Pertamina Needs Investment Rp 1.000 Trillion

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

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

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

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

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

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

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

Upstream Investment

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

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

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

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

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

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

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

Termination Blocks

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

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

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

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

IN INDONESIAN

Pertamina Butuh Dana Investasi Rp 1.000 Triliun

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

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

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

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

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

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

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

Investasi Hulu

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

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

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

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

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

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

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

Blok Terminasi 

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

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

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

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

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

Masela Waiting Shinzo Abe

Oil and Gas Projects

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

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

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

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

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

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

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

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

INVESTMENT RETURNS

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

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

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

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

IN INDONESIAN

Proyek Migas

Blok Masela Menunggu Shinzo Abe

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

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

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

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

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

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

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

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

PENGEMBALIAN INVESTASI

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

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

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

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

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

Pertamina is Targeting 10 Blocks

Working Area Oil and Gas

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

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

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

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

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

IN INDONESIAN

Wilayah Kerja Migas

Pertamina Bidik 10 Blok

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

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

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

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

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

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

Risco Hold AG & P

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

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

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

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

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

IN INDONESIAN

Risco Gandeng AG&P

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

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

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

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

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

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

Near the power plant location Source Gas

Power Plant

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

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

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

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

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

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

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

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

IN INDONESIAN
Pembangkit Listrik

Lokasi PLTG Dekat Sumber Gas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Operation Period Plus Seven Years

Blok Masela

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

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

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

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

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

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

IN INDONESIAN
Blok Masela

Masa Operasi Ditambah Tujuh Tahun

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

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

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

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

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

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

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

Upstream Oil and Gas Industry Momentum

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

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

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

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

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

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

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

IN INDONESIAN

Momentum Industri Hulu Migas

Harga Minyak Indonesia Naik

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

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

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

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

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

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

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

Sanga-Sanga Fall Into Pertamina

In addition to Sanga-sanga, thrusting Pertamina management proposals for another 10 oil and gas blocks. 

     Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) provides management of Sanga-Sanga, Makassar Strait, East Kalimantan to PT Pertamina. Not only that, Attaka Block and Block East Kalimantan will also be given to the oil and gas company red plate / government-owned.

Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Tunggal stated, the management letter Sanga-Sanga of the Director General of Oil and Gas has come to Minister Ignatius Jonan. It's just a contract transferring letter yet know when it will rise. Just waiting. We expect soon. In order fast, because the preparation must also exist.

Single states, so far only Pertamina submit management proposals Sanga-Sanga. No other. However it is the discretion of the Minister of Energy and Mineral Resources, so he decides. Sanga Sanga controlled by BP East Kalimantan 26.2%, 26.2% Lasmo Sanga Sanga, Virginia Indonesia Co. LLC 7.5%, Opicoil 'Houston Inc. 20%, Universe Gas & Oil Company 4.3% and Virginia International Co LLC l5,6%.

Oil reserves reached 12 232 million tank barrels (MMSTB) and gas production amounted to 448.96 BSCF 16.733 million barrels of oil equivalent per day (MBOEPD). Tunggal said it had summoned Pertamina and the existing contractor Vico Indonesia separately.

In talks with Vico, the company was not interested. "If it is not interested, there is an obligation to offer to pertamina first. According to him, the transition period of one year enough. Therefore the next contractor to prepare than employees, and other administrative issues. As the Mahakam block, should be prepared far in advance.

Related to the purchase of shares of BP East Kalimantan, a subsidiary of BP, by Saka Energi Indonesia, a subsidiary of Perusahaan Gas Negara (PGN) late last year, Tunggal not provide certainty. That's for Saka, but it was not the holder of the existing contract.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the proposal interest in Sanga-Sanga was already given mid 2016. We wait for the results of evaluation of the government. Pertamina's management filed a few blocks out of contract in 2017-2021.

We filed 10 oil and gas blocks, "he said. Syamsu not want to disclose the name of the block as it concerns the partners. Fahmi Radhi, UGM Energy Observer calls, in accordance with Article 33 of the 1945 Constitution, which had ended the oil and gas blocks are returned to the country.

Then hand over the management to Pertamina, as a representation of the state. It's like handing the Mahakam block to Pertaminan Granting land management of oil and gas to Pertamina will raise Pertamina as the national oil company.

IN INDONESIAN

Blok Sanga-Sanga Jatuh Ke Pertamina

Selain Sanga-sanga, Pertamina menyodorkan proposal pengelolaan untuk 10 blok migas lain.

     Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memberikan pengelolaan Blok Sanga-Sanga, Selat Makasar, Kalimantan Timur ke PT Pertamina. Bukan hanya itu, Blok Attaka dan Blok East Kalimantan juga akan diberikan ke perusahaan migas plat merah/milik pemerintah tersebut. 

Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Tunggal menyatakan, surat pengelolaan Blok Sanga-Sanga dari Dirjen Migas sudah sampai kepada Menteri ESDM Ignasius Jonan. Hanya saja surat peralihan kontrak belum tahu kapan akan terbit. Tinggal menunggu saja. Kita harapkan segera. Supaya cepat, karena persiapannya juga harus ada. 

