Total Not Take Attitude

Total E & P Indonesie and lnpex Corporation has not taken a stance to take 30% stake in the Mahakam block even though Pertamina still provide space for both companies.

Pertamina become a new operator in the Mahakam block start January 1, 2018 replacing the Total E & P Indonesie. Total and lnpex However, as operators exist at this time, still get a chance to still have a 30% stake in the block located in East Kalimantan. Pertamina and Total held a meeting at the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM), Thursday (6/4). Pertamina President Director Elia Massa Malik, upstream director Syamsu Alam and Director of PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) Ida Yusmiati also present in the meeting.

Meanwhile, the CEO of Total Patrick Pouyanne also attend the meeting after attending Gastech in Japan together with President of Total Exploration & Production Arnaud Breuillac Senior Vice President of Total Exploration & Production Asia Pacific Javier Rielo, and President & General Manager of Total E & P lndonesie Arividya Noviyanto.

However, none of the representatives and Total, the French energy company wants to provide information after holding a meeting. In fact, the arrival of officials to respond position Total Total after Minister Ignasius Jonan states that exist contractor could have a room up to 39% in the shareholding participation (participating intenest / PI) in the area of ​​oil and gas working 50-year-old.

Elijah said that in the meeting only discussed about the room up to 30% for the contractor to exist. According to him, Total has not expressed an interest to offer a 30% stake in the ownership of the new contract Mahakam block. Formally, Total will express their attitude after the meeting. "Later, Total will send a letter, but today we are talking about 30%," he said after attending a meeting with the Minister of Energy and Mineral Resources Total in Jakarta, Thursday (6/4).

According to him, the attitude of Total on new contracts is unpredictable and the atmosphere of the meeting. He mentions no time limit when the total could declare a formal stance on the offer. Therefore, he considered, there are two possibilities exist if the total contractor will continue its operations in the Mahakam block despite having a smaller room or leave the Mahakam.

Currently operated the Mahakam block with a total ownership of 50% stocks and 50% lnpex Corporation. The ownership composition in the Mahakam block that is only valid until December 31, 2017. Exactly on January 1, 2018, Pertamina through PHM operates Block Mahakam. Owned enterprises East Kalimantan get 10% participation stake. "Not to take a 30% stake bid attitude Mahakam. They could also end up not coming, "said Elijah.

ACTIVITIES NET

In the same occasion, Pertamina's upstream director Syamsu Alam said that this year in the Mahakam drilling activity is still carried out by Total as operator. In accordance with the agreement, in the transition management of the Mahakam block, Pertamina began to invest to maintain production of oil and gas does not go down.

Total still fund the drilling of six wells. Activity has also been completed since March 2017. Initially, Pertamina plans to fund the drilling of 19 wells. However, since the time of signing a new deal done in March, Syamsu call from adjustments including the number of wells to be drilled into eight wells that began in August 2017.

Based on data from SKK Migas, Total will drill 25 wells, 158 rework, and maintenance on 6,820 wells this year. The French oil company has drilled 41 wells, 147 wells re-work, and care over 7339 wells throughout 2016.

The annual production volume of taxable Mahakam region today 1,635 million cubic feet per day (MMSCFD) of gas and 63,000 barrels of oil per day.

"This year we drilled eight wells. Initially used only 18 wells. Still there is the total bridging agreement / treaty Mahakam management transition that is mid-May 2017. We are trying to be realistic "Syamsu said.

IN INDONESIAN

Total Belum Ambil Sikap

Total E&P Indonesie dan lnpex Corporation belum mengambil sikap untuk mengambil 30% saham di Blok Mahakam meskipun PT Pertamina tetap memberikan ruang kepada kedua perusahaan itu.

Pertamina menjadi operator baru di Blok Mahakam mulai 1 Januari 2018 menggantikan Total E&P Indonesie. Namun Total dan lnpex, sebagai operator eksis saat ini, masih diberikan peluang untuk tetap memiliki 30% saham blok migas yang berlokasi di Kalimantan Timur tersebut. Pertamina dan Total menggelar pertemuan di Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Kamis (6/4). Direktur Utama Pertamina Elia Massa Malik, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam, dan Direktur PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) Ida Yusmiati juga hadir dalam pertemuan itu.

