Oil and Gas Investment Permit Accelerated

     The government promised to accelerate the licensing process needed to undertake upstream oil and gas projects following the continued decline of investment in the sector from US $ 15 billion in 2015 to only US $ 13 billion this year. This is necessary because the government sees the oil and gas sector as a driver of national economic growth.

     Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan said, the main cause of the slashing of national oil and gas investment is the decline in world crude oil prices. With oil prices remaining in the range of US $ 50 per barrel, investment in the oil and gas sector is quite challenging, increasingly difficult oil and gas projects, declining exploration activities, and lack of interest in working on additional depletion (enhanced oil recovery / EOR).

"But world oil prices are impossible to manage on our own, it's a global market. We can only manage operating costs or exploration well "said Jonan when opening The 41st IPA Convention and Exhibition, in Jakarta, Wednesday (17/5).

     To simplify the upstream oil and gas business, it is heavily accelerating the required permissions. For licensing under the authority of the ESDM Ministry and the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas), he has requested to be accelerated. In fact, for technical evaluation by Deputy Minister Arcandra Tahar, promised could be less than a week.

"If a simple approval needs to get to me, if I'm in the office, do not need to use a letter, disposition use just agree like that. If it is technical, the Vice Minister who reviews (at most a week is more or less)

     However, he acknowledges that not all licenses can be accelerated since this requires a political process. For licensing outside the authority of the ESDM Ministry, Jonan said he would start discussions with relevant ministries. He will ask the relevant ministries to support the permission to be faster. However, he does not promise how soon licensing will be granted.

     On the other hand, Jonan insisted that he asked the oil and gas company's commitment to make changes once the government made improvements. Because the government is ready to provide incentives if investors really need. "We understand how the business goes, but we need a proposal. If we simplify the bureaucracy, if we give incentives, what will we get instead, "he asserted.

    Jonan himself admitted open with all input from the oil and gas company. If indeed there are oil and gas companies that are experiencing barriers in the project, he is ready to help. The reason, the government has placed the oil and gas sector as a driver of the national economy, not just the source of foreign exchange.

"The government is more likely to oil and gas industries tend to be a driver of economic growth. If something needs from me, I can do, my door is open, "said Jonan.

Gross Split

     Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar added that the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8 of 2017 under which the implementation of gross split contract is not can not be revised. It is ready to fix this beleid if it is proven can not be executed. Revisions can be made if there are data that the Ministry of Energy and Mineral Resources has missed when performing the simulation before issuing the Ministerial Periruan.

"If there are things that will not workable, its open for discussion and open for change. But prove first how this is not workable, "says Arcandra.

     When performing the analysis, it uses 10 blocks of oil and gas data which is considered to represent the behavior of profit sharing based on the cost recovery contract. This data may be considered to be inadequate or not to include certain data by others. However, it wanted there should be data indicating that the gross split contract is unworkable.

Chairman of the Indonesian Petroleum Association (IPA)

Christina Verchere

     Chairman of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere admitted, in recent years, the government is quite intense invite the IPA to discuss the problems in the upstream sector of oil and gas. It will continue to discuss-with the government to find solutions so that the oil and gas industry can move forward.

     Christina saw three things to watch for: efficiency, the amount of profit sharing (split), and the fiscal system. According to him, efficiency not only from oil and gas companies cut costs (cost), but also must be run by the government with the acceleration of licensing and decision making.

     On revenue sharing, he highlights the implementation of production sharing contract (PSC) of gross split schemes. "About the gross split, we heard that every company is still discussing it with the government, based on the current project," he said.

     He also said it would continue to discuss it with the government so as to gain a common ground. Similarly, IPA Executive Director Marjolijn Wajong said the government and contractor of cooperation contract (KKKS) will discuss directly about the gross split contract by bringing the data and each study in accordance with the current project. "This stage has been stepped compared to December (2016) and last January, already the next stage, real case," he said.

Need to Sit Together

     In response, members of the House of Representatives Commission VII Dito Ganinduto said investment in the oil and gas sector is a capital-intensive investment and has a high level of risk. Therefore, the government should as much as possible create a truly attractive investment climate.

"We need each other. However, investors will surely calculate whether the investment to be invested is profitable or not. Otherwise they will divert their investments to other countries that are considered more profitable, Dito said.

     Dito welcomed the government's efforts to simplify the licensing problem, given the long and tedious licensing issue is one of the factors considered to hamper investment.

     According to him, investment in the oil and gas sector is not dominated by the discovery of new reserves, but continued investment from the existing field. In addition, Indonesia still faces problems with low world oil prices and low exploration growth.

"It should be a warning for the government, given the ever-increasing demand that is currently around 1.8 million bpd, while production is only in the 800-bp range," he said.

      Therefore, Dito suggested the government should sit with oil and gas sector actors, and listen to all their input, especially related to policy. For example about Split gross policy, is it really profitable for business actors.

"Instead, business actors must also be very open, revealing all the obstacles they encountered in the field. Thus, the policy to be issued is win-win, "said Dito. Agree with Dito, oil and gas analyst Fahmy Radhi also said that simplification of licensing is important, but not enough to boost investment in oil and gas sector. I think one of the most significant variables is the change of tax regime contract from Product Sharing Contract (PSC) to Gross Split Contract (GSC).

     Oil and gas investors who have been comfortable with PSC are still waiting and see for new investment in Indonesian oil and gas fields, "he said. Therefore, according to him, while improving the rules of licensing and taxation, the government should still provide the PSC option within the next five years Six PJBG

     ESDM Minister Ignasius Jonan said that one of the realization of the oil and gas sector as an economic driver is the effort to make gas as fuel for power plants. It has arranged the allocation of gas supply and its source for each power plant owned by PT PLN. "PLN has even signed a gas sale and purchase agreement with BP Indonesia," he said.

     At the IPA event, six PJBGs have been signed, four new agreements and two amendments of existing agreements. One of the new agreements is the sale and purchase agreement of LNG / gas between BP Indonesia and PLN.

     Under the agreement, BP and other Tangguh contractors agreed to supply 16 additional cargoes of LNG per year to PLN starting from 2020 to 2035. The supply is multidestination so PLN can utilize it for various power plants in Indonesia.

"We hope that the allocation of LNG supply can be fully absorbed by PLN so as to support the government's Nawacita program to provide sufficient electricity and increase the national electrification ratio," said Head of SKK Migas Amien Sunaryadi.

     Head of PLN Corporate Communications Unit I Made Suprateka said the LNG supply from BP Indonesia can be increased up to 20 cargoes per year through the Upward Quantity scheme. With the supply of this Tangguh Refinery PLN can reduce the use of fossil energy and can save from the energy mix.

"The gas will be used for new gas plants, which are under construction such as PLPGU IPP Java-1, PLTGU Muara Karang Peaker, and PLTGU Java-2 (Priok). Also increase the existing gas supply of plants such as PLTGU Priok, PLTGU Muara Karang and PLTGU Muara Tawar, "said Made.

      With an agreement signed in April 2016 of 44 LNG cargoes, the Tangguh refinery will supply 60 cargoes per year to PLN, equivalent to a total of one LNG disbursement truck annually, with the possibility of raising the volume to a total of 64 LNG cargoes per year. Thus, PLN can utilize it for other power plants.

     Meanwhile, another PJBG signed between ConocoPhilips (Grissik) Ltd and PTPGN is 8 billion british thermal units per day (bbtud) which can be raised up to 37 bbtud during 2018 2023, EMP Bentu Limited with PT Pertamina 0.2 million cubic feet Per day (million standard cubic feet per day / mmscfd) during 2016-2020, and Petrochina International Jabung Limited with PT Gemilang Jabung Energi with a maximum volume of 5 bbtud during 2017-2023.

     For two PJBG amendments signed by EMP Bentu Limited with a local company Tuah Sekata a maximum of 6 bbtud during the contract period of 2016 to 2021. Then, Petrogas Basin with PT Malamoi Olom Wobok of 8 mmscfd for the contract period 2017-2020. The entire agreement is expected to contribute an additional state revenue of approximately US $ 5 billion during the contract period.

