Risco Hold AG & P

Risco Energy Group Pte. Ltd., an oil and gas company, signed a cooperation agreement with the Atlantic, Gulf and Pacific Company, a provider of energy infrastructure for the distribution of liquefied natural gas in Indonesia. The two companies will cooperate in developing the supply chain liquefied natural gas / LNG in the country.

The cooperation agreement covers the design, manufacturing, finance, provide rental services, operation, and maintenance of LNG terminals are small and medium in the country. Chairman Risco Day Karyuliarto explained, Risco and the Atlantic, Gulf and Pacific Company (AG & P) will provide for the distribution of energy in Indonesia in the form of storage solutions, transportation, regasification of LNG, electricity and LNG terminal comprehensively to beaches, rivers, and highways Indonesia.

AG & P will involve subsidiary, Gas Entec, a company engaged in the design and equipment design of small and medium-scale LNG in such cooperation. AG & P, Gas Entec, and Risco will cooperate in the design and construction of all aspects of the LNG supply chain that is then offered on a lease.

The three companies will cooperate in sending LNG to all places in Indonesia in order to optimize the service to the end user. Day said the AG & P and will serve clients Risco energy sector, fueling mining, transportation, and other industries.

The strategic partnership was, AG & P will be instrumental in the development of the LNG supply chain for small and medium-scale applications, while Risco will increase distribution capabilities to users via a fleet of delivery trucks LNG and its ability to convert heavy equipment into LNG as fuel

IN INDONESIAN

Risco Gandeng AG&P

Risco Energy Group Pte. Ltd., perusahaan minyak dan gas bumi, menandatangani kerja sama dengan Atlantic, Gulf and Pacific Company, salah satu perusahaan penyedia infrastruktur energi untuk distribusi gas alam cair di Indonesia. Kedua perusahaan itu akan bekerja sama dalam mengembangkan rantai pasokan gas alam cair/LNG di Tanah Air. 

Perjanjian kerja sama tersebut meliputi perancangan, manufaktur, pendanaan, penyediaan jasa penyewaan, pengoperasian, serta pemeliharaan terminal LNG berskala kecil dan menengah yang ada di dalam negeri. Chairman Risco Hari Karyuliarto menjelaskan, Risco dan Atlantic, Gulf and Pacific Company (AG&P) akan menyediakan kebutuhan distribusi energi di Indonesia berupa solusi penyimpanan, transportasi, regasifikasi LNG, energi listrik, dan terminal LNG secara komprehensif untuk pantai, sungai, dan jalan raya di Indonesia. 

AG&P akan melibatkan anak perusahaan yaitu Gas Entec, perusahaan yang bergerak pada desain dan perancangan peralatan LNG skala kecil dan menengah dalam kerja sama tersebut. AG&P, Gas Entec, dan Risco akan bekerja sama dalam perancangan dan pembangunan seluruh aspek rantai pasokan LNG yang kemudian ditawarkan dengan sistem sewa. 

Ketiga perusahaan akan bekerja sama dalam mengirimkan LNG ke semua tempat di Indonesia demi mengoptimalkan pelayanan hingga ke pengguna akhir. Hari menyebutkan, AG&P dan Risco akan melayani klien sektor energi, pengisian bahan bakar penambangan, transportasi, dan industri lainnya. 

Dalam kerja sama strategis itu, AG&P akan berperan dalam pengembangan rantai pasokan LNG untuk aplikasi berskala kecil dan menengah, sedangkan Risco akan meningkatkan kapabilitas distribusi kepada pengguna melalui armada truk pengirim LNG serta kemampuannya dalam mengonversi peralatan berat menjadi LNG sebagai bahan bakar

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017

Near the power plant location Source Gas

Power Plant

The government will issue regulations to organize the construction of a gas power plant or power plant close to the location of the gas source to cut the cost of gas transportation. Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Jarman explains, it is formulating a regulation in the form of Regulation of the Minister of EMR regulating the development of gas power plant (power plant) near the gas source.

Stated that aims for power plant efficiency because there is no need or cost of transportation of gas infrastructure development that the distance is too long. Will wake generation [electricity] near gas wells. If it can be built near the gas well, why should the way, can add another cost of the pipeline. According to him, the rule will come out in the near future so that the construction of the power plant near the source of the gas can be immediately implemented.

Jarman said the move taken by the government to provide electricity prices are more efficient and competitive for the community. Jarman added, it will open up opportunities for the private sector to build power plants near the source of the gas. According to him, the plant will target areas with high electricity demand and has sufficient gas resources. "The demand [electricity] No, the gas there," he said.

Earlier, Minister Ignatius Jonan said it would optimize power production efficiency to gain competitive energy prices to the public. During this time, according Jonan, away from the gas source plant increase production costs so high that the price of electricity becomes more expensive.

Observers Energy Institute and Executive Director of Essential Service Reform Fabby Tumiwa said, in addition to the cost of gas transponasi; Government should also look at the cost of the electricity grid if it wants to build a power plant near the gas fields. According to him, since the power plant / power plant into a plant widely used medium or peaker loadbearing so development is close to load centers.

If you want built near the gas must be taken into account electricity network investment costs. To my knowledge, the existing gas field location is quite remote, isolated and load centers, "he said. Fabby explained, in determining plant location should be taken into account the stability of the network, the center of the load and the load current.

Can not directly add plants, could have an impact on the reliability and cost of generation. Therefore, he asked the government to review the regulatory plan. To ensure the sustainability of energy supplies as fuel generator, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) will impose penalties for late supply of energy suppliers.

PLN President Director Sofyan Basir said, many power plants are constrained because the supporting infrastructure to channel energy, particularly gas is not ready. It made the power plant could not operate and result in losses for the company. One plant that does not get gas supply is a power plant Swamp Oil in Siak, Riau capacity of 25 MW Now many facts gas infrastructure is not ready, the agreement once it PLN [contract] best effort with employers gas, but the PLN has fined take or pay with IPP [private developers]. This was not balanced

IN INDONESIAN
Pembangkit Listrik

Lokasi PLTG Dekat Sumber Gas

Pemerintah akan mengeluarkan regulasi untuk mengatur pembangunan pembangkit listrik tenaga gas atau PLTG dekat dengan lokasi sumber gas untuk memangkas biaya transportasi gas. Dirjen Ketenagalistrikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Jarman menjelaskan, pihaknya tengah merumuskan regulasi berupa Peraturan Menteri ESDM yang mengatur pembangunan pembangkit listrik tenaga gas (PLTG) di dekat sumber gas. 