Sementara itu, CEO Total Patrick Pouyanne turut hadir dalam pertemuan itu setelah menghadiri GasTech di Jepang bersama President Total Exploration & Production Arnaud Breuillac, Senior Vice President Total Exploration & Production Asia Pacific Javier Rielo, dan President & General Manager Total E&P lndonesie Arividya Noviyanto.

Namun, tidak ada satu pun perwakilan dan Total, perusahaan energi asal Prancis yang mau memberikan keterangan usai menggelar rapat. Padahal, kedatangan petinggi Total untuk merespons posisi Total setelah Menteri ESDM Ignasius Jonan menyatakan bahwa kontraktor eksis bisa memiliki ruang hingga 39% dalam kepemilikan saham partisipasi (participating intenest/PI) di wilayah kerja migas yang berusia 50 tahun itu. 

Elia mengatakan, dalam pertemuan hanya dibahas tentang ruang hingga 30% bagi kontraktor eksis. Menurutnya, Total belum menyatakan minat dengan tawaran kepemilikan 30% saham dalam kontrak baru Blok Mahakam. Secara formal, Total akan menyampaikan sikapnya setelah pertemuan tersebut. “Nanti Total akan kirim surat, tetapi hari ini kami bicarakan 30%,” katanya usai menghadiri pertemuan Menteri ESDM dengan Total di Jakarta, Kamis (6/4).

Menurutnya, sikap Total pada kontrak baru tidak bisa ditebak dan suasana rapat. Dia menyebut tidak ada batasan waktu kapan Total bisa menyatakan sikapnya secara formal atas tawaran tersebut. Oleh karena itu, dia menilai, masih terdapat dua kemungkinan apakah Total sebagai kontraktor eksis akan melanjutkan pengelolaannya di Blok Mahakam meskipun memiliki ruang yang lebih kecil atau hengkang dari Mahakam.

Saat ini Blok Mahakam dioperasikan Total dengan kepemilikan Saham sebesar 50% dan lnpex Corporation 50%. Komposisi kepemilikan saham di Blok Mahakam itu hanya berlaku hingga 31 Desember 2017. Tepat pada 1 Januari 2018, Pertamina melalui PHM mengoperasikan Blok Mahakam. Badan usaha milik daerah Kalimantan Timur mendapatkan saham partisipasi 10%. “Belum mengambil sikap tawaran 30% saham Mahakam. Bisa juga mereka akhirnya tidak mau ikut,” kata Elia. 

KEGIATAN DIKURANGI

Dalam kesempatan yang sama, Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam mengatakan, pada tahun ini kegiatan pengeboran di Mahakam masih dilakukan oleh Total Sebagai operator. Sesuai dengan kesepakatan, dalam masa transisi pengelolaan Blok Mahakam, Pertamina mulai berinvestasi untuk menjaga produksi minyak dan gas bumi tidak turun.

Total masih mendanai pengeboran enam sumur. Kegiatan pun telah diselesaikan sejak Maret 2017. Awalnya, Pertamina berencana mendanai pengeboran 19 sumur. Namun, karena waktu penandatanganan kesepakatan yang baru dilakukan pada Maret, Syamsu menyebut terdapat penyesuaian termasuk jumlah sumur yang akan dibor menjadi delapan sumur yang dimulai pada Agustus 2017.

Berdasarkan data SKK Migas, Total akan melakukan pengeboran 25 sumur, 158 kerja ulang, dan perawatan atas 6.820 sumur sepanjang tahun ini. Perusahaan migas asal Prancis itu telah melakukan pengeboran 41 sumur, kerja ulang 147 sumur, dan perawatan atas 7.339 sumur sepanjang 2016.

Volume produksi tahunan wilayah kena Mahakam saat ini 1.635 juta kaki kubik per hari (MMscfd) gas dan minyak 63.000 barel per hari. 

“Tahun ini kita mengebor delapan sumur. Awalnya dulu hanya 18 sumur. Masih ada dengan Total bridging agreement /perjanjian transisi pengelolaan Mahakam yaitu pertengahan Mei 2017. Kita berusaha realistis" kata Syamsu. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Friday, Apr, 7, 2017

New Contract with Pertamina Targets Signed in May

The government expects to sign a new contract of seven oil and gas blocks whose contract finishes and assigned its management to PT Pertamina in May. Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja say, of eight oil and gas blocks were submitted to Pertamina, only seven are targeted to be signed in May.

