Sign in Mahakam block, Total EP Must Pay Rp 49 Trillion

If not able to pay, Pertamina opens opportunities for other investors in Mahakam Block.

Although Total EP Indonesie is allowed to control 39% stake in the Mahakam Block, the French company should not be happy. Based on the calculation of Special Unit for Upstream Oil and Gas Business (SKK Migas), the asset value of Mahakam block as of December 31, 2017 will reach US $ 9.43 billion or equivalent to around Rp 127 trillion.

The value of the assets of the Mahakam Block is increased by more than 100% compared to the calculation in January 2016 by IHS and Petropro used by SKK Migas at that time. The valuation of Mahakam's assets was only US $ 3.45 billion or around Rp 47 trillion.

the Mahakam Block

Head of Programs and Communications Division of SKK Migas Wisnu Prabawa Taher said the calculation of estimated asset value of Mahakam Block as of December 31, 2017 based on capital assets, inventory, and inventory materials.

"The value is US $ 9.43 billion (Rp 127 trillion)," he said.

He said the calculation of US $ 9.43 billion was not using the asset calculation institution but using internal calculations SKK Migas by doing physical checks Mahakam block. From that calculation, there is indeed a significant increase compared with the previous calculation.

"The price of oil is certainly one of the things that cause its value to rise," said Vishnu.

As a result, with the benchmark, Total EP must spend the US $ 3.67 billion if it wants to get 39% stake in Mahakam Block. The value is around Rp 49.6 trillion (assuming an exchange rate of Rp 13,500 per US dollar), and is equivalent to a 100% valuation of the Mahakam Bloc by 2016.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar previously stated that the entry of potential investors Mahakam block can be done after Pertamina, through its subsidiary PT Pertamina Hulu Mahakam, fully controls the Mahakam Block starting January 1, 2018. That is, Total EP Indonesie entering current or while the contract is still in progress.

Total EP will discuss directly the amount of Valuation value that they must redeem to get 39% stake in Mahakam block with Pertamina. Unfortunately, President & General Manager and Group Representative for Indonesia Arividya Noviyanto did not answer the confirmation of their willingness and willingness to pay that much or even withdraw.

Syamsu Alam, Upstream Director of Pertamina, said that the company is focusing on the business to the business process (B to B) that Pertamina will undertake with potential partners in the Mahakam Block.

"The process remains primarily B to B and its aspect is not just the percentage," Alam said.

In fact, Syamsu Alam said, there are already some companies interested in joining Pertamina in the block beside Total EP.

"There are some companies that have expressed an interest to enter the Mahakam," he said.

Outside of Total EP and Inpex, there are also companies from the United Arab Emirates, Mubadala Petroleum, who have expressed an interest in partnering with Pertamina in the Mahakam Block.

President Director of Pertamina Elia Massa Manik said, in addition to focus on finding partners, it also concerns about production. Next year Pertamina targets production in the range of 1,100 million cubic feet per day (mmscfd) of gas and 48,000 barrels per day (bopd) of oil. 

    To achieve the target, Pertamina allocates investment next year to reach US35 700 million. This is added to the operating costs of US $ 1.1 billion.

Pertamina has also drilled two wells and 14 wells-15 wells by the end of 2017. Based on the estimates, the Mahakam Block is now leaving a reserve of 57 million barrels of oil, 45 million barrels of condensate, and 4.9 tcf of gas.

IN INDONESIA

Masuk ke blok Mahakam, Total EP Harus Bayar Rp 49 Triliun

Jika tidak sanggup membayar, Pertamina membuka peluang bagi investor Iain di Blok Mahakam.

Meskipun Total EP Indonesie diizinkan menguasai 39% saham di Blok Mahakam, perusahaan Prancis itu tidak boleh gembira dulu. Berdasarkan hasil perhitungan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), nilai aset Blok Mahakam per 31 Desember 2017 akan mencapai US$ 9,43 miliar atau setara dengan sekitar Rp 127 triliun.

Nilai aset Blok Mahakam ini meningkat drastis lebih dari 100% dibandingkan perhitungan pada Januari 2016 oleh IHS dan Petropro yang dipakai SKK Migas saat itu. Valuasi aset Mahakam saat itu hanya sebesar US$ 3,45 miliar atau sekitar Rp 47 triliun.

Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Wisnu Prabawa Taher mengatakan, perhitungan estimasi nilai aset Blok Mahakam per 31 Desember 2017 berdasarkan harta benda modal, inventaris, dan material persediaan. 

"Nilainya sebesar US$ 9,43 miliar (Rp 127 triliun)," kata dia.

Dia mengatakan, perhitungan sebesar US$ 9,43 miliar itu tidak menggunakan lembaga perhitungan aset melainkan memakai perhitungan internal SKK Migas dengan melakukan cek fisik Blok Mahakam. Dari perhitungan itu memang ada kenaikan signifikan dibandingkan dengan perhitungan sebelumnya. 

"Harga minyak tentu saja salah satu hal yang menyebabkan nilainya naik," kata Wisnu.

