google.com, pub-9591068673925608, DIRECT, f08c47fec0942fa0 All Posts - MEDIA MONITORING OIL AND GAS -->

Wikipedia

Search results

Monday, January 30, 2017

8 Block Oil and Gas Production to Decline


GROSS SPLIT PROFIT SHARING SCHEME 

The Government has appointed PT Pertamina to manage the eight oil and gas blocks whose contract expires in 2018.

Scheme for production at the block of eight automatic use gross scheme split, with models of all the production costs are the responsibility of the operator. Meanwhile, the profit-sharing scheme previously used cost recovery, production costs be borne by the government. Eight oil and gas blocks that old age is more than 30 years so that production costs would be higher than the new block. It was feared causing oil and gas production in 2019 may decline due to gross split implement schemes.

Pertamina will become a new player in six oil and gas blocks that will be out of contract in 2018 that, while the company has been existed as an operator in two other blocks. Eight oil and gas blocks that are assigned to Pertamina namely Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Block Ogan Ogan [JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga (Virginia Indonesia Oil Company LLC / VICO), Block Southeast Sumatra (CNOOC SES Ltd. ), North Sumatra Block Offshore, (Pertamina), Central Block (Total E & P Indonesie), Block East Kalimantan (Indonesia Chevron Company), and Block Attaka (Chevron).

Block Attaka participation shares, 50% owned by Chevron Indonesia Company and 50% Indonesia Petroleum (Inpex). In Block SES, CNOOC SES Ltd controls the shares 65, S4%, Inpex Sumatra, 13.07%, 8.91% Cnoc Sumatra Ltd, Talisman UK Ltd. Southeast Sumatra 7.48%, and Risco Energy Pte. Ltd. 5%. All shares of participation Block East Kalimantan controlled by Chevron Indonesia Company. Composition stock Sanga-Sanga, 26.25% owned by BP East Kalimantan, Lasmo Sanga-Sanga 26.25%, Virginia International Co. 15.62%, Upicol Houston Inc. 20%, and Universe Gas & Oil Company Inc. 4.37%.

Analyst Upstream Oil and Gas and Wood Mackenzie, company analysts and researchers in the field of energy, Johan Utama said, contract production sharing contract / PSC split with gross schemes encourage cost efficiency in order to project more profitable. On the other hand, the general management of the old field require a greater cost to maintain production of oil and gas.

According to him, the number of wells that is not activated may increase if the development costs do not correspond to the scale of all economies. The decline in production, he says, be a risk that should automatically be taken into account. Risk increased because in addition to the transition of PSC PSC gross cost recovery be split are also switching carriers.

In the report of Wood Mackenzie, the oil production in the Asia Pacific region is expected to fall by 1 million barrels per day (bpd) in 2020. The largest contribution came from China which is 47% or 470,000 bpd, Indonesia 27%, or 270,000 bpd, Thailand and India 8% or 80,000 bpd, Malaysia 4% or 40,000 bpd, and other countries 7% or 70,000 bpd. "The possibility that some courts are too expensive to perform maintenance. When that happens, some of the field will be switched off early and we will see a decline in production faster, "he said. PT Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said eight oil and gas blocks that will be out of contract and will be managed by Pertamina in accordance with the company's portfolio.

A Not Calculated

However, the company does not calculate the economic field when using gross production sharing contract scheme split. With eight of these assets, the company's contribution to domestic oil production could increase to around 30% -40% by 2019 from the current 24%, or 220,000 bpd of national lifting. According to him, the addition of eight new assets was a challenge because of the eight work areas have more and 30 years old. On the other hand, the government wants the oil and gas production from these blocks is maintained in spite of operators and cooperation contracts are used to change.

"The strategy is clear, must remain a work program that is sustainable and of course the details will we evaluate every year," said Alam. He said, the company will begin the transition process this year because in 2018 his contract officially ends. Thus, Pertamina could be involved in the activities management of the block before the contract expires to maintain oil and gas production. She hoped that the transition can be seamless. "this year should already be started because his contract runs out next year."

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja Puja IGN previously said, to maintain the stability of the oil and gas production in a field is not easy. However, he called the practice applied in the Mahakam block will be repeated at the switch block and contract management rights. The government has issued Regulation No. Minister of Energy and Mineral Resources 30/2016 on the Amendment to Regulation No.18 / 2015 on the Management of Oil and Gas Work will Ended Period contract.

Stated that to maintain the upstream oil and gas activities in the transitional period. Signed, stated Acting Minister Luhut Binsar Pandjaitan, Pertamina or the new contractor must make arrangements with the contractor exist related to the financing and activities.

Article 27B EMR Regulation No. 30/2016, all expenses incurred by Pertamina or a new contractor for the preparation of over operations can be restored by a new cooperation contract. Meanwhile, in the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on Contracts Gross Split, the transition from the PSC cost recovery will accommodate the cost of undelivered by converting into a production sharing contractor on gross PSC split.

IN INDONESIAN

SKEMA BAGI HASIL GROSS SPLIT

Produksi 8 Blok Migas Berpotensi Turun


Pemerintah telah menunjuk PT Pertamina untuk mengelola delapan blok minyak dan gas bumi yang kontraknya akan berakhir pada 2018.

Skema bagi hasil produksi pada delapan blok tersebut otomatis menggunakan skema gross split, dengan model seluruh biaya produksi menjadi tanggung jawab operator. Sementara itu, skema bagi hasil sebelumnya menggunakan cost recovery, biaya produksi menjadi tanggungan pemerintah. Delapan blok migas itu berusia tua yaitu lebih dari 30 tahun sehingga biaya produksi bakal lebih tinggi dibandingkan dengan blok baru. Hal itu dikhawatirkan menyebabkan produksi migas pada 2019 berpotensi turun karena menerapkan skema gross split.

Pertamina akan menjadi pemain baru di enam blok migas yang akan habis kontrak pada 2018 itu, sedangkan perseroan selama ini telah eksis sebagai operator di dua blok lainnya. Delapan blok migas yang ditugaskan kepada Pertamina yakni Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering [JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (Virginia Indonesia Oil Company LLC/VICO), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Limited), Blok North Sumatera Offshore, (Pertamina), Blok Tengah (Total E&P Indonesie), Blok East Kalimantan (Chevron Indonesia Company), dan Blok Attaka (Chevron). 

Saham partisipasi Blok Attaka, 50% dikuasai Chevron Indonesia Company dan 50% Indonesia Petroleum (Inpex). Di Blok SES, CNOOC SES Ltd menguasai saham 65,S4%, Inpex Sumatera 13,07%, CNOC Sumatera Ltd 8,91%, Talisman UK Southeast Sumatera Ltd. 7,48%, dan Risco Energy Pte. Ltd. 5%. Seluruh saham partisipasi Blok East Kalimantan dikuasai Chevron Indonesia Company. Komposisi saham Blok Sanga-Sanga, 26.25% dikuasai BP East Kalimantan, LASMO Sanga-Sanga 26,25%, Virginia International Co. 15,62%, Upicol Houston Inc 20%, dan Universe Gas&Oil Company Inc. 4,37%.

Analis Hulu Migas dan Wood Mackenzie, perusahaan analis dan peneliti bidang energi, Johan Utama mengatakan, kontrak production sharing contract/PSC dengan skema gross split mendorong efisiensi biaya agar proyek memberi keuntungan lebih besar. Di sisi lain, secara umum pengelolaan lapangan tua membutuhkan biaya yang lebih besar untuk mempertahankan produksi minyak dan gas bumi.

