Oil Price Increase Not Done

    Opens in 2017, oil prices immediately shot to its highest level since September 2015. The impact of restrictions on oil production by the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) and some oil-producing countries began to be felt.

    Tuesday (3/1) at 17:28 pm. WTI oil price in February 2017 delivery contract on the New York Mercantile Exchange rose 233% to US $ 54.97 per barrel. Deddy Yusuf Siregar, Asia Tradepoint Futures analyst, said earlier this year the crude oil is driven by a variety of positive sentiment.

    First, agreement OPEC production limits by 1.2 million barrels per day, or with a production target of 32.5 to 33 million barrels per day, down from 33.64 million barrels per day.

    Production cut is one done by Kuwait. Citing the newspaper Al-Anba, Kuwait Oil Co. cut production of 130,000 barrels per day to production only to 2.75 million barrels per day.

        Second, "The positive sentiment came from Donald Trump on Twitter nudge that warned North Korea to no longer launch a ballistic missile test," said Deddy. Deteriorating geopolitical conditions could, affect the distribution and oil prices.

       Third, the spending index manager Caixin China's manufacturing sector in December rose to 51.9 from 50.9 in November level. With this improvement, it is expected Chinese oil imports will increase. Finex Futures analyst Nana Wahyudi also saw positive sentiment will continue until mid-year.

    Some oil-producing countries are planning new restrictions on production starting at the end of the first quarter Oman example, will reduce production in March and Russia mid-year. With the positive sentiment, Nana can predict oil prices rose to US $ 80 per barrel this year. But the pricing challenge some negative sentiment could also put a halt to oil prices.

    According to Nanang, the strengthening of the US dollar to watch. Moreover, on January 20, Donald Trump will be officially inaugurated US president. Trump progressive policies could strengthen the US dollar. Though positive sentiment towards the dollar will inhibit the rise in oil prices, "he explained. Moreover, oil production in the US and Canada increased.

    Earlier this year, Uncle Sam has had 525 active oil rigs. Meanwhile, Canada is predicted to increase oil production from 10,000 barrels to 31,000 barrels a year. Technically, the price of oil rolling over the line moving average (MA) 50, MA 100 and MA 200.

    Then the relative strength index (RSI) has been in the positive area, namely the level 57. MACD is also perched on the positive area. However, the stochastic showed a decline to a level of 38. Today (4/1) Deddy estimates, the oil price will move in the range of US $ 35 53.60-US $ 56.07 per barrel. The next week prices will move between US $ 53.60 US $ 56.7 per barrel. While according to the count Nana, oil prices today moved in the range of US $ 53 - US $ 54.70 and move between US $ 50-US $ 56.25 per barrel the next week.

IN INDONESIAN

Kenaikan Harga Minyak Belum Selesai

    Membuka tahun 2017, harga minyak langsung melesat ke level tertinggi sejak September 2015. Dampak pembatasan produksi minyak oleh Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) dan beberapa negara penghasil minyak mulai terasa.

    Selasa (3/1) pukul 17.28 WIB. harga minyak WTI kontrak pengiriman Februari 2017 di New York Mercantile EXchange menguat 233% ke level US$ 54.97 per barel. Deddy Yusuf Siregar, analis Asia Tradepoint Futures, mengatakan, awal tahun ini minyak mentah didorong oleh berbagai sentimen positif.

    Pertama, kesepakatan pembatasan produksi OPEC sebanyak 1,2 juta barel per hari, atau dengan target produksi 32,5-33 juta barel per hari, turun dari sebelumnya 33,64 juta barel per hari.

    Pemangkasan produksi salah satunya dilakukan oleh Kuwait. Mengutip Surat kabar Al-Anba, Kuwait Oil Co memangkas produksi 130.000 barel per hari sehingga produksinya hanya menjadi  2,75 juta barel per hari.

        Kedua, “Sentimen positif juga datang dari Cuitan Donald Trump di Twitter yang memperingatkan Korea Utara agar tidak lagi meluncurkan uji coba rudal balistik," kata Deddy. Memburuknya kondisi geopolitik bisa. mempengaruhi distribusi dan harga minyak.

       Ketiga, indeks belanja manajer sektor manufaktur CaiXin China di Desember meningkat ke level 51.9 dari bulan November di level 50.9. Dengan perbaikan ini, diharapkan impor minyak China akan meningkat. Analis Finex Berjangka Nanang Wahyudi juga melihat, sentimen positif masih akan berlanjut hingga pertengahan tahun.

    Beberapa negara penghasil minyak baru merencanakan pembatasan produksi mulai pada akhir kuartal I. Misalnya Oman baru akan mengurangi produksi pada bulan Maret dan Rusia pertengahan tahun ini. Dengan sentimen positif tersebut, Nanang memprediksi harga minyak bisa menguat hingga US $ 80 per barel tahun ini. Tantangan harga Tetapi sejumlah sentimen negatif juga bisa menahan laju harga minyak.

    Menurut Nanang, penguatan dollar AS perlu diwaspadai. Apalagi pada 20 Januari Donald Trump akan resmi dilantik jadi presiden AS. Kebijakan Trump yang progresif bisa memperkuat dollar AS. Padahal sentimen positif terhadap dollar akan menghambat kenaikan harga minyak," terang dia. Apalagi, produksi minyak di AS dan Kanada meningkat.

    Awal tahun ini, Negeri Paman Sam telah memiliki 525 rig minyak aktif. Sedangkan, Kanada diprediksi akan menaikkan produksi minyak dari 10.000 barel menjadi 31.000 barel per tahun. Secara teknikal, harga minyak bergulir di atas garis moving average (MA) 50, MA 100 dan MA 200.

    Kemudian relative strength index (RSI) telah berada di area positif, yakni level 57. MACD juga bertengger di area positif. Namun stochastic menunjukkan penurunan ke level 38. Hari ini (4/1) Deddy memperkirakan, harga minyak akan bergerak di rentang US$ 35 53,60-US$ 56,07 per barel. Sepekan ke depan harga akan bergerak antara US$ 53,60 US$ 56,7 per barel. Sementara menurut hitungan Nanang, harga minyak hari ini bergerak di kisaran US$ 53 - US$ 54,70 dan bergerak antara US$ 50-US$ 56,25 per barel sepekan ke depan.

Kompas, Page-17, Wednesday, Jan, 4, 2017

Profit sharing

    On many occasions introduced the concept of gross split or of the oil and gas based on gross production, Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan provides an interesting illustration, the office employees who travel by plane. If the duty office, the employees fly with Garuda Indonesia.

    However, for personal or family affairs, he uses budget airlines. Fly with Garuda Indonesia deifying concept for the results of the component cost recovery or operating costs refunded. The operational costs are the costs of oil and gas contractor if his quest for a successful oil and gas reserves or to produce.

    All of these costs, after going through the audit process, to be replaced by the state as the owner of natural resources. Reimbursement through the production of oil and gas, not cash. Because affairs department, the employee is not worried using Garuda Indonesia as the cost of air tickets are not out of pocket. Why should there be cost recovery in upstream oil and gas business in Indonesia?

    Upstream oil and gas business is at high risk can disrupt state finances if exploration to oil and gas field development from the state budget. Therefore, cost recovery is given if the contractor actually managed to find oil and gas reserves and is able to develop economies of scale.

    If the contractor failed to find oil and gas reserves are economical, all expenses incurred during the exploration is a risk that should be borne by the company. State does not replace it. Of note Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), in 2002-2016, about Rp 50 trillion in investment upstream oil and gas exploration activities have failed to find oil and gas reserves.

    Affairs would be worse if the financing money from the state budget. However, many sound bad about cost recovery, for example about the visits of state officials to an oil and gas field and all ready the feast put in component cost recovery by the company. While the audit cost recovery plated, from SKK Migas, Audit Board, the Financial and Development Supervisory Agency, the Directorate General of Taxation at the Finance Ministry, as well as the independent auditor of the company.

