Old Wells Wonocolo Proposed Managed BUMDes

Contract management of oil wells in Wonocolo parents, Subdistrict Kedewan, Bojonegoro managed by the group completed by late 2016 yesterday. Management of old wells will now be returned to the Ministerial Regulation No. 1 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In the old well. Secretary of Commission A of the Regional Representatives Council (DPRD) Bojonegoro, Doni Bayu Setiawan hope the management of old oil wells that can be managed by village-owned enterprises (BUMDes).

Therefore, the legal framework is clear BUMDes. The legality of the law is clear and will impact optimally on village revenues. In the Ministerial Regulation No. 1 of 2008 it is mentioned that the management of old wells carried out by the Regional Owned Enterprises (enterprises) or the Village Unit Cooperatives (KUD). However, according to the results of evaluations conducted during the management of Committee A was performed by KUD village did not have the income from the management of old wells optimally.

Rotation of the rural economy must also be running. Discourse management of old wells to BUMDes had already been sent the Commission a time of meeting with a number of Contractor Cooperation Contract (PSC), and SKK Migas Bojonegoro Parliament plenary chamber on December 27, 2016 last. Now the plan is still to be considered the owner of the Mining Working Area (WMA/WKP) Pertamina EP Cepu Field Asset 4.

While the Field Manager of Pertamina EP Cepu Asset 4, Agus Amperianto revealed, two community previously managed the old wells are not renewed his contract. He said he hoped the management of old wells will not violate the rules of Regulation No. 1 of 2008 of which the management handed over to cooperatives and enterprises. But when the Regent recommend any form of its enterprises, Pertamina will learn it for approval SKK Migas and the Directorate General of Oil and Gas.

IN INDONESIAN

Sumur Tua Wonocolo Diusulkan Dikelola BUMDes

Kontrak pengelolaan minyak sumur tua di Wonocolo, Kecamatan Kedewan, Kabupaten Bojonegoro yang dikelola oleh paguyuban selesai akhir tahun 2016 kemarin. Pengelolaan sumur tua itu kini akan dikembalikan pada Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi Pada Sumur Tua. Sekretaris Komisi A Dewan Perwakilan Rakyat Daerah (DPRD) Kabupaten Bojonegoro, Doni Bayu Setiawan berharap pengelolaan sumur minyak tua tersebut bisa dikelola oleh Badan Usaha Milik Desa (BUMDes).

Sebab, payung hukum BUMDes sudah jelas. Legalitas hukumnya sudah jelas dan akan berdampak secara maksimal terhadap pemasukan desa. Dalam Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 itu disebutkan bahwa pengelolaan sumur tua dilakukan oleh Badan Usaha MIlik Daerah (BUMD) atau Koperasi Unit Desa (KUD). Namun, sesuai hasil evaluasi yang dilakukan Komisi A selama pengelolaan itu dilakukan oleh KUD desa tidak memiliki pemasukan dari pengelolaan sumur tua secara maksimal.

Perputaran ekonomi desa juga harus berjalan. Wacana pengelolaan sumur tua kepada BUMDes itu juga sudah disampaikan Komisi A saat melakukan rapat bersama dengan sejumlah Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), dan SKK Migas di ruang Paripurna DPRD Bojonegoro pada 27 Desember 2016 lalu. Sekarang rencana itu masih menjadi pertimbangan pemilik Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Pertamina EP Asset 4 Field Cepu.

Sementara Field Manager Pertamina EP Asset 4 Cepu, Agus Amperianto mengungkapkan, dua paguyuban yang sebelumnya mengelola sumur tua tidak diperpanjang kontraknya. Pihaknya berharap pengelolaan sumur tua nantinya tidak menyalahi aturan Peraturan Menteri nomor 1 tahun 2008 yang di antaranya pengelolaan diserahkan kepada KUD maupun BUMD. Tapi apabila Bupati merekomendasikan apapun bentuk BUMD nya, maka Pertamina akan mempelajarinya dulu untuk persetujuan SKK Migas dan Direktorat Jenderal Migas.

Harian Bangsa,Page-9, Monday, Jan, 9, 2017

Doubtful Reached Agreement Next Week

Development Masela

Agreement on development projects Abadi field, Masela doubt can be reached during a meeting between Japanese Prime Minister Shinzo Abe and President Joko Widodo next week.

Because, Inpex Corporation as the operator of oil and gas blocks in Southwest Maluku district admitted that he is still negotiating with the Government of Indonesia with regard to a number of problems. Still negotiating with the Government of Indonesia Abadi field associated with the project. These negotiations include location, capacity liquefied natural gas onshore and contract extension for the results, "said CEO Inpex Corporation Toshiaki Kitamura in Tokyo, as quoted by Bloomberg, Friday (6/1). Shinzo Abe is scheduled to meet with President Joko Widodo in Bogor on Sunday (15/1) to discuss a number of agreements. in addition Masela, will also be discussed Patimban Ports and Railway projects Medium Jakarta-Surabaya.

After the plenary Cabinet meeting at the Bogor Palace on Wednesday (4/1), the Coordinating Minister for maritime Luhut Binsar Pandjaitan disclose the results of the meeting an agreement in Japan where the replacement of missing agreed contract period of seven years.

In the energy sector agreed on a deal Masela that the meeting in Japan, for seven years [the replacement of the lost contract period], "he said. In addition, the production capacity of liquefied natural gas onshore / OLNG proposed of 9.5 metric tons per year / MTPA judged to be 7.5 MTPA pipe coupled with the capacity of 474 MMSCFD.

With the deal, the value of the investment for the Masela block is estimated to a maximum of US $ 16 billion In fact, Luhut estimate the value of that investment can be less than the initial assumption. The most high of US $ 16 billion. Maybe it could be less than $ 16 Meanwhile, for the derivatives industry, the institute set up so that the petrochemical industry and fertilizer industry in that location is expected to attract investment of around US $ 9 billion. Thus, the Masela block project and upstream to downstream in the derivatives industry will attract an investment of US $ 25 billion.

With the deal, he projected pre FEED this year and will be completed in 2017 until 2018. Hopefully, a final investment decision / FID can be completed by 2019 at the latest so that the commercial operation can be carried out in 2022. Meanwhile, Inpex Masela Limited as operator proposed that production capacity rose to 9.51 mtpa and operating life to 30 years, assuming the addition of 20-year contract period and the replacement of the contract lost because it is used to conduct a study refinery floating liquefied natural gas (floating liquefied natural gas / FLNG) for 10 years.

