Gross - Split Scheme Still Bone of Contention

    The government has yet to bring the House of Representatives to terms over its plan to replace the cost recovery scheme for the upstream oil and gas industry with the so-called gross-split sliding scale. Under the cost recovery scheme, which was initially applied in 2010, the government is forced to reimburse various production costs to contractors with a vast range of variables such as the purchase of heavy equipment and enhanced oil recovery (EOR) to ramp up production.

    Meanwhile, the gross-split sliding scale will let contractors decide by themselves about how they operate with no reimbursement scheme and just straightly split production with the government at the end of the road. “However, We must be very careful as the gross-split scheme could make the government lose its entire grip as contractors will have greater freedom inltheir operations. It means we will no longer be able to intervene in terms of the management of the country’s natural resources,” Satya Widya Yudha, a member of House Commission VII overseeing energy, said.

    Satya said such a mechanism would contradict Article 33 of the Constitution, which mandates state control over all natural resources. Hence, the government should not hastily implement the gross-split scheme just to attract more investors to the country he added. So, it needs to be clear first. How much income can the country actually get from the new scheme? ls it really that profitable for us in the long run?” Satya went on. Commission VII deputy chairman Mulyadi also saw eye-to-eye with Satya.

    He even called on the government to test the gross-split scheme with one project first, before fully implementing it in the future. Last year, the government was forced to pay out $13.9 billion for cost recovery exceeding- the $12.86 billion in non-tax revenue obtained from the sector. Bisman Bhaktiar, the executive director of the Center for Energy and Mining Law (Pushep), said the cost recovery scheme, indeed, had been seen as unattractive for investors, as the split ratio of government to contractor is 85:15 for oil and 70:30 for gas.

    Hence, he said there had been some allegations that contractors could mark up their cost recovery report to get a better result in their top lines. According to the Supreme Audit Agency (BPK) report, the contractors marked up cost recovery by Rp 3.9 trillion (US$293 million) last year, by adding many variables such as expatriation costs for foreign employees, thus reducing state revenue. “So the real problem is in the control and supervision, while the gross-split scheme, on the contrary, will reduce the government’s ability to oversee such matters,” Bisman said.

    Meanwhile, Energy and Mineral Resources Deputy Minister Arcandra Tahar disagreed with such criticism as he said all projects had to be observed case by case and the gross split scheme would only bring more efficiency for all oil and gas cooperation contract holders (KKKS). Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKKMigas) head Amien Sunaryadi confirmed the gross-split scheme would be first implemented in the extension of production sharing contract (PSC) for Offshore Northwest Java (ONWJ).

IN INDONESIAN

Skema Gross - Split  Masih Jadi Rebutan

    Pemerintah belum membawa DPR untuk berdamai atas rencana untuk mengganti skema cost recovery untuk industri minyak dan gas hulu dengan apa yang disebut skala gross-split geser. Di bawah skema cost recovery, yang awalnya diterapkan pada tahun 2010, pemerintah dipaksa untuk mengganti berbagai biaya produksi untuk kontraktor dengan berbagai macam variabel seperti pembelian alat berat dan enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan produksi.

    Sementara itu, gross-split skala geser akan membiarkan kontraktor memutuskan sendiri tentang bagaimana mereka beroperasi tanpa skema penggantian dan hanya lurus membagi produksi dengan pemerintah di ujung jalan. "Namun, kita harus sangat berhati-hati sebagai skema gross-split bisa membuat pemerintah kehilangan seluruh grip sebagai kontraktor akan memiliki kebebasan yang lebih besar inltheir operasi. Artinya kita tidak akan lagi dapat mengintervensi dalam hal pengelolaan sumber daya alam negara itu, "kata Satya Widya Yudha, anggota Komisi VII DPR yang membawahi bidang energi,.

    Satya mengatakan mekanisme tersebut akan bertentangan Pasal 33 dari Konstitusi, yang mengamanatkan penguasaan negara atas semua sumber daya alam. Oleh karena itu, pemerintah seharusnya tidak buru-buru menerapkan skema gross-split hanya untuk menarik lebih banyak investor ke negara tambahnya. Jadi, itu harus jelas dulu. Berapa banyak pendapatan bisa negara benar-benar mendapatkan dari skema baru? ls itu benar-benar menguntungkan bagi kita dalam jangka panjang? "Satya melanjutkan. Komisi VII wakil ketua Mulyadi juga melihat mata ke mata dengan Satya.

    Dia bahkan meminta pemerintah untuk menguji skema gross-split dengan satu proyek pertama, sebelum sepenuhnya menerapkan itu di masa depan. Tahun lalu, pemerintah dipaksa untuk membayar $ 13.900.000.000 untuk cost recovery exceeding- yang $ 12.860.000.000 pendapatan non-pajak yang diperoleh dari sektor ini. Bisman Bhaktiar, direktur eksekutif dari Pusat Energi dan Pertambangan Hukum (Pushep), mengatakan skema cost recovery, memang, telah dipandang sebagai tidak menarik bagi investor, sebagai rasio pemecahan pemerintah untuk kontraktor adalah 85:15 untuk minyak dan 70 : 30 untuk gas.

    Oleh karena itu, ia mengatakan ada beberapa tuduhan bahwa kontraktor bisa mark up laporan pemulihan biaya mereka untuk mendapatkan hasil yang lebih baik di baris atas mereka. Menurut laporan Badan Pemeriksa Keuangan (BPK), kontraktor ditandai cost recovery sebesar Rp 3,9 triliun (US $ 293.000.000) tahun lalu, dengan menambahkan banyak variabel seperti biaya pengusiran bagi karyawan asing, sehingga mengurangi penerimaan negara. "Jadi masalah sebenarnya adalah dalam kontrol dan pengawasan, sedangkan skema gross-split, sebaliknya, akan mengurangi kemampuan pemerintah untuk mengawasi hal-hal tersebut," kata Bisman.

    Sementara itu, Energi dan Sumber Daya Mineral Wakil Menteri Arcandra Tahar tidak setuju dengan kritik seperti dia mengatakan semua proyek harus diamati kasus per kasus dan skema perpecahan kotor hanya akan membawa efisiensi lebih untuk semua pemegang kontrak minyak dan kerjasama gas (KKKS). Hulu Minyak dan Gas Bumi Peraturan Task Force Khusus (SKKMigas) kepala Amien Sunaryadi dikonfirmasi skema gross-split akan diterapkan pertama kali pada perpanjangan bagi hasil kontrak (PSC) untuk Offshore Northwest Java (ONWJ).

Jakarta Post, Page-13,Wednesday, Dec,7,2016

PSC East Natuna Diteken Awal 2017

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memasang target kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) Blok East Natuna diteken pada awal 2017 nanti. Sedianya kontrak itu ditandatangani pada 14 November 2016. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan PSC sudah disodorkan ke konsorsium East Natuna yakni PT Pertamina, ExxonMobil dan PTTEP Thailand.

    Kontrak yang ditawarkan itu dengan bagi hasil pemerintah sebesar 40 persen. Arcandra menuturkan ada beberap ketentuan dalam kontrak tersebut yang dirasa belum menguntungkan. Salah satunya terkait bagi hasil (split). Hanya saja dia enggan membeberkan seperti apa pembahasan split tersebut. “Salah satu masalahnya split,” ujarnya. Percepatan pengembangan Blok East Natuna dilakukan guna menjaga kedaulatan Indonesia. Pasalnya ada upaya dari negara lain yang menarik garis batas wilayahnya melewati batas Nusantara.

    Dengan diteken PSC maka kegiatan eksplorasi bisa segera dilakukan. Cadangan minyak di Blok East Natuna diperkirakan sekitar 46 juta barel. Sementara cadangan gasnya 42 triliun kaki kubik. Di tempat yang sama, Senior Vice President of Upstream Business Development Pertamina Danie S. Tampubolon menuturkan terdapat dua struktur di Blok East Natuna. Struktur AP mengandung minyak dan gas sedangkan struktur AL hanya mengandung gas. Dia bilang potensi gas di Natuna memang besar namun memiliki kandungan CO2 hingga 71 persen.

