Negotiations East Natuna Not Completed

The visit of United States Vice President Mike Pence to Indonesia has not been able to complete the negotiation of the cooperation contract of East Natuna Block development.

The Government of Indonesia continues to seek to obtain the proceeds from the East Natuna Block so that it not only obtains income from taxes alone. East Natuna Block will be developed by consortium ExxonMobil, PTT EP Thailand, and PT Pertamina (Persero). The consortium proposes a 0%: 100% profit-sharing scheme, which is entirely for contractors.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said the government wants to get a share in the contract of Natuna Fast Block. However, he does not mention what percentage of the government's desired revenue share. He just made sure that the share of Fast Natuna is not 100% for the contractor. 

He claimed to have discussed it with Senior Vice President of ExxonMobil Corporation Mark W. Albers when visiting Indonesia in early April 2017. ExxonMobil party will send a letter in response to the request of Indonesia.

"The country can only be zero. Only taxes, 100: 0 and we can only tax only.

Things like this we need to discuss further, "he said on Thursday (20/4).

According to him, the problem of cooperation contracts has been the concern of the government and contractors while waiting for the completion of technology and market review (TMR). The government is awaiting a response from a consortium of contractors.

Since it was discovered in the 1970s by ENI Italia, and named Natuna D Alpha, the project has not been developed until it is renamed East Natuna. Currently, PT Pertamina as a consortium leader in partnership with ExxonMobil and PTT EP Thailand is still conducting a study that is planned to be completed this year. "Hopefully in a few more months it will be resolved," he said.

Senior Vice President of Upstream Business Development of Pertamina Denie Tampubolon said it did not know the corresponding letter referred to the Deputy Minister of Arcandra.

Apart from that, he said, TMR is still running and is targeted to be completed by June 2017. TMR will be a reference to establish fiscal requirements in the cooperation contract. "We still do TMR. The target is by June 2017, "he said.

Separate development options between oil and gas because it is feared that the oil structure will disrupt the gas structure. Based on data from the ESDM Ministry, East Natuna Block holds the potential of 222 trillion cubic feet (TCF) gas with only 46 TCF of which can be produced. The reason, 72% of the composition is carbon dioxide.

Thus, it takes the technology of the company also injection of carbon dioxide that can produce gas efficiently.

ENERGY INVESTMENTS

In connection with the visit of United States Vice President Mike Pence, Vice President Jusuf Kalla said the government has discussed the introduction of investment in the energy sector, for example, the development of the East Natuna Block by ExxonMobil and the Indonesia Deepwater Development (IDD) by Chevron.

Chevron Indonesia Company is revising the IDD plan of development (PoD) due to an increase in investment value from US $ 6.9 billion in 2007 to US $ 12 billion in 2014. The unfinished POD revision has impacted the postponement of final investment decision of the IDD project.

However, until now the development has not continued since the government did not accept the proposed incentives in the form of investment credit to make the project economical. Vice President of the Republic of Indonesia Jusuf Kalla plans to give a speech in the event Indonesia-American business forum today. The event will be attended by Mike Pence.

ESDM Minister Ignatius Jonan said the talks conducted on Thursday (20/4) with Mike Pence only touch the macroeconomic aspects.

"The discussion of the energy sector in a more macroscope is expected to improve the Indonesian economy," he said.

Pence emphasized this visit will enhance the strategic partnership between the two countries, especially in the energy field. "We want to prioritize Indonesia as a business partner in the energy sector," Pence said.

IN INDONESIAN

Negosiasi East Natuna Belum Tuntas

Kunjungan Wakil Presiden Amerika Serikat Mike Pence ke Indonesia ternyata belum mampu menuntaskan negosiasi kontrak kerja sama pengembangan Blok East Natuna.

Pemerintah Indonesia tetap mengupayakan agar mendapatkan bagi hasil dari Blok East Natuna sehingga tidak hanya memperoleh pendapatan dari pajak saja. Blok East Natuna akan dikembangkan oleh konsorsium ExxonMobil, PTT EP Thailand, dan PT Pertamina (Persero). Konsorsium mengusulkan skema bagi hasil 0%:100%, yaitu seluruhnya untuk kontraktor. 

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengatakan, pemerintah ingin mendapatkan bagian dalam kontrak kerja sama Blok Fast Natuna. Namun, dia tidak menyebut berapa persen yang bagi hasil diinginkan pemerintah. Dia hanya memastikan agar bagi hasil Fast Natuna bukan 100% untuk kontraktor. Dia mengklaim telah membicarakan hal itu dengan Senior Vice President ExxonMobil Corporation Mark W. Albers ketika berkunjung ke Indonesia pada awal April 2017.  Pihak ExxonMobil akan mengirim surat sebagai respons atas permintaan Indonesia.

“Negara itu hanya dapat nol. Hanya pajak, 100:0 dan kita hanya dapat pajak saja.

Hal-hal yang seperti ini perlu kita bicarakan lebih lanjut,” ujarnya, Kamis (20/4).

Menurutnya, masalah kontrak kerja sama sudah menjadi perhatian pemerintah dan kontraktor sambil menanti rampungnya kajian teknologi dan pasar (technology market review/TMR). Pemerintah sedang menanti respons dari konsorsium kontraktor.

Sejak ditemukan pada 1970-an oleh ENI Italia, dan bernama Natuna D Alpha, proyek tersebut belum bisa dikembangkan hingga berganti nama menjadi East Natuna. Saat ini, PT Pertamina sebagai pemimpin konsorsium bermitra dengan ExxonMobil dan PTT EP Thailand masih melakukan kajian yang rencananya selesai pada tahun ini. “Semoga dalam beberapa bulan lagi bisa terselesaikan,” katanya.

Senior Vice President Upstream Business Development Pertamina Denie Tampubolon mengatakan, pihaknya tidak mengetahui terkait surat yang dimaksud Wakil Menteri Arcandra tersebut.

Terlepas dari itu, dia menuturkan, TMR masih berjalan dan ditargetkan selesai pada Juni 2017. TMR akan menjadi acuan untuk menetapkan syarat-syarat fiskal dalam kontrak kerja sama. “TMR masih kita kerjakan. Targetnya paling lambat Juni 2017,” katanya.

