Saka Energi Shoots 10% Production Increase

PT Saka Energi Indonesia projected oil and gas production to increase by 10 percent from this year's realization of 57,000 barrels of oil equivalent per day (barrel 011 equivalent per day / boepd) to 62,700 boepd by 2018.

President Director of Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan said that it has set a projection of oil and gas production with a 5% -10% increase. However, it is still waiting for discussion of work plans and budget 2018 that still dipeoses.

He said the additional assumption of production was obtained from Jangkrik Field, Muara Bakau Block. The oil and gas block located off the coast of East Kalimantan will start its first production in mid-2017.

In Jangkrik Field, Saka has a participation portion of 37.8%. Cricket field produces gas with a daily volume of 600 million cubic feet per day (MMscfd).

In addition, additional production will be obtained from activities in existing blocks. Currently Saka has the right to manage in 11 oil and gas blocks at home and abroad.

Of the 11 blocks, three of them are not yet produced because they are still in the exploration stage, namely South Sesulu Block, West Bangkanai and Wokam II.

The other eight blocks already in production are Muara Bakau Block, Bangkanai Block, Pangkah, Ketapang, South Fast Sumatera, Muriah, Sanga-Sanga and Fasken Blocks located in the United States.

"Not yet WP & B [work plan and budget] is still running. The 2018 production projection grows to 5% -10%, "he said.

Saka Energi will execute the drilling of exploration wells for each activity in South Sesula Block and Wokam II Block. Then, specifically in Pangkah Block will be carried out drilling activities of development and seismic wells

"So in Pangkah Block there are six exploration well wells in South Sesulu 1 well and Wokam 1 well," he said.

Meanwhile, PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina engaged in the upstream oil and gas sector completed drilling POL-N2 wells off the north coast of East Java.

The drilling was conducted through the operational unit of Pertamina EP Asset 4 in Poleng Field. Drilling of POL-N2 wells is the first offshore exploitation activity conducted by Pertamina EP Drilling of oil and gas wells located off the coast of Java Sea was conducted for 47 days using an Ensco 67 rig with a depth of 8,696 feet.

Oil and gas production from the POL-N2 well is targeted to exceed the target of 744 barrels per day and 1.07 million cubic feet per day (MMscfd).

"The drilling is the result of cooperation from Management Asset 4, Poleng Field, DWO, EPT and PEP Management's direction in Jakarta so that the activities can be run in accordance with the plan. This proves that Pertamina EP is capable of managing the drilling of offshore wells," said Didik Susilo as General Manger Asset 4 Penamina EP, Wednesday (22/11).

Field Field Manager Charles R Siallagan added that POL-N2 drilling could be completed sooner than target. This proves that Asset 4 Field Police is able to perform "planned cost efficiency.

"With faster drilling time Asset 4 Field Poleng able to reduce costs up to 75%. POL-N2 well drilling originally budgeted at approximately US $ 15.5 million cost realization can be reduced to approximately US $ 11.6 million, "said Charles.

Not only succeeded in drilling POL-N2, Pertamina EP Asset 4 also showed its expertise to drill oil wells on land, namely TPN-4 well located in Tuban.

IN INDONESIA

Saka Energi Bidik Kenaikan Produksi 10%

PT Saka Energi Indonesia memproyeksikan produksi minyak dan gas bumi naik hingga 10% dari perkiraan realisasi tahun ini sekitar 57.000 barel setara minyak per hari (barrel 011 equivalent per day/boepd) menjadi 62.700 boepd pada 2018.

Presiden Direktur Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan mengatakan bahwa pihaknya telah menetapkan proyeksi produksi migas dengan kenaikan 5%-10%. Namun, pihaknya masih menunggu pembahasan rencana kerja dan anggaran 2018 yang masih dipeoses.

Dia menyebut, asumsi tambahan produksi diperoleh dari Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau. Blok migas yang berlokasi di lepas pantai Kalimantan Timur itu akan memulai produksi pertama pada medio 2017.

Di Lapangan Jangkrik, Saka memiliki porsi partisipasi sebesar 37,8 % . Lapangan Jangkrik memproduksi gas dengan volume harian 600 juta kaki kubik per hari (MMscfd).

Selain itu, tambahan produksi akan diperoleh dari kegiatan di blok-blok yang sudah ada. Saat ini Saka memiliki hak kelola di 11 blok migas di dalam dan luar negeri.

Dari 11 blok tersebut, tiga blok di antaranya belum menghasilkan karena masih dalam tahap eksplorasi, yakni Blok South Sesulu, West Bangkanai, dan Wokam II.

Delapan blok lain yang sudah berproduksi yaitu Blok Muara Bakau, Blok Bangkanai, Pangkah, Ketapang, South Fast Sumatera, Muriah, Sanga-Sanga, dan Blok Fasken yang berada di Amerika Serikat. 

“Belum WP&B [rencana kerja dan anggaran] masih berjalan. Proyeksi produksi 2018 tumbuh mencapai 5%-10%,” ujarnya.

Saka Energi akan mengeksekusi pengeboran sumur eksplorasi masing-masing satu kegiatan di Blok South Sesulu dan Blok Wokam II. Kemudian, khusus di Blok Pangkah akan dilakukan kegiatan pengeboran sumur pengembangan dan seismik 

“Jadi di Blok Pangkah ada enam sumun sumur eksplorasi di South Sesulu 1 sumur dan Wokam 1 sumur,” katanya.

Sementara itu, PT Pertamina EP, anak perusahaan PT Pertamina yang bergerak di sektor hulu minyak dan gas bumi menyelesaikan pengeboran sumur POL-N2 di lepas pantai utara Jawa Timur.