For North Sumatra Block Offshore have yet to be signed in May because it was in Aceh which is the authority of the Oil and Gas Agency business Aceh (BPMA). Currently, the institute together with Pertamina intensively preparing this new contract. "May be signed by all the (contract) at the IPA Convention in May," he said.

As is known, the Government commissioned the Pertamina to manage eight blocks out of contract in 2018. The new contract is a whole block set will use the cooperation contracts (production sharing contract / PSC) scheme for gross proceeds (gross split). This is the eighth block Tuban Block, Ogan Ogan, Sanga-Sanga, South East Sumatra, Central, North Sumatra Offshore, East Kalimantan, and Attaka.

According Wiratmaja, some blocks were prioritized for immediate contract finalized. "To ONWJ (Offshore North West Java) has been signed. Now the priority of both Sanga-Sanga, after the South East Sumatra, "he said.

He explained that the two blocks is a priority because the current contract will be completed in the near future. Besides the field is quite complex so that the terms and conditions of the contract will be more complicated. Another consideration that these two fields of oil and gas production is large enough. "Great Production included as a priority. But it is clear because the complexity of the field and the distance contract expired in the near future, "said Wiratmaja.

Pertamina Upstream Director Syamsu Alam've said, it has begun to discuss the contract these blocks with the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas). The new contract must be signed to admit that the company can begin to prepare for the transition of the management of the existing contractor.

"Soon it should (signing the contract) due out next transition. Like the Mahakam block, for example, contracts signed since 2015, and after that we talked with Total E & P Indonesie, "he said. Post contract is signed, it plans to hand over management of eight oil and gas blocks to subsidiaries.

Block East Kalimantan, Sanga-Sanga, and Attaka will be managed by a new subsidiary, namely Pertamina Hulu Indonesia. PT Pertamina Hulu Mahakam will be under Pertamina Hulu Indonesia. While North Sumatra Block Offshore, South East Sumatra, and Central America will be undertaken by PT Pertamina Hulu Energi. "So PHE manage the block adjacent to the region, to make it more efficient. It further facilitate operational coordination with it, "said Alam.

Transition period

Parallel to the discussion of the contract, the Ministry of Energy and Mineral Resources are also finalizing a ministerial regulation regarding the return on investment without the mechanism of depreciation (depreciation of assets) is not accelerated. He explained this policy to prevent oil and gas production in depleted oil and gas fields decreased significantly contract. "Kan if this (existing contracts) runs out, if not replace, the existing contractor later stop investment and production dropped," said Wiratmaja.

He briefly explained the rules about the depreciation is mainly to smooth the transition from the gas block contract cost recovery to gross PSC split. It is now being intensively discussed the ministerial regulation, especially how to depreciation of fixed acquired Contractor Contract (PSC) PSC's existing without burdening the subsequent work on the block.

"We are intensively once discuss how accelerated depreciation or depreciation can be carried over to the contractor the next," he said. He said he still had to discuss this policy with the Fiscal Policy Office. The discussion included the impact of the application of these two options. If accelerated depreciation, oil and gas contractors can be reluctant to invest in the times ahead of its oil and gas block contract is completed.

This could have an impact on the continuity of oil production in the block. Though the government wants to shift the oil and gas contractor does not cause a decrease in production.

"Or it's options, is being discussed, the costs carried over to the next contractor. It is being discussed whether it could be done legally, "he said. Problem transition, Nature admits not yet begun to be discussed. Because there needs to be PSC prior to start setting up the transitional management of oil and gas blocks. 

     Although informal, the company has begun to get involved. "We have not discussed the transition, because there must be a basis we can do together with their engagement existing contractors. Actually, there should be a new first PSC we can talk, ". 

He hoped the maximum mid next year can begin the transition. Related to accelerated depreciation, will assist the existing contractor. But if it will be carried over, it is necessary to think about mechanisms of accounting and taxation.

"There was a change of operator or ownership share (shares) in the block," he said.

He said he himself has now started to prepare for the transition to eight oil and gas blocks assigned by the government. Preparation is primarily based on experience in the Mahakam block transition operator Total E & P Indonesie.