INVESTMENT RETURNS

Earlier, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said the current oil price conditions, the ratio of return on investment / project IRR could touch about 12%. With an IRR of 12%, he said, the project is still running as economies of scale by assuming a production capacity exceeding 7.5 million tons per year and an operating life of more than 20 years.

He admits, it is indeed below the proposed operator IRR of 15%. Deputy Minister asked that operators sent a letter to the government. From the letter, the government will eventually respond in the form of points of agreement on the fiscal proposals submitted.

According to him, from the technical aspect, the addition of possible production and production plus despite operating life after the contract expires 2028. Production could still survive until the next 27 years. Even so, Arcandra not call any more detail aspects that support the replacement of the lost contract period of seven years. Considerations are techniques that we think they are entitled to reimbursement.

IN INDONESIAN
Pengembangan Masela

Kesepakatan Diragukan Tercapai Pekan Depan

Kesepakatan soal proyek pengembangan Lapangan Abadi, Blok Masela diragukan bisa dicapai saat pertemuan antara Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe dan Presiden Joko Widodo pada pekan depan.

Pasalnya, Inpex Corporation selaku operator blok migas di Kabupaten Maluku Barat Daya tersebut mengaku hingga kini masih melakukan negosiasi dengan Pemerintah Indonesia terkait dengan sejumlah persoalan. Masih melakukan negosiasi dengan Pemerintah Indonesia terkait dengan proyek Lapangan Abadi. Negosiasi tersebut termasuk lokasi, kapasitas kilang gas alam cair darat dan perpanjangan kontrak bagi hasil," kata CEO Inpex Corporation Toshiaki Kitamura di Tokyo, seperti dikutip dari Bloomberg, Jumat (6/ 1). Shinzo Abe dijadwalkan bertemu dengan Presiden Joko Widodo di Istana Bogor pada Minggu (15/1) untuk membahas sejumlah kesepakatan. Selain Blok Masela, juga akan dibahas Pelabuhan Patimban dan proyek Kereta Medium Jakarta-Surabaya.

Seusai Sidang Kabinet Paripurna di Istana Bogor, Rabu (4/1), Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan mengungkapkan hasil kesepakatan pertemuan di Jepang di mana penggantian masa kontrak yang hilang disepakati selama tujuh tahun.

Di bidang energi sudah disepakati mengenai Blok Masela yaitu kesepakatan hasil pertemuan di Jepang, selama tujuh tahun [penggantian masa kontrak yang hilang],” katanya. Selain itu, kapasitas produksi kilang gas alam cair darat/OLNG yang diusulkan sebesar 9,5 metrik ton per tahun/MTPA diputuskan menjadi sebesar 7,5 MTPA ditambah dengan kapasitas pipa sebesar 474 MMscfd.

Dengan kesepakatan itu, nilai investasi untuk Blok Masela diperkirakan maksimum sebesar US$ 16 miliar Bahkan, Luhut memperkirakan nilai investasi itu bisa kurang dari asumsi awal. Paling tinggi US$ 16 miliar. Mungkin bisa kurang dari US$ 16   Sementara itu, untuk industri turunan, pihaknya menyiapkan agar industri petrokimia dan industri pupuk di lokasi itu diperkirakan akan menarik investasi sekitar US$ 9 miliar. Dengan demikian, proyek blok Masela dan hulu hingga hilir pada industri turunan akan menarik investasi sebanyak US$ 25 miliar.

Dengan adanya kesepakatan itu, dia memproyeksikan pre FEED pada tahun ini dan akan diselesaikan pada 2017 hingga 2018. Harapannya, keputusan akhir investasi/FID bisa dituntaskan pada 2019 sehingga operasi komersial paling lambat bisa dilakukan pada 2022. Adapun, Inpex Masela Limited sebagai operator mengusulkan agar kapasitas produksi naik menjadi 9,51 mtpa dan masa operasi menjadi 30 tahun dengan asumsi penambahan masa kontrak 20 tahun dan penggantian masa kontrak yang hilang karena digunakan untuk melakukan kajian kilang terapung gas alam cair (floating liquefied natural gas/FLNG) selama 10 tahun.

PENGEMBALIAN INVESTASI 

Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan dengan kondisi harga minyak saat ini, rasio pengembalian investasi/IRR proyek bisa menyentuh sekitar 12%. Dengan IRR 12% , katanya, proyek masih berjalan sesuai skala ekonomi dengan asumsi kapasitas produksi melebihi 7,5 juta ton per tahun dan masa operasi lebih dari 20 tahun.

Dia mengakui, hal tersebut memang di bawah usulan IRR operator yakni 15%. Wakil Menteri ESDM itu meminta agar operator mengirim surat kepada pemerintah. Dari surat tersebut, nantinya pemerintah akan merespon berupa poin kesepakatan terkait dengan usulan fiskal yang diajukan.

Menurutnya, dari aspek teknis, penambahan produksi dimungkinkan dan produksi ditambah kendati masa operasi setelah masa kontrak berakhir 2028. Produksi masih bisa bertahan hingga 27 tahun berikutnya. Meski begitu, Arcandra tidak menyebut lebih detail aspek mana saja yang mendukung penggantian masa kontrak yang hilang selama tujuh tahun. Pertimbangan secara teknik yang menurut kami, mereka berhak mendapat penggantian.

Bisnis Indonesia, Page-9, Saturday, Jan, 7, 2017

Management of Old Wells, Propose Engagement BUMDes

The unclear regulatory management Wonocolo old oil wells in Sub Kedewan to date, Parliament proposes Bojonegoro involvement village-owned enterprises (BUMDes). I read the proposal at a meeting in the title of the opinion of Parliament Plenary Room Bojonegoro, said a member of Commission A DPRD Donny Bayu Setiawan. Doni insists, BUMDes engagement in accordance with the original purpose of the revision of Energy and Mineral Resources Regulation No. 1 Year 2008. Namely, the welfare of the community around the mining areas of old oil wells.

In addition, states that the Village Unit Cooperatives (KUD) and the Regional Owned Enterprises (enterprises) may arrange and produce petroleum. That is, the current management of old oil wells in the village Wonocolo, District All of them are still status quo. Management will be more on target.