Pengeboran itu dilakukan melalui unit operasional Pertamina EP Asset 4 di Poleng Field. Pengeboran sumur POL-N2 merupakan kegiatan eksploitasi lepas pantai pertama yang dilakukan Pertamina EP Pengeboran sumur migas yang terletak di lepas pantai laut Jawa itu dilakukan selama 47 hari menggunakan rig Ensco 67 dengan kedalaman 8.696 kaki.

Produksi migas dari sumur POL-N2 ditargetkan melebihi target sebanyak 744 barel per hari dan gas 1,07 juta kaki kubik per hari (MMscfd).

“Pengeboran ini hasil kerja sama dari Management Asset 4, Poleng Field, DWO, EPT dan arahan Management PEP Jakarta sehingga kegiatan dapat berjalan sesuai dengan rencana, hal ini membuktikan bahwa Pertamina EP mampu mengelola pemboran sumur lepas pantai,” ujar Didik Susilo selaku General Manger Asset 4 Penamina EP, Rabu (22/11).

Poleng Field Manager Charles R Siallagan menambahkan bahwa pengeboran POL-N2 dapat diselesaikan lebih cepat dari target. Hal ini menjadi bukti Asset 4 Poleng Field mampu melakukan” efisiensi biaya yang telah direncanakan.

“Dengan waktu pengeboran lebih cepat Asset 4 Poleng Field mampu menekan biaya hingga 75 %. Pengeboran sumur POL-N2 yang semula dianggarkan sekitar US$ 15,5 juta realisasi biaya mampu ditekan menjadi sekitar US$ 11,6 juta,” ujar Charles.

Tdak hanya berhasil dalam pengeboran POL-N2, Pertamina EP Asset 4 juga menunjukkan kepiawaiannya untuk pengeboran sumur migas di darat, yaitu sumur TPN-4 yang berlokasi di Tuban.

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, Nov 24, 2017

Tax & Royalty Can Replace Gross Split

Other countries not only use one oil and gas contract. They use various contracts to attract investment.

For Indonesia, the tax and royalty system may be tested if gross splits are deemed unable to generate investment. Therefore, the government must be flexible to face this oil and gas problem.

Gross split sharing contracts are still a scary thing for upstream oil and gas entrepreneurs. Although this rule has been out since January 2017, entrepreneurs are still waiting for tax rules about gross split that is not immediately issued by the Ministry of Finance.

Unfortunately, the year will begin to change, upstream oil and gas investment is expected to reach US $ 12.85 billion with the gross split rules, it is difficult to happen. The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is also pursuing the time for upstream oil and gas investment to fit the target. The way to go to the Ministry of Finance to quickly issue a tax on gross split.

While requesting the tax regulation, Vice Minister of EMR Arcandra Tahar also never tired of socializing gross split to oil and gas stakeholders. As he did on Wednesday in the presence of the chief executive officer (CEO) of oil and gas supporting companies.

He describes the benefits of gross split. First, concerning certainty, which is the parameter of giving clear and measurable incentives in accordance with the character or difficulty level of field development.

Second, simple (simplicity), which is to encourage the business process Contractor Cooperation Contract (KKKS) and SKK Migas more simple and accountable. That way, the procurement system (procurement) is not too bureaucratic.

Third, efficiently, that can face the world oil price fluctuations from time to time.

While the background of the emergence of gross split schemes due to shrinking state revenues compared to cost recovery costs.

"From 1997-2014, government revenue is higher than cost recovery, but 2015 and 2016 cost recovery is higher than

acceptance, "he regrets.

Another factor that concerns Arcandra is the reserve replacement ratio (RRR) or the ratio between reserve reserves and oil and gas production levels. RRR Indonesia loses to Vietnam with RRR above 150%

"We are more produced than finding the reserves, Indonesia only wins from Thailand. It's for our nation, how can the reserve replacement ratio be above 100%?" he explained.

Observer of Energy, Pri Agung Rakhmanto said, gross split which is part of the production sharing contract, with the system obtained from the gross and the risk is fully borne by the contractor resembles the service contract system.

Some countries that implement service contract system include Philippines, Brazil, Peru, Chile, Equador, Venezuela, India, Iran, Kuwait, to Saudi Arabia.

"But India can not start, because the oil reserves are small, Indonesia also includes small reserves," he said.

While the service contract was successful in Saudi Arabia, Iran, Kuwait, and Brazil because of their huge oil reserves. Pri Agung suggested, gross split created as an option does not need to be forced. While the government can review the option of tax & royalty system because the state only gets net result in the form of tax and royalty only.

"Many other countries do not use one type of contract," he said. "Adjusted field conditions, geological conditions, objectives to be achieved by business name, must be flexible."

IN INDONESIA

Tax & Royalty Bisa Ganti Gross Split

Negara lain tidak hanya memakai satu kontrak migas. Mereka memakai berbagai kontrak demi menggaet investasi.

Untuk Indonesia, sistem tax and royalty mungkin bisa dicoba jika gross split dianggap tidak bisa mendatangkan investasi. Untuk itu pemerintah harus fleksible menghadapi masalah migas ini.

Kontrak bagi hasil gross split masih menjadi suatu yang menakutkan bagi para pengusaha hulu migas. Meski aturan ini sudah keluar sejak Januari 2017, pengusaha masih menunggu aturan pajak soal gross split yang tidak segera dikeluarkan oleh Kementerian Keuangan.

