Pertamina Will Buy Oil and Gas Contractor Oil

11 oil and gas contractors have reportedly agreed to sell crude oil to Pertamina

The state-owned oil company, PT Pertamina, has the opportunity to suppress crude oil imports. This is because the oil and gas company has obtained a contract to purchase crude oil from a private oil and gas contractor (KKKS).

PT Chevron Pacific Indonesia

Purchased commodities are domestic oil production (DMO). One of the crude oil purchased is oil produced by PT Chevron Pacific Indonesia, totaling 90,000 barrels per day (bpd). Even 11 other oil contractors have also agreed to buy crude oil by Pertamina.

The Director General of Oil and Gas (Director General of Oil and Gas) of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Djoko Siswanto confirmed this. He said, Chevron had approved the production of crude oil sold to Pertamina as much as 90,000 bpd.

However, Djoko is still reluctant to disclose the taxation issue which has been a problem. He only said that the tax issue was no longer a problem.

"The tax is normal. Try asking, I have not received a written report. Ask directly to Pertamina or Chevron," he said

In addition to Chevron, Pertamina has obtained a contract to purchase crude oil from other contractors. The number is about 11 KKKS with the target of adding 225,000 bpd of crude oil.

"It has been dozens of contractors who deal with Pertamina. If possible, the total volume is 225,000 bpd," he said.

The obligation of the KKKS to sell crude oil to the domestic market, especially Pertamina, is contained in the ESDM Minister of Energy and Mineral Resources Regulation Number 42/2018 concerning the Priority for Utilizing Petroleum for Fulfilling Domestic Needs.

The regulation was issued as an attempt by the government to suppress crude oil imports, Article 3 of the regulation states, contractors or affiliates are obliged to offer petroleum contractor parts to Pertamina and or business entities holding petroleum processing business licenses.

The offer obligation is carried out no later than three months before the commencement of the export recommendation period for all volumes of petroleum in the contractor's part by conducting purchasing negotiations in the normal manner of the business.

Regarding the results of the negotiations, Pertamina can directly appoint contractors to purchase petroleum contractors and Pertamina can hold long-term contracts for 12 months.

Previously Pertamina wanted the purchase of crude oil from contractors using rupiah. But Djoko said that the purchase should be made in business to business (B to B) and not the obligation of the KKKS to sell using rupiah.

Mutual benefit

Previously, PT Pertamina's Retail Marketing Director, Mas'ud Khamid, said that dozens of oil produced in Indonesia could be processed at Pertamina's refineries. That way, Pertamina is ready to buy all the oil produced by the KKKS.

Petronas

The progress is still negotiating oil purchases using the rupiah. Mas'ud said, one of the contractors who agreed to transact using rupiah was Petronas. He reasoned, the purchase of crude oil from the KKKS could suppress Pertamina's imports. On the other hand, transactions with the rupiah are expected to increase the strengthening of the rupiah.

Fahmy Radhi

Energy and Economics Observer at Gadjah Mada University (UGM), Fahmy Radhi assessed that the sale of crude oil from contractors to Pertamina provides mutual benefits for both. For example, the KKKS does not need to export crude oil, in the sense of reducing transportation, export and logistics costs. As for Pertamina, there is no need to import the oil needed, so that it can reduce the volume of imports of oil needed.

"This will be able to reduce the oil balance deficit, which has so far been higher than exports," he said.

Most importantly, said Fahmy, the price of selling KKKS oil to Pertamina cannot be determined by the government, because it will harm the KKKS.

IN INDONESIAN

Pertamina Akan Membeli Minyak Kontraktor Migas

Sebanyak 11 kontraktor migas kabarnya sudah setuju menjual minyak mentah ke Pertamina

Perusahaan minyak milik negara, PT Pertamina, berpeluang menekan impor minyak mentah. Sebab, perusahaan migas ini telah mendapatkan kontrak pembelian minyak mentah dari kontraktor migas swasta (KKKS).

Komoditas yang dibeli merupakan produksi minyak dalam negeri atau domestic market obligation (DMO). Salah satu minyak mentah yang dibeli adalah minyak produksi PT Chevron Pacific Indonesia, sebanyak 90.000 barel per hari (bph). Bahkan 11 kontraktor minyak lainnya kabarnya juga sudah menyepakati pembelian minyak mentah oleh Pertamina.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Djoko Siswanto membenarkan hal tersebut. Dia bilang, Chevron sudah merestui minyak mentah hasil produksinya dijual kepada Pertamina sebanyak 90,000 bph.

Namun Djoko masih enggan mengungkapkan perihal perpajakan yang selama ini menjadi kendala. Dia hanya bilang soal perpajakan sudah tidak ada masalah lagi. 

"Pajaknya normal saja. Coba saja tanya, saya belum dapat laporan tertulis. Tanya langsung ke Pertamina atau Chevron," ujar dia

Selain Chevron, Pertamina sudah memperoleh kontrak pembelian minyak mentah kepada kontraktor lainnya. Jumlahnya sekitar 11 KKKS dengan target penambahan minyak mentah sebanyak 225.000 bph. 

"Sudah belasan kontraktor yang deal dengan Pertamina. Kalau bisa semuanya, total volumenya 225.000 bph," ungkap dia.

Kewajiban KKKS menjual rninyak mentah ke pasar dalam negeri khususnya Pertamina ada didalam dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral ESDM Nomor 42/2018 tentang Prioritas Pemanfaatan Minyak Bumi untuk Pemenuhan Kebutuhan Dalam Negeri. 

Regulasi tersebut dikeluarkan sebagai upaya pemerintah menekan impor minyak mentah, Pasal 3 regulasi itu menyebutkan, kontraktor atau afiliasinya wajib menawarkan minyak bumi bagian kontraktor ke Pertamina dan atau badan usaha pemegang izin usaha pengolahan minyak bumi.

Kewajiban penawaran tersebut dilaksanakan paling lambat tiga bulan sebelum dimulainya periode rekomendasi ekspor untuk seluruh volume minyak bumi bagian kontraktor dengan melakukan negosiasi pembelian secara kelaziman bisnis.