Alhasil, dengan patokan itu, Total EP harus merogoh kocek US$ 3,67 miliar jika ingin mendapatkan 39% saham Blok Mahakam. Nilai itu sekitar Rp 49,6 triliun (dengan asumsi kurs Rp 13.500 per dollar AS), dan setara dengan valuasi 100% Blok Mahakam versi penilaian tahun 2016.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar sebelumnya menyatakan, masuknya calon investor Blok Mahakam bisa dilakukan setelah Pertamina, melalui anak usahanya PT Pertamina Hulu Mahakam, menguasai secara penuh Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018. Artinya, Total EP Indonesie tidak harus masuk saat ini atau saat kontrak masih berlangsung.

Total EP akan membahas secara langsung besaran nilai Valuasi yang harus mereka tebus untuk mendapatkan 39% saham di Blok Mahakam dengan Pertamina. Sayang, President & General Manager dan Group Representative untuk Indonesia Arividya Noviyanto tidak menjawab konfirmasi ihwal kesanggupan dan kesediaan mereka membayar sebesar itu atau malah mundur.

Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina menyatakan sedang berfokus pada proses business to business (B to B ) yang akan dilakukan Pertamina dengan calon partner di Blok Mahakam. 

"Prosesnya tetap diutamakan secara B to B dan aspeknya bukan hanya besaran persentasenya," kata Alam.

Bahkan, Syamsu Alam bilang, sudah ada beberapa perusahaan yang berminat bergabung dengan Pertamina di blok tersebut selain Total EP. 

"Ada beberapa perusahaan yang sudah menyampaikan minat untuk masuk ke Mahakam," katanya.

Di luar Total EP dan Inpex, ada juga perusahaan asal Uni Emirat Arab, Mubadala Petroleum, yang sudah menyampaikan minat bermitra dengan Pertamina di Blok Mahakam.

Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik menyatakan, selain fokus mencari mitra, pihaknya juga concern terhadap produksi. Tahun depan pertamina menargetkan produksi pada kisaran 1.100 juta kaki kubik per hari (mmscfd) gas dan 48.000 barel per hari (bopd) minyak. 

    Untuk mencapai target tersebut, Pertamina mengalokasikan investasi pada tahun depan mencapai US35 700 juta. lni masih ditambah dengan biaya operasi mencapai US$ 1,1 miliar.

Pertamina juga sudah melakukan pengeboran dua sumur dan 14 sumur-15 sumur sampai akhir tahun 2017 ini. Berdasarkan perkiraan, Blok Mahakam kini masih menyisakan cadangan 57 juta barel minyak, 45 juta barel kondensat, dan 4,9 tcf gas.

Kontan, Page-14, Thursday, Dec 28, 2017

Pertamina Ready to Manage Mahakam Block

Starting January 1, 2018, Mahakam Block in East Kalimantan, which has been managed by foreign companies for 50 years, will enter a significant milestone and historic. The Mahakam block will be fully operated by the lndonesian nation through PT Pertamina.

This management becomes an important milestone considering that Mahakam Block is the largest oil and gas producer in Indonesia today, by exceeding the production of contractors of foreign cooperation contracts of Chevron Pacific Indonesia and Exxon Mobil Oil Indonesia.

the Mahakam Block

From Mahakam Block, Pertamina is expected to contribute approximately 34 percent of total national oil and gas production. President Director of Pertamina Hulu Indonesia, Bambang Manumayoso explained Pertamina has made various preparations and strategies.

This step is to maintain the oil and gas production of the Mahakam Block by ensuring the continuity of drilling and well intervention activities during the transition from Total E & P Indonesie to Pertamina on January 1, 2018.

The preparation and strategy are also carried out by continuously prioritizing the QHSSE (quality, health, safety, security, and environment) aspects, safeguarding and enhancing production for national energy security, developing existing human resources, and enhancing the use of technological innovations that all lead to the strengthening of business sectors upstream.

Some preparations that have been done by Pertamina include the transfer of Total E & P Indonesia workers, who have signed a working agreement with Pertamina, reached 98.23 percent.

"Then drilling 14 well units from 15 wells program in 2017 with the achievement of good HSSE," said Bambang.

Pertamina also succeeded in reducing the cost of well drilling to 23 percent more efficiently to the planned budget. Draw faster drilling times by up to 25 percent and gain up to 120 percent reserve mining potential. Then get additional reservoir thickness of 115 percent.

IN INDONESIA

Pertamina Siap Kelola Blok Mahakam

Mulai 1 Januari 2018, Blok Mahakam di Kalimantan Timur yang telah dikelola perusahaan asing selama 50 tahun, akan memasuki tonggak penting dan bersejarah. Blok Mahakam akan dioperasikan secara penuh oleh bangsa lndonesia melalui PT Pertamina.

Pengelolaan ini menjadi tonggak penting mengingat Blok Mahakam adalah produsen migas terbesar di Indonesia saat ini, dengan melampaui produksi kontraktor kontrak kerja sama asing Chevron Pacific Indonesia dan Exxon Mobil Oil Indonesia.

Dari Blok Mahakam, Pertamina diperkirakan akan memberikan tambahan kontribusi sekitar 34 persen dari total produksi migas secara nasional. Direktur Utama Pertamina Hulu Indonesia, Bambang Manumayoso menjelaskan Pertamina telah melakukan berbagai persiapan dan strategi. 