    Nevertheless, cost recovery is considered to have a lot of gaps to cause inefficient practices. Moreover, the process is assessed complicated. In 2016, data sourced from SKK Migas, cost recovery should be borne by the state 11.4 billion US dollars.

    As for the parts of the country 9.3 billion dollars and 3.2 billion dollars part of US contractors. Finally raised the concept of gross revenue share split to substitute for the results of the cost recovery component. In gross split, no component cost recovery.

    All operating costs, both failed and successful, rests entirely with the contractor. This concept is considered to create more administrative and bureaucratic matters simpler. How's work safety in the concept of gross split if it is associated with employees who fly with budget airlines on a personal level? It is one of the issues disputed by the parties that have not fully agree about the gross split. In the end, safety and the greatest benefits to the nation are some major things that still must be foremost in oil and gas revenue sharing concept with any model.

IN INDONESIAN

Bagi Hasil

    Dalam berbagai kesempatan mengenalkan konsep gross split atau bagi hasil minyak dan gas bumi berdasarkan produksi bruto, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan memberikan ilustrasi menarik, yakni pegawai kantoran yang bepergian menggunakan pesawat terbang. Jika menjalankan tugas kantor, pegawai itu terbang menggunakan maskapai Garuda Indonesia.

    Namun, untuk urusan pribadi atau keluarga, ia memakai maskapai berbiaya murah. Terbang bersama Garuda Indonesia di ibaratkan konsep bagi hasil dengan komponen cost recovery atau biaya operasional yang dikembalikan. Biaya operasional ini adalah biaya yang dikeluarkan kontraktor migas jika usahanya mencari cadangan migas berhasil atau sampai berproduksi.

    Semua biaya tersebut, setelah melalui proses audit, diganti oleh negara selaku pemilik sumber daya alam. Penggantian melalui bagi hasil produksi migas, bukan secara tunai. Lantaran urusan dinas, pegawai itu tak khawatir menggunakan maskapai Garuda Indonesia karena ongkos tiket pesawat tidak keluar dari kantong pribadi. Kenapa harus ada cost recovery dalam bisnis hulu migas di Indonesia?

    Bisnis hulu migas yang berisiko tinggi bisa mengganggu keuangan negara jika eksplorasi hingga pengembangan lapangan migas bersumber dari APBN. Oleh karena itu, cost recovery diberikan jika kontraktor benar-benar berhasil menemukan cadangan migas dan mampu mengembangkannya dalam skala ekonomis.

    Apabila kontraktor migas gagal menemukan cadangan yang ekonomis, semua biaya yang dikeluarkan pada masa eksplorasi adalah risiko yang harus ditanggung perusahaan. Negara tidak menggantinya. Dari catatan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), pada 2002-2016, sekitar Rp 50 triliun investasi hulu migas untuk kegiatan eksplorasi gagal menemukan cadangan migas.

    Urusan akan runyam jika uang pembiayaan tersebut dari APBN. Namun, banyak suara tak enak soal cost recovery ini, misalnya soal kunjungan pejabat negara ke sebuah lapangan migas beserta segala perjamuannya dimasukkan ke dalam komponen cost recovery oleh perusahaan. Sementara audit cost recovery berlapis, dari SKK Migas, Badan Pemeriksa Keuangan, Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan, Direktorat Jenderal Pajak pada Kementerian Keuangan, serta auditor independen di perusahaan.

    Kendati demikian, cost recovery dianggap punya banyak celah untuk menimbulkan praktik yang tidak efisien. Selain itu, prosesnya dinilai rumit. Pada 2016, bersumber dari data SKK Migas, cost recovery yang harus ditanggung negara 11,4 miliar dollar AS.

    Adapun yang menjadi bagian negara 9,3 miliar dollar AS dan bagian kontraktor 3,2 miliar dollar AS. Akhirnya dimunculkan konsep bagi hasil gross split untuk menggantikan bagi hasil dengan komponen cost recovery. Dalam gross split, tidak ada komponen cost recovery.

    Semua biaya operasi, baik gagal maupun berhasil, sepenuhnya menjadi tanggungan kontraktor. Konsep ini dianggap membuat urusan lebih administratif dan birokrasi lebih sederhana. Bagaimana urusan keselamatan kerja dalam konsep gross split jika dikaitkan dengan pegawai yang terbang dengan maskapai berbiaya murah untuk urusan pribadi? Ini adalah salah satu isu yang dipersoalkan oleh pihak-pihak yang belum bersepakat penuh soal gross split. Pada akhirnya, keselamatan kerja dan manfaat terbesar bagi bangsa adalah sebagian hal utama yang tetap harus diutamakan dalam konsep bagi hasil migas dengan model apa pun.

Kompas, Page-17, Wednesday, Jan, 4, 2017

Government Still Optimistic to Reach Target

The government is optimistic that the target of oil and gas production ready Sell or lifting on this year will be reached after realization of last year slightly.

    Based on the 2017 state budget, targeted oil lifting this year's 815 000 barrels per day bpd). However, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) and the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) agreed to raise the target to 825,000 bpd. Meanwhile, the realization of oil lifting in the past year reached 820 300 bpd, slightly above the target of 820,000 bpd. Lifting gas in 2016 realized 1.18 million barrels of oil equivalent per day higher and the target of 1.15 million barrels of oil equivalent per day.

    Classified government is optimistic in the midst of the Environmental Impact Assessment (EIA) of the additional production of Banyu Urip, Cepu has not been approved. Head of the Special Unit of Upstream Oil and Cas Earth (SKK Migas) Amien Sunaryadi optimistic oil lifting target this year is 825,000 barrels per day can be achieved.

    Target of lifting the government and oil and gas this year SKK 825,000 bpd, 10,000 bpd higher than the state budget in 2017 as many as 815 000 bpd. Associated with the oil lifting target this year, Amien explained, has been set assuming in January 2017, the Banyu Urip, Cepu has attained a revised environmental impact assessment (EIA) of the Ministry of Environment and Forests (KLHK).

    The EIA is needed to increase the production capacity of Banyu Urip. Until At present, the addition of Banyu Urip field production towards 200,000 bpd could not be started. "If the additional production] Cepu, still waiting for the EIA. The EIA has not been out to the 200,000 bpd.

    He asserted, SKK Migas has prepared another field that will also sustain its oil production target this year SKK Migas Based on the data, some contractors have a target lifting higher than specified in the Budget 2017. Chevron Pacific Indonesia (operator of Block Rokan) enhancing lifting oil 5,000 bpd to 233 908 bpd.

    Chevron to drill 130 wells, 89 rework, and maintenance activities 14 684 wells this year. Total E & P lndonesie (operator of the Mahakam block) add a production target of 3,000 bpd to 55,852 bpd coming from Pertamina Hulu Mahakam assumption that early investing to restrain the rate of decline in production.

    In 2017, the activities carried out in Mahakanm total reached 25 drilling wells, rework 158, and 6820 well maintenance activities. PT Pertamina EP (operator of oil and gas blocks in several locations in Indonesia) raising the oil lifting target of 2,000 bpd to 86,214 bpd assuming a development plan to be operational and additional activities.

    In 2017, Pertamina EP is to drill 62 wells, 200 rework, and maintenance activities 29 510 wells. Meanwhile, PT Penamina EP targeted the oil and gas production this year is 264,000 barrels of oil equivalent per day (BOEPD). In 2017, we get a production target of approximately 264,000 barrels of oil equivalent per han. Or if at the breakdown, the production target of 85,000 barrels of oil per day and the remaining gas, "says VP of Legal Relations of PT Pertamina EP D Yodi Priyatna.

IN INDONESIAN

Pemerintah  Masih Optimis Capai Target

Pemerintah optimistis target produksi minyak dan gas bumi siap Jual atau lifting pada Tahun ini akan tercapai setelah realisasi pada tahun lalu sedikit.

