Oil and Gas Company Wait for Gross Split Tax Regulation

The Indonesian Petroleum Association (IPA) states that tax-related regulations imposed in the production sharing contract (PSC) of gross split schemes need to be issued and implemented immediately. This is so that the implementation of gross split scheme can work well.

Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said after the issuance of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 52 of 2017 which is a similar beleid revision of gross split contracts, oil and gas companies are now awaiting regulations on taxation of gross split contracts this.

Not just publish, it hopes the government focus on the details of its implementation. This is necessary so that the business process on the oil and gas contract scheme gross split becomes more simple.

"IPA has also provided inputs to the government on tax regulations and facilities for the gross split system that are seen to improve the competitiveness of Indonesia's oil and gas industry at the international level," Marjolijn said in a short message in Jakarta on Monday (4/9).

She explained that the oil and gas industry needs a business climate that has high legal certainty and competitive fiscal provisions. Both of these have become very important today, with oil and gas companies significantly reducing capital spending and being highly selective in investing.

Marjolijn added that each block and oil and gas field has different characteristics, level of risk, and development and production challenges. Therefore, each block and oil and gas field may require different forms of contracts, fiscal provisions, and incentives. This is to ensure the development of an economical and competitive oil and gas project.

"In this regard, IPA sees positive changes in efforts to improve the competitiveness of Indonesia's oil and gas industry on the revision of the Ministerial Regulation on Gross Split issued by the government, "She said.

Some of these positive changes are the increase of several components of the split variable, the addition of the progressive split component in the form of gas prices and the increase of the existing component quantity, there is no additional split limit which can be given by the Minister of Energy and Mineral Resources, and the incentive given for further field development. Another thing is the choice of a contract form for a field whose contract is extended.

"This is important given the possibility of special matters in the extension that need to be discussed further between the Government and the Contractor," Marjolijn said.

However, in the end the investment decision is in each oil and gas company. Because investment decisions should be made based on the portfolio of investment opportunities that are owned and other strategic considerations. In line with Marjolijn, Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam expects oil and gas investment to improve after the issuance of the revised Ministerial Regulation on Gross Split.

"I have not read the details, but a glance better than before. Hopefully become more attractive for investors in conducting exploration activities, "he said.

As is known, Ministerial Regulation number 52/2017 was signed by the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan on August 29 last. As written in its consideration, the revised regulation is to increase investments in the upstream oil and gas sector. To comply with this regulation, the government also promised to issue tax regulations on gross split contracts.

"We hear the input whether this gross split tax system can be like Government Regulation number 27/2017 (revision of Government Regulation number 79/2010 on taxation cost recovery contract). Now we are formulating a new Government Regulation whose treatment is the same as Government Regulation number 27, "said Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar.

Investment Boost

In its official statement, Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan stated that the contract of oil and gas gross split scheme is the Government's efforts in responding to the current sluggish state of investment. Although many parties oppose the policy given oil and gas companies bear all the risks of upstream oil and gas projects.

"I know when we introduce this gross split the opposition must be a lot. Because, the risk is on their own (contractor). If the first risk to the state, "he added.

However, when using cost recovery contracts, the value of oil and gas exploration is not satisfactory. Proven reserves of oil and gas continue to decline from 2013 to 2016. In detail, petroleum reserves of 3.69 billion barrels in 2013 to 3.3 billion barrels in 2016. While gas reserves are reduced from 102 trillion cubic feet in 2013 to 101 trillion cubic feet.

Impact, oil and gas investment value continues eroded in that period. The national oil and gas investment that reached US $ 20.38 billion in 2013 was reduced to only US $ 11.58 billion. Therefore, the government needs to make different policies from the past.

"So if you want different results, what should be done differently," he said.

Until recently, only one oil and gas block contracted using a gross split scheme, the ONWJ Block managed by PT Pertamina Hulu Energi. After the contract was signed early in the year, this split block has been revised to be higher because to raise its economy, from 57.5% to 73.5% for oil and 62.5% to 81% for gas. Along with the split increase,

Pertamina Hulu Energi becomes more aggressive in investment.

IN INDONESIA

Perusahaan Migas Tunggu Peraturan Pajak Gross Split

Indonesian Petroleum Association (IPA) menyatakan peraturan terkait perpajakan yang dikenakan dalam kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) skema bagi hasil kotor (gross split) perlu segera diterbitkan dan diimplementasikan. Hal ini agar pelaksanaan skema gross split bisa berjalan baik.

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong menuturkan, setelah diterbitkannya Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No 52 Tahun 2017 yang merupakan revisi beleid serupa tentang kontrak bagi hasil kotor (gross split), perusahaan migas kini menunggu peraturan tentang perpajakan kontrak gross split ini.

Tidak sekadar menerbitkan, pihaknya berharap pemerintah fokus pada detail pelaksanaannya. Hal tersebut diperlukan sehingga proses bisnis pada kontrak migas skema gross split menjadi lebih sederhana. 

“IPA juga telah memberi masukan kepada pemerintah tentang peraturan dan fasilitas perpajakan bagi sistem gross split yang dipandang dapat meningkatkan daya saing industri migas Indonesia di tataran internasional,” kata Marjolijn dalam pesan singkat di Jakarta, Senin (4/9).

Dijelaskannya, industri migas membutuhkan iklim usaha yang memiliki kepastian hukum tinggi dan ketentuan fiskal yang kompetitif. Kedua hal ini menjadi sangat penting di masa kini, di mana perusahaan migas secara signifikan mengurangi belanja modal dan sangat selektif dalam melakukan investasi.

Ditambahkan Marjolijn, setiap blok dan lapangan migas memiliki karakteristik, tingkat risiko, serta tantangan pengembangan dan produksi yang berbeda. Karenanya, setiap blok dan lapangan migas ini bisa jadi membutuhkan bentuk kontrak, ketentuan fiskal, dan insentif yang berbeda pula. Hal ini untuk memastikan pengembangan proyek migas yang ekonomis dan kompetitif.

“Dalam kaitan itu, IPA melihat adanya perubahan-perubahan yang positif dalam usaha meningkatkan daya saing industri migas Indonesia

pada revisi Peraturan Menteri tentang Gross Split yang baru dikeluarkan pemerintah,” ujarnya.

Beberapa perubahan positif ini yakni adanya kenaikan besaran beberapa komponen variable split, penambahan komponen progressive split berupa harga gas dan kenaikan besaran komponen eksisting, tidak ada batasan tambahan split yang dapat diberikan Menteri ESDM, serta diberikannya insentif untuk pengembangan lapangan lanjutan. Hal lainnya adalah adanya pilihan bentuk kontrak untuk lapangan yang kontraknya diperpanjang.