Though, he admitted eight blocks transitions are more complicated because there are changes to the contract of PSC gross cost recovery be split. Thus, it must conduct an evaluation beforehand to make sure the whole block is quite economical to deploy. According to him, Pertamina has a number of options for the transition so that the operatorship of production to eight oil and gas blocks have not fallen dramatically.

IN INDONESIAN

BLOK TERMINASI

Kontrak Baru dengan Pertamina Ditargetkan Diteken Mei

Pemerintah menargetkan dapat menandatangani kontrak baru dari tujuh blok migas yang kontraknya selesai dan ditugaskan pengelolaannya kepada PT Pertamina pada Mei ini. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja mengatakan, dari delapan blok migas yang diserahkan kepada Pertamina, hanya tujuh yang ditargetkan diteken pada Mei ini.

Untuk Blok North Sumatera Offshore belum akan diteken pada Mei karena berada di wilayah Aceh yang merupakan kewenangan Badan Pengelola Migas Aceh (BPMA). Saat ini, pihaknya bersama Pertamina intensif menyiapkan kontrak baru ini. “Semoga bisa ditandatangani semua (kontraknya) pada saat IPA Convention pada Mei ini,” kata dia.

Seperti diketahui, Pemerintah menugaskan Pertamina untuk mengelola delapan blok yang selesai kontraknya pada 2018. Kontrak baru seluruh blok ini ditetapkan akan menggunakan kontrak kerja sama (production sharing contract/PSC) skema bagi hasil kotor (gross split). Kedelapan blok ini adalah Blok Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga, South East Sumatera, Tengah, North Sumatera Offshore, East Kalimantan, dan Attaka.

Menurut Wiratmaja, ada beberapa blok yang diprioritaskan untuk segera dirampungkan kontraknya. “Untuk Blok ONWJ (Offshore North West Java)  sudah diteken. Sekarang prioritas keduanya Blok Sanga-Sanga, setelah itu South East Sumatera,” ujar dia.

Dia menjelaskan, dua blok ini menjadi prioritas lantaran kontrak yang berlaku saat ini akan selesai dalam waktu dekat. Selain itu kedua lapangan ini cukup kompleks sehingga term and condition dalam kontrak akan lebih rumit. Pertimbangan lainnya yakni produksi migas dua lapangan ini yang cukup besar. “Produksi besar juga termasuk prioritas. Tetapi yang jelas karena kekompleksan lapangan dan jarak habisnya kontrak dalam waktu dekat,” kata Wiratmaja.

Direktur Hulu Pertamina Syamsu Alam pernah menuturkan, pihaknya sudah mulai membahas kontrak blok-blok ini dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas). Kontrak baru diakuinya harus segera diteken sehingga perseroan dapat mulai menyiapkan transisi pengelolaan dari kontraktor eksisting.

“Secepatnya mestinya (penandatanganan kontrak) karena tahu depan transisi. Seperti Blok Mahakam misalnya, kontrak ditandatangani sejak 2015 dan setelah itu kami bicara dengan Total E&P Indonesie,” ujar dia. Pasca kontrak diteken, pihaknya berencana menyerahkan pengelolaan delapan blok migas ini ke anak perusahaan. 

Blok East Kalimantan, Sanga-Sanga, dan Attaka akan dikelola anak perusahaan baru, yakni Pertamina Hulu Indonesia. PT Pertamina Hulu Mahakam akan berada di bawah Pertamina Hulu Indonesia. Sementara Blok North Sumatera Offshore, South East Sumatera, dan Tengah akan digarap PT Pertamina Hulu Energi. “Jadi PHE mengelola blok yang berdekatan dengan daerahnya, agar lebih efisien. Ini lebih memudahkan koordinasi dengan operasional saja,” papar Alam.

Masa Transisi

Paralel dengan pembahasan kontrak, Kementerian ESDM juga sedang merampungkan peraturan menteri mengenai pengembalian investasi tanpa mekanisme depresiasi (penyusutan aset) tidak dipercepat. Dijelaskannya beleid ini untuk mencegah produksi migas di lapangan migas habis kontrak terjadi penurunan signifikan. “Kan kalau ini (kontrak eksisting) habis, kalau tidak digantikan, nanti kontraktor eksisting berhenti investasi dan produksi turun,” tutur Wiratmaja.