If later the proposal was not acceptable, it will continue to seek the best way in the regulation of the management of old oil wells. So that, hopefully, the management of law. Do BUMDes under KUD or enterprises to be negotiated again. Meanwhile, the Head of Public Relations Section of Energy and the Environment Dadang Subiantoro Aris said it agreed to the proposal as long as it does not violate the rules. Not bad. At least the management is clear.

IN INDONESIAN

Pengelolaan Sumur Tua, Usulkan Keterlibatan BUMDes

Belum jelasnya regulasi pengelolaan sumur minyak tua Wonocolo di Kecamatan Kedewan sampai saat ini, DPRD Bojonegoro mengusulkan keterlibatan Badan Usaha Milik Desa (BUMDes). Usulan itu saya bacakan saat rapat gelar pendapat di Ruang Paripurna DPRD Bojonegoro, kata anggota Komisi A DPRD Donny Bayu Setiawan. Doni menegaskan, keterlibatan BUMDes sesuai dengan tujuan awal revisi Peraturan Menteri ESDM No 1 Tahun 2008. Yakni, menyejahterakan masyarakat sekitar wilayah penambangan sumur minyak tua.

Selain itu, menyebutkan bahwa Koperasi Unit Desa (KUD) dan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) dapat mengusahakan dan memproduksikan minyak bumi. Artinya, saat ini pengelolaan minyak sumur tua di Desa Wonocolo, Kecamatan Ke dewan masih status quo. Pengelolaannya akan lebih tepat sasaran.

Jika nanti usulan itu belum bisa diterima, pihaknya akan terus mengupayakan jalan terbaik dalam regulasi pengelolaan sumur minyak tua. Sehingga, harapannya, pengelolaan berdasar hukum. Apakah BUMDes di bawah KUD atau BUMD akan dirundingkan lagi. Sementara itu, Kepala Sub Bagian Humas ESDM dan Lingkungan Hidup Dadang Aris Subiantoro mengatakan, pihaknya setuju usulan tersebut asalkan tidak menyalahi aturan yang ada. Bagus juga. Paling tidak pengelolaannya jelas.

Radar Bojonegoro, Page-29, Saturday, Jan, 7, 2017

Gross-Split Scheme May Hinder Enhanced Oil Recovery

The governments plan to implement a gross-split sliding scale in place of the current cost recovery system could hinder its efforts to encourage more exploration and exploitation activities that could boost oil and gas production. Unlike cost recovery a reimbursement scheme for the upstream oil and gas sector, a gross-split scheme will incorporate a “no-reimbutsement” mechanism, which will force companies to become more efficient amid continuously sluggish global oil prices. The government hopes that the new scheme will be more desirable to investors as it will also involve variable and progressive split ratios that would change depending on different factors.

In the current scheme, in an oil project, a company’s portion is set at 15 percent and the rest is dedicated to the government, while in a gas project, the company has the right to a 30 percent portion. However, experts are doubtful that the new scheme will encourage tertiary oil recovery methods such as enhanced oil recovery (EOR), which are essential to boost production amid depleting reserves.

National Energy Board (DEN) member Andang Bachtiar said forcing companies to become more efficient would make them shy away from using EOR and developing marginal fields because of the high costs and low internal rate of return (IRR). Furthermore, companies working under a gross-split production sharing contract (PSC) would also prioritize production activities for guaranteed revenue rather than pay exploration activity costs.

“The General Plan for National Energy [RUEN] stipulates that in the next five years we have to boost production through EOR to reach 2.5 million barrels of oil stored in reserves,” he said.

The country’s oil production rates have continued to decrease over the years because of a lack of new discoveries. Data from the Upstream Oil and Gas Regulatory Special Task Force (SKK Migas) show that the nation’s proven oil reserves have dropped to 3,603 million stock tank barrels (mmstb) by the end of 2015 from 3,624 mmstb.

If the country continues to produce over 800,000 barrels of oil per day (bopd) without any new findings, its proven reserves could be depleted in little over a decade. Next year’s ready-to-sell production target is set at 815,000 bopd.SKKMigas chairman Amien Sunaryadi claims that there is still around 48.6 billion stock tank barrels of oil (bstb), which could potentially be produced through EOR.

This cannot be extracted through conventional methods and needs either EOR or extraction with chemical surfactants,” he said. Despite the governments enthusiasm for EOR, companies that have been conducting EOR pilot projects, such as Chevron Pacific Indonesia and Medco E&P Rimau, have said that these methods are still economically unfeasible to implement on a large scale unless global crude prices reach $80 per barrel. Benchmarks West Texas Intermediate (WTI) and Brent traded crude at around $55 per barrel recently.

The government has confirmed that the new scheme will be first implemented in the PSC of the Offshore Northwest Java (ONWJ) block. However, data from the Energy and Mineral Resources Ministry shows that there will still be around 50 existing PSCS, which will remain under the cost recoveiy scheme for the next 25 years.

Meanwhile, Adjie Harisandi, an industry analyst from Bank Mandiri, suggested that SKK Migas should still be able to control and monitor the cost of production of the con- tractors under the new scheme. “Note that the government still has a legal right to collect income taxes from oil`and gas in addition to oil-production sharing. Therefore, how much income tax the contractors must pay should be regulated as well,” he said in a recently published research note.

IN INDONESIAN

 Skema Gross Spli tdapat menghalangi Enhanced Oil Recovery (EOR)

Pemerintah berencana untuk menerapkan gross-split skala geser di tempat sistem cost recovery saat ini bisa menghambat upaya untuk mendorong lebih banyak eksplorasi dan eksploitasi kegiatan yang dapat meningkatkan produksi minyak dan gas. Tidak seperti cost recovery skema penggantian untuk sektor hulu migas, skema gross-split akan menggabungkan "no-reimbutsement" mekanisme, yang akan memaksa perusahaan untuk menjadi lebih efisien di tengah harga minyak dunia terus lesu. Pemerintah berharap skema baru akan lebih diinginkan untuk investor karena juga akan melibatkan rasio pemecahan variabel dan progresif yang akan berubah tergantung pada faktor-faktor yang berbeda.