Celakanya, tahun akan mulai berganti, investasi hulu migas yang diharapkan mencapai angka US$ 12,85 miliar dengan adanya aturan gross split, ternyata sulit terjadi. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) juga dikejar waktu agar investasi hulu migas bisa sesuai target. Caranya dengan mendatangi Kementerian Keuangan agar cepat mengeluarkan pajak tentang gross split.

Sembari meminta aturan pajak itu, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar juga tidak pernah lelah melakukan sosialisasi gross split kepada stakeholders migas. Seperti yang dia lakukan pada Rabu di hadapan chief executive officer (CEO) perusahaan penunjang jasa migas.

Dia memaparkan keunggulan gross split. Pertama, mengenai kepastian (certainty), yaitu parameter pemberian insentif jelas dan terukur sesuai dengan karakter atau tingkat kesulitan pengembangan lapangan.

Kedua, sederhana (simplicity), yaitu mendorong bisnis proses Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dan SKK Migas lebih sederhana dan akuntabel. Dengan begitu, sistem pengadaan (procurement) tidak terlalu birokratis.

Ketiga, efisien, yaitu bisa menghadapi gejolak harga minyak dunia dari waktu ke waktu.

Sementara latar belakang munculnya skema gross split karena penerimaan negara yang menyusut dibandingkan dengan biaya cost recovery.

“Dari tahun 1997-2014 penerimaan pemerintah lebih tinggi dari cost recovery, namun 2015 dan 2016 cost recovery lebih tinggi dari penerimaan," sesalnya. 

Faktor lain yang menjadi perhatian Arcandra adalah reserve replacement ratio (RRR) atau rasio antara nenemuan cadangan dengan tingkat produksi migas. RRR Indonesia kalah dari Vietnam dengan RRR di atas 150% 

"Kita lebih banyak yang diproduksi daripada menemukan cadangan. Indonesia hanya menang dari Thailand, Ini bagi bangsa kita, bagaimana reserve replacement ratio bisa di atas 100%?" terangnya.

Pengamat Energi, Pri Agung Rakhmanto bilang, gross split yang yang merupakan bagian dari production sharing contract, dengan sistem hasil diambilkan dari gross dan risiko sepenuhnya ditanggung kontraktor menyerupai sistem service contract.

Beberapa negara yang menerapkan sistem service contract diantaranya adalah Filipina, Brazil, Peru, Cile, Equador, Venezuela, India, Iran,  Kuwait, hingga Arab Saudi. 

"Tapi India tidak bisa dimulai, karena cadangan minyaknya kecil, Indonesia juga termasuk kecil cadangannya," katanya. 

Sementara service contract itu berhasil di Arab Saudi, Iran, Kuwait, dan Brazil karena cadangan minyak mereka sangat besar. Pri Agung menyarankan, gross split dibuat sebagai opsi tidak perlu dipaksakan. Sementara pemerintah bisa mengkaji soal opsi sistem tax & royalty karena negara hanya mendapat hasil bersih dalam bentuk pajak dan royalti saja. 

"Negara lain banyak yang tidak menggunakan satu jenis kontrak. Disesuaikan kondisi lapangan, kondisi geologis, objektif yang ingin dicapai namanya bisnis, harus fleksible," ujarnya.

Kontan, Page-14, Friday, Nov 24, 2017

Downstream PNBP Oil and gas Reached Rp 1.05 Trillion

The Downstream Oil and Gas Regulatory Agency (BPH Migas) from January to mid November 2017, has listed Non-Tax State Revenues (PNBP) of Rp 1.05 trillion. That number exceeded the target of 16% of the target of Non-Tax State Revenues (PNPB) of 900 billion.

EMD Ministry spokesman Dadan Kusdiana said, with conditions like this, until the end of 2017, estimated total PNBP BPH Migas will reach Rp 1.1 trillion.

"This means that the average monthly PNBP BPH Migas reaches Rp 88.8 billion," he said in a release on Thursday (23/11).

PNBP BPH Migas is derived from two types of revenue, namely the contribution of business entities from the business of supply and distribution of fuel oil (BBM) of Rp 777 billion (74%). Then from the business activities of natural gas transportation through pipeline of Rp 269 billion (26%)

In 2016, BPH Migas which also targets PNBP figure of Rp 900 billion, with year-end achievement of Rp 1.083 trillion (120%). In recent years, BPH Migas has always submitted most of the PNBP from fuel and natural gas contributions.

IN INDONESIA

PNBP Hilir Migas Mencapai Rp 1,05 Triliun

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) mulai Januari sampai pertengahan November 2017, telah mencatatkan Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) sebesar Rp 1,05 triliun. Angka tersebut melampaui target sebesar 16% dari target Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNPB) yang sebesar 900 miliar.

Juru bicara Kementerian ESDM Dadan Kusdiana bilang, dengan kondisi seperti ini, hingga akhir tahun 2017, diperkirakan total PNBP BPH Migas akan mencapai Rp 1,1 triliun. 

"Artinya, PNBP BPH Migas perbulan rata-rata mencapai Rp 88,8 miliar," kata dia dalam rilis, Kamis (23/11).

PNBP BPH Migas ini berasal dari dua jenis pendapatan, yakni pendapatan iuran badan usaha dari kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian bahan bakar minyak (BBM) sebesar Rp 777 miliar (74%). Kemudian dari kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa sebesar Rp 269 miliar (26%)

Tahun 2016, BPH Migas yang juga menargetkan angka PNBP sebesar Rp 900 miliar, dengan pencapaian akhir tahun Rp 1,083 trililun (120%). Beberapa tahun terakhir, BPH Migas tercatat selalu menyerahkan sebagian besar PNBP dari iuran BBM dan iuran gas bumi.