Dia sempat menjelaskan, aturan soal depresiasi ini utamanya guna memuluskan masa peralihan blok migas dari kontrak PSC cost recovery ke gross split. Pihaknya kini sedang secara intensif membahas peraturan menteri tersebut, utamanya bagaimana agar depresiasi tetap diperoleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) eksisting tanpa membebani KKKS berikutnya yang menggarap blok tersebut.

“Kami intensif sekali membahas bagaimana depresiasi dipercepat atau depresiasi bisa di carry over ke kontraktor berikutnya," kata dia. Pihaknya masih harus membahas beleid ini dengan Badan Kebijakan Fiskal. Pembahasan termasuk dampak dari penerapan kedua opsi tersebut. Jika depresiasi dipercepat, kontraktor migas bisa menjadi enggan berinvestasi pada masa-masa jelang kontrak blok migasnya selesai. 

Hal ini bisa berdampak pada kelangsungan produksi migas di blok tersebut. Padahal pemerintah menginginkan peralihan kontraktor blok migas ini tidak menyebabkan penurunan produksi.

“Atau opsinya, ini sedang dibahas, biayanya di carry over ke kontraktor berikutnya. Ini sedang dibahas secara legal apakah bisa dilakukan,” katanya. Soal transisi, Alam mengakui belum mulai dibahas. Karena perlu ada PSC terlebih dahulu untuk mulai menyiapkan peralihan pengelolaan blok migas. 

Walaupun secara informal, perseroan sudah mulai terlibat. “Kami belum membahas transisi, karena harus ada dasar kami bisa melakukan engagement bersama mereka para kontraktor eksisting. Sebetulnya harus ada PSC dulu baru kami bisa bicara,”. Dia berharap maksimal pertengahan tahun depan sudah bisa mulai transisi. 

Terkait percepatan depresiasi, akan membantu kontraktor eksisting. Namun jika akan di carry over, maka perlu dipikirkan mekanisme akunting dan perpajakannya.

“erjadi perubahan operator atau kepemilikan share (saham) di blok tersebut,” kata dia.

Pihaknya sendiri kini sudah mulai menyiapkan transisi delapan blok migas yang ditugaskan oleh pemerintah. Persiapan ini utamanya berdasarkan pengalaman transisi operator di Blok Mahakam dari Total E&P Indonesie. 

Walaupun, diakuinya transisi delapan blok itu lebih rumit karena ada perubahan kontrak dari PSC cost recovery menjadi gross split. Sehingga, pihaknya harus melakukan evaluasi terlebih dahulu untuk memastikan seluruh blok ini cukup ekonomis untuk dikembangkan.  Menurutnya, Pertamina telah memiliki sejumlah opsi untuk transisi operatorship sehingga produksi ke delapan blok migas ini tidak turun drastis.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Apr, 6, 2017

Rules Open Data Compiled Gas Soon

The government will issue a legal protection form of regulation (the disclosure of data of oil and gas of the Republic of Indonesia. This was done to increase investment in upstream oil and gas, the Director General of Oil and Gas, Ministry of Energy, IGN Wiratmaja, said the government would carry out a revolution that investors are interested in investing The upstream oil and gas easier to know the data exploration.

How that is done is to open the gas the data. "With the regulation of open data, will be no revolution is quite large, data exploration can be accessed anywhere in the world, but the person must register. We know who wants to access and if they are interested, they can come here to buy the region it works, "said the Directorate General of Oil and Gas Wiratmaja Office, Jakarta.

As with Mexico, Wiratmaja pointed out, the country was already implementing a data open oil and gas since 2013, and also has offered an interesting split.

IN INDONESIAN

Aturan Open Data Migas Segera Disusun

Pemerintah akan mengeluarkan perlindungan hukum berbentuk Peraturan Menteri (mengenai keterbukaan data minyak dan gas bumi Republik Indonesia. Hal itu dilakukan untuk meningkatkan investasi di sektor hulu migas. Direktur Jenderal Migas, Kementerian ESDM, IGN Wiratmaja, mengatakan pemerintah akan melakukan revolusi agar investor yang berminat investasi di sektor hulu migas lebih mudah mengetahui data-data eksplorasi. 

Cara yang di lakukan ialah membuka data migas itu. "Dengan Peraturan Menteri open data, akan ada revolusi cukup besar, data-data eksplorasi bisa di akses di mana saja di dunia, tapi orangnya harus daftar. Kita tahu siapa yang ingin akses dan kalau mereka tertarik, mereka bisa datang ke sini untuk membeli wilayah kerjanya," kata Wiratmaja di Kantor Ditjen Migas, Jakarta.