Dalam skema saat ini, di proyek minyak, sebagian perusahaan ditetapkan sebesar 15 persen dan sisanya didedikasikan kepada pemerintah, sementara di proyek gas, perusahaan memiliki hak untuk porsi 30 persen. Namun, para ahli meragukan bahwa skema baru akan mendorong metode pemulihan minyak tersier seperti enhanced oil recovery (EOR), yang penting untuk meningkatkan produksi di tengah cadangan menipis.

Dewan Energi Nasional (DEN) anggota Andang Bachtiar mengatakan memaksa perusahaan untuk menjadi lebih efisien akan membuat mereka menghindar dari menggunakan EOR dan mengembangkan bidang marginal karena biaya tinggi dan internal rate rendah return (IRR). Selain itu, perusahaan yang bekerja di bawah gross-split kontrak bagi hasil (PSC) juga akan memprioritaskan kegiatan produksi untuk pendapatan dijamin daripada membayar biaya kegiatan eksplorasi.

"Rencana Umum Energi Nasional [RUEN] menetapkan bahwa dalam lima tahun ke depan kita harus meningkatkan produksi melalui EOR mencapai 2,5 juta barel minyak disimpan dalam cadangan," katanya. Tingkat produksi minyak negara ini telah terus menurun selama bertahun-tahun karena kurangnya penemuan baru. Data dari Minyak dan Gas Angkatan Hulu Pengatur Tugas Khusus (SKKMigas) menunjukkan bahwa cadangan minyak terbukti bangsa ini telah turun menjadi 3.603 juta tangki saham barel (MMSTB) pada akhir 2015 dari 3624 MMSTB.

Jika negara terus memproduksi lebih dari 800.000 barel minyak per hari (bopd) tanpa temuan baru, cadangan terbukti bisa habis dalam sedikit lebih dari satu dekade. siap jual target produksi tahun depan ditetapkan pada ketua 815.000 bopd.SKKMigas Amien Sunaryadi mengklaim bahwa masih ada sekitar 48600000000 barel tangki saham minyak (bstb), yang berpotensi dapat dihasilkan melalui EOR.

Ini tidak dapat diekstraksi melalui metode konvensional dan kebutuhan baik EOR atau ekstraksi dengan surfaktan kimia, "katanya. Meskipun pemerintah antusiasme untuk EOR, perusahaan yang telah melakukan proyek percontohan EOR, seperti Chevron Pacific Indonesia dan Medco E & P Rimau, telah mengatakan bahwa metode ini masih ekonomis tidak layak untuk menerapkan dalam skala besar kecuali harga minyak mentah dunia mencapai US $ 80 per barel. Benchmark West Texas Intermediate (WTI) dan Brent diperdagangkan mentah sekitar $ 55 per barel baru-baru ini.

Pemerintah telah mengkonfirmasi bahwa skema baru akan diterapkan pertama kali pada PSC Offshore Northwest Java (ONWJ) blok. Namun, data dari Energi dan Sumber Daya Mineral Kementerian menunjukkan bahwa masih akan ada sekitar 50 PSCS yang ada, yang akan tetap berada di bawah skema biaya recoveiy selama 25 tahun ke depan.

Sementara itu, Adjie Harisandi, seorang analis industri dari Bank Mandiri, menyarankan bahwa SKK Migas harus tetap dapat mengontrol dan memantau biaya produksi traktor con di bawah skema baru. "Perhatikan bahwa pemerintah masih memiliki hak hukum untuk mengumpulkan pajak pendapatan dari gas oil`and selain berbagi minyak produksi. Oleh karena itu, berapa banyak pajak penghasilan kontraktor harus membayar harus diatur juga, "katanya dalam sebuah catatan penelitian baru-baru ini diterbitkan.

Jakarta Post, Page-15, Friday, Jan, 6, 2017

Pertamina to Collect Petral Receivables

State-owned oil and gas company Pertamina has said that it will start to collect the receivables of its liquidated trading arm Pertamina Energy Trading Limited (Petral) this year. The poor documentation of the receivables that had hampered the collection process should have been rectified in 2016, said Pertamina president director Dwi Soetjipto, adding that Pertamina would have to reclassify the exact amounts of receivables with the clients.

Pertamina has already asked government institutions such as the Development Finance Comptroller (BPKP) and Attorney General Office to carry out the reclassification process, he said. ”We want the reclassification process to be legally valid and not cause any more problems in the future," he said.

Dwi said Pertamina would talk to its clients to discuss the issue. ”We have to check our findings with the clients. Some clients may admit that they have payables to Petral, some others may not, this should be resolved,” he said.

IN INDONESIAN

Pertamina Kumpulkan Piutang Petral 

        Perusahaan minyak dan gas milik negara Pertamina telah mengatakan bahwa hal itu akan mulai menagih piutang dagang Pertamina Energy Trading Limited (Petral)  yang dilikuidasi tahun ini. Dokumentasi yang buruk dari piutang yang telah menghambat proses pengumpulan seharusnya diperbaiki pada 2016, kata Presiden Direktur Pertamina Dwi Soetjipto, menambahkan bahwa Pertamina harus mereklasifikasi jumlah yang tepat dari piutang dengan klien.

Pertamina telah meminta lembaga pemerintah seperti BPKP (BPKP) dan Kejaksaan Agung untuk melaksanakan proses reklasifikasi, katanya. "Kami ingin proses reklasifikasi menjadi sah secara hukum dan tidak menimbulkan masalah lagi di masa depan," katanya.

Dwi mengatakan Pertamina akan berbicara dengan klien untuk membahas masalah tersebut. "Kami harus memeriksa temuan kami dengan klien. Beberapa klien mungkin mengakui bahwa mereka memiliki hutang kepada Petral, beberapa orang lain mungkin tidak, ini harus diselesaikan, "katanya.

Jakarta Post, Page-14, Friday, Jan, 6, 2017

PGN Build Natural Gas Pipeline Lamongan, Tuban Throughout the 141-KM

PT PGN expand natural gas pipelines in various areas, one of them by building a gas pipeline segment-Lamongan Gresik-Tuban along the 141 kilometer (km). PGN will continue to aggressively build gas pipelines to expand the utilization of gas to the public. One of them in East Java such as in-Lamongan Gresik segment-Tuban, "said Vice President of Corporate Communications PGN, Andri Irwan Atmanto.