Langkah ini untuk tetap menjaga produksi migas Blok Mahakam dengan memastikan keberlangsungan kegiatan pengeboran dan well intervention pada saat peralihan dari Total E&P Indonesie ke Pertamina pada 1 Januari 2018.

Persiapan dan strategi tersebut juga dilakukan dengan senantiasa mengedepankan aspek QHSSE (quality, health, safety, security, and environment), menjaga dan meningkatkan produksi untuk ketahanan energi nasional, mengembangkan SDM yang ada, dan meningkatkan pemanfaatan inovasi teknologi yang semuanya bermuara pada penguatan bisnis sektor hulu.

Beberapa persiapan yang sudah dilakukan Pertamina antara lain transfer pekerja Total E&P Indonesia, yang sudah mendandatangani perjanjian kerja dengan Pertamina, mencapai 98,23 persen. 

"Lalu telah melakukan pengeboran 14 unit sumur dari program 15 sumur pada 2017 dengan pencapaian HSSE yang baik," ujar Bambang.

Pertamina juga berhasil menekan biaya pengeboran sumur hingga lebih efisien 23 persen terhadap anggaran yang direncanakan. Mencatat waktu pengeboran lebih cepat hingga 25 persen dan mendapatkan potensi penambangan cadangan hingga 120 persen. Lalu memperoleh penambahan ketebalan reservoir sebesar 115 persen.

Harian Bangsa, Page-4, Thursday, Dec 28, 2017

Project Not Immediately Groundbreaking

This year, when the price of crude oil rose, none of the oil refinery projects in the country reached the stage of physical construction. In fact, oil refineries enter national strategic projects.

Based on data from the Commission for the Acceleration of Priority Infrastructure Provision (KPPIP), there are six refineries projects, namely Bontang refinery in East Kalimantan (Rp 197.58 billion investment) and Tuban refinery (Rp 199.30 billion). Each has a capacity of 300,000 barrels per day (bpd).

The rest is a capacity-adding project, namely Balikpapan Refinery, Cilacap Refinery, Balongan Refinery, and Dumai Refinery, with a total investment of Rp 246.22 billion.

Initial plan, Pertamina is targeting three refinery projects to the groundbreaking phase or marking the commencement of physical construction in 2017. In the first quarter, the project will increase the capacity of Balikpapan refinery.

In the third quarter, it was the turn of the Cilacap Refinery project that partnered with Saudi Aramco (Saudi Arabia). Finally, in the fourth quarter of Tuban refinery entered the physical construction phase.

Pertamina Director of Pertamina Processing and Petrochemical Processing, Ardhy N. Mokobombang, said that the Balikpapan refinery is inaugurated by President on December 29. However, groundbreaking is expected in January 2018.

"Tentative week 2 or 3," he said.

In November 2017, the Balikpapan Refinery has completed the front end engineering design (FEED) to raise the standard fuel oil product (EBM) from Euro II to Euro V Then, followed by early work.

In 2018, the project is scheduled to enter into an engineering procurement construction (EPC) tender package. The target is, by 2021, the Upgrading project of the 1st phase of the Balikpapan Refinery is completed and 2025 for the 2nd stage completion. Thus, the production capacity increases from 260,000 bpd to 360,000 bpd by the Euro V standard.

For the Cilacap refinery, Pertamina has completed the bankable feasibility study (BFS), land addition and amendment joint-venture development agreement (JVDA) agreement in 2017.

The plan, the amendment was signed at the beginning of 2018 so that FEED work can start without having to wait for the JV to be built first.

In 2018 it will also transfer existing assets to Pertamina-Saudi Aramco joint venture company, proposing fiscal incentives and FEED work. The target is, in 2023 the Cilacap refinery starts to operate with a capacity of 400,000 bpd from the current capacity of 348,000 bpd.

For Tuban refinery, the company has completed the formation of a joint venture company Pertamina-Rosneft (Russia).

In 2018 the target is land procurement and the start of FEED work. By 2024 the new 300,000 bph refinery starts to operate. In June 2017, President Joko Widodo expressed his disappointment with the construction of an oil refinery.

"If the refinery does not start soon, I just go inside. Not only through the minister, but directly through the Pertamina president director. "

In February 2016 President Jokowi once said the importance of starting the refinery building process. According to him,

Indonesia has long not increased the capacity of refineries even new refineries. On the other hand, EBM consumption continues to rise each year as domestic oil production capability continues to fall.

Therefore, the development process should start because it needs about 4-5 years until the development project and the addition of refinery capacity is completed.

"This year 2016 must all be decided, because the plant is not built for a while. It takes 4-5 years. "

In fact, the plan to build a number of refineries should be revised backwards. The President's disappointment and his status as a national priority project have not been able to accelerate the entire oil refinery development plan in the country.

IN INDONESIA

Proyek Tidak Segera Groundbreaking

Tahun ini, ketika harga minyak mentah naik, tidak ada satu pun proyek kilang minyak di Tanah Air yang sampai ke tahap konstruksi fisik. Padahal, kilang minyak masuk proyek strategis nasional. 

Berdasarkan data Komisi Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas (KPPIP), ada enam proyek kilang dimaksud, yakni Kilang Bontang di Kalimantan Timur (investasi Rp 197,58 miliar)dan Kilang Tuban (Rp 199,30 miliar). Masing-masing berkapasitas 300.000 barel per hari (bph).