Seperti halnya Meksiko, Wiratmaja mencontohkan, negara itu sudah menerapkan open data migas sejak 2013 dan juga telah menawarkan split yang menarik.

Media Indonesia, Page-18, Thursday, Apr, 6, 2017

Government Supports Curbing Illegal Oil Well

The government, in this case the Coordinating Ministry for Political, Legal and Human Rights (Kemenkopolhukam) fully supports the Government's plan Musi Banyuasin (Muba), South Sumatra, which will carry out demolition and closure of oil wells, especially in the region of PT Pertamina EP Asset 1 Field Ramba in Mangunjaya Urban Village, District Babat Toman, Muba that seized by unscrupulous people.

Kemenkopolhukam will continue to push Muba District Government and the security forces, both military and police in the area, for the successful implementation of the closure of illegal oil wells.

"We've got a report illegal. The report was positive and this is something related to illegal handling of oil and gas, especially in the South Sumatra area, "said Assistant Deputy National Coordination and crime Crimes Against the State Property Kemenkopolhukam Brigadier General (Pol) Supriyanto Tarah, in Jakarta yesterday

Acting Regent of Muba previous Yusnin promising controlling 27 oil wells located in the County of work and be an asset Pertamina EP in Mangunjaya, District Babat Toman, Muba run illegally by miners, completed late April 2017.

At least 104 oil wells to be an asset Pertamina EP in Muba. A total of 81 wells are in the area Mangunjaya, Babat Toman and 23 wells in the area currently administered Keluang illegally society. Oil wells are in Keluang relatively successfully curbed, while 27 wells in Babattoman not issued awaits a response from the government Muba.

Supriyanto said that, for the successful closure of programs such illegal oil wells, all stakeholders, including local governments, cooperation contracts (PSC) of oil and gas should be synergy. Kemenkopolhukham would urge security forces to play an active role and contribute to that activity of the illegal closure of oil wells can run safely and smoothly.

IN INDONESIAN

Pemerintah Dukung Penertiban Sumur Minyak Illegal

Pemerintah, dalam hal ini Kementerian Koordinator Bidang Politik Hukum dan Hak Asasi Manusia (Kemenkopolhukam) mendukung penuh rencana Pemerintah Kabupaten Musi Banyuasin (Muba), Sumatera Selatan yang akan melakukan penertiban dan penutupan sumur minyak khususnya di wilayah kerja PT Pertamina EP Asset 1 Field Ramba di Kelurahan Mangunjaya, Kecamatan Babat Toman, Muba yang di rebut oleh oknum masyarakat.

Kemenkopolhukam akan terus mendorong Pemerintah Kabupaten Muba dan aparat keamanan, baik TNI maupun Polri di daerah, untuk menyukseskan pelaksanaan penutupan sumur minyak ilegal.

“Kami sudah mendapat laporan Ilegal. Laporan itu dan ini sesuatu yang positif terkait penanganan ilegal migas khususnya di Wilayah Sumatera Selatan,” ujar Assisten Deputi Koordinasi Penanganan Kejahatan Nasional dan kejahatan Terhadap Kekayaan Negara Kemenkopolhukam Brigadir Jendral (Pol) Supriyanto Tarah, di Jakarta kemarin

Pelaksana Tugas Bupati Muba Yusnin sebelumnya menjanjikan penertiban 27 sumur minyak yang berada di Wilayah kerja dan menjadi aset Pertamina EP di Mangunjaya, Kecamatan Babat Toman, Muba yang dikelola secara ilegal oleh para penambang, tuntas akhir April 2017.

Sedikitnya 104 sumur minyak yang menjadi aset Pertamina EP di Muba. Sebanyak 81 sumur berada di area Mangunjaya, Babat Toman dan 23 sumur di area Keluang yang saat ini dikelola masyarakat secara ilegal. Sumur minyak yang berada di Keluang relatif berhasil ditertibkan, sementara 27 sumur di Babattoman belum ditertibkan menanti respons dari Pemkab Muba.

