Medco Achieves Net Profit of Rp 2.46 T

Achievement of the company in the current uncertain business condition classified as extraordinary. It was the impact the company's move to acquire strategic businesses.

EDCO Medco Energi Internasional Tbk recorded a net profit of US $ 185 million, or about Rp2,46 trillion (exchange Rp13.300 / US $) in 2016. The achievement of earnings was quite significant, given in 2015 listed companies with a password MEDC it posted a net loss of up to US $ 188 million or around Rp2.5 trillion.

MEDC President Hilmi Panigoro said 2016 was a year of transformation for the company and management has implemented a clear strategy for a number of quality assets.

"I am sure, will continue to increase operating margins and provide value and confidence back to our investors, lenders, and other stakeholders. We are proud to be the national champion competitive, financially strong, "said Hilmi.

According to Hilmi, efficiency is the key to successful MEDC pretty good profit. Because the company managed to reduce the cost of production and lifting up to US $ 10.2 million (4.47%) of the amount of US $ 215.27 million in 2015 to US $ 205 million in 2016.

Crude oil purchase costs also can be reduced by US $ 7.97 million (37.5%) of US $ 21.28 million to US $ 13,31juta. That prompted selling expenses and reduced the company's direct costs of US $ 8.21 million, or by 2.3% from US $ 357.98 million to $ 349.77 million.

In addition to efficiency, corporate profits earned from the sale of oil and gas net increase of US $ 7.75 million or 1.35% of US $ 1,375,27 million to $ 583 million. In 2016 also, they have the additional rental income from services amounted to US $ 17.32 million.

Hilmi said he was proud with the achievement of the company in the current uncertain business conditions. He said the achievement was the result of step the company acquired a number of strategic business units in value. Noted that, throughout 2016, the company conducted indirect acquisition Amman Mineral PT Nusa Tenggara (amnt) amounted to 40.89%. 

    In the upstream oil and gas business, the company acquired the right to participate (participating interest / PI) by 40% and management rights in South Natuna Block B, add PI in Block A Aceh to 85%, and completed the acquisition of Lundin Petroleum owned PI 25.8% Block Lematang.

"In times of uncertainty the business, we were able to do a strategy to acquire strategic assets to the value of competing," said Hilmi.

Good Performance

MEDC Chief Executive Officer Roberto Lorato added that this year they will maintain good performance, keep discipline in the pursuit of operational and financial objectives.

This year production is expected to reach the range of 75,000-80,000 MEDC boepd. In addition, production costs will be kept below $ 10 per boe. This year MEDC also be drilled in Block South Natuna Sea to access the untapped hydrocarbon reserves. In addition, the MEDC also continue to develop Aceh gas.

IN INDONESIAN

Medco Raih Laba Bersih Rp 2,46 T

Pencapaian perusahaan di saat kondisi bisnis yang tidak menentu tergolong luar biasa. Hal itu imbas langkah perusahaan dalam mengakuisisi usaha yang strategis. 

Medco EDCO Energi Internasional Tbk berhasil membukukan laba bersih sebesar US$185 juta, atau sekitar Rp2,46 triliun (kurs Rp13.300/US$) pada 2016. Pencapaian laba itu cukup bermakna, mengingat pada 2015 emiten dengan sandi MEDC itu membukukan rugi bersih hingga US$ 188 juta atau berkisar Rp2,5 triliun.

Presiden Direktur MEDC Hilmi Panigoro mengatakan 2016 merupakan tahun transformasi bagi perusahaan dan manajemen telah menerapkan strategi yang jelas untuk memperoleh sejumlah aset berkualitas.

“Saya yakin, margin operasional akan terus meningkat dan memberikan nilai dan kepercayaan kembali ke investor kami, pemberi pinjaman, dan pemangku kepentingan lainnya. Kami bangga menjadi juara nasional yang kompetitif, kuat secara finansial,” kata Hilmi.

Menurut Hilmi, efisiensi menjadi kunci MEDC hingga berhasil memperoleh laba yang cukup bagus. Pasalnya perusahaan berhasil menekan biaya produksi dan lifting hingga US$10,2 juta (4,47%), dari sebesar US$215,27 juta pada 2015 menjadi US$205 juta pada 2016.

Biaya pembelian minyak mentah juga bisa ditekan sebesar US$7,97 juta (37,5%) dari US$21,28 juta menjadi US$13,31juta. Hal itu mendorong beban penjualan dan biaya langsung perusahaan berkurang US$8,21 juta, atau sebesar 2,3% dari US$357,98 juta menjadi US$349,77 juta.

Selain efisiensi, laba perusahaan didapat dari penjualan minyak dan gas neto yang meningkat sebesar US$7,75 juta atau 1,35% dari US$ 1,375,27 juta menjadi US$583 juta. Pada 2016 juga, mereka memiliki tambahan pendapatan dari jasa sewa sebesar US$17,32 juta.

Hilmi mengaku bangga dengan pencapaian perusahaan di saat kondisi bisnis yang tidak menentu. Dia mengatakan pencapaian itu hasil langkah perusahaan mengakuisisi sejumlah unit usaha yang cukup strategis nilainya. Tercatat, sepanjang 2016, perseroan melakukan akuisisi tidak langsung PT Amman Mineral Nusa Tenggara (AMNT) sebesar 40,89%. 

    Pada bisnis hulu migas, perusahaan mengakuisisi hak partisipasi (participating interest/PI) sebesar 40% dan hak pengelolaan di Blok B South Natuna, menambah PI di Blok A Aceh menjadi 85%, dan menyelesaikan proses akuisisi PI milik Lundin Petroleum sebesar 25,8 % di Blok Lematang.

“Di saat ketidakpastian bisnis, kami mampu melakukan strategi untuk mengakuisisi aset yang strategis dengan nilai bersaing,” ujar Hilmi. 

Kinerja baik

Chief Executive Officer MEDC Roberto Lorato menambahkan, pada tahun ini mereka akan mempertahankan kinerja baik, tetap disiplin dalam mengejar tujuan operasional dan keuangan.