Opsi pengembangan terpisah antara minyak dan gas karena dikhawatirkan struktur minyak akan mengganggu struktur gas. Berdasarkan data Kementerian ESDM, Blok East Natuna menyimpan potensi gas 222 triliun cubic feet (TCF) dengan hanya 46 TCF di antaranya yang bisa diproduksi. Pasalnya, 72% komposisinya adalah karbondioksida.

Dengan demikian, diperlukan teknologi perusahan juga injeksi karbondioksida yang bisa memproduksi gas secara efisien. 

INVESTASI ENERGI

Terkait dengan kunjungan Wakil Presiden Amerika Serikat Mike Pence, Wakil Presiden RI Jusuf Kalla mengatakan pemerintah telah membicarakan pendahuluan investasi di sektor energi, contohnya perihal pengembangan Blok East Natuna oleh  ExxonMobil dan proyek migas laut dalam atau Indonesian Deepwater Development (IDD) oleh Chevron.

Chevron Indonesia Company sedang merevisi rencana pengembangan lapangan (plan of development/PoD) IDD karena adanya kenaikan nilai investasi dari US$6,9 miliar pada 2007 menjadi US$12 miliar pada 2014. Belum selesai-nya revisi POD berdampak pada penundaan keputusan final investasi proyek IDD.

Namun, hingga kini pengembangan belum berlanjut sejak pemerintah tidak menerima usulan pemberian insentif berupa kredit investasi untuk membuat proyek ekonomis. Wakil Presiden RI Jusuf Kalla rencananya akan memberikan sambutan dalam acara forum bisnis Indonesia-Amerika hari ini. Acara tersebut akan dihadiri Mike Pence.

Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan perbincangan yang dilakukan pada Kamis (20/4) dengan Mike Pence hanya menyentuh aspek ekonomi makro.

“Perbincangan sektor energi dalam lingkup yang lebih makro sehingga diharapkan mampu meningkatkan perekonomian Indonesia,” katanya.

Pence menegaskan kunjungan kali ini akan meningkatkan kemitraan strategis antara kedua negara khususnya di bidang energi. “Kami ingin memprioritaskan Indonesia sebagai rekan bisnis di sektor energi,” kata Pence. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, April, 21, 2017

56 Companies Follow CPD Selection

PT Pertamina invited 56 companies to participate in 7 million barrels of crude process (Deal CPD) contracts. CPD is required because this type of oil can not be processed in Pertamina's refinery

Vice President of Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) Pertamina Hasto Wibowo said it has spread the invitation to 56 companies to follow the beauty contest. Later, the winner of this selection will be tasked with granting the company's crude oil as much as 7 million Barrels at their refinery.

"The CPD process is still in the process of evaluation," he said Wednesday (19/4). The sequence of the selection process is to start with the Company sending the invitation following the terms and conditions format to follow the completion of the CPD.

Furthermore, invited companies will submit their offer proposals. The next stage is the evaluation of all proposals that enter as well as the determination of companies that enter the criteria to be invited negotiations in order to get the best terms and conditions.

"Our target of loading oil processing starts in July, so May will determine the winner)," said ISC Senior Vice President Daniel Purba.

Daniel explained, there is no change in the pattern of this crude oil processing contract with the previous. The oil to be processed by the winning company is Pertamina's quota oil from oil and gas block in Irak where the company has a stake of participation, namely West Qurna-1 Block. In addition, the company will also process the purchased company from Iraq State Organization for Marketing of Oil (SOMO).

"Then the results of fuel (fuel oil) below to Indonesia, namely Mogas 88 and 92, or Avtur. Depending on which offer is the most profitable and whether it can offer to replace direct imports of finished products, "he explained.

The processing of oil it calls will take place during the second half of this year. Therefore. It has made an agreement with the Iraqi party to be able to lifting all of the company's crude oil in the second half of 2017. The company's total crude oil in the year reaches 3 million barrels, while oil purchased about 4 million barrels.

Last year, Pertamina also donated this oil and Iraq to another company's refinery. At that time, the company cooperated with Shell International Eastern Trading Company (SIETCO) which owns a refinery in Singapore. During July-August last year, products from Shell's refineries could include mogas, aviation fuel (fuel), diesel (diesel), MFO (marine fuel oil), LPG (liquefied petroleum gas / LPG ), In accordance with the needs of the company.

At that time, SIETCO was selected after selection of refinery owners in Asia Pacific. The selection process lasted long enough from January to May 2016. At that time, SIETCO was also listed as one of the Lists of Selected Business Partners (DMUT) of ISC Pertamina. Daniel added, did not rule Shell also follow this selection. "Shell is interested," he said.

IN INDONESIAN

56 Perusahaan   Ikuti Seleksi CPD

PT Pertamina mengundang 56 perusahaan untuk mengikuti seleksi kontrak pemrosesan minyak mentah (crude process/Deal CPD) sebesar 7 juta barel. CPD diperlukan akrena jenis minyak ini belum dapat diolah di kilang milik Pertamina

Vice President Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) Pertamina Hasto Wibowo mengatakan, pihaknya telah menyebar undangan kepada 56 perusahaan untuk mengikuti beauty contest. Nantinya, pemenang seleksi ini akan bertugas mengolahkan minyak mentah milik perseroan sebanyak 7 juta barel di kilang milik mereka.

“Saat ini tahapan proses CPD masih dalam proses evaluasi." kata dia dijakarta, Rabu (19/4). Urutan proses seleksi ini yakni dimulai dengan Perseroan mengirimkan undangan berikut format terms and condition untuk mengikuti selesai CPD.

Selanjutnya, perusahaan yang diundang akan mengirimkan proposal penawaran mereka. Tahap berikutnya adalah evaluasi seluruh proposal yang masuk sekaligus penetapan perusahaan yang masuk kriteria untuk diajak negosiasi untuk mendapatkan terms and condition terbaik.

"Target kami loading pengolahan minyak di mulai pada bulan Juli. Maka, Bulan Mei akan kami menentukan pemenangnya)," kata Senior Vice President ISC Daniel Purba.