"Gas in this agreement will be supplied for electricity, industry, oil and gas lifting," said Head of SKK Migas Amien Sunaryadi. Supply for these sectors is in accordance with Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 06 of 2016 on Provisions and Procedures for Stipulation of Allocation and Utilization and Natural Gas Price.

IN INDONESIAN

Izin Investasi Migas Dipercepat

Pemerintah berjanji akan mempercepat proses perizinan yang diperlukan dalam mengerjakan proyek hulu migas menyusul terus turunnya investasi di sektor ini dari sebesar US$ 15 miliar pada 2015 menjadi hanya US$ 13 miliar pada tahun ini. Hal ini diperlukan karena pemerintah melihat sektor migas sebagai penggerak pertumbuhan ekonomi nasional.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, penyebab utama terpangkasnya investasi migas nasional adalah turunnya harga minyak mentah dunia. Dengan harga minyak yang masih bertahan di kisaran US$ 50 per barel, investasi sektor migas cukup penuh tantangan, semakin sulitya proyek migas, turunnya kegiatan eksplorasi, dan minimnya minat mengerjakan pengurasan tahap lanjut, (enhanced oil recovery/ EOR).

“Tetapi harga minyak dunia tidak mungkin kita kelola sendiri, itu global market. Kita hanya bisa mengelola biaya operasi atau eksplorasi dengan baik" kata Jonan saat membuka The 41st IPA Convention and Exhibition, di Jakarta, Rabu (17/ 5).

Untuk mempermudah bisnis hulu migas, pihaknya baka mempercepat perizinan yang dibutuhkan. Untuk perizinan yang berada dalam kewenangan Kementerian ESDM dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) , dia telah meminta untuk dipercepat. Bahkan, untuk evaluasi teknis oleh Wakil Menteri Arcandra Tahar, dijanjikan bisa kurang dari satu pekan.

“Kalau approval sederhana perlu sampai ke saya, kalau saya di kantor, tidak perlu pakai surat, pakai disposisi saja setuju seperti itu. Kalau teknis, Wakil Menteri yang review( paling lama seminggu kurang lebih) 

Meski demikian, dia mengakui tidak seluruh perizinan dapat dipercepat mengingat hal ini butuh proses politik. Untuk perizinan di luar kewenangan Kementerian ESDM, Jonan menyatakan akan mulai diskusi dengan kementerian-kementerian terkait. Dia akan meminta kementerian terkait untuk mendukung agar perizinan menjadi lebih cepat lagi. Namun, dia tidak menjanjikan seberapa cepat perizinan akan diberikan.

Di sisi lain, Jonan menegaskan bahwa meminta komitmen perusahaan migas untuk melakukan perubahan begitu pemerintah membuat perbaikan. Pasalnya, pemerintah siap memberikan insentif jika investor memang membutuhkan. “Kami paham bagaimana bisnis berjalan, tetapi kami butuh proposal. Jika kami menyederhanakan birokrasi, kalau kami memberikan insentif, apa yang akan kami dapat sebagai gantinya,” tegas dia. 

Jonan sendiri mengaku terbuka dengan segala masukan dari perusahaan migas. Jika memang ada perusahaan migas yang mengalami hambatan dalam proyeknya, dirinya siap membantu. Pasalnya, pemerintah telah menempatkan sektor migas sebagai penggerak perekonomian nasional, bukan hanya sumber devisa.

“Pemerintah lebih cenderung industri migas cenderung menjadi pendorong pertumbuhan ekonomi. Kalau perlu sesuatu dari saya, yang bisa saya lakukan, my door is open,” tegas Jonan. 

Gross Split

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menambahkan, Peraturan Menteri ESDM No 8 Tahun 2017 yang menjadi dasar penerapan kontrak gross split bukan tidak bisa direvisi. Pihaknya siap memperbaiki beleid ini jika memang terbukti tidak dapat dijalankan. Revisi bisa dilakukan jika terdapat data-data yang terlewatkan oleh Kementerian ESDM ketika melakukan simulasi sebelum menerbitkan Peratruan Menteri ini.

“Kalau ada hal-hal yang nantinya tidak workable, its open for discussion and open for change. Tetapi buktikan dulu bagaimana ini tidak workable,” kata Arcandra. 

Ketika melakukan analisa, pihaknya menggunakan data 10 blok migas yang dianggap mewakili perilaku dari bagi hasil berdasarkan kontrak cost recovery. Data ini bisa saja dianggap kurang atau justru tidak memasukkan data tertentu oleh pihak lain. Namun, pihaknya menginginkan harus ada data yang menunjukkan bahwa kontrak gross split ini tidak dapat dijalankan. 

Ketua Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere mengakui, dalam beberapa tahun terakhir, pemerintah cukup intens mengajak IPA untuk membahas permasalahan yang ada di sektor hulu migas. Pihaknya akan terus berdiskusi-dengan pemerintah untuk mencari solusi sehingga industri migas bisa maju. 

Christina melihat ada tiga hal yang harus diperhatikan, yakni efisiensi, besaran bagi hasil (split) , dan sistem fiskal. Menurut dia, efisiensi tidak hanya dari sisi perusahaan migas memangkas biaya (cost), tapi juga harus dijalankan oleh pemerintah dengan percepatan perizinan dan pengambilan keputusan.

Mengenai bagi hasil, dia menyoroti diterapkannya kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) skema bagi hasil kotor (gross split). “Soal gross split, kami mendengar bahwa setiap perusahaan masih membahasnya dengan pemerintah, berdasarkan proyek yang saat ini berjalan,” kata dia.

Dia juga menyatakan pihaknya akan terus mendiskusikannya dengan pemerintah sehingga memperoleh titik temu. Senada, Direktur Eksekutif IPA Marjolijn Wajong mengungkapkan, pemerintah dan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) akan membahas secara langsung soal kontrak gross split dengan membawa data dan kajian masing-masing sesuai dengan proyek yang berjalan. “Ini tahapannya sudah melangkah dibandingkan pada Desember (2016) dan Januari lalu, sudah tahap selanjutnya, real case,” ujarnya.

Perlu Duduk Bersama

Menanggapi hal tersebut, anggota Komisi VII DPR RI Dito Ganinduto mengatakan, investasi sektor migas itu merupakan investasi padat modal dan memiliki tingkat risiko yang tinggi. Karena itu, pemerintah sedapat mungkin harus menciptakan iklim investasi yang benar-benar menarik.

“Kita sama-sama membutuhkan. Bagaimanapun, investor tentunya akan berhitung apakah investasi yang akan ditanamkan menguntungkan atau tidak. Kalau tidak mereka akan mengalihkan investasinya ke negara lain yang dinilai lebih menguntungkan, kata Dito.

Dito menyambut baik upaya pemerintah untuk menyederhanakan masalah perizinan, mengingat masalah perizinan yang lama dan berbelit merupakan salah satu faktor yang dinilai menghambat investasi. 

Menurut dia, investasi sektor migas saat ini bukan didominasi oleh penemuan cadangan baru, melainkan investasi lanjutan dari lapangan yang sudah ada. Ditambah lagi saat ini Indonesia masih menghadapi masalah yakni masih rendahnya harga minyak dunia dan pertumbuhan kegiatan eksplorasi yang rendah.

“ltu harus sudah menjadi warning bagi pemerintah, mengingat kebutuhan yang terus meningkat yang saat ini sekitar 1,8 juta bph, sementara produksi hanya di kisaran 800-an bph,” kata dia.

Karena itu, Dito menyarankan pemerintah harus duduk bersama para pelaku sektor migas, dan mendengarkan segala masukan mereka, terutama terkait kebijakan. Misalnya mengenai kebijakan gross Split, apakah memang benar-benar menguntungkan bagi pelaku usaha.