    Ada sejumlah teknik untuk memisahkan CO2 tersebut. Namun CO2 tidak bisa dibuang ke atmosfer lantaran bisa menyebabkan hujan asam. Bisa saja CO2 di injeksi ke area itu kembali. Tapi kontraktor memerlukan tambahan insentif dari pemerintah untuk penyimpanan CO2 ini,” ujarnya. Anggota Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) Satya Yudha meminta pemerintah segera menyelesaikan PSC Blok East Natuna. Pasalnya Blok ini sudah ditemukan sejak tahun 70-an namun belum digarap hingga saat ini.

    Dia mengungkapkan pembahasan mengenai East Natuna sudah sejak jaman Bacharuddin Jusuf Habibie menjabat sebagai Menteri Riset dan Teknologi. Kita sudah beberapa kali kehilangan momentum pengembangan East Natuna. Kami sudah mendorong eksekutif tapi tetap saja kehilangan momentum,” ujarnya. Satya menuturkan untuk skema bagi hasil lebih baik menerapkan sliding scale. Namun dia menegaskan skema ini berlaku untuk semua Blok Migas bukan hanya untuk East Natuna. Dia bilang skema ini mampu menghadapi fluktuasi harga minyak dunia. “Mengurangi bagian negara saat harga minyak rendah akan tetapi bagian negara akan bertambah ketika harga minyak meningkat,” ujarnya

IN ENGLISH

East Natuna PSC Signed Early 2017

    Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) set a target of production sharing contracts (production sharing contract / PSC) East Natuna Block was signed in early 2017. Originally, the contract was signed on November 14, 2016. Deputy Minister Arcandra Tahar said the PSC has been presented to the East Natuna consortium of PT Pertamina, ExxonMobil and PTTEP of Thailand.

    Contracts are offered with the results of government by 40 percent. Arcandra said that there are several provisions in the contract are deemed not profitable. One of them is related to the profit sharing (split). Only she was reluctant to reveal what the split discussions. "One of the problems split," he said. Accelerating the development of East Natuna Block is done in order to maintain the sovereignty of Indonesia. Because there are efforts of other countries to draw a line over the edge region of the archipelago.

    With the PSC signed exploration activities can be done immediately. Oil reserves in the East Natuna Block is estimated at about 46 million barrels. While gas reserves, 42 trillion cubic feet. In the same place, the Senior Vice President of Upstream Business Development Pertamina Danie S. Tampubolon said that there are two structures in East Natuna Block. AP structure contains oil and gas while the structure of the AL just gassy. He says in the Natuna gas potential is huge, but has a CO2 content of up to 71 percent.

    There are a number of techniques to separate the CO2. However, CO2 can not be discharged into the atmosphere because it can cause acid rain. It could be CO2 injection into the back area. But contractors require additional government incentives for CO2 storage, "he said. Member of Commission VII of the House of Representatives (DPR) Satya Yudha asked the government to resolve the East Natuna Block PSC. Because these blocks have been found since the 70s but has not been taken until now.

    He expressed the discussion of East Natuna has been since the days Bacharuddin Jusuf Habibie served as Minister of Research and Technology. We've been several times to lose the momentum of development of the East Natuna. We already encourage executives but still lose the momentum, "he said. Satya said to scheme for better results apply a sliding scale. But he insisted the scheme is applicable to all oil and gas blocks not only for the East Natuna. He says the scheme is able to deal with fluctuations in world oil prices. "Reducing parts of the state when oil prices are low but the state's share will increase when oil prices rise," he said

Investor Daily, Page-9,Wednesday, Dec,7,2016

Kontrak Blok ONWJ Bakal Pakai Skema Gross Split

    Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) tengah menyusun kontrak baru untuk Blok Offshore North West Java (ONWJ). Kontrak baru ini rencananya bakal menggunakan skema gross split, bukan cost recovery. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan, hak partisipasi Blok ONWJ telah diserahkan 100% kepada PT Pertamina begitu kontrak selesai pada 18 Januari 2017. Namun, tidak seperti kontrak sebelumnya, kontrak baru Blok ONWJ ini akan memakai skema Gross Split.

    Skema gross split berbeda untuk penghitungan bagi hasil (split) jatah pemerintah dan kontraktor. Jika menggunakan skema cost recovery, split baru dibagi setelah penerimaan dipotong first tranche petroleum (FTP), pajak penghasilan, dan cost recovery atau biaya yang dapat dikembalikan. Sementara untuk gross split, penerimaan langsung dibagi sesuai split pemerintah dan kontraktor. Namun, split pemerintah dan kontraktor di Blok ONWJ ini belum ditetapkan lantaran pembahasan fiscal term belum selesai.

    Arahan Menteri ESDM, split mesti fair, tidak rugikan kontraktor, tidak rugikan pemerintah. Prosentasenya bagi hasil belum tahu karena fiscal term sedang dihitung,” ujar Amien. Pihaknya menargetkan, pembahasan kontrak Blok ONWJ ini dapat selesai pertengahan Januari 2017. Senior Vice President Upstream Business Development PT Pertamina Denie Tampubolon mengatakan, penggunakan PSC gross split di Blok ONWJ ini masih dikaji. Pasalnya, Blok ONWJ telah memiliki kontrak lama yang menggunakan PSC cost recovery. “Kami exercise dengan kontrak yang lama, terus kalau mau pakai gross split, kami exercise juga.

    Perseroan disebutnya tidak masalah jenis kontrak migas mana yang akan dipakai. Bagi Pertamina, hitungan komersial dari Blok ONWJ yang penting. Dia berharap tidak ada pengaruh dari penggunaan skema gross, split ini terhadap hitungan komersial yang dibutuhkan. Anggota Komisi VII DPR RI Dito Ganinduto mengingatkan, rencana menggunakan skema gross split ini harus dikaji secara serius. Pasalnya, kontrol pemerintah melalui SKK Migas kepada kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) akan berkurang signifikan jika skema ini digunakan. Kalau bisa ada kajian kalau dengan sistem PSC cost recovery dan gross split plus minusnya bagaimana secara finansial dan non finansial,” kata dia.

IN ENGLISH

Contract ONWJ Will Use Scheme Gross Split

    Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) is preparing a new contract for the Offshore North West Java (ONWJ). The new contract is planned to be using gross scheme split and not cost recovery. SKK Migas head Amien Sunaryadi said participation rights ONWJ has submitted 100% to PT Pertamina once the contract was completed on January 18, 2017. However, unlike the previous contract, the new contract will wear ONWJ Gross Split scheme.

    Split different scheme for calculating gross revenue share (split) share of the government and the contractor. If using a cost recovery scheme, a new split were divided after the acceptance cut First Tranche Petroleum (FTP), income taxes, and the cost recovery or cost-refundable. As for gross split, divided according to the reception immediately split the government and the contractor. However, the government and the contractor split in ONWJ unassigned due to the discussion of fiscal unfinished term.

    Tutorial Minister of Energy and Mineral Resources, the split should be fair, not the detriment of the contractor, not the detriment of the government. The percentage for the uninitiated results for the fiscal terms are being counted, "said Amien. It targets, discussion ONWJ contract can be completed in mid-January 2017, Senior Vice President Business Development of PT Pertamina Upstream Denie Tampubolon said, the use of gross PSC split in ONWJ is still being studied. Because the ONWJ has had on the old contract PSC cost recovery. "We exercise with a long contract, continue if you want to use gross split, we exercise too.

    Company called does not matter the type of contract oil and gas which will be used. For Pertamina, the commercial calculations of ONWJ important. He hoped there was no effect of the use of gross scheme, this split of the commercial calculations required. Member of Commission VII of the House of Representatives Dito Ganinduto remind, plan to use this split gross scheme must be studied seriously. Because the government control over oil and gas SKK to the cooperation contract (PSC) will be reduced significantly if the scheme is used. If there can be a study that the system of cost recovery and gross PSC split their pluses and minuses of how financial and non-financial, "he said.