Supriyanto mengatakan, untuk menyukseskan program penutupan sumur Minyak ilegal tersebut, semua pihak terkait, baik pemerintah daerah, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) migas harus saling bersinergi. Kemenkopolhukham akan mendorong aparat keamanan untuk berperan aktif dan ikut membantu agar kegiatan penutupan sumur minyak ilegal tersebut bisa berjalan aman dan lancar.

Investor Daily, Page-9, Thursday, Apr, 6, 2017

7 Contracts Signed in May

The government will sign seven cooperation contract oil and gas field with a scheme for gross proceeds or gross split in May 2017. In January 2017, the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan has determined the fate of the eight oil and gas working areas that are out of contract in 2017 and 2018. eight out of contract work areas that will be bestowed on PT Pertamina

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources I G.N. Wiratrnaja Puja said today it is discussing contract clauses new cooperation. As a result, in May not only auction new work areas, but also in new contract work area assigned to Pertamina.

MEMR targeting seven new cooperation contract could soon be signed in May in the Exhibition and Convention Indonesian Petroleum Association (IPA), 2017. Seven of the working area will switch its cooperation contract of a production sharing contract refundable operational costs (cost recovety) into gross split.

Therefore, the government and contractors need to calculate the costs of the previous contract that will be cost is not depreciated. Moreover, it will be determined for the results (split) based on the variables listed in the Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 on Contracts Gross Split in order to stay awake for Economic pitch.

Through gross split, the government offered a profit-sharing system more flexible with the division of government and contractor respectively 57% and 43% for oil structure, while gas 52% and 48%. Seven working areas namely Tuban Block (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Block Ogan Ogan (JOB Pertamina-Talisman), Sanga-Sanga (Saka Energy), Block Southeast Sumatra (CNOOC SES Ltd), Block Central (Total E & P Indonesie ), Block East Kalimantan (Chevron Indonesia Company) and Block Attaka (Chevron).

Meanwhile, Block Offshore North Sumatra, Aceh (Pertamina) will be signed separately because under the authority of the Oil and Gas Agency business Aceh (BPMA).

"The field termination of [contract expires, the new contract God willing, our target is the LPA during the exhibition," he said, Wednesday (5/4). Of the seven work areas, two of which are a priority discussion of the Sanga-Sanga and Block South East Sumatra.

IN INDONESIAN

7 Kontrak Diteken Mei

Pemerintah akan menandatangani tujuh kontrak kerja sama lapangan minyak dan gas bumi dengan skema bagi hasil kotor atau gross split pada Mei 2017. Pada Januari 2017, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan telah menetapkan nasib delapan wilayah kerja migas yang habis masa kontraknya pada 2017 dan 2018. Kedelapan wilayah kerja yang habis kontrak itu akan di limpahkan kepada PT Pertamina

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I G.N. Wiratrnaja Puja mengatakan, hingga saat ini pihaknya masih melakukan pembahasan klausul kontrak kerja sama yang baru. Alhasil, pada Mei tidak saja lelang wilayah kerja baru, tetapi juga akan di  kontrak baru wilayah kerja yang ditugaskan kepada Pertamina.

Kementerian ESDM menargetkan tujuh kontrak kerja sama baru bisa segera di tandatangani pada Mei dalam acara Pameran dan Konvensi Indonesian Petroleum Association (IPA) 2017. Tujuh Wilayah kerja tersebut akan beralih kontrak kerja samanya dari kontrak bagi hasil biaya operasional yang dapat dikembalikan (cost recovety) menjadi gross split. 

Oleh karena itu, pemerintah dan kontraktor perlu menghitung beban biaya dari kontrak sebelumnya yang akan menjadi biaya yang tidak terdepresiasi. Selain itu, akan ditentukan bagi hasil (split) berdasarkan variabel yang tercantum dalam Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split agar ke ekonomian lapangan tetap terjaga.

Melalui gross split, pemerintah menawarkan sistem bagi hasil yang lebih fleksibel dengan pembagian pemerintah dan kontraktor masing-masing 57% dan 43% untuk struktur minyak, sedangkan gas 52% dan 48%. Tujuh wilayah kerja tersebut yakni Blok Tuban (JOB Pertamina-PetroChina East Java), Blok Ogan Komering (JOB Pertamina-Talisman), Blok Sanga-Sanga (Saka Energi), Blok Southeast Sumatera (CNOOC SES Limited), Blok Tengah (Total E&P Indonesie), Blok East Kalimantan (Chevron Indonesia Company) dan Blok Attaka (Chevron).

