Govt plans flow meters at oil, gas wells for accurate output data

    After years criticism on the absence of accurate oil and gas production data in the field, the government has prepared a measure to force oil and gas contractors to install flow meters at their wells. Energy and Mineral Resources Ministry’s oil and gas director general IGN Wiratmaja Puja said the government would stipulate the installation of How meters through a ministerial regulation in a bid to increase the accuracy of measuring daily crude production in the country. The impending regulation comes as Indonesia’s oil and gas production decreases at an average rate of 20 percent per year, as most fields have already shown a natural decline.

    The Upstream Oil and Gas Regulatoriy Special Task Force (SKK Migas) has thus far relied on daily oil and gas production reports submitted by contractors. There are no regulations making it compulsory to install flow meters, Ministerial rule to require oil, gas contractors to install flow meters at wells Rule aimed at providing accurate production data for govt amid decreasing output in Indonesia which measure the real How rate or the quantity of oil and gas. “The objective of the flow meter installation is to monitor production, and the data will be delivered to SKK Migas on a real-time basis, which will also be transferred to the Energy and Mineral Resource Ministry,” Wiratmaja said.

    He explained that currently flow meters were only installed at oil and gas points of delivery to measure ready to sell production, known as lifting. Although the variance between oil lifting and total production is limited, at only around 0.25 to 1.6 percent, it provides greater accuracy for monitoring purposes. Declining to disclose the exact date of the ministerial regulation issuance, Wiratmaja said the flow meters would be procured using state funds. The installation will be conducted by SKK Migas. “The flow meters will be the state`s property while SKK Migas will be tasked with installing and operating the equipment,” he said.

    According to data from SKK Migas. national crude oil production reached 817,900 barrels of oil per day (bopd) and gas production hit 7.9 trillion cubic feet (tcf) a day in the first half of the year. Meanwhile, oil and gas lifting was at 1.996 million barrels of oil equivalent a day (boepd), slightly exceeding SKKMigas’ target set in this year’s work plan and budget of 1.94 million boepd. The country’s oil lifting has largely been supported by fields including Chevron’s Rokan field and ExxonMobil’s Cepu field, with lifting rates of 256,400 and 154,700 bopd, respectively.

    Meanwhile, Total E&P’s Mahakam field and BP Tangguh’s Berau, Muturi and Wiriagar fields were the main contributors to gas lifting in the first halfof2016, with 280,900 and 167,000 boepd, respectively. Although oil lifting and production have largely exceeded this year’s targets, the figures are a far cry from Indonesia’s heyday in the 1970s when oil production reached a peak of1.7 million bopd.

    Ageing wells and a lack of new oil and gas reserve discoveries have been blamed for the decline. The government has set targets of 815,000 bopd of oil and 1.15 million boepd of gas in next year’s draft state budget. The Indonesian Petroleum Association (IPA) expressed its commitment to supporting the plan, especially as several fields have had fiow meters installed and are monitored frequently. IPA executive director Maijolijn Wajong explained that the existing flow meters were state property, but were operated by contractors. “There are several flow meters which have been certified by the oil and gas directorate general,” she said.

IN INDONESIAN

Pemerintah berencana Pasang aliran meter di sumur minyak dan gas untuk output data yang akurat

     Setelah bertahun-tahun kritik pada tidak adanya data produksi minyak dan gas akurat di lapangan, pemerintah telah menyiapkan langkah untuk memaksa kontraktor minyak dan gas untuk menginstal aliran meter di sumur mereka. Energi dan minyak dan direktur gas Sumber Daya Mineral Kementerian umum IGN Wiratmaja Puja mengatakan pemerintah akan menetapkan pemasangan Bagaimana meter melalui peraturan menteri dalam upaya untuk meningkatkan akurasi pengukuran produksi minyak mentah setiap hari di negara itu. Peraturan yang akan datang datang sebagai produksi minyak dan gas Indonesia menurun pada tingkat rata-rata 20 persen per tahun, karena sebagian besar ladang telah menunjukkan penurunan alami.

    Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Regulatoriy Task Force Khusus (SKK Migas) sejauh ini mengandalkan laporan produksi minyak dan gas setiap hari disampaikan oleh kontraktor. Tidak ada peraturan sehingga wajib untuk menginstal aliran meter, Menteri memerintah membutuhkan minyak, kontraktor gas untuk menginstal aliran meter di sumur Peraturan ditujukan untuk memberikan data produksi yang akurat untuk pemerintah tengah penurunan produksi di Indonesia yang mengukur nyata Bagaimana tingkat atau kuantitas minyak dan gas. "Tujuan dari pemasangan flow meter adalah untuk memantau produksi, dan data akan dikirimkan ke SKK Migas secara real-time, yang juga akan ditransfer ke Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral," kata Wiratmaja.

    Dia menjelaskan, saat ini aliran meter hanya dipasang pada titik-titik minyak dan gas pengiriman untuk mengukur siap untuk menjual produksi, dikenal sebagai angkat. Meskipun varians antara lifting minyak dan total produksi terbatas, yaitu hanya sekitar 0,25-1,6 persen, memberikan akurasi yang lebih besar untuk tujuan monitoring. Menolak mengungkapkan tanggal pasti penerbitan peraturan menteri, Wiratmaja mengatakan meter aliran akan diperoleh dengan menggunakan uang negara. instalasi akan dilakukan oleh SKK Migas. "Aliran meter akan menjadi milik state`s sementara SKK Migas akan bertugas memasang dan mengoperasikan peralatan," katanya.

    Menurut data dari SKK Migas. produksi minyak mentah nasional mencapai 817.900 barel minyak per hari (bopd) dan produksi gas memukul 7,9 triliun kaki kubik (tcf) hari pada semester pertama tahun ini. Sementara itu, lifting minyak dan gas di 1.996.000 barel setara minyak per hari (boepd), sedikit melampaui target SKKMigas 'diatur dalam rencana kerja tahun ini dan anggaran dari 1,94 juta boepd. lifting minyak negara itu sebagian besar telah didukung oleh bidang termasuk bidang Rokan Chevron dan lapangan Cepu ExxonMobil, dengan tarif mengangkat dari 256.400 dan 154.700 bopd, masing-masing.