Investor Daily, Page-9,Wednesday, Dec,7,2016

Pertamina Harus Siapkan Langkah Strategis

    Pengamat energi UGM Fahmy Radhi mengatakan, sejumlah langkah perlu dilakukan untuk mewujudkan PT Pertamina sebagai perusahaan energi berkelas dunia. Salah satunya adalah aktif berekspansi ladang migas di luar negeri dengan tahap awal lapangan sudah berproduksi. Langkah kedua, lanjutnya, Pertamina harus ditunjuk menguasai aset melalui monetasi dengan tujuan menaikkan “international leverage”. Pertamina, menurut dia, mesti pula diberikan keistimewaan menguasai dan mengusahakan lahan migas di dalam negeri, Selain itu, meminimkan intervensi berlebihan dalam organisasi, penambahan direksi, juga dalam pengambilan keputusan ‘corporate actions’,” katanya.

    Fahmy menambahkan, pemerintah dan Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) mesti memberikan keleluasaan kepada Pertamina memanfaatkan keuntungan yang diperolehnya. Pemerintah dan DPR tidak boleh menjadikan Pertamina sebagai ‘sapi perah’ dan penyetor dividen. Berikan keleluasaan Pertamina menggunakan dividen untuk ekspansi, terutama blok di luar negeri. Pertamina tengah menuju perusahaan energi kelas dunia dengan konsisten menjalankan kegiatan bisnis berdasarkan prinsip tata kelola yang baik. Laporan keuangan kuartal ketiga 2016 Pertamina menyebutkan perseroan meneken kesepakatan “head of agreement” (HoA) dengan Repsol untuk mengembangkan unit “treated distillate aromatic extract” (TDAE) di Kilang Cilacap, Jateng.

    Pabrik berkapasitas 60.000 ton Ton DAE per tahun dengan nilai investasi 80 juta dolar AS itu direncanakan mulai beroperasi 2019. Program efisiensi “breakthrough project” (BTP) kuartal III 2016 telah menghasilkan penghematan hingga USS 1,6 miliar. Sejumlah proyek prioritas Pertamina di hulu antara lain Matindok Gas Development Project, Jambaran-Tiung Biru Gas Field, dan Geothermal Lumut  Balai 1&2 serta Ulubelu 3&4. Pada bisnis midstream serta gas pipeline network, proyek prioritas seperti Muara Karang-Muara Tawar-Tegalgede (Jawa Barat), dan Gresik-Semarang (Jawa Timur dan Jawa Tengah).

    Di hilir, Pertamina fokus Proyek Langit Biru Cilacap dan Terminal BBM Pulau Sambu. Di luar negeri, PT Pertamina Internasional Eksplorasi dan Produksi (PIEP) telah beroperasi di tiga negara yakni Aljazair, Irak, dan Malaysia dengan produksi 120.000 barel setara minyak per hari (BOEPD). Selanjutnya, pada 2025, produksi PIEP di luar negeri ditargetkan menjadi 600.000 BOEPD yang 420.000 barel per hari adalah minyak. Pada 2030, dari ladang migas di dalam dan luar negeri dapat diperoleh dua juta BOEPD. Untuk itu semua, sampai 2030, Pertamina menyiapkan anggaran US$ 146 miliar. Pertamina juga menjajaki kerja sama di Afrika Barat, Timur Tengah, Asia Barat, Rusia, dan Iran dengan incaran cadangan minyak minimal 50 juta barel dan produksi di atas 35.000 barel per hari.

IN ENGLISH

Pertamina Must Prepare Strategic Steps

    UGM energy analyst Fahmy Radhi said, a number of steps need to be taken to realize PT Pertamina as a world-class energy company. One is actively expanding overseas oil and gas fields in the early stages of the field already in production. The second step, he added, Pertamina should be appointed through monetasi control assets with the aim of raising the "international leverage". Pertamina, according to him, should also be given the privilege to master and exploit oil and gas fields in the country, in addition, to minimize excessive intervention in the organization, the addition of directors, also in decision-making 'corporate actions', "he said.

    Fahmy added, the government and the House of Representatives (DPR) should give flexibility to Pertamina utilize the benefits gained. Government and Parliament should not make Pertamina as a 'cash cow' and purveyor of dividends. Provide flexibility Pertamina use the dividends for expansion, especially overseas blocks. Pertamina towards a world-class energy company with a consistent run of business activities based on the principles of good governance. The financial statements of the third quarter of 2016, Pertamina said that the company signed an agreement "head of agreement" (HoA) with Repsol to develop the unit "treated distillate aromatic extract" (TDAE) refinery in Cilacap, Central Java.

    Plant with capacity of 60,000 tons DAE Tons per year with an investment of 80 million dollars is planned to start operating efficiency Program 2019 "breakthrough projects" (BTP) the third quarter of 2016 have resulted in savings of up to $ 1.6 billion. A number of priority projects Pertamina upstream among others Matindok Gas Development Project, Jambaran-Tiung Blue Gas Field, and Lumut Balai Geothermal 1 & 2 and 3 & 4 Ulubelu. In the midstream business and gas pipeline networks, the priority projects such as the Muara Karang-Muara Tawar-Tegalgede (West Java) and Semarang-Gresik (East Java and Central Java).

    In the downstream, the Blue Sky Project focus Pertamina Cilacap and Fuel Terminal Sambu Island. Overseas, PT Pertamina International Exploration and Production (PIEP) has been operating in three countries, namely Algeria, Iraq, and Malaysia with a production of 120,000 barrels of oil equivalent per day (BOEPD). Subsequently, in 2025, PIEP overseas production target to 600,000 BOEPD which 420,000 barrels per day is oil. In 2030, of oil and gas fields at home and abroad can be obtained two million BOEPD. For all that, until 2030, Pertamina is preparing a budget of US $ 146 billion. Pertamina is also exploring cooperation in West Africa, the Middle East, West Asia, Russia, and Iran to target oil reserves of at least 50 million barrels and production of over 35,000 barrels per day.

Investor Daily, Page-9,Wednesday, Dec,7,2016

Aksi Warga Rahayu Kian Memanas

    Aksi unjuk rasa warga Desa Rahayu, Kecamatan Soko, Tuban, yang tergabung dalam Gerakan Bersama Bayar Kompensasi Rakyat (Gebyar Korak) kian memanas. Sebab, aksi yang dimulai sejak pagi belum ditemui pihak Joint Operating Body-Pertamina Petrochina East Iava (JOB-PPEJ). “Kami akan terus menunggu di sini sampai pihak JOB-PPEJ mau menemui masyarkat,” ungkap Kamsiadi, Ketua Badan Permusyawaratan Desa (BPD) Rahayu dalam orasinya di depan gerbang PAD B.

    Pihaknya akan menunggu sampai satu jam, jika tidak ada respon dari pihak JOB PPEJ, perwakilan Pemerintah Desa Rahayu akan masuk ke dalam untuk menjemput paksa Field Admin Superintendent (FAS) JOB PPEJ, Akbar Pradima “Informasi dari dalam, pak Akbar Pradima sekarang lagi meeting sama pihak SKK Migas, kami tunggu, tapi kalau sampai satu jam tidak menemui kami, kami akan jemput paksa, katanya.  Kepala Desa Rahayu, Sukisno, menyatakan, aksi ini dilakukan lantaran warga tidak terima jika kompensasi dampak gas buang (Flare) hanya dibayar dua bulan, karena sampai hari ini kompensasi sudah terhitung 12 bulan.

    Tidak ada dasarnya kompensasi hanya mau dibayar dua bulan, kami tetap meminta kompensasi dibayar penuh, setelah ini terserah mau diganti tali asih atau pemberdayaan,” pungkasnya. Sukisno menambahkan, pihaknya meminta agar masyarakat yang ikut aksi unjuk rasa tetap menjaga keamanan dan tidak ada tindak anarkis sampai unjuk rasa ini dibubarkan. Diketahui, aksi ini mendapatkan kawalan dari pihak kepolisian dari Polres Tuban yang sejak pagi berada di lokasi. Warga yang juga terdiri dari ibu-ibu, anak-anak hingga para pemuda ini sejak pagi juga sudah berbondong-bondong ke lokasi Pad B untuk ikut aksi unjuk rasa menuntut kompensasi yang belum dibayarkan.