Menurutnya, jumlah sumur-sumur yang tak diaktifkan bisa saja bertambah bila biaya pengembangannya tak sesuai dengan skala ke-ekonomian. Penurunan produksi, katanya, menjadi risiko yang otomatis harus diperhitungkan. Risiko bertambah karena selain adanya peralihan dari PSC cost recovery menjadi PSC gross split terdapat juga peralihan operator. 

Dalam laporan Wood Mackenzie, produksi minyak di Asia Pasifik diperkirakan akan merosot 1 juta barel per hari (bph) pada 2020. Kontribusi terbesar berasal dari China yakni 47% atau 470.000 bph, Indonesia 27% atau 270.000 bph, Thailand dan India 8% atau 80.000 bph, Malaysia 4% atau 40.000 bph, dan negara lainnya 7% atau 70.000 bph. “Terdapat kemungkinan beberapa lapangan terlalu mahal untuk melakukan perawatan. Bila itu terjadi, beberapa lapangan akan di nonaktifkan lebih awal dan kita akan melihat penurunan produksi yang lebih cepat,” ujarnya. Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam mengatakan, delapan blok migas yang akan habis kontrak dan akan dikelola oleh Pertamina telah sesuai dengan portofolio perseroan. 

Belum Dihitung

Namun, perseroan belum menghitung keekonomian lapangan bila menggunakan skema kontrak bagi hasil gross split. Dengan delapan aset tersebut, kontribusi perseroan terhadap produksi minyak domestik bisa bertambah menjadi sekitar 30%-40% pada 2019 dari posisi saat ini 24% atau 220.000 bph dari lifting nasional. Menurutnya, penambahan delapan aset baru itu menjadi tantangan karena delapan wilayah kerja telah berumur lebih dan 30 tahun. Di sisi lain, pemerintah menginginkan agar produksi migas dari blok-blok tersebut tetap terjaga kendati operator dan kontrak kerja sama yang digunakan berubah. 

“Strateginya jelas, harus tetap ada program kerja yang berkesinambungan dan tentu detail-nya akan kita evaluasi setiap tahun," ujar Alam. Dia menyebut, perseroan akan memulai proses transisi pada tahun ini karena pada 2018 kontraknya resmi berakhir. Dengan demikian, Pertamina bisa terlibat dalam kegiatan pengelolaan blok sebelum kontrak berakhir untuk menjaga produksi migas. Dia berharap agar masa transisi bisa berjalan secara mulus. “Tahun ini
sudah harus mulai karena kontraknya habis tahun depan.”

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM IGN Wiratmaja Puja sebelumnya mengatakan, untuk mempertahankan stabilitas produksi migas di suatu lapangan bukanlah hal yang mudah. Namun, dia menyebut praktik yang diterapkan pada Blok Mahakam akan diulang pada blok yang beralih hak pengelolaannya dan kontraknya. Pemerintah telah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 30/2016 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri No.18/2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi yang akan Berakhir Masa Kontraknya.

Beleid itu untuk menjaga kegiatan hulu migas di masa transisi. Dalam beleid yang ditandatangani Pelaksana Tugas Menteri ESDM Luhut Binsar Pandjaitan itu, Pertamina atau kontraktor baru harus membuat perjanjian dengan kontraktor eksis terkait dengan pembiayaan dan kegiatan.

Dalam Pasal 27B Peraturan Menteri ESDM No. 30/2016, seluruh biaya yang dikeluarkan Pertamina atau kontraktor baru untuk persiapan alih operasi dapat dikembalikan berdasarkan kontrak kerja sama baru. Sementara itu, dalam Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split, peralihan dari PSC cost recovery akan mengakomodasi biaya yang belum dikembalikan dengan cara mengkonversi menjadi bagi hasil kontraktor pada PSC gross split. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Jan, 30, 2017

The division of powers Directors Pertamina Proportional Not Assessed



The division of duties and authorities of the director and deputy managing director of the amendments PT Pertamina rated disproportionate. Member of the House Energy Committee, Harry Poemomo, said the strategic authority in the new structure more held by the vice president. "It does not matter if the vice president. But the division of duties is too lame, "he said,

According to Harry, one of the authorities which should have held the chief executive is the decision of imported crude oil or biofuel He hears, control it instead in the hands of the vice president.

Currently, Pertamina President Director Dwi Soetjipto held. Meanwhile, Marketing Director Ahmad Bambang is now the Deputy Director. Some sources revealed, Duo did not consulted in the preparation of a new structure in the mechanism of oil imports, according to the company officials, the chief executive only be a sort of rubber stamp. The decision was taken the vice president, the director in charge of processing and marketing director.

The power scheme, Harry considered, can be bad for the company's performance. However, the DPR Energy Commission can not summon the directors or commissioners Pertamina because it is the authority of the State Enterprises Commission of the House of Representatives.

Vice-Chairman of the Commission on Enterprise, Inas Nasrullah Zubir, states have asked for clarification from Pertamina's management and the Ministry of SOEs as shareholder. But, in a meeting on Monday, the two parties do not explicitly describe the problem. Therefore, the Commission will review the SOEs Lawmakers Statutes Pertamina. "The result would be a recommendation to be submitted to the government." The change in the articles of association to increase the number of directors from seven to nine people.

In addition to the vice president, emerging mega directorships processing and petrochemical projects in the new structure. Revision signed by participants of general meeting of shareholders on October 20, 2016.

Deputy Energy, Logistics and Tourism Region Ministry of SOEs, Edwin Hidayat Abdullah, rejected the assumption about the duality of the leadership. Edwin explained, vice president serves as chief operating officer who coordinates the processing and marketing sectors. Principal deputy director remains accountable to the chief executive.

The concept of the vice president filed by the Commissioner of Pertamina Mr. Abeng in May 2015. According to Edwin, Tanri holding financial consultant Accenture to compare the structure of Pertamina with other energy companies in the world. "So, do not hurry." Tanri assured that the structure of the current directors of Pertamina ideal, given the company's business scope is complex.

Deputy Managing Director Ahmad Bambang optimistic that Pertamina structure between directorates now make performance more transparent. "No more lies. Nothing is hidden, he said. Until now, the organization led by director of the directorate megaproject previous processing, Rachmad Hardadi, still empty.

Director of the Energy Research Institute, University of Indonesia, Iwa Garniwa, criticize it. According to him, structuring its organization for the refinery project should not be protracted, "If the old way, means there is interest.

IN INDONESIAN

Pembagian Wewenang Direksi Pertamina Dinilai Tak Proporsional


Pembagian tugas serta wewenang direktur utama dan wakil direktur utama dalam perubahan Anggaran Dasar PT Pertamina dinilai tidak proporsional. Anggota Komisi Energi DPR, Harry Poemomo, mengatakan kewenangan strategis dalam struktur baru lebih banyak dipegang wakil direktur utama. “Tidak masalah jika ada wakil direktur utama. Tapi pembagian tugasnya terlalu timpang,” ujar dia,

Menurut Harry, salah satu wewenang yang mestinya dipegang direktur utama adalah keputusan impor minyak mentah ataupun bahan bakan Dia mendengar, kendali itu malah berada di tangan wakil direktur utama.

Saat ini, Direktur Utama Pertamina dijabat Dwi Soetjipto. Sedangkan Direktur Pemasaran Ahmad Bambang kini menjadi Wakil Direktur Utama. Sejumlah sumber mengungkapkan, Dwi sama sekali tidak dimintai pendapat dalam penyusunan struktur baru   Dalam mekanisme impor minyak, menurut beberapa pejabat perusahaan itu, direktur utama hanya menjadi semacam tukang stempel. Keputusan di ambil wakil direktur utama, yang membawahkan direktur pengolahan dan direktur pemasaran.