“Hal ini penting mengingat kemungkinan terdapat hal-hal khusus dalam perpanjangan yang perlu dibicarakan lebih lanjut antara Pemerintah dan Kontraktor,” tutur Marjolijn.

Meski demikian, pada akhirnya keputusan investasi ada pada masing-masing perusahaan migas. Pasalnya, keputusan investasi harus dibuat berdasarkan portfolio peluang investasi yang dimiliki dan pertimbangan-pertimbangan strategis lainnya. Senada dengan Marjolijn, Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam berharap investasi migas bisa membaik setelah diterbitkannya revisi Peraturan Menteri tentang Gross Split. 

“Saya belum baca detail, tapi sekilas lebih baik dibandingkan sebelumnya. Mudah-mudahan menjadi lebih atraktif untuk para investor dalam melakukan kegiatan eksplorasi,” kata dia.

Seperti diketahui, Peraturan Menteri nomor 52/2017 ini ditandatangani oleh Menteri ESDM Ignasius Jonan pada 29 Agustus lalu. Sebagaimana tertulis dalam pertimbangannya, revisi peraturan ini dilakukan untuk meningkatkan investasi-investasi di sektor hulu minyak dan gas. Untuk melengkapi peraturan ini, pemerintah juga menjanjikan segera menerbitkan peraturan perpajakan untuk kontrak gross split.

“Kami mendengar masukan apakah gross split ini sistem perpajakannya bisa seperti Peraturan Pemerintah nomor 27/2017 (revisi Peraturan Pemerintah nomor 79/2010 tentang perpajakan kontrak cost recovery). Sekarang kami sedang menyusun Peraturan Pemerintah baru yang treatment-nya sama dengan Peraturan Pemerintah nomor  27,” kata Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar.

Dongkrak Investasi

Dalam keterangan resminya, Menteri ESDM Ignasius Jonan menyatakan bahwa kontrak migas skema gross split merupakan upaya Pemerintah dalam merespon kondisi lesunya investasi saat ini.  Walaupun banyak pihak menentang kebijakan tersebut mengingat perusahaan migas menanggung seluruh risiko proyek hulu migas.

“Saya tahu waktu kami memperkenalkan gross split ini pertentangannya pasti banyak. Sebab, risikonya ada pada mereka sendiri (kontraktor). Kalau dulu risikonya ada pada negara,” imbuhnya.

Namun ketika menggunakan kontrak cost recovery, dinilainya hasil eksplorasi migas kurang memuaskan. Cadangan terbukti migas terus menurun sejak 2013 hingga 2016. Rincinya, cadangan minyak bumi dari 3,69 miliar barel pada 2013 menjadi 3,3 miliar barel pada 2016. Sementara cadangan gas terkurang dari 102 triliun kaki kubik pada 2013 menjadi 101 triliun kaki kubik.

Dampaknya, nilai investasi migas terus tergerus pada periode tersebut. lnvestasi migas nasional yang sempat mencapai US$ 20,38 miliar pada 2013 terpangkas menjadi hanya US$ 11,58 miliar. Karenanya, pemerintah perlu membuat kebijakan berbeda dari selama ini. 

“Jadi kalau mau hasilnya beda, apa yang dilakukan harus berbeda,” tegasnya.

Sampai saat ini, baru satu blok migas yang kontraknya menggunakan skema gross split, yakni Blok ONWJ yang dikelola PT Pertamina Hulu Energi. Pasca kontrak diteken awal tahun, split blok ini telah direvisi menjadi lebih tinggi lantaran untuk menaikkan keekonomiannya, yakni dari 57,5% menjadi 73,5% untuk minyak dan 62,5% menjadi 81% untuk gas. Bersama dengan kenaikan split, Pertamina Hulu Energi menjadi lebih agresif dalam investasi.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Sept 5, 2017

Gross Split Revision Opens Incentive Opportunities

Contractor of cooperation contract (KKKS) welcomed the positive revision of Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 8 of 2017 on Gross Split Distribution Contract. The revision contained in Ministerial Regulation 52/2017 is considered quite good for the upstream oil and gas industry.

Director of Medco Energi Hilmi Panigoro stated that the revision was good enough, especially about the flexibility of contract for KKKS.

"I think the new Ministerial Regulation is quite promising, especially the points concerning the flexibility of contracts associated with the economy of oil and gas fields," said Hilmi.

Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam, who mentioned the addition of a split in the revised gross split will help the contractor to reach the oil and gas field's economy.

"The revision of the Ministerial Regulation I think is helping to improve the field economy and become the spirit of the investors to conduct exploration activities, because there is an incentive in the new Ministerial Regulation in the form of adding split," said Syamsu Alam.

Furthermore, Syamsu Alam also did not mention its objection to article 25A, in Ministerial Regulation 52/2017 which specifically mention that Pertamina must use gross split.

"Regarding the gross split, indeed all new contracts after termination will all use gross split," he added.

Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA), Marjolijn Wajong said, there are some positive changes in the rules:

First, the increase in the number of split variables that will help the field economy.

Secondly, the addition of progressive split (gas prices) and the adjustment and increase in the magnitude of the existing progressive split to assist the field economy, especially in the early days of production.

Thirdly, there is no longer any limit to the incremental split incentives that the Minister may provide.

Fourth, giving incentives to the development of further fields after POD I.

"We also see that the optionality of the contract form in the extension is still maintained," her said.

IN INDONESIA

Revisi Gross Split Buka Peluang Insentif

Kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) menyambut positif revisi Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Revisi yang tertuang dalam Peraturan Menteri 52/2017 ini dianggap cukup baik bagi pelaku industri hulu migas.

Direktur Utama Medco Energi Hilmi Panigoro menyatakan, revisi itu cukup baik terutama soal fleksibilitas kontrak bagi KKKS. 

"Saya pikir Peraturan Menteri baru ini cukup menjanjikan terutama poin-poin yang menyangkut fieksibilitas kontrak dikaitkan dengan keekonomian lapangan migas," kata Hilmi.

Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam, yang menyebut adanya penambahan split (bagi hasil) dalam revisi gross split akan membantu kontraktor untuk mencapai keekonomian lapangan migas.

"Revisi Peraturan Menteri tersebut saya kira membantu memperbaiki keekonomian lapangan dan menjadi semangat para investor untuk melakukan kegiatan eksplorasi, karena memang ada insentif dalam Peraturan Menteri yang baru berupa penambahan split," kata Syamsu Alam.

Lebih lanjut Syamsu Alam juga tidak menyebutkan keberatannya terhadap pasal 25A, dalam Peraturan Menteri 52/2017 yang khusus menyebut agar Pertamina wajib menggunakan gross split.

"Mengenai gross split, memang seluruh kontrak yang baru pasca terminasi semuanya akan menggunakan gross split,"imbuhnya.

Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA), Marjolijn Wajong bilang, ada beberapa perubahan positif dalam aturan itu :

Pertama, kenaikan besaran beberapa variable split yang akan membantu keekonomian lapangan. 

Kedua, penambahan progressive split (harga gas) dan penyesuaian serta kenaikan besaran terhadap progressive split yang ada sebelumnya untuk membantu keekonomian lapangan, terutama pada masa awal produksi. 

Ketiga, tidak adanya batasan lagi terhadap insentif penambahan split yang dapat diberikan oleh Menteri.

Keempat, diberikannya insentif pada pengembangan lapangan-lapangan lanjutan setelah POD I. 

"Kami juga melihat bahwa adanya optionality bentuk kontrak pada perpanjangan yang masih dipertahankan," ujarnya.

Kontan, Page-18, Tuesday, Sept 5, 2017

North Korean missile impact

Tensions on the Korean peninsula will not break into an armed conflict any time soon, but analysts have foreseen the impact on economic activity, one of which is oil and gas supplies. Last Tuesday, North Korea launched a 2,700-kilometer ballistic missile and crossed over Japan.

The move signaled "early" military operations in the Pacific. Looking at North Korea's track record, it can be estimated that the country will still launch the next missiles.

North Korea's neighboring countries, China, South Korea and Japan, are the largest importers of energy. The country's third crude oil imports were 13.6 million barrels per day (34 percent of world trade), liquefied natural gas (LNG) 143 million tons (55 percent), and 551 million tons (46 percent) of coal. Everything is transported by sea so it is strongly influenced by the security situation of the region.

If the military conflict breaks out, according to Wood Mackenzie Product Suite Director Chris Graham, China is best equipped to take advantage of domestic coal and gas resources reserves. The opposite condition occurs in Japan and South Korea that choose not to store large amounts of oil and gas reserves.

The deterioration of the region's security situation is not impossible to encourage Japan to speed up the re-development of nuclear power plants which temporarily halted after a nuclear reactor leak in Fukushima after the tsunami-causing earthquake in Sana.

In the worst situation, China will use its oil strategic reserves. It became the first use since the reserves were built 3-4 years. Japan and Korea will use up enough domestic reserves for 90 days as an obligation of members of the Organization for Economic Cooperation and Development (OECD).

China does have oil production domestically, but 58 percent risk closing if war broke out. About 1.5 million barrels of crude oil per day of Chinese production from a total of 3.95 million barrels comes from the northern Chinese basin.

The nearest distance of the region's oil fields from the border with North Korea is only 200 km. Another production center that produces 0.8 million barrels per day, the Songliao Basin, is just 400 km from the border. The global oil market will be greatly affected if war broke out on the Korean Peninsula involving China, Japan and South Korea.

Because, 65 percent of the oil and gas processing industry in Asia are in the three countries. Efforts to accumulate reserves in affected countries and increasing logistics costs will raise prices for the short term.

On the other hand, Nomura's financial consultants lowered the chances of war on the Korean Peninsula to 35 percent today from the previous 50 percent. Tension increases, but keeps it under control. The reason, three signals that indicate the escalation of open war has not been seen.

These three signals are the orders of the United States Government to ask its citizens to leave South Korea, increase US military forces around the Korean Peninsula as in 1994, and increase the US defense preparedness from three to four.

Indonesia is relatively far away from the Korean Peninsula. Indonesia's crude oil is also not through the waters that become conflict areas. However, Indonesia exports oil, gas and coal to China, Japan and South Korea which will be disrupted if conflict broke out.

Prices may increase, but the price of Indonesian petroleum imports will also rise. Tensions on the Korean Peninsula should be a reminder of the importance of building energy security in the country. With the depletion of Indonesia's petroleum reserves for just 11 more years, the development of renewable energy based on domestic resources, can not help it, must continue to be pursued from now on.

IN INDONESIA

Dampak Rudal Korea Utara

Ketegangan di Semenanjung Korea belum akan pecah menjadi konflik bersenjata dalam waktu dekat, tetapi analis sudah memperkirakan dampaknya terhadap kegiatan ekonomi, salah satunya pasokan minyak dan gas bumi. Selasa pekan lalu, Korea Utara meluncurkan rudal balistik yang mencapai jarak 2.700 kilometer dan melintas di atas Jepang. 

Langkah itu memberi sinyal ”awal” operasi militer di Pasifik. Melihat rekam jejak Korea Utara, dapat diperkirakan negara itu masih akan meluncurkan rudal-rudal berikutnya. 

Negara tetangga Korea Utara, yaitu China, Korea Selatan, dan Jepang, adalah pengimpor terbesar energi. Impor minyak bumi ketiga negara itu 13,6 juta barrel per hari (34 persen perdagangan dunia), gas alam cair (LNG) 143 juta ton (55 persen), dan batubara 551 juta ton (46 persen). Semuanya diangkut melalui laut sehingga sangat dipengaruhi situasi keamanan kawasan.

Jika konflik militer pecah, menurut Product Suite Director Wood Mackenzie Chris Graham, China yang paling siap memanfaatkan cadangan sumber daya domestik batubara dan gas. Kondisi sebaliknya terjadi pada Jepang dan Korea Selatan yang memilih tidak menyimpan cadangan migas dalam jumlah besar.

Memburuknya situasi keamanan kawasan bukan tidak mungkin mendorong Jepang mempercepat pengembangan kembali pembangkit listrik tenaga nuklir yang sementara dihentikan setelah kebocoran reaktor nuklir di Fukushima setelah gempa bumi yang menyebabkan tsunami di Sana.

Dalam situasi terburuk, China akan memakai cadangan strategis minyaknya. Ini menjadi penggunaan pertama sejak cadangan dibangun 3- 4 tahun. Jepang dan Korea akan memakai cadangan dalam negeri yang cukup untuk 90 hari sebagai kewajiban anggota Organisasi untuk Kerja Sama Ekonomi dan Pembangunan (OECD).

China memang memiliki produksi minyak di dalam negeri, tetapi 58 persen menghadapi risiko tutup jika pecah perang. Sekitar 1,5 juta barel minyak mentah per hari produksi China dari total 3,95 juta barrel berasal dari cekungan China  utara. 

Jarak terdekat ladang minyak kawasan itu dari perbatasan dengan Korea Utara hanya 200 km. Pusat produksi lain yang menghasilkan 0.8 juta barrel per hari, Cekungan Songliao, berjarak hanya 400 km dari perbatasan. Pasar minyak global pasti akan sangat terpengaruh jika pecah perang di Semenanjung Korea yang melibatkan China, Jepang, dan Korea Selatan. 

