Navy Bust Illegal Oil Deal

    Members of the Navy again thwart illegal oil transactions in Riau Islands waters. Similar transactions recurring and often involve foreign flag vessels. Commander of the Navy Main Base IV / Tanjung Pinang, Riau Islands (Riau) Rear Admiral S Irawan, said members of the Navy captures 6 Hang Tuah boat in the waters of Bintan. When arrested, Monday (2/1), the ship was heading for Indonesia-Singapore border.

    On the hull was found 20 tons of fuel oil, fuel oil for ships, and is expected to be sold illegally. The arrest of six people manned ship that originated from suspicion member of the Navy for ships not recorded sail around the capture site. Therefore, a quick reaction team was deployed to inspect the ship.

    In the investigation are known, the ship did not have any documents for the voyage. In fact, every voyage shall include a series of documents. Moreover, voyage carrying oil. Timber ships have been modified in order to contain a lot of oil. The ship was believed to have repeatedly illegally transporting oil to be sold illegally in the waters of Indonesia ~ Singapore border.

    The ship was not the only one used in the illegal oil transactions at the border. Many times law enforcement in Riau Islands (Riau) to seize ships illegally selling oil in the border waters of Indonesia with Singapore and Malaysia. Stolen oil from Indonesia and sold at the border.

    One of them, Riau Islands Police investigators were investigating the theft of 1.1 million liters of oil from the Motor Tanker (MT) Tabonganen 19. Cargo ship seized Karimun District Attorney was stolen and transferred to MT MT Miss Tough aka Miss Tang II. The theft was revealed after MT Ms. Tang II exploded while fixed in an illegal workshop in Batam. The crew of MT Ms. Tang II declared the oil sold in the Indonesia-Malaysia border.

      Still related to oil, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) to drill the first of -Platform PHE 12 PHE 12 wells-Al trowel (spud in) on December 23, 2016.

    This drilling phase began production in the plan of development of integration in the waters of Madura. This step, said President Director of PT PHE R Mount Sardjono Hadi, here on Tuesday, as early reopening of drilling in WMO block after nearly two years of standstill.

IN INDONESIAN

TNI AL Gagalkan Transaksi Minyak Ilegal

     Anggota TNI AL kembali menggagalkan transaksi minyak ilegal di perairan Kepulauan Riau. Transaksi sejenis selalu berulang dan kerap melibatkan kapal-kapal berbendera asing. Komandan Pangkalan Utama TNI AL IV/Tanjung Pinang, Kepulauan Riau (Kepri) Laksamana Pertama S Irawan, menuturkan, anggota TNI AL menangkap kapal motor Hang Tuah 6 di perairan Bintan. Saat ditangkap, Senin (2/1), kapal itu sedang menuju perbatasan Indonesia-Singapura.

    Di lambung kapal ditemukan 20 ton minyak bakar, minyak untuk bahan bakar kapal, dan diduga akan dijual secara ilegal. Penangkapan kapal berawak enam orang itu bermula dari kecurigaan anggota TNI AL terhadap kapal yang tidak terdata berlayar di sekitar lokasi penangkapan. Karena itu, diterjunkan tim reaksi cepat untuk memeriksa kapal.

    Dalam pemeriksaan diketahui, kapal itu tidak punya dokumen apa pun untuk pelayaran itu. Padahal, setiap pelayaran wajib dilengkapi serangkaian dokumen. Apalagi, pelayaran membawa minyak. Kapal kayu sudah dimodifikasi agar bisa memuat banyak minyak. Kapal itu diduga sudah berkali-kali mengangkut minyak secara ilegal untuk dijual secara ilegal di perairan perbatasan Indonesia~Singapura.
   
    Kapal itu bukan satu-satunya yang digunakan dalam transaksi minyak ilegal di perbatasan. Berkali-kali penegak hukum di Kepulauan Riau (Kepri) menangkap kapal yang menjual minyak secara ilegal di perairan perbatasan Indonesia dengan Singapura dan Malaysia. Minyak dicuri dari Indonesia lalu dijual di perbatasan.