Skema kekuasaan itu, Harry menilai, bisa berdampak buruk bagi kinerja perusahaan. Meski demikian, Komisi Energi DPR tidak bisa memanggil direksi ataupun komisaris Pertamina karena hal itu adalah kewenangan Komisi Badan Usaha   Negara DPR.

Wakil Ketua Komisi BUMN, Inas Nasrullah Zubir, menyatakan sudah meminta klarifikasi dari manajemen Pertamina maupun Kementerian BUMN sebagai pemegang saham. Tapi, dalam rapat Senin lalu, kedua pihak tidak gamblang menjelaskan masalah tersebut. Karena itu, Komisi BUMN DPR bakal meninjau Anggaran Dasar Pertamina. “Hasilnya akan menjadi rekomendasi untuk diserahkan kepada pemerintah.” Perubahan anggaran dasar perusahaan menambah jumlah anggota direksi dari tujuh menjadi sembilan orang. Selain wakil direktur utama, muncul jabatan direktur mega proyek pengolahan dan petrokimia dalam struktur baru. Revisi diteken peserta rapat umum pemegang saham pada 20 Oktober 2016.

Deputi Bidang Energi, Logistik, dan Kawasan Pariwisata Kementerian BUMN, Edwin Hidayat Abdullah, menampik anggapan soal dualisme kepemimpinan tersebut. Edwin menerangkan, wakil direktur berfungsi sebagai chief operating officer yang mengkoordinasikan sektor pengolahan dan pemasaran. Wakil direktur utama tetap bertanggung jawab kepada direktur utama.

Konsep wakil direktur utama diajukan oleh Komisaris Utama Pertamina Tanri Abeng pada Mei 2015. Menurut Edwin, Tanri menggandeng konsultan keuangan Accenture untuk membandingkan struktur Pertamina dengan perusahaan energi lain di dunia. “Jadi, tidak terburu-buru." Tanri meyakinkan bahwa struktur direksi Pertamina saat ini ideal, mengingat lingkup bisnis perusahaan yang kompleks.

Wakil Direktur Utama Ahmad Bambang optimistis struktur Pertamina sekarang membuat kinerja antar direktorat lebih transparan.“Tidak ada lagi dusta. Tidak ada yang disembunyikan, ujarnya. Sampai sekarang, organisasi direktorat megaproyek yang dipimpin direktur pengolahan sebelumnya, Rachmad Hardadi, masih kosong. 

Direktur Lembaga Pengkajian Energi Universitas Indonesia, Iwa Garniwa, mengkritik hal itu. Menurut dia, penataan organisasi untuk menangani proyek kilang tidak boleh berlarut-larut,“Kalau lama begini, berarti ada kepentingan.

Koran Tempo, Page-5, Friday, Jan, 27, 2017

Pertamina ahold of 64.46% Stocks Maurel & Prom



PT Pertamina International Exploration and Production (PIEP), a subsidiary of PT Pertamina successfully held a share purchase offer (tender offfer) first stage Maurel & Prom. Shares in oil and gas company Pertamina based in France rose to 64/16% from the previous 24.53%.

019% The results of the tender announced by Marchesi Autorité des marchés financiers (AMF) Francis on January 25, 2017 local time. Starting from February 1, 2017, will control PIEP total of 125 924 574 shares and voting rights, corresponding to 64.46% of the shares and 63.35% of the voting rights in Maurel & Prom. Not only that, it also controls PIEP bonds that can be exchanged for cash and shares (Ornane). Details, Ornane 2019 total of 6,845,626, equivalent to 46.70% of the outstanding Ornane 2019, as well as Ornane 2021 total of 3.84862 million which is equivalent to 36.88% and outstanding Ornane 2021.

Ornane payment to the owner will be conducted upon completion of the transaction as well surrender to the company. This Ornane value which is equal to € 17.28 per Ornane 2019 or equivalent plus Burla nominal value of € 0.02 and € 11.05 per Ornane 2021, amounting to a nominal value of € 0.03 plus interest.

Pertamina President Director Dwi Soetjipto said, after the controlling shareholder with a minimum 51% shareholding, it may consolidate production to the production of Maurel & Prom PIER Thus, Pertamina's upstream performance will increase signifikan. Additional oil production can also mean  much more oil is brought to Indonesia.

"Currently, ISC (integrated supplier of the Chain) review and prepare for the possibility to be able to make oil production is not simply to increase the number of production Pertamina, but also strengthen the supply to Indonesia," he said.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Denie Tampubolon, the company could not determine the amount of additional oil. Because the tender offer Maurel & Prom's share will be continued to a second phase planned for the next month. "After closing or complete, we will make sure the recording of production at Pertamina as the majority shareholder," he explained.

In accordance with article 232-4 of the AMF General Regulations, the tender offer will be automatically re-open for a period of 10 working days of the exchange. Schedule the tender offer be published by the AMF. "With the successful implementation of the first stage of this tender offer, we hope and are optimistic that the next stage of the tender offer will run well and provide optimum results for PIEP and Pertamina," said Vice President Corporate Communications Pertamina Wianda Pusponegoro.

Very Potential

     Pertamina Upstream Director Syamsu Alam added, the prospect of oil and gas assets of Maurel & Prom potential to be developed Pertamina through PIER At the end of 2015, Maurel & Prom gas reserves reach 205 million barrels of oil equivalent. With assets spread across Europe, America, Africa and Asia, the acquisition of the French company could be a means of proving the capabilities of companies in the upstream business on a global scale. "Pertamina increasingly optimistic to be able to develop its upstream business faster," said Syamsu Alam.

Maurel & Prom has oil and gas assets spread across Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Colombia, Canada, Myanmar, Italy, and other countries. However, its main assets which have been in production that in Gabon, Nigeria, and Tanzania. African crude oil is considered compatible with the specifications of domestic refineries.

Pertamina is targeting oil and gas production increased to 1.9 million boepd in 2025 and 2.04 million boepd in 2030. Therefore, Pertamina should boost oil and gas production to be increased by 8% per year. One additional oil and gas production was achieved through the acquisition of oil and gas blocks. Special of the acquisition of oil and gas blocks, starting in 2018, an additional target production is expected to reach at least 227 thousand boepd. Furthermore, the target was increased to 276 thousand boepd in 2019, 366 thousand bopd in 2020, 428 thousand boepd at 2021.446 thousand boepd in 2022, and touched 473 thousand boepd in 2025.

IN INDONESIAN

Pertamina Kuasai 64,46% Saham Maurel&Prom

PT Pertamina lntemasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP), anak usaha PT Pertamina sukses menggelar penawaran pembelian saham (tender offfer) tahap pertama MaureI&Prom. Saham Pertamina di perusahaan migas yang berbasis di Prancis ini naik menjadi 64/16% dari sebelumnya 24,53%. 

Hasil tender 019% ini diumumkan oleh Autorité des marchési financiers (AMF) Francis pada 25 Januari 2017 waktu setempat. Terhitung mulai 1 Februari 2017, PIEP akan mengendalikan Sebanyak 125.924.574 lembar saham dan hak suara, yang setara dengan 64,46% saham dan 63,35% hak suara di Maurel& Prom. Tak hanya itu, PIEP juga mengendalikan obligasi yang dapat ditukar dengan uang dan saham (Ornane). Rincinya, Ornane 2019 Sebanyak 6.845.626 atau setara dengan 46,70% dari outstanding Ornane 2019, Serta Ornane 2021 Sebanyak 3.848.620 yang setara dengan 36,88% dan outstanding Ornane 2021.