Pasalnya, 65 persen industri pengolah migas Asia berada di tiga negara itu. Upaya menumpuk cadangan di negara-negara yang terdampak dan meningkatnya ongkos logistik akan menaikkan harga untuk jangka pendek 

Di sisi lain, konsultan keuangan Nomura menurunkan peluang terjadi perang di Semenanjung Korea menjadi 35 persen saat ini dari sebelumnya 50 persen. Ketegangan meningkat, tetapi tetap terkontrol. Alasannya, tiga sinyal yang menunjukkan eskalasi menjadi perang terbuka belum tampak. 

Ketiga sinyal itu adalah perintah Pemerintah Amerika Serikat meminta warga negaranya meninggalkan Korea Selatan, peningkatan kekuatan militer AS di sekitar Semenanjung Korea seperti pada 1994, dan peningkatan kesiapan pertahanan AS dari aras tiga menjadi empat.

Indonesia berada relatif jauh dari Semenanjung Korea. Minyak mentah Indonesia juga tidak melalui perairan yang menjadi wilayah konflik. Akan tetapi, Indonesia mengekspor minyak, gas dan batubara ke China, Jepang dan Korea Selatan yang akan ikut terganggu jika pecah konflik. 

Harga boleh menjadi meningkat, tetapi harga impor minyak bumi Indonesia juga akan naik. Ketegangan di Semenanjung Korea sebaiknya menjadi pengingat pentingnya membangun ketahanan energi di dalam negeri. Dengan menipisnya cadangan minyak bumi Indonesia hanya untuk 11 tahun lagi, pengembangan energi terbarukan berbasis sumber daya dalam negeri, tidak bisa tidak, harus terus diupayakan dari sekarang.

Kompas, Page-17, Monday, Sept 4, 2017

Portion Contractor added

The Government expands the additional portion of revenues for oil and gas contractors using the gross split share scheme regulated in the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation. No. 52/2017 as revision of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on the Gross Split Revenue Contract.

The government has implemented a gross profit sharing scheme since the beginning of this year for new contracts to replace production cost sharing contract (PSC) for cost recovery.

In the revision of the beleid, there are several important points. First, the split through the ministerial discretion is not restricted as in the preceding 5% maximum rule.

Second, the government adds a new component to the profit-sharing variable in the 2% plan of development (PoD) phase. If there is no PoD II, the 0% revenue-sharing variable is different from the previous rule which actually becomes 0.5% reduction for the contractor.

Thirdly, on the availability of supporting infrastructure components, the new frontier variable is increased by two, the new frontier offshore with 2% weight and the new frontier onshore 4%.

Fourth, the component of Hydrogen Sulfide Content Level (H2S), the highest weight that can be obtained at 5% from 1%. Fifth, on the component of the Domestic Content Level (TKDN), new incentives are given 2% additional split to achieve 30% to 50%.

Sixth, the components of the production stage, the weight plus and the beginning, 3% secondary and 5% tertiary, to 6% and 10% respectively.

OIL PRICE

Seventh, progressive components, incentives from oil prices using the fomula (85-ICP) x 0.25. Assuming ICP is US $ 50, the contractor may get an additional profit sharing of 8.75% or higher than the addition in the previous rule which uses a 5% level for oil prices of US $ 40 to US $ 55 per barrel.

Eighth, there is a new component in progressive profit sharing, ie gas price using formula for gas price of US $ 7 per MMBtu weight gain (7-gas price) x2,5. For the gas price of US $ 7 to US $ 10, the weight is 0%. Then, for a price of more than US $ 10 per MMBtu the formula (10-gas price) x 2.5. That is, the government set a normal limit of upstream gas prices of US $ 70-US $ 10 per MMBtu.

Ninth, for the cumulative component of production which previously started with 1 million barrels of oil equivalent (MMboe) with a weight of 5%. now converted to start from 30 MMboe with 10% weight. However, the government did not change the gross profit-sharing share between the government and contractors for oil development by 57:43 and 52:48 for gas. Meanwhile, the final profit sharing does not include the existing tax from upstream oil and gas activities.

Although the revenue-sharing space is expanded, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said that in the most difficult field development scenario, the government still gets a profit share.

In the gross split regulated in the old rules only, Non-Tax State Revenue (PNBP), ie from the share of the government's share in ONWJ Block is only 19% for gas and 265% for oil. However, he did not mention how many of the smallest revenue-sharing opportunities the government has.

"There is no worst case scenario. just try, do not split this merged with this combined with this so that 100% contractor for example, probably not? I do not think so, "he said.

Previously, Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said that to attract government investment need to pay attention to the economic characteristics of each field. According to Marjolijn each field has a character so it has different challenges to be developed. With that in mind, Marjolijn said the government could not set one point that should be applied in other fields.

"Regarding the adequacy to be able to withdraw investment, according to IPA, the revision of the regulation should pay attention to the economic characteristics of each field resulting from the difficulty of the field." There can be no fixed number for all fields, "her said.

Energy Observer from Reforminer Institute Komaidi Notonegoro said the new gross split still can not minimize the risks that must be borne by the contractor. He mentioned that small-capital contractors will not be able to manage the work area because now all development risks are borne entirely by the contractor because no longer apply the operating cost refund scheme as implemented since the 1970s.

IN INDONESIA

Jatah Kontraktor Ditambah

Pemerintah memperluas tambahan porsi pendapatan bagi kontraktor minyak dan gas bumi yang menggunakan skema bagi hasil kotor atau gross split yang diatur dalam Peraturan Menteri ESDM. No. 52/2017 sebagai revisi Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Pemerintah menerapkan skema bagi hasil kotor sejak awal tahun ini untuk kontrak baru menggantikan kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) pengembalian biaya operasi atau cost recovery.

Dalam revisi beleid itu, terdapat beberapa poin penting. Pertama, ruang penambahan bagi hasil (split) melalui diskresi menteri tidak dibatasi seperti pada aturan sebelumnya yang maksimum 5%.

Kedua, pemerintah menambah komponen baru pada variable bagi hasil dalam fase rencana pengembangan lapangan (plan of development/PoD) II sebesar 3%. Jika tidak ada PoD II, variabel bagi hasil tetap 0% berbeda dengan aturan sebelumnya yang justru menjadi pengurang 0,5% bagi kontraktor.

Ketiga, pada komponen ketersediaan infrastruktur pendukung, variabel new frontier bertambah dua, yakni new frontier offshore dengan bobot 2% dan new frontier onshore 4%.

Keempat, komponen Tingkat Kandungan Hidrogen Sulfida (H2S), bobot tertinggi yang bisa didapat sebesar 5% dari semula 1%. Kelima, pada komponen Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN), insentif baru diberikan 2% tambahan split untuk capaian 30% hingga 50%.

Keenam, komponen tahapan produksi, bobot ditambah dan semula, 3% sekunder dan 5% tersier, menjadi 6% dan 10% secara berturut-turut.