    Berdasarkan APBN 2017, lifting minyak tahun ini ditargetkan 815.000 barel per hari Bph). Namun, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) sepakat untuk menaikkan target menjadi 825.000 bph. Sementara itu, realisasi lifting minyak pada tahun lalu mencapai 820.300 bph sedikit di atas target 820.000 bph. Lifting gas pada 2016 terealisasi 1,18 juta barel setara minyak per hari lebih tinggi dan target 1,15 juta barel setara minyak per hari.

    Pemerintah tergolong optimistis di tengah Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (Amdal) atas penambahan produksi Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu belum disetujui. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Cas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi optimistis target lifting minyak pada tahun ini 825.000 barel per hari dapat tercapai.

    Target lifting pemerintah dan SKK Migas pada tahun ini 825.000 bph, 10.000 bph lebih tinggi dari APBN 2017 sebanyak 815.000 bph.  Terkait dengan target lifting minyak tahun ini, Amien menjelaskan, telah ditetapkan dengan asumsi pada Januari 2017, Lapangan Banyu Urip, Blok Cepu telah memeroleh revisi analisis mengenai dampak lingkungan (Amdal) dari Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK).

    Amdal tersebut dibutuhkan untuk meningkatkan kapasitas produksi Banyu Urip. Hingga Saat ini, penambahan produksi Lapangan Banyu Urip menuju 200.000 bph belum bisa dimulai. “Kalau penambahan produksi] Cepu, masih menunggu Amdal. Amdal belum keluar untuk yang 200.000 bph.

    Dia menegaskan, SKK Migas telah mempersiapkan lapangan lain yang juga akan menopang target produksi minyak pada tahun ini, Berdasarkan data SKK Migas, beberapa kontraktor memiliki target lifting yang lebih tinggi dari yang ditetapkan pada APBN 2017. Chevron Pacific Indonesia (operator Blok Rokan) meningkatkan lifting minyak 5.000 bph menjadi 233.908 bph.

    Chevron akan melakukan pengeboran 130 sumur, 89 kerja ulang, dan perawatan sumur 14.684 kegiatan pada tahun ini. Total E&P lndonesie (operator Blok Mahakam) menambah target produksi minyak 3.000 bph menjadi 55.852 bph yang berasal dari asumsi Pertamina Hulu Mahakam yang lebih awal melakukan investasi untuk menahan laju penurunan produksi.

    Pada 2017, kegiatan yang dilakukan Total di Mahakanm mencapai 25 pengeboran sumur, 158 kerja ulang, dan perawatan sumur 6.820 kegiatan. PT Penamina EP (operator blok migas di beberapa lokasi di Indonesia) menaikkan target lifting minyak 2.000 bph menjadi 86.214 bph dengan asumsi sejumlah rencana pengembangan akan beroperasi dan tambahan kegiatan.

    Pada 2017, Pertamina EP akan melakukan pengeboran 62 sumur, 200 kerja ulang, dan perawatan sumur 29.510 kegiatan. Sementara itu, PT Penamina EP menargetkan produksi migas pada tahun ini 264.000 barel setara minyak per hari (BOEPD). Pada 2017, kami mendapatkan target produksi sekitar 264.000 barel setara minyak per han. Atau bila di breakdown, target produksi minyak 85.000 barel per hari dan sisanya gas,” ujar VP Legal Relation PT Pertamina EP D Yodi Priyatna.

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Jan, 4, 2017

From Loss To Be Lucky

    Oil and gas industry is often seen as a business with large capital and high risk. Therefore, not many locally-owned enterprises (enterprises) that are seriously working on this line of business. In fact, President Joko Widodo has committed to give the right of participation of 10% to the regions in accordance with legislative provisions if any production sharing contracts (production sharing contract / PSC) of oil and gas that has expired.

    Thus, enterprises are expected to not only ready and terms of capital, but also able to manage the oil and gas business line to provide its contribution to the regional economy. One strategy that could be a model for enterprises is Petrogras PT Jatim Utama which is precisely to diversify the business to expand so that the stronger regional companies in the energy sector, especially oil and gas.

    President Director of PT Petrogas Jatim Utama Leo Herlambang express right of participation in the management of oil and gas blocks for, producing areas should be seen as a foothold for business enterprises can make the leap. Initially, Petrogas Jatim rely participation rights / PI. Of the seven block located in East Java, the enterprises currently has stakes in two oil and gas blocks, namely Madura Offshore Block Cepu and respectively 2.24% and 5%.

    However, if you rely on PI, the enterprises just be players who seek a safe in the oil and gas business. According to him, enterprises also need to take risks in order to earn a better return. I no longer make the PI as a base. To search for revenue must be from outside the PI. PI remain, outside PI enables us to move forward. Alhamdullilah in the upstream business already, now downstream, "he said.

    Line of business in the downstream sector has actually been established since 2013 with the establishment of its subsidiary PT Petrogas Jatim Downstream (PJH). Kids of this effort has focused on various areas downstream, including city gas and gas transportation. Leo who had entered as Managing Director Petrogas Jatim the end of 2015, removing the gas fields of the city as well as disable the waste management area because it is considered to have too much risk.

    For the transportation of gas, it has been licensed as a gas trader to transport wet gas. from Bukit Tua field PF Generation Java to Bali (PJB) via the pipeline 21 kilometers However, the decision does not mean that performance in downstream decline. During his leadership, downstream industries owned Petrogas Jatim has become increasingly stronger.

    It projected, by 2020 there will be a decrease in gas production from the field is that there needs to be an effort to find the source of gas that will be supplied to CHD. Therefore, the acquisition of PT Delta Artha Nusantara Bahari (dabn) that has the focus as a business entity port, used to support the business lines downstream oil and gas company. Dabn operate the Port of Gresik and Probolinggo.

    It took Australian company PT Indonesia to build Australasia LNG storage and regasification facility at the Port of Probolinggo with an investment of US $ / 168 million. Leo said, with the operation of the facility, then the pipeline infrastructure is planned to be connected with the East Java gas pipeline that stretches not far from the location of projects.

    It is expected that gas supply for CHD can be met by 2020. The plan, in addition to supplying industry sectors including power generation, the future gas and this facility will also be used for domestic gas network and transport in East Java. Acquisition of dabn also would infuse the total revenue this year is targeted to penetrate more and Rp 1 trillion.

    In the next year, is expected to total revenue of more than USD 2 trillion. Leo ensure the company's performance throughout 2016 posted revenue of more than Rp 450 billion. The performance is arguably shot, after in 2015 the company suffered losses. "Our estimates, profits rose 253% and CBP [the work plan and budget. Companies from a loss into a profit. Could be the prototype of oil and gas enterprises. "According to him, in 2015, as many as 96% to 98% of company revenue was sustained from the upstream business lines through Pl especially from the Cepu Block.

    However, last year, the performance of the downstream portion of the revenue has jumped by 40%, while the upstream business line accounted for 55% of the revenue portion. However, it still does not overlook the performance in upstream oil and gas business line. In fact, it was optimistic welcomed the upstream oil and gas company's performance this year with a target oil production from Banyu Urip field in the Cepu by 200,000 barrels per day and rising world oil prices this year are expected to be stable at US $ 54 per barrel.

IN INDONESIAN

Dari Rugi Jadi Untung

    Industri minyak dan gas bumi kerap dipandang sebagai bisnis dengan modal besar dan penuh risiko. Karena itu, tak banyak badan usaha milik daerah (BUMD) yang serius menggarap lini bisnis ini. Padahal, Presiden Joko Widodo telah berkomitmen untuk memberikan hak partisipasi sebesar 10% kepada daerah sesuai dengan ketentuan perundangan apabila ada kontrak bagi hasil (production sharing contract/PSC) minyak dan gas bumi yang telah habis masanya.