Beleid itu bertujuan untuk efisiensi PLTG karena tidak perlu lagi ada biaya angkut ataupun pembangunan infrastruktur gas yang jaraknya terlampau panjang. Akan bangun pembangkit [listrik] dekat sumur gas. Kalau bisa dibangun didekat sumur gas, kenapa harus jauh-jauh, bisa nambah lagi biaya pipa. Menurutnya, aturan tersebut akan keluar dalam waktu dekat sehingga pembangunan PLTG di dekat sumber gas bisa segera dilaksanakan. 

Jarman mengatakan langkah itu diambil pemerintah guna menyediakan harga listrik yang lebih efisien dan kompetitif bagi masyarakat. Jarman menambahkan, pihaknya akan membuka peluang kepada pihak swasta untuk membangun pembangkit di dekat sumber gas tersebut. Menurutnya, pembangkit itu akan menyasar daerah-daerah dengan permintaan listrik yang tinggi serta memiliki sumber gas yang cukup. “Yang demand [listriknya] ada, kedua gasnya ada,” kata dia. 

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, pihaknya akan mengoptimalkan produksi listrik yang efisien guna mendapat harga energi yang kompetitif untuk masyarakat. Selama ini menurut Jonan, sumber gas yang jauh dari pembangkit menambah biaya produksi yang tinggi sehingga harga listrik menjadi lebih mahal. 

Pengamat Energi sekaligus Direktur Eksekutif Institute Essential Service Reform Fabby Tumiwa mengatakan, selain memperhatikan biaya transponasi gas; pemerintah juga harus melihat biaya jaringan listrik jika ingin membangun pembangkit listrik di dekat ladang gas. Menurutnya, karena PLTG/PLTGU banyak digunakan menjadi pembangkit pemikul beban menengah atau peaker sehingga pembangunannya dekat dengan pusat beban. 

Jika ingin dibangun dekat dengan lapangan gas harus diperhitungkan biaya investasi jaringan listriknya. Setahu saya, lapangan gas yang ada sekarang lokasinya cukup terpencil, jauh dan pusat beban,” katanya. Fabby menjelaskan, dalam penentuan lokasi pembangkit sebaiknya diperhitungkan kestabilan jaringan, pusat beban dan arus beban. 

Tidak bisa langsung menambah pembangkit, bisa berdampak pada kehandalan dan biaya pembangkitan. Oleh karenanya, dia meminta pemerintah untuk mengkaji kembali rencana aturan tersebut. Guna memastikan keberlanjutan pasokan energi sebagai bahan bakar pembangkit, PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) akan memberlakukan sanksi berupa denda kepada pemasok energi yang terlambat menyuplai. 

Direktur Utama PLN Sofyan Basir mengatakan, saat ini banyak pembangkit listrik yang terkendala lantaran infrastruktur pendukung untuk menyalurkan energi khususnya gas belum siap. Hal itu menjadikan pembangkit listrik tidak bisa beroperasi dan menimbulkan kerugian bagi perseroan. Salah satu pembangkit yang tidak mendapatkan pasokan gas adalah PLTG Rawa Minyak di Siak, Riau berkapasitas 25 MW Sekarang banyak fakta infrastruktur gas belum siap, waktu perjanjian dulu kan PLN [kontraknya] best effort dengan pengusaha gas, tetapi PLN punya denda take or pay dengan IPP [pengembang swasta]. Ini kan tidak seimbang.

Bisnis Indonesia, Page-30,Thursday, Jan, 5, 2017

Operation Period Plus Seven Years

Blok Masela

The government announced a new agreement relating to the development of the Masela block in Maluku province. The deal was the addition of operating life Masela for seven years. Extra decision was shorter operating time of the request submitted contractors Masela, Inpex Corporation and Shell, which is for 10 years, the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan said the government decided production capacity of liquefied natural gas (LNG) remains 7.5 metric tons per year. As for natural gas of 474 million cubic feet per day. "This figure needs to be considered in order to absorb the industry," said Luhut.

Earlier, Inpex and Shell asked plus capacity of the LNG plant, from 7.5 metric tons per year to 9.5 metric tons per year. In addition, the contractor Masela it also demanded payment of cost recovery or operating costs that can be replaced worth 1.2 billion US dollars has been spent contractors According Luhut, the deal being discussed in Japan it has been reported in a cabinet meeting chaired by President Joko Widodo ,

Regarding the addition of future development operations Masela, said Luhut, seven years is more realistic and according to government figures. Separately, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet said, related to the addition of operating life in Masela, it still continues to communicate with the Ministry of Energy and Mineral Resources and the Special Unit of Upstream Oil and Gas. The talks were also associated with an increase in the economic value of the gas field.

We are optimistic that in the near future will be to reach agreement on the conditions needed for a project to start soon, "said Hamid. Earlier, Inpex and Shell propose the addition mas operation for 10 years because the government decided Masela management is done on the ground. Management decisions on land was appraised change the original contractor on the management plan Masela, ie on the high seas.

Masela production sharing contract signed in 1998 and valid until 2028. Investors will manage Masela gas is Inpex Corporation (Japan), which holds a 65 percent stake and Shell (Netherlands) with a 35 percent stake. Gas reserves were discovered in this block triliun as much as 10.7 cubic feet (TCF).

Capital Expenditure
Luhut delivered, the government set the investment required for the management Masela by 25 billion US dollars. The fund's capital expenditure amounted to 16 billion US dollars and build downstream industries amounted to 9 billion US dollars. Among the downstream industry in the petrochemical and fertilizer industries. "Our highest capex is estimated 16 billion US dollars, it could be less than that figure. All the figures were the result of intensive debate in Japan are discussing technical matters, "said Luhut. Luhut also alluded to the management of East Natuna Block. The Indonesian government decided to revise the previous cooperation agreement, which was considered unprofitable Indonesia

IN INDONESIAN
Blok Masela

Masa Operasi Ditambah Tujuh Tahun

Pemerintah mengumumkan kesepakatan baru terkait dengan pengembangan Blok Masela di Provinsi Maluku. Kesepakatan itu mengenai penambahan masa operasi Blok Masela selama tujuh tahun. Keputusan penambahan masa operasi itu lebih singkat dari permintaan yang diajukan kontraktor Blok Masela, Inpex Corporation dan Shell, yakni selama 10 tahun, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan menjelaskan, pemerintah memutuskan kapasitas produksi gas alam cair (LNG) tetap 7,5 metrik ton per tahun. Adapun untuk gas bumi sebesar 474 juta kaki kubik per hari. ”Angka ini yang perlu diperhatikan agar dapat diserap industri,” kata Luhut. 