IN ENGLISH

Rahayu The Citizens Action Heats Up

    Rallies citizens Rahayu Village, District Soko, Tuban, which is incorporated in the People's Movement Joint Pay Compensation (Gebyar Korak) increasingly heated. Therefore, the action started in the mornings has not met the Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East IAVA (JOB-PPEJ). "We will continue to wait here until the JOB-PPEJ want to see the community," said Kamsiadi, Chairman of the Village Consultative Body (BPD) Rahayu in a speech in front of the gates of PAD B.

    He said he would wait up to an hour, if there is no response from the JOB PPEJ, Government representatives Rahayu Village will go inside to pick forcibly Field Admin Superintendent (FAS) JOB PPEJ, Akbar Pradima "Inside information, Mr. Akbar Pradima now again meeting the same the SKK Migas, we wait, but if up to one hour did not see us, we will pick force, he said. Village head Rahayu, Sukisno, said the action is done because if the citizens do not receive compensation for the impact of exhaust gases (Flare) only paid for two months, because to this day the compensation is already commencing 12 months.

    Essentially no compensation would be paid only two months, we still ask the compensation is paid in full, after this is up to replaced gratia or empowerment, "he concluded. Sukisno added, it called on the people who joined the rallies while maintaining safety and no anarchy until the protests were broken up. Known, these actions get a convoy of police from the police station Tuban since morning at the scene. Residents are also made up of mothers, children up to young people since the morning has also been flocking to the location Pad B to join demonstrations demanding compensation has not been paid.

Memorandum, Page-7,Wednesday, Dec,7,2016

Penambang Tradisional Tunggu Revisi Peraturan Menteri

    Ketua Komisi A DPRD Kabupaten Bojonegoro Sugeng Hary Anggoro meminta kepada para penambang minyak tradisional sumur tua Wonocolo untuk bersabar dan menunggu keputusan revisi dari Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No 1/ 2008. la mengatakan, pada kunjungan kerja beberapa waktu lalu Komisi A DPRD Kabupaten Bojonegoro sempat mendatangi Kementerian ESDM untuk mempertanyakan nasib para penambang minyak tradisional.

    Poin yang disampaikan, pada peraturan menteri itu masyarakat penambang tetap bisa melakukan penambangan di wilayah sumur tua melalui Koperasi Unit Desa (KUD). KUD ini nantinya bekerja sama dengan pemilik Wilayah Kerja Pertambangan (WKP), dalam hal ini PT Pertamina Aset 4 Field Cepu. Rencananya, pihak Kementerian ESDM akan melakukan revisi terhadap peraturan menteri tersebut. Komisi A berharap hal itu segera dilakukan agar para penambang yang saat ini masih bekerja di lokasi tambang minyak sumur tua, baik di wilayah kawengan maupun Malo, segera mendapatkan kepastian hukum.

    Sementara itu, para penambang beberapa waktu lalu telah mendapatkan Surat teguran atau peringatan dari PT Geo Cepu lndonesia (GCl) agar segera mengosongkan area sumur-sumur penambangan yang mereka garap. GCI sebagai pemegang kontrak KSO Enhance Oil recovery (EOR) dengan pihak Pertamina Aset 4 akan melakukan pengeboran terhadap sumur-sumur tua tersebut guna memenuhi target yang dibebankan oleh PT Pertamina Aset4 Field Cepu. Sementara itu, Ketua Komisi B DPRD Kabupaten Bojonegoro Sigit Kushariyanto mengatakan harapan yang sama.

    Komisi B setelah melakukan kunjungan ke Kementerian Koperasi beberapa waktu lalu berharap masyarakat tetap memiliki pekerjaan di sana. Kita harap kementerian koperasi juga mendukung, mengembalikan fungsi koperasi sebagai perantara penambang dan pihak Pertamina Aset 4 pemilik Wilayah Kerja Pertambangan (WKP)

IN ENGLISH

Traditional Miners Wait Revised Regulation

    Chairman of Commission A DPRD Bojonegoro Sugeng Hary Anggoro asked the miners of old traditional oil wells Wonocolo to be patient and pending the revision of the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No 1 / 2008. He said, on a working visit some time ago the Commission A DPRD Bojonegoro had visited the Ministry of Energy for the fate of the miners traditional oil.

    Points presented, at the ministerial regulation mining community can still make mining in old wells through the Village Unit Cooperatives (KUD). This cooperative will work with the owners Mining Working Area (WKP), in this case PT Pertamina assets 4 Cepu Field. According to the plan, the Ministry of Energy will make revisions to the ministerial regulation. A Commission wished it to be done so that the miners who are still working at the mine site of old oil wells, both in the region and Malo kawengan, immediately obtain legal certainty.

    Meanwhile, the miners some time ago have earned a reprimand or a warning letter from PT Geo Cepu Indonesia (GCL) to immediately vacate the area of ​​mining wells they till. GCI as contract holders KSO Enhanced Oil Recovery (EOR) with Pertamina assets 4 to drill the old wells is to meet targets imposed by PT Pertamina Aset4 Cepu Field. Meanwhile, Chairman of Commission B DPRD Bojonegoro Kushariyanto Sigit said the same hope.

    Commission B after a visit to the Ministry of Cooperatives some time ago hope people have jobs there. We hope that the cooperative ministries also support, restore function as an intermediary cooperative miners and the Pertamina assets 4 owners Mining Working Area (WKP)

Koran Sindo, Page-4,Wednesday, Dec,7,2016

ESDM Dorong Pakai Kontrak Gross Split

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) berencana menerbitkan peraturan menteri mengenai penggunaan skema gross split dalam kontrak bagi hasil. Namun, wacana penggunaan skema gross split ini diduga justru akan membatasi pengawasan oleh pemerintah. Satya Widya Yudha, Anggota Komisi VII DPR RI, menerangkan, pemerintah harus melakukan kajian lebih dalam mengenai gross split, terutama mengenai kedaulatan, keberadaan, dan intervensi pemerintah yang sangat terbatas dalam skema gross split.

    Bahkan menurutnya, skema gross split beipotensi membubarkan SKK Migas. Kalau gross split itu tidak perlu SKK Migas. Kalau SKK Migas bilang authoplty for expenditure approve, berarti bukan gross split," kata Satya. Dia juga bilang, skema gross split berpotensi melanggar UUD 1945. Bagaimana hubungannya dengan penerapan pasal 33 UUD 1945? Makanya itu harus dikaji semuanya sebelum diterapkan. Kami minta kajian supaya tidak melanggar," jelas Satya.

    Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar enggan menjawab mengenai minimnya pengawasan pemerintah dalam skema gross split. Tetapi dengan skema gross split pemerintah hanya akan memperhatikan jumlah produksi minyak dan gas. Akhirnya pemerintah hanya melihat produksi, kalau berproduksi baru dibagi. Teknologi pengembangannya seperti apa terserah kontraktor," ungkap dia. Bagi hasil milik pemerintah dari produksi migas pun nantinya akan dihitung dan dievaluasi berdasarkan lima kriteria di lapangan migas.

    Kelimanya adalah cadangan migas, lokasi lapangan migas apakah berada di wilayah terpencil, masuk dalam kriteria lapangan marginal atau tidak, kesulitan memproduksi migas di lapangan tersebut, dan jenis lapangan migas termasuk lapangan konvensional atau non konvensional. Di sisi lain, agar kontraktor bisa mendapatkan keuntungan dalam kontrak bagi hasil gross split, maka pemerintah mendorong agar KKKS bisa melakukan efisiensi. "Dalam gross split, semakin efisien perusahaan, maka dia dapat insentif sendiri.