    Sementara itu, Total E & amp; P Mahakam lapangan dan bidang Berau, Muturi dan Wiriagar BP Tangguh adalah kontributor utama untuk lifting gas dalam halfof2016 pertama, dengan 280.900 dan 167.000 boepd, masing-masing. Meskipun lifting minyak dan produksi sebagian besar telah melampaui target tahun ini, angka-angka ini jauh dari kejayaan Indonesia di tahun 1970-an ketika produksi minyak mencapai puncak of1.7 juta bopd.

    Penuaan sumur dan kurangnya penemuan cadangan minyak dan gas baru telah disalahkan untuk penurunan. Pemerintah telah menetapkan target dari 815.000 bopd minyak dan 1,15 juta boepd gas di APBN rancangan tahun depan. The Indonesian Petroleum Association (IPA) menyatakan komitmennya untuk mendukung rencana tersebut, terutama karena beberapa bidang telah memiliki meter fiow diinstal dan dipantau sering. IPA direktur eksekutif Maijolijn Wajong menjelaskan bahwa meter aliran yang ada adalah milik negara, tetapi dioperasikan oleh kontraktor. "Ada beberapa meter aliran yang telah disertifikasi oleh minyak dan gas direktorat jenderal," katanya.

Jakarta Post, Page-13, Monday, Dec,5,2016

Pengembangan EBT Jadi Solusi Keluar dari OPEC

    Ketua Komite Tetap Kerjasama Bantuan/ Pengembangan Energi Terbarukan Kamar Dagang dan Industri (Kadin) Indonesia, Hardini Puspasari menyatakan bahwa pengembangan energi baru dan terbarukan (EBT) menjadi solusi utama Indonesia dengan keluar dari keanggotaan OPEC. Pengembangan sektor EBT menjadi solusi dengan keputusan tepat pemerintah keluar dari keanggotaan OPEC,” ujar dia. Dia mengatakan bahwa langkah pemerintah seperti yang disampaikan oleh Presiden Joko Widodo untuk keluar sementara dari keanggotaan OPEC, patut didukung dan diapresiasi.

    Namun keputusan tersebut, kata dia, harus memberikan solusi tepat yaitu dengan mengembangkan EBT di Indonesia. Apalagi, Indonesia memiliki potensi EBT yang sangat besar. Selain itu, meningkatnya kebutuhan bahan bakar bagi masyarakat Indonesia menjadi prioritas mendesak yang memerlukan perhatian serius. Karena itu, pemerintah diharapkan untuk segera mengembangkan sektor EBT secara serius dan fokus, sehingga bisa meningkatkan perekonomian nasional, baik dari sisi penerimaan maupun dari sisi pengeluaran.

    Dengan berhenti sementara jadi anggota OPEC, maka pemerintah perlu memikirkan upaya Iain dalam memenuhi kebutuhan bahan bakar masyarakat. Salah satunya adalah dengan mengembangkan EBT” papar Hardini. Sebelumnya, Presiden Joko Widodo mengatakan bahwa keputusan Indonesia membekukan sementara keanggotaanya dalam OPEC untuk memperbaiki kondisi Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Tapi karena untuk perbaikan APBN, ya kalau memang kita harus keluar lagi juga tidak ada masalah,” kata Presiden.

    Sebagai informasi, sidang OPEC memutuskan untuk memotong produksi minyak mentah sebesar 1,2 juta barel per hari. Untuk Indonesia, keputusan OPEC berarti memotong sekitar lima persen produksi per harinya. Hal ini, tidak sejalan dengan kepentingan nasional di mana pemotongan produksi akan berimbas pada angka penerimaan negara.

IN ENGLISH

EBT Development Solution for Quit OPEC

    Chairman of the Standing Committee of Cooperation Assistance / Development of Renewable Energy Chamber of Commerce and Industry (Kadin) Indonesia, Hardini Puspasari stated that the development of new and renewable energy (EBT) be the main solution Indonesia to quit the OPEC. EBT sector development into solution with the right decision the government out of the membership of OPEC, "he said. He said that government measures such as those delivered by President Joko Widodo to exit temporarily from OPEC membership, should be supported and appreciated.

    But the decision, he said, should provide the right solution is to develop renewable energy in Indonesia. Moreover, Indonesia has huge potential for renewable energy. In addition, rising fuel requirements for the Indonesian people become an urgent priority that requires serious attention. Therefore, the government is expected to soon develop the renewable energy sector is serious and focused, so as to improve the national economy, both in terms of revenue and expenditure.

    By pausing while a member of OPEC, the government needs to think Iain efforts to meet the fuel needs of the community. One way is to develop EBT "said Hardini. Earlier, President Joko Widodo said that Indonesia's decision temporarily freeze its membership in OPEC to improve the condition of the State Budget (APBN). But due to the improvement of the state budget, so if indeed we had to go out again also no problem, "the president said.

    For information, trial OPEC decided to cut crude oil production by 1.2 million barrels per day. For Indonesia, OPEC's decision means cutting about five percent of production per day. This is not in line with the national interests where production cuts will impact on state revenue figures.

Investor Daily, Page-9, Monday, Dec,5,2016

Daerah Menadah Jatah Saham Migas

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akhirnya mengeluarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 37/2016 tentang Ketentuan Penawaran participating interest (PI) 10% pada Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi. Beleid ini menjadi acuan penyerahan hak partisipasi daerah di blok migas. Kehadiran aturan yang diteken Menteri ESDM Ignasius Jonan pada 25 November lalu, itu memang amat penting. Sebab, lebih dari 25 blok migas memiliki kewajiban untuk menyerahkan PI daerah mulai tahun depan.

    Aturan ini berlaku bagi kontrak kerja baru dan perpanjangan. Tak heran, akhir pekan lalu, Jonan dan Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mulai menyosialisasikan aturan tersebut di Bali ke para pemangku kepentingan, seperti Kontraktor Kontrak Kerja Sama pemegang PI dilarang melakukan kegiatan usaha Selain pengelolaan PI. Sementara PI tak bisa diperjualbelikan. Jika BUMD sudah memiliki (KKKS dan Asosiasi Daerah Penghasil Migas) Pertemuan tersebut untuk menjelaskan ke Indonesian Petroleum Association (IPA) karena PI 10% sudah ada Peraturan Menterinya, kata Arcandra.

