Eni Rampungkan Kapal Produksi Lapangan Jangkrik

    ENI Muara Bakau BV akan segera mengoperasikan kapal untuk fasilitas produksi lepas pantai atau floating production unit (FPU) untuk memproduksi gas dan kondensat di Lapangan Iangkrik, Blok Muara Bakau, Selat Makassar. Hal itu bisa dilakukan setelah perusahaan asal Italia itu menyatukan top side module dengan badan kapal di Karimun, Kepulauan Riau. Managing Director Eni Muara Bakau BV Luca De Caro mengatakan penyatuan akan dilakukan dalam tiga bulan ini. Rencananya, FPU akan siap berlayar ke Lapangan Iangkrik akhir Maret 2017.

    Setelah di integrasikan, kami masih perlu penyatuan yang lebih teknis, pengecekan, dan uji coba.  Pihaknya menargetkan akhir Juli 2017 sudah memproduksi sekitar 40 mmscfd dan kondensat sebesar 4.100 bph. Produksi kita itu untuk selama 10 tahun. Pembelinya sudah ada dan 60% untuk domestik. Gas dari Lapangan Jangkrik akan dibeli PT Pertamina sebasar 270 mmscfd. Sisanya, sekitar 180 mmscfd akan di alokasikan untuk kebutuhan trading gas Eni. Investasi untuk proyek Lapangan Jangkrik totalnya sekitar US$ 4 miliar.

    Untuk FPU sendiri memakan investasi US$ 3 miliar. Di kesempatan yang sama, Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengatakan FPU yang akan digunakan Eni merupakan hasil konstruksi kosorsium Saipem, Tripatra, Chiyoda, dan Hyundai Heavy Industries. Berat top side module itu sendiri sekitar 14.400 ton dan Kapalnya sekitar 24 ribu ton. Jadi, ini proses integrasi top side terbesar di dunia,” ucap Amien. Galangan kapal di Indonesia sudah cukup mumpuni dan bisa memenuhi kebutuhan dalam negeri.

    Apalagi Saipem di Karimun ini merupakan yang terbesar di antara fabrication yard mereka di negara Iain. Artinya, fasilitas fabrication yard di Indonesia sudah kelas dunia. Hanya, dia menyayangkan industri di Indonesia banyak yang belum mampu memproduksi komponen-komponen untuk kebutuhan industri migas dan kelistrikan. Namun, untuk FPU seperti  Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) masih sangat keciI, hanya 6%-7%.

IN ENGLISH

Eni Completes Ship Production Field Jangkrik's

    ENI Muara Bakau BV will soon operate the vessel for offshore production facilities or floating production unit (FPU) to produce gas and condensate in the Field Iangkrik, Muara Bakau block, Makassar Strait. It can be done after the Italian company that brings together top side modules with the hull in Karimun, Riau Islands. Managing Director of Eni Muara Bakau BV Luca De Caro said the union will be done in three months. The plan, FPU will be ready to sail to the end of March 2017 Iangkrik Fields.

    Once integrated, we still need more technical unification, checking, and testing. It targets the end of July 2017 is already producing about 40 MMSCFD and condensate at 4,100 barrels per day. Our production was for over 10 years. The buyer is already there and 60% for domestic. Gas from the field will be purchased Crickets PT Pertamina sebasar 270 MMSCFD. The rest, about 180 MMSCFD will be allocated for the needs of Eni gas trading. Investment for Cricket Field project total about US $ 4 billion.

    For FPU itself takes an investment of US $ 3 billion. On the same occasion, the Head of SKK Migas said Amien Sunaryadi FPU to be used is the result of construction kosorsium Eni Saipem, Tripatra, Chiyoda, and Hyundai Heavy Industries. Heavy top side module itself is around 14,400 tons and His ship was about 24 thousand tons. So this process of integration of the top side in the world, "said Amien. Shipyard in Indonesia is quite capable and able to meet domestic demand.

    Moreover, Saipem Karimun is the largest among those in the fabrication yard Iain country. That is, the facilities fabrication yard in Indonesia is already world class. Only, he regretted industry in Indonesia, many are not able to produce components for industrial gas and electricity. However, for the FPU as content from local industry (DCL) is still very keciI, only 6% -7%.

Media Indonesia, Page-19, Friday, Dec,9,2016

EMCL Keeps Hopes High Over Banyu Urip Output

    One of the country’s biggest oil producing fields, Banyu Urip in the ExxonMobil-operated Cepu block in East Java, may start increasing production next year. The local unit of the US oil and gas giant has proposed a production increase to 200,000 barrels of oil per day (bopd) from the current 185,000 bpod in its 2017 work plan and budget draft, says ExxonMobil Indonesia vice president for public and government affairs Erwin Maryoto. Erwin claimed the draft submitted by ExXonMobil Indonesia’s subsidiary, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), had largely been accepted by the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) as long as it passed a reevaluation of its environmental impact analysis by the Environment and Forestry Ministry.

    Even so, the company was confident that it would pass with fiying colors since its own evaluation concluded that there was no need to construct new facilities to reach the target production. He added that it had obtained approval from its partners in the block, including Pertarnina EP Cepu (PEPC), a subsidiary of state-owned oil and gas firm Pertamina. This is not the first time EMCL has requested to push up its production rate to 200,000 bopd. Although SKK Migas allowed the company to start producing 185,000 bopd from 165,000 barrels originally listed in its 2016 work plan and budget, the oil and gas supervision body brushed off further hikes despite the country’s declining production rates.

    This rejection was based on geological issues. SKK Migas head Amien Sunaryadi also argued earlier that maintaining the present production rate would be more profitable for the government. At the current pace, Banyu Urip generates around 20 percent of all national crude output, and has produced upto 120 million barrels since it was first established in 2008 with total investment of US$ 4 billion. Based on the company’s estimate, it has contributed $ 44 billion to state coffers under the assumption of oil prices at $50 per barrel.

    Even though the original plan of development indicates that 450 million out of 1 billion barrels of crude reserves are recoverable, EMCL has since estimated that recoverable oil stands closer to 700 million barrels. This was why Erwin explained, the company was confident enough to propose a significant addition to production. SKK Migas could not be reached for comment on the issue. Any increase in Banyu Urip’s production could be a boon to Indonesia,where agingwells andlackofnew oil discoveries have caused shrinking domestic output of around 20 percent every year.

    The slow rising crude prices have not helped much either and next year’s ready-to-sell production target has been set at 815,000 bopd from 820,000 bpod this year, despite the government’s original proposal of 780,000 bopd. Despite EMCL’s enthusiasm to jack up production, other oil and gas companies remain wary about the seemingly rising prices.

    Total E&P Indonesia recently confirmed that it had proposed to cut its total production next year. Vice president for corporate communications Arividya Noviyanto said that, if approved, it would decrease oil and condensate production to 53,000 bopd from this year’s 64,000 bpod. The company has committed to invest $900 million in upstream oil and gas activities. “Oil prices will remain a challenge next year. [Domestically], the Mahakam block transition will also be. a challenge,” Noviyanto said, citing Pertamina’s impending takeover of the block in 2018.