Kontan, Page-14, Friday, Nov 24, 2017

Termination Block Decided December

The government will decide the fate of a new contract for the eight oil and gas blocks whose Contract will expire or terminate in December 2017.

The government will evaluate proposals presented by PT Pertamina and its current contractors. The eight-block oil and gas contracts will expire in 2018. In early 2018, the government commissioned eight oil and gas blocks that had expired to Pertamina.

However, the contractors who are currently operators of the blocks are still given the opportunity to re-manage the work area. The eight working areas assigned to Pertamina are Tuban Block, East Java (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Ogan Komering Block, South Sumatra (JOB Pertamina-Talisman); Sanga-Sanga Block, East Kalimantan (VICO), Southeast Sumatra Block (SES), Lampung (CNOOC SES Limited).

In addition, Central Block, East Kalimantan (Total E & P Indonesie), Attaka Block, East Kalimantan (Chevron), East Kalimantan Block (Chevron), and North Sumatra Offshore Block, Aceh (Pertamina). Of the eight blocks, Pertamina's commitment must be pitted with existing contractors on the Tuban Block, SES Block, Ogan Komering, and Sanga-Sanga Blocks. Meanwhile, the NSO Block will be managed integrated with the North Sumatra B Block (NSB), while the Central Block will be integrated with the Mahakam Block.

Oil and Gas Block

Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ego Syahrial said that it still opens opportunities for contractors to get involved in managing the work area after the contract expires.

Pertamina's plan and activities to manage the eight blocks of oil and gas will be pitted against the contractors who currently still manage the blocks.

According to him, if the current contractor's offer is more attractive in terms of efforts to maintain production and investment levels, the government can provide contract extension to the operator. However, the government will decide it after evaluation and listen to Pertamina's opinion about the management proposal of the blocks. If Pertamina's offer is more attractive, the government will give the company the right to manage it.

In January 2017, ESDM Minister Ignasius Jonan has assigned Pertamina to manage eight working areas which will expire in contract with the scheme of gross split share contract.

"The deadline in December 2017, can already call Pertamina President Director Elia Massa Manik."

You drilled one, the existing contractor drilled ten wells, if Pertamina President Director Elia Massa Manik said I want ten, its OK, Pertamina [got the right to manage], "he said on Tuesday (21/11).

Based on data from SKK Migas, per quarter lll / 2017, the realization of production of Tuban Block managed by Pertamina with Petro-China amounted to 3,781 barrel oil equivalent per day / boepd with a 0% production decrease rate.

The production of CNOOC operated CNOOC Block is 52,944 boepd with the rate of production decrease 4%. The Sanga-Sanga Block operated by VICO still produces 40,572 boepd of oil and gas with a 25% decline in production.

The Ogan Komering block managed by Pertamina and Talisman still produces 3,212 boepd of oil and natural gas and a production rate of 4%. Meanwhile, the government is still preparing a special auction for East Kalimantan Block and Attaka Block. The government will auction off both blocks by early 2018.

Both blocks will be auctioned as Pertamina has declared no interest to take over the two working areas. Pertamina argued that the two blocks did not meet the economics scale because there is a burden to conduct post-mining activities or abandonment site restoration (ASR). The reason, in the contract valid until 2018 has not set the obligation to set aside funds to conduct ASR.

On the other hand, to date, the government has no regulation governing ASR's obligations on old contracts.

"These two oil and gas blocks will be auctioned openly and in process. We make a document offer and we all will open auction. Beginning in 2018, "said Ego.

Previously, Pertamina Upstream Director of Syamsu Alam said that his party had submitted a proposal for the management plan of six oil and gas blocks that would expire the contract. It also awaits the government's decision whether the company gets a green light to manage the six blocks.

In particular, the Sanga-Sanga Block, President Director of Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan mentioned, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara Tbk. it still wants the rights to manage on a new contract. Therefore, he said, if Pertamina does not want to control 100% participation rights on the block, it wants to continue Sanga-Sanga management.

TAX GROSS SPLIT

In the meantime, the Government Regulation on Taxation in the Gross Split Revenue Scheme has reached the finalization stage. Director General of Budget at the Ministry of Finance Askolani said that the regulation is still being re-evaluated by the Ministry of Energy and Mineral Resources (FFA) and the Directorate General of Taxation.

"It is still the final check between ESDM, Directorate General of Taxes, and BKF" he said on Wednesday (22/11).

He said, it still has not calculated how much potential will be included in non tax revenue (PNBP) by using gross split scheme in oil and gas block management.

According to him, although the government will use the gross profit-sharing scheme, the potential for tax revenue and non-tax revenues will be balanced. Head of Fiscal Policy Office Suahasil Nazara said, there are three main principles in the preparation of the gross split tax regulation.

First, taxation is intended to encourage the oil and gas industry.

"I told the tax friends do not raised taxes in front. Later if the industry exists, it will automatically appear taxes, taxes will appear once the contractor has lifting (oil and gas production). So, state revenue spur tax economic growth is there, "he said.

Second, this regulation provides legal certainty. Some of the terms in the production sharing contract with the cost recovery scheme are still in the gray area causing uncertainty.

Third, the regulation is simple so as not to bother oil and gas contractors.

Earlier, Vice Minister of Finance Mardiasmo said, with the scheme for the gross split, tax revenue is potentially declining. However, the decline in oil and gas tax will be offset by PNBP which is believed to be increasing.

He added, with the gross split scheme, the income tax rate decreased from 35% to 25%. In addition, if activities are still in the indirect tax exploration stage will be eliminated as fiscal incentives.