    Boleh dibilang inilah aturan perdana tentang PI yang komplet. Beleid tersebut penjabaran Peraturan Pemerintah (PP) No 35/2004, yang direvisi menjadi Peraturan Pemerintah (PP) No 55/2009 tentang Kegiatan Hulu Migas. Pasal 34 PP itu hanya menyebutkan, PI 10% diberikan ke Badan Usaha Milik Daerah (BUMD). Nah, Peraturan Menteri ini mengatur lebih detail. Misalnya, BUMD ditawarkan ke BUMD baru atau perusahaan daerah. Syaratnya. 99% saham perusahaan daerah itu milik BUMD, dan 1% sisanya milik afiliasi.

    Ihwal pendanaan, kontraktor migas juga membiayai kewajiban BUMD terlebih dahulu. Biaya ini dicicil oleh BUMD dan hasil produksi migas dan tidak dikenakan bunga, Syamsu Alam, Direktur Hulu PT Pertamina, menyatakan akan melaksanakan aturan tersebut. Perusahaan pelat merah ini segera memperpanjang kontrak blok migas Offshore North West Java (ONWJ) dan siap memberikan PI 10% ke BUMD Pemerintah Provinsi Jawa Barat. Pesan Pak Menteri, PI 10% tidak untuk didiskusikan, tapi dilaksanakan, kata Syamsu.

    IPA berpendapat lain. IPA ingin KKKS membicarakan PI business to business seperti sebelumnya, Andang Bachtiar, Sekjen Asosiasi Daerah Penghasil Migas, mengapresiasi langkah pemerintah. Menurut dia, aturan PI melebihi harapan, seperti pinjaman dikembalikan tanpa bunga. Tapi perlu diperhatikan kepatuhan kontraktor," kata Andang. Wahyu Setiaji, Direktur Utama BUMD Kalimantan Timur, mewanti-wanti, meski mendapat pinjaman, hak pemilik PI jangan sampai berkurang, Tujuan PI itu keterlibatan daerah.

IN ENGLISH

Local Government expects parts Gas Stocks

    Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Minister finally issued Regulation No. 37/2016 on Special Provisions participating interest (PI) 10% in the working area of ​​Oil and Gas. This policy to be a reference conveyance regional participation in oil and gas blocks. The presence of rules signed by the Minister of Energy and Mineral Ignatius Jonan on Nov. 25, it is indeed very important. Because, more than 25 oil and gas blocks have the obligation to submit the PI region starting next year.

    This rule applies to new labor contracts and renewals. Not surprisingly, last weekend, Jonan and Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar began to socialize the rule in Bali to stakeholders, such as Sharing Contractor PI holders are prohibited from conducting business activities In addition to the management of PI. While PI can not be traded. If enterprises already have (PSC and the Regional Association of Oil and Gas Producers) The meeting was to explain to the Indonesian Petroleum Association (IPA) for 10% of existing PI Rule Minister, said Arcandra.

    Arguably this is the prime rule of PI complete. The translation Beleid Government Regulation (PP) No. 35/2004, which was revised to Government Regulation (PP) No. 55/2009 on Upstream Oil and Gas. Article 34 of the PP was just mentioned, PI 10% is given to the Regional Owned Enterprises (enterprises). Well, this Ministerial Regulation set more detail. For example, enterprises are offered to new enterprises or regional companies. Conditions. 99% of its shares belong to enterprises that area, and the remaining 1% owned by the affiliate.

    Happenings finance, oil and gas contractors also pay the principal enterprises first. This fee is paid in installments by enterprises and production of oil and gas and non-interest bearing, Syamsu Alam, Director of PT Pertamina Hulu, said it would implement the rule. SOEs soon extend the contract oil and gas blocks Offshore North West Java (ONWJ) and is ready to provide PI 10% in local enterprises West Java Provincial Government. Messages Minister, PI 10% not to be discussed, but held, said Syamsu.

    IPA believes other. IPA wants PSC to discuss the PI business to business as before, Andang Bachtiar, Secretary General of Association of Oil and Gas Producing Regions, appreciated the government's move. According to him, the rule PI exceeded expectations, as the loan is returned without interest. But note contractor compliance, "said Andang. Revelation Setiaji, Director of East Kalimantan enterprises, cautioned, though getting a loan, the owner's right not to be reduced PI, the PI Interest local engagement.

Kontan, Page-14, Monday, Dec,5,2016

Skema Kontrak Bagi Hasil Jadi lnsentif

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengkaji skema kontrak bagi hasil untuk mengundang investasi di sektor hulu minyak dan gas bumi. Pemerintah juga akan membenahi birokrasi yang selama ini menghambat investasi, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menyatakan, Skema kontrak bagi basil menjadi salah satu bentuk insentif. Skema ini diharapkan menarik investasi untuk pengembangan blok migas, terutama lapangan yang marjinal dan kurang nilai keekonomiannya. Sistem tersebut efisien dan memudahkan investor. Mereka memilih sendiri teknologinya dan bagaimana mengembangkan lapangannya. Ini juga mempercepat proses birokasi,” ujar Arcandra saat mendampingi Menteri ESDM Ignasius Jonan

IN ENGLISH

Sharing Contract scheme So lnsentif

    Ministry of Energy and Mineral Resources reviewing production sharing contract scheme to attract investment in the upstream sector of oil and gas. The government will also fix the bureaucracy has been hampering investment, Deputy Minister Arcandra Tahar said contract scheme for the basil into one form of incentive. The scheme is expected to attract investment for the development of oil and gas blocks, especially the marginal field and less economic value. The system efficiently and to facilitate investors. They choose their own technology and how to develop the field. It also speeds up the process of bureaucracy, "said Arcandra when accompanying Minister Ignatius Jonan

Kompas, Page-18, Monday, Dec,5,2016

Krisis Energi Intai Anak-Cucu

    Cadangan minyak di perut bumi Indonesia, tanpa ada eksplorasi baru, diprediksi akan habis 12 tahun-15 tahun lagi. Sementara itu, perkembangan energi non-fosil di Indonesia masih minim. Hal itu diperparah dengan terus naiknya tingkat konsumsi minyak nasional. Saat ini saja angkanya sudah mencapai 1,6 juta barrel per hari (BPH). Adapun produksi minyak hanya 600.000 BPH-800.000 BPH. Ketidak seimbangan antara produksi minyak yang terus turun dengan konsumsi dalam negeri yang terus naik membuat impor tidak bisa terelakkan.

