Wanted, Managing Director who is not Just Managing Director

The process of selecting Director of PT Pertamina must prioritize prudential aspects because the energy SOEs manage assets fairly large, as well as the burden to maintain national energy security.

"So, here to remember, we are not only looking for just the chief executive, but a figure who can bring new ways in Pertamina," said an economist from the University of Indonesia Rhenald Kasali.

Previously, the general meeting of shareholders last February 3, BOC Pertamina raised Yenny Andayani to replace Soetjipto as interim president. Rhenald understand their polemics behind the extension of tenure of Acting (Acting) President Director of Pertamina selarna 30 days. However, he considered the decision of the BOC and the government fairly precise, rather than imposing a specific figure to be the number one in Pertamina.

"This is a big company which concerns the future. Then there is the problem in front of state-owned holding energy. So, it must carefully choose the president, included in the assessment process. If it does not get (the figure of president), it does not matter anymore duty extended Acting president. "

Conversely, energy analyst from the Center of Energy and Resources Indonesia (CERI) Yusri Usman lamented the sluggish attitude of the government that determines the definitive president. There is a possibility it was caused subtle rejection of President Joko Widodo to the number of names of proposed candidates.

"Too length determination Pertamina president could have been caused by what has been proposed by the Board of Commissioners of Pertamina and the Ministry of SOEs to the President rejected it mildly. In fact, the name proposed would have been through the process of fit and proper test, "said Yusri.

He helped questioned the ability of the Ministry of SOEs in selecting candidates for president in accordance with the President's desire, because Pertamina is a strategic state that has a great responsibility in maintaining the continuity of the national energy supply.

IN INDONESIAN

Dicari, Dirut yang bukan Sekadar Dirut

Proses pemilihan Direktur Utama PT Pertamina harus mengutamakan aspek kehati-hatian sebab BUMN energi tersebut mengelola aset yang terbilang besar, sekaligus menanggung beban untuk menjaga ketahanan energi nasional.

“Jadi, di sini yang harus diingat, kita tidak hanya mencari sekadar direktur utama, tetapi figur yang bisa membawa cara-cara baru di Pertamina,” kata pengamat ekonomi dari Universitas Indonesia Rhenald Kasali.

Sebelumnya, dalam rapat umum pemegang saham 3 Pebruari lalu, Dewan Komisaris Pertamina mengangkat Yenny Andayani untuk menggantikan posisi Dwi Soetjipto sebagai dirut sementara. Rhenald memahami adanya polemik di balik perpanjangan masa jabatan Pelaksana Tugas (Plt) Dirut Pertamina selarna 30 hari. Namun, dia menilai keputusan Dewan Komisaris dan pemerintah terbilang tepat, daripada memaksakan sosok tertentu menjadi orang nomor satu di Pertamina.

“Ini adalah perusahaan besar yang menyangkut masa depan. Lalu di depan ada masalah holding BUMN energi. Jadi, memang harus hati-hati memilih dirut, termasuk dalam proses assessment. Kalau memang belum mendapatkan (sosok dirut), tidak masalah diperpanjang lagi tugas Pelaksana Tugas dirut.”

Sebaliknya, pengamat energi dari Center of Energy and Resources Indonesia (CERI) Yusri Usman menyayangkan sikap pemerintah yang lamban menentukan dirut definitif. Ada kemungkinan hal itu disebabkan penolakan halus Presiden Joko Widodo terhadap sejumlah nama calon yang diusulkan.  

“Terlalu lamanya penentuan Dirut Pertamina bisa saja disebabkan apa yang sudah diusulkan oleh Dewan Komisaris Pertamina dan Kementerian BUMN kepada Presiden ditolak secara halus. Padahal, nama yang diajukan tentu sudah melalui proses fit and proper test,” kata Yusri.

Dia turut mempertanyakan kemampuan Kementerian BUMN dalam menyeleksi calon dirut yang sesuai dengan keinginan Presiden, karena Pertamina merupakan BUMN strategis yang memiliki tanggung jawab besar dalam menjaga keberlangsungan pasokan energi nasional. 

Media Indonesia, Page-18, Tuesday, March, 7, 2017

Government to Discuss Revised Rules of Gas Discounts

Ministry of Energy and Mineral Resources was reviewing the revision of Presidential Decree Number 40 Year 2016 Pricing Gas. According to the plan, the government will increase the number of subsidy recipients gas from seven to eleven industry sectors.

"While we are discussing. Hopefully next week could be brought to the Ministry. Economic Coordinator. Industry can get incentives if feasible, "said the Director General of Oil and Gas, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Revision proposal came from the Ministry of Industry who requested the textile sector, food and beverages, tires, and pulp and paper is added as the recipient of discount. Mail a request has been submitted in August 2016. But by that time, the Ministry of Energy is focusing discussing the decline in gas prices in the petrochemical sector, fertilizers, and steel.

Based on Presidential Regulation No. 40 Year 2016 Pricing Gas, there are still four industrial sectors that have not got a discount, ie oleochemical, ceramics, glass, and rubber gloves. According Wiratmaja, formula for the gas discount sector was being discussed.

"We're discussing, and then verify the gas producers of nowhere. Due to this multi-source and multi-user. "Earlier, the Minister of Industry Airlangga Hartanto optimistic four industries be included in the revision of gas prices perpres. If granted, he hoped that the Ministry of Energy to revise the decree of the Minister of Energy No. 6 of 2016 on conditions and procedures for determining the allocation and utilization as well as the price of natural gas, as a derivative of the Presidential Decree on the price of gas.

As of last November, the government has set the discount price of gas for a number of industries. But the decree came into force on January 1, 2017. The company got a discount is PT Pupuk Kujang Cikampek who got a price of US $ 6.03 to 6.05 per million British thermal unit (MMBTU), from the previous price of US $ 5.73 to 6, 62 per MMBTU. PT Pupuk Sriwidjaja Palembang got a discounted price of US $ 6.56 to 6.73 to US $ 6.03 to 6.48 per MMBTU.