    Dengan demikian, BUMD diharapkan tak hanya siap dan sisi modal, tetapi juga mampu mengelola lini bisnis migas untuk memberikan sumbangsihnya bagi perekonomian di daerah. Salah satu strategi yang bisa menjadi model bagi BUMD adalah PT Petrogras Jatim Utama yang justru melakukan diversifikasi usaha untuk melakukan ekspansi agar perusahaan daerah semakin kuat di sektor energi, khususnya minyak dan gas bumi.

    Presiden Direktur PT Petrogas Jatim Utama Leo Herlambang mengungkapkan hak partisipasi dalam pengelolaan blok migas bagi , daerah penghasil sebaiknya dilihat sebagai pijakan untuk BUMD bisa melakukan lompatan bisnis. Awalnya, Petrogas Jatim hanya mengandalkan hak partisipasi/PI. Dari tujuh blok migas yang berlokasi di wilayah Jawa Timur, BUMD tersebut saat ini baru memiliki saham di dua blok migas, yakni blok Cepu dan Madura Offshore masing-masing 2,24% dan 5%.

    Akan tetapi, jika hanya mengandalkan PI, maka BUMD hanya menjadi pemain yang mencari aman dalam bisnis migas. Menurutnya, BUMD juga perlu mengambil risiko agar memperoleh laba yang lebih baik. Saya tidak lagi membuat PI itu sebagai dasar. Untuk mencari revenue harus dari luar PI. PI tetap ada, di luar PI membuat kita bisa maju. Alhamdullilah di bisnis hulu sudah, sekarang di hilir,” katanya.

    Lini bisnis di sektor hilir migas sebenarnya sudah dibentuk sejak 2013 melalui pembentukan anak usaha PT Petrogas Jatim Hilir (PJH). Anak usaha ini memiliki  fokus di berbagai bidang hilir migas, termasuk gas kota dan pengangkutan gas. Leo yang baru masuk sebagai Dirut Petrogas Jatim pada akhir 2015, melepas bidang gas kota serta menonaktifkan bidang pengelolaan limbah karena dinilai memiliki risiko yang terlalu besar.

    Untuk bidang pengangkutan gas, pihaknya telah memiliki izin sebagai trader gas untuk mengangkut gas basah. dari lapangan Bukit Tua ke PF Pembangkitan Jawa Bali (PJB) melalui pipa sepanjang 21 kilometer Namun demikian, keputusan tersebut bukan berarti kinerja di bidang hilir migas menurun. Selama kepemimpinannya, industri hilir yang dimiliki Petrogas Jatim justru menjadi semakin kuat.

    Pihaknya memproyeksikan, pada 2020 akan ada penurunan produksi gas dari lapangan itu sehingga perlu ada upaya untuk mencari sumber gas yang bakal dipasok ke PJB. Oleh karena itu, akuisisi atas PT Delta Artha Bahari Nusantara (DABN) yang memiliki fokus sebagai badan usaha pelabuhan, digunakan untuk menopang lini bisnis industri hilir migas perseroan. DABN mengoperasikan Pelabuhan Gresik dan Probolinggo.

    Pihaknya menggandeng perusahaan asal Australia yakni PT Australasia LNG Indonesia untuk membangun fasilitas penyimpanan dan regasifikasi di Pelabuhan Probolinggo dengan nilai investasi US$/168 juta. Leo mengungkapkan, dengan beroperasinya fasilitas tersebut, maka infrastruktur pipa rencananya akan dihubungkan dengan jaringan pipa gas Jawa Timur yang terbentang tak jauh dari lokasi-proyek.

    Dengan demikian, diharapkan pasokan gas untuk PJB bisa dipenuhi pada 2020. Rencananya, selain untuk memasok sektor industri termasuk pembangkit listrik, ke depannya gas dan fasilitas ini juga akan dimanfaatkan untuk jaringan gas rumah tangga dan transportasi di Jawa Timur. Akuisisi atas DABN juga bakal menjadi suntikan total pendapatan pada tahun ini yang ditargetkan bisa tembus lebih dan Rp 1 Triliun.

    Pada tahun depan, diharapkan total pendapatan bisa lebih dari Rp 2 Triliun. Leo memastikan kinerja perseroan sepanjang 2016 membukukan  pendapatan lebih dari Rp 450 miliar. Kinerja tersebut bisa dibilang melesat, setelah pada 2015 perusahaan mengalami kerugian. “Estimasi kami, keuntungan naik 253% dan RKAP [rencana kerja dan anggaran perusahaan. Perusahaan dari rugi menjadi untung. Bisa menjadi prototipe BUMD migas.” Menurutnya, pada 2015, sebanyak 96% hingga 98% pendapatan perusahaan masih ditopang dari lini bisnis hulu melalui Pl khususnya dari Blok Cepu.

    Namun, pada tahun lalu, kinerja hilir migas justru melesat dengan porsi pendapatan sebesar 40%, sedangkan lini bisnis hulu menyumbang porsi 55% pendapatan. Namun, pihaknya tetap tidak mengabaikan kinerja di lini bisnis hulu migas. Bahkan, pihaknya optimistis menyambut kinerja hulu migas perseroan pada tahun ini dengan target produksi minyak dari lapangan Banyu Urip di Blok Cepu sebesar 200.000 barel per hari dan membaiknya harga minyak dunia pada tahun ini yang diharapkan bisa stabil di level US$ 54 per barel.

Bisnis Indonesia, Page-10, Wednesday,Jan,4,2017

Looking for Best Scheme

    Since last year, PT Jatim Utama Pertagas be one of the most profitable enterprises and the potential for the East Java provincial government. What is the process to eventually lead Petrogas Jatim? I actually did not know about petroleum. The governor of East Java [Soekarwo] asked me to sign. I asked if ready. I am ready to answer.

    I remember, at that time the governor again waiting for Mr. Ignatius Jonan inaugurated the Port of Probolinggo. While waiting, he called me. At first I did not think would go into Petrogas. Previously, I led PT Delta Artha Bahari Nusantara  (DABN) who was willing to die.

    Governor Soekarwo grateful because it could revive dabn, then offers to manage others. The choice to Petrogas. Thank God, when we targeted deposit revenue (PAD) worth Rp 3.8 billion, we could be deposited Rp 5.1 billion. Last December I lead even a year, there is much of a leap that we do. We will no longer be a company to play it safe, we began to take risks in order to get more profit.

    When you first join, what are the problems you mapped? Petrogas is one of the big enterprises outside the bank. When I entered, I found some things I need to fix. However, it does not mean that before I'm ugly.

    In the dynamics of the business, maybe in this period need someone like 'this', then in the other periods need someone like 'that'. Managing director before an expert on oil and gas, so the foundation stone of which was nice. I chose to move faster, to fast it takes egality, soul fighters, to take risks, to be resilient or able to adapt to the environment. We can not continue to live in a comfort zone.

    My style is probably not suitable for eight or 10 years. At present, we need people who have the competence, capacity, and integrity. How do you react when you join Petrogas employees? Employees may be uncomfortable initially. I apply the efficiency and cultural changes. For example, I did not have to wait for Garuda Indonesia ticket if you want to Jakarta. For me, what was important ticket to Jakarta.

    In the process of looking for a profit, in my opinion, to what style but do not have the money, the better the goal is reached. Hotel too. I use an ordinary hotel, is it only for sleeping and working again tomorrow. I'm the type of workers. It turned out to make lifestyle changes, we can reduce a lot of costs. If the budget is 100%, we might have to trim only 60% to 70% because of the way we were changing.

    Actually, oil companies must be ready to change since 2008/2009 for their shale gas and others, can no longer if the oil and gas sector should be a high salary, the style should be like this. Now this is how much oil and gas employees were laid off? I am more important sustainable company and not a lot of money can then be closed, will together be able to severance.