Pada tahun ini produksi MEDC ditargetkan mencapai kisaran 75.000-80.000 boepd. Selain itu, biaya produksi akan tetap dijaga di bawah US$10 per boe. Pada tahun ini MEDC juga akan melakukan pengeboran di Blok South Natuna Sea untuk mengakses cadangan hidrokarbon yang belum dimanfaatkan. Selain itu, MEDC juga terus melakukan pengembangan gas Aceh. 

Media Indonesia, Page-19, Wednesday, Apr, 5, 2017

Margin In charge 7% and 11% IRR Guaranteed

The government restricts the margin for gas trading businesses a maximum of 7% of the price of gas in the upstream so as to reduce prices at the consumer level. During this time, the margin businesses is not limited to gas trading.

Conditions margin gas trading businesses will be regulated in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM). At present, such a regulation is still in the process of finalization. In addition to regulating the entrepreneur's margin or gas trader, the regulation will also ensure the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) of approximately 11% for gas traders who build the gas pipeline infrastructure.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gede Nyoman Puja said it guarantee gas traders obtain appropriate return on investment of around 11% in order to contribute to building a gas pipeline infrastructure. "IRR of 11% was already extraordinarily high," said Wiratmaja Tuesday [4/4).

In addition to the IRR, the Ministry of Energy and Mineral Resources will establish the commercial margin of about 7%. According to him, the new formula will drop-off rates of gas through pipelines or toll fee and margin trade will be regulated in the Regulation of the Minister.

Another component that also set in the beleid the gas pipeline for Economic age distribution to existing and new pipes for 15 years. In addition, the volume of gas used in accordance with the allocation or 60% of the original design capacity greater distribution pipes.

Assumptions gas trading margin of 7% that was already includes commodity management costs, marketing costs, and customer management, risk costs and commercial margins. When the distribution of gas through two fully commercial business entities to reach the final consumer, commercial costs of 7% is shared by both the enterprise.

Wiratmaja explained, the implementation of a regulation that would not conflict with the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 6/2016 on Procedures for Determination of Gas Allocation. According to him, gas traders must remain committed to building infrastructure despite margin and IRR will be regulated by the government.

He added that the duration of a relatively short gas allocation can not be a reason for the low contribution in building the infrastructure of gas traders. According to him, the gas allocation will be adjusted to the age of each oil and gas field. Furthermore, if the field is no longer able to supply gas, the government will find gas and other sources. Gas supply from any source, can be done with the availability of infrastructure.

'The allocation depends on the pitch, to this extent, distribution pipes could be from anywhere, not from a single source. Here depleted, can use LNG / natural gas liquids. Here the gas runs out, it can be something else. "

REASONABLE PRICE

    Earlier, Minister Ignasius Jonan said gas prices were reasonable set based on the capacity and investment incurred. With such an arrangement, Jonan calls, gas prices can be reduced to 10%. Industrial consumers of electricity sector also can obtain lower prices.

"That is only natural. With it should price can go down maybe 5% -10% he said.

    Meanwhile, Chairman of Indonesia Natural Gas Traders Association (INGTA) Sabrun Jamal admitted that during the last 3 years of gas infrastructure does not increase significantly. Gas trader contribution in building the gas pipeline is still low because it does not guarantee the supply and upstream due to the duration of gas allocations are getting shorter.

    Sabrun said, the government has slashed the allocation duration or gas sales starting 2008. The contract duration that originally guaranteed for 10 years gradually fall to 5 years, 3 years, and now the provisions for updates every 1 year. Therefore, he considered, the determination of the lower margin makes gas downstream businesses increasingly difficult to survive.

    Sabrun claim, gas traders currently only gained 7.2% margin of the upstream gas price used for operating costs, investment, and margins are thin. Meanwhile, about 92.8% is a component of the cost price of the upstream gas and gas transportation costs to be paid to producers of gas and gas transportation permit holder.

IN INDONESIAN

Margin Di Tetapkan7% & IRR Dijamin 11%

Pemerintah membatasi margin bagi pelaku usaha niaga gas maksimal 7% dari harga gas di hulu sehingga dapat menekan harga di tingkat konsumen. Selama ini, margin pelaku usaha niaga gas tidak dibatasi.

Ketentuan margin pelaku usaha niaga gas itu akan diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Saat ini, beleid tersebut masih dalam proses finalisasi. Selain mengatur soal margin pelaku usaha atau pedagang gas, regulasi itu juga akan menjamin rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) sekitar 11% bagi pedagang gas yang membangun infrastruktur pipa gas.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gede Nvoman Wiratmaja Puja mengatakan, pihaknya menjamin pedagang gas mendapatkan pengembalian investasi yang sesuai yakni sekitar 11% agar turut berkontribusi membangun infrastruktur pipa gas. "IRR 11% itu sudah luar biasa tinggi,” kata Wiratmaja, Selasa [4/4).

Selain IRR, Kementerian ESDM pun akan menetapkan margin niaga sekitar 7%. Menurutnya, nantinya formula baru tarif penghantaran gas melalui pipa atau toll fee dan margin niaga akan diatur dalam Peraturan Menteri ESDM.

Komponen lain yang turut diatur dalam beleid tersebut yakni umur ke ekonomian pipa gas distribusi eksis dan pipa baru selama 15 tahun. Selain itu, volume gas yang digunakan sesuai dengan alokasi atau 60% dari kapasitas desain awal pipa distribusi yang lebih besar.

Asumsi margin niaga gas sebesar 7% itu pun telah mencakup biaya pengelolaan komoditas, biaya pemasaran, dan pengelolaan pelanggan, biaya risiko, dan margin niaga. Bila penyaluran gas melalui dua badan usaha niaga berfasilitas untuk menyentuh konsumen akhir, biaya niaga sebesar 7% dibagi oleh kedua badan usaha tersebut.

Wiratmaja menjelaskan, pemberlakuan beleid itu tidak akan bertentangan dengan Peraturan Menteri ESDM No. 6/2016 tentang Tata Cara Penetapan Alokasi Gas. Menurutnya, pedagang gas harus tetap memiliki komitmen untuk membangun infrastruktur meskipun nantinya margin dan IRR diatur oleh pemerintah.