IN INDONESIA

EMCL Menjaga Berharap Tinggi Melalui Produksi Banyu Urip

    Salah satu bidang minyak terbesar di negara itu, Banyu Urip di Blok Cepu ExxonMobil dioperasikan di Jawa Timur, mungkin mulai meningkatkan produksi tahun depan. Unit lokal dari raksasa minyak dan gas AS telah mengusulkan kenaikan produksi 200.000 barel minyak per hari (bopd) dari saat ini 185.000 bpod di nya 2017 rencana kerja dan rancangan anggaran, kata wakil presiden ExxonMobil Indonesia untuk urusan publik dan pemerintah Erwin Maryoto. Erwin mengaku draft yang diajukan oleh anak perusahaan ExxonMobil di Indonesia, ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), telah sebagian besar telah diterima oleh Minyak dan Gas Satuan Tugas Hulu Regulatory Khusus (SKK Migas) selama itu melewati evaluasi ulang analisis dampak lingkungan dengan Lingkungan dan Kementerian Kehutanan.

    Meski begitu, perusahaan itu yakin bahwa itu akan berlalu dengan warna fiying sejak evaluasi sendiri menyimpulkan bahwa tidak ada kebutuhan untuk membangun fasilitas baru untuk mencapai target produksi. Dia menambahkan bahwa mereka telah memperoleh persetujuan dari mitranya di blok tersebut, termasuk Pertarnina EP Cepu (PEPC), anak perusahaan dari perusahaan minyak dan gas milik negara Pertamina. Ini bukan pertama kalinya EMCL telah diminta untuk mendongkrak tingkat produksi 200.000 bopd. Meskipun SKK Migas memungkinkan perusahaan untuk mulai memproduksi 185.000 bopd dari 165.000 barel awalnya tercantum dalam rencana kerja 2016 dan anggaran, badan pengawasan minyak dan gas menepis kenaikan lebih lanjut meskipun penurunan tingkat produksi negara itu.

    Penolakan ini didasarkan pada isu-isu geologi. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi juga berpendapat sebelumnya bahwa mempertahankan tingkat produksi saat ini akan lebih menguntungkan bagi pemerintah. Pada kecepatan saat, Banyu Urip menghasilkan sekitar 20 persen dari semua produksi minyak mentah nasional, dan telah menghasilkan upto 120 juta barel sejak pertama kali didirikan pada tahun 2008 dengan total investasi US $ 4 miliar. Berdasarkan perkiraan perusahaan, telah memberikan kontribusi $ 44000000000 untuk kas negara dengan asumsi harga minyak di $ 50 per barel.

    Meskipun rencana semula pembangunan menunjukkan bahwa 450 juta dari 1 miliar barel cadangan minyak mentah dapat dipulihkan, EMCL sejak memperkirakan bahwa minyak diperoleh berdiri lebih dekat dengan 700 juta barel. Ini adalah mengapa Erwin menjelaskan, perusahaan itu cukup percaya diri untuk mengusulkan penambahan yang signifikan produksi. SKK Migas tidak bisa dihubungi untuk mengomentari masalah ini. Setiap kenaikan produksi Banyu Urip bisa menjadi keuntungan untuk Indonesia, di mana agingwells dan kurangnya penemuan minyak baru telah menyebabkan menyusutnya output domestik sekitar 20 persen setiap tahun.

    Kenaikan harga minyak mentah yang lambat tidak membantu banyak baik dan target produksi siap jual tahun depan telah ditetapkan pada 815.000 bopd dari 820.000 bpod tahun ini, meskipun proposal asli pemerintah dari 780.000 bopd. Meskipun antusiasme EMCL untuk mendongkrak produksi, perusahaan minyak dan gas lainnya tetap waspada tentang tampaknya kenaikan harga.

    Total E & P Indonesia baru-baru ini menegaskan bahwa pihaknya telah mengusulkan untuk memotong total produksi tahun depan. Wakil presiden untuk komunikasi perusahaan Arividya Noviyanto mengatakan, jika disetujui, akan menurunkan produksi minyak dan kondensat untuk 53.000 bopd dari tahun ini 64.000 bpod. perusahaan telah berkomitmen untuk menginvestasikan $ 900 juta kegiatan hulu migas. "Harga minyak akan tetap tantangan tahun depan. [Dalam negeri], Mahakam blok transisi juga akan. tantangan, "kata Noviyanto, mengutip pengambilalihan yang akan datang Pertamina dari blok pada tahun 2018.

Jakarta Post, Page-15, Friday, Dec,9,2016

2017, Produksi Gas Blok Mahakam Turun 12,8%

    Total E&P Indonesia memperkirakan produksi gas Blok Mahakam pada tahun depan sekitar 1.430 mmscfd, turun 12,8% dari proyeksi tahun ini 1.640 mmscfd. Rendahnya proyeksi ini murni lantaran laju penurunan produksi Blok Mahakam. Vice President Humas Resources, Communication, and General Services Total E&P Indonesie Arividia Noviyanto mengatakan, proyeksi produksi gas tahun ini yang sebesar 1.640 mmscfd sebenarnya tidak diduga oleh pihaknya. Produksi di Lapangan Tunu misalnya, ternyata stabil dalam jangka waktu yang lebih lama dari perkiraan Total.

    Sehingga, realisasi produksi tahun ini lebih bagus dari yang diprediksikan. Karenanya, proyeksi produksi tahun depan dibuat rendah. Rincinya, target produksi gas 1.430 mmscfd serta minyak dan kondensat 53 ribu bph. Target produksi minyak tersebut juga lebih rendah 17,1% dari proyeksi realisasi produksi sampai akhir 2016 yang sebesar 64 ribu bph. Untuk besaran investasi yang dikucurkan tahun depan, Arividia mengakui, bakal lebih rendah dari tahun ini. Namun untuk rincinya, dia mengaku belum bisa membeberkan lantaran masih dibahas dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

    Penurunan investasi terlihat dari berkurangnya jumlah rig yang dioperasi, yakni dua unit di tahun ini menjadi hanya satu unit pada 2017. Tetapi kalau termasuk investasi dari Pertamina (operator baru Blok Mahakam), tidak turun drastis,” ujar Arividia. Pada tahun ini, realisasi investasi di Blok Mahakam diperkirakan sekitar US$ 900 juta. Seperti diketahui, tahun depan merupakan tahun terakhir Total menjadi operator Blok Mahakam lantaran kontraknya selesai pada 31 Desember 2017.

    Guna menjaga agar produksi tidak terjun bebas, PT Pertamina selaku operator baru akan mengucurkan dana untuk pemboran sumur sejak dari 2017. Pertamina bakal menggelontorkan USS 180 juta untuk pemboran 19 sumur. Untuk rencana Total sendiri, Arividia menyebut bakal membor enam sumur. Selain itu, Total akan melakukan sekitar 7 ribu kegiatan well intervention, yakni work over 138 sumur dan well services 6.381 kegiatan. Dia menyebut berkurangnya kegiatan ini bukan lantaran peralihan operator ke Pertamina.