Sebelumnya, Inpex dan Shell minta kapasitas kilang LNG ditambah, dari 7,5 metrik ton per tahun menjadi 9,5 metrik ton per tahun. Selain itu, kontraktor Blok Masela itu juga meminta pembayaran cost recovery atau biaya operasi yang bisa diganti senilai 1,2 miliar dollar AS yang sudah dibelanjakan kontraktor Menurut Luhut, kesepakatan yang dibicarakan di Jepang itu sudah dilaporkan di dalam sidang kabinet yang dipimpin oleh Presiden Joko Widodo. 

Mengenai penambahan masa operasi pengembangan Blok Masela, kata Luhut, waktu tujuh tahun lebih realistis dan sesuai dengan hitungan pemerintah. Secara terpisah, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet mengatakan, terkait penambahan masa operasi di Blok Masela, pihaknya masih terus berkomunikasi dengan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral serta Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Pembicaraan itu juga berkaitan dengan peningkatan nilai keekonomian lapangan gas tersebut.

Kami optimistis dalam waktu dekat akan tercapai kesepakatan tentang kondisi yang dibutuhkan agar proyek dapat segera dimulai,” ujar Usman. Sebelumnya, Inpex dan Shell mengajukan penambahan mas  operasi selama 10 tahun karena pemerintah memutuskan pengelolaan Blok Masela dilakukan di darat. Keputusan pengelolaan di darat itu dinilai mengubah rencana kontraktor semula mengenai pengelolaan Blok Masela, yakni di laut lepas. 

Kontrak bagi hasil Blok Masela ditandatangani pada 1998 dan berlaku hingga 2028. Investor yang akan mengelola gas Blok Masela adalah Inpex Corporation (Jepang) yang memegang 65 persen saham dan Shell (Belanda) dengan 35 persen saham. Cadangan gas yang ditemukan di blok ini sebanyak 10,7 triliun kaki kubik (TCF). 

Belanja modal
Luhut menyampaikan, pemerintah menetapkan investasi yang dibutuhkan untuk pengelolaan Blok Masela sebesar 25 miliar dollar AS. Dana itu untuk belanja modal sebesar 16 miliar dollar AS dan membangun industri hilir sebesar 9 miliar dollar AS. Industri hilir di antaranya industri petrokimia dan pupuk. ”Belanja modal paling tinggi kami perkirakan 16 miliar dollar AS, bisa jadi kurang dari angka itu. Semua angka itu hasil perdebatan intensif kami di Jepang yang membicarakan hal-hal teknis,” kata Luhut. Luhut juga menyinggung pengelolaan Blok East Natuna. Pemerintah Indonesia memutuskan untuk merevisi perjanjian kerja sama sebelumnya, yang dinilai tidak menguntungkan Indonesia

Kompas, Page-17,Thursday, Jan, 5, 2017

Upstream Oil and Gas Industry Momentum

Indonesia Oil Prices Rise
Indonesia's trade in oil prices in December 2016 rose to 51.09 dollars per barrel compared to November 2016 amounted to 43.25 dollars per barrel. Indonesia is expected to use the momentum of the rise in oil prices. In an announcement submitted Oil Price Team Indonesia, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Wednesday (4/1), in Jakarta.

Price increases triggered by the agreement of the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) reduced oil production of 1.2 million barrels had started in January 2017. In addition, non-OPEC countries, such as Russia, Mexico, and Oman, are also willing to reduce crude oil production their 558,000 barrels per day starting in January 2017.

According to the teaching of Trisakti University, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, in addition to the factors of production reduction policy, the policy of US President elect Donald Trump is expected to take effect in the future. Trump policy with the countries of major oil producers can influence the price of oil. In addition to fundamental factors, political factors also have a strong influence.

The political tension fueled by Trump in the Middle East, Russia, and China will have an impact on prices. However, on average, the possibility of oil prices less than 60 US dollars per barrel this year, '' said Pri Agung. Pri Agung added that in the country, the increase in oil prices had a positive impact for companies, especially companies that can implement efficiencies in the midst of low oil prices.

Therefore, the surge in oil prices is like incentives for companies to successfully implement efficiency. Prices above 50 dollars a barrel is psychologically positive impact for the company. Most importantly, the government should be able to take the momentum of this price increase, especially those related to upstream oil and gas sector in the country.

With a price like this, how does the government plan to increase oil and gas reserves and production, "said Pri Agung. For the results of House Commission VII member Satya Widya Yudha, argue, essential oil price increases in the components of oil and gas revenue sharing between the state and the contractor, At the time of low oil prices, part of the contractor plus. Conversely, when oil prices are high, the enlarged part of the country.

With the profit-sharing scheme flexible correlated with oil prices, this would be some sort of incentive for investors, "says Satya. Based on data from the Ministry of Energy, oil and gas sector reduced state revenues in 2016 to Rp 110 trillion. In 2015, state revenue from oil and gas Rp 136 trillion.

IN INDONESIAN

Momentum Industri Hulu Migas

Harga Minyak Indonesia Naik

Harga minyak Indonesia untuk perdagangan Desember 2016 naik menjadi 51,09 dollar AS per barrel dibandingkan dengan November 2016 sebesar 43,25 dollar AS per barrel. Indonesia diharapkan bisa memanfaatkan momentum kenaikan harga minyak tersebut. Dalam pengumuman yang disampaikan Tim Harga Minyak Indonesia, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Rabu (4/1), di Jakarta, 
Kenaikan harga dipicu kesepakatan Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) mengurangi produksi minyak 1,2 juta barrel per had mulai Januari 2017. Selain itu, negara-negara non OPEC, seperti Rusia, Meksiko, dan Oman, juga bersedia mengurangi produksi minyak mentah mereka 558.000 barrel per hari mulai Januari 2017. 