Irwan said, for phase l of the road Gresik - Lamongan - Tuban, PGN is currently in the process of construction of a gas pipeline in the village of Suci up Sembayat in Gresik, East Java 11.5 km. Phase I of the project is targeted for completion in the first quarter - 2017.

The gas pipeline will also be connected with the pipe PGN already existing in East Java. It is expected the presence of gas pipelines, will be more and more industries, SME, commercial business (hotels, shopping malls, hospitals, restaurants) to households and transportation to enjoy the good energy of natural gas is a clean and efficient compared to other fuels from PGN ,

In the construction of this natural gas network, PGN need the support of national and local government and the community. The support we had hoped for during the development process gas pipe sometimes causes an uncomfortable feeling for the community road users when the pipe is planted on the roadside, said Irwan.

Irwan said that in order to reduce the inconvenience that, in any gas pipeline project, PGN emphasizes professionalism. Extracting gas pipeline project will be completed on time and the excavated soil immediately return it to the original condition even better.

As examples of the PGN pipeline project in the Holy village-Village Sembayat 11.5 km, PGN dugouts to move to another location, thereby reducing road user inconvenience. Once the gas pipeline is completed planted, PGN will repair the road being dug in and the asphalt until smooth. Construction of gas pipeline project-Lamongan Gresik-Tuban, East Java, PGN is also well as a commitment to open up areas of new natural gas market in East Java.

Like last year, PGN strengthen the natural gas pipeline network in East Java to build a gas pipeline in Sidoarjo along the 32 km, 23 km Surabaya, Pasuruan 2 km. Until now, the total length of natural gas pipeline in East Java PGN around 1,155 km, with details, PGN pipeline along 552 km in Surabaya, Gresik, Sidoarjo-141 Km 404 km and 199 km Pasuruan. The pipeline project is already in operation and the gas to various customers such as industry, SMEs, commercial businesses to households, "added Irwan.

PGN is the only entity in Indonesia that distribute natural gas to various customer segments, ranging from households, Small and Micro Enterprises (SMEs), commercial business (shopping malls, hotels, hospitals and restaurants), industrial, power generation and transportation , Until now PGN distribute natural gas to more than 120,000 households. In addition to the 1,929 small businesses, malls, hotels, hospitals, restaurants, to restaurants, and 1,630 large-scale industrial and power plants. Natural gas pipeline owned and operated PGN along more than 7,200 km, or about 78% of national downstream natural gas pipeline, "added Irwan.

IN INDONESIAN

PGN Bangun Pipa Gas Bumi Lamongan-Tuban Sepanjang 141 KM

PT PGN memperluas jaringan pipa gas bumi di berbagai daerah, salah satunya dengan membangun pipa gas bumi ruas Gresik-Lamongan-Tuban sepanjang 141 kilometer (Km). PGN akan terus agresif dalam membangun jaringan pipa gas bumi untuk memperluas pemanfaatan gas bumi ke masyarakat. Salah satunya di Jawa Timur seperti di ruas Gresik-Lamongan-Tuban,” kata Vice President Corporate Communication PGN, Irwan Andri Atmanto.

Irwan mengatakan, untuk tahap l dari ruas Gresik - Lamongan - Tuban, PGN saat ini dalam proses pembangunan pipa gas di Desa Suci hingga Desa Sembayat di Gresik, Jawa Timur sepanjang 11,5 km. Proyek tahap I ini ditargetkan selesai pada kuartal I - 2017.

Pipa gas tersebut juga akan tersambung dengan pipa PGN yang sudah eksisting di Jawa Timur. Diharapkan dengan keberadaan jaringan pipa gas ini, akan makin banyak lagi industri, UKM, usaha komersial (hotel, mal, rumah sakit, rumah makan) hingga rumah tangga dan transportasi yang menikmati energi baik gas bumi yang bersih dan efisien dibanding bahan bakar lainnya dari PGN.

Dalam pembangunan jaringan gas bumi ini, PGN butuh dukungan dari pemerintah pusat maupun daerah serta masyarakat. Dukungan itu kami harapkan karena selama proses pembangunan pipa gas terkadang menimbulkan rasa kurang nyaman bagi masyarakat pengguna jalan ketika pipa ditanam di pinggir jalan, kata Irwan.

Irwan menyatakan, bahwa untuk mengurangi ketidak nyamanan itu, dalam setiap pengerjaan proyek pipa gas, PGN mengedepankan profesionalitas. Proyek penggalian pipa gas akan diselesaikan tepat waktu dan tanah yang digali segera di kembalikan pada kondisi seperti semula bahkan lebih baik.

Seperti contoh proyek pipa PGN di Desa Suci-Desa Sembayat sepanjang 11,5 km, PGN sampai memindahkan tanah galian ke lokasi lain sehingga mengurangi ketidak nyamanan pengguna jalan. Setelah pipa gas selesai ditanam, PGN akan memperbaiki jalan yang digali dan di aspal hingga mulus. Pembangunan proyek pipa gas Gresik-Lamongan-Tuban, Jawa Timur ini juga sekaligus komitmen PGN untuk membuka wilayah-wilayah pasar gas bumi baru di Jawa Timur.

Seperti tahun lalu, PGN memperkuat jaringan pipa gas bumi di Jawa Timur dengan membangun pipa gas di Sidoarjo sepanjang 32 km, Surabaya 23 km, Pasuruan 2 km. Hingga saat ini total panjang pipa gas bumi PGN di Jawa Timur sekitar 1.155 km, dengan rincian, pipa PGN di Surabaya sepanjang 552 km, Gresik-141 Km Sidoarjo 404 km, dan Pasuruan 199 km. Proyek pipa tersebut sudah beroperasi dan mengalirkan gas ke berbagai pelanggan seperti industri, UKM, usaha komersial hingga rumah tangga,” tambah Irwan.

PGN merupakan satu satunya badan usaha di Indonesia yang menyalurkan gas bumi ke berbagai segmen pelanggan, mulai dari rumah tangga, Usaha Kecil dan Mikro (UKM), usaha komersial (mal, hotel, rumah sakit dan rumah makan) , industri, pembangkit listrik dan transportasi. Hingga saat ini PGN menyalurkan gas bumi ke lebih dari 120.000 rumah tangga. Selain itu ke 1.929 usaha kecil, mal, hotel, rumah sakit, restoran, hingga rumah makan, serta 1.630 industri berskala besar dan pembangkit listrik. Pipa gas bumi yang dimiliki dan dioperasikan PGN saat ini sepanjang lebih dari 7.200 km atau sekitar 78% pipa gas bumi hilir nasional,” tutup Irwan.