    Kalau drilling berkurang, bukan karena transisi. Tetapi karena harga, ada sumur yang kalau harga di bawah US$ 70 per barel, itu tidak dibor. Arividia menuturkan fluktuasi harga minyak masih menjadi tantangan industri migas pada tahun depan. Meski OPEC telah berkomitmen memangkas produksi dan harga minyak mulai merangkak naik, efeknya terhadap harga gas disebutnya baru akan terasa pada tiga hingga enam bulan lagi. Itupun masih tergantung pada kestabilan harga minyak.

    Sementara khusus Blok Mahakam, transisi operatorship kepada Pertamina menjadi tantangan tersendiri. Selama ini, Total telah berdiskusi secara intens dengan Pertamina. Meski demikian, transisi bukanlah hal yang mudah dilakukan. Pada masa transisi ini, Total akan membantu Pertamina melaksanakan pemboran 19 sumur yang direncanakan. Menurut dia, dari awal tahun hingga Maret 2017, Total akan menggarap pemboran sumur yang didanai sendiri.

IN ENGLISH

2017, the Mahakam Block Gas Production Down 12.8%

    Total E & P Indonesia estimates Mahakam Block gas production in the next year around 1,430 MMSCFD, down 12.8% from this year's projected 1,640 MMSCFD. The low projection is purely due to the decline in the production of the Mahakam block. Vice President of Public Relations Resources, Communications, and General Services Total E & P Indonesie Arividia Noviyanto said projected gas production this year of 1,640 MMSCFD was not suspected by his side. Production at the Tunu field, for example, was stable in a period longer than the estimated total.

    Thus, the realization of this year's production is better than expected. Therefore, next year's production projections made low. Detailed, gas production target of 1,430 MMSCFD and condensate oil and 53 thousand bpd. The oil production target of 17.1% was also lower than projected realization of production until the end of 2016 which amounted to 64 thousand bpd. For the amount of investment being poured next year, Arividia admitted, would be lower than this year. But for details, he claimed not to disclose because they are discussed with the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas).

    The decline in investment seen from the reduced number of rigs operated, two units in this year to only one unit in 2017. But that included investment from Pertamina (the new operator of the Mahakam block), do not fall dramatically, "said Arividia. This year, the realization of investment in the Mahakam block is estimated at around US $ 900 million. As you know, next year is the last year Total is the operator of the Mahakam block because the contract was completed on December 31, 2017.

    In order to ensure that production is not in free fall, PT Pertamina as the operator will only disburse funds to drill wells since 2017. Pertamina will be poured from USS 180 million to drill 19 wells. For the total plan itself, Arividia call will drill six wells. In addition, Total has committed approximately 7 thousand well intervention activities, ie work over 138 wells and well services activities 6381. He calls this activity is not reduced because of the transition operator to Pertamina.

    If drilling is reduced, not because of the transition. But for the price, there are wells that prices below $ 70 per barrel, it was not drilled. Arividia said fluctuations in the price of oil remains a challenge for the oil and gas industry in the next year. Although OPEC has committed to cut production and oil prices started to creep up, the effect on the price of gas calls will only be felt in three to six months. Even then, it still depends on the stability of oil prices.

    While specific Mahakam block operatorship transition to Pertamina has been a challenge. During this time, Total has been discussed intensely with Pertamina. However, the transition is not an easy thing to do. In this transition period, Total will also support the carrying out drilling 19 wells planned. According to him, from the beginning of the year up to March 2017, Total will work on self-funded drilling.

Investor Daily, Page-9, Friday, Dec,9,2016

Santos Optimistis Ande-Ande Lumut On Stream 2018

    Santos Indonesia optimistis pegembangan Lapangan Ande-Ande Lumut, Blok North West Natuna dapat selesai tepat waktu pada 2011. Kini Santos tengah menggarap proyek ini. President and General Manager Santos Indonesia Tenny Wibowo mengatakan saat ini masih pada tahap teknikal. Kami masih usahakan dapat selesai sesuai target pada 2018. Menurut dia, pengembangan Lapangan Ande-Ande Lumut ini penuh tantangan. Salah satunya harga minyak yang masih cukup rendah.

    Hal ini mengingat ketika rencana pengembangan (plan of development/POD) lapangan tersebut disusun, asumsi harga minyak yang dipakai adalah sekitar US$ 80-100 per barel. Tenny pernah menyebut, pengembangan Lapangan Ande-Ande Lumut cukup rumit lantaran lokasinya di laut terbuka yang cukup jauh dari daratan dan berbatasan langsung dengan Malaysia. Hambatan lainnya adalah cuaca ekstrem yang dapat menghambat mobilisasi peralatan.

    Meski demikian, Santos tetap akan berupaya mengerjakan Lapangan Ande-Ande Lumut ini supaya selesai tepat waktu. Pemboran sumur diupayakan dapat dilakukan pada pertengahan 2018 setelah anjungan dan fasilitas penyimpanan dan bongkar muat terapung selesai. Lapangan ini ditargetkan akan bisa mulai berproduksi pada akhir 2018 sebesar 25 ribu bph. Lapangan Ande-Ande Lumut ditemukan pada April 2000 lalu dan dilanjutkan dengan pemboran sumur appraisal pada 2006.

    Rencana pengembangan yang akan dilakukan antara lain dengan memasang anjungan sumur lepas pantai (well-head platform) dan 1 unit fasilitas penyimpanan dan bongkar muat terapung. Dalam hal ini pengambilan minyak (offtake) akan dilakukan dengan menggunakan tanker ulang-alik (shuttle). Sebelumnya, AWE memiliki hak partisipasi di blok ini sebesar 100%. Pasca pengalihan sebagian hak partisipasi, komposisi ‘kepemilikan blok ini yakni Santos 50% dan AWE Limited 50%. Menurut data AWE dalam laman resminya, hak partisipasi sebesar 50% di Blok North West Natuna itu dijual dengan harga USS 188 juta.

    Santos sendiri memiliki pengalaman dalam mengembangkan dan mengoperasikan proyek lapangan minyak dengan fasilitas produksi terapung. Santos telah berhasil mengembangkan Lapangan Fletcher Finucane di Australia lebih cepat dari jadwal dan di bawah anggaran yang ditetapkan (under budget).

IN ENGLISH

Santos Optimistic Ande-Ande Lumut On Stream 2018

    Santos Indonesia is optimistic pegembangan Fields Ande-Ande Lumut, North West Natuna Block can be completed on time in 2011. Now Santos is working on this project. President and General Manager Tenny Wibowo said Santos Indonesia is still at the stage of technical. We still try to be completed on target in 2018. According to him, the development of Ande-Ande Lumut field is full of challenges. One of them is the price of oil is still quite low.

    This is because when the development plan (plan of development / POD) field is being developed, the oil price assumption used was approximately US $ 80-100 per barrel. Tenny never mentioned, the development of Ande-Ande Lumut field is quite complicated because of its location in the open sea is quite far from the mainland and is directly adjacent to Malaysia. Another obstacle is the extreme weather that may inhibit mobilization of equipment.

    However, Santos will still attempt to do Ande-Ande Lumut field in order to complete it on time. Strived to do well drilling in mid-2018 after the pavilion and storage facilities and loading and unloading the floating completion. This field is targeted to be able to start production by the end of 2018 amounted to 25 thousand bpd. Ande-Ande Lumut field discovered in April 2000 and continued with the drilling of an appraisal well in 2006.