Menurut pengajar Universitas Trisakti, Jakarta, Pri Agung Rakhmanto, selain faktor kebijakan pengurangan produksi, kebijakan Presiden Amerika Serikat terpilih Donald Trump diprediksi akan berpengaruh pada masa mendatang. Kebijakan Trump dengan negara-negara produsen utama minyak bisa memengaruhi harga minyak. Selain faktor fundamental, faktor politik juga punya pengaruh kuat. 

Ketegangan politik akibat kebijakan Trump di Timur Tengah, Rusia, dan Tiongkok akan berdampak terhadap harga. Namun, secara rata-rata, kemungkinan harga minyak kurang dari 60 dollar AS per barrel pada tahun ini,”`kata Pri Agung. Pri Agung menambahkan, di dalam negeri, kenaikan harga minyak berdampak positif bagi perusahaan, terutama perusahaan yang bisa menerapkan efisiensi di tengah situasi harga minyak yang rendah. 

Sebab, lonjakan harga minyak ini ibarat insentif bagi perusahaan yang berhasil menerapkan efisiensi. Harga di atas 50 dollar AS per barrel secara psikologis berdampak positif bagi perusahaan. Yang terpenting, pemerintah harus bisa mengambil momentum kenaikan harga ini, terutama terkait kebijakan di sektor hulu migas di dalam negeri. 

Dengan harga seperti sekarang ini, bagaimana pemerintah membuat perencanaan untuk meningkatkan cadangan migas dan produksi,” ujar Pri Agung. Bagi hasil Anggota Komisi VII DPR Satya Widya Yudha, berpendapat, kenaikan harga minyak penting dalam komponen bagi hasil migas antara negara dan kontraktor, Pada saat harga minyak rendah, bagian kontraktor ditambah. Sebaliknya, saat harga minyak tinggi, bagian negara yang diperbesar. 

Dengan skema bagi hasil fleksibel yang dikorelasikan dengan harga minyak, hal ini akan menjadi semacam insentif bagi investor,” kata Satya. Berdasarkan data Kementerian ESDM, penerimaan negara sektor migas berkurang pada 2016 menjadi Rp 110 triliun. Pada 2015, penerimaan negara dari migas Rp 136 triliun.

Kompas, Page-17,Thursday, Jan, 5, 2017

Sanga-Sanga Fall Into Pertamina

In addition to Sanga-sanga, thrusting Pertamina management proposals for another 10 oil and gas blocks. 

     Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) provides management of Sanga-Sanga, Makassar Strait, East Kalimantan to PT Pertamina. Not only that, Attaka Block and Block East Kalimantan will also be given to the oil and gas company red plate / government-owned.

Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Tunggal stated, the management letter Sanga-Sanga of the Director General of Oil and Gas has come to Minister Ignatius Jonan. It's just a contract transferring letter yet know when it will rise. Just waiting. We expect soon. In order fast, because the preparation must also exist.

Single states, so far only Pertamina submit management proposals Sanga-Sanga. No other. However it is the discretion of the Minister of Energy and Mineral Resources, so he decides. Sanga Sanga controlled by BP East Kalimantan 26.2%, 26.2% Lasmo Sanga Sanga, Virginia Indonesia Co. LLC 7.5%, Opicoil 'Houston Inc. 20%, Universe Gas & Oil Company 4.3% and Virginia International Co LLC l5,6%.

Oil reserves reached 12 232 million tank barrels (MMSTB) and gas production amounted to 448.96 BSCF 16.733 million barrels of oil equivalent per day (MBOEPD). Tunggal said it had summoned Pertamina and the existing contractor Vico Indonesia separately.

In talks with Vico, the company was not interested. "If it is not interested, there is an obligation to offer to pertamina first. According to him, the transition period of one year enough. Therefore the next contractor to prepare than employees, and other administrative issues. As the Mahakam block, should be prepared far in advance.

Related to the purchase of shares of BP East Kalimantan, a subsidiary of BP, by Saka Energi Indonesia, a subsidiary of Perusahaan Gas Negara (PGN) late last year, Tunggal not provide certainty. That's for Saka, but it was not the holder of the existing contract.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam said the proposal interest in Sanga-Sanga was already given mid 2016. We wait for the results of evaluation of the government. Pertamina's management filed a few blocks out of contract in 2017-2021.

We filed 10 oil and gas blocks, "he said. Syamsu not want to disclose the name of the block as it concerns the partners. Fahmi Radhi, UGM Energy Observer calls, in accordance with Article 33 of the 1945 Constitution, which had ended the oil and gas blocks are returned to the country.

Then hand over the management to Pertamina, as a representation of the state. It's like handing the Mahakam block to Pertaminan Granting land management of oil and gas to Pertamina will raise Pertamina as the national oil company.

IN INDONESIAN

Blok Sanga-Sanga Jatuh Ke Pertamina

Selain Sanga-sanga, Pertamina menyodorkan proposal pengelolaan untuk 10 blok migas lain.

     Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memberikan pengelolaan Blok Sanga-Sanga, Selat Makasar, Kalimantan Timur ke PT Pertamina. Bukan hanya itu, Blok Attaka dan Blok East Kalimantan juga akan diberikan ke perusahaan migas plat merah/milik pemerintah tersebut. 

Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Tunggal menyatakan, surat pengelolaan Blok Sanga-Sanga dari Dirjen Migas sudah sampai kepada Menteri ESDM Ignasius Jonan. Hanya saja surat peralihan kontrak belum tahu kapan akan terbit. Tinggal menunggu saja. Kita harapkan segera. Supaya cepat, karena persiapannya juga harus ada. 

Tunggal menyatakan, sejauh ini hanya Pertamina yang mengajukan proposal pengelolaan Blok Sanga-Sanga. Tidak ada yang lain. Namun itu memang diskresi Menteri ESDM, jadi beliau yang memutuskan. Blok Sanga Sanga dikuasai BP East Kalimantan 26,2%, Lasmo Sanga Sanga 26,2%, Virginia Indonesia Co LLC 7,5%, Opicoil ‘Houston Inc 20%, Universe Gas & Oil Company 4,3% dan Virginia International Co LLC l5,6%. 

Cadangan minyak mencapai 12.232 juta tangki barel (mmstb) serta gas sebesar 448,96 bscf Produksi 16.733.000 barel setara minyak per hari (mboepd). Tunggal bilang, pihaknya telah memanggil Pertamina dan eksisting kontraktor yakni Vico Indonesia secara terpisah. 