Pembayaran kepada pemilik Ornane tersebut akan dilakukan pada saat penyelesaian transaksi sekaligus penyerahannya kepada perusahaan. Nilai Ornane ini yakni sebesar € 17,28 per Ornane 2019 atau setara nilai nominal plus burla sebesar €0,02, dan € 11,05 per Ornane 2021 yakni sebesar nilai nominal plus bunga € 0,03.

Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto mengatakan, setelah menjadi pemegang saham pengendali dengan minimal 51% kepemilikan saham, pihaknya dapat mengkonsolidasikan bagian produksi Maurel&Prom kepada produksi PIER Sehingga, kinerja hulu Pertamina bakal meningkat signitikan. Tambahan produksi minyak ini juga dapat berarti sernakin banyak minyak yang' dibawa ke Indonesia.

“Saat ini ISC (integrated Suppli Chain) mengkaji dan mempersiapkan kemungkinan untuk dapat menjadikan produksi minyak tersebut tidak sekadar menambah angka produksi Pertamina melainkan juga memperkuat pasokan untuk Indonesia,” kata dia.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Denie Tampubolon, perseroan belum dapat memastikan besaran tambahan minyak tersebut. Pasalnya, tender offer saham Maurel & Prom ini masih akan dilanjutkan ke tahap kedua yang direncanakan berlangsung selama satu bulan ke depan. “Setelah closing atau selesai, kami akan pastikan pencatatan produksinya di Pertamina sebagai pemegang saham mayoritas,” jelasnya.

Sesuai dengan artikel 232-4 dari AMF General Regulations, tender offer akan secara otomatis kembali terbuka untuk periode 10 hari kerja bursa. Jadwal tender offer tersebut segera dipublikasikan oleh AMF. “Dengan kesuksesan pelaksanaan tender offer tahap pertama ini, kami berharap dan optimistis tender offer tahap selanjutnya akan berjalan dengan baik dan memberikan hasil optimal bagi PIEP dan Pertamina,” kata Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro.

Sangat Potensial

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menambahkan, prospek aset-aset migas Maurel & Prom sangat potensial untuk dikembangkan Pertamina melalui PIER Pada akhir 2015, cadangan migas Maurel & Prom mencapai 205 juta barel setara minyak. Dengan aset yang tersebar di Eropa, Amerika, Afrika dan Asia, akuisisi perusahaan Perancis ini dapat menjadi ajang pembuktian kapabilitas perusahaan di bisnis hulu dalam skala global. “Pertamina semakin optimistis untuk dapat mengembangkan bisnis hulu dengan lebih cepat,” kata Syamsu Alam.

Maurel&Prom memiliki aset migas yang tersebar di Gabon, Nigeria, Tanzania, Namibia, Kolombia, Kanada, Myanmar, Italia, dan negara lainnya. Namun, aset utamanya yang telah berproduksi yakni di Gabon, Nigeria, dan Tanzania. Minyak mentah asal Afrika ini dinilai cocok dengan spesifikasi kilang dalam negeri.

Pertamina menargetkan produksi migasnya meningkat menjadi 1,9 juta boepd pada 2025 dan 2,04 juta boepd pada 2030. Untuk itu, Pertamina harus menggenjot produksi migasnya agar naik 8% per tahun. Salah satu tambahan produksi migas ini diupayakan melalui akuisisi blok migas. Khusus dari akuisisi blok migas, mulai 2018, target tambahan produksi yang ditargetkan mencapai setidaknya 227 ribu boepd. Selanjutnya, target itu meningkat menjadi 276 ribu boepd pada 2019, 366 ribu bopd pada 2020, 428 ribu boepd pada 2021,446 ribu boepd pada 2022, dan menyentuh 473 ribu boepd pada 2025.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 27, 2017


Regulation of the Minister of Import Gas for Electrical Immediate Publication



The government will soon issue a ministerial regulation which cover imports of liquefied natural gas / LNG to meet the power plant. Gas imports are restricted only if the price is lower than that obtained in the country. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan, said the plan to tap gas imports will still be discussed further, particularly gas imports by the domestic industry. However, it was agreed that if the import of cheap gas needs to be done to meet the needs of national power generation. If for electricity, we allow imports of gas if the price is cheaper. We use the benchmark domestic prices. If the benchmark price was deemed expensive, please imports for its imports could be cheaper, "he said.

Imports of gas to electricity, he said, are not restricted should only be done when there was a deficit of gas supply in the country. When PT PLN or IPPs (independent power producer / IPP) feel the price of gas in the country is not competitive, gas imports can be done. The government is currently preparing a ministerial regulation which regulates the import of gas for this electricity. "Anyway, there are rules. My own signature, "said Jonan.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gusti Nyoman, adding new beleid it will specify the terms of allowing imported gas for electricity. One of them is the condition which is related to the price of gas, where gas prices are cheaper that included transportation to Indonesia. Besides the issue of import is allowed or not, he also warned that import gas requires infrastructure for storage and regasification of LNG in the country. Currently, this type of infrastructure capacity in Indonesia is still quite limited. He said he was discussing one of the conditions to be able to import additional gas is to have such facilities. "As in South Korea, Japan, and China, which must import that has storage and regasfication facility," he said. This requirement calls will also help Indonesia to increase national energy security.

Associated gas imports by industry, Jonan insists there has been no decision. He said the government wanted the price of gas in the country should be able to compete with overseas. Because, if domestic gas prices are too high, then the whole industrial gas users in the country can not compete. The government does not want the price of gas in the country, instead holding company that seeks efficiency. "It (industrial gas may be imported or not) the decision of the Minister Coordinator (Coordinating Minister for the Economy) how, important price should be competitive, countries have an interest in the industry so that this gas can be competitive compared to other countries," he explained.

Prioritizing Domestic

Director of Corporate Planning PLN Widyawati Nicke said, it still give priority to acquire the gas supply of oil and gas fields in the country. However, import of gas into one of the solutions to obtain the price of gas is the best. When the domestic price is not good, then it will import gas. "The point is how to suppress the CPP (cost of production) to make it more efficient," he said. If later forced to import, he is not too worried. Because, when searching for a contractor that is able to provide gas to Central Indonesia, it had to do market sounding. it has received bids from several companies willing to supply gas.

However, it has not planned to import gas in the near future. We have not talked first import. Prioritize to (supply) domestic first, "said Nicke. Based on data from the Ministry of Energy, gas demand for electricity generation continues to increase every year. In 2017, the gas demand for electricity is estimated at 474 billion cubic feet which is gas pipes and 191 billion cubic feet in the form of LNG. In 2025, the gas pipeline needs relatively stable at around 473 billion cubic feet, but the need for LNG increased sharply to 838 billion cubic feet.


IN INDONESIAN

Peraturan Menteri Impor Gas untuk Kelistrikan Segera Terbit


Pemerintah segera menerbitkan peraturan menteri yang memayungi kegiatan impor gas alam cair/LNG guna memenuhi pembangkit listrik. Impor gas dibatasi hanya jika harga yang diperoleh lebih rendah dari dalam negeri. Menteri  Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, rencana membuka kran impor gas masih akan dibahas lebih lanjut, utamanya impor gas oleh pelaku industri dalam negeri. Namun, pihaknya sepakat jika impor gas dengan harga murah perlu dilakukan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik nasional. Kalau untuk listrik, kami izinkan impor gas apabila harganya lebih murah. Kami pakai patokan harga dalam negeri. Kalau patokan harga itu dirasa mahal, silakan impor selama impor-nya bisa lebih murah,” kata dia. 