    The development plan will be done among others by installing a wellhead platform offshore (well-head platform) and 1 unit of storage facilities and loading and unloading floating. In this case the oil extraction (offtake) will be done by using shuttle tankers (shuttle). Previously, AWE has a participating interest in this block amounted to 100%. Post-transfer of some rights of participation, composition 'ownership of this block that Santos Limited AWE 50% and 50%. According to data from AWE in its website by 50% participating interest in Block North West Natuna it is sold at a price of USS 188 million.

    Santos himself has experience in developing and operating oil field project with floating production facility. Santos has successfully developed the Fletcher Finucane Courses in Australia ahead of schedule and under budget set (under budget).

Investor Daily, Page-9, Friday, Dec,9,2016

Perusahaan Migas Minta Kebijakan Fiskal Indonesia Direformasi

    Harga minyak dunia yang rendah dalam dua tahun terakhir ini menyebabkan penurunan aktivitas eksplorasi dan eksploitasi industri minyak dan gas bumi (migas). Asosiasi Perusahaan Minyak Indonesia, Indonesian Petroleum Association (IPA), menilai reformasi peraturan dan kebijakan fiskal di dalam negeri menjadi salah satu upaya yang dapat membangkitkan kembali industri migas di Indonesia.  Diperkirakan, harga minyak mentah dunia pada tahun-tahun mendatang tetap masih rendah. Kondisi ini perlu disikapi serius oleh para pemangku kepentingan dengan melakukan reformasi terhadap aturan terkait di industri migas sehingga menarik investor untuk datang ke Indonesia,” kata Ketua IPA Christina Verchere.

    Christina mengatakan, upaya pemerintah menarik banyak investasi masuk ke dalam negeri sudah terlihat. Banyaknya perubahan peraturan terkait
menurutnya menj adi indikasi, tetapi disisi berbeda, masih banyak tantangan dari para pemangku kepentingan lainnya yang memiliki kepentingan berbeda. Christina mengakui, IPA dan Pemerintah Indonesia telah melakukan banyak diskusi dan pertemuan untuk membahas mengenai reformasi peraturan dan kebij akan iiskal sepanjang 2016.

    Beberapa hal yang menjadi diskusi antara IPA dan Pemerintah Indonesia selama kurun waktu 2016, di antaranya Revisi PP 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Kemudian, Focus Group Discusion (FGD) terkait tata kelola gas, pengembangan lapangan laut dalam, penyederhanaan perizinan, implementasi Peraturan Menteri ESDM 38 Tahun 2015 tentang Percepatan Pengusahaan Minyak dan Gas Bumi Non-Konvensional, serta masukan untuk draf UU Migas yang baru.

    Sebelumnya, Wakil Ketua Umum Kadin Bidang Migas Bobby Gafur Umar mendesak pemerintah dan DPR segera menyelesaikan revisi UU Minyak dan Gas. Ia menilai ketidakpastian landasan hukum membuat iklim bisnis menjadi mati. Bobby menjelaskan, revisi UU Migas sudah digodok sejak 2001. Ia mengatakan, pembahasan terlalu berlarut-larut dan tidak ada kepastian kapan akan selesai.  Ia menilai iklim bisnis memerlukan langkah konkret bagaimana langkah pemerintah, maka perlu adanya reformasi kebijakan.

    Bobby mengatakan, jika pembahasan revisi UU Migas tak segera diketok palu, aturan yang ada sangat tidak mengakomodasi iklim bisnis yang terus berkembang. Ia menambahkan, perlu ada langkah tegas dari pemerintah agar bisnis bisa terus jalan dan pertumbuhan ekonomi negara membaik. Harus ada langkah reformasi kebijakan agar industri bisa jalan lagi, kata Bobby.

IN ENGLISH

Oil and Gas Company Request lndonesian reformed Fiscal Policy

    World oil prices were low in the past two years have led to a decrease in the activity of exploration and exploitation of oil and gas (oil). Association of Oil Companies Indonesia, Indonesian Petroleum Association (IPA), assessing the regulatory reform and fiscal policy in the country became one of the efforts to revive the oil and gas industry in Indonesia. It is estimated that, world crude oil prices in the coming years remain still low. This condition needs to be seriously addressed by all stakeholders to reform the related rules in the oil and gas industry so as to attract investors to come to Indonesia, "said Chairman of the IPA Christina Verchere.
 
    Christina said, the government's efforts attract a lot of investment into the country is already visible. The number of regulatory changes relatedsed adi according to indications, but a different hand, there are still many challenges from other stakeholders who have different interests. Christina admits, IPA and the Indonesian Government has done a lot of discussions and meetings to discuss regulatory reform and will kebij iiskal throughout 2016.

    Some of the things that became a discussion between the IPA and the Government of Indonesia during the period of 2016, including the revision of Regulation 79 of 2010 on Costs and Operating Refundable Income Tax Treatment in the Field Upstream Oil and Gas. Then, Focus Group Discussion (FGD) on governance gas, deepwater field development, simplification of licensing, implementation of the Regulation of Minister 38 Year 2015 on Accelerating the Exploitation of Oil and Gas of Non-Conventional, as well as inputs for a new draft Oil and Gas Law.

    Earlier, Vice Chairman of Kadin Migas Bobby Gafur Umar urged the government and parliament to complete the revision of the Oil and Gas Law. He considered the uncertainty of the legal foundation to make the business climate becomes dead. Bobby explained, the revision of oil and gas law has been brewing since 2001. He said that the discussion was too protracted and it is uncertain when it will be completed. He assesses the business climate requires concrete measures how the government measures, the need for policy reform.

    Bobby said, if the deliberations on the Oil and Gas Law does not immediately diketok hammer, the existing rules so do not accommodate evolving business climate. He added that there should be a firm step from the government so that the business can continue the road and improve the country's economic growth. There should be a policy reform measures that the industry could walk again, Bobby said.

Republika, Page-15, Thursday, Dec,8,2016

lnvestasi Migas Butuh Stabilitas

    Dampak fluktuasi harga minyak hingga titik terendah dalam dua tahun terakhir membuat investasi minyak dan gas bumi (migas) di dalam negeri tidak bergairah. Kepastian aturan yang mendukung iklim usaha di samping tawaran beragam insentif diyakini bisa membangkitkan gairah kegiatan eksplorasi dan produksi. Dengan begitu, kontribusi terhadap penerimaan negara dan cadangan migas nasional dapat maksimal. Presiden Indonesia Petroleum Association (IPA) Christina Verchere mengatakan reformasi peraturan dan kebijakan fiskal dinilai penting untuk membangkitkan gairah investasi di industri ekstraktif.

    Saat ini, Indonesia berada di urutan 15 terbawah dari 120 negara lokasi investasi migas. Kendati demikian, sambungnya, upaya pemerintah merevisi beragam aturan untuk menarik minat investor patut diapresiasi. Namun, masih ada tarik-menarik di antara pemangku kepentingan. Kami ingin ada komitmen dari pusat hingga daerah agar formula perbaikan iklim investasi migas itu satu arah. Apalagi kita ingin melanjutkan pengembangan laut dalam (deep water) dan implementasi enhanced oil recovery (EOR).