“Sebaliknya, pelaku usaha juga harus sangat terbuka, mengungkapkan semua kendala yang mereka temui di lapangan. Dengan demikian, kebijakan yang akan dikeluarkan sifatnya win-win,” kata Dito. Sependapat dengan Dito, pengamat migas Fahmy Radhi juga mengatakan bahwa penyederhanaan perizinan memang penting, tapi tidak cukup memadai untuk mendongkrak investasi di sektor migas. Menurut saya, salah satu variabel yang signifikan adalah perubahan tax regime contract dari Product Sharing Contract (PSC) menjadi Gross Split Contract (GSC).

Investor migas yang selama ini merasa nyaman dengan PSC, masih wait and see untuk investasi baru di lahan migas Indonesia,” kata dia. Karena itu, menurut dia, sambil memperbaiki aturan perizinan dan perpajakan, pemerintah mestinya masih memberikan opsi PSC dalam lima tahun ke depan Enam PJBG

Menteri ESDM Iganasius Jonan mengemukakan, salah satu perwujudan sektor migas sebagai penggerak ekonomi adalah adanya upaya menjadikan gas sebagai bahan bakar pembangkit listrik. Pihaknya telah mengatur alokasi pasokan gas beserta sumbernya untuk masing-masing pembangkit listrik milik PT PLN. “PLN bahkan telah meneken perjanjian jual beli gas dengan BP Indonesia," ujar dia. 

Pada ajang IPA tersebut, enam PJBG telah ditandatangani, masing-masing empat kesepakatan baru dan dua amendemen dari kesepakatan yang sudah ada. Salah satu dari kesepakatan baru itu adalah perjanjian jual beli gas alam cair/LNG antara BP Indonesia dan PLN.

Dalam kesepakatan tersebut, BP beserta kontraktor KKS Tangguh lainnya sepakat untuk memasok tambahan LNG sebanyak 16 kargo per tahun untuk PLN yang akan dimulai dari tahun 2020 hingga 2035. Pasokan tersebut bersifat multidestinasi sehingga PLN dapat memanfaatkannya untuk berbagai pembangkit di Indonesia.

“Kami berharap alokasi pasokan LNG tersebut dapat diserap sepenuhnya oleh PLN sehingga mendukung program Nawacita pemerintah untuk menyediakan listrik yang cukup serta meningkatkan rasio elektrifikasi nasional,” ujar Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi.

Kepala Satuan Komunikasi Korporat PLN I Made Suprateka mengatakan  pasokan LNG dari BP Indonesia itu dapat ditingkatkan hingga 20 kargo per tahun melalui skema Upward Quantity. Dengan adanya pasokan dari Kilang Tangguh ini maka PLN dapat mengurangi penggunaan energi fosil dan dapat menghemat dari sisi bauran energi.

“Gasnya akan digunakan untuk pembangkit gas yang baru, yang sedang proses pembangunan seperti PLTGU IPP Jawa-1, PLTGU Muara Karang Peaker, dan PLTGU Jawa-2 (Priok) . Juga menambah pasokan gas pembangkit yang ada seperti PLTGU Priok, PLTGU Muara Karang dan PLTGU Muara Tawar,” kata Made. 

Dengan perjanjian yang sebelumnya diteken pada bulan April 2016 sebanyak 44 kargo LNG, maka Kilang Tangguh akan memasok 60 kargo per tahun kepada PLN atau setara dengan total produksi satu train pencairan LNG per tahunnya, dengan kemungkinan menaikkan volume hingga total 64 kargo LNG per tahun. Sehingga, PLN dapat memanfaatkannya untuk pembangkit listrik lainnya.

Sementara itu, PJBG lain yang diteken yakni antara ConocoPhilips (Grissik) Ltd dengan PTPGN sebesar 8 miliar british thermal unit per hari (bbtud) yang dapat dinaikkan hingga 37 bbtud selama tahun 2018 2023, EMP Bentu Limited dengan PT Pertamina 0,2 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/ mmscfd) selama tahun 2016-2020, dan Petrochina International Jabung Limited dengan PT Gemilang Jabung Energi dengan volume maksimal 5 bbtud selama 2017-2023.

Untuk dua amendemen PJBG yang diteken yakni EMP Bentu Limited dengan perusahaan daerah Tuah Sekata maksimal sebesar 6 bbtud selama masa kontrak tahun 2016 hingga 2021. Kemudian, Petrogas Basin dengan PT Malamoi Olom Wobok sebesar 8 mmscfd untuk periode kontrak 2017-2020. Seluruh kesepakatan ini diperkirakan akan menyumbang tambahan penerimaan negara sekitar US$ 5 miliar selama periode kontrak.

“Gas dalam kesepakatan ini akan dipasok untuk kebutuhan kelistrikan, industri, lifting minyak dan gas rumah tangga,” ujar Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi.  Pasokan untuk sektor-sektor tersebut sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM Nomor 06 tahun 2016 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan serta Harga Gas Bumi.

Investor Daily, Page-1, Thursday, May, 18, 2017

Signed Six Gas Contracts, Reaches Rp 66 Trillion

The Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) stated that the government has the potential to gain state revenues of USD 5 billion or Rp 66 trillion. The revenue comes from six natural gas sales agreements signed in Jakarta on Wednesday (17/5), to meet domestic needs.

It is as revealed Amien Sunaryadi, Head of SKK Migas in Jakarta. Gas in this deal will be supplied for electricity, industry, oil lifting and household gas needs, "Amien said.

He explained that the six agreements consist of four new agreements and two contractual amendments. One of the contracts is the sale and purchase agreement of 16 liquefied natural gas (LNG) cargoes per year between BP Tangguh and PLN.

Deliveries are conducted from 2020 to 2035. The multidestination gas supply will be used by PLN to fuel power plants in various regions. "We hope the gas supply will increase the national electrification ratio," said Amien.

Gas supply for domestic needs is always increasing. In the 2003-2016 period, domestic gas supply increased by an average of 9 percent per year. As of February this year, domestic gas supply reached 3,889 million cubic feet (mmscfd) or about 58.5 percent of total gas supply. "It means that gas supply for domestic is bigger than export," said the former KPK commissioner.

IN INDONESIAN

Teken Enam Kontrak Gas, Raih Rp 66 Triliun

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan, pemerintah berpotensi meraup penerimaan negara USD 5 miliar atau Rp 66 triliun. Penerimaan itu berasal dari enam perjanjian jual beli gas bumi yang ditandatangani di Jakarta, Rabu (17/5), untuk memenuhi kebutuhan domestik.

Hal itu seperti diungkapkan Amien Sunaryadi, Kepala SKK Migas di Jakarta. Gas dalam kesepakatan ini akan dipasok untuk kebutuhan kelistrikan, industri, lifting minyak, dan gas rumah tangga,” kata Amien.

Dia menjelaskan, enam kesepakatan tersebut terdiri atas empat kesepakatan baru dan dua amandemen kontrak. Salah satu kontrak adalah perjanjian jual beli 16 kargo gas alam cair (liquefied natural gas) per tahun antara BP Tangguh dan PLN. 

Pengiriman dilakukan mulai 2020 hingga 2035. Pasokan gas multidestinasi itu akan digunakan PLN untuk bahan bakar pembangkit listrik di berbagai daerah. ”Kami berharap pasokan gas tersebut mampu meningkatkan rasio elektrifikasi nasional,” ujar Amien. 

Pasokan gas untuk kebutuhan domestik selalu meningkat. Pada periode 2003-2016, pasokan gas domestik meningkat rata-rata 9 persen per tahun. Hingga Februari tahun ini, realisasi pasokan gas untuk domestik mencapai 3.889 juta kaki kubik (mmscfd) atau sekitar 58,5 persen dari total pasokan gas. ”Artinya, pasokan gas untuk domestik sudah lebih besar daripada ekspor,” kata mantan komisioner KPK itu.