    Moreover, our local enterprises, if a loss, so the question. So I think it depends on the company of its leader. The main factor ilu company leadership, if the leader can set an example so that the bottom will follow. Petrogas Jatim has participating interests in seven oil and gas blocks, but only two that have been worked out. As oil and gas enterprises, how Petrogas Jatim prepare funding when it should be entered in five other blocks? First, we have to look for alternative financing facility.

    In the capital structure of the existing short-term debt, medium-term, to equity. Well, if on the equity side, since we took over dabn, East Java provincial government increased its investment of Rp 253 billion in 2016, but the form of assets. It was brave of equity began to strengthen. Second, and the best practice during 2016, we have a good track record for profit.

    Thirdly, we ever get a loan from the bank. Fourth, we already have banking facilities worth US $ 23 million, nearly USD 300 billion, and it's not easy to be non-banking enterprises that facility. That is, we can make loans to financial institutions for investment.

    One was for Blok Tuban involving four districts and one province. Yesterday, all had agreed to take over the block, Petrogas Jatim find back-up funding, may also block the other. We had no partner for financial institutions. They ask for terms. Petrogas Jatim have oil, cash flow, that which we take for granted

    In my opinion, it should be managed by a company who understand technically and commercially, to match. I several times to Singapore, there are financial institutions that want to refinance our US $ 300 million. We ask only US $ 150, but they do not want. So, we are looking for the best scheme for companies

IN INDONESIAN

Mencari Skema Terbaik

    Sejak setahun terakhir, PT Pertagas Jatim Utama menjadi salah satu BUMD yang paling menguntungkan dan potensial bagi pemprov Jatim. Bagaimana prosesnya sampai akhirnya memimpin Petrogas Jatim? Saya sebenarnya tidak paham tentang minyak bumi. Pak Gubernur Jatim [Soekarwo] meminta saya untuk masuk. Saya ditanya apakah siap. Saya jawab siap.

    Saya masih ingat, saat itu Pak Gubernur lagi menunggu Pak Ignatius Jonan meresmikan Pelabuhan Probolinggo. Sambil menunggu, beliau memanggil saya. Semula saya tidak berpikir bakal masuk ke Petrogas. Sebelumnya, saya memimpin PT Delta Artha Bahari Nusantara (DABN) yang tadinya mau mati.

    Gubernur Soekarwo berterima kasih karena bisa menghidupkan kembali DABN, lalu menawarkan untuk mengelola yang lain. Pilihannya ke Petrogas. Alhamdulillah, saat kami ditargetkan setoran Pendapatan Asli Daerah (PAD) senilai Rp 3,8 miliar, kami bisa setor Rp 5,1 miliar. Desember lalu genap setahun saya memimpin, ada banyak lompatan yang kami lakukan. Kami tidak lagi menjadi perusahaan yang bermain aman, kami mulai mengambil risiko supaya mendapat lebih banyak keuntungan.

    Saat pertama kali bergabung, apa saja masalah yang anda petakan? Petrogas merupakan salah satu BUMD besar di luar bank. Ketika saya masuk, saya mendapati beberapa hal yang perlu saya perbaiki. Namun, itu tidak berarti yang sebelum saya jelek.

    Dalam dinamika bisnis, mungkin pada periode ini butuh orang seperti ‘ini’, kemudian pada periode lain butuh orang seperti ‘itu'. Direktur utama sebelumnya seorang ahli migas, jadi peletak dasar yang bagus. Saya memilih untuk bergerak lebih cepat, untuk cepat itu butuh egality, jiwa petarung, mengambil risiko, harus lentur atau bisa beradaptasi dengan lingkungan. Kami tidak bisa hidup dalam zona nyaman terus.

    Gaya saya ini mungkin tidak cocok untuk delapan atau 10 tahun lagi. Saat ini, kami butuh orang yang memiliki kompetensi, kapasitas, dan integritas. Bagaimana reaksi karyawan Petrogas ketika Anda bergabung? Karyawan mungkin tidak nyaman awalnya. Saya menerapkan efisiensi dan perubahan budaya. Misal, saya tidak tunggu harus tiket Garuda Indonesia jika ingin ke Jakarta. Bagi saya, tiket apa saja yang penting bisa ke Jakarta.

    Dalam proses mencari laba, menurut saya, untuk apa gaya tapi gak punya uang, lebih baik tujuannya tercapai. Hotel juga demikian. Saya pakai hotel yang biasa saja, kan hanya untuk tidur lalu besok kerja lagi. Saya tipe pekerja. Ternyata dengan mengubah gaya hidup, kami bisa mengurangi banyak biaya. Kalau anggarannya 100%, mungkin bisa kami pangkas hanya 60% sampai dengan 70% karena cara kami yang berubah.

    Sebenarnya perusahaan migas harus sudah siap untuk berubah sejak 2008/2009 karena adanya shale gas dan lainnya, tidak bisa lagi kalau di bidang migas harus gaji tinggi, gaya harus seperti ini. Sekarang ini berapa banyak karyawan migas yang di-PHK? Saya lebih penting sustainable company, bukan dapat uang banyak lalu ditutup, nanti bareng-bareng dapat pesangon.

Apalagi kami BUMD, kalau rugi, jadi pertanyaan . Jadi menurut saya perusahaan itu tergantung leader-nya. Faktor utama perusahaan ilu leadership, kalau leader bisa memberi contoh maka yang bawah akan mengikuti. Petrogas Jatim memiliki participating interest di tujuh blok migas, namun baru dua yang sudah digarap. Sebagai BUMD migas, bagaimana Petrogas Jatim mempersiapkan pendanaan ketika harus masuk di lima blok lainnya? Pertama, kami harus mencari alternatif fasilitas pembiayaan.

    Dalam struktur permodalan, ada utang jangka pendek, jangka menengah, hingga ekuitas. Nah, kalau dari sisi ekuitas, karena kami mengambil alih DABN, Pemprov Jatim menambah setoran modal Rp 253 miliar pada 2016, tapi bentuknya aset. Itu berani ekuitas mulai menguat. Kedua, dan sisi best practice selama 2016, kami memiliki track record bagus untuk laba.

    Ketiga, kami pernah mendapatkan pinjaman dana dari bank. Keempat, kami sudah memiliki fasilitas perbankan senilai US$ 23 juta, hampir Rp 300 miliar, dan itu tidak mudah BUMD non perbankan untuk dapat fasilitas itu. Artinya, kami bisa melakukan pinjaman kepada lembaga keuangan untuk melakukan investasi.

    Salah satunya untuk Blok Tuban yang melibatkan empat kabupaten dan satu provinsi. Kemarin, semua sudah sepakat untuk mengambil alih blok itu, Petrogas Jatim cari back up pendanaan, mungkin juga blok lainnya. Kami sudah ada mitra untuk lembaga finansial. Mereka meminta syarat. Petrogas Jatim punya minyak, cash flow, itu yang kami jadikan jaminan

      Menurut saya, memang perusahaan ini harus dikelola oleh yang paham secara teknis dan komersial, supaya cocok. Saya beberapa kali ke Singapura, ada lembaga keuangan yang mau membiayai kami US$ 300 juta. Kami minta hanya US$ 150, tapi mereka tidak mau. Jadi, kami mencari skema yang terbaik untuk perusahaan

Bisnis Indonesia, Page-10, Wednesday,Jan,4,2017

Kedinding wells will be reactivated

    Pertamina Exploration and Production (EP) 4 Field Asset Cepu plan to reactivation of some wells that are in the working area (WKP) Kedinding, Nglaho Village, District Kedungtuban. This reactivation is to increase the supply of oil production Kedinding Territory there are some wells that we will reactivation, "said Field Manager of Pertamina EP Cepu Agus Asset 4 Amperianto.

    Phase reactivation of wells, according to him, Pertamina stage of mapping and site surveys. Seen some point in the well location in pairs marker sign and given numbers as well, be said yellow ribbons on a small pole, there have been several well prepared. In fact, one of the basic drill in Kedinding been built and hardened. To sign had been installed was well prepared plan that will do a survey or location.