    Investor pun berharap stabilitas aturan yang telah ada tetap terjaga. Jangan sampai perubahan itu dilakukan di tengah jalan. Karena kami
harus membuat penghitungan di awal, supaya tidak mengganggu bisnis, kata Direktur IPA Tenny Wibowo . Salah satunya terkait rencana perubahan kontrak bagi hasil tanpa hiaya pengganti produksi (cost recovery) ‘gross split sliding scale’ untuk wilayah kerja (WK) migas konvensional. Sebelumnya skema bagi hasil secara progresif itu sudah diterapkan lebih dulu di WK migas nonkonvensional. “Skema itu dapat meng-akselerasi kegiatan lapangan migas.

    Namun, kalau semua diserahkan ke Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), perlu dibicarakan bagaimana penyerapan tingkat komponen dalam negeri (TKDN), penerapan untuk PSC yang sudah jalan hingga split kalau sudah produksi,” tuturnya. Pasalnya, perhitungan biaya produksi lapangan migas berbasis darat (on shore), lepas pantai (off shore) hingga lapangan tua (mature field) berbeda.

IN ENGLISH

Oil and Gas Investments Need Stability
    The impact of oil price fluctuations to the lowest point in the last two years made investments oil and gas (oil) in the country is not excited. Certainty rules in favor of the business climate in addition offer a variety of incentives are believed to arouse exploration and production activities. By doing so, contribute to state revenue and domestic oil and gas reserves can be maximized. President of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Christina Verchere said regulatory reform and fiscal policies considered important to excite the investment in extractive industries.

    Currently, Indonesia is in the order of the bottom 15 of 120 countries the location of oil and gas investment. Nevertheless, he added, the government's efforts to revise a variety of rules to attract investors should be appreciated. However, there is still the attraction between stakeholders. We want a commitment from central to local formulas that oil and gas investment climate improvements in one direction. Moreover, we want to continue the development of the deep sea (deep water) and the implementation of enhanced oil recovery (EOR).

    Investors were hoping the stability of existing rules is maintained. Do not let the change was made in the middle of the road. because we
must make a calculation in the beginning, so as not to interfere with business, said Director of IPA Tenny Wibowo. One of them is related to the plan to change the production sharing contract without replacement hiaya production (cost recovery) 'gross split sliding scale' for the working area (WK) conventional oil and gas. Previous schemes for results progressively it has been applied first in non-conventional oil and gas WK. "The scheme may have accelerated oil and gas field activities.

    However, if it is up to the Contractor of Cooperation Contract (PSC), to discuss how the absorption rate of the domestic component (DCL), the application for the PSC already split when it's the way to production, "he said. Because the calculation of production cost land-based oil and gas fields (on shore), offshore (off shore) to the old field (mature fields) are different.

Media Indonesia, Page-18, Thursday, Dec,8,2016

Proper Tekan Imbas Negatif di Bisnis Ekstraktif

    Bisnis eksploitasi sumber daya alam (ekstraktif) di sektor energi membawa risiko adanya perubahan bentang alam dan dampak terhadap lingkungan. Karena itu, menjalankan bisnis yang selaras dengan upaya pelestarian lingkungan bukan sekadar kepatuhan terhadap aturan. Lebih jauh, hal itu merupakan upaya untuk menciptakan kemakmuran yang berkelanjutan bagi generasi mendatang. Pembuktian kinerja perusahaan itu bisa terukur dengan perolehan program penilaian peringkat kinerja perusahaan dalam pengelolaan lingkungan hidup (Proper-LH).

    Untuk tahun ini, misalnya, BUMN energi PT Pertamina mampu meraih 7 proper emas dan 71 proper hijau. Unit usaha di bawah Pertamina mendominasi perolehan proper emas dari total 12 yang diberikan pemerintah pada tahun. Untuk perolehan proper hijau, unit usaha di bawah Pertamina meraih 71 penghargaan dari total 172 perusahaan. “Tujuh proper emas itu membanggakan bagi kami karena Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan hanya memberikan 12 proper emas dari total 2.217 peserta Proper 2015 -2016.

    Ini pengakuan hasil nyata green action Pertamina untuk kelestarian lingkungan dan kesejahteraan masyarakat di sekitar wilayah operasi perusahaan,” kata Direktur Utama Pertamina Dwi Soetjipto seusai menerima penyerahan proper yang dilakukan Wakil Presiden Jusuf Kalla yang didampingi Menteri Lingkungan Hidup dan Kehutanan Siti Nurbaya Bakar di Istana Wakil Presiden. Survei seismik 2 dimensi untuk eksplorasi migas dilakukan PHE di Iepas pantai Karawang, Subang, dan Indramyu dengan panjang Iintasan 2.990 km.

    Dwi menyebut tahun ini total peserta unit maupun anak usaha Pertamina meningkat, dari 160 menjadi 165 peserta. Tujuh proper emas masing-masing diraih Refinery Unit Vi Balongan, Jawa Barat; PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (WMO), Jawa Timur; Badak NGL, Kalimantan Timur; JOB Pertamina Talisman Jambi Merang, Jambi; PT Pertamina EP Asset 1 Field Rantau, Aceh; Marketing Operation Region IV TBBM Rewulu, DIY; dan PT Pertamina Geothermal Energy Area Kamojang, Jawa Barat.

    Wakil Presiden Jusuf Kalla mengapresasi capaian Pertamina yang meningkat dari 6 proper emas tahun lalu menjadi 7 dan diikuti proper hijau yang naik lebih dari 50%. “Saya ucapkan terima kasih 12 perusahaan yang mencapai proper emas, khususnya ada 7 dari Pertamina. Saya ucapkan selamat untuk Pertamina. Tiga penghargaan proper emas lainnya juga diperoleh BUMN, sedangkan dua lainnya oleh swasta. Artinya, ternyata BUMN, khususnya Pertamina, lebih disiplin daripada swasta,” kata Jusuf Kalla. Siti Nurbaya menyebut proper ini, yang dikembangkan sejak 2002, bertujuan mendorong tingkat ketaatan dan inovasi dalam pengelolaan sumber daya alam dan pemberdayaan masyarakat di sekitar lokasi.

    PHE incar cadangan baru Anak perusahaan Pertamina, yakni PT Pertamina Hulu Energi (PHE), mendapatkan kepercayaan pengelolaan dua blok migas, yaitu Blok Ahar dan Blok Anggursi. Keduanya merupakan wilayah kerja migas lepas pantai (offshore) di pesisir Kabupaten Karawang, Kabupaten Subang, dan Kabupaten Indramayu, dengan total panjang lintasan 2.990 km. Kami tengah menggelar survei seismik 2 dimensi dengan kapal canggih yang dikerjakan seluruhnya oleh anak bangsa di atas 12 mil pesisir pantai, kata Corporate Secretary PHE, Edy Sunaedi dalam keterangan resminya.

IN ENGLISH

Proper Business Press The fallout Negatives in the Extractive

    Business exploitation of natural resources (extractive) in the energy sector carries a risk of changes in the landscape and impact on the environment. Therefore, running a business that is in harmony with environmental conservation is not just compliance with the rules. Furthermore, it is an attempt to create a sustainable prosperity for future generations. Proof of the company's performance can be measured by the acquisition program performance rating of companies in environmental management (Proper-LH).

