau enam tahun yang lalu. Hari ini, bagaimanapun, hanya menyumbang 6 persen. Sektor ini telah begitu dominan bahwa sulit untuk menemukan alternatif sumber pendapatan, ia mengklaim. "Apa lagi yang bisa Anda lakukan? Harga global yang telah jatuh seiring dengan penurunan produksi dalam negeri kita, sementara target di APBN selalu meningkat, "katanya.

Produksi minyak Indonesia secara bertahap menurun sampai 831.000 barel minyak per hari (bopd) dari 860.000 bopd, sedangkan produksi gas turun menjadi 7,9 miliar standar kaki kubik per hari (bscfd) dari 8,4 bscfd. Sementara itu, cadangan minyak Indonesia turun menjadi 3,6 miliar barel pada akhir 2015 dari 3,62 miliar pada tahun sebelumnya, karena tidak ada penemuan baru cadangan minyak dan gas baru dalam dekade terakhir.

Oleh karena itu, Energi dan Sumber Daya Mineral  (ESDM) menempatkan harapan dalam revisi mendatang untuk Peraturan Pemerintah tentang cost recovery dan perawatan pajak untuk industri minyak dan gas hulu, yang diharapkan untuk memikat kontraktor untuk melakukan kegiatan eksplorasi lebih lanjut.

"Karena akan ada banyak insentif yang ditawarkan melalui peraturan direvisi, kami berharap pada akhirnya akan meningkatkan kegiatan eksplorasi di negeri ini," Energi dan Sekjen Kementerian ESDM ini, Teguh Pamudji, mengatakan.

Misalnya, selama fase eksplorasi, perusahaan akan dibebaskan dari persyaratan untuk membayar pajak impor nilai (PPN), bea masuk, PPN dalam negeri dan pajak properti (PBB). Sementara itu, selama fase eksploitasi, mereka akan memiliki kesempatan untuk menyediakan sendiri keringanan serupa, tetapi hanya jika proyek-proyek mereka memenuhi valuasi ekonomi pemerintah sendiri.

Berkenaan dengan insentif non-pajak, pemerintah juga menyatakan akan memberikan aturan yang lebih jelas pada kredit investasi dan liburan kewajiban pasar domestik (DMO). Sebuah DMO adalah persyaratan yang dikenakan pada perusahaan untuk mengalokasikan sejumlah produksi minyak atau gas untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

"Kegiatan eksplorasi akan sangat penting. Presiden Joko Widodo telah menginstruksikan Energi dan Sumber Daya Mineral untuk melampaui target minyak dan lifting gas [istilah sehari-hari untuk produksi siap jual] yang tercantum dalam APBN 2017, "kata Teguh.

Dalam APBN 2017, pemerintah bertujuan untuk memenuhi target pendapatan sebesar Rp 101,93 Triliun ($ 7.6 Miliar) dari sektor minyak dan gas. Target lifting minyak dan gas berdiri di 815.000 bopd dan 6,35 bscfd, masing-masing dengan ICP US $ 45 per barel. Askolani, Direktur Jenderal Departemen Keuangan untuk penganggaran, berbagi optimisme tentang target ICP, terutama mengingat keputusan terbaru oleh Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) memangkas produksi 1,2 juta bopd pada tahun 2017.

"Keputusan OPEC akan menyebabkan lonjakan harga minyak dunia. Jika dapat dilaksanakan secara efektif, ICP bahkan mungkin meningkat menjadi lebih dari $ 45. Kemudian, jika kita bisa mencapai tujuan mengangkat, penerimaan negara dari sektor minyak dan gas dapat juga melampaui target awal, "katanya.

Meskipun penurunan output yang hanya akan sebagian diterapkan oleh anggota OPEC, produksi yang lebih rendah masih akan menyebabkan harga minyak mentah dunia tahunan meningkat  antara $ 53 sampai $ 58 per barel, menurut energi think tank Wood Mackenzie.

Jakarta Post, Page-13, Thursday, Jan, 5, 2017

Pertamina Needs Investment Rp 1.000 Trillion

PT Pertamina states require investment of up to Rp 1.000 trillion in the next 10 years to increase its assets So that can sustain earnings growth. As for this year, Pertamina will disburse funds for the upstream sector investment of US $ 3.7 billion.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said profit in the last year is estimated to reach Rp 40 trillion. This figure is called higher dad realized gain Petronas oil and gas company red plate Malaysia (However, this does not mean Pertamina has outperformed Petronas. This is only temporary because the assets Pertamina is still a third of the assets of Petronas. For growth to remain sustained (long), then the investment should be road, "he said.

Therefore, he continued, the necessary investment budget to $ 1.000 trillion for the assets of the company can be increased 2.5-fold from today. In the processing sector and upstream, for example, the company plans to disburse funds of Rp 50 trillion and Rp 35-40 trillion annually. This step is necessary if Pertamina wants to really beat Petronas.

Its potential to be an investment that is in synergy with PT PGN and the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), "said Dwi. He added that the company had indeed succeeded in raising profit, from Rp 19 trillion in 2015 to an estimated more than Rp 40 trillion last year.

The largest contribution is the increase in profit from the efficiency of the company. Thus, Pertamina can minimize the impact of falling oil prices that erode the productivity of upstream oil and gas assets. "In two years we focus on efficiency and managed to increase this efficiency. In 2015 the realization of the investment of US $ 800 million last year through November reached US $ 1.8 billion, "he explained.

To increase the assets, according to Dwi, Pertamina is completing the acquisition of oil and gas fields in Iran and Russia. Earlier last year, the company succeeded in taking over ownership of the French oil and gas company shares, Maurel & Prom, amounted to 24.53% and the target can be enlarged to a majority.

As for this 2017, Pertamina AGM at the end of last year set a target net profit rose 6% to US $ 3.04 billion, which is supported by the projected increase in revenue of 15% to US $ 42.59 billion. Furthermore, net income before taxes, depreciation and amortization rose 6% to US $ 7.43 billion, EBITDA margin fell 8% to 17.4%, and capital spending fell 6% to US $ 6.67 billion.

Upstream Investment

Pertamina will disburse funds for the upstream sector investment of US $ 3.7 billion, up 42.396 from last year's US $ 2.6 billion. This investment is needed in part to boost oil and gas production rose 5.996 to 693 thousand barrels of oil equivalent per day (barrel oil equivalent per day / boepd).