Dia menambahkan, durasi alokasi gas yang relatif pendek tidak dapat dijadikan alasan rendahnya kontribusi pedagang gas dalam membangun infrastruktur. Menurutnya, alokasi gas akan disesuaikan dengan umur tiap-tiap lapangan migas. Lagi pula, bila lapangan tersebut tidak lagi bisa menyuplai gas, pemerintah akan mencarikan gas dan sumber lain.  Penyaluran gas dari sumber mana pun, bisa dilakukan dengan tersedianya infrastruktur.

‘Alokasi tergantung lapangannya, kalau begini, pipa distribusi bisa dari mana-mana, tidak dari satu sumber. Di sini habis, bisa mengunakan LNG/gas alam cair. Di sini gas habis, bisa yang lain.”

HARGA WAJAR 

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, harga gas yang wajar ditetapkan berdasarkan kapasitas dan investasi yang dikeluarkan. Dengan pengaturan tersebut, Jonan menyebut, harga gas bisa ditekan hingga 10%. Konsumen yang berasal dari industri juga sektor ketenagalistrikan bisa memperoleh harga yang lebih rendah.

“Yang wajar saja. Dengan itu mestinya harganya bisa turun mungkin 5 %-10%   katanya.

Sementara itu, Ketua Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) Sabrun Jamal mengakui bahwa selama 3 tahun terakhir infrastruktur gas tidak bertambah secara signifikan. Kontribusi pedagang gas dalam membangun pipa gas masih rendah karena tidak terjaminnya pasokan dan hulu akibat durasi alokasi gas yang semakin pendek.

Sabrun menuturkan, pemerintah telah memangkas durasi alokasi atau jual beli gas mulai 2008. Durasi kontrak yang semula dijamin selama 10 tahun berangsur turun menjadi 5 tahun, 3 tahun, dan kini menjadi ketentuan pembaruan setiap 1 tahun. Oleh karena itu, dia menganggap, penetapan margin yang lebih rendah justru membuat pelaku usaha hilir gas semakin sulit bertahan.

Sabrun mengklaim, saat ini pedagang gas hanya memperoleh margin 7,2% dari harga gas hulu yang digunakan untuk biaya operasi, investasi, dan margin yang tipis. Sementara itu, sekitar 92,8% merupakan komponen biaya harga gas hulu dan biaya transportasi gas yang harus dibayar ke produsen gas serta pemegang izin transportasi gas. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Apr, 5, 2017

Commission Investigates Alleged Violation

Business Competition Supervisory Commission investigate alleged violations of unfair competition related to the sale of gas by PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Gas price is overvalued by among businessmen allegedly associated with monopolistic practices so that businesses do not have to buy gas alternative.

It was announced by Chairman of the Business Competition Supervisory Commission (KPPU) Syarkawi Rauf in Jakarta, Tuesday (4/4). "The investigation Commission based on a report related business operators of gas price fixing which was considered too high," said Syarkawi.

Statements related businesses in gas prices in North Sumatra, the Commission conducted an investigation to find two items of evidence. "There are allegations of monopolistic practices by setting the selling price is too high," he said.

Syarkawi added, reports from business operators, the selling price of gas reached 14.8 US dollars per million metric British thermal unit (MMBTU). The report was based on the events of 2015 and reported to the Commission in 2016 ago.

The Commission will hold a series of trials with the reported party, namely PT Perusahaan Gas Negara (PGN). In the trial, PT PGN will submit a report alleged violations related response of businesses to the Commission.

If the reported rejects alleged infringement, reported party must submit evidence, expert witnesses, and evidence of instructions to strengthen the dispute.

Related cases of alleged infringement, PT PGN corporate secretary Heri Yusup said that it was up to the Commission's processes "We follow the applicable rules and subject to the rules," he said. He has not known the trial schedule to be held on the Commission's "I do not know technically," he said.

According to Heri, the issue of high gas prices assessed not only associated with PT PGN, as many stakeholders involved in the distribution chain of gas. Rules governing the gas business too much.

IN INDONESIAN

KPPU Selidiki Dugaan Pelanggaran

Komisi Pengawas Persaingan Usaha menyelidiki dugaan pelanggaran persaingan usaha yang tidak sehat terkait penjualan gas oleh PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Harga jual gas yang dinilai terlalu tinggi oleh kalangan pelaku usaha diduga terkait dengan praktik monopoli sehingga pelaku usaha tidak memiliki alternatif untuk membeli gas.

Hal itu disampaikan Ketua Komisi Pengawas Persaingan Usaha (KPPU) Syarkawi Rauf di Jakarta, Selasa (4/4). ”Penyelidikan KPPU didasarkan pada laporan pelaku usaha terkait penetapan harga gas yang dinilai terlalu tinggi,” kata Syarkawi.

Atas laporan pelaku usaha terkait harga jual gas di Sumatera Utara itu, KPPU melakukan penyelidikan untuk menemukan dua alat bukti. ”Ada dugaan praktik monopoli dengan menetapkan harga jual yang terlalu tinggi,” katanya.

Syarkawi menambahkan, dari laporan pelaku usaha itu, harga jual gas mencapai 14,8 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU). Laporan itu didasarkan pada peristiwa tahun 2015 dan dilaporkan ke KPPU pada 2016 lalu.

KPPU akan menggelar serangkaian persidangan dengan pihak terlapor, yaitu PT Perusahaan Gas Negara (PGN). Dalam proses persidangan, PT PGN akan menyampaikan tanggapan terkait laporan dugaan pelanggaran dari pelaku usaha ke KPPU tersebut. 

Jika terlapor menolak dugaan pelanggaran itu, pihak terlapor harus menyampaikan bukti-bukti, saksi ahli, dan bukti petunjuk untuk memperkuat bantahan. 