PT Pupuk lskandar Muda obtain a price of US $ 6.3 per MMBTU, from US $ 7.54 per MMBTU. Steel plant gets cheap gas is PT Krakatau Steel Tbk. The gas supply from PT Pertamina EP to US $ 6.15 per MMBTU, up from US $ 7.35. Discounts for PT PKG, $ 6 per MMBTU from the previous price of US $ 6.28, from Kangean Energy

IN INDONESIAN

Pemerintah Bahas Revisi Aturan Diskon Gas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang meninjau kembali revisi Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi. Rencananya, pemerintah akan menambah jumlah penerima subsidi gas dari tujuh menjadi sebelas sektor industri.

“Sedang kami bahas. Mudah-mudahan pada pekan depan bisa dibawa ke Kementerian. Koordinator Perekonomian. Industri bisa mendapat insentif kalau layak," kata Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi, I Gusti Nyoman Wiratmaja.

Usul revisi berasal dari Kementerian Perindustrian yang meminta sektor tekstil, makanan dan minuman, ban, serta pulp dan kertas ditambahkan sebagai penerima diskon. Surat permintaan telah dikirimkan pada Agustus 2016. Tapi saat itu, Kementerian Energi sedang berfokus membahas penurunan harga gas di sektor petrokimia, pupuk, dan baja.

Berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi, masih ada empat sektor industri yang belum mendapat diskon, yaitu oleochemical, keramik, kaca, dan sarung tangan karet. Menurut Wiratmaja, formula diskon gas untuk sektor itu sedang dibahas. 

“Kami sedang bahas, lalu verifikasi produsen gasnya dari mana. Karena ini multi-source dan multi-user.” Sebelumnya, Menteri Perindustrian Airlangga Hartarto optimistis empat industri bisa masuk dalam revisi perpres harga gas. Jika dikabulkan, ia berharap Kementerian Energi segera merevisi Peraturan Menteri Energi Nomor 6 Tahun 2016 tentang ketentuan dan tata cara penetapan alokasi dan pemanfaatan serta harga gas bumi, sebagai turunan dari Peraturan Presiden tentang harga gas.

Per November lalu, pemerintah sudah menetapkan diskon harga gas bagi sejumlah industri. Tapi ketetapan mulai berlaku sejak 1 Januari 2017. Perusahaan yang mendapat diskon adalah PT Pupuk Kujang Cikampek yang mendapat harga US$ 6,03-6,05 per juta British thermal unit (MMBTU), dari harga sebelumnya US$ 5,73-6,62 per MMBTU. PT Pupuk Sriwidjaja Palembang mendapat potongan harga dari US$ 6,56-6,73 menjadi US$ 6,03-6,48 per MMBTU.

PT Pupuk lskandar Muda memperoleh harga US$ 6,3 per MMBTU, dari sebelumnya US$ 7,54 per MMBTU. Pabrik baja yang mendapat gas murah adalah PT Krakatau Steel Tbk. Pasokan gas dari PT Pertamina EP menjadi US$ 6,15 per MMBTU, dari sebelumnya US$ 7,35. Potongan harga untuk PT Petrokimia Gresik sebesar US$ 6 per MMBTU dari harga sebelumnya US$ 6,28, dari Kangean Energy

Koran Tempo, Page-21, Tuesday, March, 7, 2017

REFINERY BALIKPAPAN STOP OPERATE SEVEN WEEK

Production of fuel stops.

PT Pertamina stop the operation of the refinery in Balikpapan, East Kalimantan for a while, for maintenance reasons (turn-around). According to a spokesman Kalimantan Pertamina Processing Unit Dian Hapsari Firasati, two refineries produce 200 thousand barrels per day of fuel oil is undergoing treatment for seven weeks or up to 17 April. "It's the routine maintenance of the refinery," he said.

Balikpapan refinery total production capacity of 260 thousand barrels of fuel oil per day. Thus, there are refineries capable of producing 60 thousand barrels of fuel a day. According to Dian, the treatment plant will not adversely affect fuel supply in Kalimantan and Sulawesi because Pertamina has prepared stock for the next 20 days.

Dian added, Pertamina also bring in the fuel supply from the Cilacap refinery and Riau, he claims to supply a combination of the two refineries were able to meet the needs of the people of eastern Indonesia over the next month.

"We will maximize production and distribution Iain refineries to meet the needs here. Moreover, we have prepared a stock to consumption of eastern Indonesia, "he said. During the treatment process, Pertamina impose open-close way oil Yos Sudarso area that connects the Melawai-Rapak Karanganyar. In addition to being the distribution channels of oil, this is the transport infrastructure vital for people Balikpapan.

Policies enacted open-close at 06:00 to 08:00, 11:30 to 13:00 and 16:00 to 17:30 pm. The traffic diverted to Jalan Warukin or door 5, Jalan Minas (Stadium Pertamina), until Jalan Bongas 9.

Operation Balikpapan refinery also been suspended in January due to leakage of the steam pipes to the plant. On January 15 at 0:15 pm, Balikpapan residents was shocked by the burst of flame as high as tens of meters from the chimney refinery. Some residents took refuge because it thinks refinery burning. 

Pertamina processing director, Toharso, said the refinery operation stopped because the leaking pipe. "The pressure drop, then the turbine shut itself down. Because the vapor pressure leak, one of the five turbines not spinning, electricity is not there, eventually all die, "he said.

Toharso said the cause of disturbance is refinery maintenance problems. According to him, a steam pipe leak because it is old. "Installed in 1948. The turbines are old. That is, the leak from the beginning less detectable, because the old, "he said.

Balongan refinery in Indramayu, West Java, was also disrupted on 25 February. The refinery produces gasoline type fuel 58 thousand barrels per day, plus 12 thousand barrels of oil, 43 thousand barrels of diesel fuel, 560 tons of LPG, as well as 540 tons of propylene per day.

Toharso denied that the refinery was impaired alias total black-out. According to him, Pertamina will complete the treatment process at the end of February. After the treatment period, the refinery can not operate normally because the machines turned on gradually up to five days.

IN INDONESIAN

KILANG BALIKPAPAN STOP BEROPERASI TUJUH PEKAN

Produksi bahan bakar minyak berhenti.