    Salah satunya, penyidik Polda Kepri sedang menyidik pencurian 1,1 juta liter minyak dari Motor Tanker (MT) Tabonganen 19. Muatan tanker sitaan Kejaksaan Negeri Karimun itu dicuri dan dipindahkan ke MT Nona Tangguh alias MT Nona Tang II. Pencurian itu terungkap setelah MT Nona Tang II meledak saat diperbaiki di bengkel ilegal di Batam. Awak MT Nona Tang II menyatakan minyak dijual di perbatasan Indonesia-Malaysia.

      Masih terkait minyak, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) melakukan pengeboran sumur pertama dari -Platform PHE 12, sumur PHE 12-Al tajak (spud in) pada 23 Desember 2016.

    Pengeboran ini mengawali fase produksi di plan of development integrasi di perairan Madura. Langkah ini, kata President Director PT PHE R Gunung Sardjono Hadi, di Surabaya, Selasa, sebagai awal beroperasinya kembali pengeboran di Blok WMO setelah hampir dua tahun terhenti.

Kompas, Page-20, Wednesday, Jan, 4, 2017

Pertamina EP Optimistic Exceeds 2017 Production Target

    PT Pertamina EP is targeting oil production for this year by 85 thousand barrels per day (bpd), up slightly from last year's realization, as of November 84 045 bpd. However, Pertamina EP is committed to raise production exceeded the target set by the Public Relations Manager of Pertamina EP Muhammad Baron said the target of 85 thousand bpd set in July-August last year in which oil prices are still quite low.

    Assuming oil prices in the range of US $ 3,540 per barrel, the target is considered quite reasonable. While starting late last year, crude oil prices started to creep up. He explained, when low oil prices last year, it does reduce the number of wells is done because of its economical low.

    With the improvement in oil prices, the expected economic value of the wells can be improved so that Pertamina EP can work on more wells. He said he would not revise its oil production target this year of 85 thousand bpd. Possible revision of this year is definitely there. But if oil prices rose, we were not necessarily able to change the target due to fluctuating oil prices, "said Baron.

    Based on the work plan and budget of the company (CBP), Pertamina EP is targeting oil and gas production amounted to 264 thousand barrels of oil equivalent per day (barrel oil equivalent per day / boepd). Details, the production of 85 thousand barrels of oil and 1,041 million cubic feet of gas per day (million standard cubic feet per day / MMSCFD). However, the government wants the realization of oil and gas production this year may exceed the target of 815 thousand bpd, or reach 825 thousand bpd.

    According to data Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas), one of the cooperation contract (PSC), which is expected to raise production of Pertamina EP in order to reach the 86 214 bpd. We are ready to carry out tasks as requested by SKK Migas and Pertamina EP in which the government is expected to raise the lifting (oil production ready for sale), "said Baron.

    To achieve the target production next year, he added, the company plans to drill a number of wells. Details, Pertamina EP will drill 14 exploration wells and 61 development wells. Most of the development wells drilled is located in Kalimantan and South Sumatra. While exploration wells scattered throughout the region Pertamina EP Hopefully apart from these wells there are increasing production.

    We will add wells that can be managed, "he explained. In the same year, it confirmed that it will begin production of oil and gas in Area Matindok. Currently, Pertamina EP is conducting a number of tests of production equipment in this area. While the first oil and gas production (on stream) is expected to start flowing in March. Matindok area previously estimated to produce gas at 55 MMSCFD.

Profit of $ 536 million.
    While Pertamina EP has recorded a good performance in 2016. According to Baron, the company's oil production target of 85 thousand bpd and 1,020 MMSCFD gas. Until last November, actual oil production totaled 85 045 bpd, or 99% of the target gas and 993 MMSCFD or 97% of the target. For realization until December is still being calculated, but the possibility of its forecas recorded (target), "he said.