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said investment for the upstream sector this year increased by one because the company began allocating funds for the Mahakam block. It disbursed US $ 180 million to drill 19 wells in the block, In addition, the investment budget for this year included the acquisition of new oil and gas blocks overseas. "So this year upstream investment of US $ 3.7 billion, if last year the realization of approximately US $ 2.6 billion," he said

The increase in investment was followed by rising upstream operating performance targets. He explained that oil production in 2017 is expected to reach 334 thousand barrels per day (bpd), up 7% from last year's 313 thousand bpd. While gas production is targeted to increase to 2,080 MMSCFD of last year 1,978 MMSCFD.

"For the total oil and gas production is targeted to increase to 693 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd, prognosis last year 654 thousand boepd," said Alam. Increased oil and gas production from existing fields calls from or addition to the acquisition of new oil and gas blocks. Some existing fields is projected to rise Cepu production namely, Offshore North West Java (ONWJ) oil and gas fields Pertamina EP and oil and gas blocks overseas. But it (additional production) were great from overseas, "he said.

Pertamina currently has three producing oil and gas blocks in three countries, namely Algeria, Iran, and Malaysia. Senior Vice President Strategic Planning and Operations Evaluation Pertamina Meidawati added, the contribution of domestic production stood at 224 thousand bpd, or 71.5% from last year's actual production of 313 thousand bpd. While domestic gas production of 1,755 MMSCFD or 88.7% of total gas production companies. As for production from abroad last year totaled 89 thousand bpd of oil and 223 MMSCFD of gas. This year, overseas production blocks targeted to increase to 106 thousand bpd of oil and 256 MMSCFD of gas, "he said.

Meidawati said that there are a number of activities already planned to pursue oil and gas production target next year. Details, Pertamina will drill 28 exploration wells and 129 development wells, 31 wells carry out re-work, and perform maintenance work 5,000 wells. In addition, Nature stated there will be two new oil and gas projects which started production (on stream) next year. The second project is the development area Matindok produce 55 MMSCFD gas and Nail Project Elephant.

In addition, the company wants the commencement of construction of new projects that unitization Jambaran Field and Blue Tiung projected to produce 330 MMSCFD gas. Nature adds geothermal power production is also expected to rise this year. Precisely geothermal production was pegged at 4,026 gigawatt hour (GWh), up 31% from last year recorded 3,075 GWh. "This is because there are several geothermal projects onstream last year, such as in Lahendong and Ulubelu," he said.

Termination Blocks

Meanwhile, related to oil and gas blocks out of contract, Pertamina President Director Dwi Soetjipto said it was still awaiting the government's decision. One was for the exact fate of Sanga-Sanga who demand it to be taken over. "We're waiting for (the government's decision)," he said. Nature calls, it has been proposed to take over 10 oil and gas blocks to be completed contract. However, he was reluctant to specify before the government makes a decision. "Among Block East Kalimantan, Attaka, and Sanga-Sanga," he explained.

From the data of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), the block will be out of contract in 2018 and has not determined his fate Tuban, Ogan Ogan, Sanga-Sanga and South East Sumatra. Meanwhile, Block B, NSO, Block East Kalimantan that was returned Chevron in early 2016, the Central Block will also shift to PT Pertamina for being part of the Mahakam block.

Director of Upstream Oil and Gas Tunggal said it has submitted recommendations block management contract runs out in 2018 to the Minister Ignatius Jonan. "Yes, just wait for the letter. From the director general of oil and gas to the minister's been, "he said.

Referring to the Ministerial Regulation No. 15/2015 on the Work Area Expiration contract, the government can hand over the management of oil and gas blocks out of contract to Pertamina, the existing contractor, or management of joint Pertamina-contractors. Contractors can apply for an extension of the existing three-year maximum contract before the contract expires. Meanwhile, Pertamina could submit a proposal stating interest in the work area after a six-month contract extension for submission of proposals by the existing contractor.

IN INDONESIAN

Pertamina Butuh Dana Investasi Rp 1.000 Triliun

PT Pertamina menyatakan membutuhkan dana investasi hingga Rp 1.000 triliun dalam 10 tahun mendatang untuk memperbanyak aset yang dimiliki Sehingga dapat mempertahankan pertumbuhan laba. Sementara untuk tahun ini, Pertamina bakal mengucurkan dana investasi untuk sektor hulu sebesar US$ 3,7 miliar.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, perolehan laba perusahaan pada tahun lalu diperkirakan mencapai Rp 40 triliun. Angka ini disebutnya lebih tinggi dad realisasi laba Petronas, perusahaan migas pelat merah Malaysia( Meski demikian, hal ini bukan berarti Pertamina telah mengungguli Petronas. Ini hanya sementara karena aset Pertamina masih sepertiga aset Petronas. Agar pertumbuhan tetap sustain (bertahan), maka investasi harus jalan,” kata dia.

Untuk itu, lanjutnya, diperlukan anggaran investasi hingga Rp 1.000 triliun agar aset perusahaan dapat meningkat 2,5 kali lipat dari saat ini. Di sektor pengolahan dan hulu misalnya, perseroan berencana mengucurkan dana masing-masing Rp 50 triliun dan Rp 35-40 triliun setiap tahunnya. Langkah ini diperlukan jika Pertamina ingin benar-benar mengalahkan Petronas. 

Potensinya agar dapat investasi yaitu dengan sinergi dengan PT PGN maupun Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas),” kata Dwi. Dia menambahkan, perseroan memang telah berhasil menaikkan laba, yakni dari Rp 19 triliun pada 2015 menjadi diperkirakan lebih dari Rp 40 triliun pada tahun lalu. 

Kontribusi terbesar peningkatan laba ini yakni dari upaya efisiensi yang dilakukan perusahaan. Sehingga, Pertamina bisa meminimalkan dampak dari penurunan harga minyak yang menggerus produktifitas aset migas hulu. “Dalam dua tahun ini kami fokus efisiensi dan berhasil meningkatkan efisiensi ini. Pada 2015 realisasi investasi sebesar US$ 800 juta, tahun lalu sampai November sudah US$ 1,8 miliar," jelasnya.

Untuk meningkatkan aset, menurut Dwi, Pertamina tengah merampungkan akuisisi blok migas di Iran dan Rusia. Sebelumnya pada tahun lalu, perseroan berhasil mengambil alih kepemilikan saham perusahaan migas Perancis, Maurel&Prom, sebesar 24,53% dan ditargetkan dapat diperbesar menjadi mayoritas.

Sementara untuk 2017 ini, RUPS Pertamina pada akhir tahun lalu menetapkan target laba bersih naik 6% menjadi US$ 3,04 miliar yang ditopang dengan proyeksi peningkatan pendapatan sebesar 15% menjadi US$ 42,59 miliar. Selanjutnya, laba bersih sebelum pajak, depresiasi, dan amortisasi naik 6% menjadi US$ 7,43 miliar, EBITDA Margin turun 8% menjadi 17,4%, dan modal belanja turun 6% menjadi US$ 6,67 miliar.