    Pemerintah mendorong untuk efisien," pungkas Arcandra. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengungkapkan, format kontrak Blok ONWJ tidak lagi menggunakan kontrak bagi hasil cost recovery, tetapi dengan skema gross split. Saat ini SKK Migas dan PHE ONWJ tengah membahas bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor; "Fiskal term belum selesai. 'Tapi arahan Pak Menteri split-nya mesti fair tidak merugikan pemerintah tidak merugikan kontraktor," kata Amien. Pertengahan Januari 2017 nanti, kontrak bagi hasil untuk Blok ONWJ bisa selesai. Denie S. Tampubolon, Senior VP Upstream Business Development Pertamina, bilang, selama skema gross split bisa memenuhi target komersial, tak masalah diterapkan oleh pemerintah.

IN ENGLISH

Push EMR Use Contracts Gross Split

    Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) plans to issue a ministerial regulation regarding the use of gross scheme split in the production sharing contract. However, the discourse of the use of gross scheme allegedly split it will limit the control by the government. Satya Widya Yudha, Member of Commission VII of the House of Representatives, explained, the government must do more studies in the gross split, especially regarding sovereignty, existence, and very limited government intervention in the scheme of gross split.

    Even thought, gross scheme split beipotensi disperse SKK Migas. If it does not have to split gross SKK Migas. If SKK Migas says authoplty for expenditure approved, it's not gross split, "says Satya. He also said gross scheme split potentially violate the 1945 Constitution How it relates to the application of Article 33 of the 1945 Constitution? That's why it must be studied everything before implementation. We request a review so as not to violate, "said Satya.

    Deputy Minister Arcandra Tahar reluctant to answer regarding the lack of government control in the scheme of gross split. But with gross schemes split the government will only pay attention to the amount of oil and gas production. Finally, the government only see production, if new production is divided. Technology development as it is up to the contractor, "he said. For the results of the government-owned oil and gas production also will be counted and evaluated according to five criteria in the field of oil and gas.

    All five are oil and gas reserves, the location of oil and gas fields are located in remote areas, included in the criteria of marginal fields or not, the difficulty of producing oil and gas in the field, and the type of oil and gas fields including the field of conventional or non-conventional. On the other hand, that the contractor can benefit in gross revenue share split contract, the government encourages the PSC to conduct efficiency. "In gross split, the more efficiently the company, then he can own incentives.

    The government pushed for efficient, "concluded Arcandra. Head SKK Migas Amien Sunaryadi express, contract format ONWJ no longer use a production sharing contract cost recovery, but with the scheme of gross split. Currently SKK Migas and PHE ONWJ is discussing a revenue sharing between the government and the contractor ; "Fiscal unfinished term. "But the direction of the minister split its fair should not hurt the government does not harm the contractor," said Amien. Mid-January 2017, a contract for the results to be completed ONWJ. Denie S. Tampubolon, Senior VP Pertamina Upstream Business Development, said, during split gross scheme could meet commercial targets, no matter adopted by the government.

Kontan, Page-14,Wednesday, Dec,7,2016

Indonexit II di Vienna

    Keputusan Indonesia meninggalkan OPEC adalah benar. Saya heran mengapa kalian bergabung lagi dengan OPEC. Siapa dulu yang memberikan nasihat itu kepada Indonesia. Kalian tidak butuh bergabung dengan OPEC. Demikian pendapat seorang gubernur OPEC dari salah satu negara produsen minyak terbesar Timur Tengah sehari setelah Indonesia memutuskan menangguhkan keanggotaannya pada Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC).

    Pada kesempatan lain, Menteri Energi Arab Saudi Khalid al Falih kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan menyatakan, keputusan Indonesia tersebut baik untuk OPEC. Hal itu juga baik untuk Indonesia sendiri. Jonan memutuskan menangguhkan keanggotaan OPEC pada sidang ke-171 menteri-menteri OPEC di Vienna, Austria, 30 November. Alasannya, Indonesia keberatan untuk berpartisipasi dalam komitmen bersama memotong produksi minyak siap jual. OPEC sepakat memotong produksi minyak sebesar 1,2 juta barrel per hari, dari 33,7 juta barrel menjadi 32,5 juta barrel. Indonesia mendapatkan jatah kuota pemotongan sebanyak 37.000 barrel per hari.

    Bagi Indonesia yang produksinya kecil, pemotongan tersebut akan langsung berimplikasi pada perekonomian nasional. Ini, misalnya, akan menekan fiskal, neraca perdagangan, dan ketahanan energi nasional. Dalam perspektif jangka pendek, keputusan penangguhan keanggotaan OPEC tersebut menjadi pilihan rasional dan menguntungkan bagi Indonesia. Namun, dalam perspektif kepentingan nasional jangka menengah panjang, muncul pertanyaan lanjutan: apakah Indonesia masih relevan untuk bergabung lagi dengan OPEC pada tahun-tahun mendatang?

    Indonesia bergabung dengan OPEC pada 1962. Pada 2008, Indonesia memutuskan menangguhkan keanggotaannya menyusul statusnya yang berubah menjadi importir neto minyak. Pada Desember 2015, Indonesia aktif kembali sampai akhirnya menangguhkan keanggotaannya untuk kedua kali per 30 November lalu. OPEC adalah organisasi negara-negara eksportir minyak dengan misi mengoordinasikan dan menyeragamkan kebijakan perminyakan negara-negara anggota untuk memastikan stabilitas pasar minyak Indonesia tidak dalam kelas yang tepat.

    Dalam jumlah cadangan dan produksi minyak, Indonesia jauh di bawah 12 negara OPEC lainnya. Indonesia hanya unggul dalam produksi minyak dibandingkan dengan Ekuador. Namun, untuk produksi per kapita, Ekuador hampir 10 kali lipat produksi Indonesia. Artinya, pengaruh Indonesia amat minim dalam OPEC. Kalau alasan bergabung adalah demi akses informasi dan ikhtiar menjalin kerja sama, sejumlah kalangan menilai hal itu tidak relevan.

    Transaksi minyak pada akhirnya adalah urusan bisnis bukan didasarkan atas sentimen organisasi. Sementara untuk menjalin kerja sama terutama guna memastikan jaminan pasokan, pertemuan bilateral adalah jembatan utamanya. Ini bisa dilakukan tanpa OPEC. Dan, bergabung dengan OPEC, tidaklah gratis. Untuk Indonesia, iurannya mencapai 2 juta euro atau Rp 28,7 miliar per tahun. Ini dibebankan kepada Pertamina.

IN ENGLISH

Indonexit II in Vienna

    Indonesia left OPEC's decision was correct. I wonder why you rejoin OPEC. Who is the first that provides advice to Indonesia. You do not need to join OPEC. Thus the opinion of an OPEC governor of one of the country's largest oil producer Middle East a day after Indonesia decided to suspend its membership in the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC).

    On another occasion, the Minister of Energy of Saudi Arabia Khalid al Falih told the Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan said Indonesia's decision is good for OPEC. It was also nice to Indonesia itself. Jonan decided to suspend the membership of OPEC on the 171 session of OPEC ministers in Vienna, Austria, November 30. The reason, Indonesia objected to participate in a shared commitment to cut oil production ready for sale. OPEC agreed to cut oil production by 1.2 million barrels per day, from 33.7 million barrels to 32.5 million barrels. Indonesia get quota cuts as much as 37,000 barrels per day.

    For Indonesia whose production is small, the cuts will be directly implicated in the national economy. This, for example, will hit the fiscal, balance of trade, and national energy security. In the short term perspective, the OPEC membership suspension decision be favorable to the rational choice and Indonesia. However, in the perspective of national interests of medium to long-term, follow-up question arises: whether Indonesia is still relevant to rejoin OPEC in the coming years?

    Indonesia joined OPEC in 1962. In 2008, Indonesia decided to suspend its membership following the status that turned into a net importer of oil. In December 2015, Indonesia is active again until finally suspend its membership for the second time as of 30 November. OPEC is an organization of oil exporting countries with the mission to coordinate and unify the petroleum policies of member countries to ensure the stability of the oil market Indonesia is not in the appropriate class.

    In the reserves and production of oil, Indonesia is far below the 12 other OPEC countries. Indonesia only superior in oil production compared to Ecuador. However, for production per capita, Ecuador nearly 10-fold production Indonesia. That is, Indonesia is minimal influence in OPEC. If the reason for joining was for access to information and endeavor to establish cooperation, a number of people considered it irrelevant.