IN INDONESIA

Blok Terminasi Diputuskan Desember

Pemerintah akan memutuskan nasib kontrak baru untuk kedelapan blok  minyak dan gas bumi yang Kontraknya akan berakhir atau terminasi paada Desember 2017.

Pemerintah akan mengevaluasi proposal yang disodorkan PT Pertamina dan kontraktor saat ini. Kontrak delapan blok migas itu akan berakhir pada 2018. Pada awal 2018, pemerintah menugaskan delapan blok migas yang telah berakhir- kontraknya kepada Pertamina.

Namun, kontraktor yang saat ini menjadi operator blok-blok itu masih diberikan kesempatan untuk mengelola kembali wilayah kerja itu.  Delapan wilayah kerja yang ditugaskan kepada Pertamina yakni Blok Tuban, Jawa Timur (JOB Pertamina-PetroChlna East Java), Blok Ogan Komering, Sumatra Selatan (JOB Pertamina-Talisman); Blok Sanga-Sanga, Kalimantan Timur (VICO), Blok Southeast Sumatera (SES), Lampung (CNOOC SES Limited).

Selain itu, Blok Tengah, Kalimantan Timur (Total E&P Indonesie), Blok Attaka, Kalimantan Timur (Chevron), Blok East Kalimantan (Chevron), dan Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina). Dari delapan blok itu, komitmen Pertamina harus diadu dengan kontraktor existing pada pengelolaan Blok Tuban, Blok SES, Ogan Komering, dan Blok Sanga-Sanga. Sementara itu, Blok NSO akan dikelola terintegrasi dengan Blok North Sumatra B (NSB), sedangkan Blok Tengah akan diintegrasikan dengan Blok Mahakam.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ego Syahrial mengatakan bahwa pihaknya masih membuka kesempatan kepada para kontraktor untuk ikut terlibat dalam pengelolaan wilayah kerja tersebut setelah kontrak berakhir.

Rencana kegiatan dan komitmen Pertamina untuk mengelola delapan blok migas tersebut akan diadu dengan para kontraktor yang saat ini masih mengelola blok-blok tersebut.

Menurutnya, bila tawaran kontraktor saat ini lebih menarik dalam hal upaya menjaga tingkat produksi dan investasi, pemerintah bisa memberikan perpanjangan kontrak kepada operator tersebut. Namun, pemerintah akan memutuskan hal itu setelah evaluasi dan mendengarkan pendapat Pertamina tentang proposal pengelolaan blok-blok tersebut. Jika penawaran Pertamina lebih menarik, pemerintah akan memberikan hak kelola kepada perseroan itu.

Pada Januari 2017, Menteri ESDM Ignasius Jonan telah menugaskan kepada Pertamina untuk mengelola delapan wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya dengan skema kontrak bagi hasil kotor atau gross split.

“Batas waktunya pada Desember 2017, sudah bisa memanggil Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik."

Anda ngebor satu, kontraktor existing mengebor sepuluh sumur, kalau Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik bilang, saya mau sepuluh, its OK, Pertamina [mendapat hak kelola],” ujarnya, selasa (21/11).

Berdasarkan data SKK Migas, per kuartal lll/2017, realisasi produksi Blok Tuban yang dikelola Pertamina bersama Petro-China sebesar 3.781 barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd) dengan laju penurunan produksi 0%. 

Produksi Blok SES yang dioperasikan CNOOC sebanyak 52.944 boepd dengan laju penurunan produksi 4%. Blok Sanga-Sanga yang dioperatori VICO masih menghasilkan migas sebanyak 40.572 boepd dengan laju penurunan produksi 25%.

Blok Ogan Komering yang dikelola Pertamina dan Talisman masih menghasilkan minyak dan gas bumi sebanyak 3.212 boepd dan laju penunman produksi 4%. Sementara itu, pemerintah masih menyiapkan lelang khusus untuk Blok East Kalimantan dan Blok Attaka. Pemerintah akan melelang kedua blok itu pada awal 2018.

Kedua blok itu akan dilelang karena Pertamina telah menyatakan tidak berminat untuk mengambil alih kedua wilayah kerja itu. Pertamina beralasan kedua blok itu tidak memenuhi skala keekonomian karena terdapat beban untuk melakukan kegiatan pasca tambang atau abandonment site restoration (ASR). Pasalnya, pada kontrak yang berlaku hingga 2018 belum diatur kewajiban untuk menyisihkan dana untuk melakukan ASR. 

Di sisi lain, hingga saat ini, pemerintah tidak memiliki regulasi yang mengatur tentang kewajiban ASR pada kontrak-kontrak lama.

“Dua blok migas ini akan dilelang dengan sustem terbuka dan sedang berproses. Kita buat penawaran dokumen dan semuanya kita akan lelang terbuka. Awal tahun 2018,” kata Ego.

Sebelumnya Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan bahwa pihaknya telah menyampaikan proposal untuk rencana pengelolaan enam blok migas yang akan habis kontrak. Pihaknya pun menanti keputusan pemerintah apakah perseroan mendapat lampu hijau untuk mengelola enam blok tersebut.

Sementala itu, khusus Blok Sanga-Sanga, Presiden Direktur Saka Energi Indonesia Tumbur Parlindungan menyebut, anak perusahaan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. itu masih menginginkan hak kelola pada kontrak baru. Oleh karena itu, dia menuturkan, bila Pertamina tidak ingin menguasai 100% hak partisipasi pada blok itu, pihaknya ingin melanjutkan pengelolaan Sanga-Sanga.