Tunggal menyatakan, sejauh ini hanya Pertamina yang mengajukan proposal pengelolaan Blok Sanga-Sanga. Tidak ada yang lain. Namun itu memang diskresi Menteri ESDM, jadi beliau yang memutuskan. Blok Sanga Sanga dikuasai BP East Kalimantan 26,2%, Lasmo Sanga Sanga 26,2%, Virginia Indonesia Co LLC 7,5%, Opicoil ‘Houston Inc 20%, Universe Gas & Oil Company 4,3% dan Virginia International Co LLC l5,6%. 

Cadangan minyak mencapai 12.232 juta tangki barel (mmstb) serta gas sebesar 448,96 bscf Produksi 16.733.000 barel setara minyak per hari (mboepd). Tunggal bilang, pihaknya telah memanggil Pertamina dan eksisting kontraktor yakni Vico Indonesia secara terpisah. 

Dalam pembicaraan dengan Vico, perusahaan itu tidak berminat. "Kalau tidak berminat, ada kewajiban menawarkan ke pertamina dulu. Menurutnya, masa transisi waktu satu tahun cukup. Maka dari itu kontraktor selanjutnya mempersiapkan alih karyawan, masalah administrasi dan lainnya. Seperti Blok Mahakam, harus siap jauh-jauh hari sebelumnya. 

Terkait pembelian saham BP East Kalimantan, anak usaha BP, oleh Saka Energi Indonesia, anak usaha Perusahaan Gas Negara (PGN) akhir tahun lalu, Tunggal belum memberikan kepastian. Itu urusan Saka, tapi itu bukan pemegang kontrak eksisting. 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menyatakan, proposal minat atas Blok Sanga-Sanga itu sudah diberikan pertengahan 2016. Kami tinggal menunggu hasil evaluasi pemerintah. Pertamina mengajukan pengelolaan beberapa blok yang habis kontrak tahun 2017-2021. 

Kami mengajukan 10 blok migas," kata dia. Syamsu tidak mau mengungkapkan nama blok tersebut karena menyangkut mitra. Fahmi Radhi, Pengamat Energi UGM menyebut, sesuai Pasal 33 Undang Undang Dasar 1945, blok migas yang sudah berakhir dikembalikan ke negara. 

Lalu menyerahkan pengelolaan kepada Pertamina, sebagai representasi negara. Ini seperti penyerahan Blok Mahakam ke Pertaminan Pemberian hak pengelolaan lahan migas kepada Pertamina akan membesarkan usaha Pertamina sebagai perusahaan minyak nasional.

Kontan, Page-14,Thursday, Jan, 5, 2017

Net Income Pertamina Outperform Petronas

PT Pertamina claims, last year already beat Petronas in terms of net profit. Whereas Pertamina assets of only US $ 45.52 billion, compared to total assets of Petronas amounted to RM 581.3 billion or the US $ 129.22 billion. Soetjipto, president director of Pertamina, said the factors that led to this state on a shining performance last year was the efficiency factor, which can contribute Rp 20 trillion.

Blogger Agus Purnomo in PETRONAS

While the company's operating profit of about Rp 19 trillion and the rest from other contributions. "So, last year broke above Rp 40 trillion, is the first of the profit side we can beat earnings Petronas," said Dwi Soetjipto. Dwi asserted, the data is unaudited financial statements.

Dwi Soetjipto

But according to him, by comparison, the latest by another oil company, Pertamina is still a better position. As is known, until the third quarter of 2016, Petronas profit equivalent to the US $ 2.72 billion. Whereas in the same period, earnings Pertamina survive on the US $ 2.83 billion.

Meanwhile, to pursue asset growth requires 2.5 times the investment is not small. Dwi estimates, the next 10 years Pertamina requires an investment of around Rp 1,000 trillion. Therefore, synergy together with Perusahaan Gas Negara (PGN) and SKK Migas Pertamina can make your business better. "This year, Pertamina CAPEX of US $ 3.71 billion

IN INDONESIA

Laba Bersih Pertamina Mengungguli Petronas

PT Pertamina mengklaim, tahun lalu sudah mengalahkan Petronas dari sisi laba bersih. Padahal aset Pertamina hanya US$ 45,52 miliar, dibandingkan total aset Petronas sebesar RM 581,3 miliar atau setara US$ 129,22 miliar. Dwi Soetjipto, Direktur Utama Pertamina, mengatakan, faktor yang menyebabkan bersinarnya kinerja BUMN ini pada tahun lalu adalah faktor efisiensi, yang bisa menyumbang Rp 20 triliun.

Sedangkan laba usaha perusahaan sekitar Rp 19 triliun dan selebihnya dari kontribusi lain. "Jadi, tahun lalu menembus di atas Rp 40 triliun, ini pertama kali dari sisi laba kami bisa mengalahkan laba Petronas," ujar Dwi. Dwi menegaskan, data tersebut masih laporan keuangan yang belum diaudit. 