    Oil deals in the end is the business of business is not based on sentiment organization. As for future cooperation, especially in order to ensure security of supply, bilateral meetings are the main bridge. This can be done without OPEC. And, joining OPEC, is not free. For Indonesia, the fee was 2 million euros, or USD 28.7 billion per year. It is charged to Pertamina.

Kompas, Page-17,Wednesday, Dec,7,2016

Keputusan OPEC dan Sikap Indonesia

    Keputusan Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak untuk menurunkan produksi minyak para anggotanya pada sidang OPEC minggu lalu, 30 November, dipercaya bisa mendongkrak harga minyak dunia pada 2017. Namun, pada waktu yang bersamaan, Indonesia menyatakan membekukan kembali keanggotaannya dalam OPEC karena tidak bisa mengikuti kesepakatan OPEC untuk menurunkan produksinya. Rumusan OPEC menyatakan bahwa Indonesia harus menurunkan produksi minyaknya hingga 37.000 barrel per hari. Jika asumsi lifting Indonesia tahun 2017 diproyeksikan 820.000 barrel per hari, produksi minyak Indonesia akan diturunkan mencapai angka 783.000 barrel per hari.

    Jadi, ada dua hal penting yang kita sorot di sini. Pertama, kesepakatan bulat untuk menurunkan produksi minyak bisa dicapai oleh OPEC untuk pertama kalinya sejak delapan tahun lalu, Kedua, yang menyangkut Indonesia adalah keputusan untuk tidak mengikuti kesepakatan penurunan produksi minyaknya dengan konsekuensi keluar dari organisasi tersebut dengan membekukan keanggotaannya. Beberapa hari sebelum sidang OPEC di kota Vienna tersebut, saya termasuk yang mempertanyakan apakah bisa semua negara anggota OPEC sepakat karena salah, satu masalah. yang sensitif adalah 'bagaimana merumuskan ’jatah” pemotongan minyak untuk setiap anggota OPEC karena menyangkut pula faktor apakah situasi politik dan ekonomi setiap anggota mampu menerima rumusan tersebut.

    Ini persoalan klasik sejak puluhan tahun terakhir, dan tidak pernah ditemukan jalan keluar yang memuaskan semua pihak.  Ada informasi bahwa Irak, Iran, dan Venezuela juga sudah menyatakan keberatan mereka mengenai rumusan itu. Jadi, tanpa ada persetujuan mengenai isu terpenting OPEC, yaitu mengenai jatah pengurangan, berarti masih terbentang sebuah jalan panjang penuh hambatan ketidakpastian dalam memprediksi harga minyak dunia. Keberatan negara seperti Iran, Irak, dan Venezuela bisa dipahami karena ketiga negara tersebut menghadapi persoalan yang berat di dalam negeri mereka sendiri.

    Irak masih dalam suasana perang yang tentu saja memerlukan alokasi dana yang besar untuk menghadapinya. Venezuela sedang dalam situasi ekonomi dalam negeri yang rumit dan belum ada tanda-tanda bahwa pemerintah sekarang mampu mengatasi krisis ekonomi dan juga politik di dalam negeri mereka. Sementara itu, Iran yang baru terbebas dari embargo panjang AS pasti ingin mengoptimalkan produksi mereka untuk mendapat devisa. Baik Irak, Venezuela, maupun Iran mempunyai jumlah penduduk yang cukup besar dan semua memerlukan dana yang besar yang antara lain bisa didapatkan dari ekspor minyak mereka yang tinggi.

    Ini sedikit berbeda dengan posisi anggota OPEC lain, seperti Arab Saudi, Uni Emirat Arab, atau Kuwait, yang relatif punya jumlah penduduk kecil sehingga posisi fiskal mereka lebih terkendali. Negara-negara OPEC pada 2016 menghasilkan minyak sekitar 33,7 juta barrel per hari. Rumusan dari sidang tersebut adalah memotong produksi hingga 1,2 juta barrel per hari dengan formula pemotongan yang berusaha memberi keadilan kepada semua anggota. Tentu saja negara yang produksinya besar mengalami pemotongan yang besar pula seperti Arab Saudi yang harus mengurangi produksi hingga 486.000 barrel per hari dan Irak sampai 210.000 barrel per hari.

    Meskipun ada optimisme sebagai hasil dari pertemuan OPEC, dapat saya katakan bahwa sulit mengharapkan harga minyak dunia pada 2017 akan kembali ke Zaman keemasannya seperti beberapa tahun lalu. Secara sederhana bisa dikatakan bahwa naik dan turunnya tidak akan keluar dari angka 60 dollar AS per barrel. Masih ditambah dengan catatan bahwa anggota OPEC sendiri bisa menjaga disiplin anggota-anggotanya untuk mematuhi keputusan mereka sendiri karena dalam sejarah kita ketahui, biasanya negara seperti Arab Saudi, Uni Emirat Arab, dan Kuwait itulah yang disiplin untuk mematuhi jumlah produksi, sementara sebagian besar negara lainnya justru melakukan ”gerilya” agar produksi mereka diam-diam disesuaikan dengan kepentingan negara itu sendiri.

    Dengan segala kelemahannya, OPEC paling tidak telah menunjukkan bahwa organisasi ini masih bisa menyandang julukan sebagai salah satu prime mover produksi minyak dunia, walaupun jumlah keluaran minyaknya hanya sepertiga dari produksi total dunia, sementara lanskap produser minyak dunia sudah berubah sejak adanya para pemain baru eks Uni Soviet sérta ditemukannya shale gas di AS.

    Kekompakan dan disiplin menjadi kunci utamanya. Dan, diplomasi OPEC untuk meyakinkan Presiden Rusia Vladimir Putin untuk setuju mengurangi produksi minyak mereka patut dipuji walaupun Menteri Perminyakan Arab Saudi Khalid aJ-Falih sempat mempertanyakan apakah perlu dicapai kesepakatan pengurangan produksi minyak karena ia percaya bahwa pasar minyak akan menemukan keseimbangan sendiri tanpa harus dibatasi atau dicampuri produksinya (The Wall Street Journal, 29/11).

    Sikap Indonesia Sikap Indonesia untuk kembali membekukan keanggotaannya dalam OPEC sangat tepat. Sebagai sebuah negara yang menjunjung tinggi etika pergaulan dunia, kita selalu berusaha mematuhi kesepakatan yang diambil dalam OPEC. Apabila kesepakatan tersebut akan merugikan kepentingan nasional sehingga akan menyulitkan, alternatif yang jujur adalah dengan keluar dari kesepakatan tersebut. Kita dahulu (sebelum tahun 2008) anggota OPEC yang cukup disegani, tetapi kemudian keluar dari organisasi tersebut ketika Indonesia dari negara pengekspor minyak perlahan menjadi importir neto minyak.

    Kepentingan kita menjadi tidak seiring kepentingan OPEC sendiri. Sebelumnya pemah di isyaratkan bahwa Indonesia bersedia mengurangi produksi minyaknya hingga angka 5.000 barrel per hari, sebuah angka yang sebenarnya tidak cukup signifikan bagi pengurangan produksi OPEC tetapi lebih menunjukkan segi etika kepatuhan dan solidaritas. Jadi rumusan pemotongan hingga 37.000 barrel per hari jelas-jelas akan merusak asumsi APBN kita karena menggerus pendapatan negara yang andalan utamanya masih bertumpu pada penerimaan minyak dan pajak . Pertanyaan seberapa lama Indonesia akan tidak mengikuti organisasi OPEC akan muncul.

    Namun melihat prospektif ke depan, agaknya kita sudah harus berani memutuskan untuk tidak masuk lagi ke dalam organisasi itu dan bukan sekadar membekukan keanggotaan. Indonesia mungkin hanya menjadi pengamat (observer). Ada konsekuensi bahwa kita tidak punya peran lagi menentukan harga dan produksi minyak OPEC, tetapi dengan berposisi bebas dan tidak terikat pada kesepakatan OPEC lebih banyak untung dibanding kerugian yang Indonesia peroleh nantinya. Paling tidak, kita bebas menggenjot produksi minyak kita, bebas pula bernegosiasi dengan negara-negara lain, termasuk juga bernegosiasi dengan produsen minyak non-OPEC seperti Rusia.