Sisanya adalah proyek penambahan kapasitas yakni Kilang Balikpapan, Kilang Cilacap, Kilang Balongan, dan Kilang Dumai, dengan total investasi Rp 246,22 miliar.

Rencana awal, Pertamina menargetkan tiga proyek kilang ke tahap groundbreaking atau penandaan dimulainya konstruksi fisik pada 2017. Pada kuartal 1, proyek penambahan kapasitas Kilang Balikpapan. 

Pada kuartal III, giliran proyek penambahan kapasitas Kilang Cilacap yang bermitra dengan Saudi Aramco (Arab Saudi). Terakhir, pada kuartal IV Kilang Tuban memasuki tahap konstruksi fisik.

Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina, Ardhy N. Mokobombang mengatakan rencananya Kilang Balikpapan diresmikan konstruksi fisiknya oleh Presiden pada 29 Desember. Namun, groundbreaking diperkirakan pada Januari 2018. 

“Tentative week 2 atau 3,” ujarnya.

Pada November 2017, Kilang Balikpapan telah menyelesaikan tahapan pendefinisian proyek (front end engineering design/ FEED) untuk menaikkan standar produk bahan bakar minyak (EBM) dari Euro II ke Euro V Kemudian, dilanjutkan dengan pengerjaan tahap awal (early work).

Pada 2018, dijadwalkan proyek memasuki tender paket pengerjaan rekayasa, pengadaan dan konstruksi (engineering procurement Construction/EPC). Targetnya, pada 2021, proyek upgrading tahap 1 Kilang Balikpapan selesai dan 2025 untuk penyelesaian tahap 2. Jadi, kapasitas produksi naik dari 260.000 bph menjadi 360.000 bph dengan standar Euro V.

Untuk Kilang Cilacap, Pertamina telah menyelesaikan bankable feasibility study (BFS), penambahan lahan dan mengamandemen kesepakatan perusahaan patungan (joint-venture development agreement/JVDA) pada 2017. 

      Rencananya, amendemen tersebut diteken pada awal 2018 agar pengerjaan FEED bisa dimulai tanpa harus menanti pembentukan JV terlebih dulu.

Pada 2018 juga akan dilakukan transfer aset eksisting ke perusahaan patungan Pertamina-Saudi Aramco, pengusulan insentif fiskal dan pengerjaan FEED. Targetnya, pada 2023 Kilang Cilacap mulai beroperasi dengan kapasitas 400.000 bph dari kapasitas saat ini 348.000 bph.

Untuk Kilang Tuban, perseroan telah menyelesaikan pembentukan perusahaan patungan Pertamina-Rosneft (Rusia). 

      Pada 2018 targetnya dilakukan pengadaan lahan dan dimulainya pengerjaan FEED. Pada 2024 kilang baru berkapasitas 300.000 bph itu mulai beroperasi. Pada Juni 2017, Presiden Joko Widodo mengungkapkan kekecewaannya terhadap pembangunan kilang minyak. 

“Kalau kilang tidak segera dimulai, saya langsung masuk ke dalam. Tidak saja melalui menteri, tetapi langsung melalui direktur utama Pertamina."

Pada Februari 2016 pun Presiden Jokowi pernah mengatakan pentingnya memulai proses pembangunan kilang. Menurutnya, sudah lama Indonesia tidak menambah kapasitas kilang bahkan kilang baru. Di sisi lain, konsumsi EBM terus naik tiap tahunnya ketika kemampuan produksi minyak dalam negeri terus turun.

Oleh karena itu, proses pembangunan harus dimulai karena perlu sekitar 4-5 tahun hingga proyek pembangunan dan penambahan kapasitas kilang rampung.

“Tahun ini 2016 semua harus diputuskan, karena bangun kilang tidak sebentar. Butuh 4-5 tahun."

Kenyataannya, rencana pembangunan sejumlah kilang harus direvisi mundur. Ungkapan kekecewaan Presiden dan statusnya sebagai proyek prioritas nasional belum bisa mempercepat seluruh rencana pembangunan kilang minyak di Tanah Air.

Bisnis Indonesia, Page-22, Thursday, Dec 28, 2017

Ministry simplifies energy licenses

The government has simplified the procedure of obtaining licenses throughout 2017 in the energy and mining sectors, which include oil and natural gas, mineral and coal, electrification, as well as new and renewable energy.

According to an Energy and Mineral Resources Ministry press release obtained by Thejakortd Post, the ministry has teamed up with the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK-Migas), the Finance Ministry’s directorate general for customs and excise and the portal manager of Indonesia National Single Window (PP INSW) in a bid to boost the productivity of upstream oil and gas activities.

Through the cooperation, the parties developed an information integrated system that related to the provision of fiscal policy on imported operating goods for the downstream activity needs of upstream oil and gas contractors.

The government has also launched two online applications electronic Non-Tax Revenues (e-PNBP) and a production monitoring app. The apps allow for a shorter processing time of 40 days to only 10 to 15 days.

The Energy and Mineral Resources Ministry now has 15 licenses - six from the oil and gas sector, six in the mining sector and three in the new and renewable energy sector - for companies to obtain.