    For operating performance, Pertamina EP has realized drilling 11 exploration wells in accordance with the targets set. From these activities, Pertamina has added the discovery of oil and gas reserves by 113 million barrels of oil equivalent. In addition, the realization of drilling exploitation wells as well as targeted, with 48 wells. Vice President Legal Relations at Pertamina EP D Yodi Priyama add, the realization of profit earned last year is also quite promising.

    In 2016, Pertamina EP is targeting a net profit of US $ 521 million. While the realization till November 2016 has reached US $ 529 million, or 102% of the target. And the prognosis until the end of December 2016 was estimated at US $ 536 million, or 103% of the target. For the health level of the company last year, we managed to maintain the level of health status in healthy rating.

    Furthermore, Yodi explained, Pertamina EP is also committed to environmental management in the area around the company's operations. Pertamina's subsidiary running the program empowerment of local communities around the working area of ​​Aceh Tamiang to West Papua. Our environmental management performance received appreciation from the Ministry of Environment and Forestry of the Republic of Indonesia with the first Gold rating for the Rantau field in Aceh Tamiang and ranked 14th green to the other field, and no field who are rated red.

IN INDONESIAN

Pertamina EP Optimistis Lampaui Target Produksi 2017

    PT Pertamina EP menargetkan produksi minyak tahun ini sebanyak 85 ribu barel per hari (bph), naik tipis dari realisasi per November tahun lalu 84.045 bph. Namun, Pertamina EP berkomitmen menaikkan produksi melebihi target yang ditetapkan Public Relation Manager Pertamina EP Muhammad Baron mengatakan, target 85 ribu bph ditetapkan pada Juli-Agustus tahun lalu di mana harga minyak masih cukup rendah.

    Dengan asumsi harga minyak di kisaran US$ 3540 per barel, target tersebut dinilai cukup masuk akal. Sementara mulai akhir tahun lalu, harga minyak mentah dunia mulai merangkak naik. Dia menjelaskan, ketika harga minyak rendah tahun lalu, pihaknya memang mengurangi jumlah sumur yang dikerjakan lantaran keekonomiannya rendah.

    Dengan membaiknya harga minyak, diharapkan nilai keekonomian sumur bisa membaik sehingga Pertamina EP dapat menggarap lebih banyak sumur lagi. Pihaknya belum akan merevisi target produksi minyak tahun ini sebesar 85 ribu bph. Kemungkinan tahun ini revisi pasti ada. Tetapi kalau harga minyak menguat, kami tidak serta merta bisa mengubah target karena harga minyak masih berfluktuasi,” kata Baron.

    Berdasarkan rencana kerja dan anggara perusahaan (RKAP), Pertamina EP menargetkan produksi migas sebesar 264 ribu barel setara minyak per hari (barrel oil equivalent per day/ boepd). Rincinya, produksi minyak 85 ribu bph dan gas 1.041 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd). Namun, pemerintah menginginkan realisasi produksi migas pada tahun ini dapat melampaui target 815 ribu bph atau mencapai 825 ribu bph.

    Sesuai data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), salah satu kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) yang diharapkan mampu menaikkan produksi Pertamina EP agar mencapai 86.214 bph. Kami siap laksanakan tugas seperti diminta oleh SKK Migas dan pemerintah di mana Pertamina EP diharapkan menaikkan lifting (produksi minyak siap jual),” kata Baron.

    Untuk merealisasikan target produksi tahun depan, lanjutnya, perusahaan berencana mengebor sejumlah sumur. Rincinya, Pertamina EP akan mengebor 14 sumur eksplorasi dan 61 sumur pengembangan. Sebagian besar sumur pengembangan yang dibor masih berlokasi di wilayah Kalimantan dan Sumatera Selatan. Sementara sumur eksplorasi tersebar di seluruh wilayah Pertamina EP Mudah-mudahan selain dari sumur-sumur ini ada peningkatkan produksi.