Daniel menjelaskan, tidak ada perubahan pola kontrak pemrosesan minyak mentah ini dengan sebelumnya. Minyak yang akan diolah perusahaan pemenang ini yakni minyak jatah Pertamina dari blok migas di Irak di mana perseroan memiliki saham partisipasi, yakni Blok West Qurna-1. Selain itu, perusahaan juga akan mengolah yang dibeli perseroan dari State Organization for Marketing  of Oil (SOMO) Irak.

“Kemudian hasil BBM (bahan bakar minyak) dibawah ke Indonesia, yakni Mogas 88 dan 92, atau Avtur. Tergantung penawaran mana yang paling menguntungkan dan apakah bisa menawarkankan untuk ganti impor langsung produk jadi,” jelasnya.

Pemrosesan minyak ini disebutnya akan berlangsung selama semester kedua tahun ini. Untuk itu. pihaknya telah membuat ke sepakatan dengan pihak Irak agar dapat lifting seluruh minyak mentah jatah perseroan di paruh kedua 2017. Total minyak mentah jatah perseroan ini dalam setahun mencapai 3 juta barel, sementara minyak yang dibeli sekitar 4 juta barel. 

Pada tahun lalu, Pertamina juga mengolahkan minyak dan Irak ini ke kilang milik perusahaan lain. Waktu itu, perseroan menggandeng Shell International Eastern Trading Company (SIETCO) yang memiliki kilang di Singapura. Selama Juli-Agustus tahun lalu, produk yang dihasilkan dari kilang milik Shell itu bisa berupa mogas (bensin), aviation fuel (avtur), diesel (solar), MFO (marine fuel oil/minyak bakar), LPG (liquefied petroleum gas/LPG), sesuai dengan kebutuhan perusahaan.

Pada saat itu, SIETCO terpilih juga setelah dilakukan seleksi dari perusahaan pemilik kilang di Asia Pasifik. Proses seleksi tersebut berlangsung cukup lama dari Januari hingga Mei 2016. Saat itu, SIETCO juga terdaftar sebagai salah satu Daftar Mitra Usaha Terseleksi (DMUT) ISC Pertamina. Daniel menambahkan, tidak menutup kemungkinan Shell juga mengikuti seleksi kali ini. “Shell tertarik," katanya.

Investor Daily, Page-10, Thursday, April, 20, 2017

Pertamina Review ONWJ Block Development

The company must replace the previous block manager's investment.

PT Pertamina reviews the feasibility of the oil and gas production business in the Offshore Northwest Java Block (ONWJ) in the northern waters of West Java. The study was conducted because the government implemented a new policy on the transition of oil and gas blocks.

"ONWJ will be subject to the regulation. The new contractor is obliged to pay the investment cost which has not been returned, "said Pertamina Upstream Director Syamsu Alam.

The obligation is contained in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 26 of 2017. The regulation forced the new manager of oil and gas blocks to replace the investment costs that have been issued, Old managers. The goal is that the previous block operator does not hesitate to invest Even though his contract is about to expire.

Pertamina has 100 percent ownership of the block since January 18, 2017. In previous contracts, the company controlled 73.5 percent of the shares. The remaining is owned by Energi Mega Persada ONWJ Ltd, a subsidiary of Bakrie Group, with 24 percent and KUFPEC Indonesia BV at 2.5 percent.

Under the new regulation, Pertamina will pay replacement cost to Energi Mega Persada and KUFPEC as the previous ONWJ block shareholder.

But Syamsu did not want to mention how much the replacement cost that must be disbursed company. The amount of investment reimbursement must be approved by the Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas). The payment commitments will be stated in the agreement signed by the old contractor and the new contractor.

Payment obligations are also set forth in a decree on the management of oil and gas blocks issued by the Ministry of Energy. Pertamina also has to prepare big fund to replace investment in eight areas of oil and gas next year. This obligation is the government's assignment to Pertamina in Block Tuban, Sanga-Sanga Block, South East Sumatera Block, Ogan Komering Block, North Sumatra B Block, North Sumatra Offshore Block (NSO), Central Block, East-Kalimantan Block and Attaka Block. The area's concession period will be exhausted by 2018. "The regulation will also be applied in contracts ending in 2018," said Syamsu.

The Ministry of Energy and Mineral Resources asked Pertamina to complete the study. Therefore, the study will be a reference for the government to determine the additional oil and gas to the contractor

The ONWJ block is the first to use a gross split scheme.

Under this contract, Pertamina's share is 57.5 percent and gas share of 62.5 percent. The government only takes part of oil 42.5 percent and gas at 37.5 percent. Deputy Energy Minister Arcandra Tahar said the share of the results is final, without cutting the cost of operational replacement (cost recovery).

The government had promised an additional revenue share of 2.5 percent if oil prices reached US$ 85 per barrel. Conversely, if the price above it, the revenue share of 2.5 percent will be accepted by the state. "They have not given an official economic figure yet. If submitted and evaluated, if necessary add 5 percent, "said Arcandra.

IN INDONESIAN

Pertamina Kaji Ulang Pengembangan Blok ONWJ

Perusahaan harus mengganti investasi pengelola blok sebelumnya.

PT Pertamina mengkaji ulang kelayakan bisnis produksi minyak dan gas bumi di Blok Offshore Northwest Java (ONWJ) di perairan utara Jawa Barat. Studi dilakukan karena pemerintah menerapkan kebijakan baru mengenai transisi blok migas. 

“ONWJ akan terkena peraturan tersebut. Kontraktor baru berkewajiban membayar biaya investasi yang belum kembali," ujar Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam.

Kewajiban itu tertuang dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 26 Tahun 2017. Regulasi memaksa pengelola baru blok migas mengganti biaya investasi yang sudah dikeluarkan pengelola lama. Tujuannya adalah supaya operator blok sebelumnya tidak ragu mengeluarkan investasi meskipun kontraknya bakal kedaluwarsa.

Pertamina mengantongi 100 persen kepemilikan blok sejak 18 Januari 2017. Pada kontrak sebelumnya, perusahaan menguasai saham sebesar 73,5 persen. Sisanya dimiliki Energi Mega Persada ONWJ Ltd, anak usaha Grup Bakrie, sebesar 24 persen dan KUFPEC Indonesia BV sebesar 2,5 persen. 

Berdasarkan regulasi baru, nantinya Pertamina akan membayar biaya pengganti kepada Energi Mega Persada dan KUFPEC selaku pemegang saham blok ONWJ sebelumnya.