Investasi Hulu

Pertamina bakal mengucurkan dana investasi untuk sektor hulu sebesar US$ 3,7 miliar, naik 42,396 dari realisasi tahun lalu US$ 2,6 miliar. Investasi ini diperlukan salah satunya untuk menggenjot produksi migas naik 5,996 menjadi 693 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/boepd). 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, investasi untuk sektor hulu pada tahun ini meningkat salah satunya lantaran perseroan mulai mengalokasikan dana untuk Blok Mahakam. Pihaknya mengucurkan US$ 180 juta untuk pengeboran 19 sumur di blok tersebut, Selain itu, anggaran investasi tahun ini termasuk untuk akuisisi blok migas baru di luar negeri. “Jadi tahun ini investasi hulu US$ 3,7 miliar, kalau tahun lalu realisasinya sekitar US$ 2,6 miliar,” kata dia 

Peningkatan investasi ini diikuti dengan naiknya target kinerja operasi sektor hulu. Dia memaparkan, produksi minyak pada 2017 ini ditargetkan sebesar 334 ribu barel per hari (bph), naik 7% dari realisasi tahun lalu 313 ribu bph. Sementara produksi gas ditargetkan meningkatkan menjadi 2.080 mmscfd dari tahun lalu 1.978 mmscfd.

“Untuk produksi migas total ditargetkan naik menjadi 693 ribu barel setara minyak per hari/boepd, prognosa tahun lalu 654 ribu boepd,” tutur Alam. Peningkatan produksi migas disebutnya berasal dari lapangan eksisting maupun tambahan dari akuisisi blok migas baru. Beberapa lapangan eksisting yang diproyeksikan bakal naik produksinya yakni Blok Cepu, Blok Offshore North West Java (ONWJ), lapangan-lapangan migas Pertamina EP dan blok migas di luar negeri.  Tetapi memang (tambahan produksi) yang besar dari overseas,” ujarnya.

Pertamina kini memiliki tiga blok migas berproduksi di tiga negara, yakni Aljazair, Iran, dan Malaysia. Senior Vice President Strategic Planning and Operation Evaluation Pertamina Meidawati menambahkan, kontribusi produksi domestik tercatat sebesar 224 ribu bph atau 71,5% dari realisasi produksi tahun lalu 313 ribu bph. Sementara produksi gas dalam negeri 1.755 mmscfd atau 88,7% dari total produksi gas perusahaan. Sementara untuk produksi dari luar negeri pada tahun lalu tercatat sebesar 89 ribu bph untuk minyak dan 223 mmscfd untuk gas. Tahun ini produksi blok luar negeri ditargetkan naik menjadi 106 ribu bph untuk minyak dan 256 mmscfd untuk gas,” kata dia.  

Meidawati menuturkan terdapat sejumlah kegiatan yang sudah direncanakan untuk mengejar target produksi migas tahun depan. Rincinya, Pertamina bakal mengebor 28 sumur eksplorasi dan 129 sumur pengembangan, melaksanakan kerja ulang 31 sumur, serta menjalankan 5.000 pekerjaan perawatan sumur. Selain itu, Alam menyatakan bakal ada dua proyek migas baru yang mulai produksi (on stream) tahun depan. Kedua proyek ini adalah pengembangan Area Matindok yang menghasilkan gas 55 mmscfd dan Proyek Paku Gajah. 

Selain itu, perseroan menginginkan dimulainya pengerjaan proyek baru yaitu unitisasi Lapangan Jambaran dan Tiung Biru yang diproyeksikan memproduksi gas 330 mmscfd. Alam menambahkan produksi listrik panas bumi juga ditargetkan naik pada tahun ini. Tepatnya produksi panas bumi dipatok sebesar 4.026 gigawatt hour (GWh), naik 31% dari realisasi tahun lalu yang tercatat 3.075 GWh. “Ini karena ada beberapa proyek panas bumi yang onstream tahun lalu, seperti di Lahendong dan Ulubelu,” kata dia.

Blok Terminasi 

Sementara itu terkait blok migas yang habis masa kontraknya, Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, pihaknya masih menunggu keputusan pemerintah. Salah satunya untuk kepastian nasib Blok Sanga-Sanga yang diminati pihaknya untuk diambil alih. “Kami tunggu (keputusan pemerintah),” ujarnya. Alam menyebut, pihaknya sudah mengajukan usulan untuk mengambil alih 10 blok migas yang akan selesai kontraknya. Namun, dia enggan merinci sebelum pemerintah membuat keputusan.  “Diantaranya Blok East Kalimantan, Attaka, dan Sanga-Sanga,” jelas dia.

Dari data Kementerian  Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), blok yang akan habis masa kontrak pada 2018 dan belum ditetapkan nasibnya yakni Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga dan South East Sumatera. Sementara, Blok B, NSO, Blok East Kalimantan yang telah dikembalikan Chevron pada awal 2016, Blok Tengah yang juga akan beralih ke PT Pertamina karena menjadi bagian Blok Mahakam.

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Tunggal mengatakan, pihaknya telah menyerahkan rekomendasi pengelolaan blok habis kontrak pada 2018 kepada Menteri ESDM Ignasius Jonan. “Ya tinggal tunggu saja suratnya. Dari dirjen migas ke menteri kan sudah,” katanya.

Mengacu pada Peraturan Menteri No 15/2015 tentang Wilayah Kerja yang Habis Masa Kontraknya, pemerintah bisa menyerahkan pengelolaan blok migas habis kontrak kepada Pertamina, kontraktor eksisting, atau pengelolaan bersama antara Pertamina-kontraktor. Kontraktor eksisting bisa mengajukan perpanjangan kontrak maksimum tiga tahun sebelum kontrak berakhir. Sementara, Pertamina bisa mengajukan proposal yang menyatakan minat atas wilayah kerja tersebut enam bulan setelah pengajuan proposal perpanjangan kontrak oleh kontraktor eksisting.

Investor Daily, Page-9, Thursday,Jan, 5 , 2017

Masela Waiting Shinzo Abe

Oil and Gas Projects

Field development plans Abadi, Masela, entered a new phase as tired as the government provides incentives for Inpex Masela certainty Limited. However, the final decision still has to wait for the meeting between Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko Widodo.