    Kami akan tambah sumur-sumur yang dapat dikelola,” jelasnya. Pada tahun ini juga, pihaknya memastikan akan mulai produksi migas di Area Matindok. Saat ini, Pertamina EP sedang melakukan sejumlah tes alat produksi di area ini. Sementara produksi migas pertama (on stream) diperkirakan akan mulai mengalir pada Maret nanti. Area Matindok sebelumnya diperkirakan dapat memproduksi gas sebesar 55 mmscfd.

Laba US$ 536 Juta.

    Sementara Pertamina EP berhasil mencatat kinerja yang baik pada 2016. Menurut Baron, produksi minyak perusahaan ditargetkan sebesar 85 ribu bph dan gas 1.020 mmscfd. Sampai November lalu, realisasi produksi minyak tercatat mencapai 85.045 bph atau 99% dari target dan gas 993 mmscfd atau 97% dari target. Untuk realisasi sampai Desember masih dihitung, tetapi kemungkinan forecas-nya tercatat (target),” ujarnya.

    Untuk kinerja operasi, Pertamina EP telah merealisasikan pengeboran 11 sumur eksplorasi sesuai dengan target yang ditetapkan. Dari kegiatan ini, Pertamina berhasil menambah penemuan cadangan migas sebesar 113 juta barel setara minyak. Selain itu, realisasi pengeboran sumur eksploitasi juga sesuai dengan target, yakni 48 sumur. Vice President Legal Relation Pertamina EP D Yodi Priyama menambah, realisasi laba yang diperoleh tahun lalu juga cukup menjanjikan.

    Pada 2016, Pertamina EP menargetkan laba bersih sebesar US$ 521 juta. Sementara realisasi sampai November 2016 telah mencapai US$ 529 juta atau 102% dari target. Dan prognosa hingga akhir Desember 2016 diperkirakan mencapai US$ 536 juta atau sebesar 103% dari target. Untuk tingkat kesehatan perusahaan tahun lalu, kami berhasil mempertahankan status tingkat kesehatan perusahaan di rating Sehat.

    Selanjutnya, Yodi menjelaskan, Pertamina EP juga berkomitmen terhadap pengelolaan lingkungan hidup di sekitar wilayah operasi perusahaan. Anak usaha Pertamina itu menjalankan program pemberdayaan terhadap masyarakat sekitar di seluruh wilayah kerjanya dari Aceh Tamiang hingga Papua Barat. Kinerja pengelolaan lingkungan kami mendapatkan apresiasi dari Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan Republik Indonesia dengan I peringkat Emas untuk lapangan Rantau di Aceh Tamiang dan 14 peringkat Hijau untuk lapangan lainnya, serta tidak ada lapangan yang mendapatkan peringkat Merah.

Investor Daily, Page-9, Wednesday, Jan, 4, 2017

The majority of the 200 foreign workers working in the Oil and Gas Company

    When the fuss about the supervision of foreign labor [TKA] in some areas, it turns throughout 2016 and there are about 200 foreign workers who worked in Bojonegoro. Most of the foreign workers working in several oil and gas companies. Section Head Employment Department of Labor [Disnaker) Bojonegoro, Endang Ramis said, the foreign workers who work in Bojonegoro comes from Japan, India, Europe, and the US.

    Most of the US. They work in the oil and gas company Banyu Urip. Cepu, said Endang. Currently, there TKA in Bojonegoro, ie 24 people. According to him, license for employing foreign workers (IMTA) is also valid for one year.

    IMTA must be updated annually. The TKA in Bojonegoro mostly worked in the oil and gas companies, such as Banyu Urip, Cepu operated by ExxonMobil Cepu Limited (EMCL). Besides in Cepu, the foreign workers working in the field of oil and gas well managed Sukowati Joint Operating Body Pertamina PetroChina East Java (JOB PPEJ).