Namun Syamsu tidak mau menyebutkan berapa besaran biaya pengganti yang wajib dikucurkan perusahaan. Besaran penggantian investasi harus disetujui Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Komitmen pembayaran nantinya akan tertuang dalam perjanjian yang diteken kontraktor lama dan kontraktor baru. 

Kewajiban pembayaran juga termaktub dalam suraf penetapan pengelolaan blok migas yang diterbitkan Kementerian Energi. Pertamina juga harus menyiapkan dana besar untuk mengganti investasi di delapan area migas tahun depan. 

Kewajiban ini merupakan buntut penugasan pemerintah kepada Pertamina diBlok Tuban, Blok Sanga-Sanga, Blok South East Sumatera, Blok Ogan Komering, Blok North Sumatera B, Blok North Sumatera Offshore (NSO), Blok Tengah, Blok East- Kalimantan, dan Blok Attaka. Masa konsesi area tersebut akan habis pada 2018. “Peraturan itu juga akan diterapkan di kontrak-kontrak yang berakhir tahun 2018,” tutur Syamsu.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral meminta Pertamina segera merampungkan studi. Sebab, Studi akan menjadi acuan pemerintah untuk menentukan bagian migas tambahan kepada kontraktor Blok ONWJ menjadi wilayah pertama yang memakai skema bagi hasil kotor (gross split). 

Berdasarkan kontrak ini, bagian Pertamina adalah 57,5 persen dan bagian gas sebesar 62,5 persen. Pemerintah hanya mengambil bagian minyak 42,5 persen dan gas sebesar 37,5 persen. Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar mengatakan bagian hasil tersebut sudah final, tanpa dipotong biaya pengganti operasional (cost recovery). 

Pemerintah sempat menjanjikan tambahan bagi hasil sebesar 2,5 persen jika harga minyak mencapai US$ 85 per barel. Sebaliknya, jika harga di atas itu, bagi hasil sebesar 2,5 persen akan diterima negara. “Mereka belum memberi angka keekonomian secara resmi. Kalau diajukan dan dievaluasi, kalau perlu tambah 5 persen,” ujar Arcandra.

Koran Tempo, Page-20, Thursday, April, 20, 2017

Govt hopes to maintain production with new decree

The government hopes to stem the decline in national oil production by requiring newly appointed contractors to reimburse the expenses of existing contractors. Holders of expiring oil and gas concessions often put the brakes on their investments approaching the end of their contracts, which leads to a decline in production The Energy and Mineral Resources Ministry recently issued a decree requiring the existing contractors to maintain their production levels until the end of the contract.

The decree, No. 26/2017 on the mechanism of the return of investment costs in the upstream oil and gas sector, guarantees that their unrecovered costs will be reimbursed by new investors taking over their concessions. 

“The investment cost must be verified and approved by SKK-Migas [the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force],” the decree says.

The government hopes the decree will serve as an incentive to keep production levels up. This year’s state budget sets a ready-to-sell production target, also known as lifting target, at 1.9 million barrels of oil equivalent per day (boepd).

This comprises 815,000 barrels of oil per day (bopd) and 6,440 million metric standard cubic feet of gas per day (mmscfd). While the gas-lifting target has largely been met in the first quarter, oil lifting has fallen short of its target, with only 787,800 bopd produced.

The government also hopes the decree will remove uncertainty about unrecovered costs if existing contractors decide to extend their contracts or take over other contracts.

Contractors extending their contracts under the reimbursement scheme, known as cost recovery, will be reimbursed for unrecovered costs by the government in the next production-sharing contract (PSC).

Moreover, if contractors decide to extend the contracts under the gross-split scheme. the unrecovered

cost of the previous PSC will be included in the profit split between the government and contractors. Finally, if contractors extend their contracts with new partners, the latter must also bear the unrecovered costs based on their participating interests.

The Indonesian Petroleum Association (IPA) has welcomed the new decree as a legal basis to address the unrecovered cost issue during the transition from existing contractors to new ones. "However, it might be difficult for old contractors to invest if the [production] potential is small,” IPA executive director Marjolijn Wajong said.

Experts have mixed views on whether the new regulation will be beneficial for the upstream oil and gas sector. Andrew Harwood, research director of the Asia upstream at consultancy firm Wood Mackenzie, said the decree was likely to encourage operators to maintain investment during the transition, which is key to maintaining production levels.

“For existing operators, it provides greater certainty around recouping their investment. For new operators, the existing unrecovered cost liability must be fully understood and factored into the assessment of the attractiveness of applying for an expiring PSC,” he told The Jakarta Post on Tuesday. The new regulation means the fiscal terms must be sufficiently attractive for the new operator, taking into account the unrecovered cost liability 

ReforMiner Institute researcher Pri Agung Rakhmanto claimed that several terms might clash with a previous decree on the new gross-split scheme, which does not take into account the new contractor’s cost reimbursement responsibility in the profit split.

The new decree may make Indonesia’s upstream oil and gas sector even less flexible, as it prioritizes certain companies only. “Only those who are truly interested in the oil and gas blocks can take over from the previous contractors due to the very large consequences [in investment],” Pri Agung, said.

IN INDONESIAN

Pemerintah berharap bisa mempertahankan produksi dengan keputusan baru

Pemerintah berharap dapat membendung penurunan produksi minyak nasional dengan mewajibkan kontraktor yang baru ditunjuk untuk mengganti biaya kontraktor yang ada. Pemegang konsesi minyak dan gas yang kadaluwarsa sering mengerem investasi mereka menjelang akhir kontrak mereka, yang menyebabkan turunnya produksi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral baru-baru ini mengeluarkan sebuah keputusan yang mengharuskan kontraktor yang ada untuk mempertahankan tingkat produksinya sampai akhir Dari kontrak

Keputusan tersebut, No. 26/2017 tentang mekanisme pengembalian biaya investasi di sektor hulu minyak dan gas bumi, menjamin bahwa biaya yang belum dipulihkan akan diganti oleh investor baru yang mengambil alih konsesi mereka.

"Biaya investasi harus diverifikasi dan disetujui oleh SKK-Migas [Satuan Tugas Regulasi Khusus Hulu Minyak dan Gas Bumi]," kata keputusan tersebut.