    Diprediksi, angka impor minyak akan terus membengkak dari tahun ke tahun hingga mencapai 1 juta BPH-2 juta BPH pada periode 2020-2025 mendatang. Jelas ini sangat mengkhawatirkan, ujar pengamat energi sekaligus Direktur Indonesian Resources Studies Marwan Batubara. Kekhawatiran itu cukup beralasan. Apalagi pemerintah dinilai belum menunjukkan keseriusan mengembangkan energi di luar minyak bumi. Padahal, ada potensi besar mengembangkan industri gas, energi geotermal atau panas bumi untuk listrik, dan bioetanol untuk bahan bakar.

    Sayangnya, keseriusan itu dinilai belum tampak. Bahkan ia juga menyoroti dana subsidi BBM yang dipangkas pemerintah belum terasa mengalir untuk pengembangan energi terbarukan. Begitu juga anggaran di Direktorat Jenderal Energi Baru dan Terbarukan, serta Konservasi Energi (EBTKE) Kementerian ESDM justru dipangkas pada APBN-P 2016. Berbagai persoalan di sektor energi itu harus segera diselesaikan. Sebab, generasi yang akan datang akan menanggung beban berat akibat persoalan itu. Indonesia diyakini akan terus tergantung dengan impor minyak bila tidak ada keseriusan mengembangkan energi baru terbarukan.

    Akibatnya, devisa negara akan terus terkuras hanya untuk impor minyak. Kenaikan harga minyak dunia ke angka 80 dollar AS-100 dollar AS per barrel seperti beberapa tahun silam masih menjadi bayang-bayang. Bila itu terjadi lagi, maka pemerintah harus mengeluarkan lebih banyak rupiah untuk impor minyak. Sedangkan dari sisi APBN, pemerintah sudah kepayahan meningkatkan penerimaan negara di tengah lemahnya pertumbuhan ekonomi global, anjloknya harga komoditas, hingga gejolak pasar keuangan. Padahal, APBN adalah ruh perekonomian dan pembangunan bangsa.

IN ENGLISH

Energy Crisis Reconnaissance Children Grandchildren

    Oil reserves in the bowels of the Earth Indonesia, without any new exploration is predicted to be depleted 12 years-15 years. Meanwhile, the development of non-fossil energy in Indonesia is still minimal. It was compounded by the continued rise of national oil consumption. At this moment, the figure has reached 1.6 million barrels per day (CPD). The oil production is only 600,000 BPH BPH-800,000. Imbalance between oil production continues to fall with domestic consumption continues to rise makes imports can not be inevitable.

    Predictable, figures oil imports will continue to grow from year to year until it reached 1 million-2 million BPH BPH in the 2020-2025 period. Obviously this is very worrying, said energy analyst and Director of the Indonesian Resources Studies Marwan Coal. The concerns were well-founded. Moreover, the government considered not showing seriousness develop energy beyond oil. In fact, there is great potential for developing the gas industry, geothermal energy or geothermal energy for electricity and ethanol for fuel.

    Unfortunately, the seriousness of it is considered not visible. In fact, he also highlighted the funding cut fuel subsidies that the government has not seemed to flow for renewable energy development. Likewise, the budget in the Directorate-General of New and Renewable Energy and Energy Conservation (EBTKE) MEMR precisely trimmed in APBN-P 2016. Various problems in the energy sector must be resolved. Therefore, future generations will bear a heavy burden due to the problem. Indonesia believed would continue to depend on oil imports when there is no seriousness develop new energy sources.

    As a result, foreign exchange will continue to drain only for oil imports. The increase in world oil prices to 80 dollars to 100 dollars per barrel as a few years ago is still a shadow. If it happens again, then the government has to spend more rupiah to oil imports. In terms of the state budget, the government has exhausted increase state revenues amid weak global economic growth, commodity prices, until the financial market turmoil. In fact, the budget is the spirit of the nation's economy and development.

Harian Bangsa, Page-5, Monday, Dec,5,2016

Kilang Bontang Menggantung

    Nasib Kilang Bontang menggantung setelah konsultan proyek yakni International Finance Corporation atau IFC mengundurkan diri, kendati telah bekerja sejak ditetapkan pada Juni 2016. Direktur Pembinaan Usaha Hilir Kementerian ESDM Setyorini Tri Hutami mengatakan, IFC yang ditunjuk sebagai konsultan dalam proyek Kilang Bontang memutuskan untuk mengundurkan diri. Menurutnya, Kementerian ESDM belum mendapatkan pemberitahuan secara resmi dari Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas.

    Dia pun belum bersedia memberikan keterangan lebih Ianjut penyebab mundurnya konsultan dari lembaga nirlaba tersebut dalam proyek yang dijalankan dengan skema kerja sama pemerintah badan usaha (KPBU) atau public private partnership (PPP). IFC mengundurkan diri sepertinya, tetapi kami belum mendapat surat resminya. Penunjukkan IFC didasarkan atas kerumitan persiapan proyek kilang tersebut. Selain itu, kemampuan IFC lebih baik dibandingkan dengan lembaga lainnya serta memanfaatkan keanggotaan Indonesia di Bank Dunia. Selain Kilang Bontang, IFC juga sebelumnya terlibat dalam proyek Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Batang.

    Dalam proyek Kilang Bontang, IFC bertugas menyiapkan proyek hingga siap melakukan pengadaan mulai dari menyusun tahap awal studi kelayakan hingga dokumen sebelum pengadaan dilakukan. Sebelum proyek siap ditender, perlu disusun spesifikasi paket yang mencakup fasilitas penjaminan dan kebutuhan biaya. IFC membutuhkan waktu dua tahun untuk membuat proyek siap tender. Kendati pelibatan lembaga internasional dalam proyek infrastfuktur telah diatur dalam Peraturan Presiden No. 146/2015, Menteri Keuangan Sri Mulyani Indrawati mengeluarkan Peraturan Menteri Keuangan No. 265/PMK.08/2015 tentang Fasilitas Dalam Rangka Penyiapan dan Pelaksanaan Transaksi Proyek Kerjasama Pemerintah dan Badan Usaha dalam Penyediaan Infrastruktur.