Radar Surabaya Page-5, Thursday, May, 18, 2017

Gas Contract, State Revenue Increase Rp. 66 Trillion

State revenue has the potential to increase by USD 5 billion or around Rp 66 trillion from the agreement of 4 signing of six contracts of gas sale and purchase agreement (PJBG).

Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities Amien Sunaryadi said all gas allocations in the agreement to meet domestic needs. It is in accordance Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No6 / 2016 on Provisions and Procedures for Determination of Allocation and Utilization and Natural Gas Price.

"Gas in this agreement will be supplied for electricity, industry, oil and gas lifting," he said at the signing ceremony of PJBG along with the opening of the Indonesian Petroleum Association Convention and Exhibition 2017 at the Jakarta Convention Center.

According to him, six PJBG agreements are in four new agreements and two contract amendments. One of the new agreements is a liquefied natural gas / LNG purchase agreement between a Tangguh Contract Contractor (KKS Contractor) with PT PLN.

In the agreement, BP and other Tangguh KKKS agreed to supply 16 LNG cargoes per year for PLN starting from 2020 to 2035. The contract of gas supply is multidestination so that PLN can utilize it for various power plants in Indonesia, including the Java 1 gas steam power plant .

"We hope that the allocation of LNG supply will be fully absorbed by PLN so as to support the government's Nawacita program to provide sufficient electricity and increase the national electrification ratio," he said.

Based on data from SKK Migas, in addition to the gas purchase agreement between Tangguh PCS Contractor and PLN, 5 other agreements are also signed, namely ConocoPhilip supplying gas for PT Perusahaan Gas Negara Tbk with capacity of 8-37 BBTUD with duration for 5 years.

Then EMP Bentu Limited and Pertamina, capacity 0.2 MMSCFD duration 15 years since 2018. Petrochina International Jabung Ltd and PT Gemilang Jabung Ltd duration 5.5 years since 2017 with gas capacity of first and second year 2 BBTUD continued the third year until the contract expires amounting to 3 BBTUD.

As for the contract amendment, PT Energi Mega Persada Bentu Limited and Perusahaan Daerah Tuah Sekata changed the agreement volume from 4 BBTUD to 6 BBTUD with the duration of the agreement for 16 years since 2016. Then Petrogas Basin and PT Malamoi Olom Wobok, the amount of gas capacity of 8 MMSCFD with renewal duration is done since 2017.

Amien said the supply of gas for domestic needs continues to increase. In the period 2003 to 2016 the supply of gas for domestic increased by an average of 9% per year. For 2017 to the end of February, the realization of domestic gas supply reached 3,889 or about 58.5% of the total gas supply.

That is, the supply of gas for domestic has been greater than the export. PGN Jobi President Director Triananda Hasjim said that the gas purchase agreement between PGN and Conocophilips is a form of government and oil and gas industry support to expand domestic gas utilization.

He said the gas supply received from Conocophillips will be channeled by PGN to Dumai. The supply of gas flowed from 2018 to 2023. Gas supply from ConocoPhillips will be forwarded to the community through PGN gas distribution pipeline in the Dumai region.

IN INDONESIAN

Kontrak Gas, Penerimaan Negara Bertambah Rp. 66 Triliun

Penerimaan negara berpotensi bertambah USD 5 miliar atau sekitar Rp 66 triliun dari kesepakatan 4 penandatanganan kontrak enam perjanjian jual beli gas (PJBG).

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Amien Sunaryadi mengatakan semua alokasi gas dalam kesepakatan tersebut untuk memenuhi kebutuhan domestik. Hal itu sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No6/ 2016 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan serta Harga Gas Bumi. 

"Gas dalam kesepakatan ini akan dipasok untuk kebutuhan kelistrikan, industri, lifting minyak dan gas rumah tangga," ujar dia di acara penandatanganan PJBG bersamaan dengan pembukaan Indonesian Petroleum Association Convention and Exhibition 2017 di Jakarta Convention Center.

Menurut dia, enam kesepakatan PJBG terdin atas empat perjanjian baru dan dua amandemen kontrak. Salah satu dari kesepakatan baru tersebut ialah perjanjian jual beli liquefied natural gas/LNG antara Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) Tangguh dengan PT PLN.

Dalam kesepakatan tersebut, BP beserta KKKS Tangguh Iainnya sepakat memasok 16 kargo LNG per tahun untuk PLN yang akan dimulai dari tahun 2020 sampai 2035. Adapun kontrak pasokan gas bersifat multidestinasi sehingga PLN dapat memanfaatkannya untuk berbagai pembangkit di Indonesia, termasuk pembangkit listrik gas uap Jawa 1. 

"Kami berharap alokasi pasokan LNG tersebut dapat diserap sepenuhnya oleh PLN sehingga mendukung program Nawacita pemerintah untuk menyediakan listrik yang cukup serta meningkatkan rasio elektrifikasi nasional," ujar dia.

Berdasarkan data SKK Migas, selain kesepakatan kontrak jual beli gas antara Tangguh PCS Kontraktor dan PLN, juga ditandatangani 5 kesepakatan lain, yakni ConocoPhilip memasok gas untuk PT Perusahaan Gas Negara Tbk dengan kapasitas 8-37 BBTUD dengan durasi selama 5 tahun.

Kemudian EMP Bentu Limited dan Pertamina, kapasitas 0,2 MMSCFD berdurasi 15 tahun sejak 2018. Petrochina International Jabung Ltd dan PT Gemilang Jabung Ltd berdurasi 5,5 tahun sejak 2017 dengan kapasitas gas tahun pertama dan kedua 2 BBTUD dilanjutkan tahun ketiga sampai habis kontrak sebesar 3 BBTUD.

Sementara untuk amandemen kontrak dilakukan antara PT Energi Mega Persada Bentu Limited dan Perusahaan Daerah Tuah Sekata yang mengubah volume perjanjian dari 4 BBTUD menjadi 6 BBTUD dengan durasi perjanjian selama 16 tahun sejak 2016. Kemudian Petrogas Basin dan PT Malamoi Olom Wobok, jumlah kapasitas gas sebesar 8 MMSCFD dengan durasi tahun perpanjangan dilakukan sejak 2017.

Amien menyebutkan pasokan gas untuk kebutuhan domestik terus meningkat. Pada periode 2003 sampai 2016 pasokan gas untuk domestik meningkat rata-rata 9% per tahun. Untuk tahun 2017 sampai akhir Februari, realisasi pasokan gas untuk domestik mencapai 3.889 atau sekitar 58,5% dari total pasokan gas. 

Artinya, pasokan gas untuk domestik sudah lebih besar daripada ekspor. Direktur Utama PGN Jobi Triananda Hasjim menyebutkan, kesepakatan kontrak jual beli gas yang dilaksanakan antara PGN dan Conocophilips merupakan bentuk dukungan pemerintah dan industri migas untuk memperluas pemanfaatan gas di dalam negeri.

Pihaknya menyebutkan, pasokan gas yang diterima dari Conocophillips akan dialirkan PGN ke wilayah Dumai. Adapun pasokan gas dialirkan mulai 2018 sampai 2023. Pasokan gas dari ConocoPhillips akan diteruskan PGN ke masyarakat melalui jaringan pipa distribusi gas di wilayah Dumai.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, May, 18, 2017

PGN Gets Gas Supply from ConocoPhilips

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) signed a gas sale agreement with ConocoPhillips (Grissik) Ltd on Wednesday (17/5). Through this partnership, PGN gets gas supply of 37 billion British thermal units per day (bbtud) to be flown to Dumai, Sumatra. The gas supply starts flowing from 2018 to 2023.

PGN Jobi President Director Triananda Hasjim said the signing of the contract of sale and purchase of gas is a form of government support and upstream industry to PGN to continue expanding the utilization of natural gas in an efficient and environmentally friendly in the country. Currently, PGN is completing the Duri gas distribution pipeline project for 137 kilometers (km). The project is expected to be completed in 2018.