Dalam pembicaraan dengan Vico, perusahaan itu tidak berminat. "Kalau tidak berminat, ada kewajiban menawarkan ke pertamina dulu. Menurutnya, masa transisi waktu satu tahun cukup. Maka dari itu kontraktor selanjutnya mempersiapkan alih karyawan, masalah administrasi dan lainnya. Seperti Blok Mahakam, harus siap jauh-jauh hari sebelumnya. 

Terkait pembelian saham BP East Kalimantan, anak usaha BP, oleh Saka Energi Indonesia, anak usaha Perusahaan Gas Negara (PGN) akhir tahun lalu, Tunggal belum memberikan kepastian. Itu urusan Saka, tapi itu bukan pemegang kontrak eksisting. 

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam menyatakan, proposal minat atas Blok Sanga-Sanga itu sudah diberikan pertengahan 2016. Kami tinggal menunggu hasil evaluasi pemerintah. Pertamina mengajukan pengelolaan beberapa blok yang habis kontrak tahun 2017-2021. 

Kami mengajukan 10 blok migas," kata dia. Syamsu tidak mau mengungkapkan nama blok tersebut karena menyangkut mitra. Fahmi Radhi, Pengamat Energi UGM menyebut, sesuai Pasal 33 Undang Undang Dasar 1945, blok migas yang sudah berakhir dikembalikan ke negara. 

Lalu menyerahkan pengelolaan kepada Pertamina, sebagai representasi negara. Ini seperti penyerahan Blok Mahakam ke Pertaminan Pemberian hak pengelolaan lahan migas kepada Pertamina akan membesarkan usaha Pertamina sebagai perusahaan minyak nasional.

Kontan, Page-14,Thursday, Jan, 5, 2017

Net Income Pertamina Outperform Petronas

PT Pertamina claims, last year already beat Petronas in terms of net profit. Whereas Pertamina assets of only US $ 45.52 billion, compared to total assets of Petronas amounted to RM 581.3 billion or the US $ 129.22 billion. Soetjipto, president director of Pertamina, said the factors that led to this state on a shining performance last year was the efficiency factor, which can contribute Rp 20 trillion.

Blogger Agus Purnomo in PETRONAS

While the company's operating profit of about Rp 19 trillion and the rest from other contributions. "So, last year broke above Rp 40 trillion, is the first of the profit side we can beat earnings Petronas," said Dwi Soetjipto. Dwi asserted, the data is unaudited financial statements.

Dwi Soetjipto

But according to him, by comparison, the latest by another oil company, Pertamina is still a better position. As is known, until the third quarter of 2016, Petronas profit equivalent to the US $ 2.72 billion. Whereas in the same period, earnings Pertamina survive on the US $ 2.83 billion.

Meanwhile, to pursue asset growth requires 2.5 times the investment is not small. Dwi estimates, the next 10 years Pertamina requires an investment of around Rp 1,000 trillion. Therefore, synergy together with Perusahaan Gas Negara (PGN) and SKK Migas Pertamina can make your business better. "This year, Pertamina CAPEX of US $ 3.71 billion

IN INDONESIA

Laba Bersih Pertamina Mengungguli Petronas

PT Pertamina mengklaim, tahun lalu sudah mengalahkan Petronas dari sisi laba bersih. Padahal aset Pertamina hanya US$ 45,52 miliar, dibandingkan total aset Petronas sebesar RM 581,3 miliar atau setara US$ 129,22 miliar. Dwi Soetjipto, Direktur Utama Pertamina, mengatakan, faktor yang menyebabkan bersinarnya kinerja BUMN ini pada tahun lalu adalah faktor efisiensi, yang bisa menyumbang Rp 20 triliun.

Sedangkan laba usaha perusahaan sekitar Rp 19 triliun dan selebihnya dari kontribusi lain. "Jadi, tahun lalu menembus di atas Rp 40 triliun, ini pertama kali dari sisi laba kami bisa mengalahkan laba Petronas," ujar Dwi. Dwi menegaskan, data tersebut masih laporan keuangan yang belum diaudit. 

Namun menurut dia, berdasarkan perbandingan terakhir dengan perusahaan migas lain, posisi Pertamina masih lebih baik. Seperti diketahui, sampai kuartal III-2016, laba Petronas setara US$ 2,72 miliar. Sedangkan di periode yang sama, laba Pertamina bertahan pada US$ 2,83 miliar. 

Sementara untuk mengejar pertumbuhan aset 2,5 kali lipat memerlukan investasi tidak sedikit. Dwi memperkirakan, 10 tahun ke depan Pertamina membutuhkan investasi sekitar Rp 1.000 triliun. Oleh karena itu, sinergi BUMN bersama Perusahaan Gas Negara (PGN) dan SKK Migas bisa membuat bisnis Pertamina lebih baik. "Tahun ini Pertamina menganggarkan capex US$ 3,71 miliar.

Kontan, Page-14, Thursday, Jan 5, 2017

EMR: PSC Will Can Do Business Electricity

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will provide an opportunity for the contractor cooperation contract (PSC) established a subsidiary in the field of electricity, Within two months, the Ministry of Energy will publish the rules of construction of power plants near the source of gas.

Director General of Electricity Ministry of Energy and Mineral Resources Jarman stated, these rules are being made in the form of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources. For example, the construction of Gas Power Plant (power plant) should be close to the mouth of the gas source. Near the gas at the mouth of the gas, so no need to wear the pipe again. Once the rules out, can walk a month or two months.

There are two conditions close to the development of energy sources. First, should the demand for electricity. Secondly, there is a gas. If, demand exists, but no gas production then it will not be allowed. If gas exists but demand baseball there, nor could. Jarman savings can not specify when construction of the nearby gas well.3

The savings depends on how many pipe prices. The point can not use the pipe. Head of Communications and Public Information Service Cooperation Ministry of Energy, Suajtmiko added, the draft Regulation of the Minister of power plant gas wells, also provides an opportunity for shareholders KKKS who have gas wells.

Shareholders should establish a legal entity separate from the PSC. In essence, there are opportunities for doing business KKKS electricity. How to form a new legal entity with a scheme of mutually beneficial cooperation. Chief Executive of the Association of Electrical Manufacturers Swasla Indonesia (APLSI), Arthur Simatupang questioned the intention of publishing regulation.