    Dengan terbitnya beleid tersebut, IFC berhak atas biaya retensi atau uang yang ditahan selama masa konstruksi berjalan dan biaya keberhasilan. PT Pertamina sebagai penanggung jawab proyek kerja sama (PJPK) akan menalangi biaya tersebut. Nantinya, Pertamina mengklaim biaya itu kepada Kementerian Keuangan. Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, Pertamina dan IFC belum mendapat kesepakatan terkait biaya retensi juga biaya keberhasilan atas proyek Kilang Bontang.

IN ENGLISH

Bontang Refinery Hanging

    Bontang fate hangs after the project consultant International Finance Corporation, or IFC resign, although has been working since June 2016 set Downstream Business Development Director of the Ministry of Energy Setyorini Tri Hutami say, IFC appointed as a consultant in the project Bontang decided to resign. According to him, the Ministry of Energy has not received official notification from the Committee for the Acceleration of Infrastructure Provision priority.

    He was not willing to provide further information Ianjut cause the withdrawal of non-profit institutions such consultants in the project run by the cooperation scheme of government business entities (KPBU) or public private partnership (PPP). IFC seemed resigned, but we have not received an official letter. The appointment of IFC is based on the complexity of the refinery project preparation. In addition, IFC's ability is better than the other agencies and take advantage of Indonesia's membership in the World Bank. In addition to Bontang, IFC also previously involved in the project Steam Power (power plant) Trunks.

    In the Bontang refinery project, IFC charge of setting up the project until it is ready to procure from the early stages of preparing a feasibility study to the documents before the procurement is done. Before a project is ready to be tendered, needs to be developed specification packages that include underwriting facilities and cost requirements. IFC took two years to make the project ready for tender. Despite the involvement of international agencies in infrastfuktur project has been stipulated in Presidential Decree No. 146/2015, Finance Minister Sri Mulyani Indrawati Minister of Finance issued Regulation No. 265 / PMK.08 / 2015 on facilities in the Framework Project Preparation and Execution Transaction Cooperation between the Government and in the Provision of Infrastructure.

    With the publication of such a regulation, IFC is entitled to charge retention or money withheld during the construction period running and success fees. PT Pertamina as the responsible cooperation project (PJPK) will bail out those costs. Later, Pertamina claimed that the cost to the Ministry of Finance. Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro said, Pertamina and IFC have not got a deal related retention costs also cost the success of the project Bontang.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec,5,2016

Tenggat Belum Ditentukan

    Pemerintah belum dapat menentukan tenggat waktu pembekuan keanggotaan Indonesia di organisasi negara ekspotir minyak atau Organization Petroleum Exporting Countries (OPEC). Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan mengatakan, pemerintah belum dapat menentukan sampai kapan Indonesia akan membekukan keanggotaan OPEC setelah keputusan organisasi yang berdiri sejak 1960 itu memangkas produksi minyak 1,2 juta barel per hari (bph) mulai 1 Januari 2017. 

    Menurutnya, keputusan OPEC untuk memotong produksi minyak 1,2 juta bph di luar kondensat. Berdasarkan keputusan tersebut, Indonesia mernperoleh jatah untuk memotong 5 %. produksi minyak atau 37.000 bph. Langkah pemangkasan produksi itu, menurut Jonan, berkebalikan dengan kondisi keuangan negara yang masih membutuhkan pendapatan dan produksi minyak dan gas bumi. Padahal kebutuhan penerimaan negara masih besar dan pada RAPBN 2017 disepakati produksi minyak pada 2017 turun 5.000 bph dibandingkan 2016.

    Menurutnya, pemangkasan produksi minyak 37.000 bph terlalu besar dampaknya terhadap penerimaan negara. Jonan menambahkan, sebagai negara pengimpor minyak, pemotongan kapasitas produksi ini tidak menguntungkan bagi Indonesia lantaran harga minyak yang justru akan bergerak naik. Indonesia tercatat sudah dua kali membekukan keanggotaan di OPEC. Pembekuan pertama pada 2008 dan efektif berlaku mulai 2009. Indonesia memutuskan kembali aktif sebagai anggota OPEC pada awal 2016.

    Namun, Indonesia kembali membekukan keanggotaan OPEC. Pembekuan sementara tersebut menjadi keputusan terbaik bagi seluruh anggota OPEC. Pasalnya, keputusan pemotongan produksi minyak 1,2 juta bph bisa dijalankan. Di sisi lain, Indonesia tidak terikat dengan keputusan yang diambil sehingga tetap sejalan dengan kepentingan nasional Indonesia

IN ENGLISH

Deadline Not Specified

    The government has not been able to determine the deadline freezing Indonesia's membership in the state organization of oil exporters or the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC). Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan said the government has not been able to determine until when Indonesia will freeze the membership of OPEC after the decision of the organization that was founded in 1960 was to cut oil production of 1.2 million barrels per day (bpd) from January 1, 2017.

    According to him, the decision of OPEC to cut oil output of 1.2 million bpd outside condensate. Under the decree, Indonesia mernperoleh rations to cut 5%. production of oil or 37,000 bpd. Step production cuts, according Jonan, contrary to the state's financial condition is still in need of income and production of oil and gas. Though state revenue needs are still great, and the draft budget agreed in 2017 oil production in 2017 fell to 5,000 bpd compared to 2016.

    According to him, 37,000 bpd of oil production cuts are too big impact on state revenue. Jonan added, as an oil importer, cutting production capacity is not beneficial for Indonesia because oil prices would likely rise. Indonesia has been noted that twice suspended the membership in OPEC. Freezing the first in 2008 and became effective from 2009. The Indonesia decided again active as a member of OPEC in early 2016.

    However, Indonesia re-freeze the membership of OPEC. The temporary suspension be the best decision for all members of OPEC. Because the decision to cut output by 1.2 million bpd of oil can be executed. On the other hand, Indonesia is not bound by the decision taken so as to keep in line with the national interests of Indonesia

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec,5,2016

Mengurai Dana Pemulihan Lingkungan

    Dalam sembilan tahun ke depan yaitu hingga 2025, ada 35 blok minyak dan gas bumi yang masa kontraknya berakhir. Berdasarkan data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), beberapa kontrak kerja sama pengelolaan wilayah kerja mulai dari Aceh hingga Papua akan segera berakhir. Misalnya Blok B, North Sumatera Offshore (NSO) di Aceh akan berakhir pada 2018. Blok Salawati di Papua akan berakhir masa kontraknya pada 2020. Wilayah kerja kakap seperti Blok Rokan yang dikelola oleh Chevron akan berakhir pada 2021.