Terhadap hasil negosiasi itu, Pertamina bisa melakukan penunjukan langsung kontraktor untuk pembelian minyak bumi bagian kontraktor dan Pertamina dapat mangadakan kontrak jangka panjang selama 12 bulan.

Sebelumnya Pertamina menginginkan pembelian minyak mentah dari kontraktor menggunakan rupiah. Tapi Djoko mengatakan seharusnya pembelian itu dilakukan secara business to business (B to B) dan bukan menjadi kewajiban KKKS menjual memakai rupiah.

Saling untung

Sebelumnya Direktur Pemasaran Retail PT Pertamina, Mas'ud Khamid mengatakan, seluluh minyak hasil produksi di Indonesia bisa diolah di kilang milik Pertamina. Dengan begitu, Pertamina siap membeli semua minyak yang dihasilkan KKKS.

Adapun progresnya masih negosiasi pembelian minyak menggunakan rupiah. Mas'ud bilang, salah satu kontraktor yang setuju bertransaksi memakai rupiah adalah Petronas. Dia beralasan, pembelian minyak mentah dari KKKS bisa menekan impor Pertamina. Di sisi lain, transaksi dengan rupiah diharapkan bisa meningkatkan penguatan rupiah.

Pengamat Energi dan Ekonomi Universitas Gadjah Mada (UGM), Fahmy Radhi menilai, penjualan minyak mentah dari kontraktor ke Pertamina memberikan mutual benefit bagi keduanya. Misalnya, KKKS tidak perlu mengekspor minyak mentah, dalam arti mengurangi biaya transport, ekspor, logistik. Sedangkan bagi Pertamina, tidak perlu harus impor minyak yang dibutuhkan, sehingga bisa mengurangi volume impor dari minyak yang dibutuhkan. 

"Ini akan dapat mengurangi defisit neraca minyak yang selama ini impornya lebih tinggi daripada ekspor," ungkap dia.

Yang terpenting, kata Fahmy, harga penjualan minyak KKKS kepada Pertamina tidak bisa ditentukan pemerintah, karena akan merugikan KKKS.

Kontan, Page-14, Thursday, Jan 3, 2019

Medco is Ready to Acquire Ophir Energy

Medco Energi Global Pte Ltd (MEG), a subsidiary of PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC), is exploring the acquisition of Ophir Energy Ltd's shares engaged in upstream oil and gas exploration and production. The acquisition will make seven private companies with the largest oil and gas production in ASEAN defeat Hess and BP.

BP Oil adn Gas

Medco Energy International Director Anthony R. Mathias said his party was still discussing Ophir Energy's offer to buy in cash all shares that had been and will be issued.

Ophir Energy's

"There has been no value submitted, the amount of funds provided, the amount of securities to be purchased, and the relationship between the parties that will transact, and not yet known," he said.

The corporate action was carried out for the development of the MEG business. If the acquisition is successful, Medco's oil and gas production will increase to 110 thousand boepd (barrel of oil equivalent per day). Medco's oil and gas production in 2018 is around 85 thousand boepd, while the oil and gas production of listed companies listed on the London stock exchange reaches 25 thousand boepd.

Ophir has upstream oil and gas assets in Thailand, Vietnam, Indonesia, Malaysia, and in the equator of Guinea and Tanzania. In addition, Ophir has exploration areas in Mexico and Bangladesh.

"For Medco, successful acquisitions will substantially strengthen the company's footprint in the region and diversify its experienced portfolio in Indonesia," added Wood Mackenzie Angus Rodger, Research Director.

The move will also increase oil and gas development in Tanzania and Guinea. In Indonesia, Ophir has 67.5 per cent of management rights in PSC Madura, 45 per cent of management rights in the Sampang PSC, and three PSCs in Bangkanai, Central Kalimantan, which have been producing. In addition, Ophir has two deep-sea exploration licenses in the West Papua Block IV and the Aru Block.

IN INDONESIAN

Medco Siap Akuisisi Ophir Energy

Medco Energi Global Pte Ltd (MEG), anak usaha PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC), sedang menjajaki akuisisi saham Ophir Energy Ltd yang bergerak di bidang eksplorasi dan produksi hulu migas. Akuisisi tersebut akan membuat tujuh perusahaan swasta dengan produksi migas terbesar di ASEAN mengalahkan Hess dan BP.

Direktur Medco Energi Internasional Anthony R. Mathias mengatakan, pihaknya masih membahas tawaran Ophir Energy untuk membeli secara tunai seluruh saham yang telah dan akan dikeluarkan.

"Belum ada nilai yang diajukan, jumlah dana yang disediakan, jumlah efek yang akan dibeli, dan belum diketahui hubungan pihak-pihak yang akan bertransaksi," ujarnya.

Aksi korporasi itu dilakukan untuk pengembangan usaha MEG. Jika akuisisi tersebut sukses, produksi migas Medco akan meningkat menjadi 110 ribu boepd (barel oil equivalen per day). Produksi migas Medco pada 2018 sekitar 85 ribu boepd, sedangkan produksi migas emiten yang terlisting di bursa saham London tersebut mencapai 25 ribu boepd.

Ophir memiliki aset hulu migas di Thailand, Vietnam, Indonesia, Malaysia, serta di ekuator Guinea dan Tanzania. Selain itu, Ophir memiliki wilayah eksplorasi di Meksiko dan Bangladesh. 

”Bagi Medco, akuisisi yang berhasil akan secara substansial memantapkan jejak perusahaan di kawasan dan mendiversifikasikan portofolio yang berpengalaman di Indonesia," imbuh Direktur Penelitian Wood Mackenzie Angus Rodger. 

Langkah tersebut juga akan menambah pengembangan migas di Tanzania dan Guinea. Di Indonesia, Ophir memiliki 67,5 persen hak kelola di PSC Madura, 45 persen hak kelola di PSC Sampang, dan tiga PSC di Bangkanai, Kalimantan Tengah, yang telah berproduksi. Selain itu, Ophir memiliki dua lisensi eksplorasi laut dalam di Blok Papua Barat IV dan Blok Aru.