Terkait kasus dugaan pelanggaran itu, Sekretaris Perusahaan PT PGN Heri Yusup mengungkapkan, pihaknya menyerahkan proses tersebut kepada KPPU ”Kami ikuti aturan yang berlaku dan tunduk pada aturan,” katanya. Ia juga belum mengetahui jadwal sidang yang akan digelar KPPU ”Saya belum tahu teknisnya,” ujarnya.

Menurut Heri, persoalan harga gas yang dinilai tinggi tidak hanya terkait dengan PT PGN karena banyak pemangku kepentingan yang terlibat dalam mata rantai distribusi gas. Aturan yang mengatur masalah bisnis gas juga banyak.

Kompas, Page-20, Wednesday, Apr, 5, 2017

Loss to follow-on session PGN Prime

Alleged Monopoly Gas Prices

PT PGN absent in the preliminary trial Business Competition Supervisory Commission related to the alleged monopoly of industrial gases in North Sumatra. The trial with the case number 09 / KPPU-L / 2016, which is scheduled for Tuesday (4/4), starting at 14:00 pm, it can not be held given the clerk of the trial did not confirm the presence of the gas company.

Chairman of the Business Competition Supervisory Commission (KPPU) Syarkawi Rauf deplored PGN steps that are not present in the preliminary hearing has been scheduled by the Commission. In fact, the company attended the trial can hear what the indictment Commission. In procedural law at the Commission, if the three callings reported did not show good faith, or not present at the hearing, the Commission will submit it to the police.

"No cooperative named. According to reports, nor is there any proposed rescheduling reported, "he said, Tuesday (4/4).

The case stems and public reports on the alleged unilateral PGN pricing in North Sumatra region. The Commission initiated an investigation of monopolistic practices in the period from 2014 to 2015. In her search, PGN allegedly violated Article 17 of Law No. 5 of 1999 on the prohibition of Monopolistic Practices and Unfair Business Competition. Article 17 speaks about a monopoly, which prohibits businesses from controlling the production and or marketing of goods and or services which may result in monopolistic practices and or unfair business competition.

Syarkawi said the growing investigation into the trial after investigators found two items of evidence. According to the report, PGN fixing high prices in eight areas, reaching US $ 14 per MMBtu.

"In substance, I as Chairman of the Commission can not talk anymore. However, procedurally could certainly respond to how the trial process, "he added.

Meanwhile, until 16.00 pm, the Commission did not receive an explanation of the reported. R. Dendy Sutrisno, Head of Public Relations Commission, said it would reschedule the preliminary hearing of this case.

Meanwhile, the Corporate Secretary of PT PGN Tbk., Heri Yusup, did not respond when contacted. Separately, Marketing Director Danny Praditya PGN refused to give an answer related to absent reported in the trial that was held KPPU.

PRICE REDUCTION

Meanwhile, from Medan, North Sumatra, industrial gas users in North Sumatra start enjoying the fall in prices of US $ 12.22 per MMBtu to $ 9.95 per MMBtu, apply for a cooperation agreement in February 2017. Meanwhile, the overpayment in February and March 2017 will be accounted for in the next gas payment.

This was stated by Head Area Sales PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Saeful Hadi field. "It is final and entered into force in February 2017. It has been in operation starting this month. We will enforce restitution. But now the price reduction applies because the source is not and LNG regasification Arun but Block NSO and Wampu well, "said Saeful.

Furthermore, he argues, if the gas is still sourced from LNG regasification Arun, it is difficult to lower gas prices for industry. Earlier, the price reduction plan initiated after the release of the Minister of Energy and Mineral Resources Ministry 434 K / 12 / MEM / 2017 on February 13, 2017 on Natural Gas Prices for Industry in Medan and surrounding areas.

In this decision, has pressed the upstream gas, namely PT Pertamina and its affiliates with producer Pertamina Hulu Energi NSO block of US $ 7.85 per MMBtu to $ 6.95 per MMBtu plus 1% ICP. The volume of gas sold 4.7 BBTUD.

In addition, PGN with producer Pertamina EP to US $ 6.82 per MMBtu plus 1% ICP price of US $ 8.24 per MMBtu. Volume reached 4.8 BBFUD. Last PGN from producer Triangle Pase Inc. to US $ 6,9S per MMBtu plus 1% ICP and US $ 7.85 per MMBtu. Volume 3 BBtud.

For distribution of gas through pipelines, Pertamina rates with PHE manufacturers NSO Arun Belawan transmission segment to US $ 1.88 per mscf from $ 2.78 per MSCF. In addition, Pertamina EP segment transmission rates Pangkalan Susu-Wampu also lowered to US $ 0.8 per mscf of US $ 0.92 per MSCF. Also, PGN rates with manufacturers Triangle Pase Inc. Arun Belawan transmission segment to US $ 1.88 per MSCF.

Meanwhile, PGN distribution costs were found to be US $ 0.9 per M3 of US $ 1.35 per m3. This decision applies retroactively from 1 February 2017. Although prices have started to fall, Chairman of the Association Gas Users (Apigas) Johan Sumatra Brien assessing the price reduction does not match the quality or calories.

He specifies that the price for industrial gases with the calorie content of 22.64 m3 in 1 MMBtu from the previous 25.65 m3 per MMBtu. "If the caloric content as it is, we reckon the price could even go back to US $ 8.7 per MMBtu. We are waiting for the realization of price reduction in accordance with Decree Minister. There must be no loss of quality, "he said.

IN INDONESIAN

PGN Mangkir di Sidang Perdana

Dugaan Monopoli Harga Gas

PT PGN mangkir dalam persidangan pendahuluan Komisi Pengawas Persaingan Usaha terkait dengan dugaan monopoli gas industri di Sumatra Utara. Persidangan dengan nomor perkara 09/ KPPU-L/2016, yang dijadwalkan Selasa (4/4), mulai pukul 14.00 WIB, tidak dapat digelar mengingat panitera sidang tidak mendapatkan konfirmasi kehadiran perusahaan gas tersebut.