Impor gas untuk kelistrikan, sebutnya, tidak dibatasi hanya boleh dilakukan ketika terjadi defisit pasokan gas di dalam negeri. Ketika PT PLN atau produsen listrik swasta (independent power producer/IPP) merasa harga gas dalam negeri tidak kompetitif, impor gas dapat dilakukan. Saat ini pemerintah sedang menyusun peraturan menteri yang mengatur soal impor gas untuk kelistrikan ini. “Pokoknya ada aturannya. Saya sudah tanda tangan,” tegas Jonan.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gusti Nyoman Wiratmaja menambahkan, beleid baru itu bakal merinci syarat-syarat diperbolehkannya impor gas untuk kelistrikan. Salah satunya syaratnya yakni terkait harga gas, di mana harga gas lebih murah itu termasuk transportasi sampai Indonesia. Selain masalah diperbolehkan impor  atau tidak, dia juga mengingatkan bahwa impor gas membutuhkan adanya infrastruktur penampungan dan regasifikasi  LNG di dalam negeri. Saat ini, kapasitas infrastruktur sejenis ini di Indonesia masih cukup terbatas. Pihaknya sedang membahas salah satu syarat tambahan untuk bisa impor gas adalah memiliki fasilitas tersebut. “Seperti di Korea Selatan, Jepang, dan Tiongkok, yang boleh impor yang punya storage dan regasfication facility,” kata dia. Syarat ini disebutnya juga akan membantu Indonesia untuk menaikkan ketahanan energi nasional.

Terkait impor gas oleh pelaku industri, Jonan menegaskan belum ada keputusannya. Menurutnya, pemerintah menginginkan harga gas dalam negeri harus dapat bersaing dengan di luar negeri. Pasalnya, jika harga gas domestik terlalu tinggi, maka seluruh industri pengguna gas di dalam negeri tidak dapat bersaing. Pemerintah tidak ingin harga gas dalam negeri, justru menyandera perusahaan yang mengupayakan efisiensi. “Itu (industri boleh impor gas atau tidak) keputusannya dari Pak Menteri Koordinator (Menteri Koordinator Perekonomian) bagaimana, yang penting harganya harus bersaing, negara punya kepentingan supaya industri pengguna gas ini bisa kompetitif dibandingkan negara lain,” jelasnya.

Utamakan Domestik

Direktur Perencanaan Korporat PLN Nicke Widyawati menuturkan, pihaknya tetap mengutamakan untuk memperoleh pasokan gas dari lapangan migas di dalam negeri. Hanya saja, impor gas menjadi salah satu solusi untuk memperoleh harga gas yang paling bagus. Ketika harga dalam negeri kurang bagus, baru pihaknya akan mengimpor gas. “Intinya adalah
bagaimana agar menekan BPP (biaya pokok produksi) supaya lebih efisien," ujarnya. jika nantinya terpaksa harus impor, pihaknya tidak terlalu khawatir. Pasalnya, ketika mencari kontraktor yang sekaligus mampu menyediakan gas untuk Indonesia Tengah, pihaknya sudah melakukan market sounding. Pihaknya telah mendapat tawaran dari berbagai perusahaan yang bersedia menyuplai gas.

Meski demikian, pihaknya belum merencanakan untuk impor gas dalam waktu dekat. Kami belum bicara impor dulu. Prioritaskan untuk (pasokan) domestik dulu,” tegas Nicke. Berdasarkan data Kementerian ESDM, kebutuhan gas untuk pembangkit listrik terus meningkat setiap tahunnya. Pada 2017 ini, kebutuhan gas untuk kelistrikan diperkirakan sebesar 474 miliar kaki kubik yang merupakan gas pipa dan 191 miliar kaki kubik dalam bentuk LNG. Pada 2025, kebutuhan gas pipa relatif stabil di kisaran 473 miliar kaki kubik, namun kebutuhan LNG meningkat tajam menjadi 838 miliar kaki kubik.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 27, 2017

As Soon As Upstream Investment



The government began enforcing a scheme of production sharing contracts (PSC) based gross gross production (gross split) for exploration and production in the upstream oil and gas in 2017 which replaced the previous revenue sharing models, namely the return costs (cost recovery). When the costs incurred models investor returns completely replaced the government, the system prompted investors for gross proceeds to finance the entire investment in the upstream EP.

The magnitude of gross revenue share split no refund. The level of government and investor determined a number of changes, the price of oil and gas wells Territory, carbon dioxide and sulfur since it determines the quality of the oil, the use of local content, up to the production stage. The government imposed, the first split in the gross system contract extension block of the Offshore North West Java (ONWJ).

PT Pertamina Hulu Energi ONWJ got all of the shares after the contract term joint activities implemented it runs out in Januari, 18, 2017. The Government also submitted eight other oil and gas blocks to Pertamina so out of contract this year and next year. The goal, a big boost oil and gas production in the national production. However, the biggest challenge and fundamental in establishing national energy security is to find new oil wells in the country.

Domestic oil production continues to fall, while the need arose. Currently, only half of those needs met from domestic oil production is currently at around 800,000 barrels. Indonesia is slowly replacing the decline in oil and gas production. Between 2012 and 2016, reserve replacement was only slightly above 20 percent. On the other hand, the data show WoodMackenzie consultant, the time required for exploration and production in Indonesia is getting old. If in 1970 only occasionally of five years, in the 2000s to a range of 13-15 years. Therefore, investments in new wells upstream in the immediate urge to do

In global markets, the improvement in crude oil prices in 2017 to an average of around 60 dollars per barrel for Brent crude last year following an OPEC agreement to limit production, making global investment in upstream EP increased 3 percent this year. WoodMackenzie estimate the value of 450 billion US dollars. However, investment shifted from a mega project to project that surely soon produced. The project in North America in the form of shale oil and gas with more efficient technology. Investors avoid risky and expensive project. At this time, a potential oil fields in eastern Indonesia there is no supporting infrastructure and in the deep sea.

Government gross change the model PSC be split to cut takes 2-3 years for a permit from exploration to production in SKK Migas. However, the question still remains the same, the new model would attract investors? Conversations with researchers WoodMackenzie and some oil and gas industry shows, the difference between gross split and cost recovery is not too much influence a decision to invest EP

Even more concern is the certainty that assessed the weaknesses Indonesia compared with other countries. Weaknesses include a long bureaucratic, government portion of 71 percent, while in the Asia Pacific average of 67 per cent and 58 per cent of the world, regulation is easy to change, to interest groups in the policy. Research Director Asia Pacific Oil and Gas Upstream Wood Mackenzie Andrew Harwood said, the Indonesian government has done much, including changing the profit-sharing scheme as a model gross split. However, it was not enough. Urgent is to give business certainty, particularly the revision of oil and gas law is still hanging.

IN INDONESIAN

Segerakan Investasi Hulu


Pemerintah mulai memberlakukan skema kontrak bagi hasil (PSC) kotor berdasarkan produksi bruto (gross split) untuk eksplorasi dan produksi di hulu migas pada tahun 2017 yang menggantikan model bagi hasil sebelumnya, yaitu pengembalian biaya (cost recovery). Bila pada model pengembalian biaya yang dikeluarkan investor sepenuhnya diganti pemerintah, pada sistem bagi hasil bruto investor diminta membiayai seluruh investasi EP di hulu.