PT Pertamina menghentikan pengoperasian kilang Balikpapan, Kalimantan Timur untuk sementara, dengan alasan perawatan (turn-around). Menurut juru bicara Pertamina Unit Pengolahan Kalimantan Dian Hapsari Firasati, dua kilang yang memproduksi 200 ribu barel bahan bakar minyak per hari ini menjalani perawatan selama tujuh pekan atau hingga 17 April nanti. “Ini proses perawatan rutin terhadap kilang,” katanya.

Kilang Balikpapan berkapasitas produksi total 260 ribu barel bahan bakar minyak per hari. Dengan demikian, masih ada kilang yang mampu menghasilkan 60 ribu barel bahan bakar minyak sehari. Menurut Dian, proses perawatan kilang tidak akan berdampak buruk terhadap pasokan bahan bakar di Kalimantan dan Sulawesi karena Pertamina sudah menyiapkan stok untuk 20 hari ke depan.

Dian menambahkan, Pertamina juga mendatangkan pasokan bahan bakar dari kilang Cilacap dan Riau, Dia mengklaim kombinasi pasokan dari dua kilang itu mampu mencukupi kebutuhan masyarakat Indonesia timur selama sebulan ke depan.

“Kami akan memaksimalkan produksi dan distribusi kilang pengolahan Iain untuk memenuhi kebutuhan di sini. Apalagi kami sudah menyiapkan stok untuk konsumsi wilayah Indonesia timur," ujarnya. Selama proses perawatan, Pertamina memberlakukan buka-tutup jalan minyak Yos Sudarso yang menghubungkan kawasan Melawai-Rapak Karanganyar. Selain menjadi jalur distribusi minyak, ini merupakan prasarana transportasi vital bagi masyarakat Balikpapan. 

     Kebijakan buka-tutup diberlakukan pukul 06.00-08.00, 11.30-13.00, dan 16.00-17.30 Wita. Arus kendaraan dialihkan ke Jalan Warukin atau pintu 5, Jalan Minas (Stadion Pertamina), hingga Jalan Bongas 9.

Pengoperasian kilang Balikpapan juga pernah dihentikan pada Januari lalu akibat kebocoran pipa uap ke pembangkit. Pada 15 Januari pukul 00.15 Wita, warga Balikpapan sempat dikejutkan oleh semburan api setinggi puluhan meter dari cerobong kilang. Sebagian warga mengungsi lantaran mengira kilang itu terbakar.

Direktur Pengolahan Pertamina, Toharso, mengatakan pengoperasian kilang terhenti karena satu pipa bocor. “Tekanannya drop, lalu turbin mati dengan sendirinya. Karena tekanan uapnya bocor, salah satu dari lima turbin tidak berputar, Listrik tidak ada, akhirnya mati semua,” ujarnya. 

Toharso mengatakan penyebab gangguan kilang adalah masalah perawatan. Menurut dia, pipa uap bocor karena sudah tua.“ Dipasang pada 1948. Turbin sudah tua. Artinya, kebocoran ini dari awal kurang terdeteksi, karena tua,” kata dia.

Kilang Balongan di Indramayu, Jawa Barat, juga terganggu pada 25 Februari lalu. Kilang ini menghasilkan bahan bakar jenis bensin 58 ribu barel per hari, ditambah 12 ribu barel minyak tanah, 43 ribu barel bahan bakar diesel, 560 ton elpiji, serta 540 ton propilena per hari.

Toharso membantah kabar bahwa kilang itu mengalami gangguan total alias black-out. Menurut dia, Pertamina akan menyelesaikan proses perawatan pada akhir Februari lalu. Setelah masa perawatan, kilang belum bisa beroperasi normal karena mesin-mesinnya dihidupkan secara bertahap hingga lima hari.

Koran Tempo, Page-17, Tuesday, March, 7, 2017

Rely Exxon-Petronas

Special Unit of the Upstream Oil and Gas (SKK Migas) is targeting oil production in the Java Bali Nusa Tenggara (Jabanusa) reached 249 200 barrels per day (bpd). The target was exceeded lifting realization in 2016 amounted to 195 thousand bpd.

Chief Representative of SKK Migas Jabanusa Ali Masyhar states, Jabanusa contribution is expected to reach 29.3 percent of the total national oil and gas lifting of 850 thousand bpd. "Some of the Production Sharing Contractors (cooperation) has entered into production peak at the end of last year and early this year," Ali said in Surabaya yesterday (6/3).

Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL) this year managed to increase production from 185 barrels per day to 200 barrels per day. In addition, Petronas production rose from 15 thousand barrels per day to 17 thousand barrels per day. "This year they (Petronas) plans to raise production at the rate of 20 thousand barrels per day".

IN INDONESIAN

Andalkan Exxon-Petronas

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menargetkan produksi minyak di wilayah Jawa Bali Nusa Tenggara (Jabanusa) mencapai 249.200 barel per hari (bph). Target itu melebihi realisasi lifting pada 2016 sebesar 195 ribu bph.

Kepala Perwakilan SKK Migas Jabanusa Ali Masyhar menyatakan, kontribusi Jabanusa ditargetkan mencapai 29,3 persen dari total lifting migas nasional 850 ribu bph. ”Beberapa KKKS (kontraktor kontrak kerja sama) telah masuk ke produksi puncak pada akhir tahun lalu dan awal tahun ini," kata Ali di Surabaya kemarin (6/3). 

Exxon Mobil Cepu Limited (EMCL) tahun ini berhasil menaikkan produksi dari 185 barel per hari menjadi 200 barel per hari. Selain itu, produksi Petronas naik dari 15 ribu barel per hari menjadi 17 ribu barel per hari. "Pada tahun ini mereka (Petronas) berniat menaikkan produksi di angka 20 ribu barel per hari”.

Jawa Pos, Page-5, Tuesday, March, 7, 2017

SKK Migas Jabanusa Optimistic Oil and Gas Production Up

This year targeted 247 200 Thousand Barrels Per Day

In the current decline in oil and gas production nationwide, Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Java, Bali Nusa Tenggara (Jabanusa) remains optimistic that oil and gas production will increase in 2017's. Therefore, SKK Migas Jabanusa targeting oil's rise this year amounted to 247 200 thousand barrels per day than in 2016 only 195 thousand barrels per day.