Ketua Komisi Pengawas Persaingan Usaha (KPPU) Syarkawi Rauf menyayangkan langkah PGN yang tidak hadir dalam persidangan pendahuluan yang telah dijadwalkan oleh Komisi. Padahal, dengan menghadiri persidangan perseroan dapat mendengar apa yang menjadi dakwaan KPPU. Dalam hukum acara di KPPU, jika dalam tiga kali pemanggilan terlapor tidak menunjukkan iktikad baik, atau tidak hadir dalam persidangan, Komisi akan menyerahkannya ke pihak kepolisian.

“Tidak kooperatif namanya. Menurut laporan, juga tidak ada penjadwalan ulang yang diajukan terlapor,” tuturnya, Selasa (4/4).

Perkara itu bermula dan laporan masyarakat atas dugaan penetapan harga sepihak PGN di wilayah Sumatra Utara. Komisi memulai investigasi praktik monopoli pada kurun 2014-2015. Dalam penelusurannya, PGN diduga melanggar Pasal 17 Undang-Undang Nomor 5 Tahun 1999 tentang larangan Praktek Monopoli dan Persaingan Usaha Tidak Sehat. Pasal 17 berbicara soal monopoli, yang melarang pelaku usaha melakukan penguasaan atas produksi dan atau pemasaran barang dan atau jasa yang dapat mengakibatkan terjadinya praktik monopoli dan atau persaingan usaha tidak sehat.

Syarkawi mengatakan meningkatnya penyelidikan menjadi persidangan setelah investigator menemukan dua alat bukti. Berdasarkan laporan, PGN melakukan penetapan harga jual yang tinggi di delapan area, mencapai US$14 per MMBtu.

“Secara substansi, saya sebagai Ketua KPPU tidak bisa bicara lagi. Akan tetapi, secara prosedural tentu bisa menanggapi bagaimana proses persidangan,” tambahnya.

Sementara itu, hingga pukul 16.00 WIB, KPPU tidak mendapat penjelasan dari terlapor. Dendy R. Sutrisno, Kepala Bagian Hubungan Masyarakat KPPU, mengatakan akan menjadwalkan ulang persidangan pendahuluan perkara ini.

Sementara itu, Sekretaris Perusahaan PT PGN Tbk., Heri Yusup, tidak menjawab saat dihubungi. Terpisah, Direktur Pemasaran PGN Danny Praditya menolak untuk memberi jawaban terkait mangkirnya terlapor dalam persidangan yang digelar KPPU.

PENURUNAN HARGA

Sementara itu, dari Medan, Sumatra Utara, industri pengguna gas di Sumut mulai menikmati penurunan harga dari US$12,22 per MMBtu menjadi US$9,95 per MMBtu, berlaku untuk perjanjian kerja sama per Februari 2017. Adapun, kelebihan pembayaran pada Februari dan Maret 2017 akan diperhitungkan untuk pembayaran gas pada bulan selanjutnya.

Hal tersebut dikemukakan oleh Sales Head Area PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Medan Saeful Hadi. “Sudah final dan diberlakukan per Februari 2017. Sudah beroperasi mulai bulan ini. Kami akan berlakukan restitusi. Tapi saat ini penurunan harga berlaku karena sumbernya bukan dan LNG regasifikasi Arun tapi Blok NSO dan sumur Wampu,” jelas Saeful.

Lebih lanjut, dia mengemukakan, jika gas masih bersumber dari LNG regasifikasi Arun, sulit untuk menurunkan harga gas untuk industri. Sebelumnya, rencana penurunan harga tersebut terjadi pasca Kementerian ESDM merilis Keputusan Menteri No.434 K/ 12/ MEM/2017 pada 13 Februari 2017 tentang Harga Gas Bumi untuk Industri di Medan dan sekitarnya.

Dalam keputusan tersebut, has gas hulu ditekan, yakni dari PT Pertamina dan afiliasinya dengan produsen Pertamina Hulu Energi Blok NSO dari US$7,85 per MMBtu menjadi US$6,95 per MMBtu plus 1% ICP. Volume gas dijual yakni 4,7 BBTUD.

Selain itu, dari PGN dengan produsen Pertamina EP menjadi US$6,82 per MMBtu plus 1% ICP dari harga US$8,24 per MMBtu. Volumenya mencapai 4,8 BBFUD. Terakhir PGN dari produsen Triangle Pase Inc. menjadi US$6,9S per MMBtu plus 1% ICP dan US$7,85 per MMBtu. Volumenya 3 BBtud.

Untuk penyaluran gas melalui pipa, tarif Pertamina dengan produsen PHE NSO ruas transmisi Arun-Belawan menjadi US$1,88 per Mscf dari US$2,78 per Mscf. Selain itu, tarif Pertamina EP ruas transmisi Pangkalan Susu-Wampu juga diturunkan menjadi US$0,8 per Mscf dari US$0,92 per Mscf. Pun, tarif PGN dengan produsen Triangle Pase Inc ruas transmisi Arun-Belawan menjadi US$1,88 per Mscf.

Sementara itu, biaya distribusi PGN ditemukan menjadi US$0,9 per m3 dari US$1,35 per m3. Keputusan ini berlaku surut sejak 1 Februari 2017. Kendati harga sudah mulai turun, Ketua Asosiasi Pengusaha Pemakai Gas (Apigas) Sumut Johan Brien menilai penurunan harga tersebut tidak sesuai dengan kualitas atau kalori.

Dia merinci, harga tersebut untuk gas industri dengan kandungan kalori 22,64 m3 dalam 1 MMBtu dari sebelumnya 25,65 m3 per MMBtu. “Kalau kandungan kalorinya seperti itu, kami memperhitungkan bahkan harganya bisa kembali menjadi US$8,7 per MMBtu. Kami menunggu realisasi penurunan harga sesuai Keputusan Menteri ESDM. Jangan sampai ada penurunan kualitas,” ucapnya. 

Bisnis Indonesia, Page-11, Wednesday, Apr, 5, 2017

Total EP and Pertamina Not Agree About Stocks

Jonan lgnasius EMR Minister is scheduled to meet the CEO of Total EP Patrick Pouyanne

Until now, Total E & P Indonesie has not also take a stand on bid Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan to acquire a participating interest (PI) alias stake in the Mahakam block by 39%. This figure is greater than ever before which is only 30%.