    For this year, for example, state-owned PT Pertamina energy capable of winning 7 gold and 71 proper proper green. The business unit under Pertamina dominate proper recovery of gold from a total of 12 given by the government in the year. For proper acquisition of the green, a business unit under Pertamina won 71 awards out of a total of 172 companies. "Seven gold property proper for us as the Ministry of Environment and Forests gave 12 proper only gold of the total 2,217 participants Proper 2015 -2016.

    This recognition of the results of a real green action Pertamina to environmental sustainability and well-being of communities in which the company's operations, "said Pertamina President Director Dwi Soetjipto after receiving delivery of proper that made Vice President Jusuf Kalla, who was accompanied by Minister of Environment and Forestry Siti Nurbaya Bakar at the Vice President , 2-dimensional seismic surveys for oil and gas exploration conducted in Iepas beach PHE Karawang, Subang and Indramyu with a length of 2,990 km Iintasan.

    Dwi call this year a total participant unit or subsidiary of Pertamina increased, from 160 to 165 participants. Proper seven gold each won Refinery Unit Vi Balongan, West Java; PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (WMO), East Java; Badak NGL, East Kalimantan; JOB Pertamina Talisman Jambi Merang, Jambi; PT Pertamina EP Field Rantau Asset 1, Aceh; Marketing Operation Region IV TBBM Rewulu, DIY; and PT Pertamina Geothermal Energy Kamojang Area, West Java.

    Vice President Jusuf Kalla mengapresasi Pertamina increased the achievements of last year's gold-proper 6 to 7 and followed proper green rose more than 50%. "I thank the 12 companies that achieve proper gold, in particular there are 7 of Pertamina. I offer my congratulations to Pertamina. Three other gold awards were also obtained proper state-owned enterprises, while the other two by the private sector. That is, it turns out SOEs, especially Pertamina, more disciplined than the private sector, "Kalla said. Siti Nurbaya proper call, developed since 2002, aims to boost the level of compliance and innovation in the management of natural resources and community development around the site.

    PHE seek new reserves Pertamina's subsidiary PT Pertamina Hulu Energi (PHE), gain the trust management of two oil and gas blocks, namely Block Ahar and Block Anggursi. Both the offshore oil and gas working areas (offshore) in the coastal district of Karawang, Subang regency, and Indramayu district, with the total length of 2,990 km. We are hosting a two-dimensional seismic survey with advanced ship that executed entirely by the children of the nation over the 12-mile coast, said Corporate Secretary PHE, Edy Sunaedi in his official statement.

Media Indonesia, Page-18, Thursday, Dec,8,2016

Skema Kontrak Baru Ancam Eksplorasi Migas

Dikhawatirkan berisiko menahan laju eksplorasi minyak dan gas.

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang mematangkan skema Bagi Hasil minyak dan gas bumi baru, yang bernama gross split production sharing contract. Menurut anggota Dewan Energi Nasional, Andang Bachtiar, skema baru itu justru berisiko menahan laju eksplorasi migas.
Ia menilai rencana pemerintah meningkatkan kegiatan eksplorasi dalam lima tahun ke depan akan sulit terlaksana. Karena kontraktor akan mengutamakan efisiensi biaya dan menggenjot produksi untuk revenue.

    Ia menjelaskan, dalam sistem gross split, kontraktor hanya mengejar aktivitas yang dipastikan memberi keuntungan. Sebab, sistem ini meniadakan penggantian biaya operasi (cost recovery). Padahal eksplorasi migas adalah kegiatan berisiko tinggi dan berbiaya sangat mahal. Sampai November Ialu, kegiatan pengeboran eksplorasi masih lesu, yakni baru 39 sumur: Padahal, dalam rencana kerja dan anggaran kontraktor ditargetkan sebanyak 67 sumur. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi memprediksi realisasi pengeboran hanya mencapai 43 sumur, hingga akhir 2016.

    Andang menambahkan, gross split juga mengancam rencana pengurasan minyak (enhanced oil recovery) dan penggalian sumur-sumur baru di lapangan marginal. Sebab, upaya tersebut berbiaya besar, dengan angka pengembalian investasi yang tidak memadai. Risiko ini, ujar Andang, bakal bertentangan dengan Rencana Umum Energi Nasional. Cetak biru energi itu mengamanatkan peningkatan produksi melalui teknik pengurasan minyak hingga 2,5 miliar barel, yang saat ini masih tersimpan di perut bumi.

    Kontrol negara atas pengelolaan reservoir jadi berkurang atau bisa hilang sama sekali, yang berujung melesetnya rencana produksi migas. Risiko gross split juga dikhawatirkan oleh anggota Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat, Dito Ganinduto. Menurut dia, skema bagi hasil baru mengganjal peningkatan penggunaan produk dalam negeri dan pengembangan tenaga migas lokal, Sebab, pemerintah tidak bisa mengontrol aktivitas migas yang dikerjakan kontraktor. Jangan cuma mempertimbangkan aspek ekonominya.

    Sebaliknya, Direktur Indonesia Petroleum Association (IPA) Ignatius Tenny Wibowo mengapresiasi rencana skema kontrak baru. Menurut Tenny, konsep gross split membuat kontraktor migas lebih luwes mengelola wilayah kerja. Sebab, pemerintah nantinya bakal menyerahkan aktivitas operasi sepenuhnya kepada operator. Tenny memprediksi beberapa prosedur bakal dipangkas dalam sistem baru. Birokrasi lebih pendek, jadi eksplorasi bisa lebih berpeluang.

    Karena kontraktor yang menanggung biayanya, walaupun nanti eksplorasinya berhasil. Tapi,Tenny berharap, aturan itu diterapkan untuk wilayah kerja baru saja. Tujuannya memberi kepastian hukum bagi kontrak yang sedang berjalan. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja menjelaskan, skema gross split secara tidak Iangsung memaksa kontraktor berhemat. Sebab, kontraktor tidak memperoleh bagian apa pun selain hasil minyak yang sudah disepakati dalam kontrak.

IN ENGLISH

New Contract Scheme Threatens Oil and Gas Exploration

It is feared curb risky exploration for oil and gas.

    Ministry of Energy and Mineral Resources is finalizing the scheme Sharing new oil and natural gas, which is called gross split production sharing contract. According to members of the National Energy Board, Andang Bachtiar, a new scheme was actually risky halt oil and gas exploration. He considered the government's plan to increase exploration activities in the next five years will be difficult. Because the contractor will prioritize cost efficiency and boost production to revenue.

    He explained, in a gross system split, contractors only pursue activities that ensured profitable. Therefore, this system negates recovering operating costs (cost recovery). Though oil and gas exploration is a high risk activity and cost-prohibitive. As of November Ialu, exploration drilling activity is still sluggish, which is only 39 wells: In fact, in the work plan and budget as much as 67 wells targeted contractors. Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Amien Sunaryadi predict realization only reached 43 wells drilling, until the end of 2016.