    While PR EMCL, Rexxy Mawardijaya said as many as 93 percent of Exxon Around 570 workers in Indonesia is the son of Indonesia's best sons. While 7 percent from other countries working in Bojonegoro and Jakarta. Said Rexxy, Indonesian workers who work in EMCL plays an important role, since they have a variety of skills, ranging from technicians, operators, up to the level of managerial and leadership of the company. The latest data in October 2016, there are 570 workers (from Indonesia and abroad), but at much reduced per January 2017 this

IN INDONESIAN

Mayoritas dari 200 TKA Bekerja di Perusahaan Migas

    Ketika ribut soal pengawasan tenaga kerja asing [TKA] di beberapa daerah, ternyata sepanjang 2016 lalu ada Sekitar 200 TKA yang bekerja di Bojonegoro. Sebagian besar TKA itu bekerja di beberapa perusahaan minyak dan gas bumi. Kepala Seksi Penempatan Tenaga Kerja Dinas tenaga Kerja [Disnaker) Bojonegoro, Endang Ramis mengungkapkan, para TKA yang bekerja di Bojonegoro berasal dari Jepang, India, Eropa, dan AS.

Paling banyak dari AS. Mereka bekerja di perusahaan minyak dan gas bumi Lapangan Banyu Urip. Blok Cepu, kata Endang. Saat ini masih ada TKA di Kabupaten Bojonegoro, yakni 24 orang. Menurutnya, lzin mempekerjakan tenaga kerja asing (IMTA) juga masih berlaku selama satu tahun.

    Setiap tahunnya IMTA harus diperbarui. Para TKA di Bojonegoro kebanyakan bekerja di perusahaan minyak dan gas bumi, seperti lapangan Banyu Urip, Blok Cepu di operasikan oleh ExxonMobil Cepu Limited (EMCL). Selain di Blok Cepu, para TKA juga bekerja di lapangan migas Sukowati yang dikelola Joint Operating Body Pertamina PetroChina East Java (JOB PPEJ).

    Sementara Humas EMCL, Rexxy Mawardijaya mengatakan sebanyak 93 persen dari Sekitar 570 tenaga kerja Exxon yang ada di lndonesia merupakan putera putera terbaik Indonesia. Sedangkan 7 persen dari negara lain yang bekerja di Bojonegoro dan Jakarta. Kata Rexxy, tenaga kerja Indonesia yang bekerja di EMCL berperan penting, mengingat mereka memiliki beragam keahlian, mulai dari teknisi, operator, hingga tingkat manajerial dan pimpinan perusahaan. Data terakhir Oktober 2016, ada 570 tenaga kerja (dari Indonesia maupun luar negeri), tetapi berkurang banyak per Januari 2017 ini

Surya, Page-4, Wednesday, Jan, 4, 2017

Ready to Sell Oil Production Exceeds Target Budget

    Oil production ready for sale or long oil lifting in 2016 set out in the State Budget of 2016 exceeded the target set, amounting to 820,000 barrels per day. The achievements of the government's record since 2007 for achievements of oil lifting in the state budget has never reached the target.

    Oil lifting in 2016 has reached 820 300 bpd, higher and revised budget targets in 2016 amounted to 820,000 bpd. Meanwhile, gas lifting reaches 1181.5 million barrels of oil equivalent per day (MBOEPD) or 2% higher than the target of 1,150 MBOEPD, "said Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan in a statement.

    Jonan said the downward trend in world oil prices that still characterize the year 2016 did not greatly affect the achievement of the national oil and gas production. It breaks down, the oil price realization Indonesia or the Indonesian crude price (ICP) until the end of 2016 is estimated at about USD39,5 per barrel, lower than the target in the state budget in 2016 reached USD 40 per barrel.