HARGA MINYAK

Ketujuh, komponen progresif, pemberian insentif dari harga minyak menggunakan fomula (85-ICP) x 0,25. Dengan asumsi ICP US$ 50, kontraktor bisa mendapat tambahan bagi hasil 8,75% atau lebih tinggi dari tambahan dalam aturan sebelumnya yang menggunakan jenjang yaitu 5% untuk jenjang harga minyak US$ 40 sampai US$ 55 per barel.

Kedelapan, terdapat komponen baru pada bagi hasil progresif, yaitu harga gas menggunakan formula untuk harga gas US$ 7 per MMBtu bobot yang didapat (7-harga gas) x2,5. Untuk harga gas US$ 7 hingga US$ 10, bobotnya 0%. Kemudian, untuk harga lebih dari US$ 10 per MMBtu formulanya (10-harga gas) x 2,5. Artinya, pemerintah menetapkan batas normal harga gas hulu sebesar US$ 70-US$ 10 per MMBtu. 

Kesembilan, untuk komponen kumulatif produksi yang sebelumnya dimulai dengan 1 juta barel setara minyak (MMboe) dengan bobot 5%. kini diubah menjadi mulai dari 30 MMboe dengan bobot 10%. Namun, pemerintah tidak mengubah porsi bagi hasil secara kotor antara pemerintah dan kontraktor untuk pengembangan minyak sebesar 57:43 dan 52:48 untuk gas. Adapun, bagi hasil akhir yang didapatkan belum termasuk pajak yang ada dari kegiatan hulu migas.

Meskipun ruang penambahan bagi hasil diperluas, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan bahwa pada skenario pengembangan lapangan tersulit, pemerintah tetap mendapat bagi hasil.

Pada gross split yang diatur dalam aturan lama saja, Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) yakni dari porsi bagi hasil pemerintah di Blok ONWJ hanya sebesar 19% untuk gas dan 265% untuk minyak. Namun, dia tidak menyebut berapa peluang bagi hasil paling kecil yang dimiliki pemerintah.

“Tidak ada worst case scenario. coba saja, jangan split ini digabung dengan ini digabung dengan ini sehingga kontraktor 100% misalnya, mungkin tidak? Rasanya tidak," katanya.

Sebelumnya, Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan bahwa untuk bisa menarik investasi pemerintah perlu memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing lapangan. Menurut Marjolijn setiap lapangan memiliki karakter sehingga memiliki tantangan berbeda untuk bisa dikembangkan. Dengan pertimbangan itu, Marjolijn menyebut pemerintah tidak bisa menetapkan satu angka yang harus diterapkan di lapangan lainnya.

"Mengenai kecukupan untuk dapat menarik kembali investasi, menurut IPA, revisi peraturan tersebut harus memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing lapangan yang diakibatkan dari tingkat kesulitan lapangan tersebut. Tidak bisa ditetapkan suatu angka tenentu untuk semua lapangan," ujarnya.

Pengamat Energi dari Reforminer Institut Komaidi Notonegoro mengatakan, gross split baru masih belum bisa meminimalisir resiko yang harus ditanggung kontraktor. Dia menyebut kontraktor bermodal kecil tetap tidak akan bisa mengelola wilayah kerja karena kini seluruh risiko pengembangan ditanggung sepenuhnya oleh kontraktor karena tidak lagi berlaku skema pengembalian biaya operasi seperti yang diterapkan sejak periode 1970-an.

Bisnis Indonesia, Page-32, Monday, Sept 4, 2017

US Refinery Operations Start Recovering

Major oil refineries in Texas, United States, returned to normal operation after the storm Harvey crashed on Saturday (26/8). This recovery increases the demand outlook so that it lifts the price of oil. At the close of trade

Friday (1/8), the price of WTI oil in October 2017 contract rose 0.06 points or 0.13% to US $ 47.29 per barrel.

Prices edged up in the past two trades, but are still down 11.97% throughout 2017. Some refineries in the US have closed or slowed operations since Harvey's storm took place on Friday (25/8). These factors suppress the demand for crude oil so that prices fall further.

The peak occurred on Wednesday (30/8), when the price of WTI reached the level of US $ 45.96 per barrel. This is the lowest position since the close of trading on July 21, 2017 at the level of US $ 45.77 per barrel.

Based on Reuters data, a number of major refineries in Texas began normal operations on Saturday (2/9), a week after Harvey storm hit several areas in the US. Exxon, for example, began reopening a crude oil refinery facility with a capacity of 560,500 barrels per day (bpd).

Phillips 66 also continues the operation of Sweeny refinery with a capacity of 247,000 bph. Valero Energy also increased production and evaluated the performance of the refinery at Porth Arthur of 335,000 bph.

However, the largest US oil refinery belonging to Motiva Enterprises LLC in Port Arthur that processes 605,000 barrels per day (bpd) still states shutdown. Total Company still cuts 50% of its processing capacity by 225,000 bpd. According to the Goldman Sachs Group, refined crude oil processing capacity of the US fell 23% or about 4.1 million bpd since Harvey stormed.

The production volume of crude oil decreased by about 1.4 million bpd or equivalent to 15% of total daily mining. Partner Again Capital LLC John Kilduff said, Uncle Sam's crude oil demand increased after Harvey storm subsided. In addition, the US Department of Energy agreed to release 4.5 million barrels of stock to meet raw material demand.

"The government is reacting positively to fix the situation There are signs the refinery is alive again, so it helps easing the jitters of market participants against Harvey storms, "he said as quoted by Bloomberg, Saturday (2/9).

Portfolio manager Manulifem Asset Management LLC Joseph Bozoyan estimates Harvey's storm factor will still affect the oil market in the next few weeks. This sentiment is thought to greatly disrupt the outlook for demand, despite the gradual recovery in progress.

In addition to Harvey's sentiment, supply reductions from a number of major producers raised the fundamentals of the oil market, contributing to heating up prices.

Petro-Logistics estimates the average production of 14 member countries to decline 419,000 bpd compared to the previous month. In June and July of 2017, OPEC production surged to a record high of 32.66 million bpd and 32.87 million bpd. The volume exceeded the target of cutting production tariffs to 32.50 million bpd per month.

Monex Investindo Futures analyst Faisyal said oil prices still tend to be bearish in the short term. The US $ 47.30 area will be the nearest resistance level before it heats to US $ 47.80 per barrel. Should it slip below US $ 4 7, the price will go to the support level of US $ 46.50 per barrel.

IN INDONESIA

Operasi Kilang AS Mulai Pulih

Sejumlah kilang minyak utama di Texas, Amerika Serikat, kembali beroperasi normal setelah bencana badai Harvey menerjang pada Sabtu (26/8). Pemulihan ini meningkatkan prospek permintaan sehingga mengangkat harga minyak. Pada penutupan perdagangan

Jumat (1/8), harga minyak WTI kontrak Oktober 2017 naik 0,06 poin atau 0,13% menuju US$47,29 per barel. 