    Andang added, gross split also threatens oil depletion plan (enhanced oil recovery) and digging new wells in marginal fields. Therefore, the efforts are costly, with rates of return on investment is inadequate. These risks, said Andang, would be contrary to the General Plan of National Energy. Energy blueprint that mandates the increased production through the technique of recovering oil to 2.5 billion barrels, which is still stored in the bowels of the earth.

    State control over the management of the reservoir can be reduced or disappear altogether, which led slipping of oil and gas production plans. Risk gross split is also feared by members of the House of Representatives Commission VII, Dito Ganinduto. According to him, a new profit-sharing scheme prop increased use of domestic products and the development of local oil and gas power, because the government can not control the oil and gas activities carried out by contractors. Do not just consider the economic aspect.

    Instead, the Director of the Indonesia Petroleum Association (IPA) Ignatius Tenny Wibowo appreciate the new contract scheme plan. According to Tenny, the concept of gross split makes oil and gas contractors more flexibility to manage working area. Therefore, the government would later be handed over entirely to the operating activities of the operator. Tenny predict some procedures will be trimmed in the new system. Bureaucracy is shorter, so the exploration could be more likely.

    Because contractors are paying for it, although later on exploration success. But, Tenny hope, the rule was applied to the working area recently. The goal is to give legal certainty to the ongoing contract. Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja explained, split gross scheme is indirectly forcing contractors skimp. Therefore, the contractor did not obtain anything other than a portion of oil revenues has been agreed in the contract.

Koran Tempo, Page-17, Thursday, Dec,8,2016

Pertamina Kaji Ulang Kelayakan Blok ONWJ

    Setelah kontrak berakhir, pengelolaan blok akan menggunakan skema bagi hasil baru. PT Pertamina tengah menghitung ulang skala kelayakan bisnis untuk mengembangkan Blok Offshore North West Java (ONWJ) di pantai utara Pulau Jawa. Pasalnya setelah kontrak berakhir pengelolaan blok oleh Pertamina bakal menggunakan skema bagi hasil baru, yaitu gross split-production sharing contract (PSC). masih kami koordinasi. Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman mengatakan dalami dulu bagaimana cara melihat valuasinya. Mekanismenya seperti apa yang butuh kejelasan.

    Kontrak Blok ONWJ bakal berakhir pada 18 Januari 2017. Saat ini mayoritas saham dikuasai PT Pertamina Hulu Energi ONWJ, anak Usaha Pertamina,sebesar 73,5 persen. Sisanya dimiliki Energi Mega Persada ONWJ Ltd, anak usaha Grup Bakrie, sebesar 24 persen. Serta KUFPEC Indonesia BV sebesar 2,5 persen. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas)Amien Sunaryadi mengatakan kontrak pengelolaan saat ini tidak akan diperpanjang.

Pemerintah berencana memberikan 100 persen Blok ONWJ kepada Pertamina. Kontrak baru ditargetkan rampung pada awal tahun depan. Sistem gross split memungkinkan pembagian hasil migas secara langsung, tanpa dikurangi komponen biaya pengembalian operasi atau cost recovery. Skema ini sudah diterapkan untuk bagi hasil migas di blok non-konvensional, seperti gas serpih dan gas metana batu bara. Selama ini, dalam suatu wilayah kerja, negara memperoleh 85 persen bagi hasil minyak sementara 15 persen untuk kontraktor.

    Namun bagian negara dikurangi karena harus mengembalikan biaya operasi yang dikeluarkan kontraktor. Sistem ini juga berlaku bagi gas, yang pembagian hasilnya 65 persen negara dan 35 persen kontraktor. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja menjelaskan, skema gross split secara tidak langsung memaksa kontraktor untuk berhemat. Sebab, kontraktor tidak memperoleh bagian apa pun selain hasil minyak yang sudah disepakati dalam kontrak.

    Wiratmaja menargetkan regulasi mengenai hal ini rampung disusun sebelum 2016 berakhir. Mereka akan lebih efisien. Silakan se efisien mungkin, yang penting keselamatannya kami jaga, Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) kami jaga. Pertamina juga mengkaji kelayakan pelepasan saham partisipasi sebanyak 10 persen kepada pemerintah Jawa Barat. Berdasarkan Peraturan Menteri Energi Nomor 37 Tahun 2016 tentang Ketentuan Penawaran Participating Interest 10 Persen pada Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, kontraktor dapat membiayai perolehan saham pemerintah daerah melalui pinjaman tanpa bunga.

    Direktur Hulu Pertamina, Syamsu Alam, mengatakan Pertamina membuka peluang melepas sebagian kepemilikan Blok ONWJ. Pelepasan bisa dilakukan kepada pemegang saham saat ini atau calon mitra baru.  SKK Migas menargetkan produksi gas Blok ONWJ sebesar 24,6 ribu barel setara minyak per hari (BOEPD). Ternyata, per akhir Agustus lalu, realisasinya melampaui target menjadi 27,8 ribu BOEPD.

IN ENGLISH

Pertamina Review Feasibility on ONWJ Block

    After the contract expires, the management block will use the new revenue sharing scheme. PT Pertamina recalculate eligibility scale businesses to develop the Offshore North West Java (ONWJ) on the north coast of Java. Because after the contract expires block management by Pertamina will use the new revenue sharing scheme, ie gross split-production sharing contract (PSC). we still coordination. Pertamina Finance Director Arief Budiman said the first understood better how to look at valuations. The mechanism as to what needs clarity.

    ONWJ contract will expire on January 18, 2017. Currently, the majority of shares owned by PT Pertamina Hulu Energi ONWJ, children Enterprises Pertamina, for 73.5 percent. The rest is owned by Energi Mega Persada ONWJ Ltd, a subsidiary of the Bakrie Group, by 24 percent. As well as KUFPEC Indonesia BV of 2.5 percent. Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Sunaryadi Amien said the current management contract will not be renewed.

    The government plans to provide 100 percent ONWJ to Pertamina. The new contract will be completed early next year. Gross split system allows sharing of oil and gas directly, without deducting operating cost component of return or cost recovery. This scheme has been applied to the block of oil and gas in non-conventional, such as shale gas and coal bed methane. During this time, in a working area, the country makes 85 percent of oil revenue while 15 percent for the contractor.

    But parts of the country reduced due must restore the operating costs incurred contractors. This system also applies to gas, whose share of the result 65 percent state and 35 percent of the contractor. Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja explained, gross scheme split indirectly compel the contractor to save money. Therefore, the contractor did not obtain anything other than a portion of oil revenues has been agreed in the contract.

    Wiratmaja targets a regulation on this matter finalized compiled before 2016 ends. They will be more efficient. Please as efficiently as possible, which is important we maintain safety, content from local industry (DCL) our guard. Pertamina also study the feasibility of the disposal of shares as much as 10 percent participation to the government of West Java. Based on the Minister of Energy Regulation No. 37 Year 2016 on Special Provisions 10 Percent Participating Interest in the Work Area of ​​Oil and Gas, contractors can finance the acquisition of shares of local governments through no-interest loans.

    Pertamina upstream director, Syamsu Alam, said Pertamina opportunities ONWJ release some ownership. The release can be made to the current shareholders or potential new partners. SKK Migas targeting ONWJ gas production of 24.6 thousand barrels of oil equivalent per day (BOEPD). As it turned out, by the end of August, the realization exceeded the target to 27.8 thousand BOEPD.