Shinzo Abe is scheduled to meet with President Joko Widodo at the Bogor Palace on Sunday (15/1) to discuss a number of agreements. Besides Masela, will also discuss about the Port Patimban and projects CART Medium Jakarta-Surabaya.

Replacement of the contract lost as a result of schema changes from a floating liquefied natural gas plant into the refinery process in the land agreed to be 7 years old, of the proposed Inpex Masela Ltd, operator Masela, for 10 years.

In the energy sector has been agreed regarding the Masela block is a deal the meeting in Japan, 7-year [replacement contract period are missing, "said Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan after the inaugural plenary Cabinet meeting at the Bogor Palace on Wednesday (4/1). In addition to the production capacity of liquefied natural gas onshore / OLNG proposed 9.5 million tonnes per year / mtpa to 7.5 mtpa was decided to only coupled with a pipe capacity of 474 MMSCFD.

After the government to ensure the replacement of the lost contract period and the capacity of the LNG plant in accordance with the initial plan (POD-1), the operator now only waited for certainty about the return on investment. With the deal, the value of the investment for the Masela block is estimated to a maximum of US $ 16 billion.

In fact, Luhut estimate the value of that investment can be less than the initial assumption. The most high of US $ 16 billion. Maybe it could be less than US $ 16 billion. Meanwhile, for the derivatives industry, the government set up so that the petrochemical industry and fertilizer industry in that location can invest approximately US $ 9 billion. Thus, the Masela block project from upstream to downstream in the derivatives industry will attract an investment of US $ 25 billion.

With the existence of the agreement, Luhut projecting pre-FEED (front end engineering design / FEED] will start this year and be completed in 2017 until 2018. Hopefully, a final investment decision (final investment decision / FID) can be completed by 2019 so that commercial operations slowest could be done in 2022.

Meanwhile, lnpex Masela Limited as operator proposed that the production capacity increased to 9.5 mtpa and operating life to 30 years, assuming the addition of 20-year contract period. In addition lnpex requesting reimbursement of the contract lost because it is used to conduct a study refinery floating liquefied natural gas / FLNG for 10 years.

INVESTMENT RETURNS

     Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said 'with the current oil price conditions, the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) project could touch about 12%. With an IRR of 12%, he said, the project is still running as economies of scale by assuming a production capacity exceeding 7.5 million tons per year and an operating life of more than 20 years.

     He admits, it is indeed below the proposed operator IRR of 15%. Deputy Minister asked that operators sent a letter to the government. From the letter, the government will eventually respond in the form of points of agreement on fiscal proposals submitted. To this day, I have not received. Perhaps to the minister, "said Arcandra.

     According to him, from the technical aspect, the addition of possible production and operation of production plus a future despite the contract expires after 2028. The production, he says, they can survive up to 27 years later. Even so, Arcandra do not want to say any more detail aspects that support the replacement of the lost contract period of seven years. By technical considerations which in our opinion, they are entitled to reimbursement.

     Separately, Vice President Corporate Services lnpex Corporation Nico Muhyiddin claimed not to know the new information contained associated with lnpex letter regarding fiscal terms proposed to develop the Abadi field.

IN INDONESIAN

Proyek Migas

Blok Masela Menunggu Shinzo Abe

Rencana pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela, memasuki babak baru selelah pemerintah memberikan kepastian insentif bagi Inpex Masela Limited. Namun, keputusan final masih harus menunggu hasil pertemuan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko Widodo. 

Shinzo Abe dijadwalkan akan bertemu dengan Presiden Joko Widodo di Istana Bogor pada Minggu (15/1) untuk membahas sejumlah kesepakatan. Selain Blok Masela, juga akan dibahas soal Pelabuhan Patimban dan proyek Kereta Medium Jakarta-Surabaya. 

Penggantian masa kontrak yang hilang akibat perubahan skema dari kilang gas alam cair terapung menjadi proses kilang di darat disepakati menjadi 7 tahun, dari usulan Inpex Masela Limited, operator Blok Masela, selama 10 tahun. 

Di bidang energi sudah disepakati mengenai blok Masela yaitu kesepakatan hasil pertemuan di Jepang, 7 tahun [penggantian masa kontrak yang hilang," kata Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan seusai sidang Kabinet Paripurna perdana di Istana Bogor, Rabu (4/1). Selain itu, kapasitas produksi kilang gas alam cair darat/OLNG yang diusulkan sebesar 9,5 juta ton per tahun/mtpa diputuskan menjadi hanya 7,5 mtpa ditambah dengan kapasitas pipa sebesar 474 MMscfd. 

Setelah pemerintah memastikan penggantian masa kontrak yang hilang dan kapasitas kilang LNG sesuai dengan rencana awal (POD-1), maka operator kini tinggal menungu kepastian soal tingkat pengembalian investasi. Dengan kesepakatan itu, nilai investasi untuk blok Masela diperkirakan maksimum sebesar US$ 16 miliar. 

Bahkan, Luhut memperkirakan nilai investasi itu bisa kurang dari asumsi awal. Paling tinggi US$ 16 miliar. Mungkin bisa kurang dari US$ 16 miliar. Sementara, untuk industri turunan, pemerintah menyiapkan agar industri petrokimia dan industri pupuk di lokasi itu dapat menanamkan investasi sekitar US$9 miliar. Dengan demikian, proyek blok Masela dari hulu hingga hilir pada industri turunan akan menarik investasi sebanyak US$ 25 miliar. 

Dengan adanya kesepakatan itu, Luhut memproyeksikan pre-FEED (front end engineering design/FEED] akan dimulai pada tahun ini dan akan diselesaikan pada 2017 hingga 2018. Harapannya, keputusan akhir investasi (final investment decision/FID) bisa dituntaskan pada 2019 sehingga operasi komersial paling lambat bisa dilakukan pada 2022. 

Adapun, lnpex Masela Limited sebagai operator mengusulkan agar kapasitas produksi naik menjadi 9,5 mtpa dan masa operasi jadi 30 tahun dengan asumsi penambahan masa kontrak 20 tahun. Selain itu lnpex meminta penggantian masa kontrak yang hilang karena digunakan untuk melakukan kajian kilang terapung gas alam cair/FLNG selama 10 tahun.

PENGEMBALIAN INVESTASI

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan ‘dengan kondisi harga minyak saat ini, rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) proyek bisa menyentuh sekitar 12%. Dengan IRR 12%, katanya, proyek masih berjalan sesuai skala ekonomi dengan asumsi kapasitas produksi melebihi 7,5 juta ton per tahun dan masa operasi lebih dari 20 tahun. 