Media Relations Department Head Total EP Kris Hartadi revealed, Total E & P Indonesie and Pertamina has yet to discuss business issues in the Mahakam block.

"I understand that to this day has not lasted talks on B to B," says Kris

Unlike before, the government revised the management of the Mahakam block. If the previous government decided Pertamina acquire 100% stake in the Mahakam block and 10% must be submitted to the Regional Government of East Kalimantan and a maximum of 30% can be offered Pertamina EP Total and Inpex Corp., now changed.

Minister Jonan offer a greater share to Total E & P Indonesie. They can be the operator together with Pertamina in the block. The goal for the Mahakam production did not drop. Therefore, looking at the performance, it only able to drill 8 wells per year, while Total E & P drilled 100 wells with a budget of US $ 2.3 billion to $ 2.5 billion.

Minister of Energy and Mineral Resources will hold talks with Total E & P Indonesie and Pertamina this week. The meeting agenda is in line with Total E & P CEO Patrick Pouyanne in Jakarta. Moreover, some time ago the President of France Francois Hollande also visited Indonesia and cooperation in the field of renewable energy.

   But, Syamsu Alam, Director of Pertamina Hulu claimed up to now there is no agenda for the meeting between Pertamina and Total E & P Indonesie discuss the Mahakam block. None of the agenda related stocks Mahakam block, "he said.

Syamsu Alam said the Minister did not even require Pertamina took off again in the Mahakam block shares to Total. "I think the Minister Ignasius Jonan also do not deliver must be 39%," he said.

Head of Communications, Public Information Services, and Cooperation Ministry of Energy, Sujatmiko claimed not to know the agenda of the meeting. "I have not been able to information updated," said Sujatmiko.

When this has been done bridging agreement and funding agreement signed by Pertamina, Total and Inpex. With the signing, the parties are committed to make the transition of post operator in 2017. Meanwhile, Denie S. Tampubolon Senior Vice President of Upstream Business Development Pertamina said that with the signing of agreements and funding agreement bridging agreement, Pertamina can invest for drilling.

IN INDONESIAN

Total EP dan Pertamina Belum Sepakat Soal Saham

Menteri ESDM lgnasius Jonan dijadwalkan bertemu CEO Total EP Patrick Pouyanne

Hingga kini, Total E&P Indonesie masih belum juga menentukan sikap atas tawaran Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan untuk memperoleh participating interest (PI) alias saham di Blok Mahakam sebesar 39%. Angka ini lebih besar dibandingkan sebelumnya yang hanya 30%.

Media Relations Department Head Total EP Kristanto Hartadi mengungkapkan, Total E&P Indonesie dan Pertamina sampai saat ini belum membicarakan masalah bisnis di Blok Mahakam. 

"Setahu saya sampai hari ini belum berlangsung pembicaraan B to B," kata Kristanto 

Berbeda dengan sebelumnya, pemerintah merevisi pengelolaan Blok Mahakam. Jika sebelumnya, pemerintah memutuskan Pertamina mendapatkan 100% saham di Blok Mahakam dan 10% harus diserahkan ke Pemerintah Daerah Kalimantan Timur dan maksimal sebesar 30% bisa ditawarkan Pertamina ke Total EP dan Inpex Corp, kini berubah.

Menteri Jonan menawarkan saham yang lebih besar ke Total E&P Indonesie. Mereka bisa menjadi operator bersama dengan Pertamina di blok tersebut. Tujuannya agar produksi Mahakam tidak turun. Sebab, melihat kinerja, Pertamina hanya mampu mengebor 8 sumur per tahun, adapun Total EP mengebor 100 sumur dengan anggaran US$ 2,3 miliar-US$ 2,5 miliar.

Menteri ESDM akan melakukan pembicaraan dengan Total E&P Indonesie dan Pertamina pekan ini. Pertemuan sejalan dengan agenda CEO Total EP Patrick Pouyanne di Jakarta. Apalagi beberapa waktu lalu Presiden Prancis Francois Hollande juga sudah berkunjung ke Indonesia dan melakukan kerjasama di bidang energi baru terbarukan. 

  Tapi, Syamsu Alam, Direktur Hulu Pertamina mengaku hingga saat ini belum ada agenda pertemuan antara Pertamina dengan Total E&P Indonesie yang membahas Blok Mahakam. Tidak ada agenda terkait saham Blok Mahakam," tegasnya.

Syamsu Alam mengungkapkan, Menteri ESDM malah tidak mengharuskan Pertamina melepas lagi saham Blok Mahakam ke Total. "Saya kira Menteri Ignasius Jonan juga tidak menyampaikan harus 39%,"katanya.

Kepala Biro Komunikasi, Layanan Informasi Publik, dan Kerjasama Kementerian ESDM, Sujatmiko mengaku belum mengetahui agenda pertemuan tersebut. "Saya belum dapat info ter-update," ujar Sujatmiko.

Saat ini yang telah dilakukan bridging agreement dan funding agreement  yang ditandatangani Pertamina, Total dan Inpex. Dengan tandatangan itu, para pihak berkomitmen menjadikan peralihan operator pasca tahun 2017. Sementara itu, Denie S. Tampubolon, Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina bilang dengan ditandatanganinya perjanjian bridging agreement dan funding agreement, Pertamina bisa berinvestasi untuk melakukan pengeboran.

Kontan, Page-14, Tuesday, April, 4, 2017

Regent Collect sub-district village chief Jenu

Allegedly Related to Oil Refinery Project

The whole village chief (village head) in the district gathered at the home office Jenu Tuban Regent Fath Huda, Monday (3/4). The closed meeting, which lasted an initial preparations related to the planned establishment of an oil refinery project in District Jenu.

"Do not let the people affected to be a burden to their projects," said Regent. The project should be the welfare of the surrounding community. For that, he hopes that people affected are not mere spectators. "This project should be the welfare of the people," added Fath Huda.