Jawa pos, Page-5, Thursday, Jan 3, 2019

BP Focuses on Completing Tangguh LNG Train 3

BP, the oil and gas giant based in London, through its subsidiary in Indonesia, BP Berau Ltd. still focusing on completing the Tangguh LNG Train 3 Refinery natural gas processing facility project in Bintuni Bay, West Papua.

BP Oil and Gas

BP Indonesia Head of Country Moektianto Soeryowibowo claimed that the construction of a train unit of 3 liquefied natural gas (LNG) units was in accordance with the plan.

According to him, until the end of 2018, the construction of onshore gas facilities has reached more than 50%. Construction of offshore gas facilities has reached more than 80%.

"In 2019 we are still focused on Train 3. We finish, we focus first. It is still in the construction phase and is still on schedule, "he said.

Train Tangguh Block

The Tangguh LNG Plant is a natural gas processing facility into liquefied natural gas. Natural gas from several oil and gas blocks around Bintuni Bay is supplied to the Tangguh LNG Plant operated by BP Berau Ltd. Some oil and gas working areas that supply natural gas to the LNG plant include Blok Berau, Wiriagar and Muturi.

Moektianto explained, two offshore platforms were installed. BP is completing the installation of pipelines to transport gas from the offshore platform to the Train 3 facility on land. In relation to the activities of working on gas facilities offshore, BP Indonesia is only drilling production wells. However, Moektianto has not been able to confirm when the well drilling is completed.

"We don't know yet, but it's part of the progress and offshore. On-land facilities, namely train facilities, we pursue, "he said.

Natural gas is processed into liquefied natural gas to facilitate the process of transporting cargo to other regions. For example, LNG and Tangguh, West Papua are transported to a regasification facility in Arun, Aceh to supply generator and industrial fuel. The British oil and gas company targets the Tangguh Train-3 Refinery to start producing liquefied natural gas by 2020.

The US $ 8 billion gas project will have an LNG production capacity of 3.8 million tons per year, equivalent to 700 million cubic feet per day (MMscfd) and 3,200 barrels per day of natural gas. With an additional capacity of 3.8 million tons and Train 3; the total production capacity of the Tangguh LNG refinery plus Train 1 and 2 will reach 11.4 million tons per year. The current capacity of Train 1 and LNG Train 2 is 7.6 million tons per year.

SUPPLY OF PLN

A total of 2.85 mtpa of LNG from the Tangguh Train 3 Train Station will be allocated to a power plant owned by the State Electricity Company (Persero) with a total capacity of 3,000 megawatts (MW). Arcandra Tahar, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources, previously said that according to the final investment decision signed in 2016, 75% of liquefied natural gas or 2.85 mtpa of Tangguh LNG Train 3 will be allocated as supply for PLN.

BP Berau Ltd. has allocated LNG from Train 1 and Train 2 for power plants and industry since 2013 with the possibility of additional supply to the country. When unit 3's natural gas processing facility operates, Arcandra said, BP will also involve the local community working in that location.

"With the commencement of Train 3, there will be around 5,000 workers who can be absorbed with most of them from local communities."

CNOOC

The Tangguh refinery is operated by BP Indonesia with a stake of around 37.16%. Other BP partners include MI Berau BM (16.30%), CNOOC Muturi Ltd. (13.90%), Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (12.23%), KG Berau / KG Wiriagar (10%), Indonesia Natural Gas Resources Muturi Inc. (7.35%), and Talisman (3.06%).

The gas supply for the Java 1 Gas and Steam Power Plant (PLTGU) will be brought in from LNG Kilang Tangguh. The integrated Java 1 PLTGU and gas infrastructure project began to enter the construction phase since the end of 2018. The 1,776 MW gas-fired power plant is targeted to start commercial operations in December 2021. PT Pertamina (Persero) as the owner of the Java 1 PLTGU project also built a floating storage regacification unit (FSRU) around the plant.

IN INDONESIAN

BP Fokus Selesaikan Train 3 LNG Tangguh

BP raksasa minyak dan gas bumi yang bermarkas di London, melalui anak usahanya di Indonesia BP Berau Ltd. masih fokus menyelesaikan proyek fasilitas pemrosesan gas alam Train 3 Kilang LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat.

Head of Country BP Indonesia Moektianto Soeryowibowo mengklaim bahwa pengerjaan fasilitas pengolahan (train) unit 3 gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) itu masih sesuai dengan rencana.

Menurutnya, sampai dengan akhir 2018, konstruksi fasilitas gas di darat (onshore) telah mencapai lebih dari 50%. Kontruksi fasilitas gas lepas pantai (offshore), telah mencapai lebih dari 80%.

“Pada 2019 kami masih fokus di Train 3. Kami selesaikan, kami fokus itu dulu. Sekarang masih tahap konstruksi dan masih sesuai dengan jadwal," katanya.

Kilang LNG Tangguh merupakan fasilitas pemrosesan gas alam menjadi gas alam cair. Gas alam dari beberapa blok migas di sekitar Teluk Bintuni disuplai ke Kilang LNG Tangguh yang dioperatori oleh BP Berau Ltd. Beberapa wilayah kerja migas yang memasok gas alam ke kilang LNG itu antara lain Blok Berau, Wiriagar, dan Muturi.

Moektianto memaparkan, dua anjungan lepas pantai telah terpasang. BP sedang menyelesaikan pemasangan pipa untuk mengalirkan gas dari anjungan lepas pantai ke fasilitas Train 3 yang berada di darat. Terkait dengan kegiatan pengerjaan fasilitas gas di lepas pantai, BP Indonesia hanya melakukan pengeboran sumur produksi. Namun, Moektianto belum bisa memastikan kapan pengeboran sumur tersebut selesai. 