Pemerintah berharap keputusan tersebut akan menjadi insentif untuk mempertahankan tingkat produksi. Anggaran negara tahun ini menetapkan target produksi siap jual, yang juga dikenal sebagai target pengangkatan, pada 1,9 juta barel setara minyak per hari (boepd).

Ini terdiri dari 815.000 barel minyak per hari (bopd) dan 6.440 juta metrik standar kaki kubik gas per hari (mmscfd). Sementara target pengangkatan gas sebagian besar telah terpenuhi pada kuartal pertama, lifting minyak telah gagal mencapai targetnya, dengan hanya 787.800 bopd yang diproduksi.

Pemerintah juga berharap keputusan tersebut akan menghilangkan ketidakpastian mengenai biaya yang tidak terpulihkan jika kontraktor yang ada memutuskan untuk memperpanjang kontrak mereka atau mengambil alih kontrak lainnya.

Kontraktor yang memperpanjang kontrak mereka di bawah skema penggantian, yang dikenal sebagai cost recovery, akan diganti untuk biaya yang tidak dapat dipulihkan oleh pemerintah dalam kontrak bagi hasil berikutnya (production sharing sharing / PSC).

Selain itu, jika kontraktor memutuskan untuk memperpanjang kontrak di bawah split split sch eine. Yang belum dipulihkan Biaya PSC sebelumnya akan dimasukkan dalam pembagian keuntungan antara pemerintah dan kontraktor. Akhirnya, jika kontraktor memperpanjang kontrak mereka dengan mitra baru, yang terakhir juga harus menanggung biaya yang belum dipulihkan berdasarkan kepentingan mereka yang berpartisipasi.

Asosiasi Perminyakan Indonesia (IPA) telah menyambut baik keputusan baru tersebut sebagai dasar hukum untuk mengatasi masalah biaya yang tidak terpulihkan selama masa transisi dari kontraktor yang ada ke yang baru. "Namun, sulit bagi kontraktor lama untuk berinvestasi jika potensi produksi kecil," kata direktur eksekutif IPA, Marjolijn Wajong.

Para ahli memiliki pandangan yang beragam mengenai apakah peraturan baru tersebut akan bermanfaat bagi sektor hulu migas. Andrew Harwood, direktur riset hulu Asia di perusahaan konsultan Wood Mackenzie, mengatakan bahwa keputusan tersebut cenderung mendorong operator untuk mempertahankan investasi selama masa transisi, yang merupakan kunci untuk mempertahankan Tingkat produksi.

"Untuk operator yang ada, ini memberikan kepastian yang lebih besar seputar investasi mereka kembali. Bagi operator baru, kewajiban biaya yang belum terpulihkan harus sepenuhnya dipahami dan dimasukkan dalam penilaian daya tarik mengajukan PSC yang akan berakhir, "katanya kepada The Jakarta Post pada hari Selasa. Peraturan baru ini berarti persyaratan fiskal harus cukup menarik bagi operator baru, dengan mempertimbangkan kewajiban biaya yang tidak terpulihkan

Peneliti ReforMiner Institute, Pri Agung Rakhmanto mengklaim bahwa beberapa istilah mungkin berbenturan dengan keputusan sebelumnya mengenai skema split split baru, yang tidak mempertimbangkan tanggung jawab penggantian biaya kontraktor baru dalam pemecahan laba.

Keputusan baru tersebut dapat membuat sektor hulu migas di Indonesia bahkan kurang fleksibel, karena hanya memprioritaskan perusahaan tertentu saja. "Hanya mereka yang benar-benar tertarik dengan blok minyak dan gas dapat mengambil alih dari kontraktor sebelumnya karena konsekuensi yang sangat besar [dalam investasi]," kata Pri Agung.

Jakarta Post, Page-13, Thursday, April, 20, 2017

Pertamina Invites 56 Refinery Owners

Oil management abroad

PT Pertamina invited 56 foreign companies to participate in crude processing deal auction

Pertamina Hasto Wibowo, Pertamina's Vice President of Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) said it was still waiting for a response from the 56 invited companies. The national oil company opens opportunities for refiners to offer the best price as the yield of crude oil.

Through the crude processing deal (CPD) scheme, the company will supply crude oil to be processed at other company's refineries. Pertamina will pay the cost of processing crude oil to gasoline

The current CPD process stages are just up to the invite stage of the 56 companies. "The process stages are still waiting for submission [approval] from the companies we invite," he said, Wednesday (19/4).

Under Pertamina's plan, there are 7 million barrels of gasoline to be generated in the Il / 2017 semester. Pertamina will send crude oil about 1 million barrels per month. The company aims to start shipping crude oil by June 2017. "A total of 7 million barrels during the semester ll / 2017," he said.

Gasoline consists of several types of petroleum products such as Premium, Pertalite, and Pertamax types. ISC Senior Vice President of Pertamina Daniel Purba said that if the crude oil shipments from Pertamina had started in June 2017, the company must establish the refinery owner company to be leased in May 2017.

The processed oil comes from Pertamina's overseas assets, such as in Iraq, 3 million barrels and 4 million barrels will be supplied through spot market purchases. "If the loading is June," In May we have to set the winner, "he said.

Refinery owners in Asia-Pacific, he said, would be the target in this auction. Location and price, the main consideration in choosing partner candidates in cooperation oil services. Because the capacity of oil refineries in the country today is not directly proportional to the level of consumption of fuel oil (BBM)

RIGHT UP

BP Statistical Review also noted the trend of fuel consumption in the country continues to rise. In 2005, fuel consumption was at the level of 1.5 million barrels per day (BPD). Then, the next 5 years, ie in 2010, fuel consumption rose to the level of 1.4 million BPD And rose to 1.6 million BPD in 2015.

Therefore, to get around the import of BBM products, it is innovating by using oil services through refineries abroad.

Based on data from Pertamina, crude oil imports in 2017 will touch 140 million barrels, up 5% compared to 134 million barrels a year earlier. Crude oil imports are imported from various countries, such as Saudi Arabia with 39 million barrels, Africa 18 million barrels, Asia includes Malaysia, Thailand and Brunei Darussalam 60 million barrels and from the Mediterranean as much as 32 million barrels.