Harga naik tipis dalam dua perdagangan terakhir, tetapi masih turun 11,97% sepanjang 2017. Sebagian perusahaan kilang di AS menutup atau memperlambat pengoperasiannya sejak badai Harvey berlangsung pada Jumat (25/8). Faktor tersebut menekan permintaan minyak mentah sehingga harga semakin tersungkur.

Puncaknya terjadi pada Rabu (30/8), ketika harga WTI mencapai level US$45,96 per barel. lni merupakan posisi terendah sejak penutupan perdagangan 21 Juli 2017 di level US$45,77 per barel.

Berdasarkan data Reuters, sejumlah kilang utama di Texas mulai beroperasi normal pada Sabtu (2/9), seminggu setelah badai Harvey menerjang beberapa wilayah di AS. Exxon, misalnya, mulai membuka kembali fasilitas penyulingan minyak mentah dengan kapasitas sebesar 560.500 barel per hari (bph).

Phillips 66 juga melanjutkan pengoperasian kilang Sweeny berkapasitas 247.000 bph. Adapun Valero Energy turut meningkatkan produksi dan mengevaluasi kinerja kilang di Porth Arthur sejumlah 335,000 bph.

Namun demikian, kilang minyak terbesar di AS milik Motiva Enterprises LLC di Port Arthur yang memproses 605.000 barel perhari (bph) masih menyatakan shutdown. Perusahaan Total pun tetap memangkas 50% operasi dari kapasitas pengolahan sebesar 225 .000 bph. Menurut catatan Goldman Sachs Group, kapasitas penyulingan minyak olahan AS turun 23% atau sekitar 4,1 juta bph sejak badai Harvey menerjang. 

Adapun volume produksi minyak mentah berkurang sekitar 1,4 juta bph atau setara dengan 15% total penambangan harian. Partner Again Capital LLC John Kilduff menuturkan, permintaan minyak mentah Paman Sam meningkat setelah badai Harvey mereda. Selain itu, Departemen Energi AS setuju untuk melepas stok sebanyak 4,5 juta barel untuk memenuhi permintaan bahan baku.

"Pemerintah bereaksi positif untuk membenahi keadaan. Ada tanda-tanda kilang sudah hidup kembali, sehingga membantu

meredakan kegelisahan pelaku pasar terhadap badai Harvey," tuturnya seperti dikutip dari Bloomberg, Sabtu (2/9).

Portofolio manager Manulifem Asset Management LLC Joseph Bozoyan memperkirakan faktor badai Harvey masih akan mempengaruhi pasar minyak dalam beberapa minggu ke depan. Sentimen ini dinilai sangat mengganggu prospek permintaan, kendati pemulihan bertahap sedang berjalan.

Di samping sentimen Harvey, pengurangan pasokan dari sejumlah produsen utama mengangkat fundamental pasar minyak sehingga turut memanaskan harga.

Petro-Logistics memerkirakan rerata produksi 14 negara anggota merosot 419.000 bph dibandingkan dengan bulan sebelumnya. Pada Juni dan Juli 2017, produksi OPEC tercatat melonjak ke level tertinggi sebesar 32,66 juta bph dan 32,87 juta bph. Volume tersebut melampaui target kesepakatan pemangkasan produksi menjadi 32,50 juta bph per bulan.

Analis Monex Investindo Futures Faisyal menuturkan, harga minyak masih cenderung bearish dalam jangka pendek. Area US$47,30 akan menjadi level resistan terdekat sebelum memanas menuju US$ 47,80 per barel. Apabila tergelincir ke bawah US$ 4 7, harga akan menuju level support US$ 46,50 per barel.

Bisnis Indonesia, Page-16, Monday, Sept 4, 2017

Kepodang Gas Stoped

The gas distribution contract from Kepodang Field, Muriah Block will be suspended due to the declaration of Petronas Carigali Muriah Limited as the oil and gas block operator located on the north coast of Java.

Director of Procurement State Electricity Company Supangkat lwan Santoso said that it will end the contract of gas distribution Kepodang with the grandeur of the declaration. Kahar conditions are occurrences beyond the control of contractors that affect operations in the field.

Gas supply from Kepodang Field decreased so that the realization of the distribution was below the volume specified in the contract. This force majeure condition causes the buyer and seller to be exempted from their responsibility. Kahar allows buyers to terminate the gas distribution contract.

"If force majeure is likely to be direterminate [the contract is terminated]," he said.

According to him, the completion of the contract was chosen because of the price side, Kepodang gas is quite expensive. Kepodang gas sold for US $ 4.61 per MMBtu with an escalation of 8.6% per year will be channeled to the 1,000 megawatt (MW) Tambak Lorok-Semarang Steam Power Plant (PLTGU) owned by PT Perusahaan Listrik Negara. Gas that generates 600 MW of electricity is channeled through gas pipelines Kepodang-Tambak Lorok Semarang

He estimates that in the next 5 years the price of gas from the field starting production in 2015 could reach US $ 10 per MMBtu. Thus, Kepodang Field majeure condition becomes the company's moment to seek other more affordable supply sources.

"Kepodang is relatively expensive with an 8% escalation. If LNG [liquid natural gas] is not necessarily more expensive, "said Iwan.

LNG SUPPLY

Other sources of supply, said Iwan, could come from liquefied natural gas / LNG through the construction of new storage and regasification facilities around PLTGU Tambak Lorok. The use of LNG will support the supply from the Gundih Field of 50 MMscfd as it will increase the installed capacity in Tambak Lorok with the development plan of Block 3 as well as the supply that can meet the needs as electricity consumption goes up and requires more gas supply.

PLN's subsidiary PT Indonesia Power will build Block 3 of Tambak Lorok-Semarang with a power capacity of 780 MW worth Rp 4.8 trillion. The gas generator project is scheduled to start operation in April 2020 assuming PLTGU Block 3 Tambak Lorok production reaches 3.7 GWh per year. The engineering, procurement, and contraction (EPC) engineering work will be conducted by GE Power, Marubeni Corporation and PT Hutama Karya consortiums.

Senior Manager of Corporate Affairs & Administration Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan said that until now it is still doing coordination and discussion of induced declaration of Kepodang Field Majority.

With the majestic condition that Petronas Carigali Muriah Limited has announced as an operator, the supply will be distributed until 2018. In the gas sale and purchase agreement (PJBG), Kepodang field will supply 116 million cubic feet per day (MMscfd) gas for 12 years. However, daily production is currently around 70 MMscfd.

The initial production of Kepodang field gas starts in September 2015. On the block. Petronas Carigali Muriah Limited controls 80% participation and Saka Energi Muriah Limited by 20%.