    Persoalan masa habis kontrak tidak saja soal masa transisi agar produksi migas bisa terjaga. Namun, masih terdapat persoalan lain yang harus diselesaikan yakni penanggung dana pemulihan lingkungan pasca operasi atau abandonment and site restoration (ASR). Adapun, ASR mencakup beberapa kegiatan seperti pembongkaran anjungan lepas pantai, penutupan sumur secara permanen hingga pengembalian fungsi lahan. Padahal, kontrak kerja sama terdahulu tak menyebut kewajiban untuk melakukan kegiatan pascaoperasi tersebut.

    Meskipun secara moral, bila perusahaan menerapkan tata kelola perusahaan yang baik atau good corporate governance (GCG), akan disisihkan dana pencadangan untuk pemulihan lingkungan. Namun, bila hanya menjaminkan moral masing-masing perusahaan terhadap tanggung jawabnya atas lahan pascaoperasi maka tidak semua perusahaan memiliki kesadaran soal lingkungan. Pasalnya, kegiatan pemulihan lingkungan dilakukan berdasarkan inisiatif bukan suatu kewajiban sebelum meninggalkan wilayah kerja mereka.

    Penyisihan dana ASR bagi kontrak kerja sama yang ditandatangani di pertengahan 1990, tak disebut sebagai kewajiban. Dalam kontrak kerja sama yang ditandatangani setelahnya, baru terdapat kewajiban terkait ASR. Pemerintah baru mengatur penyisihan dana ASR pada rekening bersama pemerintah dan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) dan menjadikannya salah satu biaya yang bisa dikembalikan melalui pengembalian biaya operasi atau cost recovery dalam Peraturan Pemerintah No.79/2010.

    Sebagai contoh, pada Blok Offshore North West Java ketika beralih operator dari BP ke PT Pertamina Hulu Energi, akhirnya kontraktor baru yang harus menanggung beban dana pemulihan lingkungan tersebut. Kini, Pertamina menolak untuk menanggung dana ASR atas Blok East Kalimantan yang telah dikembalikan Chevron kepada pemerintah pada awal 2016. Dengan demikian, penanggung jawab dana ASR tak bisa begitu saja diserahkan kepada kontraktor sebelumnya maupun operator baru. Direktur Eksekutif IPA Marjolijn Wajong mengatakan, pemerintah tak bisa menunjuk secara kaku siapa yang harus menanggung beban dana ASR.

    Penunjukkan bisa menimbulkan konflik bila terdapat pihak yang tak sepakat. Pada Waktu penagihan yang singkat, kontraktor tak memiliki cukup uang untuk menunaikan kewajiban menyetor dana pemulihan Iingkungan. Terlebih, bila pada wilayah kerja tersebut terdapat ribuan sumur atau banyak fasilitas yang harus di non-aktifkan secara permanen. Umumnya, kontraktor memiliki beberapa sumur yang dinonaktifkan sementara karena masih potensial, tetapi belum memenuhi skala ekonomi bila dikembangkan.

    Penutupan secara menyeluruh semua sumur, harus didasarkan pada data apakah sumur tersebut tak lagi menyimpan cadangan yang cukup ekonomis untuk dikembangkan. Di sisi lain, kontraktor saat ini (existing) tak memiliki kewajiban untuk menyetor dana ASR karena tak disebut dalam kontrak kerja sama sehingga mewajibkan penyetoran dana lingkungan bertentangan dengan kontrak kerja sama. Bagi kontraktor baru, pembebanan dana ASR secara penuh akan menurunkan skala ekonomi pengembangan wilayah kerja tersebut. Biaya operasi dan investasi di wilayah kerja tersebut bisa melambung karena umumnya untuk mengembangkan wilayah kerja yang sudah beroperasi 30 tahun atau 50 tahun membutuhkan komitmen.

    Butuh upaya yang lebih besar seperti penggunaan teknologi enhanced oil recovery (EOR), metode peningkatan cadangan minyak, guna menambah produksi. Dengan begitu, mungkin saja tak akan ada kontraktor baru yang melirik wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya karena dibebankan dana ASR yang membuat pengembangan tak sesuai skala ekonomi. Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, persoalan ASR untuk beberapa wilayah kerja yang akan beralih operatornya seperti Blok East Kalimantan dan Blok Mahakam masih dalam pembahasan terkait penyetoran dana pemulihan lingkungan.

     Adapun, Blok Mahakam berakhir masa kontraknya pada 2017 dan Blok East Kalimantan berakhir pada 2018. Sedang dibicarakan gimana caranya, gimana scheme-nya,” kata Wakil Komisaris Utama Pertamina itu. Bila mengacu pada Peraturan Menteri No. 15/2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja yang Habis Masa Kontraknya, terdapat masa pembahasan terkait transisi juga penanggung jawab ASR karena kontraktor bisa mengajukan perpanjang kontrak paling cepat 10 tahun atau paling lambat dua tahun sebelum kontrak berakhir. Seharusnya, nasib wilayah kerja yang akan berakhir kontraknya bisa ditetapkan pada masa di antara 10 tahun itu.

     Pasalnya, dua tahun waktu yang terlalu singkat untuk membicarakan transisi juga penanggung jawab dana ASR kendati pemerintah memiliki batas penentuan nasib wilayah kerja tersebut paling lambat satu tahun sebelum kontrak habis. Masih tersisa tiga hingga sembilan tahun bagi pemerintah untuk membicarakan penyetoran dana pemulihan lingkungan kegiatan operasi migas bagi kontrak yang berakhir pada 2019 hingga 2025. Baik kontraktor lama maupun baru tidak perlu ribut mengenai penanggung jawab dana pemulihan lingkungan ketika kontrak berakhir.

IN ENGLISH

Unravel Environmental Restoration Fund

    In the next nine years, namely until 2025, there are 35 oil and gas blocks which his contract expires. Based on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), some cooperation contract management working area from Aceh to Papua will soon be over. For example Block B, North Sumatra Offshore (NSO) in Aceh will end in 2018. Salawati block in Papua contract will expire in 2020. The working area of ​​the snapper as Rokan Block managed by Chevron will end in 2021.