Besaran bagi hasil gross split tidak ada pengembalian biaya. Bagian pemerintah dan investor ditentukan sejumlah perubahan, antara   harga migas, Wilayah sumur, kandungan karbon dioksida dan sulfur karena menentukan kualitas minyak, pemakaian konten lokal, hingga tahapan produksi. Pemerintah memberlakukan, sistem gross split pertama pada kontrak perpanjangan blok Offshore North West Java (ONWJ).

PT Pertamina Hulu Energi ONWJ mendapat seluruh saham setelah masa kontrak kegiatan yang dilaksanakan patungan itu habis pada 18 .Ianuari 2017. Pemerintah juga menyerahkan delapan blok migas lain kepada Pertamina begitu habis masa kontraknya tahun ini dan tahun depan. Tujuannya, meningkatkan besar produksi migas dalam produksi nasional. Meski demikian, tantangan terbesar dan mendasar dalam membangun ketahanan energi nasional adalah menemukan sumur-sumur minyak baru di dalam negeri.

Produksi minyak dalam negeri terus turun, sementara kebutuhan meningkat. Saat ini, hanya separuh kebutuhan tersebut dipenuhi dari dalam negeri dengan produksi minyak saat ini pada kisaran 800.000 barel. Indonesia terhitung lambat mengganti penurunan produksi migas. Antara tahun 2012 dan 2016, penggantian cadangan hanya sedikit di atas 20 persen. Pada sisi lain, data konsultan WoodMackenzie memperlihatkan, waktu yang dibutuhkan untuk eksplorasi hingga produksi di Indonesia semakin lama. Bila pada tahun 1970-an hanya kadang dari lima tahun, pada tahun 2000-an menjadi berkisar 13-15 tahun. Oleh karena itu, investasi sumur baru di hulu mendesak segera di lakukan

Pada pasar global, membaiknya harga minyak mentah 2017 menjadi rata-rata sekitar 60 dollar AS per barrel untuk jenis Brent menyusul kesepakatan OPEC tahun lalu untuk membatasi produksi, membuat investasi global dalam EP di hulu meningkat 3 persen tahun ini. WoodMackenzie memperkirakan nilainya 450 miliar dollar AS. Namun, investasi bergeser dari megaproyek ke proyek yang pasti segera menghasilkan. Proyek tersebut ada di Amerika Utara berupa minyak dan gas serpih dengan teknologi yang semakin efisien. Investor menghindari proyek berisiko tinggi dan mahal. Saat ini, ladang minyak potensial Indonesia ada di timur yang minim infrastruktur dan di laut dalam.

Pemerintah mengubah model PSC menjadi gross split untuk memotong waktu 2-3 tahun untuk pengurusan izin mulai dari eksplorasi hingga produksi di SKK Migas. Namun, pertanyaan masih tetap sama, akankah model baru itu menarik investor? Percakapan dengan peneliti WoodMackenzie dan beberapa pelaku industri migas memperlihatkan, perbedaan antara gross split dan cost recovery tidak terlalu banyak memengaruhi keputusan melakukan investasi EP

Yang lebih menjadi perhatian adalah kepastian berusaha yang dinilai menjadi kelemahan Indonesia dibandingkan dengan negara lain. Kelemahan itu antara lain birokrasi panjang, porsi pemerintah 71 persen, sementara di Asia Pasifik rata-rata 67 persen dan dunia 58 persen, peraturan yang mudah berubah, hingga kepentingan kelompok dalam kebijakan. Direktur Riset Asia Pasifik Hulu Migas Wood Mackenzie Andrew Harwood mengatakan, Pemerintah Indonesia sudah berbuat banyak, termasuk mengubah skema bagi hasil menjadi model gross split. Namun, hal itu tidak cukup. Yang mendesak adalah memberi kepastian berusaha, terutama revisi Undang-Undang Migas yang masih menggantung.

 Kompas, Page-17, Monday, Jan, 30, 2017

Pertamina Request Additional splitt ONWJ



PT Pertamina already getting for great results in the Offshore North West Java (ONWJ) on January 18, 2017 upon signing the contract extension. However, Pertamina still return for incentives in the form of additional revenue for the ONWJ. Actually, for the results to Pertamina from ONWJ is already greater than the revenue-sharing government property.

Under the new contract with gross schemes split, for the results obtained Pertamina oil reached 57.5% and the gas yield of 62.5%. While the government only get oil revenue by 42.5% and for gas by 37.5%. However, Pertamina claims, there is still the cost recovery of unpaid government. Therefore, Pertamina requested that cost recovery can be paid, an additional form for the results obtained by Pertamina.

President Director of Pertamina Hulu Energi (PHE) Mount Sardjono Hadi said the cost recovery of unpaid government totaled $ 453 million. "The proposal we could get compensation from the government, in the form of an additional split," said Mount Sarjono Hadi.

Meanwhile, Minister Ignatius Jonan said unpaid cost recovery is indeed an asset for Pertamina to be taken into account. Jonan not specify the additional split it. But the chances of getting an extra split the PHE ONWJ as ONWJ operator could occur. "It is possible that additional incentives right. But it must first audit," said Jonan.

As is known, in the new contract, the government is targeting PHE ONWJ ONWJ achieve crude production in 2017 by 36,000 bpd and gas amounted to 172 MMSCFD. The figure was raised from the realization of production in 2016, which is 36,000 bpd of crude and about 164 MMSCFD gas.

IN INDONESIAN

Pertamina Minta Tambahan Splitt Blok ONWJ


PT Pertamina sudah mendapatkan bagi hasil besar di Blok Offshore North West Java (ONWJ) pada 18 Januari 2017 saat penandatanganan kontrak perpanjangan. Namun, Pertamina masih kembali meminta insentif berupa tambahan bagi hasil untuk Blok ONWJ . Sebetulnya bagi hasil untuk Pertamina dari Blok ONWJ sudah lebih besar dibandingkan bagi hasil milik pemerintah.

Dalam kontrak baru dengan skema gross split, bagi hasil minyak yang didapat Pertamina mencapai 57,5% dan bagi hasil gas sebesar 62,5%. Sementara pemerintah hanya mendapatkan bagi hasil minyak sebesar 42,5% dan untuk gas sebesar 37,5%. Namun, Pertamina mengklaim, masih ada cost recovery yang belum dibayarkan pemerintah. Untuk itu, Pertamina meminta agar cost recovery tersebut bisa dibayarkan, berupa tambahan bagi hasil yang didapat oleh Pertamina.

Presiden Direktur Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengatakan, cost recovery yang belum dibayarkan pemerintah mencapai US$ 453 juta. "Usulan kami bisa mendapatkan kompensasi dari pemerintah, yaitu berupa tambahan split," kata Gunung Sarjono Hadi.

Sementara itu, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, cost recovery yang belum dibayar tersebut memang menjadi aset bagi Pertamina yang bisa diperhitungkan. Jonan belum menentukan tambahan split itu. Namun peluang mendapatkan tambahan split kepada PHE ONWJ sebagai operator ONWJ bisa terjadi. "Dimungkinkan tambahan insentif kalau betul. Tapi pasti audit dulu," kata Jonan.

Seperti diketahui, dalam kontrak baru, pemerintah menargetkan PHE ONWJ mencapai produksi crude ONWJ tahun 2017 sebesar 36.000 bph dan gas sebesar 172 mmscfd. Target tersebut naik dari realisasi produksi tahun 2016, yaitu crude 36.000 bph dan gas sekitar 164 mmscfd.

 Kontan, Page-14, Monday, Jan, 30, 2017

Commitment Three Companies Awaited



The government is still waiting for the commitment of the petrochemical industry will absorb the gas and the Abadi field, Masela to be able to accelerate the production of the block located on the sea Arafuru, Maluku. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonah confirmed it had received a letter proposing Masela gas allocation from the Ministry of Industry. Nevertheless, he mentioned that the industry will utilize the gas to be committed to absorb the gas from Masela.