    Even so, in the region there was a well Kedinding active and inactive. Inactive This will be reactivated. However, he has not confirmed the time of reactivation. Because, still ripening process mapping survey. But there was definitely a work plan of the region.

IN INDONESIAN

Sumur Kedinding Akan Direaktivasi

    Pertamina Eksplorasi dan Produksi (EP) Asset 4 Field Cepu berencana akan reaktivasi beberapa sumur yang berada di wilayah kerja pertambangan (WKP) Kedinding, Desa Nglaho, Kecamatan Kedungtuban. Reaktivasi ini untuk menambah pasokan produksi minyak Wilayah Kedinding ada beberapa sumur yang akan kita reaktivasi,” kata Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu Agus Amperianto.

    Tahap reaktivasi sumur, menurut dia, saat ini Pertamina tahap pemetaan dan survei lokasi. Terlihat beberapa titik di lokasi sumur di pasang tanda patok dan diberi angka serta, pita kuning dikatkan pada tiang kecil, sudah ada beberapa sumur yang disiapkan. Bahkan, salah satu landasan bor di Kedinding telah dibangun dan dikeraskan. Untuk tanda yang telah dipasang itu rencana sumur yang disiapkan atau yang akan dilakukan survei lokasinya.

    Meski begitu, di wilayah Kedinding ada sumur yang aktif dan tidak aktif. Yang tidak aktif inilah yang akan direaktivasi. Namun, dia belum memastikan waktu reaktivasi. Sebab, masih proses survei pematangan pemetaan. Tapi, yang pasti ada rencana mengerjakan wilayah tersebut.

Radar Bojonegoro, Page-29, Tuesday, Jan,3,2017

Lifting the Oil and Gas Production and 2016 Exceeds Target

    The realization of oil and gas production is expected to reach 114% of the target of 2016. During 2016, the average production of 831 MBOPD petroleum and natural gas production reached 1,418 MBOEPD. Total oil and gas production amounted to 2,249 MBOEPD or 114% of the target in the State Budget Amendment (APBN-P) in 2016 amounted to 1,970 MBOEPD, "said Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan.

    Lifting of oil and gas reached 2,000 MBOEPD or higher than the target of 2016 amounted to 1,970 MBOEPD. Lifting of petroleum and natural gas 820.3 1181.5 mhopd MBOEPD or 102% of the target. In the revised budget for 2016 is targeted MBOPD 820 and 1,150 MBOEPD oil to gas.

    My appreciation for the hard work of all parties. Production and lifting of oil and gas that exceeds the target occurred amid low world oil prices. Realized oil prices Indonesia or the Indonesian Crude Price (ICP) until the end of 2016 was estimated at US $ 39.5 per barrel price assumption in the state budget in 2016 of US $ 40 per barrel.

    Minister of Energy and Mineral Resources said the government always encourages the investment climate in the oil and gas sub-sector to become more passionate. One of them is to do a revision of Regulation No. 79 of 2010 related to cost recovery. In the last 2 years, the oil and gas industry experience the challenge of low oil prices that have an impact on the activities of exploration, especially oil and gas.

    Revision of Government Regulation is expected to make oil and gas exploration activity increased. The government prepared a scheme of gross oil and gas production sharing contract split. Gross profit sharing scheme with a fixed split gas composed encourage the strengthening of the domestic industry

IN INDONESIAN

Produksi dan Lifting Migas 2016 Melebihi Target

    Realisasi produksi minyak dan gas bumi diperkirakan mencapai 114% dari target 2016. Sepanjang 2016, rata-rata produksi minyak bumi sebesar 831 mbopd dan produksi gas bumi mencapai 1.418 mboepd. Total produksi migas sebesar 2.249 mboepd atau 114% dari target pada Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara Perubahan (APBNP) 2016 sebesar 1.970 mboepd,” ujar Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan.

Lifting migas mencapai 2.000 mboepd atau lebih tinggi daripada target 2016 sebesar 1.970 mboepd. Lifting minyak bumi sebesar 820,3 mhopd dan gas bumi 1.181,5 mboepd atau 102% dari target. Dalam APBNP 2016 ditargetkan 820 mbopd untuk minyak dan 1.150 mboepd untuk gas.

    Apresiasi saya untuk kerja keras seluruh pihak. Produksi dan lifting migas yang melebihi target tersebut terjadi di tengah rendahnya harga minyak dunia. Realisasi harga minyak Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) hingga akhir 2016 diperkirakan US$ 39,5 per barel dengan asumsi harga di APBN-P 2016 US$ 40 per barel.

    Menteri ESDM menjelaskan pemerintah senantiasa mendorong iklim investasi di subsektor migas agar menjadi lebih bergairah. Salah satunya ialah dengan melakukan revisi atas PP Nomor 79 Tahun 2010 terkait dengan cost recovery. Dalam 2 tahun terakhir, industri migas mengalami tantangan rendahnya harga minyak sehingga berdampak pada aktivitas migas khususnya eksplorasi.

    Revisi Peraturan Pemerintah tersebut diharapkan dapat membuat aktivitas eksplorasi migas meningkat. Pemerintah menyiapkan skema kontrak bagi hasil migas gross split. Skema bagi hasil gross split migas disusun dengan tetap mendorong penguatan industri di dalam negeri

Media Indonesia, Page-18, Tuesday, Jan,3,2017

Two More Industries to Get Gas Price Cuts

    The government aims  to lower gas prices for the ceramics and sheet glass industries this year, adding to three other industries previously set for reduced tariffs. Last year President Joko Widodo ordered his Cabinet to slash down gas prices to below US$ 6 per mmbt) for 10 industries and one industrial zone starting from January. However, Energy and Mineral Resources Ministerial Regulation No. 40/2016, issued last December, only stipulates the reduced rate at around $6 per mmbtu for the petrochemical, fertilizer and steel industries starting from Jan. 1. 

Even so, lndustry Minister Airlangga Hartarto said that discussions on price cuts for the ceramics and sheet glass industries would commence in January. Both of them have strategic potential. ln terms of ceramics, the raw materials can be found in Indonesia and this makes our competitiveness strong. Similarly sheet glass can be used as part of photovoltaics, which contributes to renewable energy" Airlangga recently said.

    The minister' also pointed out that the strong competitive edge of both industries will enable them to cope with technology changes. For more than a decade, South-east Asia’s largest economy has struggled with dei ndustrialization. The domestic manufacturing industry expanded by 4.25 percent last year, lower than the economic growth of4.79 percent. ln its heyday before the 1997-1998 financial crisis, the industry outpaced the economic expansion.

    Expensive energy prices have been touted by business players as one of the factors hampering industrial activities and high productivity which the government has long tried to address.  At $8 to $16 per mmbtu, gas prices in Indonesia are among the highest in Southeast Asia, beating those of its neighbors at between $3.50 and $ 7.50 per mmbtu. The high prices have forced many factories in North Sumatra and East Java to close down and 20,000 workers have been laid off since 2000, according to the Association of Gas Consuming Companies (Apigas).

    The government has made some headway by passing the ministerial regulation. Although President J okowi cited 10 sectors and one industrial zone, a presidential regulation issued last May only required that gas prices be cut for seven industries, namely fertilizer, petrochemical, oleochemical, steel, ceramics, glass and rubber gloves. Energy and Mineral Resources Minister Ignasius Jonan said the government would focus on pushing down prices for the remaining four industries and was currently discussing how best to move forward.)

    We have many things to consider if we want to cut prices: should we cut tax and non-tax revenues? If we cut the prices, how would that affect our agreements with oil and gas contractors?” he said. The average selling price at the up-stream level is $5.90 per mmbtu, comprising several components, namely capital and operational expenditures, the contractors share and the non-tax and tax revenue for the state.