    The issue of the expiration of the contract is not only a matter of a transition period so that oil and gas production can be maintained. However, there are other issues that must be resolved that the party fund environmental restoration postoperative or abandonment and site restoration (ASR). Meanwhile, the ASR includes several activities such as demolition of offshore platforms, well closing permanently until restoration of the land. In fact, the cooperation contract does not mention the prior obligation to conduct the post-operative.

    Although morally, when companies implement good corporate governance or good corporate governance (GCG), will be set aside reserve funds for environmental restoration. However, if only a moral ensure each company against its responsibilities for land postoperative then not all companies have the awareness of environmental concerns. Because the environmental restoration activities carried out by the initiative is not an obligation before leaving their work area.

    ASR sinking fund for the cooperation contract signed in mid-1990, was called as a liability. In cooperation contract signed after that, there are new obligations related to ASR. The new government set aside funds in a joint account ASR government and contractor cooperation contract (PSC) and making it one of the costs that can be returned through the return of the operating costs or cost recovery in Government Regulation No.79 / 2010.

    For example, in the Offshore North West Java when switching operator of BP to PT Pertamina Hulu Energi, the new contractor must ultimately bear the burden of the environmental restoration fund. Now, Pertamina refused to bear the ASR funds on Block East Kalimantan Chevron has been returned to the government in early 2016. Thus, the responsible funding ASR can not just handed to the previous contractor and the new operator. IPA Executive Director Marjolijn Wajong said the government could not appoint rigidly who should bear the burden of funding ASR.

    The appointment could lead to conflict if there are parties who do not agree. On the billing short time, the contractor does not have enough money to fulfill the obligation to deposit funds Iingkungan recovery. Moreover, if the working areas there are thousands of wells, or a lot of facilities that should be disabled permanently. Generally, the contractor has several wells are temporarily disabled because it still has potential, but do not meet the economies of scale when it is developed.

    Closure thoroughly all the wells, should be based on the data whether the well is no longer keep sufficient reserves uneconomical to develop. On the other hand, the current contractors (existing) do not have an obligation to deposit the funds ASR is not mentioned in the contract for the cooperation so require depositing funds contrary to the environmental cooperation contract. For the new contractor, ASR full load fund would reduce the economies of scale of the development of the working area. Operating costs and investment in working areas could soar due mainly to develop the working area that has been in operation 30 years or 50 years requires commitment.

    Need for greater efforts such as the use of technology enhanced oil recovery (EOR), methods of increasing oil reserves, in order to increase production. By doing so, it is possible there will be no new contractor who glanced at the work area will be out of contract since the fund charged ASR makes no corresponding development of economies of scale. Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said, ASR problem for some areas of work that will switch the operator as Block East Kalimantan and the Mahakam block is still under discussion related to depositing funds environmental restoration.

    Meanwhile, the Mahakam block contract expired in 2017 and Block East Kalimantan ended in 2018. While talking about how to do, how about scheme, "said Deputy Commissioner of Pertamina. When referring to the Ministerial Decree No. 15/2015 on the Management of Working Expiration contract, there is a discussion related to the transition period was also responsible ASR because the contractor can submit renew the contract sooner than 10 years, or no later than two years before the contract expires. Supposedly, the fate of the working area and expiring contract could be set in the period between 10 years.

    Because the two-year period is too short to discuss the transition is also responsible ASR fund although the government has a limit of self-determination of the working area no later than one year before the contract runs out. The remaining three to nine years for the government to talk about depositing funds environmental restoration activities for the oil and gas operations contract that expires in 2019 until 2025. Both the old and new contractors do not have to fuss about the person in charge of environmental restoration funds when the contract expires.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec,5,2016

Harga Minyak Kian Memanas

    Harga minyak mentah diprediksi kian memanas setelah adanya rencana pertemuan untuk membahas pemangkasan produksi antara OPEC dengan negara non OPEC seperti Rusia dan Oman. Pada perdagangan Jumat (2/12) WIB harga minyak WTI kontrak Januari 2017 berada di posisi US$ 51,68 per barel, naik 0,62 poin atau 0,1,21%. Sementara minyak Brent kontrak Februari 2017 bertahan di US$ 54,46 per barel, meningkat 0,52 poin atau 0,96%. Dalam rapat OPEC di Wina, Austria, organisasi memutuskan pemangkasan produksi sebesar 1,2 juta barel per hari menjadi 32,5 juta barel per hari mulai awal 2017. Pasar menyambut baik rencana ini sehingga melejitkan harga.

    Menteri Perminyakan dan Gas Oman Mohammad bin Hamad al Rumhy, mengatakan pihaknya sebagai salah satu negara non-OPEC akan menghadiri pertemuan bersama OPEC pada 10 Desember di Wina. Negara non-OPEC saat ini masih berdiskusi untuk memangkas produksi sebesar 3%-4%. Oman sebelumnya menyampaikan bersedia memangkas produksi antara 5%-10%. Adapun tingkat penambangan harian mencapai sekitar 1 juta barel per hari. Bila perjanjian pembatasan pasokan minyak mentah berjalan lancar, harga akan segera membaik ke dalam kisaran US$ 50--US$ 60 per barel pada 2017, papar Rumhy. OPEC berharap dengan pemangkasan produksi sekitar 1,2 juta barel per hari, negara non-OPEC dapat turut seita dengan pengurangan suplai baru sejumlah 600,000 barel per hari.

    Rusia menyampaikan pihaknya bisa mengurangi pasokan sekitar 300.000 barel per hari. Wakil Menteri Energi Rusia Kirill Molodtsov, menyampaikan akan menggunakan tingkat produksi periode November sebagai dasar dalam perjanjian pemangkasan suplai. Tingkat produksi minyak pada bulan lalu sebesar 11,23 juta barel per hari merupakan level tertinggi dalam hampir 30 tahun terakhir. Angka tersebut melonjak 500.000 barel per hari dari Agustus, sebelum Negeri Beruang Merah menjalin kesepakatan non formal dengan OPEC dalam perjanjian di Aljazair. Pertemuan itu dilakukan dalam Forum Energi Internasional pada 28 September lalu.