Jobi explained, in addition to the distribution pipeline project, PGN is working on the Duri-Dumai transmission pipeline project along the 67 km. This transmission pipeline project is done jointly with PT Pertamina based on government assignments.

Besides Duri-Dumai. PGN also builds gas pipeline infrastructure in Riau, West Java, East Java and other areas, "said Jobi.Until now, PGN claims to have built and operated more than 7,200 km of natural gas pipelines, equivalent to 80% of natural gas pipelines Downstream of the whole of Indonesia.From the infrastructure of natural gas, PGN channeled natural gas directly to domestic customers as much as 168,973.

IN INDONESIA

PGN Mendapat Pasokan Gas dari ConocoPhilips

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) meneken kontrak penjanjian jual-beli gas dengan ConocoPhillips (Grissik) Ltd, Rabu (17/5). Lewat kerjasama ini, PGN mendapatkan pasokan gas sebesar 37 billion british thermal units per day (bbtud) yang akan dialirkan ke Wilayah Dumai, Sumatra. Pasokan gas tersebut mulai mengalir pada tahun 2018 hingga 2023 mendatang.

Direktur Utama PGN Jobi Triananda Hasjim mengatakan, penandatangan kontrak jual beli gas merupakan bentuk dukungan pemerintah dan industri hulu kepada PGN untuk terus memperluas pemanfaatan gas bumi secara efisien dan ramah lingkungan di dalam negeri. Saat ini, PGN sedang menyelesaikan pengerjaan proyek pipa gas distribusi Duri sepanjang 137 kilometer (km). Proyek ini diperkirakan selesai tahun 2018.

Jobi menjelaskan, selain proyek pipa distribusi, PGN sedang menggarap proyek pipa transmisi Duri-Dumai sepanjang 67 km. Proyek pipa transmisi ini dikerjakan bersama-sama dengan PT Pertamina berdasarkan penugasan dari pemerintah. 

Selain Duri-Dumai. PGN juga mernbangun infrastruktur pipa gas di Riau, Jawa Barat, Jawa Timur dan beberapa daerah lainnya," kata Jobi. Sampai saat ini, PGN mengklaim telah membangun dan mengoperasikan lebih dari 7.200 km jaringan pipa gas bumi. Ini setara dengan 80% pipa gas bumi hilir di seluruh Indonesia. Dari infrastruktur gas bumi tersebut, PGN menyalurkan gas bumi secara langsung ke pelanggan domestik sebanyak 168.973.

Kontan, Page-14, Thursday, May 18, 2017

Buy and Sell Gas worth Rp 65 Trillion

A total of six natural gas sale and purchase agreements signed in the opening of the 41st Indonesian Petroleum Association convention and exhibition on Wednesday (17/5), in Jakarta, the Agreement will provide the state revenue of up to 5 billion US dollars or around Rp 65 trillion with the exchange rate Rp 13,000 per US dollar during the term of the agreement.

Gas purchase and sale is done to meet the needs of power plants, industries, and household gas networks. One such purchase agreement took place between PT Perusahaan Listrik Negara and Tangguh LNG operated by BP Berau Ltd in Papua. In this agreement, PLN gets 16 cargoes every year. "Domestic gas supply continues to increase from year to year," said Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities Amien Sunaryadi.

IN INDONESIA

Jual Beli Gas Senilai Rp 65 Triliun

Sebanyak enam kesepakatan jual beli gas bumi ditandatangani dalam pembukaan konvensi dan pameran Asosiasi Perminyakan Indonesia Ke-41, Rabu (17/5), di Jakarta, Kesepakatan tersebut akan memberi pemasukan bagi negara hingga 5 miliar dollar AS atau sekitar Rp 65 triliun dengan kurs Rp 13.000 per dollar AS selama masa perjanjian. 

Jual beli gas tersebut dilakukan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik, industri, dan jaringan gas rumah tangga. Salah satu kesepakatan jual beli tersebut terjadi antara PT Perusahaan Listrik Negara dan Tangguh LNG yang dioperasikan BP Berau Ltd di Papua. Dalam perjanjian ini, PLN mendapat pasokan 16 kargo setiap tahunnya. ”Pasokan gas untuk kepentingan domestik terus meningkat dari tahun ke tahun,” kata Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Amien Sunaryadi.

Kompas, Page-18, Thursday, May 18, 2017

Reach Rp 66 T from Six Gas Contracts

The state has the potential to receive state revenues of USD 5 billion or Rp 66 trillion from six natural gas sales agreements. The gas contract signed on Wednesday (17/5) is used to meet domestic needs. "Gas in this agreement will be supplied for electricity, industry, lifting, oil and gas," said Head of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) Amien Sunaryadi

The six agreements consist of four new agreements and two contractual amendments. One of the contracts is a sale and purchase agreement of 16 liquefied natural gas cargoes per year between Tangguh PSC and PLN. Pengirirnan conducted from 2020 until 2035.

The multi-destination gas supply will be used by PLN to fuel power plants in various regions. "We expect the gas supply will increase the national electrification ratio," said Amien.

Gas supply for domestic needs is always up. In the 2003-2016 period, domestic gas supply increased by an average of 9 percent per year. As of February this year, domestic gas supply reached 3,889 million cubic feet (mmscfd) or about 58.5 percent of total gas supply. That is, gas supply for domestic is bigger than export "said the former KPK commissioner.

To optimize the supply of natural gas for domestic buyers, SKK Migas urges accelerated development of gas infrastructure. Meanwhile, ESDM Minister Ignatius Jonan promised the government to help accelerate the licensing of new investment in the field of oil and gas. He considered the upstream oil and gas industry has been accustomed to slow performance.

Jonan refers to the discussion of the Masela Block that drags on for up to ten years. After the planning is complete, development also takes a long time.

The acceleration of licensing is needed because the oil and gas industry is chasing the fluctuations in world oil prices. The oil and gas industry is still the main driver of economic growth in Indonesia although the current proportion of its contribution is increasingly shrinking. He pointed out, Indonesia's oil production is currently less than half of production 40 years ago which reached 1.7 million barrels per day.

IN INDONESIA

Raih Rp 66 T dari Enam Kontrak Gas

Negara berpotensi mendapatkan penerimaan negara USD 5 miliar atau Rp 66 triliun dari enam perjanjian jual beli gas bumi. Kontrak gas yang ditandatangani Rabu (17/5) digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik. "Gas dalam kesepakatan ini akan dipasok untuk kebutuhan kelistrikan, industri, lifting, minyak, dan gas rumah tangga,” kata Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi 

Enam kesepakatan tersebut terdiri atas empat kesepakatan baru dan dua amandemen kontrak. Salah satu kontrak adalah perjanjian jual beli 16 kargo liquefied natural gas per tahun antara Tangguh PSC dan PLN. Pengirirnan dilakukan mulai 2020 hingga 2035.

Pasokan gas multi destinasi itu akan digunakan PLN untuk bahan bakar pembangkit listrik di berbagai daerah. "Kami berharap pasokan gas tersebut mampu meningkatkan rasio elektrifikasi nasional,” kata Amien.

Pasokan gas untuk kebutuhan domestik selalu menjngkat. Pada periode 2003-2016, pasokan gas domestik meningkat rata-rata 9 persen per tahun. Hingga Februari tahun ini, realisasi pasokan gas untuk domestik mencapai 3.889 juta kaki kubik (mmscfd) atau sekitar 58,5 persen dari total pasokan gas. Artinya, pasokan gas untuk domestik sudah lebih besar daripada ekspor" kata mantan komisioner KPK itu.

Untuk mengoptimalkan pasokan gas bumi bagi pembeli dalam negeri, SKK Migas mendesak percepatan pembangunan infrastruktur gas. Sementara itu, Menteri ESDM Ignasius Jonan berjanji pemerintah membantu percepatan perizinan investasi baru di bidang migas. Dia menilai industri hulu migas selama ini terbiasa dengan kinerja pelan. 