The number of licenses has been drastically cut down as 63 of them have been delegates to the one-door integrated services (PTSP) at the Investment Coordinating Board (BKPM).

The Jakarta Post, Page-14, Wednesday, Dec 27, 2017

2018, Pertamina Adds Assets in Algeria

PT Pertamina is likely to increase oil and gas assets in Algeria with an estimated production of around 20-30 thousand barrels per day (bpd). Negotiations with Sonatrach are targeted to be completed early next year.

This potential opportunity for oil and gas is possible because the company has signed a memorandum of understanding on the management of oil and gas blocks in Algeria with Sonatrach.

Through this new agreement, the Algerian state-owned oil and gas company opens opportunities for Pertamina to develop existing assets and work on new assets with a production potential of 20-30 thousand bpd and total reserves of more than 100 million barrels of oil.

Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam said that there are several fields that will be a priority for the development of cooperation in the upstream sector. Currently, his side is still in the process of discussing the technical and commercial side of these assets with Sonatrach. Thus, it can not mention the name of the oil and gas block. The discussion with Sonatrach is targeted for completion next year.

"To be sure this is one of Pertamina's efforts to strengthen Indonesia's energy security. Hopefully early next year (finished discussion), "he said

Following this signing, Pertamina and Sonatrach will finalize the agreement and settlement commercial terms. Furthermore, the company will submit a plan of development (POD) to the oil and gas authority in Algeria.

Pertamina currently has three fields in Algeria through its subsidiary, PT Pertamina International EP (PIEP). PIEP is the operator and the majority management holder of 65% in MLN Field. Not only that, PIEP also has management rights in EMK field of 16.9% and in Ourhoud field 3.73%.

Not only in the upstream, Pertamina President Director Elia Massa Manik stated that the MoU also opens opportunities for downstream cooperation, including working on the potential of liquefied natural gas (LNG) and liquefied petroleum gas (LPG).

Because the memorandum of understanding is proof that the company is considered serious work on the field abroad, especially three fields in Algeria.

"This effort also shows Pertamina's seriousness in expanding upstream business operations overseas to increase national oil and gas reserves and production," he said.

The same thing was also conveyed by Sonatrach CEO Abdelmoumen Ould Kaddourl. He said that his side would like to continue cooperation with Pertamina to strengthen the good relationship that has been established so far. Pertamina judged as a capable company and comes from a country similar to Algeria.

"Anytime Pertamina to Algeria here always rains. Please bring more rain to Algeria, "said Abdelmounien Ould Kaddour.

Previously, President Director of PIEP Slamet Riadhy revealed that oil and gas production from Algeria's assets is targeted to increase to 200 thousand barrels of oil equivalent per day / boepd in 2018-2019. Therefore, the company needs to increase production by 140-150 thousand boepd from new assets. Apart from the acquisition, it will also boost oil and gas production from Block 405A.

Pertamina wants to strengthen its position in Algeria. It sees that Indonesia and Algeria are very suitable in terms of their energy condition. Algeria has produced oil up to 1.8 million bpd, though it was steady at 1.2 mln bpd. However, the rate of oil consumption is less than half its production. While Indonesia lacks oil supplies to support its 250 million people.

IN INDONESIA

2018, Pertamina Tambah Aset di Aljazair

PT Pertamina berpeluang menambah aset migas di Aljazair dengan perkiraan produksi sekitar 20-30 ribu barel per hari (bph). Negosiasi dengan Sonatrach ditargetkan selesai awal tahun depan.

Peluang tambahan potensi migas ini dimungkinkan karena perseroan telah menandatangani revisi nota kesepahaman pengelolaan blok migas di Aljazair dengan Sonatrach. 

Melalui kesepakatan baru ini, perusahaan migas milik pemerintah Aljazair itu membuka peluang bagi Pertamina untuk mengembangkan aset eksisting serta menggarap aset baru yang memiliki potensi produksi 20-30 ribu bph dan total cadangan lebih dari 100 juta barel minyak.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, ada beberapa lapangan yang akan menjadi prioritas untuk pengembangan kerja sama di sektor hulu. Saat ini, pihaknya masih dalam tahap pembahasan sisi teknikal maupun komersial dari aset-aset tersebut dengan Sonatrach. Sehingga, pihaknya belum dapat menyebutkan nama blok migas tersebut. Pembahasan dengan Sonatrach itu ditargetkan selesai tahun depan. 

“Yang pasti ini adalah salah satu upaya Pertamina untuk memperkuat ketahanan energi Indonesia. Semoga awal tahun depan (selesai pembahasan) ,” kata dia

Pasca penandatanganan ini, Pertamina dan Sonatrach akan memfinalisasi kesepakatan dan melakukan settlement commercial terms. Selanjutnya, perseroan akan mengajukan rencana pengembangan (plan of development/POD) kepada otoritas migas di Aljazair.

Saat ini Pertamina memiliki tiga lapangan di Aljazair melalui anak usahanya, PT Pertamina International EP (PIEP). PIEP menjadi operator sekaligus pemegang hak kelola mayoritas sebesar 65% di Lapangan MLN. Tidak hanya itu, PIEP juga memiliki hak kelola di lapangan EMK sebesar 16,9% dan di lapangan Ourhoud 3,73%.