If the construction of the gas wells are required with how the villages and areas that do not have a source of gas and coal? To count how many provinces in Indonesia which have a source of gas and coal? Supposedly, the construction should be close to the consumer. Plants can be built close to the source of energy if the infrastructure such as transmission lines have been completed.

IN INDONESIAN

ESDM: KKKS Bakal Bisa Berbisnis Listrik

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan memberikan peluang bagi kontraktor kontrak kerjasama (KKKS) mendirikan anak usaha di bidang kelistrikan, Dalam waktu dua bulan ini, Kementerian ESDM akan menerbitkan aturan pembangunan pembangkit listrik dekat Sumber gas. 

Dirjen Ketenagalistrikan Kementerian ESDM Jarman menyatakan, aturan tersebut sedang dibuat dalam bentuk Peraturan Menteri ESDM. Misalnya, pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) harus dekat dengan Sumber mulut gas. Gas dekat di mulut gas, jadi tidak perlu memakai pipa lagi. Setelah aturan keluar, bisa jalan sebulan atau dua bulan. 

Ada dua syarat pembangunan dekat dengan sumber energi. Pertama, harus permintaan listrik. Kedua, ada gas. Apabila, demand ada, tapi produksi gasnya tidak ada maka tidak akan diizinkan. Kalau gas ada tapi demand enggak ada, juga tidak bisa. Jarman belum bisa merinci penghematan bila pembangunan pembangkit dekat sumur gas. 

Penghematan tergantung harga pipa berapa. Intinya bisa tidak pakai pipa. Kepala Biro Komunikasi Layanan Informasi Publik dan Kerjasama Kementerian ESDM, Suajtmiko menambahkan, rancangan Peraturan Menteri ESDM tentang pembangkit listrik tenaga sumur gas, juga memberikan peluang bagi pemegang saham KKKS yang memiliki sumur gas. 

Pemegang saham tersebut harus mendirikan badan hukum terpisah dari KKKS tersebut.  Intinya, ada peluang bagi KKKS berbisnis listrik. Caranya membentuk badan hukum baru dengan skema kerjasama yang saling menguntungkan. Ketua Harian Asosiasi Produsen Listrik Swasla Indonesia (APLSI), Arthur Simatupang mempertanyakan maksud penerbitan Peraturan Menteri itu. 

Apabila pembangunan pembangkit diwajibkan dengan sumur gas maka bagaimana dengan desa-desa dan daerah yang tidak memiliki Sumber gas dan batubara? Coba dihitung ada berapa provinsi di Indonesia yang memiliki sumber gas dan batubara? Seharusnya, pembangunan pembangkit harus dekat dengan konsumen. Pembangkit dapat dibangun dekat dengan sumber energi apabila infrastruktur seperti jaringan transmisi sudah selesai dibangun.

Kontan, Page-14,Thursday, Jan, 5, 2017

Oil, Gas Production Exceeds Expectations in 2016

    The country's oil and gas production and lifting, the colloquial term for ready-to-sell production, in 2016 has exceeded the Governments targets set in last year's revised state budget. Data from the Energy and Mineral Resources Ministry show that oil production Reached an average of 831 000 barrels of oil per day (bopd) and gas production Reached 1:42 million barrels of oil equivalent per day (boepd) throughout 2016, 14 percent more than the original target of ,

    Meanwhile, oil lifting Reached an average of 820.300 bopd and gas lifting Reached 1.2 million boepd in 2016. ln the revised state budget, we lifting targeted to reach 820 000 bopd for oil and 1:15 million boepd for gas. I appreciate all the hard work done by every stakeholder, "Energy and Mineral Resources Minister Ignasisus Jonan said. This is the first time in over a decade that oil and gas lifting has exceeded expectations as the country's oil and gas reserves continue to be depleted due to a lack of new discoveries.

IN INDONESIAN

Produksi Minyak dan Gas Tahun 2016 Melampaui Target

    Produksi negara minyak dan gas dan lifting, istilah sehari-hari untuk produksi siap jual, pada tahun 2016 telah melampaui Pemerintah menargetkan ditetapkan dalam APBN-P tahun lalu. Data dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menunjukkan bahwa produksi minyak Mencapai rata-rata 831 000 barel minyak per hari (bopd) dan produksi gas mencapai 01:42 juta barel setara minyak per hari (boepd) di sepanjang  tahun 2016, 14 persen lebih dari target awal.

    Sementara itu, lifting minyak Mencapai rata-rata 820,300 bopd dan gas lifting Mencapai 1,2 juta boepd pada 2016. Pada revisi APBN, kami mengangkat ditargetkan mencapai 820 000 bopd untuk minyak dan 01:15 juta boepd untuk gas. Energi dan Mineral Menteri Sumber Daya, kata Ignasisus Jonan mengatakan saya menghargai semua kerja keras yang dilakukan oleh setiap pemangku kepentingan. Ini adalah pertama kalinya dalam lebih dari satu dekade yang lifting minyak dan gas telah melampaui harapan sebagai cadangan minyak dan gas negara terus untuk habis karena kurangnya penemuan baru.

Jakarta Post, Page-14, Wednesday, Jan, 4, 2017

Pertamina EP Oil and Gas Production Target 264 thousand boepd

    PT Pertamina EP is targeting production of oil and gas in 2017-amounting to 264 thousand barrels of oil equivalent per day (boepd). The target is supported by the business plan is still active drilling development wells and finding new reserves through exploration wells. For 2017, we got a production target of 264 thousand barrels of oil equivalent per day (boepd), each targeted oil production of 85 thousand barrels per day (bpd) and gas production target 1,041 million cubic feet per day (MMSCFD), "said VP Legal Relation Pertamina EP Yodi Priyatna.

    To achieve these targets, a subsidiary of PT Pertamina and one of cooperation contracts under the auspices of SKK Migas it will drill 61 development wells. For exploration wells, we are targeting 14 wells to be drilled during 2017.

    Similar efforts are made in the company's operations in 2016 with the drilling of 11 exploratory wells that presents findings 2C reserves of 113 million barrels of oil equivalent (mmboe). It also successfully completed the drilling of 48 wells exploitation. In addition to operating performance, our net profit is promising, from RKAP the target of US $ 521 million, the realization until November 2016 reached US $ 529 million, 102% above the target.

    He estimated prognosis until the end of December 2016 will reach 1 US $ 536 million, or 103% above the target. We also managed to maintain the level of health status in Healthy A rating, "said Yodi. Do not forget it also runs a program of environmental management around the company's operation area stretching from Aceh Tamiang to West Papua.