Namun menurut dia, berdasarkan perbandingan terakhir dengan perusahaan migas lain, posisi Pertamina masih lebih baik. Seperti diketahui, sampai kuartal III-2016, laba Petronas setara US$ 2,72 miliar. Sedangkan di periode yang sama, laba Pertamina bertahan pada US$ 2,83 miliar. 

Sementara untuk mengejar pertumbuhan aset 2,5 kali lipat memerlukan investasi tidak sedikit. Dwi memperkirakan, 10 tahun ke depan Pertamina membutuhkan investasi sekitar Rp 1.000 triliun. Oleh karena itu, sinergi BUMN bersama Perusahaan Gas Negara (PGN) dan SKK Migas bisa membuat bisnis Pertamina lebih baik. "Tahun ini Pertamina menganggarkan capex US$ 3,71 miliar.

Kontan, Page-14, Thursday, Jan 5, 2017

EMR: PSC Will Can Do Business Electricity

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will provide an opportunity for the contractor cooperation contract (PSC) established a subsidiary in the field of electricity, Within two months, the Ministry of Energy will publish the rules of construction of power plants near the source of gas.

Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources Jarman stated, these rules are being made in the form of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources. For example, the construction of Gas Power Plant (power plant) should be close to the mouth of the gas source. Near the gas at the mouth of the gas, so no need to wear the pipe again. Once the rules out, can walk a month or two months.

There are two conditions close to the development of energy sources. First, should the demand for electricity. Secondly, there is a gas. If, demand exists, but no gas production then it will not be allowed. If gas exists but demand baseball there, nor could. Jarman savings can not specify when construction of the nearby gas well.3

The savings depends on how many pipe prices. The point can not use the pipe. Head of Communications and Public Information Service Cooperation Ministry of Energy, Suajtmiko added, the draft Regulation of the Minister of power plant gas wells, also provides an opportunity for shareholders KKKS who have gas wells.

Shareholders should establish a legal entity separate from the PSC. In essence, there are opportunities for doing business KKKS electricity. How to form a new legal entity with a scheme of mutually beneficial cooperation. Chief Executive of the Association of Electrical Manufacturers Swasla Indonesia (APLSI), Arthur Simatupang questioned the intention of publishing regulation.

If the construction of the gas wells are required with how the villages and areas that do not have a source of gas and coal? To count how many provinces in Indonesia which have a source of gas and coal? Supposedly, the construction should be close to the consumer. Plants can be built close to the source of energy if the infrastructure such as transmission lines have been completed.

IN INDONESIAN

ESDM: KKKS Bakal Bisa Berbisnis Listrik

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan memberikan peluang bagi kontraktor kontrak kerjasama (KKKS) mendirikan anak usaha di bidang kelistrikan, Dalam waktu dua bulan ini, Kementerian ESDM akan menerbitkan aturan pembangunan pembangkit listrik dekat Sumber gas. 

Dirjen Ketenagalistrikan Kementerian ESDM Jarman menyatakan, aturan tersebut sedang dibuat dalam bentuk Peraturan Menteri ESDM. Misalnya, pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) harus dekat dengan Sumber mulut gas. Gas dekat di mulut gas, jadi tidak perlu memakai pipa lagi. Setelah aturan keluar, bisa jalan sebulan atau dua bulan. 

Ada dua syarat pembangunan dekat dengan sumber energi. Pertama, harus permintaan listrik. Kedua, ada gas. Apabila, demand ada, tapi produksi gasnya tidak ada maka tidak akan diizinkan. Kalau gas ada tapi demand enggak ada, juga tidak bisa. Jarman belum bisa merinci penghematan bila pembangunan pembangkit dekat sumur gas. 

Penghematan tergantung harga pipa berapa. Intinya bisa tidak pakai pipa. Kepala Biro Komunikasi Layanan Informasi Publik dan Kerjasama Kementerian ESDM, Suajtmiko menambahkan, rancangan Peraturan Menteri ESDM tentang pembangkit listrik tenaga sumur gas, juga memberikan peluang bagi pemegang saham KKKS yang memiliki sumur gas. 

Pemegang saham tersebut harus mendirikan badan hukum terpisah dari KKKS tersebut.  Intinya, ada peluang bagi KKKS berbisnis listrik. Caranya membentuk badan hukum baru dengan skema kerjasama yang saling menguntungkan. Ketua Harian Asosiasi Produsen Listrik Swasla Indonesia (APLSI), Arthur Simatupang mempertanyakan maksud penerbitan Peraturan Menteri itu. 

Apabila pembangunan pembangkit diwajibkan dengan sumur gas maka bagaimana dengan desa-desa dan daerah yang tidak memiliki Sumber gas dan batubara? Coba dihitung ada berapa provinsi di Indonesia yang memiliki sumber gas dan batubara? Seharusnya, pembangunan pembangkit harus dekat dengan konsumen. Pembangkit dapat dibangun dekat dengan sumber energi apabila infrastruktur seperti jaringan transmisi sudah selesai dibangun.

Kontan, Page-14,Thursday, Jan, 5, 2017