Investor Daily, Page-9, Friday, Jan, 6, 2017

Lapindo Clean Well Wunut 16

Sidoarjo residents during this time do not know if in the village of lichen, District Reinforcement, existing gas wells owned by Lapindo Brantas Inc. Gas wells in the village called Wunut wells 16. At present, the gas wells in the work-over (cleaning wells). Information from the citizens, the well location right behind the local village hall. It's been about two weeks of work plans prepared over Lapindo. Start and preparations already heavy equipment to the site.

The workers in the field of engineering work over of the various partners of the company Lapindo already deployed. Ranging from licensing to the residents to the local village chief. Until notification of the District Leadership Forum (Forpimpka) Tulangan has also been done Lapindo. While Viar Manager Lapindo Brantas Inc Arief Setyo Widodo justified when in the village Jiken, Reinforcement, no work-over activities. Work is an advanced program over the previous year.

Jiken gas wells in the village, Reinforcement was called Wunut wells 16. The program is an advanced program yesterday, said the fat man called Yoyo it. Of the 11 wells remained three wells that have not been at work over. Ie wells Wunut 16 (Desa Jiken) is currently starting the process is done. Two other wells, wells Pesawahan Wunut 15 in the village, Porong, and the Well Wunut 7 in the village of Waung, Krembung.

     When asked about the Lapindo gas production, if there is an increase or decline, Yoyo said its production still remained stable as last year. Which is about 5 MMSCFD. Currently, Lapindo manages 30 gas wells scattered in the District Tanggulangin, Krembung, and Porong. However, of the 30 wells, only 14 wells that are still productive. Of the 14 wells of 11 wells were productive in Wunut, Porong district, with a total of 3 MMSCFD gas production. Three wells are in Sub Tanggulangin with gas production reached 5 MMSCFD.

IN INDONESIAN

Lapindo Bersihkan Sumur Wunut 16

Warga Sidoarjo selama ini tidak mengetahui jika di Desa liken, Kecamatan Tulangan, sudah ada sumur gas milik Lapindo Brantas Inc. Sumur gas di desa itu disebut sumur Wunut 16. Saat ini, sumur gas tersebut di work over (pembersihan sumur). Informasi dari warga, lokasi sumur tepat dibelakang balai desa setempat. Sudah sekitar dua pekan rencana work over dipersiapkan Lapindo. Mulai dan persiapan alat berat sudah ke lokasi.

Para pekerja teknik dibidang work over dari berbagai mitra perusahaan Lapindo sudah dikerahkan. Mulai dari perizinan ke warga hingga kepala desa setempat. Hingga pemberitahuan dari Forum Pimpinan Kecamatan (Forpimpka) Tulangan juga sudah dilakukan Lapindo. Sementara Viar Manager Lapindo Brantas Inc Arief Setyo Widodo membenarkan bila di Desa Jiken, Tulangan, ada aktifitas work over. Work over tersebut merupakan program lanjutan tahun sebelumnya.

Sumur gas di Desa Jiken, Tulangan itu disebut sumur Wunut 16. Program itu merupakan program lanjutan kemarin, kata pria gendut yang disapa Yoyok. Dari 11 sumur masih tinggal 3 sumur yang belum di work over. Yakni sumur Wunut 16 (Desa Jiken) yang saat ini mulai proses dikerjakan. Dua sumur lainnya, sumur Wunut 15 di Desa Pesawahan, Porong, dan Sumur Wunut 7 di Desa Waung, Krembung.

Ketika ditanya mengenai produksi gas Lapindo, apakah ada peningkatan atau kemerosotan, Yoyok mengatakan produksinya masih stabil tetap seperti tahun kemarin. Yakni sekitar 5 MMSCFD. Saat ini, Lapindo mengelola 30 sumur gas yang tersebar di Kecamatan Tanggulangin, Krembung, dan Porong. Namun, dari 30 sumur itu, hanya 14 sumur yang masih produktif. Dari 14 sumur produktif sebanyak 11 sumur berada di Wunut, Kecamatan Porong, dengan produksi gas total 3 MMSCFD. Tiga sumur lagi berada di Kecamatan Tanggulangin dengan produksi gas mencapai 5 MMSCFD.

Memorandum, Page-4, Friday, Jan, 6, 2017

Filed Subang Gas Production Exceeds Target

PT Pertamina EP recorded a positive production performance during 2016. One of the field managed by a subsidiary of PT Pertamina, namely Subang Field, until the end of 2016 succeeded in producing gas 230.5 MMSCFD or 101.3% of the target of 227.91 MMSCFD. Meanwhile, oil production amounted to 1,182 barrels per day (bpd), or 90.8% of the target of 1,302 bpd.

Achievement is obtained from a variety of activities such as asset optimization, work over and Well service wells, and drilling activities. Subang Field Manager Armand Mell Hukom mention, one of the activities work over who managed to increase production Subang Field is work over wells Jati Asri 03 (JAS-03) in the region of the village of Bojong middle, District Pusakajaya Subang district, which produces oil by 486 bpd, or 162 % of the target of 300 bpd and 2.84 MMSCFD of gas.

Jati Asri 03 wells (JAS-03) which has a depth of up to 3 .475 meters begun work over activity per December 11, 2016 using PDSI rig LTO-750. The well was successfully produced on December 29, 2016, "said Mel Hukom

He revealed this while the well is being produced using test facility unit (TU). Meanwhile, oil transport using road tank to Early Production facilites (EPF), which is in the JAS-01's location is then piped to the trunkline to the Balongan. "In the future, in accordance with the POD (plan of development) Jati Golf Complex will be built permanent collection station to accommodate the entire production from existing wells. Whereas, for the transportation of oil, it will use the pipeline.

Vice President Legal Relations Pertamina EP D Todi Priyatna added that this success is the result of hard work well as support of various parties, both the external and internal parties, especially the 3 Subang Field Asset team. In 2017, he said, Pertamina EP is targeting total oil and gas production amounted to 264,000 barrels of oil equivalent per day (boepd).