Jonan merujuk pada pembahasan Blok Masela yang berlarut-larut hingga sepuluh tahun. Setelah perencanaan selesai, pembangunan juga membutuhkan waktu yang lama. 

Percepatan perizinan dibutuhkan karena industri migas berkejaran dengan fluktuasi harga minyak dunia. Industri migas juga masih menjadi pendorong utama pertumbuhan ekonorni Indonesia meski saat ini proporsi kontribusinya semakin susut. Dia mencontohkan, produksi minyak Indonesia saat ini kurang dari separuh produksi 40 tahun lalu yang mencapai 1,7 juta barel per hari.

Jawa Pos, Page-5, Thursday, May 18, 2017

Masela to be Decided Next Week

The final project engineering or front end engineering design decision of the Masela Block will be decided next week after Inpex Masela Limited and the Government of Indonesia resume more detailed discussions in the development of the oil and gas block.

Vice President of Corporate Services of Inpex Indonesia Nico Muhyiddin said after the meeting between Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan and Inpex Corp. In Japan, it continues to hold talks with the government to speed up the process.

Based on the initial plan, the meeting was held on Wednesday (17/5). As is known, during a meeting in Japan, Jonan was accompanied by Indonesian Ambassador to Japan Arifin Tasrif and Special Envoy to Japan Rachmat Gobel, met with President and CEO of Inpex Corp. Toshiaki Kitamura. However, the meeting will likely continue on the sidelines of the 41st Indonesian Petroleum Association (IPA) Convention and Exhibition or thereafter according to the schedule agreed by the government and Inpex.

He mentioned after the meeting, next week can be obtained conclusions that push forward the stage of the project. The pre-defined project review will be conducted through one stage. As a result, at a meeting with the government it will be confirmed how much production capacity in the form of liquefied natural gas / LNG and gas pipeline is also the determination of the location to build the LNG plant.

Previously, there were two options related to the development of oil and gas block which 65% of its shares were controlled by Inpex Corporation and 35% by Shell. First, the capacity of LNG plant 7.5 million tons per year (MTPA) and gas pipe 474 million cubic feet per day (MMscfd). Second, the capacity of 9.5 MTPA LNG refinery and gas pipeline of 150 MMscfd. Similarly, the location is still there are two options and has not been established. The decision is related to pre-FEED next week.

IN INDONESIA

Masela Diputuskan Pekan Depan

Keputusan kajian prapendefinisian proyek atau front end engineering design proyek Blok Masela akan diputuskan pekan depan setelah Inpex Masela Limited dan Pemerintah Indonesia kembali melakukan pembahasan lebih detail dalam pengembangan blok migas itu.

Vice President Corporate Services Inpex Indonesia Nico Muhyiddin mengatakan, setelah pertemuan Menteri ESDM Ignasius Jonan dan petinggi Inpex Corp. di Jepang, pihaknya masih terus melakukan pembicaraan dengan pemerintah untuk mempercepat proses. 

Berdasarkan rencana awal, rapat dilakukan Rabu (17/5). Seperti diketahui, dalam pertemuan di Jepang, Jonan didampingi Duta Besar Indonesia untuk Jepang Arifin Tasrif dan Utusan Khusus untuk Jepang Rachmat Gobel, bertemu dengan President and CEO Inpex Corp. Toshiaki Kitamura. Namun, pertemuan kemungkinan akan dilanjutkan di sela-sela acara Konvensi dan Pameran Ke-41 Indonesian Petroleum Association (IPA) atau setelahnya sesuai dengan jadwal yang disepakati pemerintah dan Inpex. 

Dia menyebut setelah pertemuan itu, pekan depan bisa didapatkan kesimpulan yang mendorong maju tahapan proyek. Kajian pra-pendefinisian proyek akan dilakukan melalui satu tahap. Alhasil, pada pertemuan dengan pemerintah akan dipastikan berapa kapasitas produksi baik berupa liquefied natural gas/LNG dan gas pipa juga penetapan lokasi untuk membangun kilang LNG. 

Sebelumnya, terdapat dua opsi terkait dengan pengembangan blok migas yang 65% sahamnya dikuasai Inpex Corporation dan 35% oleh Shell. Pertama, kapasitas kilang LNG 7,5 juta ton per tahun (MTPA) dan gas pipa 474 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Kedua, kapasitas kilang LNG 9,5 MTPA dan gas pipa 150 MMscfd. Begitu pula lokasinya yang masih terdapat dua pilihan dan belum ditetapkan. Keputusannya terkait pre-FEED minggu depan.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, May 18, 2017

Pertamina Drilling 14 Wells Starting June

Mahakam Block Transition

PT Pertamina has allocated US $ 160 million for drilling 14 oil and gas wells in Mahakam block during the management transition period from PT Total E & P Indonesie to the oil and gas company.

Pertamina becomes the new operator of the Mahakam Block starting January 1, 2018 replacing Total. Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said the company has decided that drilling begins in June 2017 although activities originating from Total E & P Indonesie's investment as an existing operator were completed in March 2017.

He considered, now has started the preparation of land for drilling activities to be executed Total. He hopes that the effort will be able to sustain oil and gas production in the Mahakam block at a range of 1,400 million cubic feet per day (MMscfd).

"We drilled in the end 14 wells. In June it has started, "he said on the sidelines of the 41st Indonesian Petroleum Association (IPA) Convention and Exhibition, Wednesday (17/5).

From data of SKK Migas, in 2017, Total will drill 25 wells 158 work over and treatment of 6,820 wells

Meanwhile, in 2016, drilling was done as many as 41 wells, work over 147 wells, and treatment of 7,339 wells. The annual production volume of Mahakam's current working area is 1,635 MMscfd of gas and petroleum of 63,000 barrels per day (bpd).

President & General Manager of Total E & P Indonesie Arividya Noviyanto is reluctant to provide information about the transition process in the Mahakam Block. Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said it had received a letter from Total related to the 39% participating interest (PI) for the current contractor. This is a continuation of the meeting held on Thursday (6/4).

Pertamina and Total held a meeting at the Office of the ESDM Ministry. Representing Pertamina, Present Director of PT Pertamina Elia Massa Malik, Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam, and Director of Pertamina Hulu Mahakam Ida Yusmiati. Meanwhile, Total CEO Patrick Pouyanne came after attending GasTech in Japan with President Total Exploration & Production Arnaud Breuillac, Senior Vice President of Total Exploration & Production Asia Pacific Javier Rielo and President & General Manager of Total E & P Indonesie Arividya Noviyanto.

After getting the letter, he asked three things. Firstly, is Total willing to be a partner and Pertamina will be the operator in the Mahakam Block. Secondly, about the amount of participation rights that the current contractor wants (Total). Thirdly, about whether the contractor exists willing to pay the control of the right of participation in accordance with the valuation results.

Based on the letter submitted, Total proposes three incentives to raise the economies of scale with the possibility of a change in the share of ownership of the rights of participation. The reason is that both the Total and Inpex Corporation own 50% of Mahakam shares.

Meanwhile, on a new contract starting in 2018, the current ownership interest of both contractors (Total and Inpex) is only 39%. The three incentives are investment credit or additional investment reimbursement in accordance with the percentage proposed, market price for domestic supply demand and depreciation obligations.

IN INDONESIA

Pertamina Mengbeor 14 Sumur Mulai Juni

PT Pertamina mengalokasikan dana US$160 juta untuk kegiatan pengeboran 14 sumur minyak dan gas bumi di Blok Mahakam selama masa transisi pengelolaan dari PT Total E & P Indonesie ke BUMN migas tersebut.

Pertamina menjadi operator baru Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018 menggantikan Total. Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, perseroan telah memutuskan agar pengeboran dimulai pada Juni 2017 kendati kegiatan yang berasal dari investasi Total E&P Indonesie sebagai operator eksis telah diselesaikan pada Maret 2017.

Dia menilai, saat ini telah dimulai persiapan lahan untuk kegiatan pengeboran yang akan dieksekusi Total. Dia berharap agar upaya tersebut mampu mempertahankan produksi migas di Blok Mahakam pada kisaran 1.400 juta kaki kubik per hari (MMscfd).