With power status in the field, Petronas is still discussing with SKK Migas, Ministry of ESDM. PLN as the gas buyer and PT Kalimantan Jawa Gas as the owner of the gas pipeline network. Currently, the government through the Institute of Oil and Gas (Lemigas) as a center for research and development of oil and gas technology, conducts a study of the subsurface conditions.

"Currently we are still coordinating and discussing with related parties regarding Kepodang especially with SKK Migas, ESDM, PLN and also KJG [Kalimantan Jawa Gas]," he said.

IN INDONESIA

Gas Kepodang Disetop

Kontrak penyaluran gas dari Lapangan Kepodang, Blok Muriah akan dihentikan karena deklarasi kahar dari Petronas Carigcali Muriah Limited sebagai operator blok minyak dan gas bumi yang berloksi di pantai utara Jawa tersebut.

Direktur Pengadaan PT Perusahaan Listrik Negara Supangkat lwan Santoso mengatakan bahwa pihaknya akan mengakhiri kontrak penyaluran gas Kepodang dengan adanya deklarasi kahar. Kondisi kahar merupakan kejadian di luar kendali kontraktor yang memengaruhi operasi di lapangan. 

Pasokan gas dari Lapangan Kepodang turun sehingga realisasinya penyaluran di bawah volume yang ditetapkan dalam kontrak. Kondisi kahar atau force majeur ini mengakibatkan pihak pembeli dan penjual dibebaskan dari tanggung jawabnya. Kahar memungkinkan pembeli untuk mengakhiri kontrak penyaluran gas.

"Kalau force majeure kemungkinannya direterminate [kontrak disetop]," ujarnya.

Menurutnya, penyelesaian kontrak dipilih karena dari sisi harga, gas Kepodang tergolong mahal. Gas Kepodang dijual seharga US$ 4,61 per MMBtu dengan eskalasi 8.6% per tahun akan dialirkan ke Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) Tambak Lorok-Semarang berkapasitas 1.000 megawatt (MW) milik PT Perusahaan Listrik Negara. Gas yang menghasilkan listrik 600 MW itu disalurkan melalui ruas pipa gas Kepodang-Tambak lorok.

Dia memperkirakan bahwa pada 5 tahun mendatang harga gas dari lapangan yang memulai produksi di 2015 itu bisa mencapai US$ 10 per MMBtu. Dengan demikian, kondisi force majeure Lapangan Kepodang menjadi momen perseroan mencari sumber pasokan lain yang lebih terjangkau.

“Kepodang relatif mahal harganya dengan eskalasi 8%. Kalau LNG [gas alam cair] belum tentu lebih mahal," kata Iwan.

PASOKAN LNG

Sumber pasokan lain, kata lwan, bisa berasal dari gas alam cair/LNG melalui pembangunan fasilitas penyimpanan dan regasifikasi baru di sekitar PLTGU Tambak Lorok. Penggunaan LNG akan mendukung pasokan dari Lapangan Gundih sebesar 50 MMscfd karena akan bertambahnya kapasitas terpasang di Tambak Lorok dengan rencana pengembangan Blok 3 juga sebagai pasokan yang bisa memenuhi kebutuhan sewaktu konsumsi listrik naik dan membutuhkan pasokan gas lebih.

Anak usaha PLN, PT Indonesia Power akan membangun Blok 3 Tambak Lorok-Semarang berkapasitas daya 780 MW senilai Rp 4,8 triliun. Proyek pembangkit gas tersebut dijadwalkan mulai beroperasi pada April 2020 dengan asumsi produksi PLTGU Blok 3 Tambak Lorok mencapai 3,7 GWh per tahun. Pekerjaan rekayasa, pengadaan dan konstruksi (engineering, procurement, and contraction/EPC) pembangkit akan dilakukan konsorsium GE Power, Marubeni Corporation, dan PT Hutama Karya.

Senior Manager Corporate Affairs & Administration Petronas Carigali Indonesia Andiono Setiawan mengatakan bahwa hingga saat ini pihaknya masih melakukan koordinasi dan diskusi dari imbas deklarasi kahar Lapangan Kepodang.

Dengan kondisi kahar yang telah disampaikan Petronas Carigali Muriah Limited sebagai operator, pasokan akan disalurkan hingga 2018. Dalam perjanjian jual beli gas (PJBG), lapangan Kepodang akan menyuplai gas sebesar 116 juta kaki kubik per hari (MMscfd) selama 12 tahun. Namun, produksi harian saat ini sekitar 70 MMscfd. 

Produksi perdana gas Lapangan Kepodang dimulai pada September 2015. Pada blok tersebut. Petronas Carigali Muriah Limited menguasai saham partisipasi sebesar 80% dan Saka Energi Muriah Limited sebesar 20%.

Dengan status kahar pada lapangan tersebut, Petronas masih melakukan diskusi dengan SKK Migas, Kementerian ESDM. PLN sebagai pembeli gas dan PT Kalimantan Jawa Gas sebagai pemilik jaringan pipa gas. Saat ini, pemerintah melalui Lembaga Minyak dan Gas Bumi (Lemigas) sebagai pusat penelitian dan pengembangan teknologi minyak dan gas bumi, melakukan kajian kondisi bawah permukaan lapangan tersebut.

"Saat ini kami, Petronas masih melakukan koordinasi dan diskusi dengan pihak-pihak terkait mengenai Kepodang terutama dengan SKK Migas, ESDM, PLN dan juga KJG [Kalimantan Jawa Gas],” ujarnya.

Bisnis Indonesia, Page-32, Thursday, August 31, 2017

Toll Fee Gas Arun-Belawan falls

Downstream Regulatory Agency (BPH) of Oil and Gas lowered the tariff for transportation aka toll fee transmission for the Arun-Belawan gas pipeline which operated by PT Pertamina Gas (Pertagas). 

     In its decision, BPH Migas set a toll fee of the transmission line from Arun-Belawan to US $ 1.54 per MSCF. Jugi Prajogio, a member of the BPH Migas Committee, said that with the stipulation, the toll fee for the transmission of the Arun-Belawan segment is down around US $ 1 per MSCF.

"Domain BPH sets the toll fee transmission, formerly US $ 2.53 MSCF, now US $ 1.54 MSCF. It down about US $ 1 MSCF," he said Wednesday (30/8).

The determination of tariff for natural gas transportation through pipeline shall be determined based on Regulation of BPH Migas No 03/2017 concerning Tariff of Gas Transportation through Transmission Pipe of Arun (Aceh) to Belawan (North Sumatra) to PT Pertamina Gas at 22 August 2017. This determination was signed by the Head of BPH Migas M. Fanshurullah Asa.