IN ENGLISH

OPEC decisions and attitudes Indonesia

    The decision of the Organization of the Petroleum Exporting Countries to cut oil production OPEC members at a hearing last week, November 30, is believed to boost world oil prices in 2017. However, at the same time, Indonesia declared re-freeze its membership in OPEC because they can not follow the agreement OPEC to cut production. The formulation of OPEC stated that Indonesia should cut oil production by 37,000 barrels per day. If the assumption lifting Indonesia in 2017 is projected to 820,000 barrels per day, Indonesia's oil production will be reduced reach 783 000 barrels per day.

    So, there are two important things that we highlight here. First, the unanimous agreement to cut oil production could be achieved by OPEC for the first time since eight years ago, the Second, concerning Indonesia is a decision not to follow the decline in oil production deal with the consequences out of the organization by freezing its membership. A few days before the session of OPEC in Vienna city, I included the question whether all OPEC member countries could agree for one, one problem. sensitive is' how to formulate a 'quota' cutting oil for every member of OPEC because it involves also a factor whether the political and economic situation of each member is able to accept the formula.

    This is a classic problem since the last decades, and never found a way out that is satisfactory to all parties. There is information that Iraq, Iran, and Venezuela have expressed their reservations about the formula. So, without any OPEC agreement on the key issues, namely the quota reduction, means there lies a long road full of obstacles uncertainties in predicting oil prices. Objection countries such as Iran, Iraq, and Venezuela is understandable because these countries face severe problems in their own country.

    Iraq is still in the war which of course requires the allocation of funds to deal with it. Venezuela is in the economic situation in the country is complicated and there are no signs that the government is now able to overcome the economic crisis and also in their domestic politics. Meanwhile, Iran's newly freed from the long US embargo definitely want to optimize their production to earn foreign exchange. Neither Iraq, Venezuela, and Iran has a population large enough and all require substantial funds, among others, can be obtained from their oil exports were high.

    It's a bit different with the position of other OPEC members such as Saudi Arabia, United Arab Emirates, or Kuwait, which has a relatively small number of people so that they are more restrained fiscal position. OPEC countries in 2016 to produce around 33.7 million barrels of oil per day. The formulation of the trial is to cut production by 1.2 million barrels per day by cutting formula that attempts to give justice to all the members. Of course, countries whose production of experiencing greater cuts such as Saudi Arabia which should reduce production by 486,000 barrels per day and Iraq by 210,000 barrels per day.

    Although there is optimism as a result of the OPEC meeting, I can say that it is difficult to expect oil prices in 2017 will return to the golden Age as a few years ago. Simply to say that the rise and fall would not be out of the number 60 US dollars per barrel. Was coupled with a note that OPEC members themselves can maintain the discipline of its members to adhere to their own decisions because of the history we know, usually a country like Saudi Arabia, United Arab Emirates, and Kuwait that is the discipline to adhere to production quantities, while most other countries just do a "guerrilla" production so they quietly tailored to the interests of the country itself.

    With all its weaknesses, OPEC least have shown that this organization could still hold the title as one of the prime movers of world oil production, although its output of oil is only a third of total world production, while landscape oil producer, the world has changed since the new players former Union Soviet as well as the discovery of shale gas in the US.

    Compactness and discipline is key. And, diplomacy OPEC to convince Russian President Vladimir Putin to agree to reduce their oil production praiseworthy despite Saudi Arabian Oil Minister Khalid AJ-Falih had questioned whether it was necessary to achieve an agreement to cut its output because he believes that the oil market will find your own balance without having to be restricted or mixed production (The Wall Street Journal, 29/11).

    Attitude Indonesia Indonesian attitude to re-freeze its membership in OPEC is very appropriate. As a country that upholds the etiquette of the world, we always tried to comply with the agreement taken in OPEC. If the agreement would be detrimental to the national interest so that it will be difficult, honest alternative is to get out of the deal. We advance (prior to 2008) are well respected member of OPEC, but then out of the organization when Indonesia from oil-exporting countries are slowly becoming a net importer of oil.

    Our interest becomes due interests of OPEC itself. Previous ever in hinted that Indonesia is willing to reduce oil production to 5,000 barrels per day figure, a figure which is not significant enough for OPEC production cuts but rather demonstrate compliance in terms of ethics and solidarity. So the formulation of cutting up to 37,000 barrels per day obviously would ruin our budget assumptions for revenue erode the mainstay of the country still primarily relies on oil revenues and taxes. Question how long Indonesia will not follow OPEC organization will emerge.

    But seeing the prospective future, it seems we should be bold decided not to go back into the organization and not just freeze the membership. Indonesia may just be an observer (observer). There are consequences that we do not have a role again determine the price and production of oil OPEC, but with an independent position and is not bound by OPEC deal more profit than losses that Indonesia will earn. At least, we are free to boost oil production, also free to negotiate with other countries, including negotiating with non-OPEC oil producers like Russia.

Kompas, Page-7,Wednesday, Dec,7,2016

Realisasi Implementasi Penurunan Harga Gas

    Penurunan harga gas domestik untuk industri nasional merupakan bagian dari Paket Kebijakan Ekonomi Jilid III yang telah diluncurkan sejak Oktober 2015, dengan fokus utama untuk meningkatkan daya saing industri nasional. Sejak digulirkan, tercatat tak kurang sudah empat peraturan diterbitkan untuk mengimplementasikan kebijakan penurunan harga gas itu. Yakni: (1) Peraturan Menteri ESDM No 37 Tahun 2015 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan serta Harga Gas Bumi, (2) Peraturan Presiden (Perpres) No 40 Tahun 2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi, (3) Peraturan Menteri ESDM No 06 Tahun 2016 tentang Ketentuan dan Tata Cara Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan serta Harga Gas Bumi, dan (4) Peraturan Menteri  ESDM No 16 Tahun 2016 tentang Tata Cara Penetapan Harga dan Pengguna Gas Bumi Tertentu.

    Pada Oktober 2016, Presiden Jokowi juga telah menginstruksikan kembali agar pada akhir 2016 harga gas domestik untuk industri dapat diturunkan hingga kisaran 5-6 dollar AS/MMBTU atau lebih rendah. Penurunan harga sebagaimana diinstruksikan Presiden belum terealisasi. Ada beberapa penyebab mengapa implementasi kebijakan penurunan harga gas untuk industri tak dapat secara serta-merta direalisasikan meskipun beberapa peraturan yang mengaturnya telah diterbitkan.

    Pertama, karena penurunan harga gas bumi baru dapat diterapkan setelah dilakukan penyesuaian harga gas yang sudah berlaku di industri, baik harga gas bumi yang dibeli secara langsung melalui kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) maupun dibeli melalui badan usaha pemegang izin usaha niaga gas bumi. Dalam hal ini, parameter yang menjadi kunci utama adalah parameter keekonomian yang harus disepakati bersama, baik oleh penjual maupun pembeli.

    Adalah tidak sederhana untuk mencapai kesepakatan harga baru berdasarkan parameter kekonomian yang sesuai kepentingan dari sisi penjual dan pembeli pada saat yang bersamaan di tengah kondisi perekonomian yang bergerak sangat dinamis seperti saat ini. Kedua, karena langkah operasional untuk menerapkan kebijakan penurunan harga juga memerlukan prosedur birokrasi dan tafa cara tertentu yang bukan hanya tidak sederhana, melainkan juga butuh waktu yang tidak sebentar. Berdasarkan peraturan terakhir Kementerian ESDM, yaitu Peraturan Menteri ESDM No 16/2016, terdapat beberapa ketentuan yang mengatur tentang prosedur untuk menerapkan kebijakan penurunan harga gas yang cukup birokratis.