PAJAK GROSS SPLIT

Sememara itu, Peraturan Pemerintah tentang Perpajakan dalam Skema Bagi Hasil Gross Split sudah mencapai tahap finalisasi. Direktur Jenderal Anggaran Kementerian Keuangan Askolani mengatakan bahwa saat ini regulasi itu masih dievaluasi kembali oleh Kementerian ESDM, Badan Kebijakan Fiskal (BKF) dan dan Ditjen Pajak.

“Ini masih dicek final antara ESDM, Ditjen Pajak, dan BKF” katanya, Rabu (22/11).

Dia menuturkan, pihaknya masih belum menghitung berapa potensi yang akan masuk dalam pendapatan negara bukan pajak (PNBP) dengan menggunakan skema bagi hasil kotor (gross split) dalam pengelolaan blok migas.

Menurutnya, meskipun pemerintah akan menggunakan skema bagi hasil kotor, potensi penerimaan yang masuk dalam pajak dan PNBP dipastikan akan seimbang. Kepala Badan Kebijakan Fiskal Suahasil Nazara menuturkan, ada tiga prinsip utama dalam penyusunan peraturan pajak gross split.

Pertama, perpajakan dimaksudkan untuk mendorong industri migas. 

“Saya bilang ke teman-teman pajak jangan dimunculkan pajak di depan. Nanti kalau industri ada, itu akan muncul secara otomatis pajaknya, pajak akan muncul begitu kontraktor ada lifting (produksi migas). Jadi, penerimaan negara memacu pertumbuhan ekonomi pajaknya ada di situ,” ujarnya.

Kedua, regulasi ini memberi kepastian hukum. Beberapa hal dalam kontrak bagi hasil dengan skema pengembalian biaya produksi (cost recovery) masih di wilayah abu-abu sehingga menimbulkan ketidakpastian. 

Ketiga, regulasi itu bersifat sederhana sehingga tidak merepotkan kontraktor migas.

Sebelumnya, Wakil Menteri Keuangan Mardiasmo mengatakan, dengan adanya skema bagi hasil gross split tersebut, penerimaan pajak memang berpotensi menurun. Namun, penurunan pajak migas akan diimbangi dari PNBP yang diyakini bakal bertambah.

Dia menambahkan, dengan skema gross split, tarif PPh turun dari 35% menjadi 25%. Selain itu, jika kegiatan masih dalam tahap eksplorasi pajak tidak langsung akan dihilangkan sebagai insentif fiskal. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, Nov 23, 2017

Pertamina EP Successfully Disbursed Wells Offshore

PT Pertamina EP through Pertamina EP Asset 4 operational unit in Poleng Field successfully completed drilling of POL-N2 well. POL-N2 well work is an offshore drilling prime PT Pertamina EP Drilling located off the coast of the Java Sea for 47 days using an Ensco 67 rig with a depth of 8,696 feet.

This is a horizontal type of exploitation drilling. The success of offshore POL-N2 well drilling can be safely resolved with production exceeding the target of 744 barrels per day (bpd) and 1.07 million cubic feet per day (mmscfd).

The drilling of POL-N 2 wells originally budgeted amounted to approximately US33 15.5 million. However, the realization of the cost can be reduced to about US $ 11.6 million. In addition to drilling at the POL-N2 well, Pertamina EP Asset 4 also succeeded in drilling the TPN-4 well located in Dusun Tapen, Tuban, East Java.

There the company got a new production with an oil bladder test of about 250 bpd on a 40/64 pinch. The drilling budget is around US $ 4.2 million. Didik Susilo, Asset 4 General Manager of Pertamina EP explained that the success of drilling in these two locations brought Asset 4 to achieve production of 120.3% of the 2017 target of 12,255 bph.

"So the cumulative production as of November 11, 2017 reached 14,744 bpd and gas production reached 157.19 mmscfd," he said in a press release on Wednesday (22/11).

IN INDONESIA

Pertamina EP Berhasil Ngebor Sumur di Offshore

PT Pertamina EP melalui unit operasional Pertamina EP Asset 4 di Poleng Field, berhasil menyelesaikan pengeboran Sumur POL-N2. Pengerjaan sumur POL-N2 merupakan pengeboran perdana offshore PT Pertamina EP Pengeboran yang terletak di lepas pantai Laut Jawa dilakukan selama 47 hari menggunakan rig Ensco 67 dengan kedalaman 8.696 kaki.

Rig Ensco 67

Ini merupakan pengeboran eksploitasi dengan jenis horizontal. Keberhasilan pemboran offshore sumur POL-N2 dapat diselesaikan secara aman dengan hasil produksi melebihi target sebesar 744 barel per hari (bph) dan gas 1,07 juta kaki kubik per hari (mmscfd).

Pemboran sumur POL-N 2 yang semula dianggarkan sebesar sekitar US33 15,5 juta. Namun, realisasi biaya mampu ditekan menjadi sekitar US$ 11,6 juta. Selain melakukan pengeboran pada sumur POL-N2, Pertamina EP Asset 4 juga berhasil mengebor Sumur TPN-4 yang berlokasi di Dusun Tapen, Tuban, Jawa Timur. 

Di Sana perusahaan mendapat produksi baru dengan hasil uji kandung minyak sekitar 250 bph pada jepitan 40/64. Anggaran pengeboran sekitar US$ 4,2 juta. Didik Susilo, Asset 4 General Manager Pertamina EP menjelaskan dengan keberhasilan pengeboran di dua lokasi ini membawa Asset 4 mencapai produksi 120,3% dari target tahun 2017 sebesar 12.255 bph. 