Dia mengakui, hal tersebut memang di bawah usulan IRR operator yakni 15%. Wakil Menteri ESDM itu meminta agar operator mengirim surat kepada pemerintah. Dari surat tersebut, nantinya pemerintah akan merespons berupa poin kesepakatan terkait usulan fiskal yang diajukan. Sampai hari ini, saya belum terima. Mungkin ke menteri,” ujar Arcandra.  

Menurutnya, dari aspek teknis, penambahan produksi dimungkinkan dan produksi ditambah kendati masa operasi setelah masa kontrak berakhir 2028. Produksi, katanya, masih bisa bertahan hingga 27 tahun berikutnya. Meski begitu, Arcandra tidak mau menyebut lebih detail aspek mana saja yang mendukung penggantian masa kontrak yang hilang selama tujuh tahun. Pertimbangan secara technical yang menurut kami, mereka berhak mendapat penggantian. 

Secara terpisah, Vice President Corporate Services lnpex Corporation Nico Muhyiddin mengaku belum mengetahui infonnasi baru terkait dengan surat lnpex menyangkut fiscal terms yang diusulkan untuk mengembangkan Lapangan Abadi.

Bisnis Indonesia, Page-1,Thursday, Jan, 5, 2017

Pertamina is Targeting 10 Blocks

Working Area Oil and Gas

PT Pertamina submitted a proposal to the government to be the operator in ten blocks of oil and gas in the country will run out of contract. Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said it has submitted a proposal on ten blocks to be out of contract such as East Kalimantan, Attaka, and Sanga-Sanga. Until now the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) has yet to decide the fate of oil and gas blocks that will be out of contract.

President Director of PT Pertamina Soetjipto said the company is still awaiting government decisions related to future oil and gas contracts working area is coming to an end. Based on data from the Ministry of Energy, oil and gas blocks will be out of contract in 2018 the Tuban Block, Block Ogan Ogan, Sanga-Sanga, and Block South East Sumatra.

Such blocks have not received assurance from the government. Block B, NSO, and block Chevron East Kalimantan has been returned to the government in early 2016. Meanwhile, the Central Block will switch to PT Pertamina for being part of the Mahakam block. Referring to the Ministerial Regulation No.15 / 2015 on the working area Expiration contract, the government can hand over the management of the working area to Pertamina, the existing contractor or joint management between Pertamina and contractors.

Contractors can apply for an extension exists a maximum three-year contract before the contract expires. Meanwhile, Pertamina could submit a proposal stating interest in the working area six months after submission of the proposal by the contractor contract extension today. Dwi did not mention how the working area of ​​the company's overall interest.

Pertamina, he said, is still awaiting the government's decision about the Sanga-Sanga which will end in 2018. We are waiting for the government's decision. The fate of the region who is out of contract work will be associated with the obligation to offer a 10% share participation of the enterprises that became the location of oil and gas activities. He considered, operator obligation to bail out first purchase of participation shares belong to enterprises is not a problem.

IN INDONESIAN

Wilayah Kerja Migas

Pertamina Bidik 10 Blok

PT Pertamina mengajukan proposal kepada pemerintah untuk menjadi operator di sepuluh blok minyak dan gas bumi di dalam negeri yang akan habis kontrak. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya telah mengajukan proposal atas sepuluh blok yang akan habis masa kontraknya seperti East Kalimantan, Attaka, dan Sanga-Sanga. Hingga saat   Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) belum memutuskan nasib dari blok-blok migas yang akan habis kontrak. 

Direktur Utama PT Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, perusahaan masih menanti keputusan pemerintah terkait dengan masa kontrak Wilayah kerja migas yang segera berakhir. Berdasarkan data Kementerian ESDM, blok migas yang akan habis masa kontrak pada 2018 yakni Blok Tuban, Blok Ogan Komering, Blok Sanga-Sanga, dan Blok South East Sumatera. 

Blok-blok tersebut belum mendapatkan kepastian dari pemerintah. Blok B, NSO, dan Blok East Kalimantan telah dikembalikan Chevron kepada pemerintah pada awal 2016. Sementara itu, Blok Tengah akan beralih ke PT Pertamina karena menjadi bagian Blok Mahakam. Mengacu pada Peraturan Menteri No.15/2015 tentang Wilayah Kerja yang Habis Masa Kontraknya, pemerintah bisa menyerahkan pengelolaan Wilayah kerja tersebut kepada Pertamina, kepada kontraktor eksis atau pengelolaan bersama antara Pertamina dan kontraktor. 

Kontraktor eksis bisa mengajukan perpanjangan kontrak maksimum tiga tahun sebelum kontrak berakhir. Sementara itu, Pertamina bisa mengajukan proposal yang menyatakan minat atas Wilayah kerja tersebut enam bulan setelah pengajuan proposal perpanjangan kontrak oleh kontraktor saat ini. Dwi tak menyebut berapa wilayah kerja yang diminati perseroan secara menyeluruh. 

Pertamina, katanya, masih menanti keputusan pemerintah soal Blok Sanga-Sanga yang akan berakhir pada 2018. Kami tunggu keputusan pemerintah. Nasib Wilayah kerja yang habis masa kontrak pun akan terkait dengan kewajiban untuk menawarkan 10% saham partisipasi kepada BUMD yang menjadi lokasi kegiatan migas. Dia menilai, kewajiban operator untuk menalangi terlebih dahulu pembelian saham partisipasi milik BUMD tidak menjadi masalah.

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017

Risco Hold AG & P

Risco Energy Group Pte. Ltd., an oil and gas company, signed a cooperation agreement with the Atlantic, Gulf and Pacific Company, a provider of energy infrastructure for the distribution of liquefied natural gas in Indonesia. The two companies will cooperate in developing the supply chain liquefied natural gas / LNG in the country.

The cooperation agreement covers the design, manufacturing, finance, provide rental services, operation, and maintenance of LNG terminals are small and medium in the country. Chairman Risco Day Karyuliarto explained, Risco and the Atlantic, Gulf and Pacific Company (AG & P) will provide for the distribution of energy in Indonesia in the form of storage solutions, transportation, regasification of LNG, electricity and LNG terminal comprehensively to beaches, rivers, and highways Indonesia.

AG & P will involve subsidiary, Gas Entec, a company engaged in the design and equipment design of small and medium-scale LNG in such cooperation. AG & P, Gas Entec, and Risco will cooperate in the design and construction of all aspects of the LNG supply chain that is then offered on a lease.

The three companies will cooperate in sending LNG to all places in Indonesia in order to optimize the service to the end user. Day said the AG & P and will serve clients Risco energy sector, fueling mining, transportation, and other industries.