Meanwhile, as mentioned issues related to the conflict between camat Jenu and village heads as a result of disagreements addressing this project, Regent Fath Huda denied this. Only, Regent acknowledged that there should be harmonization between the sub-district with the village chief to reduce poverty in the region.

"The mayor should be proactive, project affected people should be a top priority. Lest there Jenu unemployment," he concluded.

IN INDONESIAN

Bupati Kumpulkan Kades se-Kecamatan Jenu

Diduga Terkait Proyek Kilang Minyak

Seluruh Kepala Desa (Kades) yang ada di Kecamatan Jenu dikumpulkan di rumah dinas Bupati Tuban Fathul Huda, Senin (3/4). Pertemuan yang berlangsung tertutup tersebut merupakan persiapan awal terkait adanya rencana pendirian proyek kilang minyak di Kecamatan Jenu.

"Jangan sampai masyarakat yang terdampak menjadi beban dengan adanya proyek," Kata Bupati. Proyek tersebut harusnya dapat mensejahterakan masyarakat sekitar. Untuk itu, ia berharap agar masyarakat terdampak tidak hanya menjadi penonton. "Proyek ini harus menyejahterakan rakyat," tambah Fathul Huda.

Sementara itu, saat disinggung terkait isu konflik antara camat Jenu dan kepala desa akibat perbedaan pendapat menyikapi proyek ini, Bupati Fathul Huda membantahnya. Hanya saja, Bupati mengakui bahwa masih harus ada harmonisasi antara pihak Kecamatan dengan para Kepala Desa untuk mengentaskan kemiskinan di kawasan tersebut.

"Kepala Desa harus proaktif, masyarakat terdampak proyek harus menjadi prioritas utama. jangan sampai ada pengangguran di Jenu," pungkasnya.

Harian Bangsa, Page-9, Tuesday, April, 4, 2017

REFINERY IS NOT READY

Fuel Standard Euro 4

The Ministry of Energy and Mineral Resources confirms that the application of fuel standard Euro 4 need to wait for the readiness of oil refineries in the country to be able to produce these specifications. Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gede Nyoman Wiratmaja Puja says, every fuel oil (BBM) which is marketed must comply with the specifications set out by the Directorate General of Oil and Gas, Ministry of Energy and Mineral Resources.

He assessed the implementation of Euro 4 fuel standards need to consider the ability of the oil refineries in the country. National oil refinery today, not yet ready to support implementation of the fuel standard Euro 4. Therefore, plan drafting regulations on the obligation of Euro 4 fuel consumption remains to be adjusted to the ability of refineries in the country.

"The Euro 4, if issued specifications can still be, but its implementation must await the refineries we are ready," he said

He explained that the refineries in the country is only able to produce fuel standard Euro 4 in 2023. Currently, PT Pertamina currently revitalizing four refineries and two new refinery projects. Refinery capacity building project that is Cilacap, Balikpapan refinery, refinery Balongan and Dumai Refinery. Meanwhile, two new refineries are built with the assignment scheme Tuban and Bontang refinery with a capacity of 300,000 barrels each per day (bpd).

Balikpapan refinery is projected to produce fuel of Euro 4 in 2019. Then, proceed with the Cilacap refinery, refinery Balongan refinery in Tuban, Bontang and Dumai Refinery. "The refinery will be ready in 2023 for everything. Then gradually may still be, "he said.

Environment and Forests Minister Siti Nurbaya recently issued a regulation which LHK Ministerial Regulation No. 20/2017 on the Application of Standards of Quality of Emission Vehicle. Meanwhile, through the regulation of motor vehicles compulsory use of fuel with Euro 4 emission standards which have sulfur levels that can be tolerated no more than 50 parts per millar (ppm), which is to octane (research octane number / RON) 92

IN INDONESIAN

KILANG BELUM SIAP

Kementerian ESDM menegaskan bahwa penerapan bahan bakar minyak berstandar Euro 4 perlu menunggu kesiapan kilang minyak di dalam negeri untuk mampu menghasilkan spesifikasi tersebut. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gede Nyoman Wiratmaja Puja mengatakan, setiap bahan bakar minyak (BBM) yang dipasarkan harus mengikuti spesifikasi yang ditetapkan dari Ditjen Minyak dan Gas Bumi, Kementerian ESDM.

Dia menilai, penerapan standar BBM Euro 4 perlu mempertimbangkan kemampuan kilang minyak di Tanah Air. Kilang minyak nasional saat ini, belum siap mendukung penerapan standar BBM Euro 4. Oleh karena itu, rencana penyusunan regulasi tentang kewajiban pemakaian BBM Euro 4 tetap harus disesuaikan dengan kemampuan kilang di dalam negeri.

“Yang Euro 4, kalau mengeluarkan spesifikasi masih bisa, tetapi implementasinya mesti menunggu kilang-kilang

kita siap,” ujarnya

Dia menjelaskan, kilang di dalam negeri hanya mampu memproduksi BBM standar Euro 4 pada 2023. Saat ini, PT Pertamina sedang merevitalisasi empat kilang dan dua proyek kilang baru. Proyek peningkatan kapasitas kilang yaitu Kilang Cilacap, Kilang Balikpapan, Kilang Balongan, dan Kilang Dumai. Sementara itu, dua kilang baru yang dibangun dengan skema penugasan yakni Kilang Tuban dan Kilang Bontang dengan kapasitas masing-masing 300.000 barel per hari (bph).

Kilang Balikpapan diproyeksi akan menghasilkan BBM Euro 4 pada 2019. Kemudian, dilanjutkan dengan Kilang Cilacap, Kilang Balongan, Kilang Tuban, Kilang Bontang dan Kilang Dumai. “Kilang itu akan siap 2023 untuk semuanya. Kalau bertahap mungkin masih bisa,” katanya. 