The details, the 2017 production target of 85,000 bpd of oil and gas production target of 1,041 MMSCFD. Planned drilling activity in 2017 a total of 61 development wells are scattered throughout the region Pertamina EP. The Company also is targeting a total of 14 exploration wells will be drilled during the year.

Until November 2016 Pertamina EP recorded a net profit of USD 529 million, above the target RKAP which amounted to USD 521 million. Prognosis net profit until the end of December 2016 was estimated at $ 536 million, or 103% above the target.

IN INDONESIAN

Produksi Gas Subang Filed Lampaui Target

PT Pertamina EP mencatatkan kinerja produksi yang positif selama tahun 2016. Salah satu lapangan yang dikelola anak usaha PT Pertamina tersebut, yaitu Subang Field, hingga akhir 2016 berhasil memproduksi gas 230,5 mmscfd atau 101,3 % dari target sebesar 227,91 mmscfd. Sementara, produksi minyak tercatat sebesar 1.182 barel per hari (bph) atau 90,8% dari target sebesar 1.302 bph.

Capaian tersebut diperoleh dari berbagai kegiatan seperti optimasi aset, work over and Well service sumur, serta kegiatan pemboran. Subang Field Manager Armand Mell Hukom menyebutkan, Salah satu kegiatan work over yang berhasil menambah produksi Subang Field adalah work over Sumur Jati Asri 03 (JAS-03) di wilayah Desa Bojong tengah, Kecamatan Pusakajaya, Kabupaten Subang, yang menghasilkan minyak sebesar 486 bph, atau 162% dari target sebesar 300 bph dan gas 2,84 mmscfd.

Sumur Jati Asri 03 (JAS-03) yang mempunyai kedalaman sampai 3 .475 meter ini mulai dilakukan kegiatan workover per 11 Desember 2016 menggunakan rig PDSI LTO-750. Sumur ini berhasil diproduksikan pada 29 Desember 2016," ujar Mel Hukom

Dia mengungkapkan, sementara ini sumur tersebut diproduksikan menggunakan fasilitas test unit (TU). Sedangkan, transportasi minyak menggunakan road tank yang ke Early Production Facilités (EPF) yang berada di lokasi JAS-01 untuk selanjutnya dipompa ke trunkline menuju Balongan. “Ke depan, sesuai dengan POD (plan of development) Lapangan Jati Kompleks akan dibangun stasiun pengumpul yang sifatnya permanen untuk menampung seluruh produksi dari sumur-sumur yang ada. Sedangkan, untuk transportasi minyak, semuanya akan menggunakan pipa.

Vice President Legal Relation Pertamina EP D Todi Priyatna menambahkan, keberhasilan ini merupakan hasil dari kerja keras Serta dukungan berbagai pihak, baik pihak eksternal maupun pihak internal, khususnya tim Asset 3 Subang Field. Pada tahun 2017, kata dia, Pertamina EP menargetkan total produksi migas sebesar 264.000 barel setara minyak per hari (boepd).

Rinciannya, target produksi minyak 2017 sebesar 85.000 bph dan target produksi gas sebesar 1.041 mmscfd. Kegiatan pemboran pada 2017 direncanakan sebanyak 61 sumur pengembangan yang tersebar di seluruh wilayah kerja Pertamina EP. Perusahaan juga menargetkan sebanyak 14 sumur eksplorasi akan dibor selama tahun ini.

Hingga November 2016 Pertamina EP mencatat laba bersih USD 529 juta, di atas target RKAP yang sebesar USD 521 juta. Prognosis laba bersih hingga akhir Desember 2016 pun diperkirakan mencapai USD 536 juta atau 103% di atas target.

Koran Sindo, Page-8, Friday, Jan, 6, 2017

Rosneft and Iran Interested in Balongan Refinery

In March 2017, PT Pertamina will hold a beauty contest. The goal, looking for partners for program development Refinery Development Master Plan (RDMP) or modernization of an increase in production for the Balongan refinery in West Java.

Director of Mega Project Processing and Petrochemical Pertamina Rachmad Hardadi states, after it was decided not to continue development cooperation Balongan refinery with Saudi Aramco, Pertamina will repeat the process for selecting a partner. Currently we are still internal consolidation, "said Rachmat

He explained that there are several possibilities in the search for the partners. For example, it can be as a partner to build or simply in terms of project funding. While related to the process and the next phase, will mimic the Balongan refinery refinery development process has so far successfully accelerated. The scheme is the same as the later Tuban refinery project.

As is known, the post is not the continuation of cooperation with Saudi Aramco, Pertamina is asserted to be able to speed up efforts to revitalize the Balongan refinery, so it can be parallel with the completion of the Balikpapan refinery is targeted for completion in 2019.

Because, when completed later Balikpapan refinery will no longer produce a mixture of naphtha, which has been required Balongan refinery. Although not yet officially opened a beauty contest, Rachmad claims, many investors who are interested in joining a partner Pertamina, including new partners from the Middle East and Russia. There Rosneft of Russia, Iran as well, we shall see, "said Rachmat.

Balongan refinery development funding which the value of investment reached US $ 2.7 billion would come from the funds for project financing (bonds). Currently still in the process of sounding to potential partners Pertamina, said Rachmat.

Meanwhile, Komaidi Notonegoro, energy analyst from Reforminer Institute, said that, in terms of technical and business aspects, Pertamina is actually capable of developing independently Balongan refinery. This step is the same as that of the Balikpapan refinery. But be aware of the government is related to financial capability.

He suggested, funding the construction of the refinery should not only Pertamina bear. The SOEs should invite partners are welcome. Given, Pertamina's financial allocation not only for the refinery. Depending on which scheme to use, if later handed over to Pertamina, said Komaidi.

IN INDONESIAN

Rosneft dan Iran Berminat di Kilang Balongan

Pada Maret 2017 mendatang, PT Pertamina akan mengadakan beauty contest. Tujuannya, mencari mitra untuk pengembangan program Refinery Development Master Plan (RDMP) atau modernisasi peningkatan produksi untuk kilang Balongan di Jawa Barat.