The strategic partnership was, AG & P will be instrumental in the development of the LNG supply chain for small and medium-scale applications, while Risco will increase distribution capabilities to users via a fleet of delivery trucks LNG and its ability to convert heavy equipment into LNG as fuel

IN INDONESIAN

Risco Gandeng AG&P

Risco Energy Group Pte. Ltd., perusahaan minyak dan gas bumi, menandatangani kerja sama dengan Atlantic, Gulf and Pacific Company, salah satu perusahaan penyedia infrastruktur energi untuk distribusi gas alam cair di Indonesia. Kedua perusahaan itu akan bekerja sama dalam mengembangkan rantai pasokan gas alam cair/LNG di Tanah Air. 

Perjanjian kerja sama tersebut meliputi perancangan, manufaktur, pendanaan, penyediaan jasa penyewaan, pengoperasian, serta pemeliharaan terminal LNG berskala kecil dan menengah yang ada di dalam negeri. Chairman Risco Hari Karyuliarto menjelaskan, Risco dan Atlantic, Gulf and Pacific Company (AG&P) akan menyediakan kebutuhan distribusi energi di Indonesia berupa solusi penyimpanan, transportasi, regasifikasi LNG, energi listrik, dan terminal LNG secara komprehensif untuk pantai, sungai, dan jalan raya di Indonesia. 

AG&P akan melibatkan anak perusahaan yaitu Gas Entec, perusahaan yang bergerak pada desain dan perancangan peralatan LNG skala kecil dan menengah dalam kerja sama tersebut. AG&P, Gas Entec, dan Risco akan bekerja sama dalam perancangan dan pembangunan seluruh aspek rantai pasokan LNG yang kemudian ditawarkan dengan sistem sewa. 

Ketiga perusahaan akan bekerja sama dalam mengirimkan LNG ke semua tempat di Indonesia demi mengoptimalkan pelayanan hingga ke pengguna akhir. Hari menyebutkan, AG&P dan Risco akan melayani klien sektor energi, pengisian bahan bakar penambangan, transportasi, dan industri lainnya. 

Dalam kerja sama strategis itu, AG&P akan berperan dalam pengembangan rantai pasokan LNG untuk aplikasi berskala kecil dan menengah, sedangkan Risco akan meningkatkan kapabilitas distribusi kepada pengguna melalui armada truk pengirim LNG serta kemampuannya dalam mengonversi peralatan berat menjadi LNG sebagai bahan bakar

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017

Near the power plant location Source Gas

Power Plant

The government will issue regulations to organize the construction of a gas power plant or power plant close to the location of the gas source to cut the cost of gas transportation. Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Jarman explains, it is formulating a regulation in the form of Regulation of the Minister of EMR regulating the development of gas power plant (power plant) near the gas source.

Stated that aims for power plant efficiency because there is no need or cost of transportation of gas infrastructure development that the distance is too long. Will wake generation [electricity] near gas wells. If it can be built near the gas well, why should the way, can add another cost of the pipeline. According to him, the rule will come out in the near future so that the construction of the power plant near the source of the gas can be immediately implemented.

Jarman said the move taken by the government to provide electricity prices are more efficient and competitive for the community. Jarman added, it will open up opportunities for the private sector to build power plants near the source of the gas. According to him, the plant will target areas with high electricity demand and has sufficient gas resources. "The demand [electricity] No, the gas there," he said.

Earlier, Minister Ignatius Jonan said it would optimize power production efficiency to gain competitive energy prices to the public. During this time, according Jonan, away from the gas source plant increase production costs so high that the price of electricity becomes more expensive.

Observers Energy Institute and Executive Director of Essential Service Reform Fabby Tumiwa said, in addition to the cost of gas transponasi; Government should also look at the cost of the electricity grid if it wants to build a power plant near the gas fields. According to him, since the power plant / power plant into a plant widely used medium or peaker loadbearing so development is close to load centers.

If you want built near the gas must be taken into account electricity network investment costs. To my knowledge, the existing gas field location is quite remote, isolated and load centers, "he said. Fabby explained, in determining plant location should be taken into account the stability of the network, the center of the load and the load current.

Can not directly add plants, could have an impact on the reliability and cost of generation. Therefore, he asked the government to review the regulatory plan. To ensure the sustainability of energy supplies as fuel generator, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) will impose penalties for late supply of energy suppliers.

PLN President Director Sofyan Basir said, many power plants are constrained because the supporting infrastructure to channel energy, particularly gas is not ready. It made the power plant could not operate and result in losses for the company. One plant that does not get gas supply is a power plant Swamp Oil in Siak, Riau capacity of 25 MW Now many facts gas infrastructure is not ready, the agreement once it PLN [contract] best effort with employers gas, but the PLN has fined take or pay with IPP [private developers]. This was not balanced

IN INDONESIAN
Pembangkit Listrik

Lokasi PLTG Dekat Sumber Gas

Pemerintah akan mengeluarkan regulasi untuk mengatur pembangunan pembangkit listrik tenaga gas atau PLTG dekat dengan lokasi sumber gas untuk memangkas biaya transportasi gas. Dirjen Ketenagalistrikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Jarman menjelaskan, pihaknya tengah merumuskan regulasi berupa Peraturan Menteri ESDM yang mengatur pembangunan pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) di dekat sumber gas. 

Beleid itu bertujuan untuk efisiensi PLTG karena tidak perlu lagi ada biaya angkut ataupun pembangunan infrastruktur gas yang jaraknya terlampau panjang. Akan bangun pembangkit [listrik] dekat sumur gas. Kalau bisa dibangun didekat sumur gas, kenapa harus jauh-jauh, bisa nambah lagi biaya pipa. Menurutnya, aturan tersebut akan keluar dalam waktu dekat sehingga pembangunan PLTG di dekat sumber gas bisa segera dilaksanakan. 

Jarman mengatakan langkah itu diambil pemerintah guna menyediakan harga listrik yang lebih efisien dan kompetitif bagi masyarakat. Jarman menambahkan, pihaknya akan membuka peluang kepada pihak swasta untuk membangun pembangkit di dekat sumber gas tersebut. Menurutnya, pembangkit itu akan menyasar daerah-daerah dengan permintaan listrik yang tinggi serta memiliki sumber gas yang cukup. “Yang demand [listriknya] ada, kedua gasnya ada,” kata dia. 

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, pihaknya akan mengoptimalkan produksi listrik yang efisien guna mendapat harga energi yang kompetitif untuk masyarakat. Selama ini menurut Jonan, sumber gas yang jauh dari pembangkit menambah biaya produksi yang tinggi sehingga harga listrik menjadi lebih mahal. 