Whereas, for gas rose from 580 MMSCFD to 640 MMSCFD, up 60 MMSCFD. One way is to encourage Contractor Cooperation Contract (PSC) Gas for immediate work on oil and gas projects in accordance with its region. PR SKK Migas Jabanusa Fatah Muhammad Yasin said the projected increase in oil and gas production was due to some PSC in East Java.

Because of all this, many work areas K3M untapped. As PT Lapindo Brantas of 11 area work area is not touched. As in Malang, Pasuruan, Situbondo, and Besuki. "The problem is in society, such as in Sidoarjo (Lapindo Brantas drilling oil). The risk of exploration and exploitation are also quite high, "said Fatah met in his office, Jalan Panglima Sudirman Surabaya, Monday (6/3).

Moreover, many people who do not know the system of exploration and exploitation of oil and gas in Indonesia. According to Fatah, in SKK Migas Jabanusa about 14 PSC. Of that amount, the largest exploration and exploitation carried ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) for oil production.

The total in 2016 and then, EMCL managed to produce 185 thousand barrels per day. That number increased in 2017 to reach 200 thousand barrels per day. Furthermore, most production is done by Petronas that figure reached 15 thousand barrels per day.

"We are targeting Petronas rose to 2,000 barrels per day in 2017's". Then there KKKS, Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB PPEJ) with 13 thousand barrels per day, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) with 7,000 per barrel, Saka 4,000 barrels per day, Pertamina 5,000 barrels per day, KKKS. Camar Resources Canada with 400 barrels per day and Santos with 800 barrels per day. "KKKS was not even profit, as Saka is given the trust to manage Block Sidayu but was not found. The cost of all the risks PSC, "he said.

According to Fatah, exploitation and exploration of oil and gas directly supervised by the government or the Ministry of Oil and Gas SKK, where the government is handing pengerjaaan exploration and exploitation to private parties.

IN INDONESIAN

SKK Migas Jabanusa Optimistis Produksi Migas Naik

Tahun ini Ditargetkan 247.200 Ribu Barel Per Hari

Di saat turunnya produksi minyak dan gas nasional, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas) Jawa, Bali Nusa Tenggara (Jabanusa) tetap optimistis produksi migas akan meningkat di tahun 2017 ini. Karena itu, SKK Migas Jabanusa menargetkan kenaikan minyak tahun ini sebesar 247.200 ribu barel per hari daripada di tahun 2016 yang hanya 195 ribu barel per hari. 

Sedangkan, untuk gas naik dari 580 mmscfd menjadi 640 mmscfd atau naik 60 mmscfd. Salah satu caranya adalah mendorong Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Migas untuk segera mengerjakan proyek migas sesuai dengan Wilayah kerjanya. Humas SKK Migas Jabanusa Muhammad Fatah Yasin mengatakan, proyeksi peningkatan produksi migas itu karena beberapa KKKS di Jatim. 

Karena selama ini, banyak wilayah kerja K3M yang belum digarap. Seperti PT Lapindo Brantas yang dari 11 area Wilayah kerjanya tidak disentuh. Seperti di Malang, Pasuruan, Situbondo, dan Besuki.  ”Kendalanya ada pada masyarakat, seperti di Sidoarjo (pengeboran minyak Lapindo Brantas). Risikonya eksplorasi dan eksploitasi juga cukup tinggi,” kata Fatah ditemui di ruang kerjanya, Jalan Panglima Sudirman Surabaya, Senin (6/3).

Selain itu, banyak masyarakat yang belum mengetahui sistem eksplorasi dan eksploitasi migas yang dilakukan di Indonesia. Menurut Fatah, di SKK Migas Jabanusa ada sekitar 14 KKKS. Dari jumlah itu, eksplorasi dan eksploitasi terbesar dilakukan ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) untuk produksi minyak. 

Jumlah totalnya di tahun 2016 lalu, EMCL berhasil memproduksi 185 ribu barel per hari. Angka itu meningkat di tahun 2017 yang mencapai 200 ribu barel per hari. Selanjutnya, produksi terbanyak dilakukan oleh Petronas yang angkanya mencapai 15 ribu barel per hari. 

"Kami targetkan Petronas naik 2.000 barel per hari di tahun 2017 ini”. Kemudian ada KKKS, Joint Operating Bodi Pertamina-Petrochina East Java (JOB PPEJ) dengan 13 ribu barel per hari, PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) dengan 7.000 per barel, Saka 4.000 barel per hari, Pertamina 5.000 barel per hari, KKKS. Camar Resources Canada dengan 400 barel per hari dan Santos dengan 800 barel per hari. ”KKKS itu tidak meski untung, seperti Saka yang diberikan kepercayaan mengelola Blok Sidayu tapi tidak ditemukan.  Biaya semua risiko KKKS,” kata dia.  

Menurut Fatah, eksploitasi dan eksplorasi migas langsung di bawah pengawasan pemerintah atau Kementerian SKK Migas, Dimana, pemerintah memang menyerahkan pengerjaaan eksplorasi dan ekploitasi ke pihak swasta. 

Radar Surabaya, Page-5, Tuesday, March, 7, 2017

ABP wells in close

Rig on the move to the well pecuk 01 Lamongan

White Albatros oil wells (ABP) in the village of Jamprong, Sub-District Kenduruan drilled PT Pertamina EP Cepu Field Asset 4 is declared closed. Drilling was discontinued settlement like any other oil wells following the drilling constraints.

"Drilling has reached a depth of peak, but was not pursued at the stage of completion or completion of the said Field Manager of PT Pertamina EP Cepu Field Asset 4 Agus Amperianto yesterday (6/3).

Therefore, rig or drilling tool at the location will be moved. Furthermore, the well is capped and casted. Closure of these wells to safeguard potential underground pressure that may arise. Also, securing the operation and the environment. Therefore, the unpredictable potential emerging from underground. "Completion or completion of the work did not proceed because management wants to evaluate potential problems at a depth of 1,100 meters.

Furthermore, continued the former public relations manager of PT Pertamina, the institute will move to the exploration to other areas, namely in the Well Pecuk-01 in Lamongan. It was to see the potential for oil and gas in the basin East cross beam. One of them in the region in Lamongan.