Tidak hanya di hulu, Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik menyatakan, nota kesepahaman ini juga membuka peluang bagi kerja sama di hilir, termasuk menggarap potensi gas alam cair (liquefied natural gas/ LNG) serta gas minyak cair (liquefied petroleum gas/LPG).

Pasalnya, nota kesepahaman ini rnerupakan bukti bahwa perseroan dinilai serius menggarap lapangan di luar negeri, utamanya tiga lapangan di Aljazair.

“Upaya ini sekaligus menunjukkan keseriusan Pertamina dalam memperluas operasi bisnis hulu di luar negeri untuk menambah cadangan dan produksi migas nasional,” kata dia.

Hal senada juga disampaikan oleh CEO Sonatrach Abdelmoumen Ould Kaddourl. Dikatakannya, pihaknya ingin terus melanjutkan kerja sama dengan Pertamina untuk memperkuat hubungan baik yang telah terjalin selama ini. Pertamina dinilainya sebagai perusahaan yang mumpuni dan berasal dari negara yang mirip dengan Algeria.

“Kapan saja Pertamina ke Algeria di sini selalu hujan. Please bring more rain to Algeria," ujar Abdelmounien Ould Kaddour.

Sebelumnya, Presiden Direktur PIEP Slamet Riadhy mengungkapkan, produksi migas dari aset di Aljazair ditargetkan bisa meningkat menjadi 200 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) pada 2018-2019. Untuk itu, perseroan perlu menambah produksi sebesar 140-150 ribu boepd dari aset baru. Selain dari akuisisi, pihaknya juga akan menggenjot produksi migas dari Blok 405A.

Pertamina ingin memperkuat posisinya di Aljazair. Pihaknya melihat Indonesia dan Aljazair sangat cocok terkait kondisi energinya. Aljazair pernah memproduksi minyak sampai 1,8 juta bph, meski kemudian stabil di kisaran 1,2 juta bph. Namun, angka konsumsi minyaknya tidak sampai setengah produksinya. Sementara Indonesia kekurangan pasokan minyak untuk mendukung 250 juta rakyatnya.

“Jadi sebetulnya sinergi dengan Sonatrach itu luar biasa,” kata Slamet.

    Pertamina menyatakan akan mengandalkan produksi migas dari aset-asetnya di luar negeri di masa mendatang, dengan target kontribusi mencapai 33% dari total produksi 2025 atau setara dengan 650 ribu boepd. Akuisisi di luar negeri diperlukan untuk memperkecil selisih kebutuhan dan pasokan migas domestik di masa mendatang.

    Pada 2025, produksi minyak Pertamina ditargetkan bisa mencapai 822 ribu bph, yakni 353 ribu bph dari dalam negeri dan 469 ribu bph dari luar negeri. Sementara untuk gas, ditargetkan meningkat menjadi 5,71 miliar kaki kubik per hari, yaitu 4,23 miliar kaki kubik dari domestik dan 1,48 miliar kaki kubik dari aset luar negeri.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec 27, 2017

SKK Migas Controls Operation of Badak LNG Plant

The Upstream Oil and Gas Upstream Business Unit (SKK Migas) will have controls on operations and costs at the Badak liquefied natural gas (LNG) plant in Bontang, East Kalimantan, starting next year. Previously, the control was in the hands of Pertamina Joint Management Group (JMG).

Such transfer of control is made possible by the agreement on the requirements of the SKK Migas and related parties. This agreement was signed by Head of SKK Migas Amien Sunaryadi and Central Working Contractor, Sanga-Sanga, East Kalimantan, Makassar, Rapak, Muara Bakau, and Mahakam, and PT Badak Natural Gas Liquefaction (NGL). President Director of the State Asset Management Agency of the Ministry of Finance Rahayu Puspasari also witnessed the signing.

"This is a new era of SKK Migas's role in gas processing management at the Badak refinery," said Amien.

According to him, the transfer of control role is in accordance with the recommendation of the Supreme Audit Agency (BPK). The goal, for optimization and efficiency. In 2018, LNG production from Badak Refinery is estimated to reach 50% of national production.

"Next year, the value of LNG sales transactions processed at the NGL Badak refinery is estimated to reach Rp 32.5 trillion," said Amien.

SKK Migas expects good commitment and cooperation from all gas producers, Badak NGL, and appointed state LNG sellers to ensure LNG business continuity in accordance with the agreement. The goal is to target production and state revenue according to the state budget can be achieved, "he said.

The government made major changes in LNG production and sales management from the refinery in East Kalimantan. Prior to this, the government has added state-owned LNG sellers from the Badak Refinery, PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN), from the usual only PT Pertamina. PGN is assigned to be an uncomitted LNG seller sourced from the Sanga-Sanga Block.

The Badak NGL LNG refinery processes gas supplies from several oil and gas projects, namely Mahakam Block, Bangka Field, Jangkrik Field, and Sanga-Sanga Block. In 2017, LNG production from this refinery, according to its official website was recorded at 7.84 million tons with shipments of 10.44 cargo standards.

IN INDONESIA

SKK Migas Kendalikan Operasi Kilang LNG Badak

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) akan memiliki kontrol pada operasional dan biaya di kilang gas alam cair (liquefied natural gas/ LNG) Badak, Bontang, Kalimantan Timur, mulai tahun depan. Sebelumnya, kontrol tersebut berada di tangan Pertamina Joint Management Group (JMG).