Pengamat Energi sekaligus Direktur Eksekutif Institute Essential Service Reform Fabby Tumiwa mengatakan, selain memperhatikan biaya transponasi gas; pemerintah juga harus melihat biaya jaringan listrik jika ingin membangun pembangkit listrik di dekat ladang gas. Menurutnya, karena PLTG/PLTGU banyak digunakan menjadi pembangkit pemikul beban menengah atau peaker sehingga pembangunannya dekat dengan pusat beban. 

Jika ingin dibangun dekat dengan lapangan gas harus diperhitungkan biaya investasi jaringan listriknya. Setahu saya, lapangan gas yang ada sekarang lokasinya cukup terpencil, jauh dan pusat beban,” katanya. Fabby menjelaskan, dalam penentuan lokasi pembangkit sebaiknya diperhitungkan kestabilan jaringan, pusat beban dan arus beban. 

Tidak bisa langsung menambah pembangkit, bisa berdampak pada kehandalan dan biaya pembangkitan. Oleh karenanya, dia meminta pemerintah untuk mengkaji kembali rencana aturan tersebut. Guna memastikan keberlanjutan pasokan energi sebagai bahan bakar pembangkit, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) akan memberlakukan sanksi berupa denda kepada pemasok energi yang terlambat menyuplai. 

Direktur Utama PLN Sofyan Basir mengatakan, saat ini banyak pembangkit listrik yang terkendala lantaran infrastruktur pendukung untuk menyalurkan energi khususnya gas belum siap. Hal itu menjadikan pembangkit listrik tidak bisa beroperasi dan menimbulkan kerugian bagi perseroan. Salah satu pembangkit yang tidak mendapatkan pasokan gas adalah PLTG Rawa Minyak di Siak, Riau berkapasitas 25 MW Sekarang banyak fakta infrastruktur gas belum siap, waktu perjanjian dulu kan PLN [kontraknya] best effort dengan pengusaha gas, tetapi PLN punya denda take or pay dengan IPP [pengembang swasta]. Ini kan tidak seimbang.

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017

Operation Period Plus Seven Years

Blok Masela

The government announced a new agreement relating to the development of the Masela block in Maluku province. The deal was the addition of operating life Masela for seven years. Extra decision was shorter operating time of the request submitted contractors Masela, Inpex Corporation and Shell, which is for 10 years, the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan said the government decided production capacity of liquefied natural gas (LNG) remains 7.5 metric tons per year. As for natural gas of 474 million cubic feet per day. "This figure needs to be considered in order to absorb the industry," said Luhut.

Earlier, Inpex and Shell asked plus capacity of the LNG plant, from 7.5 metric tons per year to 9.5 metric tons per year. In addition, the contractor Masela it also demanded payment of cost recovery or operating costs that can be replaced worth 1.2 billion US dollars has been spent contractors According Luhut, the deal being discussed in Japan it has been reported in a cabinet meeting chaired by President Joko Widodo ,

Regarding the addition of future development operations Masela, said Luhut, seven years is more realistic and according to government figures. Separately, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet said, related to the addition of operating life in Masela, it still continues to communicate with the Ministry of Energy and Mineral Resources and the Special Unit of Upstream Oil and Gas. The talks were also associated with an increase in the economic value of the gas field.

We are optimistic that in the near future will be to reach agreement on the conditions needed for a project to start soon, "said Hamid. Earlier, Inpex and Shell propose the addition mas operation for 10 years because the government decided Masela management is done on the ground. Management decisions on land was appraised change the original contractor on the management plan Masela, ie on the high seas.

Masela production sharing contract signed in 1998 and valid until 2028. Investors will manage Masela gas is Inpex Corporation (Japan), which holds a 65 percent stake and Shell (Netherlands) with a 35 percent stake. Gas reserves were discovered in this block triliun as much as 10.7 cubic feet (TCF).

Capital Expenditure
Luhut delivered, the government set the investment required for the management Masela by 25 billion US dollars. The fund's capital expenditure amounted to 16 billion US dollars and build downstream industries amounted to 9 billion US dollars. Among the downstream industry in the petrochemical and fertilizer industries. "Our highest capex is estimated 16 billion US dollars, it could be less than that figure. All the figures were the result of intensive debate in Japan are discussing technical matters, "said Luhut. Luhut also alluded to the management of East Natuna Block. The Indonesian government decided to revise the previous cooperation agreement, which was considered unprofitable Indonesia

IN INDONESIAN
Blok Masela

Masa Operasi Ditambah Tujuh Tahun

Pemerintah mengumumkan kesepakatan baru terkait dengan pengembangan Blok Masela di Provinsi Maluku. Kesepakatan itu mengenai penambahan masa operasi Blok Masela selama tujuh tahun. Keputusan penambahan masa operasi itu lebih singkat dari permintaan yang diajukan kontraktor Blok Masela, Inpex Corporation dan Shell, yakni selama 10 tahun, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan menjelaskan, pemerintah memutuskan kapasitas produksi gas alam cair (LNG) tetap 7,5 metrik ton per tahun. Adapun untuk gas bumi sebesar 474 juta kaki kubik per hari. ”Angka ini yang perlu diperhatikan agar dapat diserap industri,” kata Luhut. 

Sebelumnya, Inpex dan Shell minta kapasitas kilang LNG ditambah, dari 7,5 metrik ton per tahun menjadi 9,5 metrik ton per tahun. Selain itu, kontraktor Blok Masela itu juga meminta pembayaran cost recovery atau biaya operasi yang bisa diganti senilai 1,2 miliar dollar AS yang sudah dibelanjakan kontraktor Menurut Luhut, kesepakatan yang dibicarakan di Jepang itu sudah dilaporkan di dalam sidang kabinet yang dipimpin oleh Presiden Joko Widodo. 

Mengenai penambahan masa operasi pengembangan Blok Masela, kata Luhut, waktu tujuh tahun lebih realistis dan sesuai dengan hitungan pemerintah. Secara terpisah, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet mengatakan, terkait penambahan masa operasi di Blok Masela, pihaknya masih terus berkomunikasi dengan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral serta Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Pembicaraan itu juga berkaitan dengan peningkatan nilai keekonomian lapangan gas tersebut.

Kami optimistis dalam waktu dekat akan tercapai kesepakatan tentang kondisi yang dibutuhkan agar proyek dapat segera dimulai,” ujar Usman. Sebelumnya, Inpex dan Shell mengajukan penambahan mas  operasi selama 10 tahun karena pemerintah memutuskan pengelolaan Blok Masela dilakukan di darat. Keputusan pengelolaan di darat itu dinilai mengubah rencana kontraktor semula mengenai pengelolaan Blok Masela, yakni di laut lepas. 