Menteri Kehutanan dan Lingkungan Hidup Siti Nurbaya mengeluarkan beleid baru yakni Peraturan Menteri LHK No. 20/2017 tentang Penerapan Baku Mutu Emisi Kendaraan. Adapun, melalui aturan tersebut kendaraan bermotor Wajib menggunakan bahan bakar dengan standar emisi Euro 4 yakni memiliki kadar sulfur yang bisa ditolerir tidak lebih dari 50 part per millar (ppm) yakni dengan kadar oktan (research octane number/RON) 92

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, April, 4, 2017

Coming to Mega Development Projects Oil Refinery, Regent Call Around the Village Head

Tuban Regent Haji Fath Huda warning to all elements of the relevant institutions, including the entire village chief in the District Jenu before the start of construction of mega refinery project in order to promote harmonization. Oil refineries in question is owned by PT Pertamina and Rosneft Oil Company of Russia, which is planned to be established in District Jenu Tuban and begin construction in mid-2017.

Regent Huda yesterday summoned 15 Head of Village in the District Jenu in home offices to prevent conflict between the village administration. "This is the first step to greet refineries in District Jenu," said Regent H Fath Huda after the meeting in the complex Pendapa/Hall Activities of Manunggal Tuban (3/4).

On the occasion, the former coal producers before served as Regent of Tuban hopes, with the presence of multi-national projects in the region, will be able to improve the welfare of its citizens whose age was productive. And minimize casualties, especially the residents affected by the project plant with the capacity of 320 thousand barrels per day (bpd).

Related workforce, Regent Fath also asked all citizens to record a proactive village chief. The target of all citizens must be involved in the project according to his skill, except those suffering from mental illnesses.

On the occasion, 15 Head of Village only be accompanied by a member of Commission A DPRD Tuban Fikroni Fahmi. Camat usually accompany the media covered the meeting. Being asked whether there was friction between the village chief with camat, Regent Fath denied. "This meeting is the focus of the village chief, if camat there will be further meetings,".

Village Head Socorejo Arief as confirmed also reluctant to open about the alleged conflict involving the government district. This young man confirmed that only concentrate on preparatory meeting labor Tuban refinery and Industrial Zone (KIT). "Once active KIT and refinery projects targeted number of unemployed in the District Jenu be zero percent," he said.

Fahmi Fikroni also do not want to discuss too deeply about the alleged dispute with the Head Village Head Jenu Kasmoeri. In front of the media, the manager's Persatu Tuban just smiled. "I find info coup camat instead of media friends, and not know anything," said Fahmi Fikroni.

Prior to the meeting between the Regent Fath with 15 sub-district village chief quickly Jenu already rumors of internal conflicts in the government district. Initial information received if subdistrict Jenu not dislodged from office, the village head threatening to disrupt the activities of oil refinery joint venture between Rosneft Oil Company Pertamina is scheduled to stand in the District of Jenu Tuban.

IN INDONESIAN

Jelang Pembangunan Mega Proyek Kilang Minyak, Bupati Panggil Seluruh Kepala Desa

Bupati Tuban Haji Fathul Huda memberikan peringatan kepada seluruh unsur Iembaga terkait, di antaranya seluruh Kepala Desa di Kecamatan Jenu menjelang dimulainya konstruksi pembangunan mega proyek kilang agar mengedepankan harmonisasi. Kilang minyak dimaksud adalah milik PT Pertamina dan Rosneft Oil Company asal Rusia yang rencananya akan didirikan di Kecamatan Jenu Kabupaten Tuban dan mulai pembangunannya pada pertengahan 2017. 

Bupati Huda kemarin memanggil 15 Kepala Desa di Kecamatan Jenu di rumah dinas untuk mencegah konflik antar pemerintahan desa. “Ini langkah awal untuk menyambut kilang pengolahan minyak di Kecamatan Jenu,” kata Bupati H Fathul Huda usai pertemuan di komplek Pendapa Krida Manunggal Tuban (3/4).

Pada kesempatan tersebut, mantan pengusaha batu bara sebelum menjabat sebagai Bupati Tuban ini berharap, dengan keberadaan proyek multi nasional di wilayahnya, nantinya dapat meningkatkan kesejahteraan warganya yang usianya produktif. Sekaligus meminimalisir korban, khususnya warga terdampak dari proyek kilang berkapasitas 320 ribu barrel per hari (Bph).

Terkait tenaga kerja, Bupati Fathul juga meminta semua Kepala Desa proaktif mendata warganya. Targetnya semua warga harus dilibatkan dalam proyek sesuai skill-nya, kecuali yang mengidap gangguan jiwa.

Dalam kesempatan tersebut, 15 Kepala Desa hanya didampingi oleh anggota Komisi A DPRD Tuban Fahmi Fikroni. Biasanya camat ikut mendampingi pertemuan tertutup media itu. Disinggung apakah sudah ada gesekan antara Kepala Desa dengan camat, Bupati Fathul menampiknya. “Pertemuan ini fokus Kepala Desa, kalau camat nanti ada pertemuan lanjutan,”.

Kepala Desa Socorejo Arief saat dikonfirmasi juga enggan terbuka soal dugaan konflik yang melibatkan pemerintah kecamatan. Pria muda ini membenarkan kalau pertemuan hanya konsentrasi pada persiapan tenaga kerja kilang dan Kawasan Industri Tuban (KIT). “Setelah aktifnya proyek KIT dan kilang minyak ditargetkan jumlah pengangguran di Kecamatan Jenu menjadi zero persen,” katanya.

Fahmi Fikroni juga tidak mau membahas terlalu dalam soal dugaan perselisihan Kepala Desa dengan Camat Jenu Kasmoeri. Di hadapan media, manajer Persatu Tuban ini hanya tersenyum. “Saya baru dapat info ada kudeta camat malah dari teman-teman media, dan belum tahu apa-apa,” kata Fahmi Fikroni.

Sebelum adanya pertemuan antara Bupati Fathul dengan 15 Kepala Desa se-Kecamatan Jenu sudah cepat beredar kabar terjadinya konflik di internal pemerintah kecamatan. Informasi awal yang diterima jika Camat Jenu tidak di copot dari jabatannya, Kepala Desa mengancam mengganggu kegiatan kilang minyak patungan antara Pertamina-Rosneft Oil Company yang rencananya berdiri di wilayah Kecamatan Jenu Tuban.

Bhirawa, Page-1, Tuesday, April, 4, 2017