Pengalihan kontrol tersebut dimungkinkan dengan adanya kesepakatan pokok-pokok persyaratan antara SKK Migas dan para pihak terkait. Kesepakatan ini ditanda tangani oleh Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi dan kontraktor wilayah kerja Tengah, Sanga-Sanga, East Kalimantan, Makassar, Rapak, Muara Bakau, dan Mahakam, serta PT Badak Natural Gas Liquefaction (NGL).  Direktur Utama Lembaga Manajemen Aset Negara Kementerian Keuangan Rahayu Puspasari turut menyaksikan penandatanganan.  

“Ini era baru peran SKK Migas dalam pengelolaan pemrosesan gas di kilang Badak,” kata Amien.

Menurutnya, peralihan peran kontrol ini sesuai dengan rekomendasi Badan Pemeriksa Keuangan (BPK). Tujuannya, untuk optimalisasi dan efisiensi. Pada 2018, produksi LNG dari Kilang Badak diperkirakan mencapai 50% dari produksi nasional. 

“Tahun depan, nilai transaksi penjualan LNG yang diproses di kilang Badak NGL diperkirakan mencapai Rp 32,5 triliun,” ujar Amien.

SKK Migas mengharapkan komitmen dan kerja sama yang baik dari seluruh produser gas, Badak NGL, dan penjual LNG bagian Negara yang ditunjuk untuk memastikan kelangsungan bisnis LNG sesuai dengan kesepakatan. Tujuannya agar target produksi dan penerimaan negara sesuai APBN dapat tercapai,” tegasnya.

Pemerintah melakukan perubahan besar-besaran dalam tata kelola produksi dan penjualan LNG dari kilang di Kalimantan Timur ini. Sebelum ini, pemerintah telah menambah penjual LNG bagian negara dari Kilang Badak, yakni PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN), dari biasanya hanya PT Pertamina. PGN ditugaskan menjadi penjual LNG belum terkontrak (uncomitted) yang bersumber dari Blok Sanga-Sanga.

Kilang LNG yang dikelola Badak NGL mengolah pasokan gas dari beberapa proyek migas, yakni Blok Mahakam, Lapangan Bangka, Lapangan Jangkrik, dan Blok Sanga-Sanga. Pada 2017 ini, produksi LNG dari kilang ini, menurut situs resminya tercatat sebesar 7,84 juta ton dengan pengapalan sebanyak 10,44 standar kargo. 

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec 27, 2017

Local Government Not Agree to Divide 10% Plot of Mahakam Block

The transfer of participating interest (PI) of 10% in the Mahakam block to the local government has not been completed yet. The reason, there has been no agreement on the distribution of rights of this participation between the areas that became the location of the Mahakam Block.

the Mahakam Block

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the transfer of 10% participation rights to the area is still under discussion since there is only one BUMD that will officially hold this section. However, the BUMD is owned by several local governments as well as the location of the Mahakam Block. Until now, there has been no agreement on the distribution of rights of participation between local governments.

"The 10% share for districts, how much for the province, is submitted to the local governments discussing. They have not agreed, "he said.

He said the central government has provided guidance on the distribution of the PI in ESDM Ministerial Regulation No. 37 of 2016. If offshore oil and gas blocks are located less than 4 miles from the mainland, the districts and provinces each earn a 50% share. Meanwhile, if the location is 4-12 miles from the mainland then the province gets 100%.

It wants immediate agreement between local governments before the Mahakam block is officially switched to PT Pertamina on January 1, 2018. It is reluctant to mention the anticipation if there has been no agreement on the deadline, including whether Pertamina will hold 100% participation right in advance.

"This is being discussed. It could then count how. I think it is starting, "said Arcandra.

Referring to Ministerial Regulation 37/2016, stating if no agreement is reached within three months, the Minister shall determine the amount of participation rights of each province. The percentage distribution is based on the reservoir area of oil and gas reserves in each region.

As for offshore waters over 12 miles, the Minister will set a 10% PI offer policy. Arcandra explained, although holding the right of participation of 10%, BUMD will not be burdened with investment costs at the beginning. All investment costs required to manage the Mahakam Block will be borne by Pertamina first. BUMD can pay the investment cost that becomes its obligation with the deduction of its income.

"Reduced cost-all cost, can be net profit, keep 10% go into local government. Of the 10%, it will be cut for the 10% (investment), "he explained.

In accordance with the above regulation, this financing scheme is not subject to interest, can be returned annually on a business-as-usual basis, and the payback period begins at the time of production until the obligation is fulfilled. Meanwhile, Upstream Director of Pertamina Syamsu Alam revealed that the transfer of management is not a time limit for the release of 10% participation rights to the regions. Thus, there should be no agreement on this matter before Pertamina manages the Mahakam Block.

"Farm-in-or farm-out process is a common thing to do without being limited only by the transfer process," he said.

Previously, Pertamina through PT Pertamina Hulu Energi (PHE), has completed the transfer of 10% PI in Offshore North West Java Block (ONWJ) to BUMD DKI Jakarta and West Java, PT Migas Hulu Jabar ONWJ (MUJ ONWJ).