    Perjanjian kami akan terbentuk di sekitar angka ini [11,23 juta barel per hari]," tutur Molodtsov. Namun, tren peningkatan produksi minyak mentah di Rusia masih akan berlanjut. Pada Desember, rerata suplai baru diperkirakan sebesar 11,3 juta barel per hari. Leonid Fedun, Wakil Presiden Lukoil, perusahaan tambang minyak dan gas asal Rusia, mengatakan pemotongan produksi dari negaranya mungkin baru bisa terjadi pada kuartal Il/2017. Pasalnya, kondisi cuaca yang buruk membutuhkan lebih banyak minyak.

    Menurutnya, pemangkasan produksi juga cukup dilakukan dalam jangka waktu satu tahun untuk  menyeimbangkan pasar. Setelah itu, para produsen bisa memacu suplai kembali ke tingkat sebelumnya. Selain Rusia dan Oman, negara non-OPEC lainnya seperti Azerbaijan, Kazakhstan, Meksiko, dan Bahrain akan ikut Serta dalam kesepakatan pemangkasan -produksi. Wahyu Wibowo Laksono, Analis Central Capital Futures, mengatakan saat ini yang perlu diperhatikan adalah negara mana saja yang akan melakukan pembatasan produksi minyak dan berapa banyak yang akan dikurangi dari tiap-tiap negara.

    Menurutnya, negara produsen minyak pun tidak ingin kekurangan pangsa pasar. Dalam jangka menengah, harga minyak mentah akan bergerak dalam kisaran US$ 50-US$ 60 per barel. Adapun dalam jangka pendek level US$ 52 dan US$ 53,7 per barel menjadi target berikutnya.

IN ENGLISH

Oil Prices Increasingly Escalates

    Crude oil prices predicted more heat after their meeting plans to discuss with OPEC production cuts among non-OPEC countries such as Russia and Oman. In trading on Friday (2/12) WIB price of WTI oil contract in January 2017 is at US $ 51.68 per barrel, up 0.62 points or 0,1,21%. While Brent oil contract last February 2017 at US $ 54.46 per barrel, up 0.52 points, or 0.96%. In a meeting of OPEC in Vienna, Austria, the organization decided to cut production by 1.2 million barrels per day to 32.5 million barrels per day from the beginning of 2017. The market welcomed this plan that bolsters the price.

    Oman Ministry of Oil and Gas Mohammad bin Hamad al Rumhy, said it as one of the non-OPEC countries will attend a meeting with OPEC on December 10 in Vienna. Non-OPEC countries are still discussing to cut output by 3% -4%. Oman earlier expressed willing to cut production by between 5% -10%. The daily mining rate reached about 1 million barrels per day. When a treaty restrictions on supplies of crude oil to run smoothly, the price will soon improve in the range of US $ 50 - US $ 60 per barrel in 2017, said Rumhy. OPEC hopes with production cuts of 1.2 million barrels per day, non-OPEC countries can contribute to a reduction in new supply Seita some 600,000 barrels per day.

    Russia expressed it could reduce the supply of approximately 300,000 barrels per day. Russian Deputy Energy Minister Kirill Molodtsov, said it will use the production level in the base period of November as the supply cut agreement. The level of oil production in the last month amounted to 11.23 million barrels per day, the highest level in nearly 30 years. That number soared to 500,000 barrels per day of August, before the Red Bear State establish non-formal agreement with OPEC in the agreement in Algeria. The meeting was conducted in the International Energy Forum on 28 September.

    Our agreement will be formed around this figure [11.23 million barrels per day], "said Molodtsov. However, the upward trend in crude oil production in Russia will continue. In December, the average new supply is estimated at 11.3 million barrels per day . Leonid Fedun, vice president of Lukoil, oil and gas mining companies from Russia, said cutting production of the new country may be going on in the quarter Il / 2017. Because of inclement weather conditions require more oil.

    According to him, production cuts are also quite done within a period of one year to balance the market. After that, the producers can stimulate supply back to the previous level. Besides Russia and Oman, non-OPEC countries such as Azerbaijan, Kazakhstan, Mexico, and Bahrain will participate in the deal As well as trimming -production. Wahyu Wibowo Laksono, Central Capital Futures analyst, said today to note is which countries will narrow down the production of oil and how much will be deducted from each country.

    According to him, oil producing countries did not want to shortage of market share. In the medium term, crude oil prices will move in the range of US $ 50-US $ 60 per barrel. As for the short-term level of US $ 52 and US $ 53.7 per barrel to the next target

Bisnis Indonesia, Page-16, Monday, Dec,5,2016

Harga Minyak Indonesia US$ 43,25 per Barel

    Setelah sempat menyentuh US$ 46,64 per barel pada Oktober, rata-rata harga minyak mentah Indonesia (ICP) pada November 2016 ini kembali turun menjadi US$ 43,25 per barel. Penurunan  US$ 3,39 per barel itu sejalan dengan penurunan rata-rata harga minyak mentah utama di pasar internasional. Seperti dilansir laman Migas ESDM,  penurunan harga minyak global disebabkan beberapa faktor, di antaranya laporan Organisasi Negara-Negara Pengekspor Minyak (OPEC) terkait dengan produksi minyak mereka di Oktober yang naik menjadi 33,64 juta bph dari September 2016 yang 33,40 juta bph.

    ICP 2017 berpotensi di atas US$ 50 per barel, di atas asumsi RAPBN 2017 US$ 45 per barel. Proyeksi membaiknya harga ICP tidak lepas dari realisasi pelaksanaan pemotongan produksi OPEC sebesar 1,2 juta bph,” kata pengamat energi Reforminer Institute Pri Agung Rakhmanto.

IN ENGLISH

Indonesia Oil Price US $ 43.25 per barrel

    After briefly touching US $ 46.64 per barrel in October, the average Indonesian crude price (ICP) in November 2016 it dropped to US $ 43.25 per barrel. The decrease of US $ 3.39 per barrel was in line with a decrease in the average price of crude oil in the international market. As reported by the Oil and Gas page of EMR, the decline in global oil prices due to several factors, including reports Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) associated with oil production in October rose to 33.64 million bpd from September 2016 were 33.40 million bpd ,

    2017 ICP potentially over US $ 50 per barrel, above the 2017 Draft Budget assumption of US $ 45 per barrel. Projected improvement in ICP can not be separated from the actual implementation of OPEC production cuts of 1.2 million bpd, "said energy analyst Reforminer Institute Pri Agung Rakhmanto.

Media Indonesia, Pag-13, Saturday, Dec,3,2016