Koran Tempo, Page-16, Thursday, Dec,8,2016

Lower Gas Prices to Boost Industrial Sectors

    The government has cut gas prices in three industries to curb on going de industrialization and create a significant multiplier effect in the economy. Energy and Mineral Resources Ministry regulation No. 40/2016 issued on Tuesday set the gas prices at around US$6 per million British thermal units (mmbtu), down about one third from its current price, starting from Jan. 1, 2017.

    The lower prices, expected to enhance industrial productivityg will be enjoyed by the petrochemical, fertilizer and steel industries, with five state-owned companies, namely fertilizer producers Pupuk Kujang Cikampek, Pupuk Sriwidjaja Palembang, Pupuk lskandar Muda; petrochemical producer Petrokimia Gresik and steel manufacturer Krakatau Steel slated to benefit most.

     Apart from getting lower prices for gas as a raw material in their production, the state-owned companies will also obtain cheaper gas transportation rates. Petrokimia Gresik will see its transportation fees decline to $0.5 per mmbtu, from $0.84, on the Pagerungan-Porong-Gresik-PKG toll roads, while Krakatau Steel will pay $0.3 per mmbtu, ,down from $ 0.6 per mmbtu, for the Cilamaya-Citarik-Tegal- Gede-Nagrak-Bitung-Cilegon toll roads.

    Energy and mineral resources deputy minister Arcandra Tahar said the reduced prices would have a positive effect on the domestic manufacturing sector. At around $9 per mmbtu, lndonesia’s gas price is much higher than most of its Southeast Asian neighbors. Gas costs approximately $4 per mmbtu in Malaysia and Singapore.

    Business players have long voiced their concern over such high gas prices as they erode the competitiveness ofthe local manufacturing industry, the contribution of which to economic growth has gradually dwindled in the past decade. Industry Minister Airlangga Hartarto recently said the economic benefit of more affordable gas prices could amount to Rp 31 trillion ($2.39 billion) if prices were slashed to $ 4 per mmbtu, with an additional distribution cut of $1.50 to $2.

    He added that with economical gas prices, the three industries, along with seven other industries, would contribute around Rp 1,200 trillion, or 10 percent of the gross domestic product (GDP) as costs fell. The Energy and Mineral Resources Ministry previously passed a regulation that allowed seven less gas-reliant industries, including textiles, pulp and paper, ceramics and latex, to obtain an additional price cut of $2 per mmbtu if gas prices climb higher than $6 per mmbtu.

    Meanwhile, ReforMiner lnstitute researcher Pri Agung Rakhmanto said the new lower gas rates would not have a significant effect on the country’s economy as the coverage would be limited. “The price reduction isn’t significant and only applies to three industries. So, it has yet to be in accordance to President Jokowi’s instruction to lower gas prices to around $5 to $6 for all industries,” Pri said. “Nonetheless we still have to applaud it as it shows the commitment ofthe government, especially the Energy and Mineral Resources Ministry, to make it really happen in the near future,” he added.

IN INDONESIAN

Harga Gas rendah untuk Meningkatkan Sektor Industri

    Pemerintah telah memotong harga gas di tiga industri untuk mengekang untuk pergi de industrialisasi dan menciptakan multiplier effect yang signifikan dalam perekonomian. Energi dan Peraturan Sumber Daya Mineral Nomor 40/2016 yang dikeluarkan pada Selasa menetapkan harga gas sekitar US $ 6 per juta British thermal unit (mmbtu), turun sekitar sepertiga dari harga saat ini, mulai dari 1 Januari 2017.

    Harga yang lebih rendah, diharapkan dapat meningkatkan productivityg industri akan dinikmati oleh industri petrokimia, pupuk dan baja, dengan lima perusahaan milik negara, yaitu produsen pupuk Pupuk Kujang Cikampek, Pupuk Sriwidjaja Palembang, Pupuk lskandar Muda; produsen petrokimia Petrokimia Gresik dan produsen baja Krakatau Steel dijadwalkan untuk mendapatkan keuntungan yang paling.

    Selain mendapatkan harga yang lebih rendah untuk gas sebagai bahan baku dalam produksi mereka, perusahaan milik negara juga akan mendapatkan tarif transportasi gas lebih murah. Petrokimia Gresik akan melihat biaya transportasi menurun menjadi $ 0,5 per mmbtu, dari $ 0,84, di jalan-jalan tol Pagerungan-Porong-Gresik-PKG, sementara Krakatau Steel akan membayar $ 0.3 per mmbtu,, turun dari $ 0.6 per mmbtu, untuk Cilamaya-Citarik jalan tol -Tegal- Gede-Nagrak-Bitung-Cilegon.

    Energi dan sumber daya mineral wakil menteri Arcandra Tahar mengatakan harga dikurangi akan memiliki efek positif pada sektor manufaktur dalam negeri. Pada sekitar $ 9 per mmbtu, harga gas lndonesia adalah jauh lebih tinggi daripada sebagian besar tetangga di Asia Tenggara. Gas biaya sekitar $ 4 per mmbtu di Malaysia dan Singapura.

    Pemain bisnis telah lama menyuarakan keprihatinan mereka atas harga gas yang tinggi seperti mereka mengikis daya saing ofthe industri manufaktur lokal, kontribusi yang untuk pertumbuhan ekonomi secara bertahap berkurang dalam dekade terakhir. Menteri Perindustrian Airlangga Hartarto baru-baru ini mengatakan manfaat ekonomi dari harga gas yang lebih terjangkau bisa mencapai Rp 31 triliun ($ 2.390.000.000) jika harga disayat menjadi $ 4 per mmbtu, dengan memotong distribusi tambahan $ 1,50 menjadi $ 2.

    Dia menambahkan bahwa dengan harga gas yang ekonomis, tiga industri, bersama dengan tujuh industri lainnya, akan memberikan kontribusi sekitar Rp 1.200 triliun, atau 10 persen dari produk domestik bruto (PDB) sebagai biaya turun. Energi dan Sumber Daya Mineral sebelumnya mengeluarkan peraturan yang memungkinkan tujuh industri gas-bergantung kurang, termasuk tekstil, pulp dan kertas, keramik dan lateks, untuk mendapatkan potongan harga tambahan dari $ 2 per mmbtu jika harga gas naik lebih tinggi dari $ 6 per mmbtu.

Sementara itu, ReforMiner lnstitut peneliti Pri Agung Rakhmanto mengatakan tarif gas baru yang lebih rendah tidak akan memiliki dampak yang signifikan terhadap perekonomian negara sebagai cakupan akan dibatasi. "Penurunan harga tidak signifikan dan hanya berlaku untuk tiga industri. Jadi, itu belum sesuai dengan instruksi Presiden Jokowi untuk menurunkan harga gas untuk sekitar $ 5 sampai $ 6 untuk semua industri, "kata Pri. "Meskipun demikian kami masih harus bertepuk tangan karena menunjukkan komitmen tersebut yang pemerintah, terutama Energi dan Sumber Daya Mineral, untuk membuatnya benar-benar terjadi dalam waktu dekat," tambahnya.

Jakarta Post, Page-13, Thursday, Dec,8,2016