“Persisnya belum tahu, tetapi itu bagian dan progres offshore. Fasilitas di darat, yaitu fasilitas train, kami kejar,” katanya.

Gas alam diolah menjadi gas alam cair untuk memudahkan proses pengangkutan dengan kargo ke wilayah lain. Misalnya, LNG dan Tangguh, Papua Barat diangkut ke fasilitas regasifikasi di Arun, Aceh untuk menyuplai bahan bakar pembangkit dan industri. Perusahaan migas dari Inggris itu menargetkan Kilang Tangguh Train-3 bisa mulai memproduksi gas alam cair pada 2020.

Proyek gas senilai US$8 miliar ini akan memiliki kapasitas produksi LNG sebesar 3,8 juta ton per tahun setara dengan gas alam 700 juta kaki kubik per hari (MMscfd) dan kondesat sebanyak 3.200 barel per hari. Dengan tambahan kapasitas 3,8 juta ton dan Train 3; total kapasitas produksi kilang LNG Tangguh ditambah Train 1 dan 2 akan mencapai 11,4 juta ton per tahun. Kapasitas Train 1 dan Train 2 LNG Tangguh saat ini sebesar 7,6 juta ton per tahun.

SUPLAI PLN

Sebanyak 2,85 mtpa LNG dari Kilang Tangguh Train 3 akan dialokasikan ke pembangkit listrik milik PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dengan total kapasitas 3.000 megawatt (MW). Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar sebelumnya mengatakan, sesuai dengan keputusan final investasi yang sudah ditandatangani pada 2016, gas alam cair sebanyak 75% atau 2,85 mtpa dari Train 3 LNG Tangguh akan dialokasikan sebagai pasokan untuk PLN.

BP Berau Ltd. telah mengalokasikan LNG dari Train 1 dan Train 2 untuk pembangkit listrik dan industri sejak 2013 dengan kemungkinan tambahan suplai ke dalam negeri. Saat fasilitas pemrosesan gas alam unit 3 beroperasi, Arcandra menuturkan, pihak BP juga akan melibatkan masyarakat setempat bekerja di lokasi tersebut.

“Dengan mulainya Train 3 itu ada sekitar 5.000 tenaga kerja nantinya yang dapat diserap dengan sebagian besar akan diambil dari masyarakat lokal setempat.”

Kilang Tangguh dioperasikan oleh BP Indonesia dengan kepemilikan saham sekitar 37,16%. Mitra BP lainnya antara lain, MI Berau BM (16,30%), CNOOC Muturi Ltd. (13,90%), Nippon Oil Exploration (Berau) Ltd. (12.23%), KG Berau/ KG Wiriagar (10%), Indonesia Natural Gas Resources Muturi Inc. (7,35%), dan Talisman (3,06%).

Suplai gas untuk Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU) Jawa 1 akan didatangkan dari LNG Kilang Tangguh. Proyek terintegrasi PLTGU Jawa 1 dan infrastruktur gas itu mulai memasuki tahap kontruksi sejak akhir 2018. Pembangkit listrik berbahan bakar gas dengan kapasitas 1.776 MW itu ditargetkan mulai beroperasi secara komersial pada Desember 2021.

PT Pertamina (Persero) sebagai pemilik proyek PLTGU Jawa 1 juga membangun fasilitas penyimpanan dan regasifikasi terapung [floating storage regacification unit/FSRU) di sekitar pembangkit.

Bisnis Indonesia, Page-22, Thursday, Jan 3, 2019

3 Oil and Gas Blocks Auction Again

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will auction off three oil and gas blocks that were not sold in 2018. The three blocks are the Selat Panjang (WK) Working Area, Makassar Strait, and West Kampar.

ESDM Ministry's Director General of Oil and Gas Djoko Siswanto said the auction for the working area in 2019 still refers to the experience of last year which was divided into three stages. According to him, the government's desire to continue auctioning the WK that failed to be auctioned was considered reasonable.

"Now there are still three stages, which I remember that must have been auctioned [this year] that Makassar Strait is not yet, then the Long Strait, and West Kampar," he said.

For the Kampar Riau Block, the ESDM Ministry actually auctioned it on September 19 to October 22, 201. Unfortunately, investors have not been interested in the block which has an estimated reserve of 8.3 MMSTB (oil and condensate). Initially the block was managed by PT Sumatera Persada Energi (SPE). Then on December 28, 2008, Oilex Ltd purchased management rights of 45% of PSE. On the way, at the end of December 2016, PSE was in bankruptcy.

The production contract for the Kampar Riau West Block was signed in October 2005 with a contract period of 50 years. Termination of the SPE contract as manager of the Kampar Block is realized through a letter from the Minister of Energy and Mineral Resources with Number 2974/2018 signed on August 15 2018. Similar to West Kampar; The Long Strait Block, located in Riau, will be terminated on September 5, 2021 and attempted to be auctioned again.

Because, Petroselat Ltd, which is a subsidiary of PT Sugih Energy Tbk., As the operator, was declared bankrupt on July 5, 2017, so the government again auctioned off the oil and gas block.

Especially for the Makassar Strait Block, there are actually investors who are interested in managing this working area. In the conventional oil and gas working area Phase II 2018, Eni Muara Bakau B.V has submitted a proposal. 

ENI from Italy

    

  Then, the Ministry of Energy and Mineral Resources rejected the proposal because the KKKS (contractor of cooperation contract) ENI from Italy did not meet the requirements provided by the government.

ENI from Italy

At that time, the ESDM Ministry thought the Italian ENI investor proposal contained strategic requirements that made Eni's offer fail. But from the commercial side, such as cooperation bonuses and definite work commitments, Eni's proposal was deemed feasible. 

ENI from Italy

   Djoko ensured that the three blocks would be re-auctioned, considering the government had conducted an evaluation, specifically related to the Makassar Strait Block. The government has successfully auctioned 36 oil and gas blocks using gross split schemes.