    Dalam Pasal 4 Peraturan Menteri ESDM No 16/2016 disebutkan bahwa untuk mendapatkan harga gas bumi tertentu, pengguna gas bumi tertentu mengajukan permohonan penetapan harga gas bumi tertentu kepada menteri melalui Dirrektorat Jenderal. Yang dimaksud harga gas bumi tertentu dan pengguna gas bumi tertentu dalam hal ini adalah harga gas bumi untuk tujuh sektor industri pengguna gas tertentu yang menjadi target kebijakan penurunan harga gas tersebut. Ketujuh industri adalah industri pupuk, petrokimia, oleochemicaI, baja, keramik, kaca, dan sarung tangan karet. Menteri dan Dirjen yang dimaksud adalah menteri ESDM dan Dirjen minyak dan gas.

    Berdasarkan ketentuan Pasal 4 Peraturan Menteri ESDM No 16 Tahun 2016 harus ada permohonan yang diajukan terlebih dulu dari industri pengguna gas untuk mendapatkan penetapan harga gas tertentu. Selanjutnya, dalam Pasal 5 disebutkan bahwa Dirjen melakukan verifikasi terhadap permohonan penetapan harga gas bumi tersebut. Verifikasi dilakukan terhadap harga beli gas di titik serah KKKS, jenis industri dan sisa besaran penerimaan negara di dalam pelaksanaan verifikasi tersebut, Dirjen membentuk Tim Penilai Permohonan Penetapan Harga Gas Bumi Tertentu.

    Tim inilah yang akan melakukan verifikasi terhadap permohonan penetapan harga gas yang diajukan pengguna gas dengan memperhatikan perhitungan penerimaan negara yang dikeluarkan kepala SKK Migas. Berdasarkan hasil verifikasi inilah, dirjen Migas atas nama menteri ESDM menerima atau menolak permohonan penetapan harga gas yang diajukan. Perlu digaris bawahi, berkaitan dengan perhitungan penerimaan negara (harga gas di hulu), dalam peraturan ini, yaitu pada Pasal 9 Ayat 2 diatur bahwa perhitungan penerimaan negara dilakukan dengan penetapan harga gas bumi paling rendah 6 dollar AS/MMBTU dengan pengurangan tak lebih dari 2 dollar AS/MMBTU.

Dengan kata lain, ketentuan ini belum sejalan dengan keinginan ataupun instruksi Presiden Jokowi yang menginginkan harga gas di pengguna akhir (industri/hilir) di kisaran 5-6dollar AS/MMBTU atau lebih rendah. Ketiga, di samping prosedur dan birokrasi pelaksanaan di tingkat operasionalnya yang tak sederhana, di tingkatan yang lebih tinggi kebijakan ini juga melibatkan dan memerlukan koordinasi lintas sektoral/kementerian lembaga pemerintah dan para pihak yang memiliki kepentingan yang berbeda-beda.

Setidaknya ada lima kementerian/lembaga pemerintah dan empat pemangku kepentingan lain dari kalangan pelaku bisnis yang berkepentingan dan akan terlibat langsung dalam penerapan kebijakan ini: (1) Kementerian ESDM Cq Sekretaris Jenderal, (2) Direktorat Jenderal Migas Kementerian ESDM, (3) SKK Migas, (4) Kementerian Perindustrian, (5) Kementerian Keuangan, (6) KKKS, (7) industri penyedia transmisi dan distribusi gas, (8) pemegang izin niaga gas, (9) industri akhir pengguna gas. Jadi, realisasi dari implementasi kebijakan penurunan harga tampaknya masih memerlukan waktu lagi. Kementerian ESDM masih perlu kembali merevisi ataupun memperbarui peraturan yang ada. Para pihak yang terlibat dan berkepentingan pun masih perlu waktu lagi untuk mencapai kesepakatan yang dapat mempertemukan dan menjembatani kepentingan semua-pihak.

IN ENGLISH

Realization Implementation of Gas Price Decline

    The decline in domestic gas prices for the national industry is part of the Economic Policy Package Volume III that have been launched since October 2015, with the primary focus on improving the competitiveness of national industries. Since rolled, carrying no less than four regulations have been issued to implement the policy to reduce gas prices. Namely: (1) Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 37 Year 2015 regarding Provisions and Procedures for Determination of Allocation and Utilization, and Prices of Natural Gas, (2) the Presidential Decree (Decree) No. 40 of 2016 on Pricing Gas, (3) Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 06 of 2016 on provisions and Procedures for Determination and Allocation and Utilization of Natural Gas Prices, and (4) of the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 16 Year 2016 on Procedures and User Pricing Gas Specific.

    In October 2016, President Jokowi also been instructed again to the end of 2016 the price of domestic gas for the industry can be reduced to the range of 5-6 dollars / MMBTU or lower. The price drop as instructed by the President has not been realized. There are several reasons why the implementation of the policy to reduce gas prices for industry can not be immediately realized despite some regulations that govern has been published.

    First, because the decline in the price of natural gas will be applied after adjustment of gas prices that have been prevailing in the industry, both the price of natural gas purchased directly through the cooperation contract (PSC) or purchased through a business entity license holder trade of natural gas. In this case, the parameters that the key factor is that the economic parameters to be agreed upon, either by the seller or buyer.

    It is not simple to reach a new price agreement based on the parameters kekonomian the corresponding interests of the seller and the buyer at the same time in the middle of the economic conditions are moving very dynamic as it is today. Second, because of operational steps to implement a policy of price reduction also requires bureaucratic procedures and Tafa certain way that is not only simple, but also takes a long time. Based on the latest regulations the Ministry of Energy, the Energy and Mineral Resources Minister Regulation No. 16/2016, there are some provisions that regulate the procedures for implementing policy to reduce gas prices quite bureaucratic.

    In Article 4 of the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 16/2016 states that to get the price of certain natural gas, natural gas specific user apply certain pricing of natural gas to the minister through Dirrektorat General. The meaning of certain natural gas and natural gas specific user in this case is the price of natural gas for seven industry sectors certain gas users targeted policy to reduce the gas prices. Seventh industry is an industry of fertilizers, petrochemicals, oleochemicaI, steel, ceramics, glass, and rubber gloves. Minister and Director General in question is Energy Minister and Director General of oil and gas.

    Under the provisions of Article 4 of the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 16 of 2016 there should be a petition filed in advance of industrial gas users to obtain certain gas pricing. Furthermore, Article 5 states that the Director General to verify the request for the pricing of natural gas. Verification is done against the purchase price of gas at the handover point KKKS, type of industry and the remaining amount of state revenue in the implementation of such verification, the Director General of forming Assessment Team Application Specific Pricing Natural Gas.

    This team will verify the petition filed gas pricing by taking into account the calculation of the gas released state revenues SKK Migas head. Based on the results of this verification, on behalf of the Director General of Oil and Gas and Energy Minister accept or reject the application for the proposed gas pricing. It should be underlined, with regard to the calculation of revenues (price of gas in the upstream), under this rule, namely in Article 9 paragraph 2 stipulated that the calculation of state revenue to do with the pricing of natural gas the lowest 6 US dollars / MMBTU with a reduction of no more than 2 US dollars / MMBTU.

    In other words, this provision is not in line with the wishes or instructions of President Jokowi who wants the price of gas at the end users (industry / downstream) in the range of 5-6dollar AS / MMBTU or lower. Third, in addition to the procedures and bureaucratic implementation at operational level that is not simple, at a higher level this policy also involves and requires cross-sectoral coordination / ministries government agencies and stakeholders who have different interests.

    At least five ministries / government agencies and four other stakeholders from the business community is interested and will be directly involved in the implementation of this policy: (1) The Ministry of Energy and Mineral Resources cq Secretary General, (2) The Directorate General of Oil and Gas Ministry of Energy, (3) SKK Migas , (4) the Ministry of industry, (5) the Ministry of Finance, (6) KKKS, (7) industrial gas transmission and distribution provider, (8) gas trading license holder, (9) the end of the industrial gas users. Thus, the realization of policy implementation decline in prices seems to still need more time. The Ministry of Energy and Mineral Resources still need to go back to revise or update the existing regulations. The parties involved and concerned still needs more time to reach an agreement that can bring together and bridge the interests of all parties.

Kompas, Page-7,Wednesday, Dec,7,2016