"Because there is some correlation and estimated surface that should be revisited. several times the problem still occurs dawn hole well bore, ".

Because of its nature or proving exploration drilling and surveys, so could only predicted the problems that occur and how to map the problem. So is the problem underground will appear.

"In the case of wells in this Jamprong, issues that arise at a depth of 1,100 meters that we will have correlated at that depth with drilling plans in the Well Pecuk," he stated.

     Although closed, there is still the possibility of wells ABP reopened. That was done after the known problems that occurred and solutions in accordance with the conditions of the well drilling in Lamongan. "It is possible we will work again on the well ABP by leveraging the data we've gained when driling in ABP01". 

Reported earlier, approaching the peak depth, drilling exploration wells White Albatros 01 obstacles had emerged. From the bursts appear jetted wells or down hole and a spray of water (water kick). So many days officers in the field to focus on completing these constraints. Drilling was conducted from December 20 to a depth of 1,275 meters.

IN INDONESIAN

Sumur ABP Di tutup

Sumur minyak Albatros Putih (ABP) di Desa Jamprong, Kecamatan Kenduruan yang dibor PT Pertamina EP Asset 4 Field Cepu dinyatakan ditutup. Pengeboran itu tidak dilanjutkan penyelesaiannya seperti layaknya sumur minyak lain menyusul terjadinya kendala pemboran. 

"Pemboran sudah mencapai kedalaman puncak, namun tidak dilanjutkan pada tahap komplesi atau penyelesaian ujar Field Manajer PT Pertamina EP Asset 4 Field Cepu Agus Amperianto kemarin (6/3).

Karena itu, rig atau alat bor di lokasi akan dipindahkan. Selanjutnya, sumur ditutup dan dicor. Penutupan sumur tersebut untuk mengamankan potensi tekanan bawah tanah yang mungkin timbul. Juga, mengamankan operasi dan lingkungan. Sebab, tidak bisa diprediksi potensi yang muncul dari bawah tanah. "Komplesi atau pekerjaan penyelesaian itu tidak dilanjutkan karena manajemen ingin mengevaluasi potensi permasalahan pada kedalaman 1.100 meter.

Selanjutnya, lanjut mantan manajer humas PT Pertamina itu, pihaknya akan pindah untuk eksplorasi ke daerah lain, yakni di Sumur Pecuk-01 di Lamongan. Hal itu untuk melihat potensi migas di cekungan lawa Timur. Salah satunya di kawasan di Lamongan tersebut.

“Karena ada beberapa korelasi dan perkiraan surface yang harus ditinjau kembali. beberapa kali masih terjadi problem dawn hole well bore,".

Karena sifatnya pengeboran eskplorasi atau pembuktikan serta survei, sehingga hanya bisa memerkirakan masalah yang terjadi dan bagaimana memetakan persoalan. Begitu juga masalah di bawah tanah yang akan muncul.

"Dalam kasus sumur di Jamprong ini, persoalan yang muncul pada kedalaman 1.100 meter itu akan kita korelasikan pada kedalaman tersebut dengan rencana pengeboran di Sumur Pecuk ," tegas dia. 

    Meski ditutup, masih ada kemungkinan sumur ABP dibuka kembali. ltu dilakukan setelah diketahui persoalan yang terjadi dan solusinya sesuai dengan kondisi pengeboran di sumur Lamongan. "Tidak menutup kemungkinan kita akan bekerja lagi di sumur ABP dengan memanfaatkan data-data yang telah kita peroleh saat driling di ABP01,".

Diberitakan sebelumnya, mendekati kedalaman puncak, pengeboran eksplorasi di sumur Albatros Putih 01 sempat muncul kendala. Dari dalam sumur muncul semburan air deras atau down hole serta semburan air (kick water). Sehingga berhari-hari petugas di lapangan fokus untuk menyelesaikan kendala tersebut. Pengeboran dilakukan sejak 20 Desember dengan kedalaman 1.275 meter.

Radar Jenu, Page-32, Tuesday, March, 7, 2017

Pertamina Needs Fund's Rp 500 Trillion

PT Pertamina requires more than Rp 500 trillion for investment construction of two new refineries and increased capacity of four old refineries. The program is part of a megaproject refineries to reach the target production capacity of 2 million barrels per day in 2023

Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro said, in addition to using capital company, Pertamina also need third-party funds to build new refineries and increase the capacity of the old refineries. Pertamina will be attracting investors through a scheme of joint venture (joint venture) or consortium.

"To build a new refinery needs to invest 10-12 billion dollars, while for up grading (increased capacity) need 5-6 billion US dollars. So, if there were plans to build two new refineries and four refineries which you want to up grade, need at least 40 billion US dollars, "said Wianda, Monday (6/3), in Jakarta.

Assuming Rp 13,000 per US dollar, the investment needs of 40 billion US dollars, equivalent to more than Rp 500 trillion. The number is far below Pertamina capital expenditure is on average less than US $ 4 billion per year, or around Rp 52 trillion.

Two new refineries to be built in Tuban, East Java, and in Bontang, East Kalimantan. The four oil refineries are included in refinery development program, is the Balongan refinery in West Java, Cilacap refinery in Central Java, refinery Dumai refinery in Riau and Balikpapan, East Kalimantan.

"For the refinery Tuban in East Java, we use the scheme of joint venture with Rosneft (Russian oil company), while the development of the Cilacap refinery joint venture with Saudi Aramco (Saudi Arabian oil company)," said Wianda.

Oil refinery construction-related schemes, Executive Director of the Institute Komaidi ReforMiner Notonegoro said, need to prudential regulations implementing the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) on the implementation of the construction of oil refineries in the country by private entities. In the ruling, the domestic oil refineries could be built entirely by the private sector

"Fuel oil is a commodity that dominate the life of many. Therefore, the production branch is mandated by the constitution to be controlled by the state. These rules need to be reviewed, "said Komaidi.

Submission to the private sector to make state control is becoming weaker. It is different from SOE assignment scheme or a scheme of cooperation of government entities (KPBU) as stipulated in Presidential Decree No. 146 Year 2015 on the Implementation of Construction and Development of Domestic Refinery. The scheme allows no state control.