“Kami drilling pada akhirnya 14 sumur. Pada Juni sudah mulai,” ujarnya di sela acara Konvensi dan Pameran Ke-41 Indonesian Petroleum Association (IPA), Rabu (17/5).

Dari data SKK Migas, pada 2017, Total akan melakukan pengeboran 25 sumur 158 kerja ulang (work over) dan perawatan atas 6.820 Sumur

Sementara itu, pada 2016, pengeboran dilakukan sebanyak 41 sumur, work over 147 sumur, dan perawatan atas 7.339 sumur. Volume produksi tahunan wilayah kerja Mahakam saat ini yakni 1.635 MMscfd gas serta minyak bumi sebanyak 63.000 barel per hari (bph).

President & General Manager Total E&P Indonesie Arividya Noviyanto enggan memberikan keterangan mengenai proses transisi di Blok Mahakam. Sebelumnya, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pihaknya telah menerima surat dari Total terkait dengan penawaran saham partisipasi (participating interest/PI) 39% bagi kontraktor saat ini. Hal itu merupakan kelanjutan dari pertemuan yang dilakukan pada Kamis (6/4). 

Pertamina dan Total menggelar pertemuan di Kantor Kementerian ESDM. Mewakili Pertamina, hadir Direktur Utama PT Pertamina Elia Massa Malik, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam, dan Direktur Pertamina Hulu Mahakam Ida Yusmiati. Sementara itu, CEO Total Patrick Pouyanne datang setelah menghadiri GasTech di Jepang bersama President Total Exploration & Production Arnaud Breuillac, Senior Vice President Total Exploration&Production Asia Pacific Javier Rielo dan President&General Manager Total E&P Indonesie Arividya Noviyanto.

Setelah mendapat surat itu, pihaknya menanyakan tiga hal. Pertama, apakah Total bersedia menjadi mitra dan Pertamina yang akan menjadi operator di Blok Mahakam. Kedua, tentang besaran hak partisipasi yang diinginkan kontraktor saat ini (Total). Ketiga, tentang apakah kontraktor eksis mau membayar penguasaan hak partisipasi sesuai dengan hasil valuasi. 

Berdasarkan surat yang diajukan, Total mengusulkan tiga insentif untuk menaikkan skala ekonomi dengan kemungkinan perubahan porsi kepemilikan hak partisipasi. Pasalnya, saat ini baik Total maupun Inpex Corporation menguasai 50% saham Mahakam.

Sementara itu, pada kontrak baru yang dimulai pada 2018, kepemilikan hak partisipasi kedua kontraktor yang ada saat ini (Total dan Inpex) maksimum hanya 39%. Tiga insentif tersebut yakni investment credit atau penambahan penggantian biaya investasi sesuai dengan persentase yang diajukan, harga pasar untuk kewajiban pasokan permintaan dalam negeri dan depresiasi.

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, May 18, 2017

New Contract 8 Block Not Agreed

New contracts using a gross shareholding contract scheme are not necessarily signed this week at the 47th Indonesian Petroleum Association Convention and Exhibition.

President Director of PT Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi said it had discussed a new cooperation contract clause for eight expired working areas. However, he is pessimistic that the discussion of a new contract with gross split can be resolved and the signing of the contract can be done this week.

The gross split scheme came into effect earlier this year in place of the government's cost recovery scheme (cost recovery). He agreed that it would be better if the new contract of cooperation could be signed quickly, especially before the old contract expires.

However, there are things that require further review. Particularly related to the new policy issued by the government that is about the return on investment in the contract which will end in Ministerial Regulation no. 26/2017.

In January 2017, the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan has determined the fate of eight working areas that expire in 2017 and 2018. Meanwhile, the eight working areas are assigned to PT Pertamina after the contract expires. The seven new cooperation contracts are targeted to be signed soon in the 2017 Fourth Indonesia Petroleum Association (IPA) Exhibition and Convention Convention. The seven working areas will shift their contracts from contracts for cost recovery to gross split.

Therefore, it is necessary to calculate the cost burden of the previous contract which will be undepreciated cost as well as the split based on the variable part based on the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 8/2017 on Gross Split Contracts to keep the field economy up.

Through gross split, the government offers a more flexible revenue sharing system with 57% government composition and 43% contractor for 52%: 48% oil and gas structure. The contractor can also get a bigger profit share in accordance with the challenge in the field.

In addition, there are still factors for the progressive outcome of the price and accumulated production that can hoist the contractor's share of the seven working areas namely Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Ogan Komering Block, South Sumatra (JOB Pertamina-Talisman ), Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (Saka Energi), Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited), Central Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie), East Kalimantan Block, East Kalimantan (Chevron Indonesia Company) , And Attaka Block, East Kalimantan (Chevron).

Meanwhile, the North Sumatera Offshore Block, Aceh (Pertamina) will be signed separately as it is under the authority of the Aceh Oil and Gas Management Agency (BPMA) due to its location factor.

"I want the government to sign as soon as possible. That is, we are already running the discussion. The expectation when the termination has not been completed. Indeed hope to be signed on IPA convex this, but not ready, "said Mount on the sidelines of the 41st Convention and Exhibition Indonesian Petroleum Association, Wednesday (17/5).

He considered that the implementation of the policy is still simulated first on the Offshore North West Java (ONWJ) Block which first uses gross split. In the meantime, the practice applied to ONWJ will be applied to Pertamina's termination blocks.

The mountain considers this 4 months too fast to judge whether there are any changes on the ONWJ Block. He said it took at least 1 year to see the impact of the implementation of gross split in ONWJ. In general, the company actually has a plan up to 2030 in terms of managing block-out block contracts.

The company has predicted several aspects such as operating costs, technology also efforts to maintain production. However, the plan has not yet considered new government policies ranging from gross profit-sharing contracts as well as the mechanism of investment returns for block-outs.

"For example for the Ogan Komering block workover, it already has its portfolio. We already have aspirations until 2030. However, back again when we implement gross split with the minister's regulation should see again whether it is economical yet? "

DISCUSSED AGAIN

On the same occasion, Pertamina Upstream Director of Syamsu Alam said it needed further discussion with the government. Because all the calculations are still based on the assumption that Pertamina uses production sharing contract (PSC) with cost recovery scheme.

As a result, all activities and cost calculations including policies to pay undepreciated costs on new contracts that Pertamina will manage must be calculated as it will affect the net present value or the calculation of investment referring to the current value.

"Earlier in our scenario for that conventional PSC. Now given Pertamina with GS [gross split]. With this GS we evaluate what kind of good NPV [net present value], "he said.

Therefore, he considered no need to rush to sign a new contract and the entire working area that will expire his contract. It is better to examine in detail the terms of the contract so that the development of the field is still running according to the economy on the new contract signed. "Why do we hasten the contract if all this is not clear. This should be explained first. "

IN INDONESIA

Kontrak Baru 8 Blok Belum Disepakati

Kontrak baru yung menggunakan skema kontrak bagi hasil kotor atau gross split belum tentu diteken pada minggu ini dalam acara Konvensi dan Pameran Ke-47 Indonesian Pefroleum Association.

Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi Gunung Sardjono Hadi mengatakan, pihaknya telah membahas klausul kontrak kerja sama baru untuk delapan wilayah kerja yang habis masa kontraknya. Namun, dia pesimistis bila pembahasan kontrak baru dengan gross split bisa diselesaikan dan penandatanganan kontrak bisa dilakukan pada pekan ini. 

Skema gross split berlaku mulai awal tahun ini menggantikan skema biaya produksi migas yang ditanggung pemerintah (cost recovery). Dia sepakat bahwa akan lebih baik jika kontrak kerja sama baru bisa diteken secepatnya terutama sebelum kontrak lama berakhir.