Direktur Mega Proyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi menyatakan, Setelah diputuskan tidak melanjutkan kerjasama pengembangan kilang Balongan dengan Saudi Aramco, Pertamina akan mengulang kembali proses pemilihan mitra. Saat ini kami masih konsolidasi internal," kata Rachmad

Dia menerangkan, ada beberapa kemungkinan dalam pencarian mitra tersebut. Misalnya, bisa sebagai partner membangun atau hanya dalam hal pendanaan proyek. Sementara terkait proses dan tahapan selanjutnya, kilang Balongan akan meniru proses pembangunan kilang yang sejauh ini sukses dipercepat. Skemanya nanti sama dengan proyek kilang Tuban.

Seperti diketahui, pasca tidak berlanjutnya kerjasama dengan Saudi Aramco, Pertamina memang menegaskan untuk bisa mempercepat upaya revitalisasi kilang Balongan, sehingga bisa paralel dengan penyelesaian kilang Balikpapan yang ditargetkan rampung pada tahun 2019.

Pasalnya, saat rampung nanti Kilang Balikpapan tidak akan bisa lagi memproduksi campuran nafta, yang selama ini dibutuhkan kilang Balongan. Meskipun belum secara resmi membuka beauty contest, Rachmad mengklaim, sudah banyak investor yang berminat bergabung menjadi mitra Pertamina, termasuk rekanan baru dari Timur Tengah dan Rusia. Ada Rosneft dari Rusia, Iran juga, nanti kita lihat," kata Rachmad.

Pendanaan pembangunan Kilang Balongan yang nilai investasinya mencapai US$ 2,7 miliar itu akan berasal dari dana project financing (bonds). Saat ini masih dalam tahap proses sounding kepada partner-partner potensial Pertamina, kata Rachmad.

Sementara, Komaidi Notonegoro, pengamat energi dari Reforminer Institute, menyatakan, dari sisi aspek teknis dan bisnis, Pertamina sebenarnya mampu mengembangkan secara mandiri kilang Balongan. Langkah ini sama seperti yang dilakukan terhadap kilang Balikpapan. Namun yang harus diperhatikan pemerintah adalah terkait kemampuan Finansial.

Dia menyarankan, pendanaan pembangunan kilang seharusnya tidak hanya Pertamina yang menanggung. BUMN tersebut sebaiknya dipersilakan menggandeng mitra. Mengingat, alokasi keuangan Pertamina tidak hanya untuk kilang. Tergantung pakai skema yang mana, kalau nanti diserahkan ke Pertamina, kata Komaidi.

Kontan, Page-14, Friday, Jan, 6, 2017

Adding EMR contract, lnpex Soon Answering

The Government adds lnpex contract in Masela to seven years. So, lnpex contract which should expire in 2028, will increase to 2035. The demand for production to 9.5 million tons per year was not granted and only by 7.5 million tons per year. Currently the government is waiting for a response lnpex Corporation about incentives that.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar said that according to the agreement that was discussed by the Coordinating Minister for maritime, Luhut Binsar Pandjaitan. Even in accordance with the negotiations carried out in Japan some time ago. "It has been decided. Later submitted by the Coordinating Minister, said Arcandra at the Ministry of Energy and Mineral Resources.

Just so you know, this agreement is shorter than the demand lnpex Corporation. Masela been asked time replacement for 10 years with a production capacity of 9.5 MTPA. The Ministry of Energy and Mineral Resources until recently it was still waiting for an official decision from lnpex related offers government incentives. Arcandra disclose, on an informal basis in fact there is an agreement between the government and the contractor.

But still have to wait for a decision formally Inpex scheduled to be delivered in the near future. We wait for letter of lnpex. Letter from Inpex, I have received, I have not checked, what has been approved. Including capacity, how long we renew the contract period.

Related to the addition of the contract, it is appropriate technically. Ie, the contractor is entitled to get the renewal period in order to ensure the economics of the project. Demand incentives of lnpex also in order to increase the internal rate of return (IRR) Masela project to 15%. But, we never set IRR of 15%, which is less than the fair, "said Arcandra. As for the revised plan of development (POD) must be the year 2017 to 2018 and the final investment decision (FID) should be the first quarter of 2019.

IN INDONESIAN

ESDM Menambah Kontrak, lnpex Segera Menjawab

Pemerintah menambah kontrak lnpex di Blok Masela menjadi tujuh tahun. Jadi, kontrak lnpex yang mestinya berakhir pada tahun 2028, akan bertambah menjadi tahun 2035. Sedangkan permintaan produksi menjadi 9,5 juta ton per tahun tidak dikabulkan dan hanya diberi 7,5 juta ton per tahun. Saat ini pemerintah sedang menunggu tanggapan lnpex Corporation soal insentif itu.

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar menyatakan, kesepakatan itu sesuai dengan yang dibicarakan oleh Menteri Koordinator Kemaritiman, Luhut Binsar Pandjaitan. Bahkan juga sesuai dengan negosiasi yang dilakukan di Jepang beberapa waktu lalu. Sudah diputuskan. Nanti disampaikan oleh Pak Menteri Koordinator, kata Arcandra di Kantor Kementerian ESDM.

Asal tahu saja, kesepakatan tersebut lebih pendek dibandingkan permintaan lnpex Corporation. Operator Blok Masela ini meminta waktu penggantian selama 10 tahun dengan kapasitas produksi 9,5 MTPA. Kementerian ESDM sampai saat ini pihaknya masih menunggu keputusan resmi dari lnpex terkait penawaran pemerintah dalam pemberian insentif. Arcandra mengungkapkan, secara informal sebenarnya sudah ada kesepakatan antara pemerintah dan pihak kontraktor.

Namun tetap masih harus menunggu keputusan secara formal yang rencananya akan diserahkan lnpex dalam waktu dekat. Kita menunggu Surat dari lnpex. Surat dari Inpex, saya belum terima, saya belum cek, apa yang sudah disetujui. Termasuk kapasitas, berapa lama kita perpanjang masa kontrak.

Terkait penambahan masa kontrak, sudah sesuai secara teknikal. Yakni kontraktor berhak mendapatkan masa perpanjangan agar bisa memastikan keekonomian proyek tersebut. Permintaan insentif dari lnpex juga agar bisa meningkatkan internal rate of return (IRR) proyek Masela hingga 15%. Tapi, kita tidak pernah mematok IRR 15%, yang wajar kurang dari itu," ujar Arcandra. Adapun revisi plan of development (POD) harus tahun 2017-2018 dan keputusan final investasi (FID) harus kuartal I-2019.

Kontan, Page-14, Friday, Jan, 6, 2017