IN INDONESIAN

Pertamina Butuh Dana Rp 500-an Triliun

PT Pertamina membutuhkan dana lebih dari Rp 500 triliun untuk investasi pembangunan dua kilang baru dan peningkatan kapasitas empat kilang lama. Program itu merupakan bagian dari megaproyek kilang untuk mencapai target kapasitas produksi 2 juta barrel per hari pada 2023

Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro mengatakan, selain menggunakan modal perusahaan, Pertamina juga butuh dana pihak ketiga untuk membangun kilang baru maupun peningkatan kapasitas kilang-kilang lama. Pertamina akan menjaring investor lewat skema joint venture (perusahaan patungan) atau konsorsium.

”Untuk membangun kilang baru perlu investasi 10-12 miliar dollar AS, sedangkan untuk up grading (peningkatan kapasitas) membutuhkan 5-6 miliar dollar AS. Jadi, kalau ada rencana membangun dua kilang baru dan empat kilang yang hendak di-up grade, setidaknya butuh 40 miliar dollar AS,” ujar Wianda, Senin (6/3), di Jakarta.

Dengan asumsi Rp 13.000 per dollar AS, kebutuhan investasi 40 miliar dollar AS tersebut setara dengan lebih dari Rp 500 triliun. Angka tersebut jauh di bawah belanja modal Pertamina yang rata-rata kurang dari 4 miliar dollar AS per tahun atau sekitar Rp 52 triliun.

Dua kilang baru yang akan dibangun berlokasi di Tuban, Jawa Timur, dan di Bontang, Kalimantan Timur. Adapun empat kilang Pertamina yang masuk dalam program pengembangan kilang, adalah kilang Balongan di Jawa Barat, kilang Cilacap di Jawa Tengah, kilang Dumai di Riau dan kilang Balikpapan, Kalimantan Timur.

”Untuk kilang Tuban di Jawa Timur, kami menggunakan skema joint venture dengan Rosneft (perusahaan migas Rusia), sedangkan pengembangan kilang Cilacap joint venture dengan Saudi Aramco (perusahaan migas Arab Saudi),” kata Wianda. 

Terkait skema pembangunan kilang minyak, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, perlu kehati-hatian melaksanakan peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tentang pelaksanaan pembangunan kilang minyak di dalam negeri oleh badan usaha swasta.  Dalam peraturan itu, kilang minyak di dalam negeri bisa dibangun sepenuhnya oleh pihak swasta 

”Bahan bakar minyak merupakan komoditas yang menguasai hajat hidup orang banyak. Oleh karena itu, cabang produksinya diamanatkan oleh konstitusi agar dikuasai negara. Aturan ini perlu ditinjau ulang,” ujar Komaidi.

Penyerahan kepada swasta membuat kontrol negara menjadi lemah. Hal itu berbeda dengan Skema penugasan BUMN atau skema Kerja sama Pemerintah Badan Usaha (KPBU) seperti yang diatur dalam Peraturan Presiden Nomor 146 Tahun 2015 tentang Pelaksanaan Pembangunan dan Pengembangan Kilang di Dalam Negeri. Skema itu memungkinkan ada kontrol negara. 

Kompas, Page-18, Tuesday, March, 7, 2017

Oil Prices Rise Thin

ICP Moving

The average price of oil Indonesia (Indonesian crude price / ICP) in February 2017 rose to US $ 0.62 per barrel or 1.2%, to US $ 52.5 per barrel compared to the previous month of US $ 51.88 per barrel.

The rise in oil prices is influenced by several things such as the strengthening of world crude oil as the reference, the level of production, projected demand and commercial stock. Based DG page Oil and Gas Kementenan EMR, Monday (6/3), from the aspect of the price of the Brent crude oil benchmark, West Texas Intermediate (WTI) and the OPEC Basket, three types of oil rose.

The average oil price in February for Brent of US $ 56 per barrel, up US $ 0.55 from US $ 55.45 per barrel. Meanwhile, WTI rose US $ 0.85 a barrel to US $ 53.46 per barrel from US $ 52.61 per barrel in January. Then, the OPEC Basket was up US $ 0.97 per barrel to US $ 53.37 and US $ 52.4 per barrel in January.

On the production side that recorded lnternational Energy Agency (IEA) in February 2017, states that are members of the organization of oil exporting countries (OPEC) to reduce production reached 1 million barrels per day (bpd). Meanwhile, world oil production in February dropped 1.48 million bpd to 96.39 million bpd from 97.87 million bpd the previous month.

Based on the projection data set demand OPEC, world oil demand is expected to increase by 0.25 million bpd to 94.84 million bpd in the first quarter / 2017. The projected increase in crude oil demand was seen from the data IEA estimates that demand in the first quarter / 2017 was up 0.1 million bpd to 97 million bpd.

Meanwhile, gasoline stocks fell 0.7 million barrels to 256.4 million barrels. Senior vice president of Moody's Investors Service Teny Marshall said, based on the results of the review, crude oil prices will be maintained in the range of US $ 40-US $ 60 per barrel until 2018 for Brent and WTI.

"Expectations of our medium-term was extended until 2018 the most relevant price used to estimate the financial performance and demonstrate corporate rating and the oil-exporting countries," he said through a press release on Monday (6/3).

Pertamina Finance Director Arief Budiman said, this year's special pertained to the position of oil prices range from US $ 40-US $ 60 per barrel. The reason, the company had to face the possibility of switching oil price of $ 40 towards $ 60 a barrel that will affect the business activities of upstream and downstream oil and gas.

Oil prices in the range of US $ 40 per barrel, will bring benefits in the downstream business lines. That, which occurred in 2016 when the downstream sector accounted for 60% of revenue. Low oil prices eventually push fuel sales of non-subsidized Pertamax and Pertalite so positive performance throughout 2016.

IN INDONESIAN

Pergerakan ICP

Harga Minyak Naik Tipis

Rata-rata harga minyak Indonesia (Indonesian crude price/ICP) pada Februari 2017 naik US$ 0,62 per barel atau 1,2% menjadi US$ 52,5 per barel dibandingkan dengan bulan sebelumnya US$ 51,88 per barel.