The government has two production scenarios Abadi gas field. First, liquefied natural gas / LNG capacity of 7.5 million tonnes per annum (mtpa) and pipeline gas 474 million cubic feet per day (MMSCFD). Second, the capacity of 9.5 mtpa LNG and 150 MMSCFD gas pipeline. Either scenario would be decided after the pre assessment phase of defining the basic (front end engineering design / FEED) is complete.

According to him, through the study and later be seen which is more feasible and provides added value. The Ministry of Industry is entitled to submit a proposal for the allocation of gas volumes. In general, the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius hoped that the volume of gas can be utilized maximally to the domestic industry. However, he wants the industries that will utilize these gas shows its commitment so that all the volumes of gas were allocated absorbed. "Those who want to build who? There is no commitment? If provided 474 MMSCFD, but no one wants to build something? "He said.

On the other hand, all the points raised Inpex, as operator Masela been resolved. The government granted the contract term replacement for seven years out of ten years of the proposed operator. Supposedly, Inpex with partners Shell, can initiate pre-FEED study is planned to start in January 2017 after getting assurance from the government.

Director of Upstream Chemical Industry Ministry said Muhammad Khayam, companies using Masela gas could still be revised in line with the company's readiness to invest. Given the large volume of gas to be absorbed, he said, the company will invite partners received allocation. The Ministry of Industry has proposed the allocation of gas from Masela for three companies who will build factories around the project to the Ministry of Energy.

The company PT Pupuk Indonesia with an allocation of 240 MMSCFD, PT Kaltim Methanol Industri 130 MMSCFD, and PT Elsoro Multi Pratama needs 100 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Komitmen Tiga Perusahaan Ditunggu


Pemerintah masih menunggu komitmen industri petrokimia yang akan menyerap gas dan lapangan Abadi, Blok Masela untuk dapat mempercepat produksi blok migas yang berlokasi di Laut Arafuru, Maluku itu. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonah membenarkan pihaknya telah menerima surat usulan alokasi gas Blok Masela dari Kementerian Perindustrian. Kendati demikian, dia menyebut industri yang akan memanfaatkan gas tersebut harus menyatakan komitmen untuk menyerap gas dari Masela.

Pemerintah memiliki dua skenario produksi gas di Lapangan Abadi. Pertama, kilang gas alam cair/LNG berkapasitas 7,5 juta ton per tahun (mtpa) dan gas pipa 474 juta kaki kubik per hari (MMscfd). Kedua, kapasitas LNG 9,5 mtpa dan 150 MMscfd gas pipa. Kedua skenario itu akan diputuskan setelah tahap kajian pre pendefinisian dasar (front end engineering design/FEED) tuntas.

Menurutnya, melalui kajian tersebut nantinya bisa terlihat mana yang lebih layak dan memberikan nilai tambah. Kementerian Perindustrian memang berhak mengajukan usulan untuk volume alokasi gas. Secara umum, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius  berharap agar volume gas bisa dimanfaatkan sebesar-besarnya bagi industri domestik. Namun, dia menginginkan agar industri yang akan memanfaatkan gas tersebut menunjukkan komitmen-nya sehingga semua volume gas pipa yang dialokasikan terserap. “Yang mau membangun siapa? Ada tidak komitmennya?Kalau disediakan 474 MMscfd, tetapi tidak ada yang mau membangun bagaimana?” katanya.

Di sisi lain, semua hal yang diajukan Inpex, sebagai operator Blok Masela telah diselesaikan. Pemerintah mengabulkan penggantian masa kontrak selama tujuh tahun dari sepuluh tahun yang diajukan operator. Seharusnya, Inpex bersama mitranya Shell, bisa memulai kajian pre-FEED yang direncanakan dimulai pada Januari 2017 usai mendapat kepastian dari pemerintah. 

Direktur Kimia Hulu Kementerian Perindustrian Muhammad Khayam mengatakan, perusahaan yang memanfaatkan gas Masela masih bisa berubah karena mengikuti kesiapan perusahaan melakukan investasi. Mengingat besarnya volume gas yang harus diserap, katanya, perusahaan yang mendapat alokasi akan menggandeng mitra. Kementerian Perindustrian telah mengusulkan alokasi gas dari Masela untuk tiga perusahaan yang akan membangun pabrik di sekitar proyek kepada Kementerian ESDM.

Perusahaan tersebut yakni PT Pupuk Indonesia dengan alokasi 240 MMscfd, PT Kaltim Methanol Industri 130 MMscfd, dan PT Elsoro Multi Pratama dengan kebutuhan 100 MMscfd.

 Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Jan, 30, 2017

Pertamina Support BUMD Manage Old Oil Well



Pertamina EP Cepu Field Asset 4, Central Java, Bojonegoro support PT Bangun Sarana (BBS), Regional-Owned Enterprises (enterprises) Bojonegoro Regency, managing field of old oil wells in Sub Kedewan and Malo, Bojonegoro, East Java. "We (Pertamina EP Cepu Field Asset 4) supported the district administration to organize the governance field in Bojonegoro old oil wells," said Manager of Pertamina EP Cepu Field Asset 4; Central Java, Agus Amperiyanto. He claimed it was responding to the results of the discussion of the operations of the old oil wells were done with Regent Bojonegoro Suyoto with his staff and representatives of SKK Migas recently.

"Management field of old oil wells will be done together with Pertamina involving elements of miners and surrounding communities without leaving the old philosophy of exploitation wells that still consider local knowledge," he said. According to him, the operations of the old oil wells in Sub Kedewan and Malo, aimed at improving the standard of living and economy of the community around the grounds of the old oil wells. In addition, also increase local revenue (PAD) for the management carried out by enterprises, as well as to prevent the oil sold out so they can maintain a secure state assets.

Thus, crude oil production field of old oil wells that are in mining (WP) 4 Field Asset Pertamina EP Cepu not fall into speculators, middlemen and unscrupulous investors. If deposited to Pertamina could support the national oil production. Do not get crude oil production in old oil wells field only benefit administration officers and others who do not pay attention to the welfare of miners.

He targeted the old oil field production wells that are currently deposited miners to Pertamina EP Cepu Field Asset 4 approximately 250 barrels per day, could be increased by approximately 100 barrels per lgari. Can an average of 700 barrels per day is good.

From the data obtained in the field of old oil wells in some villages in the district Kedewan and Malo, there are 500 points wells with production of more than 1,000 barrels per day. Most production paid to Pertamina EP Cepu Asset 4, while others are sold out in the form of crude or processed with traditional distilled into diesel and kerosene

IN INDONESIAN

Pertamina Dukung BUMD Kelola Sumur Minyak Tua

Pertamina EP Asset 4 Field Cepu, Jawa Tengah, mendukung PT Bojonegoro Bangun Sarana (BBS), Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) Pemkab Bojonegoro, mengelola lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan dan Malo, Kabupaten Bojonegoro, Jatim. "Kami (Pertamina EP Asset 4 Field Cepu) mendukung langkah pemerintah kabupaten yang menata tata kelola lapangan sumur minyak tua di Bojonegoro," kata Manajer Pertamina EP Asset 4 Field Cepu; Jawa Tengah, Agus Amperiyanto. Ia menyatakan hal itu menanggapi hasil pembahasan pengelolaan lapangan sumur minyak tua yang dilakukan bersama Bupati Bojonegoro Suyoto dengan jajarannya dan perwakilan SKK Migas belum lama ini.