To offset crude oil imports, Pertamina targets domestic procurement of 181.3 million barrels of oil this year. Procurement of oil from within the country comes from the government, Pertamina, and profit sharing contractor cooperation contracts (KKKS).

In contrast, Pertamina targets imports of Premium (octane content / RON 85) in 2017 to only 62 million barrels, down 16% compared to last year's 73.7 million barrels. For the type of Solar with 0.3% and 0.25% sulfur content used for the transportation sector, the state-owned oil and gas company targets imports of 6 million barrels.

On the other hand, a special type of Solar with low sulfur and fame (fatty acid methyl ester/biodiesel), it will still import 22.18 million barrels to meet the needs of the mining sector. "The rise in import growth base fuel consumption by 3%. 4% per year "says, Daniel.

IN INDONESIAN

Pengelolaan minyak di luar negeri

Pertamina Undang 56 Pemilik Kilang

PT Pertamina mengundang 56 perusahaan asing untuk mengikuti lelang kerja sama pengolahan minyak mentah atau crude processing deal

Vice President Crude and Commercial Integrated Supply Chain (ISC) Pertamina Hasto Wibowo mengatakan, pihaknya masih menunggu respons dari 56 perusahaan yang diundang tersebut. Perusahaan minyak nasional itu membuka kesempatan bagi pemilik kilang untuk menawarkan harga terbaik sebagai imbal hasil mengolah minyak mentah.

Melalui skema crude processing deal (CPD), perseroan nantinya memasok minyak mentah untuk diolah di kilang milik perusahaan lain. Pertamina nantinya membayar biaya jasa pengolahan minyak mentah menjadi gasolin

Tahapan proses CPD saat ini baru sampai pada tahap invite [undang] 56 perusahaan. "Tahapan proses masih menunggu submit [persetujuan] dari perusahaan yang kami undang,” ujarya, Rabu (19/4).

Berdasarkan rencana Pertamina, ada 7 juta barel gasolin yang akan dihasilkan pada semester Il/2017. Pertamina akan mengirimkan minyak mentah sekitar 1 juta barel per bulan. Perseroan menargetkan untuk mulai mengapalkan minyak mentah pada Juni 2017. “Total 7 juta barel selama semester ll/2017" katanya.

Gasolin terdiri dari beberapa jenis produk bahan bakar minyak seperti Premium, Pertalite, dan jenis Pertamax. Senior Vice President ISC Pertamina Daniel Purba mengatakan, jika pengiriman minyak mentah dari Pertamina sudah dimulai Juni 2017, perseroan harus menetapkan perusahaan pemilik kilang yang akan disewa pada Mei 2017. 

Minyak yang diolah tersebut berasal dan hasil produksi aset Pertamina yang berada di luar negeri, seperti di Irak 3 juta barel dan 4 juta barel akan dipasok melalui pembelian di pasar spot. “Kalau loading-nya Juni," Bulan Mei kita harus menetapkan pemenangnya," katanya.

Pemilik kilang di Asia-Pasifik, menurutnya, akan menjadi incaran dalam lelang kali ini. Lokasi dan harga, menjadi pertimbangan utama dalam memilih kandidat mitra dalam kerja sama jasa olah minyak. Pasalnya, kapasitas kilang minyak di dalam negeri saat ini belum berbanding lurus dengan tingkat konsumsi bahan bakar minyak (BBM)

NAIK TERUS

BP Statistical Review pun mencatat tren konsumsi BBM di Tanah Air terus naik. Pada 2005, konsumsi BBM berada di level 1,5 Juta barel per hari (bph). Kemudian, 5 tahun berikutnya, yakni pada 2010, konsumsi BBM naik ke level 1,4 juta bph Dan naik ke 1,6 juta bph pada 2015.

Oleh karena itu, untuk menyiasati impor produk BBM, pihaknya melakukan inovasi dengan menggunakan jasa olah minyak melalui kilang di luar negeri.

Berdasarkan data Pertamina, impor minyak mentah sepanjang 2017 akan menyentuh 140 juta barel naik 5% dibandingkan dengan realisasi tahun sebelumnya 134 juta barel. lmpor minyak mentah itu didatangkan dari berbagai negara, seperti Arab Saudi sebanyak 39 juta barel, Afrika 18 juta barel, Asia mencakup Malaysia, Thailand dan Brunei Darussalam 60 juta barel dan dari Mediterania sebanyak 32 juta barel.

Untuk mengimbangi impor minyak mentah, Pertamina menargetkan pengadaan minyak dari dalam negeri sebanyak 181,3 juta barel pada tahun ini. Pengadaan minyak dari dalam negeri itu berasal dari bagian pemerintah, bagian Pertamina, dan bagi hasil kontraktor kontrak kerja sama (KKKS).

Sebaliknya, Pertamina menargetkan impor Premium (kandungan oktan/RON 85) pada 2017 hanya 62 juta barel, turun 16% dibandingkan dengan realisasi tahun lalu 73.7 juta barel.  Untuk jenis Solar dengan kadar sulfur 0,3% dan 0,25% yang digunakan untuk sektor transportasi, BUMN migas itu menargetkan impor 6 juta barel.

Di sisi lain, khusus jenis Solar dengan sulfur rendah dan fame (fatty acid methyl ester/ biodiesel), pihaknya masih akan mengimpor 22,18 juta barel untuk memenuhi kebutuhan sektor pertambangan. “Naiknya impor basisnya growth konsumsi BBM sebesar 3%. 4% per tahun" kata Daniel. 

Bisnis Indonesia, Page-23, Thursday, April, 20, 2017

Oil and Gas Receipts Down, District Government Bojonegoro Send Letter to President

The District Government (Pemkab) Bojonegoro plans to send a letter to President Joko Widodo regarding the revenue sharing revenue (DBH) of oil and gas as well as other local income is lower. The letter will be sent this week.

Head of Revenue Service Bojonegoro Herry Sudjarwo explained that the letter will be submitted concerning the existence of oil and gas DBH in the area which directly cut the cost recovery of oil project Block Cepu. According to the letter received from the Ministry of Finance, Bojonegoro had to pay the "cost recovery" of the Cepu Block project amounting to Rp 550 billion.

Related to that, the district government has submitted a proposal to the Ministry of Finance for the cost recovery of the Cepu Block project to be paid in five years. "But the proposal did not get a response," he said.