Kenaikan harga minyak dipengaruhi oleh beberapa hal seperti penguatan minyak mentah dunia yang menjadi acuan, tingkat produksi, proyeksi permintaan dan stok komersial. Berdasarkan laman Ditjen Minyak dan Gas Bumi Kementenan ESDM, Senin (6/3), dari aspek harga minyak mentah acuan yakni Brent, West Texas Intermediate (WTI) dan Basket OPEC, ketiga jenis minyak itu naik.

Rata-rata harga minyak pada Februari untuk jenis Brent US$ 56 per barel atau naik US$ 0,55 dari US$ 55,45 per barel. Sementara, jenis WTI naik US$ 0,85 per barel menjadi US$ 53,46 per barel dari US$ 52,61 per barel pada Januari. Kemudian, Basket OPEC pun naik US$ 0,97 per barel menjadi US$ 53,37 dan US$ 52,4 per barel pada Januari.

Dari sisi produksi yang dicatat lnternational Energy Agency (IEA) pada Februari 2017, negara yang tergabung dalam organisasi negara pengekspor minyak (OPEC) menurunkan produksi mencapai 1 juta barel per hari (bph). Sementara itu, produksi minyak dunia pada Februari turun 1,48 juta bph menjadi 96,39 juta bph dari bulan sebelumnya 97,87 juta bph. 

Berdasarkan data proyeksi permintaan yang ditetapkan OPEC, permintaan minyak dunia diperkirakan naik 0,25 juta bph menjadi 94,84 juta bph pada pada kuartal I/2017. Proyeksi kenaikan permintaan minyak mentah pun terlihat dari data IEA yang memperkirakan permintaan pada kuartal I/2017 naik 0,1 juta bph menjadi 97 juta bph. 

Sementara itu, stok gasoline turun 0,7 juta barel menjadi 256,4 juta barel. Senior Vice President Moody’s Investors Service Teny Marshall mengatakan, berdasarkan hasil review, harga minyak mentah dunia masih akan bertahan di kisaran US$ 40-US$ 60 per barel sampai 2018 untuk Brent dan WTI. 

“Ekspektasi jangka menengah kami diperpanjang sampai 2018 merupakan harga yang paling relevan yang digunakan untuk mengestimasikan performa keuangan dan menunjukkan rating korporasi dan negara-negara pengekspor minyak,” ujarnya melalui siaran persnya, Senin (6/3).

Direktur Keuangan Pertamina Arief Budiman mengatakan, pada tahun ini tergolong spesial dengan posisi harga minyak berkisar US$ 40-US$ 60 per barel. Alasannya, perseroan harus menghadapi kemungkinan peralihan harga minyak dari US$ 40 menuju US$ 60 per barel yang akan berpengaruh terhadap kegiatan usaha hulu dan hilir migas.

Harga minyak di kisaran US$ 40 per barel, akan memberi keuntungan di lini usaha hilir. Hal itu, yang terjadi pada 2016 ketika sektor hilir menyumbang 60% pendapatan perseroan. Rendahnya harga minyak akhirnya mendorong penjualan bahan bakar minyak non-subsidi seperti Pertamax dan Pertalite sehingga kinerja sepanjang 2016 positif.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, March, 7, 2017

Waiting Beleid Fiscal lnsentif

Upstream Investment

The planned revision of Government Regulation No. 79/2010 on the cost of operation Refundable Income Tax and the Treatment in the Field Upstream Oil and Gas has emerged since the beginning of the formation of the Cabinet Works.

Upstream oil and gas business actors are still awaiting the results of the revision of PP 79. meskiun Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja Puja explained that the draft revision of a regulation that has been in the Palace.

Regulation that regulates the upstream oil and gas operating costs that can be restored or cost recovery and taxation. In fact, today is no longer valid regime of production sharing scheme cost recovery because it has been replaced with dirty or gross revenue share split.

However, government regulations cost recovery are still needed because there are still 288 working areas using a scheme for the results. Split gross scheme will be used for new oil and gas blocks or working areas which returned to government (termination), whereas the old block contracts continue to use cost recovery scheme.

Through the issuance of such a regulation, businesses hope that the principle or principles assume and discharge responsibility and liberation Additional taxes by governments other than that recorded in the same employment contract can be re-applied as when a regulation has not yet been issued.

Currently, the upstream activities of oil and gas is currently taxed as land and building tax (PBB), tax (income tax), the tax value addition (VAT), the VAT for the costs of shared facilities, local taxes, and the tax transfer of shares of participation working area.

Thus, the contractors do not need to spend money to pay additional taxes although eventually be refunded through the cost recovery scheme.

Expenditure is considered unbalanced because there is a change in the nominal value and the costs incurred at the moment and will be replaced by the government. Contractors may obtain reimbursement if the field already in production which has a range of up to 10 years from the time of the search or exploration of oil and gas resources.

Executive Director of the Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said it could not comment further regarding the impact of the issuance of the revised Regulation 79 of the upstream oil and gas industry.

According to him, it needs to see in advance whether a revision which will published in accordance with industry expectations. "We have not seen the latest draft. So, we wait, "he said.

Meanwhile, Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) IGN Wiratmaja Puja said it was waiting for the publication of such a regulation. Because the entire discussion with the Ministry of Finance has been completed.

IRR UP

He also hoped that the project could go up the economic field. As an illustration, in general, the ratio of return on capital (internal rate of return / IRR) field ranging from 5% -34%. Field crickets in the Muara Bakau block (ENI), has a lower IRR of around 5% -6%. IRR variation of the field, due to the condition and the risk of developing different field. Therefore, it wants to be a contractor can get a minimum 12% IRR. "IRR varies the pitch there is a very low Crickets 5%, 6%" said Wiratmaja.

There is high to 34%. Because of different pitch, different challenge. We wanted an average pitch of 12%, but there are very low. "

Head of State Revenue Policy Fiscal Policy Office (BKF) Ministry of Finance Goro Ekanto said tax privileges will not be given freely. However, he said, will be given facilities equivalent to assume and discharge that ensures the upstream business activity tax is not charged during the contract period runs.