Referring to Ministerial Regulation 37/2016, PHE assumes all the capital required for the management of this block. Arcandra had revealed Ministerial Regulation 37/2016 aims to increase regional participation in the management of oil and gas by BUMD or by Perusahaan Daerah (Perusda).

10% PI can not be traded, transferred or pledged. The BUMD is authorized through a regional regulation and in the form of Perusda with 100% ownership or limited liability company with 99% ownership of the local government and the rest is affiliated with the local Government.

IN INDONESIA

Daerah Belum Setuju Pembagian Pl 10% Blok Mahakam

Pengalihan hak partisipasi (partisipating interest/PI) 10% di Blok Mahakam kepada pemerintah daerah hingga kini belum selesai. Pasalnya, belum ada kata sepakat soal pembagian hak partisipasi ini antara daerah-daerah yang menjadi lokasi Blok Mahakam.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pengalihan hak partisipasi 10% ke daerah tersebut masih dalam pembahasan, mengingat hanya ada satu BUMD yang nantinya secara resmi memegang bagian ini. Namun, BUMD ini dimiliki oleh beberapa pemerintah daerah sekaligus yang menjadi lokasi Blok Mahakam. Hingga kini, belum ada kesepakatan tentang pembagian hak partisipasi tersebut antar pemerintah daerah. 

“Pembagian 10% berapa untuk kabupaten, berapa untuk provinsi, diserahkan ke pemerintah daerah yang membahas. Mereka belum sepakat," katanya.

Dikatakannya, pemerintah pusat telah memberikan panduan pembagian PI ini pada Peraturan Menteri ESDM No 37 Tahun 2016. Jika blok migas lepas pantai berlokasi kurang dari 4 mil dari daratan, maka kabupaten dan provinsi masing-masing memperoleh bagian 50%. Sementara jika lokasinya berada 4-12 mil dari daratan maka provinsi memperoleh jatah 100%.

Pihaknya menginginkan segera ada kesepakatan antar pemerintah daerah sebelum pengelolaan Blok Mahakam resmi beralih ke PT Pertamina pada 1 Januari 2018. Pihaknya enggan menyebut langkah antisipasi jika sampai batas waktu tersebut belum ada kesepakatan, termasuk apakah Pertamina akan memegang hak partisipasi 100% terlebih dahulu.

“Ini sedang dibahas. Hal itu bisa nanti hitungnya bagaimana. Saya pikir sedang dimulai,” ujar Arcandra.

Mengacu pada Peraturan Menteri 37/ 2016, disebutkan jika tidak dicapai kesepakatan dalam waktu tiga bulan, Menteri menetapkan besaran hak partisipasi masing-masing provinsi. Pembagian persentase didasarkan pada luasan reservoir cadangan migas pada masing-masing wilayah. 

Sedangkan untuk perairan lepas pantai diatas 12 mil, Menteri yang akan menetapkan kebijakan penawaran PI 10%. Arcandra menjelaskan, meski memegang hak partisipasi 10%, BUMD tidak akan dibebani biaya investasi di awal. Seluruh biaya investasi yang dibutuhkan untuk mengelola Blok Mahakam akan ditanggung oleh Pertamina terlebih dahulu.  BUMD dapat membayar biaya investasi yang menjadi kewajibannya dengan pemotongan penghasilannya.

“Dikurangi cost-cost semua, dapat laba bersih, terus 10% masuk ke pemerintah daerah. Dari 10% itu, nanti dipotong untuk yang 10% (investasi) ,” jelasnya. 

Sesuai regulasi di atas, skema pembiayaan ini tanpa dikenakan bunga, dapat dikembalikan setiap tahunnya secara kelaziman bisnis, dan jangka waktu pengembalian dimulai pada saat produksi sampai dengan terpenuhinya kewajiban. Sementara itu, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengungkapkan, alih kelola tidak menjadi batas waktu pelepasan hak partisipasi 10% ke daerah. Sehingga, tidak harus ada kesepakatan tentang hal ini sebelum Pertamina mengelola Blok Mahakam. 

“Proses farm in-atau farm out (pelepasan saham) adalah hal yang biasa dilakukan tanpa hanya dibatasi oleh proses alih kelola,” kata dia.

Sebelumnya, Pertamina melalui PT Pertamina Hulu Energi (PHE), telah merampungkan pengalihan PI 10% di Blok Offshore North West Java (ONWJ) kepada BUMD DKI Jakarta dan Jawa Barat, PT Migas Hulu Jabar ONWJ (MHJ ONWJ). 

Mengacu pada Peraturan Menteri 37/ 2016, PHE menanggung seluruh modal yang dibutuhkan untuk pengelolaan blok ini. Arcandra sempat mengungkapkan Peraturan Menteri 37/2016 bertujuan untuk meningkatkan peran serta daerah dalam pengelolaan migas oleh BUMD atau oleh Perusahaan Daerah (Perusda). 

PI 10% tidak bisa diperjualbelikan, dialihkan, atau dijaminkan. BUMD tersebut disahkan melalui peraturan daerah dan berbentuk Perusda dengan kepemilikan saham 100% atau perseroan terbatas dengan kepemilikan saham 99% milik pemda dan sisanya teraliliasi dengan Pemerintah daerah setempat.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Dec 27, 2017