"Jadi kumulatif produksi per tanggal 11 November 2017 mencapai 14.744 bph dan produksi gas mencapai 157.19 mmscfd," kata dia dalam siaran pers, Rabu (22/11).

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

PGN Benefits Revision of EMR Regulation No. 19/2009

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) considers that the revision plan of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 19/2009 on Gas Pipe Business Activities will benefit this company. The revision shall divide the territory of the exclusive distribution channel to the enterprise.

For the new distribution channel area, the government plans to grant exclusive management rights for 30 years and the existing territory for 15 years. In addition, the government will provide gas supply guarantees.

Head of Marketing and Product Development Division of PGN Adi Munandir explained that the revision of Ministerial Regulation 19 of 2009 to improve the natural gas trading system, prevent duplication, and divide equality of players downstream gas sector.

According to him, the best point of the revision is the determination of a particular distribution channel area. The region will be managed exclusively for 30 years by a business entity that has the best capacity in infrastructure provision and provides it to all consumers including household and Gas Fuel Filling Station (SPBG).

"PGN with our existing area has a number of pipes up to 80,000 km. It becomes exclusive areas of PGN, "he said, Wednesday (22/11).

According to him, a business entity may develop infrastructure, develop a network in its own territory, exclusively without being disturbed. In this way PGN can expand demand, infrastructure everywhere calmly, given the allocation by the government and exclusive rights.

IN INDONESIA

PGN Diuntungkan Revisi Peraturan Menteri ESDM No 19/2009

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) menilai, rencana revisi Peraturan Menteri ESDM Nomor 19/2009 tentang Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa akan menguntungkan perusahaan ini. Revisi tersebut akan membagi wilayah jalur distribusi eksklusif kepada badan usaha.

Untuk wilayah jalur distribusi baru, pemerintah berencana  memberikan hak eksklusif mengelola selama 30 tahun dan wilayah eksisting selama 15 tahun. Selain itu, pemerintah akan memberikan jaminan pasokan gas.

Head of Marketing and Product Development Division PGN Adi Munandir menjelaskan, revisi Peraturan Menteri 19 tahun 2009 untuk memperbaiki tata niaga gas bumi, mencegah duplikasi, dan membagi kesetaraan pemain sektor hilir gas. 

Menurut dia, poin paling bagus dari revisi itu adalah penetapan wilayah jalur distribusi tertentu. Wilayah itu akan dikelola secara eksklusif selama 30 tahun oleh badan usaha yang memiliki kemampuan paling baik dalam penyediaan infrastruktur dan menyediakannya untuk semua konsumen termasuk rumah tangga dan Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG).

“PGN dengan wilayah eksisting kami memiliki jumlah pipa sampai 80.000 km. Itu jadi wilayah-wilayah eksklusif PGN," kata dia, Rabu (22/11).

Menurut dia, suatu badan usaha boleh mengembangkan infrastruktur, mengembangkan jaringan di wilayahnya sendiri, eksklusif tanpa diganggu. Dengan cara ini PGN bisa melakukan mengembangkan permintaan, infrastruktur kemana-mana dengan tenang, karena diberikan alokasi oleh pemerintah dan hak eksklusif.

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

Do not Impose KKKS Using Gross Split

Upstream Oil and Gas Investment from January to September 2017 only reached US $ 6.74 billion, or still 54 percent of this year's target of US $ 12.85 billion. The weakening of the oil and gas industry is investing because policies change frequently.

The policy uncertainty issued by the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) caused the upstream oil and gas industries to be unattractive. Even oil and gas investment is declining.

According to Energy Observer Pri Agung Rakhmanto, the core issue of the upstream oil and gas climate is not conducive to the rule of the game which is often uncertain, in the sense of often out of sync with existing contracts. Plus the permissions are numerous.

Moreover, in the affairs of the oil and gas block auction, the problem of raw data is also a barrier to investment in the upstream sector of oil and gas. The government should always focus on solving both problems and do not add problems by issuing new rules such as gross split.

"Practically this past year our energy has been spent solely on gross split, which is not the answer to the problem, but it adds to the problem with uncertainty," Pri Agung

(22/11).

The impact of uncertainty on the oil and gas investment climate is not only the picture of this year's block auction. But according to Pri Agung also seen from mininmya oil and gas exploration investment.

Based on data from SKK Migas, upstream oil and gas investment from January 2017-September 2017 (update) amounted to US $ 6.74 billion or only 54% of this year's target.

The investment consists of investment exploitation block which reached US $ 6.18 billion. The investment for exploration block is only US $ 560 million. The most fair indicator in assessing whether or not a conducive investment climate is conducive is how interested the industry is to explore. Gross split, in this case, is not suitable for exploration blocks, because of risks and high uncertainty, "he explained.

So Pri Agung appealed to the government not to impose the scheme of contract for the gross split result into obligation to be applied by KKKS.

"Instead, the government should be able to give KKKS the freedom to choose the profit sharing contract that best suits the oil and gas field managed," he said.

IN INDONESIA

Jangan Paksakan KKKS Menggunakan Gross Split

Investasi Hulu Migas Januari-September 2017 hanya mencapai US$ 6,74 miliar, atau masih 54% dari target tahun ini US$ 12,85 miliar. Melemahnya industri migas berinvestasi karena kebijakan sering berubah.

Ketidakpastian kebijakan yang dikeluarkan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyebabkan industri hulu migas tidak menarik. Bahkan investasi migas mengalami kemunduran.

Menurut Pengamat Energi Pri Agung Rakhmanto, permasalahan inti iklim hulu migas tidak kondusif adalah aturan main yang sering tidak pasti, dalam arti sering tidak sinkron dengan kontrak yang sudah ada. Ditambah perizinan sangat banyak.