In addition to publishing the revision of Government Regulation No. 79, it will be issued the Finance Minister Regulation (PMK) to regulate the taxation details. However, he admitted, with these instruments, all taxes can not simply be eliminated because it refers to Article 31 of Law No. 22/2001 on Oil and Gas, a business entity that upstream business activity must pay taxes.

Meanwhile, with tax facilities, there will be no mechanism to recover taxes paid on a regulation before the change is made. According to him, all the changes made will not be contrary to the oil and gas law.

"There should be no refund, assume and discharge in the Act are also not allowed. We adjust there, but we give similar facilities. "May revision of Government Regulation No. 79 forthcoming and more exciting upstream oil and gas investment climate in the country.

IN INDONESIAN

Menanti Beleid lnsentif Fiskal

Rencana revisi Peraturan Pemerintah No. 79/2010 tentang biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi sudah muncul sejak awal terbentuknya Kabinet Kerja. 

Pelaku usaha sektor hulu migas hingga saat ini masih menunggu hasil revisi PP 79. Meskiun Dirjen Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Wiratmaja Puja menjelaskan bahwa draf revisi beleid tersebut telah berada di Istana.

Regulasi itu mengatur soal biaya operasi hulu migas yang dapat dikembalikan atau cost recovery dan perpajakan. Padahal, saat ini sudah tidak berlaku lagi rezim skema bagi hasil produksi cost recovery karena telah digantikan dengan bagi hasil kotor atau gross split. 

     Namun, Peraturan Pemerintah cost recovery masih tetap dibutuhkan karena masih ada 288 wilayah kerja yang menggunakan skema bagi hasil tersebut. Skema gross split akan digunakan untuk blok migas baru atau wilayah kerja yang dikembalikan ke pemerintah (terminasi), sedangkan kontrak blok lama tetap menggunakan skema cost recovery.

Melalui penerbitan beleid tersebut, pelaku usaha berharap agar prinsip assume and discharge atau prinsip penanggungan dan pembebasan pajak-pajak tambahan oleh pemerintah selain yang tertulis dalam kontrak kerja sama bisa kembali diterapkan seperti ketika beleid tersebut belum dikeluarkan. 

Saat ini, kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi saat ini dikenakan pajak seperti pajak bumi dan bangunan (PBB), pajak penghasilan (PPh), pajak penambahan nilai (PPN), PPN untuk biaya fasilitas bersama, pajak daerah, dan pajak pengalihan saham partisipasi wilayah kerja.

Dengan demikian, kontraktor tidak perlu mengeluarkan biaya untuk membayar pajak tambahan meskipun akhirnya bisa dikembalikan melalui skema cost recovery.

Pengeluaran biaya tersebut dianggap tidak seimbang karena terdapat perubahan nilai dan nominal biaya yang dikeluarkan saat ini dan nantinya diganti pemerintah. Kontraktor bisa mendapat penggantian  biaya bila lapangan sudah berproduksi yang memiliki jarak hingga 10 tahun dari masa pencarian sumber migas atau eksplorasi. 

Direktur Eksekutif  Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan, pihaknya belum bisa berkomentar lebih lanjut terkait dampak penerbitan revisi PP 79 terhadap industri hulu migas. 

Menurutnya, pihaknya perlu melihat terlebih dahulu apakah revisi yang nantinya terbit sesuai dengan harapan industri. “Kami belum melihat draf yang paling akhir. Jadi, kami tunggu dulu,” ujarnya.

Sementara itu, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) IGN Wiratmaja Puja mengatakan, pihaknya pun menanti terbitnya beleid tersebut. Pasalnya, seluruh pembahasan dengan Kementerian Keuangan telah selesai.

IRR NAIK 

Dia pun berharap agar keekonomian lapangan proyek bisa naik. Sebagai gambaran, secara umum, rasio pengembalian modal (internal rate of return/ IRR) lapangan mulai dari 5%-34%. Lapangan Jangkrik di Blok Muara Bakau (ENI), memiliki IRR yang rendah yakni sekitar 5%-6%. Bervariasinya IRR lapangan, disebabkan kondisi dan risiko pengembangan lapangan yang berbeda-beda. Oleh karena itu, pihaknya menginginkan agar kontraktor bisa mendapat IRR minimum 12%. “IRR lapangan itu bervariasi ada yang rendah sekali Jangkrik 5%, 6%" kata Wiratmaja.

Ada yang tinggi sampai 34%. Karena beda lapangan, beda tantangannya. Kami inginnya rata-rata lapangan 12%, tetapi ada yang sangat rendah sekali.”

Kepala Pusat Kebijakan Pendapatan Negara Badan Kebijakan Fiskal (BKF) Kementerian Keuangan Goro Ekanto mengatakan, fasilitas perpajakan tidak akan diberikan secara bebas. Namun, dia menyebut, akan diberikan fasilitas yang setara dengan assume and discharge yang menjamin kegiatan usaha hulu tidak dibebankan pajak selama masa kontrak berjalan. 

Selain menerbitkan revisi Peraturan Pemerintah No. 79, pihaknya akan mengeluarkan Peraturan Menteri Keuangan (PMK) untuk mengatur secara detail perpajakan itu. Namun, dia mengakui, dengan instrumen tersebut, semua pajak tidak bisa begitu saja dihilangkan karena mengacu pada Pasal 31 Undang-Undang No. 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, badan usaha yang melakukan kegiatan usaha hulu wajib membayar pajak.

Adapun, dengan pemberian fasilitas perpajakan, tidak akan ada mekanisme pengembalian pajak yang telah dibayarkan sebelum perubahan atas beleid tersebut dilakukan. Menurutnya, semua perubahan yang dilakukan tidak akan bertentangan dengan Undang-Undang Migas.

“Seharusnya tidak ada pengembalian, assume and discharge secara Undang-Undang juga tidak diperbolehkan. Kita sesuaikan disitu, tetapi kita berikan fasilitas setara.” Semoga revisi Peraturan Pemerintah No. 79 segera terbit dan makin menggairahkan iklim investasi hulu migas di Tanah Air.

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, March, 7, 2017