He gave the description of the acquisition of oil and gas DBH in the first quarter only Rp 147 billion, whereas the calculation of the acquisition of oil and gas DBH for the first quarter could reach Rp 400 billion. Not to mention the distribution of oil and gas DBH in 38 districts/cities in East Java, this year no one gained due to cost recovery cuts.

"If it is normal for each regency/city in East Java, get Rp 24 billion per year," he said.

Therefore, the Government of Sidoarjo Regency will visit Bojonegoro to question the absence of oil and gas revenue from oil and gas block Cepu Block this year.

"The plan of the Government of Sidoarjo Regency will be to Bojonegoro, today, Thursday (20/4) They are questioning because the calculation of the acquisition of DBH oil and gas participation has been allocated in APBD," he said.

Furthermore, he also explained that in the calculation of APBN for the allocation of general allocation fund (DAU), a region of oil and gas producers will decline, considering that they have obtained bigger oil and gas DBH compared to other regions that are not oil and gas producers.

As a result, local DAU revenue of Rp 900 billion in 2017, lower than other regions that are not oil and gas producers, such as Blitar that can get DAU Rp 1.2 trillion

"With the acquisition of Rp 900 billion DAU, it is only enough to pay Civil Servants (PNS), we will also submit for DAU division there should be a review," he asserted.

IN INDONESIAN

Penerimaan Migas Turun, Pemerintah Kabupaten Bojonegoro Kirim Surat ke Presiden

Pemerintah Kabupaten (Pemkab) Bojonegoro berencana mengirim surat kepada Presiden Joko Widodo terkait penerimaan dana bagi hasil (DBH) migas juga pendapatan lainnya daerah setempat yang semakin rendah. Surat tersebut akan dikirim pekan ini. 

Kepala Dinas Pendapatan Bojonegoro Herry Sudjarwo menjelaskan surat yang akan disampaikan itu menyangkut adanya DBH migas di daerahnya yang langsung dipotong cost recovery proyek minyak Blok Cepu. Sesuai Surat yang pernah diterima dari Kementerian Keuangan, Bojonegoro harus membayar "cost recovery" proyek Blok Cepu sebesar Rp 550 miliar.

Terkait hal itu, Pemerintah kabupaten pernah mengajukan usulan kepada Kementerian Keuangan agar cost recovery proyek Blok Cepu itu diangsur lima tahun. "Tapi usulan itu tidak memperoleh tanggapan," ujarnya.

Ia memberikan gambaran perolehan DBH migas daerahnya triwulan I hanya Rp 147 miliar, padahal perhitungannya perolehan DBH migas untuk triwulan I bisa mencapai Rp 400 miliar. Belum lagi pemerataan DBH migas di 38 kabupaten/kota di Jawa Timur, pada tahun ini tidak ada yang memperoleh disebabkan adanya pemotongan cost recovery.

“Kalau normalnya seharusnya masing-masing kabupaten/kota di Jawa Timur, memperoleh Rp 24 miliar per tahunnya, " katanya.

Oleh karena itu, Pemerintah Kabupaten Sidoarjo akan berkunjung ke Bojonegoro untuk mempertanyakan tidak adanya penerimaan DBH migas minyak Blok Cepu tahun ini.

"Rencanannya Pemerintah Kabupaten Sidoarjo akan ke Bojonegoro, hari ini, Kamis (20/4). Mereka mempertanyakan karena perhitungan perolehan DBH migas penyertaan sudah dialokasikan di dalam APBD, " tegasnya.

Lebih lanjut ia juga menjelaskan dalam perhitungan APBN untuk pembagian dana alokasi umum (DAU) suatu daerah penghasil migas akan turun, dengan pertimbangan sudah memperoleh DBH migas lebih besar dibandingkan dengan daerah lain yang bukan penghasil migas.

Akibatnya penerimaan DAU daerahnya sebesar Rp 900 miliar pada 2017, lebih rendah dibandingkan daerah lain-nya yang bukan penghasil migas, seperti Blitar yang bisa memperoleh DAU Rp 1,2 Triliun

"Dengan perolehan DAU Rp 900 miliar, hanya cukup untuk membayar Pegawai Negeri Sipil (PNS). Kami juga akan menyampaikan untuk pembagian DAU harus ada peninjauan ulang," katanya menegaskan.

Memorandum, Page-17, Thursday, April, 20, 2017

The Rules of Return on Oil and Gas Investment need to be clarified

The oil and gas industry asks the government to clarify the rules regarding the mechanism of return on investment costs to contractors of KKKS cooperation contracts at the end of the contract period.

As is known, dated March 29, 2017, Minister of Energy and Mineral Resources (EMR) Ignasius Jonan stipulates Minister of Energy and Mineral Resources Regulation N026 / 2017 on Investment Cost Reversal Mechanism on Upstream Oil and Gas Business Activities.

The regulation is designed to maintain the level of production and optimization of state revenues from upstream oil and gas business activities by requiring the contractor to maintain the fairness of oil and gas production level until the end of the contract period.

Therefore, the contractor is obliged to invest in the working area. In the framework of the investment, the contractor gets the return of investment cost during the contract period. In the event that the cooperation contract is extended and there is still an investment cost that has not been refunded, the refund can be continued during the contract renewal period.

In the event that the cooperation contract is extended using a gross split sharing contract and there is still an investment cost, the remaining non-refundable investment costs are taken into account on the contractor's part. 

     Meanwhile, if there is another party as a new contractor other than the old contractor, then the new contractor must bear the remaining investment cost that has not been returned proportionally according to the amount of participating interest. 

     However, if the contract is not renewed and there are still non-refundable investment costs, the return on investment costs will be borne by the new contractor.

Marjolijn Wajong, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA), said the scheme would only appeal to assets that offer sufficient economics to contractors. However, if the economy of the oil and gas block is low, it will be difficult for the new contractor to bear all unrecoverable costs in advance before the contract expires.

"If the economy is good, then it can be accepted by new contractors, but if the economy is ugly, then it is difficult to be accepted by new contractors," he said.

Related to that, Upstream Director of PT Pertamina Syamsu Alam asked for clarity regarding payment mechanism and unrecovered cost calculation which must be borne. "The payment mechanism and the unrecovered cost obligations that must be covered must be adjusted to the applicable accounting rules," he said.