IN INDONESIAN

3 Blok Migas Dilelang Lagi

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) kembali akan melelang tiga blok minyak dan gas yang tidak laku pada 2018. Ketiga blok tersebut adalah Wilayah Kerja (WK) Selat Panjang, Makassar Strait, dan West Kampar.

Dirjen Migas Kementerian ESDM Djoko Siswanto mengatakan, lelang wilayah kerja pada 2019 tetap mengacu seperti pengalaman tahun lalu yang dibagi menjadi tiga tahap. Menurutnya, keinginan pemerintah untuk tetap melelang WK yang gagal dilelang dianggap wajar.

“Sekarang tetap tiga tahap, yang saya ingat yang pasti dilelang [tahun ini] itu Makassar Strait kan belum, kemudian Selat Panjang, dan West Kampar,” tuturnya.

Untuk Blok Kampar Riau , sebenarnya Kementerian ESDM telah melelangnya pada 19 September - 22 Oktober 2018. Sayangnya, investor belum tertarik pada blok yang memiliki estimasi cadangan sebesar 8,3 MMSTB (minyak berikut kondensat) tersebut. Awalnya blok tersebut dikelola oleh PT Sumatera Persada Energi (SPE). Kemudian pada 28 Desember 2008, Oilex Ltd membeli hak kelola sebesar 45% dari PSE. Dalam perjalanannya, pada akhir Desember 2016, PSE dalam kondisi pailit.

Kontrak bagi hasil Blok West Kampar Riau ditandatangani pada Oktober 2005 dengan jangka waktu kontraknya selama 50 tahun. Pemutusan kontrak SPE sebagai pengelola Blok Kampar diwujudkan melaui surat Menteri ESDM dengan Nomor 2974/2018 yang ditandatangani pada 15 Agustus 2018. Serupa dengan West Kampar; Blok Selat Panjang, yang berlokasi di Riau, akan terminasi pada 5 September 2021 dan berupaya kembali dilelang. 

Pasalnya, Petroselat Ltd yang merupakan anak usaha dari PT Sugih Energy Tbk., sebagai operator telah dinyatakan pailit pada 5 Juli 2017, sehingga pemerintah kembali melelang blok migas tersebut.

Khusus untuk Blok Makassar Strait, sebenarnya ada investor yang tertarik untuk mengelola wilayah kerja ini. Dalam wilayah kerja migas konvensional Tahap ll 2018, Eni Muara Bakau B.V telah memasukkan proposal. Kemudian, Kementerian ESDM menolak proposal karena KKKS (kontraktor kontrak kerja sama) ENI dari Italia tersebut tidak memenuhi persyaratan yang diberikan pemerintah.

Saat itu, Kementerian ESDM beranggapan proposal investor ENI Italia tersebut mengandung persyaratan strategis yang membuat penawaran Eni gagal. Namun dari sisi komersial, seperti bonus kerja sama dan komitmen kerja pasti, proposal Eni sudah dianggap layak. 

   Djoko memastikan bahwa tiga blok tersebut akan dilelang ulang, mengingat pemerintah sudah melakukan evaluasi, khususnya terkait dengan Blok Makassar Strait. Pemerintah telah berhasil melelang 36 blok migas dengan menggunakan skema gross split. 

Bisnis Indonesia, Page-3, Thursday, Jan 3, 2019

Medco Will Acquire Ophir Energy Plc

Through its subsidiary, PT Medco Energi Global, PT Medco Energy International Tbk (MEDC) is reportedly soon to carry out its corporate actions abroad. Namely, by acquiring oil and gas companies from the UK: Ophir Energy plc.

Reporting from Reuters, the acquisition will be carried out next month. Ophir Energy is currently discussing the possibility of this acquisition which reportedly will be made in cash. 

   If referring to Refiniv's data, Ophir Energy is an exploration and oil and gas product based in London, England. Oil and gas companies that focus on the Asia and Africa region have a market capitalization of 252.2 million pounds, equivalent to US $ 321.41 million.

Ophir Energy Plc said, PT Medco Energi Global has a deadline of January 28, 2019 to submit a bid, as well as the provisions of the acquisition in England.

"With Ophir's share price, the Ophir Board and Medco confirmed it was in the discussion stage for the possibility of Medco's cash offer for shares issued by Ophir," Ophir explained, as quoted from the company's official website.

Hilmi Panigoro

Only, until this news was printed, an attempt to confirm KONTAN for the acquisition with Medco Energy International's Managing Director, Hilmi Panigoro, had not yet been answered. KONTAN's telephone and short messages have not been answered.

If referring to MEDC's quarter 2018 performance, the issuers engaged in the oil and gas exploration sector posted a significant increase in income, namely by 55% to US $ 757.37 million. In the same period last year, the company's revenue was US $ 597.81 million.

This increase in revenue made MEDC's net loss shrink to US $ 1.23 million. The same period the previous year, MEDC lost US $ 168.08 million.

IN INDONESIAN

Medco Akan Akuisisi Ophir Energy Plc

Melalui anak usahanya PT Medco Energi Global, PT Medco Energy lnternasional Tbk (MEDC) dikabarkan segera melakukan aksi korporasinya di luar negeri. Yakni, dengan mengakuisisi perusahaan migas dari lnggris: Ophir Energy plc.

Dilansir dari Reuters, akuisisi akan dilakukan bulan depan. Ophir Energy kini sedang mendiskusikan kemungkinan akuisisi ini yang kabarnya akan dilakukan secara tunai. Jika merujuk data Refiniv, Ophir Energy adalah perusahaan eksplorasi dan produk minyak dan gas berbasis di London, lnggris. Perusahaan migas yang fokus di Wilayah Asia dan Afrika ini memiliki kapitalisasi pasar 252,2 juta poundsterling atau setara US$ 321,41 juta.

Ophir Energy Plc menyebut, PT Medco Energi Global memiliki batas waktu hingga 28 Januari 2019 untuk mengajukan penawaran, sebagaimana ketentuan akuisisi di lnggris.