    Our environmental management performance received appreciation from the Ministry of Environment and Forests with 1 gold ratings for Rantau field in Aceh Tamiang and ranked 14th green for another field, "said Yodi. Public Relations Manager of Pertamina EP Muhammad Baron added, until November 2016, the realization of mi-lot production of PEP reached 84 045 bpd, or 99% of its oil production target of 85 thousand bpd. For the realization of 993 MMSCFD of gas, or 97% of the target of 1,020 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Pertamina EP Target Produksi Migas 264 Ribu Boepd

    PT Pertamina EP menargetkan produksi minyak dan gas bumi pada 2017-sebesar 264 ribu barel setara minyak per hari (boepd). Target tersebut didukung dengan rencana kerja perusahaan yang masih aktif melakukan pengeboran sumur pengembangan dan mencari cadangan baru melalui sumur eksplorasi. Untuk 2017, kami mendapat target produksi 264 ribu barel setara minyak per hari (boepd), masing-masing target produksi minyak 85 ribu barel per hari (bph) dan target produksi gas 1.041 juta kaki kubik per hari (mmscfd),” ujar VP Legal Relation Pertamina EP Yodi Priyatna.

    Untuk meraih target tersebut, anak perusahaan PT Pertamina dan salah satu kontraktor kontrak kerja sama di bawah naungan SKK Migas itu akan mengebor 61 sumur pengembangan. Untuk sumur eksplorasi, kami menargetkan 14 sumur yang akan dibor selama 2017.

    Upaya serupa dilakukan dalam kegiatan operasi perusahaan di 2016 dengan pengeboran 11 sumur eksplorasi yang menghadirkan temuan cadangan 2C sebesar 113 juta barel setara minyak (mmboe). Pihaknya juga berhasil menuntaskan pengeboran 48 sumur eksploitasi. Selain kinerja operasi, laba bersih kami cukup menjanjikan, dari target RKAP sebesar US$ 521 juta, realisasi sampai November 2016 mencapai US$ 529 juta, 102% di atas target.

    Ia memperkirakan prognosis hingga akhir Desember 2016 bakal mencapai 1 US$ 536 juta atau 103% di atas target. Kami juga berhasil mempertahankan status tingkat kesehatan perusahaan di rating Sehat A,” jelas Yodi. Tidak lupa pihaknya juga menjalankan program pengelolaan lingkungan hidup di sekitar wilayah operasi perusahaan yang terbentang dari Aceh Tamiang hingga Papua Barat.

    Kinerja pengelolaan lingkungan kami mendapatkan apresiasi dari Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan dengan 1 peringkat emas untuk lapangan Rantau di Aceh Tamiang dan 14 peringkat hijau untuk lapangan lain,” kata Yodi. Manajer Humas Pertamina EP Muhammad Baron menambahkan, hingga November 2016, realisasi produksi mi-nyak PEP mencapai 84.045 bph atau 99% dari target produksi minyak 85 ribu bph. Untuk gas realisasinya 993 mmscfd atau 97% dari target 1.020 mmscfd.

Media Indonesia, Page-19, Wednesday, Jan, 4, 2017

Inovasion of Petroleum Contracts Gross Split

    One inovasion Minister of Energy and Mineral Resources Ignatius Jonan is scheduled use of petroleum contracts gross split. Many people are enthusiastic and supportive, but there are also pessimistic and opposed it. Is the gross split system implementation can improve Indonesian petroleum industry is going down right now?

    In recent years appear commotion about Cost Recovery (CR). Companies accused of arbitrarily charge into the CR. SKK Oil and Gas and Mineral Resources Ministry is not considered tight. Oil workers instead there is a victim and go to jail.

    The amount CR is inserted into the state budget, although in practice there is never in heed. CR which determines the revenue sharing fund, also complained about the area because they are not transparent. In short, in recent CR, who were not considered a problem has been considered a good idea for sustained involvement. Thought for not wearing a CR system has surfaced since about seven years ago.

    In a system of production sharing contract (PSC) using CR, the first priority is not given to sharing the results of the government, but to the company (contractor) to restore the CR plus insentifs The rest (equity to be split) new shared between the government and the contractor. State, which represented the government as the owner of the resource, not a priority. 3

    PSC is now actually be more appropriate if called profit-sharing contract for the division is not based production, but profit after deducting the net proceeds. The government apparently misjudged the cause of the decline of the oil and gas industry in Indonesia. Never considered this happens because of low oil prices alone. It should be understood that Indonesia is no longer attractive in the eyes of investors in the investment climate here is not conducive.

    Many large companies these days to pull out of Indonesia. If it was due to low oil prices, why in other countries they do not leave? Offer new working area proved less takers. Such conditions are very dangerous. Therefore, to fix it, took a long time because it is associated with the restoration of confidence.

    The search for oil and gas reserves to rely on big companies because of the high risk factor and a huge funding needs. Moreover, land exploration in Indonesia has been increasingly difficult, which leads to the deep sea and remote. Efforts gross application of split is intended to break out of the shackles of the CR. The main principle is the division of the gross split between the government and the contractor is calculated from the production (gross), not of profit as it is today.

    With this, the existing calculation is expected to be more simple, transparent, and ensure certainty of state revenue. In the application, whether the contract form to be used, given the split gross principle can be used in various forms of petroleum fiscal system? At this time, you should still used to wear a form of production sharing contracts.

    The result of the application of gross split may not correspond with the expectation if meticulous implementation so it is not attractive to investors. Dissemination to the stakeholders is very important to reduce noise and will also determine the success. What is the role SKK Migas will be lost? Institutions such as the SKK Migas certainly still needed. Plan of Development (POD) and the Work Programme and Budget (WP & B) must remain.

    But budget problems and the process of buying goods does not require approval. Surveillance activities should also keep running as the realization of the mandate that oil and gas resources are owned and controlled by the state. The role of SKK Migas will be more focus on technical matters, as mandated by law, which is currently not fully implemented.

    The tender process and the purchase of goods that no longer need to seek approval would cut a lot of the bureaucratic process which is now complained of by businesses. However all purchased goods remain the property of the state. To protect the interests of the country, the use of goods and services of domestic products should be regulated and supervised strictly government.