    Former Minister of Transportation is committed will continue to encourage oil and gas investment climate to make it more passionate. One of them, by the revision of Government Regulation No. 79 Year 2010 related to the oil and gas sector taxation and operating costs of oil and gas that can be restored (cost recovery). In addition, the government is also preparing oil and gas cooperation contract scheme that is gross split is considered to be more efficient, simpler bureaucracy and accelerate the exploration and exploitation.

    Gross profit sharing scheme with a fixed split gas composed encourage the strengthening of the domestic industry. Hopefully, exploration effectiveness increases so that the discovery of oil and gas reserves will be higher, said Jonan. SKK Migas head Amien Sunaryadi optimistic that next year's production will exceed the target of 815 000 bpd. SKK Migas targeting, lifting the reach 825,000 bpd next year.

    Meanwhile, the target of 825,000 bpd set by the internal SKK Migas with the Ministry of Energy. Based on the agreement between the government with House of Representatives Commission VII, oil lifting target in the state budget in 2017 amounted to 815 000 bpd while lifting gas is set at 1,150 million oil equivalent per day (BOEPD). We were offered a refund would suppress the upstream oil and gas operating costs or raising the lifting. I choose to raise lifting. Not easy but must be tried, "he said.

     Meanwhile, President Director of Chevron Pacific Indonesia Albert Simanjuntak targeting CPI ready to sell oil production reached 330,000 bpd next year while improving safety in the operations of oil and gas with the aim to meet production commitments to support the government's target. Given, chevron production accounted for 40% of total domestic oil production.

IN INDONESIAN

Produksi Minyak Siap Jual Lampaui Target APBN

    Produksi minyak siap jual atau lifting minyak sepanjang 2016 yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara 2016 melebihi target yang ditetapkan, sebesar 820.000 barel per hari. Capaian tersebut merupakan catatan rekor pemerintah karena sejak 2007 capaian lifting minyak dalam APBN tidak pernah mencapai target.

    Lifting minyak 2016 telah mencapai 820.300 bph, lebih tinggi dan target APBN-P 2016 sebesar 820.000 bph. Sédangkan, lifting gas mencapai 1.181,5 juta barel setara minyak per hari (MBOEPD) atau 2% lebih tinggi dari target sebesar 1.150 MBOEPD," ujar Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan dalam keterangan.

    Jonan mengungkapkan, tren penurunan harga minyak dunia yang masih mewarnai tahun 2016 tidak berpengaruh besar terhadap capaian produksi migas nasional. Pihaknya merinci, realisasi harga minyak Indonesia atau Indonesia crude price (ICP) hingga akhir 2016 diperkirakan sekitar USD39,5 per barel, lebih rendah dari target dalam APBN 2016 mencapai USD 40 per barel.

    Mantan Menteri Perhubungan ini berkomitmen akan terus mendorong iklim investasi migas supaya lebih bergairah. Salah satunya dengan merevisi Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 terkait perpajakan sektor migas dan biaya operasi migas yang dapat dikembalikan (cost recovery). Selain itu, pemerintah juga tengah menyiapkan skema kontrak kerja sama migas yakni gross split yang dinilai dapat lebih efisien, birokrasi yang lebih sederhana serta mempercepat eksplorasi dan eksploitasi.

    Skema bagi hasil gross split migas disusun dengan tetap mendorong penguatan industri di dalam negeri. Diharapkan, efektivitas eksplorasi meningkat sehingga penemuan cadangan migas akan lebih tinggi, kata Jonan. Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi optimistis target produksi tahun depan juga akan melampaui target sebesar 815.000 bph. SKK Migas menargetkan, lifting pada tahun depan mencapai 825.000 bph.

    Adapun, target 825.000 bph ditetapkan oleh internal SKK Migas dengan Kementerian ESDM. Berdasarkan kesepakatan pemerintah dengan DPR Komisi VII, target lifting minyak dalam APBN 2017 sebesar 815.000 bph sedangkan lifting gas ditetapkan sebesar 1.150 juta setara minyak per hari (BOEPD). Kami ditawari mau menekan pengembalian biaya operasi hulu migas atau menaikkan lifting . Saya pilih menaikkan lifting. Tidak mudah tetapi harus dicoba," katanya.