    Lowering the upstream gas prices to $ 3.82 per mmbtu is possible if the government is willing to remove both the non-tax and tax revenue components, but at the cost of losing $ 1.2 billion in revenues per year. Nevertheless, the lndustry Ministry has estimated that the economic benefits of lowering gas prices can amount to Rp 32 trllion (82.38 billion) if the prices were cut to $ 4 per mmbtu, with additional distribution and transportation costs of $ 1.50 to $ 2. ReforMiner Institute researcher Pri Agung Rakhmanto said current price cuts were still insignificant as it only applied to three industries as opposed to the seven listed in the presidential regulation.

IN INDONESIAN

Lebih dari Dua Industries Mendapatkan Pemotongan Gas Harga

    Pemerintah bertujuan untuk menurunkan harga gas untuk keramik dan lembar industri kaca tahun ini, menambah tiga industri lainnya yang sebelumnya ditetapkan untuk tarif berkurang. Tahun lalu Presiden Joko Widodo memerintahkan kabinetnya untuk memangkas bawah harga gas hingga di bawah US $ 6 per mmbt) untuk 10 industri dan satu zona industri mulai dari Januari. Namun, Energi dan Peraturan Menteri Sumber Daya Mineral Nomor 40/2016, yang dikeluarkan Desember lalu, hanya mengatur tingkat penurunan sekitar $ 6 per mmbtu untuk industri petrokimia, pupuk dan baja mulai dari 1 Januari

    Meski begitu, Menteri lndustri Airlangga Hartarto mengatakan bahwa diskusi tentang pemotongan harga untuk keramik dan industri kaca lembaran akan dimulai pada bulan Januari. Keduanya memiliki potensi strategis. Dalam hal keramik, bahan baku dapat ditemukan di Indonesia dan ini membuat daya saing yang kuat. Demikian pula lembar kaca dapat digunakan sebagai bagian dari photovoltaics, yang memberikan kontribusi untuk energi terbarukan "baru-baru ini mengatakan Airlangga.

    Menteri  juga menunjukkan bahwa keunggulan kompetitif yang kuat dari kedua industri akan memungkinkan mereka untuk mengatasi perubahan teknologi. Selama lebih dari satu dekade, ekonomi terbesar di Asia Tenggara telah berjuang dengan dei ndustrialization. Industri manufaktur dalam negeri diperluas dengan 4,25 persen tahun lalu, lebih rendah dari pertumbuhan ekonomi of4.79 persen. Pada masa jayanya sebelum krisis keuangan 1997-1998, industri melampaui ekspansi ekonomi.

    Harga energi yang mahal telah disebut-sebut oleh pelaku bisnis sebagai salah satu faktor yang menghambat kegiatan industri dan produktivitas yang tinggi dimana pemerintah telah lama berusaha untuk mengatasi. Pada $ 8 sampai $ 16 per mmbtu, harga gas di Indonesia termasuk yang tertinggi di Asia Tenggara, mengalahkan orang-orang dari negara-negara tetangganya di antara $ 3,50 dan $ 7,50 per mmbtu. Harga tinggi telah memaksa banyak pabrik di Sumatera Utara dan Jawa Timur untuk menutup dan 20.000 pekerja telah di-PHK sejak tahun 2000, menurut Asosiasi Gas Mengkonsumsi Perusahaan (Apigas).

    Pemerintah telah membuat beberapa kemajuan dengan melewati peraturan menteri. Meskipun Presiden Jokowi dikutip 10 sektor dan satu zona industri, peraturan presiden dikeluarkan Mei lalu hanya diperlukan bahwa harga gas akan dipotong selama tujuh industri, yaitu pupuk, petrokimia, oleokimia, baja, keramik, kaca dan sarung tangan karet. Energi dan Mineral Menteri Sumber Daya Ignasius Jonan mengatakan, pemerintah akan fokus pada menekan harga untuk empat industri yang tersisa dan saat ini sedang membahas bagaimana bestto bergerak maju.)

    Kami memiliki banyak hal yang perlu dipertimbangkan jika kita ingin memotong harga: kita harus memotong pajak dan non-pajak pendapatan? Jika kita memotong harga, bagaimana yang akan mempengaruhi perjanjian kami dengan kontraktor minyak dan gas? "Katanya. Harga jual rata-rata di tingkat up-stream adalah $ 5.90 per mmbtu, terdiri dari beberapa komponen, yaitu modal dan belanja operasional, pangsa kontraktor dan non-pajak dan pajak pendapatan untuk negara.

    Menurunkan harga gas hulu ke $ 3,82 per mmbtu mungkin jika pemerintah bersedia untuk menghapus kedua non-pajak dan komponen penerimaan pajak, tetapi pada biaya kehilangan $ 1,2 miliar pada pendapatan per tahun. Namun demikian, Kementerian lndustri memperkirakan bahwa beneflts ekonomi menurunkan harga gas bisa mencapai trllion Rp 32 (82,38 B) jika harga dipotong menjadi $ 4 per mmbtu, dengan tambahan biaya distribusi dan transportasi dari $ 1,50 sampai $ 2. ReforMiner peneliti Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan pemotongan harga saat masih signifikan karena hanya diterapkan pada tiga industri yang bertentangan dengan tujuh tercantum dalam peraturan presiden.

Jakarta Post, Page-13, Tuesday, Jan,3,2017

Pertamina Starts Drilling of the Nunukan Block

    PT Pertamina, through its subsidiary, PT Pertamina Hulu Energi, began drilling wells in Block Nunukan, off the coast of North Borneo. This block is targeted to start producing oil in 2019 later. Exploration Director of Pertamina Hulu Energi Rudy Ryacudu said trowel or drilling activity is the result of learning during exploration within two years. Trowel needs to be done to prove the success.

    In addition to hopes of success, I also hope that the workers put safety procedures when working, so that the workers could return to the family safely. These wells drilled wells the Parang-1 in the waters Bunyu Island is located nine kilometers (km) from the coast Bunyu. The well is estimated to have oil resources of more than 50 million barrels (million barrels of oil / MMBO) and gas at 750 billion cubic feet (billion cubic Beet gas / BCFG).

   General Manager PHE Nunukan Company (PHENC) Alfian Husein asserted, the team that runs the drilling should follow the applicable safety rules and there should be no short-cut the process of operation. This operation is expected to reach the target of Operation Excellent effective, efficient, and zero accident, and produce oil and gas as predicted.

    Parang-1 Well Drilling is planned to reach a target depth (TD) of 10,400 feet. Drilling is expected to take approximately 48 days plus the time to plan some formation test (DST), which will require a longer time is about 40-50 days. The use of jack up drilling rig Raniworo with a capacity of 2000 horse power (horse power / HP) which is operated by PT Apexindo.

    Earlier, Director of PHE Mount Sardjono Hadi said Nunukan Block, North Borneo planned already started producing oil in 2019. This block is targeted to produce oil bare 2000-2800] per day (bpd) of gas 60 million cubic feet per day / MMSCFD. The plan, Pertamina Hulu Energi will develop two fields at once in the block, namely Badik Field and West Badik.

    The Company will drill eight wells and building three offshore platforms. In addition, Pertamina Hulu Energi will also build underwater pipelines and construction of onshore receiving facility on the island Bunyu. The plan is the production of gas from Badik and West Badik priority is to meet local needs. To be managed by Pertamina's oil is shipped together with the oil Pertamina EP and Pertamina EP Bunyu Sembakung, to be processed in Balikpapan refinery.

IN INDONESIAN

Pertamina Mulai Pengeboran Blok Nunukan

    PT Pertamina melalui anak usahanya, PT Pertamina Hulu Energi, mulai pengeboran sumur di Blok Nunukan, lepas pantai Kalimantan Utara. Blok ini ditargetkan mulai memproduksi migas pada 2019 nanti. Direktur Ekplorasi Pertamina Hulu Energi Rudy Ryacudu mengatakan, kegiatan tajak atau pengeboran sumur ini merupakan hasil pembelajaran selama eksplorasi dalam dua tahun. Tajak perlu dilakukan untuk membuktikan keberhasilan tersebut.