"Dengan harga saham Ophir, Dewan Ophir dan Medco mengkofirmasi sedang dalam tahap diskusi untuk kemungkinan penawaran tunai Medco untuk saham yang dikeluarkan Ophir," terang Ophir, seperti dikutip dari situs resmi perusahaan.

Hanya, sampai berita ini naik cetak, upaya konfirmasi KONTAN atas akuisisi itu dengan Direktur Utama Medco Energy lnternasional, Hilmi Panigoro belum berbalas. Telepon dan pesan pendek KONTAN belum dijawab.

Jika merujuk kinerja MEDC kuartal Ill 2018, emiten yang bergerak di sektor eksplorasi minyak dan gas ini membukukan kenaikan pendapatan signifikan, yaitu sebesar 55% menjadi US$ 757,37 juta. Pada periode yang sama tahun lalu, pendapatan perusahaan ini US$ 597,81 juta.

Kenaikan pendapatan ini membuat rugi bersih MEDC mengecil menjadi US$ 1,23 juta. Periode yang sama tahun sebelumnya, MEDC merugi US$ 168,08 juta.

Kontan, Page-14, Wednesday, Jan 2, 2019

Investors Need More Certainty of Licensing

Oil and gas contractors do not question gross gross profit sharing scheme schemes, but rather want the ease and certainty of time to obtain licenses.

As many as 36 oil and gas contractors use the gross split scheme as long as the model was first applied in early 2017 until the end of 2018. The government replaces the cost recovery scheme that uses a system of returning oil and gas production costs from the State Revenue and Expenditure Budget (APBN) to cooperation contract contractors (KKKS).

However, contractors are given the opportunity to continue to use the cost recovery scheme until the contract expires. The government requires all new contracts for oil and gas working areas to use gross profit sharing schemes.

The President of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Tumbur Parlindungan said that basically contractors did not have problems with gross split regimes or other types of contracts that apply in other countries. Because, every country has a different oil and gas contract regime policy.

"There are no problems with the gross split, but how permits and certainty of how long to take care of the permit are explained," he said.

Tumbur considered that the value of the signature bonus paid by the contractor to the state was also still reasonable.

"If we look in other countries, they collect [signature bonuses] more, but because the blocks are also large," he added.

Regarding the investment potential of upstream oil and gas in the future, Tumbur said that the potential for oil and gas reservoirs in the country remains promising, but needs to be supported by an increase in national competitiveness. In the perspective of oil and gas investors who are not only focused on one region, the calculation of capital returns is a priority.

In the last 3 years, the ESDM Ministry has cut many policies to create a simpler atmosphere for national oil and gas investment. Nearly 200 policies in the energy and mining sectors were cut by the Ministry of Energy and Mineral Resources.

Seeing this, Tumbur acknowledged that the Ministry of Energy and Mineral Resources had carried out the main tasks and functions properly. However, oil and gas licensing is not only in the ESDM Ministry, but also in other ministries and institutions.

"Trimming and simplification [regulation and licensing] is important, but investors also need how long it will take to complete all that," he said.

Arcandra Tahar

INTEREST INVESTMENT

The Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar revealed that the presence of 36 oil and gas contractors that applied the gross profit sharing scheme showed that investment commitments in the upstream oil and gas sector rose significantly. With this achievement, Arcandra also dismissed that the use of gross split scheme was not able to attract investors in the upstream oil and gas sector.

"This year the exploration block has sold nine [work areas], last year it sold five blocks. In 2016 and 2015 it sold zero. If there are those who say that the gross split system is not suitable for exploration blocks, it turns out that on December 28, 2018, it has increased by three blocks, "he said.

In addition, until the end of the year there were additional numbers of oil and gas working areas that used gross splits, bringing the total to 36 oil and gas blocks. The ESDM Ministry announced three winners of the Phase III / 2018 Oil and Gas Block auction at the end of December 2018. The three blocks are South's working area Andaman, Sakakemang, and Maratua.

In addition, Arcandra said that the decision to manage the terminated oil and gas block in 2023, the Rimau Block which was operated by Medco E & P, used a gross split scheme.

IN INDONESIAN

Investor Lebih Butuh Kepastian Perizinan

Para kontraktor minyak dan gas bumi tidak mempersoalkan skema kontrak bagi hasil kotor atau gross split, tetapi lebih menginginkan kemudahan dan kepastian waktu untuk mendapatkan perizinan.

Sebanyak 36 koutraktor minyak dan gas bumi menggunakan skema bagi hasil kotor atau gross split selama model itu pertama kali diterapkan pada awal 2017 hingga akhir 2018. Pemerintah mengganti skema bagi hasil bersih atau cost recovery yang menggunakan sistem pengembalian biaya produksi migas dari Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) kepada kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Namun, kontraktor diberikan kesempatan untuk tetap menggunakan skema cost recovery hingga kontrak berakhir. Pemerintah mewajibkan kepada seluruh kontrak baru wilayah kerja migas untuk menggunakan skema bagi hasil kotor.

Presiden Indonesian Petroleum Association (IPA) Tumbur Parlindungan mengatakan bahwa pada dasarnya kontraktor tidak memiliki permasalahan dengan rezim gross split atau jenis kontrak lain yang berlaku di negara lain. Pasalnya, setiap negara mempunyai kebijakan rezim kontrak migas berbeda.

“Tidak ada masalah sama gross split, tetapi bagaimana perizinan dan kepastian berapa lama mengurus izin itu dijelaskan,” katanya.

Tumbur menilai bahwa nilai bonus tanda tangan yang dibayar oleh kontraktor kepada negara juga masih dalam angka yang wajar. 

“Kalau kita lihat di negara lain, mereka memungut [bonus tanda tangan] lebih besar, tetapi karena bloknya juga besar," tambahnya.

Terkait dengan potensi investasi hulu migas ke depan, Tumbur mengatakan bahwa potensi reservoir migas di Tanah Air tetap menjanjikan, tetapi perlu didukung dengan peningkatan daya saing nasional. Dalam perspektif investor migas yang tidak hanya fokus di salah satu regional, hitung-hitungan tingkat pengembalian modal menjadi prioritas.