     Sementara, Presiden Direktur Chevron Pacific Indonesia Albert Simanjuntak menargetkan produksi minyak siap jual CPI tahun depan mencapai 330.000 bph dengan tetap meningkatkan keselamatan dalam kegiatan operasi minyak dan gas bumi dengan tujuan dapat memenuhi komitmen produksi untuk mendukung target pemerintah. Mengingat, produksi chevron menyumbang 40% dari total produksi minyak nasional.

Koran Sindo, Page-8, Wednesday, Jan, 4, 2017

Production Ready Pertamina EP 264,000 boepd in 2017

    PT Pertamina EP targeted the oil and gas production in 2017 amounted to 264,000 barrels of oil equivalent per day (boepd). The target is supported by a work plan companies are still actively drilling development wells and finding new reserves through exploration wells.

    Oil production of 85,000 barrels per day and gas production target of 1,041 million cubic feet of gas per day, "said D. Yodi Priyatna Vice President Legal Relations of PT Pertamina EP. Related drilling in 2017, Pertamina EP planned 61 development wells scattered throughout working area to achieve production targets and restrain the rate of natural production decline.

    As for exploration wells, we are targeting to drill 14 wells during 2017. Related to the operating performance of the year, has been implemented in 11 exploration wells according to the targets set, with the findings of the 2C resources of 113 mmboe.

    Pertamina EP also has completed 48 wells exploitation, in accordance with the targets set. In addition to operating performance, net profit Pertamina is promising. Target of the Work Plan and Budget (CBP) in 2016 amounted to US $ 521 million, the realization until November 2016 reached US $ 529 million, or by 102% above target. And the prognosis until the end of December 2016 was estimated at US $ 536 million, or 103% above the target, "said Yodi. The level of health of the company in a healthy rating of A

IN INDONESIAN

Pertamina EP Siap Produksi 264.000 Boepd di 2017

    PT Pertamina EP menargetkan tingkat produksi minyak dan gas bumi pada tahun 2017 sebesar 264.000 barel setara minyak per hari (boepd). Target tersebut didukung rencana kerja perusahaan yang masih aktif melakukan pengeboran sumur pengembangan dan mencari cadangan baru melalui sumur eksplorasi.

    Produksi minyak sebesar 85.000 barel per hari dan target produksi gas sebesar 1.041 juta kaki kubik gas per hari," ujar D. Yodi Priyatna Vice President Legal Relation PT Pertamina EP. Terkait pengeboran di tahun 2017, Pertamina EP merencanakan 61 sumur pengembangan yang tersebar di seluruh wilayah kerja untuk mencapai target produksi dan menahan laju penurunan produksi alamiah.

    Sementara untuk sumur eksplorasi, kami menargetkan akan mengebor 14 sumur selama tahun 2017. Terkait kinerja operasi tahun, telah dilaksanakan di 11 sumur eksplorasi sesuai target yang ditetapkan, dengan temuan resources 2C sebesar 113 mmboe.

    Pertamina EP juga sudah menyelesaikan 48 sumur eksploitasi, sesuai dengan target yang ditetapkan. Selain kinerja operasi, laba bersih Pertamina cukup menjanjikan. Dari target Rencana Kerja Dan Anggaran Perusahaan (RKAP) 2016 sebesar US$ 521 juta, realisasi sampai November 2016 mencapai US$ 529 juta atau sebesar 102% di atas target. Dan prognosa hingga akhir Desember 2016 diperkirakan mencapai US$ 536 juta atau sebesar 103% di atas target," ungkap Yodi. Adapun tingkat kesehatan perusahaan di rating sehat  A.

Kontan, Page-14, Wednesday, Jan, 4, 2017

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