    Selain berharap keberhasilan, saya juga berharap para pekerja mengutamakan safety prosedur saat bekerja, sehingga para pekerja bisa kembali ke keluarga dengan selamat. Sumur yang dibor ini yakni Sumur Parang-1 di perairan Pulau Bunyu yang berada sembilan kilometer (km) dari pantai Bunyu. Sumur ini diperkirakan memiliki sumber daya minyak lebih dari 50 juta barel (million barrel oil/MMBO) dan gas di atas 750 miliar kaki kubik (billion cubic Beet gas/ BCFG).

    General Manager PHE Nunukan Company (PHENC) Alfian Husein menegaskan, tim yang menjalankan pengeboran harus mengikuti aturan keselamatan yang berlaku dan tidak boleh ada short cut proses operasi. Operasi ini diharapkan mencapai target Operation Excellent yang efektif, efisien, dan zero accident, serta menghasilkan minyak dan gas seperti yang diperkirakan.

    Pengeboran Sumur Parang-1 direncanakan mencapai target kedalaman (TD) 10.400 kaki. Pengeboran diperkirakan akan memakan Waktu sekitar 48 hari ditambah untuk rencana beberapa test formasi (DST) yang akan memerlukan Waktu sekitar 40-50 hari lagi. Pengeboran ini menggunakan jack up Rig Raniworo dengan kapasitas 2000 kekuatan kuda (horse power/HP) yang dioperasikan oleh PT Apexindo.

    Sebelumnya, Direktur Utama PHE Gunung Sardjono Hadi menuturkan Blok Nunukan, Kalimantan Utara direncanakan sudah mulai memproduksi migas pada 2019. Blok ini ditargetkan memproduksi minyak 2.000-2.800 bare] per hari (bph) dari gas 60 juta kaki kubik per hari/mmscfd. Rencananya, Pertamina Hulu Energi akan mengembangkan dua lapangan sekaligus di blok tersebut, yakni Lapangan Badik dan West Badik.

    Perusahaan akan mengebor delapan sumur dan membangun tiga anjungan lepas pantai. Selain itu, Pertamina Hulu Energi juga akan membangun pipa bawah laut dan pembangunan fasilitas penerima darat di Pulau Bunyu. Rencananya produksi gas dari Lapangan Badik dan West Badik diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan lokal. Untuk minyaknya akan dikelola Pertamina untuk dikapalkan bersama minyak Pertamina EP Bunyu dan Pertamina EP Sembakung, untuk diolah di Kilang Balikpapan.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan,3,2017

Started in 2017, Pertamina EP Drilling Two New Wells

    PT Pertamina EP, a subsidiary of PT Pertamina to demonstrate its commitment to achieve energy security Indonesia to drill two new oil and gas wells on January 1 yesterday. Two of these wells namely, exploration wells Puspa 03 or PPA-003 in the district of Muara Jambi, Jambi and development wells OGN-A5 in Ogan Ilir, South Sumatra Province.

    New Discovery Exploration Project Director of PT Pertamina EP Nana Abdul Manaf said drilling at two locations is the company's commitment to support Indonesia's energy security. Through this drilling, Pertamina EP seeks to increase reserves and raise oil and gas production.

    On the one hand we are looking through the exploration drilling of oil and gas reserves, while drilling development to support the fulfillment of targets PT Pertamina EP's oil production amounted to 83 865 barrels per day (bpd) and 1,042 MMSCFD gas. Nana added, in addition to drilling wells Puspa 03, there is drilling one exploration well again in Jambi is running, the Well Point Setia 001 in Batang Hari.

    Drilling of these wells have been started since October of last year with a target processing time of about four months. In 2016 then, it has completed the drilling of five exploration wells where one well completion stage entrance and two wells still being worked on. With the realization of finding oil and gas reserves in 2016 amounted to 113 million barrels of oil equivalent or 103% above the target of 110 million barrels of oil equivalent.

    This year, it targets the drilling of seven exploration wells, which is spread over an area of ​​Sumatra of four wells, two wells area of ​​Java, and Kalimantan area of ​​the wells. Production Operation Director of PT Pertamina EP Personal Mahagunabangsa said, it has prepared a work plan to achieve the production target in 2017.

    Pertamina EP is planned to be drilled development wells of 54 wells, re-work (work-over) 186 wells, 731 jobs well intervention and well services 2,899 jobs. Control Deputy Business Support Unit Special Operations Executive Oil and Gas (SKK Migas) Rudianto Rimbono appreciate the commitment of Pertamina EP to participate in the realization of the national oil production target of 820 thousand bpd. One of them is with a trowel well OGN-5.

    I think it shows a real commitment in fulfilling national production target of 820 thousand bpd. Hopefully, this spirit can be kept until the end of 2017 and the targets set can be achieved.

IN INDONESIAN

 Memulai 2017, Pertamina EP Bor Dua Sumur Baru

    PT Pertamina EP anak perusahaan PT Pertamina menunjukkan komitmennya untuk mewujudkan ketahanan energi Indonesia dengan mengebor dua sumur migas baru pada 1 Januari kemarin. Dua sumur ini yakni, sumur eksplorasi Puspa 03 atau PPA-003 di Kabupaten Muaro Jambi, Provinsi Jambi dan sumur pengembangan OGN-A5 di Kabupaten Ogan Ilir, Provinsi Sumatera Selatan.

    Exploration New Discovery Project Director PT Pertamina EP Nanang Abdul Manaf mengatakan, pengeboran di dua lokasi ini merupakan wujud komitmen perseroan dalam mendukung ketahanan energi Indonesia. Melalui pengeboran ini, Pertamina EP berupaya menambah cadangan sekaligus menaikkan produksi migas.

    Di satu sisi melalui pengeboran eksplorasi kami mencari cadangan migas, sementara pengeboran pengembangan untuk mendukung pemenuhan target produksi minyak PT Pertamina EP sebesar 83.865 barel per hari (bph) dan gas 1.042 MMSCFD. Nanang menambahkan, selain pengeboran sumur Puspa 03, terdapat pengeboran satu sumur eksplorasi lagi di Jambi yang sedang berjalan, yaitu Sumur Point Setia 001 di Kabupaten Batang Hari.

    Pengeboran sumur ini telah dimulai sejak Oktober tahun lalu dengan target waktu pengerjaan sekitar empat bulan. Pada 2016 lalu, pihaknya telah merampungkan pengeboran lima sumur eksplorasi dimana satu sumur masuk tahap komplesi dan dua sumur masih dikerjakan. Dengan realisasi temuan cadangan migas pada 2016 sebesar 113 juta barel setara minyak atau 103% diatas target sebesar 110 juta barel setara minyak.

    Pada tahun ini, pihaknya menargetkan pengeboran tujuh sumur eksplorasi, yang tersebar di area Sumatera empat sumur, area Jawa dua sumur, dan area Kalimantan satu sumur. Production Operation Director PT Pertamina EP Pribadi Mahagunabangsa menuturkan, pihaknya telah menyiapkan rencana kerja untuk mengejar target produksi 2017.

    Pertamina EP rencananya bakal mengebor sumur pengembangan sebanyak 54 sumur, kerja ulang (work over) 186 sumur, well intervention 731 pekerjaan, dan well services 2.899 pekerjaan. Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Rudianto Rimbono mengapresiasi komitmen Pertamina EP untuk turut merealisasikan target produksi minyak nasional 820 ribu bph. Salah satunya yakni dengan tajak Sumur OGN-5.

    Menurut saya hal ini menunjukkan komitmen nyata dalam upaya pemenuhan target produksi nasional sebesar 820 ribu bph. Semoga semangat ini bisa dijaga terus sampai akhir tahun 2017 dan target yang sudah ditetapkan bisa tercapai.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, Jan,3,2017