Kontrak bagi hasil Blok Masela ditandatangani pada 1998 dan berlaku hingga 2028. Investor yang akan mengelola gas Blok Masela adalah Inpex Corporation (Jepang) yang memegang 65 persen saham dan Shell (Belanda) dengan 35 persen saham. Cadangan gas yang ditemukan di blok ini sebanyak 10,7 triliun kaki kubik (TCF). 

Belanja modal
Luhut menyampaikan, pemerintah menetapkan investasi yang dibutuhkan untuk pengelolaan Blok Masela sebesar 25 miliar dollar AS. Dana itu untuk belanja modal sebesar 16 miliar dollar AS dan membangun industri hilir sebesar 9 miliar dollar AS. Industri hilir di antaranya industri petrokimia dan pupuk. ”Belanja modal paling tinggi kami perkirakan 16 miliar dollar AS, bisa jadi kurang dari angka itu. Semua angka itu hasil perdebatan intensif kami di Jepang yang membicarakan hal-hal teknis,” kata Luhut. Luhut juga menyinggung pengelolaan Blok East Natuna. Pemerintah Indonesia memutuskan untuk merevisi perjanjian kerja sama sebelumnya, yang dinilai tidak menguntungkan Indonesia

Kompas, Page-17,Thursday, Jan, 5, 2017

Upstream Oil and Gas Industry Momentum

Indonesia Oil Prices Rise
Indonesia's trade in oil prices in December 2016 rose to 51.09 dollars per barrel compared to November 2016 amounted to 43.25 dollars per barrel. Indonesia is expected to use the momentum of the rise in oil prices. In an announcement submitted Oil Price Team Indonesia, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Wednesday (4/1), in Jakarta.

Price increases triggered by the agreement of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) reduced oil production of 1.2 million barrels had started in January 2017. In addition, non-OPEC countries, such as Russia, Mexico, and Oman, are also willing to reduce crude oil production their 558,000 barrels per day starting in January 2017.

According to the teaching of Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, in addition to the factors of production reduction policy, the policy of US President elect Donald Trump is expected to take effect in the future. Trump policy with the countries of major oil producers can influence the price of oil. In addition to fundamental factors, political factors also have a strong influence.

The political tension fueled by Trump in the Middle East, Russia, and China will have an impact on prices. However, on average, the possibility of oil prices less than 60 US dollars per barrel this year, '' said Pri Agung. Pri Agung added that in the country, the increase in oil prices had a positive impact for companies, especially companies that can implement efficiencies in the midst of low oil prices.

Therefore, the surge in oil prices is like incentives for companies to successfully implement efficiency. Prices above 50 dollars a barrel is psychologically positive impact for the company. Most importantly, the government should be able to take the momentum of this price increase, especially those related to upstream oil and gas sector in the country.

With a price like this, how does the government plan to increase oil and gas reserves and production, "said Pri Agung. For the results of House Commission VII member Satya Widya Yudha, argue, essential oil price increases in the components of oil and gas revenue sharing between the state and the contractor, At the time of low oil prices, part of the contractor plus. Conversely, when oil prices are high, the enlarged part of the country.

With the profit-sharing scheme flexible correlated with oil prices, this would be some sort of incentive for investors, "says Satya. Based on data from the Ministry of Energy, oil and gas sector reduced state revenues in 2016 to Rp 110 trillion. In 2015, state revenue from oil and gas Rp 136 trillion.

IN INDONESIAN

Momentum Industri Hulu Migas

Harga Minyak Indonesia Naik

Harga minyak Indonesia untuk perdagangan Desember 2016 naik menjadi 51,09 dollar AS per barrel dibandingkan dengan November 2016 sebesar 43,25 dollar AS per barrel. Indonesia diharapkan bisa memanfaatkan momentum kenaikan harga minyak tersebut. Dalam pengumuman yang disampaikan Tim Harga Minyak Indonesia, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Rabu (4/1), di Jakarta, 
Kenaikan harga dipicu kesepakatan Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) mengurangi produksi minyak 1,2 juta barrel per had mulai Januari 2017. Selain itu, negara-negara non OPEC, seperti Rusia, Meksiko, dan Oman, juga bersedia mengurangi produksi minyak mentah mereka 558.000 barrel per hari mulai Januari 2017. 

Menurut pengajar Universitas Trisakti, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, selain faktor kebijakan pengurangan produksi, kebijakan Presiden Amerika Serikat terpilih Donald Trump diprediksi akan berpengaruh pada masa mendatang. Kebijakan Trump dengan negara-negara produsen utama minyak bisa memengaruhi harga minyak. Selain faktor fundamental, faktor politik juga punya pengaruh kuat. 

Ketegangan politik akibat kebijakan Trump di Timur Tengah, Rusia, dan Tiongkok akan berdampak terhadap harga. Namun, secara rata-rata, kemungkinan harga minyak kurang dari 60 dollar AS per barrel pada tahun ini,”`kata Pri Agung. Pri Agung menambahkan, di dalam negeri, kenaikan harga minyak berdampak positif bagi perusahaan, terutama perusahaan yang bisa menerapkan efisiensi di tengah situasi harga minyak yang rendah. 

Sebab, lonjakan harga minyak ini ibarat insentif bagi perusahaan yang berhasil menerapkan efisiensi. Harga di atas 50 dollar AS per barrel secara psikologis berdampak positif bagi perusahaan. Yang terpenting, pemerintah harus bisa mengambil momentum kenaikan harga ini, terutama terkait kebijakan di sektor hulu migas di dalam negeri. 

Dengan harga seperti sekarang ini, bagaimana pemerintah membuat perencanaan untuk meningkatkan cadangan migas dan produksi,” ujar Pri Agung. Bagi hasil Anggota Komisi VII DPR Satya Widya Yudha, berpendapat, kenaikan harga minyak penting dalam komponen bagi hasil migas antara negara dan kontraktor, Pada saat harga minyak rendah, bagian kontraktor ditambah. Sebaliknya, saat harga minyak tinggi, bagian negara yang diperbesar. 

Dengan skema bagi hasil fleksibel yang dikorelasikan dengan harga minyak, hal ini akan menjadi semacam insentif bagi investor,” kata Satya. Berdasarkan data Kementerian ESDM, penerimaan negara sektor migas berkurang pada 2016 menjadi Rp 110 triliun. Pada 2015, penerimaan negara dari migas Rp 136 triliun.

Kompas, Page-17,Thursday, Jan, 5, 2017