As is known, Pertamina is assigned by the government to manage several working areas that will expire, including Attaka Block, Mahakam Block, Tuban Block, Ogan Komering Block, Sanga-Sanga Block, South East Sumatera Block, Central Block, North Sumatera Offshore Block, And East Kalimantan Block.

Related to the new regulation, according to him, Pertamina budgeted its investment returns in 2018 for the replacement of unrecovered costs in eight working areas assigned by the government. However, until now Pertamina can not do the calculation in detail.

"But the investment value is estimated not too high because of the eight oil and gas blocks, the three regions have been managed first," he said.

EMR Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar previously said that contractors who take over oil and gas blocks that have expired their contracts are obliged to refund costs previously incurred by operators in cash. According to him, the contractor must have the calculation and the right study if you want to get the return of investment as initial capital to start production.

Based on data from the Special Working Unit for Upstream Oil and Gas Executives (SKK Migas), the realization of oil production until the end of March reached 815,600 barrels per day (BPD) and gas in the same period reached 6,503 million cubic feet per day (MMSCFD).

The realization of upstream oil and gas investment in the quarter I / 2017 amounted to USD1, 90 billion, down 32% compared with the realization of the same period last year USD 2.80 billion. The target of upstream oil and gas investment this year is USD13, 80 billion.

Secretary of SKK Migas Budi Agustyono said up to now upstream oil and gas activities are still running as planned. No contractor has proposed changes in informal work. SKK Migas is optimistic that this year's investment target can be achieved.

IN INDONESIAN

Aturan Pengembalian Investasi Migas Perlu di Perjelas

Industri migas meminta pemerintah memperjelas aturan mengenai mekanisme pengembalian biaya investasi kepada kontraktor kontrak kerja sama KKKS pada akhir masa kontrak kerja sama.

Seperti diketahui, tanggal 29 Maret 2017 Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menetapkan Peraturan Menteri ESDM N026/2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya Investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. 

Aturan itu dibuat untuk menjaga tingkat produksi dan optimalisasi penerimaan negara dari kegiatan usaha hulu migas dengan mewajibkan kontraktor menjaga kewajaran tingkat produksi migas sampai berakhirnya masa kontrak kerjasama.

Untuk itu, kontraktor wajib melakukan investasi di wilayah kerja. Dalam rangka investasi tersebut, kontraktor mendapatkan pengembalian biaya investasi selama masa kontrak kerja sama. Dalam hal kontrak kerja sama diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, pengembaliannya dapat dilanjutkan selama masa perpanjangan kontrak kerjasama.

Dalam hal kontrak kerja sama diperpanjang menggunakan kontrak bagi hasil gross split dan masih terdapat biaya investasi, sisa biaya investasi yang belum dikembalikan diperhitungkan dalam bagian kontraktor. 

     Sementara, jika terdapat pihak lain sebagai kontraktor baru selain kontraktor lama, maka kontraktor baru harus menanggung sisa biaya investasi yang belum dikembalikan secara proporsional sesuai besaran participating interest. 

     Namun, jika kontrak kerjasama tidak diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, pengembalian biaya investasi ditanggung kontraktor baru.

Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong menilai skema itu hanya akan menarik bagi aset-aset yang menawarkan keekonomian cukup bagi kontraktor. Namun, apabila keekonomian blok migas rendah, menurutnya akan sulit bagi kontraktor baru menanggung seluruh unrecovered cost di awal sebelum kontrak berakhir. 

"Kalau secara keekonomian baik, maka bisa diterima oleh kontraktor baru, tetapi kalau secara keekonomian jelek, maka sulit untuk diterima oleh kontraktor baru," katanya.

Terkait dengan itu, Direktur Hulu PT Pertamina Syamsu Alam meminta kejelasan mengenai mekanisme pembayaran dan perhitungan unrecovered cost yang harus ditanggung. "Mekanisme pembayaran dan perhittmgan unrecovered cost yang harus ditanggung hrus disesuaikan dengan kaidah akuntansi yang berlaku,” ujarnya

Seperti diketahui, Pertamina ditugasi pemerintah untuk mengelola beberapa wilayah kerja yang akan habis masa kontraknya, antara lain Blok Attaka, Blok Mahakam, Blok Tuban, Blok Ogan Komering, Blok Sanga-Sanga, Blok South East Sumatera, Blok Tengah, Blok North Sumatera Offshore, dan Blok East Kalimantan. 

Terkait aturan baru itu, menurut dia, Pertamina menganggarkan dana pengembalian investasi pada 2018 untuk penggantian unrecovered cost di delapan wilayah kerja yang telah ditugaskan pemerintah. Namun, sampai saat ini Pertamina belum bisa melakukan perhitungan secara detail.

"Tapi nilai investasi diperkirakan tidak terlalu tinggi karena dari delapan blok migas, tiga wilayah telah dikelola terlebih dahulu,” kata dia. 

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar sebelumnya mengatakan, kontraktor yang mengambil alih blok minyak dan gas bumi yang telah habis masa kontraknya wajib mengembalikan biaya yang telah dikeluarkan operator sebelumnya secara tunai. 

     Menurut dia, kontraktor harus memiliki perhitungan dan kajian tepat jika ingin mendapatkan pengembalian investasi sebagai modal awal untuk memulai produksi.

Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas), realisasi produksi minyak sampai akhir Maret mencapai 815.600 barel per hari (bph) dan gas pada periode yang sama mencapai 6.503 juta kaki kubik per hari (MMSCFD). 

Adapun realisasi investasi hulu migas pada kuartal I/2017 sebesar USD1,90 miliar, turun 32% dibandingkan dengan realisasi periode yang sama tahun lalu USD 2,80 miliar. Adapun target investasi hulu migas pada tahun ini USD13,80 miliar.

Sekretaris SKK Migas Budi Agustyono mengatakan, sampai saat ini kegiatan hulu migas masih berjalan sesuai rencana. Belum ada kontraktor yang mengusulkan perubahan kegiatan kerja secara informal. SKK Migas optimistis target investasi pada tahun ini dapat tercapai.

Koran Sindo, Page-8, Thursday, April, 20, 2017