    As a new initiative, the simplicity of the concept is vital to be easily understandable and interesting, so that will determine the success of the implementation. The government should not be too complicated, such as applying a sliding scale split and too many variables in determining the amount split. To see the market acceptance and in order not to disrupt oil and gas lifting, should be tried in this new concept offers a new working area first, not on a new contract extension, especially for Pertamina.

    Lastly, in order to maintain credibility, should the concept of gross split should not rush made public prior to be studied thoroughly and mature so as not to cause noise. The parties are afraid of losing their authority and have long worked with CR normally would oppose it and this is something that is reasonable and should be tolerated.

IN INDONESIAN

Terobosan Kontrak Perminyakan Gross Split

    Salah satu gebrakan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan adalah mengagendakan pemakaian kontrak perminyakan gross split. Banyak pihak yang antusias dan mendukung, tapi ada juga yang pesimistis dan menentangnya. Apakah implementasi sistem gross split bisa memperbaiki industri perminyakan Indonesia yang sedang terpuruk saat ini?

    Dalam beberapa tahun terakhir muncul kegaduhan soal Cost Recovery (CR). Perusahaan dituduh seenaknya membebankan biaya ke dalam CR. SKK Migas dan Kementerian ESDM dianggap tidak ketat. Pekerja perusahaan minyak malah sudah ada yang menjadi korban dan masuk penjara.

    Besarnya CR dimasukkan ke APBN, meski pada prakteknya tidak pernah di indahkan. CR yang menentukan dana bagi hasil juga dikeluhkan daerah karena dianggap tidak transparan. Pendek kata, belakangan ini CR, yang dulu tidak di anggap masalah sudah dianggap tidak ada baiknya Iagi untuk dipertahankan. Pemikiran untuk tidak memakai sistem CR sudah mengemuka sejak sekitar tujuh tahun lalu.

    Pada sistem production sharing contract (PSC) yang memakai CR, prioritas pertama pembagian hasil diberikan bukan kepada pemerintah, melainkan kepada perusahaan (kontraktor) untuk mengembalikan CR plus insentifinsentif. Sisanya (equity to be split) baru dibagi antara pemerintah dan kontraktor. Negara, yang diwakili pemerintah sebagai pemilik sumber daya, bukan menjadi prioritas. 3

    PSC saat ini sebetulnya lebih sesuai jika dinamakan profit sharing contract karena pembagiannya tidak didasari produksi, melainkan laba hasil bersih setelah dikurangi biaya. Pemerintah tampaknya keliru menilai penyebab terpuruknya industri migas Indonesia. Jangan dianggap hal ini terjadi karena faktor harga minyak rendah semata. Harus dimengerti bahwa Indonesia saat ini tidak menarik lagi di mata investor Iklim investasi di sini tidak kondusif.

    Banyak perusahaan besar belakangan ini hengkang dari Indonesia. Kalau memang karena harga minyak rendah, mengapa di negara lain mereka tidak hengkang? Penawaran wilayah kerja baru terbukti kurang peminat. Kondisi semacam ini sangat berbahaya. Sebab, untuk memperbaikinya, butuh waktu lama karena terkait dengan pemulihan kepercayaan.

    Upaya pencarian cadangan migas mengandalkan perusahaan besar karena faktor risiko yang tinggi dan kebutuhan dana sangat besar. Apalagi, lahan eksplorasi di Indonesia sudah semakin sulit, yakni mengarah ke laut dalam dan remote. Upaya penerapan gross split dimaksudkan untuk keluar dari jeratan CR. Prinsip utama gross split adalah pembagian hasil antara pemerintah dan kontraktor dihitung dari produksi (gross), tidak dari laba seperti saat ini.

    Dengan ini, diharapkan perhitungan yang ada menjadi lebih sederhana, transparan, dan menjamin kepastian penerimaan negara. Dalam penerapan, apakah bentuk kontrak akan dipakai, mengingat prinsip gross split dapat digunakan dalam berbagai bentuk sistem fiskal perminyakan? Saat ini, sebaiknya tetap dulu memakai bentuk kontrak production sharing.

    Hasil penerapan gross split bisa saja tidak sesuai dengan harapan jika implementasinya njelimet  sehingga tidak menarik bagi investor. Sosialisasi kepada para pemangku kepentingan amat penting untuk mengurangi kegaduhan dan akan menentukan pula keberhasilannya. Apakah peran SKK Migas akan hilang? Lembaga seperti SKK Migas tentunya masih tetap dibutuhkan. Plan of Development (POD) dan Work Program and Budget (WP&B) harus tetap ada.

    Tapi masalah anggaran dan proses pembelian barang tidak membutuhkan persetujuan. Pengawasan kegiatan juga harus tetap dijalankan sebagai perwujudan amanat bahwa sumber daya migas adalah milik dan dikuasai oleh negara. Peran SKK Migas akan lebih berfokus pada hal-hal teknis, seperti diamanatkan undang-undang, yang saat ini belum sepenuhnya dijalankan.

    Proses tender dan pembelian barang yang tidak perlu lagi meminta persetujuan akan memangkas banyak proses birokrasi yang saat ini dikeluhkan oleh pelaku usaha. Namun semua barang yang dibeli tetap menjadi milik negara. Untuk melindungi kepentingan dalam negeri, pemanfaatan barang dan jasa produk dalam negeri harus diatur dan diawasi pemerintah secara ketat.

    Sebagai suatu gagasan baru, kesederhanaan dari konsep bersifat vital agar mudah dimengerti dan menarik, sehingga akan menentukan keberhasilan implementasi. Seharusnya pemerintah tidak terlalu rumit, seperti menerapkan sliding scale split dan terlalu banyak variable dalam menetapkan besaran split. Untuk melihat penerimaan pasar dan agar tidak mengganggu lifting migas, sebaiknya konsep baru ini dicoba dalam penawaran wilayah kerja baru dulu, bukan pada perpanjangan kontrak baru, apalagi untuk Pertamina.

    Terakhir, untuk menjaga kredibilitas, sebaiknya konsep gross split ini jangan terburu-buru disampaikan ke publik sebelum dikaji dengan cermat dan matang agar tidak menimbulkan kegaduhan. Para pihak yang takut kehilangan otoritasnya dan sudah lama bekerja dengan CR biasanya akan menentang dan ini adalah sesuatu yang wajar dan harus dimaklumi.

Koran Tempo, Page-11, Wednesday, Jan, 4, 2017