Dalam 3 tahun terakhir, Kementerian ESDM telah memotong banyak kebijakan untuk menciptakan atmosfer investasi migas nasional lebih sederhana. Hampir 200 kebijakan di sektor energi dan pertambangan dipotong oleh Kementerian ESDM.

Melihat hal tersebut, Tumbur mengakui bahwa Kementerian ESDM sudah menjalankan tugas pokok dan fungsi dengan baik. Namun, perizinan migas tidak hanya berada di Kementerian ESDM, tetapi juga di kementerian dan lembaga lain.

“Pemangkasan dan penyederhanaan [regulasi dan perizinan] menjadi penting, tetapi investor juga memerlukan berapa lama waktu yang diperlukan untuk menyelesaikan semua itu,” tuturnya.

MINAT INVESTASI

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengungkapkan bahwa dengan adanya 36 kontrakor minyak dan gas bumi yang menerapkan skema bagi hasil kotor tersebut menunjukkan komitmen investasi di sektor hulu migas naik signifikan. Dengan capaian tersebut, Arcandra pun menepis bahwa penggunaan skema gross split tidak mampu menarik minat para investor di sektor hulu migas.

“Tahun ini blok eksplorasi sudah laku sembilan [wilayah kerja], tahun lalu laku lima blok. Pada 2016 dan 2015 laku nol. Kalau ada yang mengatakan sistem gross split tidak cocok untuk blok eksplorasi, ternyata pada tanggal 28 Desember 2018 justru bertambah tiga blok,” katanya.

Selain itu, hingga akhir tahun ada tambahan jumlah wilayah kerja migas yang menggunakan gross split sehingga total mencapai 36 blok migas.

Kementerian ESDM mengumukan tiga pemenang lelang Blok Migas Tahap III/2018 pada akhir Desember 2018. Ketiga blok itu adalah wilayah kerja South

Andaman, Sakakemang, dan Maratua. 

Selain itu, Arcandra menyampaikan bahwa keputusan pengelolaan blok migas terminasi pada 2023, yaitu Blok Rimau yang dioperatori oleh Medco E&P, menggunakan skema gross split. 

Bisnis Indonesia, Page-24, Wednesday, Jan 2, 2019

2019, Pertamina is Ready to Sign the Blok Bokan Contract

PT Pertamina (Persero) claimed to be ready to sign a gross split (production sharing contract / PSC) contract for the Rokan Block. The government has determined Pertamina as the manager of this block to replace PT Chevron Pacific Indonesia after the existing contract expired in 2021.

PT Chevron Pacific Indonesia

Pertamina's Senior Vice President of Upstream Business Development Ida Yusmiati said, the signing of the Rokan Block PSC was still awaiting government direction, in this case the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan. However, his party was ready to sign the Block Rokan contract for the period 2021-2041.

"Next year maybe (PSC signature) because this is the last. The new company is ready, just waiting for the ESDM Ministry. Signing (PSC) next year, "said Ida Yusmiati in Jakarta, Wednesday (12/28) night.

Pertamina Corporate Secretary Syahrial Mukhtar had revealed that the Rokan Block would be managed by a new Pertamina subsidiary. The establishment of a subsidiary is due to the very large size of the Rokan Block so that there needs to be one unit that focuses on working on this oil and gas block. Later, this new subsidiary will sign the Rokan Block contract.

the Rokan Block

The new Rokan Block contract uses a PSC gross split scheme, different from the previous one using the cost recovery scheme. Revenue sharing for contractors is set at 65% for oil and 70% for gas. While the government allotment is 35% for oil and 30% for gas. While the potential for state revenues from Block Rokan during Pertamina's management reaches US $ 57 billion.

In Blok Rokan, Pertamina promises a signature bonus of US $ 784 million or Rp. 11.3 trillion. In addition, Pertamina also has a definite work commitment (KKP) for the first five years worth US $ 500 million or around Rp 7.2 trillion.

Referring to the definite work commitment promised to the government, Pertamina has planned a number of activities, as contained in the ESDM Ministerial Decree 1923K / 10 / MEM / 2018. Some of these activities were enhanced oil recovery / EOR worth US $ 4 million, drilling of 11 exploration wells of US $ 69.8 million, drilling of five Telisa wells of US $ 18.1 million, stage-1 CEOR 7 pattern US $ 247 million, and Kulin stage-1 steam flood or Rantau Bais US $ 88.6 million.

To be able to sign the Blok Rokan PSC, the ESDM Ministry's Director General of Oil and Gas Djoko Siswanto previously said that Pertamina had to pay a signature bonus and the performance bond of the KKR Performance bond was set at 10% of the promised work commitment (US $) $ 50 million or Rp 720 billion. Djoko stated that the company had made a payment.

"Already (paid for signature bonuses and performance bonds)," he said.

At present, the Rokan Block has oil reserves of 500 million to 1.5 billion barrels of oil equivalent per day. Until the end of last June, production Oil and gas block oil in Riau is recorded at 207,148 bpd or 97% of the target of 213,551 bpd. Block Rokan oil production is projected to only be reach 205,952 bph or 96.4% of the target target for the end of 2018.

Maratua Block

In addition to the Rokan Block, Ida said, the company will also sign a contract for the exploration block that the company has just won, the Maratua Block. The company will also prepare a new subsidiary that manages the block in North Kalimantan. After that, the PSC contract will signed next year too.

"Now contract preparation. I think January-February (at the latest, signature contract), "She said.

In the Maratua Block, Pertamina has a definite commitment of US $ 5.1 million and a signature bonus of US $ 21 million. Activities funded with this definite commitment are 3D G & G and seismic studies covering 500 km2.

"Through seismic activities and the G & G Study by Pertamina, it is hoped that it can strengthen efforts to prove reserves in the Maratua Block and Pertamina can obtain greater potential reserves than before," said Pertamina Dharmawan H Director, H Samsu.