Namun, terdapat hal yang memerlukan tinjauan lebih lanjut. Khususnya terkait dengan kebijakan baru yang diterbitkan pemerintah yakni tentang pengembalian investasi pada kontrak yang akan berakhir di Peraturan Menteri No. 26/2017.

Pada Januari 2017, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan telah menetapkan nasib delapan wilayah kerja yang habis masa kontraknya pada 2017 dan 2018. Adapun, delapan wilayah kerja tersebut ditugaskan kepada PT Pertamina setelah kontrak berakhir. Tujuh kontrak kerja sama baru itu ditargetkan bisa segera diteken pada dalam acara Pameran dan Konvensi Ke 41 Indonesian Petroleum Association (IPA) 2017. Tujuh wilayah kerja tersebut akan beralih kontrak kerja samanya dari kontrak bagi hasil cost recovery menjadi gross split.

Oleh karena itu, perlu dihitung beban biaya dari kontrak sebelumnya yang akan menjadi undepreciated cost juga bagi hasil (split) berdasarkan bagian variabel berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split agar keekonomian lapangan tetap terjaga.

Melalui gross split, pemerintah menawarkan sistem bagi hasil yang lebih fleksibel dengan komposisi pemerintah 57% dan kontraktor 43% untuk struktur minyak dan gas 52%:48%. Kontraktor pun bisa mendapat bagi hasil lebih besar sesuai dengan tantangan di lapangan.

Selain itu, masih terdapat faktor bagi hasil progresif berupa harga dan akumulasi produksi yang bisa mengerek bagi hasil kontraktor Tujuh wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering, Sumatra Selatan (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (Saka Energi), Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited), Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie), Blok East Kalimantan, Kalimantan Timur (Chevron Indonesia Company), dan Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron).

Sementara itu, Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina) nantinya akan ditandatangani terpisah karena di bawah otoritas Badan Pengelola Migas Aceh (BPMA) karena faktor lokasinya.

“Maunya pemerintah sesegera mungkin menandatangani. Artinya, kita sudah berjalan pembahasannya. Harapannya pada saat belum terminasi sudah selesai. Memang harapannya mau ditandatangan pada IPA convex ini, tetapi belum siap," kata Gunung di sela acara Konvensi dan Pameran Ke-41 Indonesian Petroleum Association, Rabu (17/5).

Dia menilai, penerapan kebijakan itu masih disimulasi terlebih dahulu pada Blok Offshore North West Java (ONWJ) yang terlebih dulu menggunakan gross split. Sementara itu, praktik yang diterapkan pada ONWJ nantinya akan diterapkan pada blok-blok terminasi yang dikelola Pertamina.

Gunung menganggap 4 bulan ini terlalu cepat untuk menilai apakah terdapat perubahan pada Blok ONWJ. Dia menyebut, pihaknya membutuhkan paling tidak 1 tahun untuk bisa melihat dampak penerapan gross split di ONWJ. Secara umum, sebenarnya perseroan telah memiliki rencana hingga 2030 dalam hal pengelolaan blok-blok habis kontrak.

Perusahaan telah memprediksi beberapa aspek seperti biaya operasi, teknologi juga upaya untuk mempertahankan produksi. Namun, rencana tersebut belum mempertimbangkan kebijakan- kebijakan baru pemerintah mulai dari kontrak bagi hasil kotor juga mekanisme pengembalian investasi blok habis kontrak.

“Misalnya untuk workover blok Ogan Komering, itu sudah punya portfolionya. Kita sudah punya aspirasi sampai 2030. Namun, kembali lagi pada saat kita implementasikan gross split dengan peraturan menteri tersebut harus lihat lagi apakah sudah ekonomis belum?" 

DIBAHAS LAGI

Dalam kesempatan yang sama, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pihaknya perlu diskusi lebih lanjut dengan pemerintah. Pasalnya, semua perhitungan yang ada masih berdasarkan asumsi bahwa Pertamina menggunakan kontrak bagi hasil (production shaiing contract/PSC) dengan skema cost recovery.

Alhasil, seluruh kegiatan dan dikalkulasi biaya termasuk kebijakan untuk membayar biaya yang belum terdepresiasi [undepreciated cost) pada kontrak baru yang nantinya dikelola Pertamina harus dihitung karena akan mempengaruhi net present value atau perhitungan investasi mengacu pada nilai saat ini.

“Sebelumnya dalam skenario kita untuk itu PSC konvensional. Sekarang diberikan Pertamina dengan GS [gross split]. Dengan GS ini kita evaluasi seperti apa baik itu NPV [net present value],” katanya.

Oleh karena itu, dia menilai tak perlu terburu-buru untuk meneken kontrak baru dan seluruh wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya. Lebih baik mengkaji secara detail ketentuan dalam kontrak agar pengembangan lapangan masih berjalan sesuai keekonomian pada kontrak baru yang diteken. “Mengapa kami  buru-buru teken kontrak kalau semua ini belum jelas. lni harus dijelaskan dulu.” 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, May 18, 2017

Russia’s Rosatom makes another nuclear offer to Indonesia

The government has received yet another nuclear-development offer from Russia’s national nuclear corporation Rosatom Corp., even though the former has stated that such a development is the last thing on its mind.

Rosatom recently paid a visit to Coordinating Maritime Affairs Minister Luhut Pandjaitan and Energy and Mineral Resources deputy minister Arcandra Tahar, offering to develop turnkey nuclear power plants in regions without the threat of earthquakes, such as in Bangka Belitung Islands and East Kalimantan provinces.

It was not the first time that Rosatom has offered its expertise to Indonesia. In 2015, the company signed a memorandum of understanding with the National Atomic Energy Agency (Batan) to exchange knowledge on nuclear technologies and management. 

Rosatom’s meeting with Luhut and Arcandra occurred after state-owned electricity firm PLN’s latest electricity procurement business plan (RUPTL) revealed that PLN has not completely eliminated nuclear power as a viable power source option.

While the RUPTL maintains that nuclear energy remains a last resort for electricity procurement, it notes that PLN still has to consider the nuclear option if it fails to meet the desired energy target from renewable sources, such as hydro, wind, geothermal, solar and biomass.

PLN states that at least 23 percent of Indonesia’s power plants must already be fueled by renewable energy by 2025, up from the current figure of 13 percent. Despite Rosatom’s seemingly interesting offer, the government is steadfast in its stance on nuclear power as a last resort.

“We have said that we are not ready yet. We need to raise public awareness, which takes time,” Luhut said after the long-hour meeting.

Arcandra said the government needed to review whether or not nuclear power was urgently needed to meet rising domestic demand for electricity At present, the highest electricity demands come from Java and Bali, but Rosatom did not include the two regions as viable locations for its nuclear power development.

“We need to find out what the perception of nuclear power is like in Java. [Rosatom] mentioned suitable locations, such as Bangka, East Kalimantan and Batam [in Riau Islands], but what is the demand like there?” Arcandra said.

PLN data show that electricity consumption in the Java-Bali region is expected to skyrocket to 326.6 terrawatt hours [TWh] by 2026 from 174 TW'h, while consumption in Kalimantan is only expected to reach 23.4 TWh. In the electricity plan, PLN makes a specific note on the possible use of small modular nuclear reactors, which can produce up to 300 megawatts of electricity (MWe), on certain islands.

However, it acknowledges that it needs to conduct further studies as such modular reactors are not yet commercially available. At the same time, capital, radioactive waste management and the liability costs of nuclear power plants raise concerns as well, as they differ from study to study. Safety issues surrounding nuclear power development have also dominated the majority of discussions, given Indonesia’s location along the volatile Pacific Ring of Fire.

Rosatom communications manager for Southeast Asia Arkady Karneev told The Jakarta Post that the firm had been actively interacting with several Indonesian stakeholders on the possibility of developing a large scale nuclear power plant project in the country following an intergovernmental agreement on nuclear energy in 2006 between Indonesia and Russia.

Jakarta Post, Page-14, Wednesday, May, Monday 15, 2017