Terlebih lagi dalam urusan lelang blok migas, masalah data yang masih mentah juga jadi penghalang investasi masuk di sektor hulu migas. Mestinya sejak dulu pemerintah fokus membereskan kedua masalah tersebut dan jangan menambah permasalahan dengan mengeluarkan aturan-aturan baru seperti gross split.

"Praktis satu tahun terakhir ini energi kita dihabiskan hanya mengurusi dan membicarakan gross split, yang ternyata bukan jawaban atas permasalahan yang ada, tetapi justru menambah permasalahan yang ada dengan ketidakpastian yang ditimbulkan," kata Pri Agung

(22/11).

Dampak ketidakpastian terhadap iklim investasi migas tidak hanya gambaran dari lelang blok tahun ini. Tetapi menurut Pri Agung juga terlihat dari mininmya investasi eksplorasi migas.

Berdasarkan data SKK Migas, jumlah investasi hulu migas dari Januari 2017-September 2017 (update) sebesar US$ 6,74 miliar atau hanya mencapai 54% dari target tahun ini.

Investasi tersebut terdiri dari investasi blok eksploitasi yang mencapai US$ 6,18 miliar. Sementara investasi untuk blok eksplorasi hanya US$ 560 juta. Indikator paling fair di dalam menilai tertarik tidaknya atau kondusif tidaknya iklim investasi adalah seberapa tertarik industri itu melakukan eksplorasi. Gross split, dalam hal ini, tidak cocok untuk blok eksplorasi, karena risiko dan ketidakpastian tinggi," terang dia.

Makanya Pri Agung menghimbau kepada pemerintah agar tidak memaksakan skema kontrak bagi hasil gross split menjadi kewajiban untuk diterapkan oleh KKKS. 

"Justru pemerintah seharusnya bisa memberikan kebebasan bagi KKKS untuk memilih kontrak bagi hasil yang paling sesuai dengan lapangan migas yang dikelola," kata dia.

Kontan, Page-14, Thursday, Nov 23, 2017

Drill 5 Wells in Sidayu

Saka Accelerate Block Pangkah

PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara (PGN), finally obtained the approval of Sidayu field development in Pangkah Block, Gresik, at the beginning of this November.

President Director of Saka, Tumbur Parlindungan said, with the approval of Plan of Development (PoD), the company will accelerate the development. He targets, the field can be produced by the end of 2018.

"The target is 2018 end of production or early 2019," he said at the ESDM Ministry Office on Tuesday (21/11) "

Currently under the stage of Front End Engineering Design (FEED). The plan, infrastructure development will begin in 2018.

"Sudan begins development now, after next year's FEED builds two platforms," ​​he explained.

Saka targets to drill five wells in Sidayu field with an average oil and gas production estimated at 10,000 barrels of oil equivalent per day [BOEPD]. Although it has not yet been decided in final but development, Sidayu Field requires a company fund of at least 50 million US dollars.

"Investments again counted about 50 million US dollars - 100 million US dollars is just development," said Tumbur.

Tumbur revealed the seriousness of Saka in developing Sidayu field as one of the field in Pangkah Block is expected to give big contribution to the company's production.

Currently, the company's average production reaches 57,000 BOEPD. This realization will continue to be improved as the development in several blocks is being done in Block Pangkah. In addition to Sidayu field that is prepared to produce there is Ujung Pangkah field that has been in production first.

IN INDONESIA

Mengebor 5 Sumur di Sidayu

Saka Percepat Blok Pangkah

PT Saka Energi Indonesia anak usaha PT Perusahaan Gas Negara (PGN) akhirnya memeroleh persetujuan pengembangan lapangan Sidayu di Blok Pangkah, Gresik, pada awal bulan November ini.

Direktur Utama Saka, Tumbur Parlindungan mengatakan, dengan disetujuinya Plan of Development (PoD), perusahaan akan melakukan percepatan pengembangan. Dia menargetkan, lapangan tersebut bisa berproduksi pada akhir tahun 2018. 

“Targetnya 2018 akhir produksi atau 2019 awal," katanya di Kantor Kementerian ESDM, Selasa (21/11)"

Saat ini sedang dilakukan tahapan Front End Engineering Design (FEED). Rencananya, pembangunan infrastruktur akan dimulai pada tahun 2018. 

"Sudan dimulai sekarang development, setelah FEED tahun depan membangun dua platform," paparnya.

Saka menargetkan mengebor lima sumur di lapangan Sidayu dengan produksi migas rata-rata diperkirakan mencapai 10.000 barel oil equivalen per day [BOEPD). Meskipun belum diputuskan secara final namun pengembangan, Lapangan Sidayu ini membutuhkan dana perusahaan minimal 50 juta dollar AS. 

"lnvestasi lagi dihitung sekitar 50 juta dollar AS - 100 juta dollar AS itu development saja," ujar Tumbur.

Tumbur mengungkapkan keseriusan Saka dalam mengembangkan lapangan Sidayu sebagai salah satu lapangan di Blok Pangkah ini diharapkan memberikan kontribusi besar ke produksi perusahaan.

Saat ini, rata-rata produksi perusahaan mencapai 57.000 BOEPD. Realisasi ini akan terus ditingkatkan seiring pengembangan di beberapa blok yang sedang dilakukan yakni di Blok Pangkah. Selain lapangan Sidayu yang dipersiapkan untuk berproduksi terdapat lapangan Ujung Pangkah yang sudah terlebih dulu berproduksi. 

Surya, Page-3, Thursday, Nov 23, 2017