Maratua Block is an oil and gas working area of ​​7,835.07 square kilometers located in the Tarakan Basin. The North Kalimantan area (Kaltara) which is the location of the Tarakan Basin has potential cumulative production. Around the area, Pertamina also has 4 active working areas in the Kaltara area, namely Pertamina EP Asset 5 in Bunyu, PHE Nunukan, JOB Pertamina-Medco EP Simenggaris, and East Ambalat Block.

IN INDONESIAN

2019, Pertamina Siap Teken Kontrak Blok Bokan

PT Pertamina (Persero) mengaku siap menandatangani kontrak kerja sama (production sharing contract/ PSC) skema bagi hasil kotor (gross split) untuk Blok Rokan. Pemerintah telah menetapkan Pertamina sebagai pengelola blok ini menggantikan PT Chevron Pacific Indonesia pasca kontrak eksisting berakhir pada 2021.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Ida Yusmiati menuturkan, penandatanganan PSC Blok Rokan masih menunggu arahan pemerintah, dalam hal ini Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan. Namun, pihaknya sudah siap meneken kontrak Blok Rokan untuk periode 2021-2041 tersebut.

“Tahun depan mungkin (tanda tangan PSC) karena ini yang terakhir. Perusahaan baru sudah siap, hanya menunggu Kementerian ESDM saja. Signing

(PSC) tahun depan bisa,” kata Ida Yusmiati di Jakarta, Rabu (28/12) malam.

Sekretaris Perusahaan Pertamina Syahrial Mukhtar sempat mengungkapkan, Blok Rokan akan dikelola anak usaha baru Pertamina. Pembentukan anak usaha lantaran ukuran Blok Rokan yang sangat besar sehingga perlu ada satu unit yang fokus menggarap blok migas ini. Nantinya, anak usaha baru ini lah yang akan meneken kontrak Blok Rokan.

Kontrak baru Blok Rokan ini menggunakan PSC skema bagi hasil kotor (gross split), berbeda dari sebelumnya yang memakai skema cost recovery. Bagi hasil untuk kontraktor ditetapkan sebesar 65% untuk minyak dan 70% untuk gas. Sementara jatah pemerintah yakni 35% untuk minyak dan 30% untuk gas. Sementara potensi penerimaan negara dari Blok Rokan selama dikelola Pertamina mencapai US$ 57 miliar.

Di Blok Rokan, Pertamina menjanjikan bonus tanda tangan sebesar US$ 784 juta atau Rp 11,3 triliun. Selain itu, Pertamina juga memiliki komitmen kerja pasti (KKP) untuk lima tahun pertama senilai US$ 500 juta atau sekitar Rp 7,2 triliun.

Mengacu komitmen kerja pasti yang dijanjikan kepada pemerintah, Pertamina sudah merencanakan sejumlah kegiatan, sebagaimana ada didalam Keputusan Menteri ESDM 1923K/ 10/ MEM/2018. Beberapa kegiatan itu yakni studi pengurasan minyak tahap lanjut (enhanced oil recovery/ EOR) senilai US$ 4 juta, pengeboran 11 sumur eksplorasi US$ 69,8 juta, pengeboran lima sumur Telisa US$ 18,1 juta, stage-1 CEOR 7 pattern US$ 247 juta, dan stage-1 steam flood Kulin atau Rantau Bais US$ 88,6 juta. 

Untuk bisa menandatangani PSC Blok Rokan, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Djoko Siswanto sebelumnya mengatakan, Pertamina harus membayarkan bonus tanda tangan dan performance bond KKR Performance bond ini ditetapkan sebesar 10% dari nilai komitmen kerja pasti (KKP) yang dijanjikan atau sebesar US$ 50 juta atau Rp 720 miliar. Djoko menyatakan, perseroan sudah melakukan pembayaran. 

“Sudah (dibayar bonus tanda tangan dan performance bond) ,” ujar dia.

Saat ini, Blok Rokan memiliki cadangan minyak sebesar 500 juta hingga 1,5 miliar barel setara minyak per hari. Sampai akhir Juni lalu, produksi minyak blok migas di Riau ini tercatat sebesar 207.148 bph atau 97% dari target 213.551 bph. Produksi minyak Blok Rokan diproyeksikan hanya akan mencapai 205.952 bph atau 96,4% dari target nada akhir tahun 2018.

Blok Maratua

Selain Blok Rokan, Ida menuturkan, pihaknya juga akan menandatangani kontrak untuk blok eksplorasi yang baru dimenangkan perseroan, yakni Blok Maratua. Perseroan juga akan menyiapkan anak usaha baru yang mengelola blok di Kalimantan Utara ini. Setelahnya, kontrak PSC akan

ditandatangani pada tahun depan juga.

“Sekarang persiapan kontrak. Saya rasa Januari-Februari (paling lambat. tanda tangan kontrak),” tutur dia.

Di Blok Maratua, Pertamina memiliki komitmen pasti US$ 5,1 juta dan bonus tanda tangan US$ 21juta. Kegiatan yang didanai dengan komitmen pasti ini adalah studi G&G dan seismik 3D seluas 500 km2. 

“Melalui kegiatan seismik dan Studi G&G oleh Pertamina, diharapkan dapat memperkuat upaya pembuktian cadangan di Blok Maratua dan Pertamina dapat memperoleh potensi cadangan yang lebih besar dari sebelumnya,” kata Direktur Hulu Pertamina Dharmawan H Samsu.

Blok Maratua adalah Wilayah kerja migas seluas 7.835,07 kilometer persegi yang terletak di Cekungan Tarakan. Area Kalimantan Utara (Kaltara) yang merupakan lokasi Cekungan Tarakan memiliki kumulatif produksi yang potensial. Di sekitar wilayah tersebut, Pertamina juga memiliki 4 Wilayah kerja aktif di area Kaltara yaitu Pertamina EP Aset 5 di Bunyu, PHE Nunukan, JOB Pertamina-Medco EP Simenggaris, dan Blok East Ambalat.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec 29, 2018