This Regulation of BPH Migas revokes and declares the Minister of Oil and Gas Regulation No. 15 / TARIF / BPH MIGAS / KOM / 2014 regarding the Initial Determination of the Gas Transportation Tariff through the Transmission Line of Arun Belawan to PT Pertamina Gas.

Through the determination of the tariff of natural gas transportation of the Arun-Belawan transmission line is a real form of work BPH Migas supports the policy of the President of Indonesia, Joko Widodo who requested that the price of natural gas in Indonesia more rational and enjoyed by the people.

"Our step is to help the industry and PLN get a rational gas price," said Hari Pratoyo, BPH Migas Committee.

Hari Pratoyo said, BPH Migas can only mengefisiensikan gas prices to the end user through the determination of toll fee rates according to their authority. However, for the gas price of a Business Entity whose process must be regasified or using LNG, of course BPH Migas can not regulate the regasification rate.

"Regasification rates and LNG prices for end users in North Sumatra are set business to business (B to B)," he said.

IN INDONESIA

Tarif Toll Fee Gas Arun-Belawan

Badan Pengatur Hilir (BPH) Migas menurunkan tarif pengangkutan alias toll fee transmisi untuk ruas pipa gas Arun-Belawan yang dioperasikan oleh PT Pertamina Gas (Pertagas). 

    Dalam keputusannya, BPH Migas menetapkan toll fee ruas transmisi dari Arun-Belawan menjadi US$ 1,54 per MSCF. Jugi Prajogio, Anggota Komite BPH Migas mengatakan dengan penetapan tersebut, toll fee transmisi ruas Arun-Belawan turun sekitar US$ 1 per MSCF. 

"Domain BPH menetapkan toll fee transmisi, dulu US$ 2,53 MSCF, sekarang US$ 1,54 MSCF. Ini turun sekitar US$ 1 MSCF,"katanya Rabu (30/8).

Penetapan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ditetapkan berdasarkan Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) No 03/2017 tentang Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa Ruas Transmisi Arun (Aceh) ke Belawan (Sumatera Utara) untuk PT Pertamina Gas pada 22 Agustus 2017. Penetapan ini ditandatangani oleh Kepala BPH Migas M. Fanshurullah Asa.

Peraturan BPH Migas ini sekaligus mencabut dan menyatakan tidak berlakunya Keputusan Kepala BPH Migas Nomor 15/TARIF/BPH MIGAS/ KOM/2014 tentang Penetapan Initial Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa Ruas Transmisi Arun Belawan kepada PT Pertamina Gas.

Melalui penetapan tarif pengangkutan gas bumi ruas transmisi Arun-Belawan ini merupakan bentuk kerja nyata BPH Migas mendukung kebijakan Presiden RI , Joko Widodo yang meminta agar harga gas bumi di Indonesia lebih rasional dan dinikmati rakyat banyak.

“Langkah kami ini untuk membantu industri dan PLN mendapatkan harga gas yang rasional," kata Hari Pratoyo, Komite BPH Migas.

Hari Pratoyo bilang, BPH Migas hanya bisa mengefisiensikan harga gas kepada end user lewat penetapan tarif toll fee sesuai kewenangannya. Namun, untuk harga gas dari Badan Usaha yang prosesnya harus diregasifikasi atau memakai LNG, tentu saja BPH Migas tidak bisa mengatur tarif regasifikasi.

“Tarif regasifikasi dan harga LNG untuk end user di Sumatera Utara ditetapkan secara business to business (B to B)," katanya.

Kontan, Page-18, Thursday, August 31, 2017

PLN Not Interested to Buy Kepodang Substitute Gas

Gas Sale and Purchase Contract (PJBG) Petronas Carigali and PT Perusahaan Listrik Negara stop post Kepodang Field declared kahar. In fact, during this Kepondang to supply gas PLTGU Tambak Lorok, PLN will instead build floating storage regasification units (FSRU) in cooperation with Pertamina and PGN.

Director of Strategic Procurement H. Supangkat Iwan Santoso explained after Field of Kepodang force majeure, there is clause to stop contract according to Gas Sales and Purchase Agreement (PJBG). Approval of Kepodang Field Majeure statement by SKK Migas and Minister of EMR one month ago, PLN has no contract with Petronas.

"It's out of our control, so each of our responsibilities goes out, it's not there, we have no responsibility to buy from suppliers, no responsibility for entry," Iwan said on Tuesday (29/8).

Iwan asserted, PLN also did not enter into new contracts with Petronas if later the Malaysian oil company offered to replace the supply of gas Kepodang from other gas sources. Moreover, the price offered is expensive.

"The escalation is too high, until the plant gate is US $ 7 per mmbtu more, the escalation is 8%, very high, so five years is more than US $ 10 per mmbtu," said Iwan.

Therefore, PLN chose to seek alternative gas for PLTGU-Tambak Lorok. One way to find gas supply pipe.

IN INDONESIA

PLN Tidak Berminat Beli Gas Pengganti Kepodang

Kontrak Jual Beli Gas (PJBG) Petronas Carigali dan PT Perusahaan Listrik Negara berhenti pasca Lapangan Kepodang dinyatakan kahar. Padahal, selama ini Kepondang memasok gas PLTGU Tambak Lorok, Sebagai gantinya PLN akan membangun penampung gas terapung atau floating storage regasification unit (FSRU) bekerjasama dengan Pertamina dan PGN.

Direktur Pengadaan Strategis H. Supangkat Iwan Santoso menjelaskan setelah Lapangan Kepodang force majeure, ada klausul menghentikan kontrak sesuai Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG). Persetujuan pernyataan force majeure Lapangan Kepodang oleh SKK Migas dan Menteri ESDM satu bulan lalu, PLN tidak ada kontrak dengan Petronas.

"Itu di luar kendali kami. Jadi masing-masing tanggung jawabnya jadi lepas, sudah tidak ada. Kami tidak ada tanggung jawab beli dari pemasok tidak ada tanggung jawab masuk," kata Iwan pada Selasa (29/8).

Iwan menegaskan, PLN juga tidak melakukan kontrak baru dengan Petronas bila nantinya perusahaan minyak Malaysia itu menawarkan mengganti pasokan gas Kepodang dari sumber gas lain. Apalagi harga yang ditawarkan mahal. 

"Eskalasinya terlalu tinggi. Sampai plant gate US$ 7 per mmbtu lebih, eskalasi 8%, tinggi sekali. Jadi lima tahun lagi sudah lebih dari US$ 10 per mmbtu,“ jelas Iwan. 

Oleh karena itu, PLN memilih untuk mencari alternatif gas lain untuk PLTGU-Tambak Lorok. Salah satu caranya dengan mencari pasokan gas pipa. 

"Sekarang masih ada dari Gundih ya 50 mmscd. Nanti kekurangannya dari LNG," tuturnya.

Kontan, Page-18, Thursday, August 31, 2017