"Pengelolaan lapangan sumur minyak tua akan dilakukan bersama Pertamina dengan melibatkan unsur penambang dan masyarakat di sekitarnya tampa meninggalkan filosofi pengusahaan sumur tua yang tetap memperhatikan kearifan lokal," katanya. Menurut dia, pengelolaan lapangan sumur minyak tua di Kecamatan Kedewan dan Malo, bertujuan meningkatkan taraf hidup dan perekonomian masyarakat di sekitar lapangan sumur minyak tua tersebut. Selain itu,  juga meningkatkan pendapatan asli daerah (PAD) karena pengelolaan dilakukan melalui BUMD, sekaligus bisa mencegah minyak dijual keluar sehingga bisa mempertahankan mengamankan aset negara. 

Dengan demikian, produksi minyak mentah lapangan sumur minyak tua yang masuk wilayah pertambangan (WP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu tidak jatuh ke spekulan, tengkulak, dan oknum investor. Kalau disetorkan ke Pertamina bisa mendukung produksi minyak nasional. Jangan sampai produksi minyak mentah di lapangan sumur minyak tua hanya menguntungkan oknum petugas dan pihak lain yang tidak memperhatikan kesejahteraan penambang. 

Ia menargetkan produksi lapangan sumur minyak tua yang saat ini disetor penambang ke Pertamina EP Asset 4 Field Cepu sekitar 250 barel per hari, bisa meningkat sekitar 100 barel per lgari. Bisa rata-rata 700 barel per hari sudah bagus.

Dari data yang diperoleh di lapangan sumur minyak tua di sejumlah desa di Kecamatan Kedewan dan Malo, terdapat 500 titik sumur dengan produksi lebih dari 1.000 barel per hari. Sebagian produksi disetorkan kepada Pertamina EP Asset 4 Cepu, sedangkan lainnya dijual keluar berupa minyak mentah atau diolah dengan di suling secara tradisional menjadi solar dan minyak tanah

Bhirawa, Page-8, Monday, Jan, 30, 2017

Incentives Masela Wait Feasibility Study


Pertamina has agreed to come join in the project

     Providing incentives from the government to Inpex Corporation, contractor Masela, still waiting for a feasibility study. This makes the continued development of the field of the block has not been done. Production capacity to one of the points incentive. Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said the contractor has agreed deals from government incentives. However, the issue of additional production capacity is through the study. "Whether in the six-month study was whether there really is an interest wake downstream industry there," said Jonan.

     He said that the number of desired production capacity either by the government or contractor relatively no different. Contractors want to be able to increase production capacity of 9.5 million tonnes per annum (mtpa) of liquefied natural gas (LNG) and 150 million standard cubic feet per day (MMSCFD) of gas pipelines. Meanwhile, the government offered an additional provision of 7.5 mtpa LNG production and 474 MMSCFD gas pipeline that is intended for. However, the focus is the availability of pipeline gas absorption allocated. "Others have already agreed to be on the finalization soon in the form of contracts and created a development plan (Plant of Development / POD)," he said.

     Previously, the government proposed a six-point Masela refinery project linked incentives this. First, an increase in the production capacity of the Masela block. Other incentives that has been agreed is a moratorium on contract for seven years because of Inpex had to change the scheme development of refineries in the sea into land. Then, recovering operating costs during the study to build a refinery in the sea through the cost recovery scheme after the audit process.

     Meanwhile, Deputy Minister Arcandra Tahar reluctant to talk much more related to the meeting on Thursday (26/1) with Inpex in the Maritime Coordinating Office. Inpex spokesman, Usman Slamet, explained that the meeting today follow-up meeting of the Indonesian Government and the Government of Japan at the Bogor Palace some time ago. Usman said, need time and detailed discussions to be immediately realize the project in this eternal wells. Usman said the company and the Government of Indonesia will agree to carry out this project by working together with Pertamina as the operator of the refinery.

     President Director of PT Pertamina Persero Dwi Sucipto said, Pertamina has agreed to come join in the well project immortal However, until now Pertamina is still waiting for an agreement between the Indonesian government and Inpex. Dwi said the investment value of the refinery Masela remains to be recalculated. He said there was a change in the value of investments that later it became a reference percentage of Pertamina could take part in the eternal project.

IN INDONESIAN

Insentif Masela Tunggu Studi Kelayakan 

Pertamina sudah sepakat untuk ikut gabung dalam proyek

Pemberian insentif dari pemerintah ke inpex Corporation, kontraktor Blok Masela, masih menunggu Studi kelayakan. Hal tersebut membuat kelanjutan pengembangan lapangan blok tersebut belum juga dilakukan. Kapasitas produksi menjadi salah satu poin insentif. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, kontraktor sudah menyetujui penawaran pemberian insentif dari pemerintah. Namun, soal penambahan kapasitas produksi masih melalui kajian. “Apakah dalam studi enam bulan itu apakah betul ada yang minat bangun industri hilir di sana,” kata Jonan.

Ia menuturkan, jumlah kapasitas produksi yang dikehendaki baik oleh pemerintah maupun kontraktor relatif tidak berbeda. Kontraktor menghendaki untuk bisa meningkatkan kapasitas produksi sebesar 9,5 juta ton per tahun (mtpa) gas alam cair (LNG) dan 150 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd) gas pipa. Sementara, pemerintah menawarkan pemberian tambahan produksi sebesar 7,5 mtpa LNG dan 474 mmscfd yang diperuntukan untuk gas pipa. Namun, fokusnya adalah ketersediaan penyerapan gas pipa yang dialokasikan. “Lainnya sudah disepakati akan di finalisasi segera dalam bentuk kontrak dan dibuat rencana pengembangan (Plant of Development/ POD),” ujarnya.

Sebelumnya, pemerintah mengajukan enam poin insentif terkait proyek kilang Masela ini. Pertama, peningkatan kapasitas produksi Blok Masela. Insentif lainnya yang sudah disepakati adalah moratorium kontrak selama tujuh tahun lantaran Inpex harus mengubah skema pengembangan dari kilang pengolahan di laut menjadi di darat. Lalu, penggantian biaya operasi selama studi pembangunan kilang di laut melalui skema cost recovery setelah proses audit.

Sementara itu, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar enggan berbicara lebih banyak terkait pertemuannya hari Kamis (26/ 1) dengan Inpex di Kantor Menko Maritim. Juru Bicara Inpex, Usman Slamet, menjelaskan, pertemuannya hari ini
menindaklanjuti pertemuan Pemerintah Indonesia dan Pemerintah Jepang di Istana Bogor beberapa waktu lalu. Usman mengatakan, perlu waktu dan pembahasan yang perinci untuk bisa segera merealisasikan proyek di sumur abadi ini. Usman mengatakan, pihaknya dan Pemerintah Indonesia tetap akan sepakat untuk menjalankan proyek ini dengan bekerja sama
dengan Pertamina sebagai operator kilang.

Direktur Utama PT Pertamina Persero Dwi Sucipto mengatakan, Pertamina sudah sepakat untuk ikut gabung dalam proyek sumur abadi   Namun, hingga kini Pertamina masih menanti kesepakatan antara pemerintah Indonesia dan Inpex. Dwi mengatakan, nilai investasi kilang Masela masih harus dihitung ulang. Ia mengatakan, ada perubahan pada nilai investasi yang nantinya hal tersebut menjadi acuan berapa persen Pertamina bisa ikut andil dalam proyek abadi itu.

Republika, Page-13, Friday, Jan, 27, 2017