Sementara itu, Blok North Sumatera Offshore, Aceh (Pertamina) nantinya akan ditandatangani terpisah karena di bawah otoritas Badan Pengelola Migas Aceh (BPMA).

“Yang lapangan terminasi [kontrak berakhir, kontrak barunya Insya Allah kami targetnya adalah pada saat pameran lPA,”ujarnya, Rabu (5/4). Dari tujuh wilayah kerja itu, dua di antaranya menjadi prioritas pembahasan yakni Blok Sanga-Sanga dan Blok South East Sumatera. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, April, 6, 2017

Medco Achieves Net Profit of Rp 2.46 T

Achievement of the company in the current uncertain business condition classified as extraordinary. It was the impact the company's move to acquire strategic businesses.

EDCO Medco Energi Internasional Tbk recorded a net profit of US $ 185 million, or about Rp2,46 trillion (exchange Rp13.300 / US $) in 2016. The achievement of earnings was quite significant, given in 2015 listed companies with a password MEDC it posted a net loss of up to US $ 188 million or around Rp2.5 trillion.

MEDC President Hilmi Panigoro said 2016 was a year of transformation for the company and management has implemented a clear strategy for a number of quality assets.

"I am sure, will continue to increase operating margins and provide value and confidence back to our investors, lenders, and other stakeholders. We are proud to be the national champion competitive, financially strong, "said Hilmi.

According to Hilmi, efficiency is the key to successful MEDC pretty good profit. Because the company managed to reduce the cost of production and lifting up to US $ 10.2 million (4.47%) of the amount of US $ 215.27 million in 2015 to US $ 205 million in 2016.

Crude oil purchase costs also can be reduced by US $ 7.97 million (37.5%) of US $ 21.28 million to US $ 13,31juta. That prompted selling expenses and reduced the company's direct costs of US $ 8.21 million, or by 2.3% from US $ 357.98 million to $ 349.77 million.

In addition to efficiency, corporate profits earned from the sale of oil and gas net increase of US $ 7.75 million or 1.35% of US $ 1,375,27 million to $ 583 million. In 2016 also, they have the additional rental income from services amounted to US $ 17.32 million.

Hilmi said he was proud with the achievement of the company in the current uncertain business conditions. He said the achievement was the result of step the company acquired a number of strategic business units in value. Noted that, throughout 2016, the company conducted indirect acquisition Amman Mineral PT Nusa Tenggara (amnt) amounted to 40.89%. 

    In the upstream oil and gas business, the company acquired the right to participate (participating interest / PI) by 40% and management rights in South Natuna Block B, add PI in Block A Aceh to 85%, and completed the acquisition of Lundin Petroleum owned PI 25.8% Block Lematang.

"In times of uncertainty the business, we were able to do a strategy to acquire strategic assets to the value of competing," said Hilmi.

Good Performance

MEDC Chief Executive Officer Roberto Lorato added that this year they will maintain good performance, keep discipline in the pursuit of operational and financial objectives.

This year production is expected to reach the range of 75,000-80,000 MEDC boepd. In addition, production costs will be kept below $ 10 per boe. This year MEDC also be drilled in Block South Natuna Sea to access the untapped hydrocarbon reserves. In addition, the MEDC also continue to develop Aceh gas.

IN INDONESIAN

Medco Raih Laba Bersih Rp 2,46 T

Pencapaian perusahaan di saat kondisi bisnis yang tidak menentu tergolong luar biasa. Hal itu imbas langkah perusahaan dalam mengakuisisi usaha yang strategis. 

Medco EDCO Energi Internasional Tbk berhasil membukukan laba bersih sebesar US$185 juta, atau sekitar Rp2,46 triliun (kurs Rp13.300/US$) pada 2016. Pencapaian laba itu cukup bermakna, mengingat pada 2015 emiten dengan sandi MEDC itu membukukan rugi bersih hingga US$ 188 juta atau berkisar Rp2,5 triliun.

Presiden Direktur MEDC Hilmi Panigoro mengatakan 2016 merupakan tahun transformasi bagi perusahaan dan manajemen telah menerapkan strategi yang jelas untuk memperoleh sejumlah aset berkualitas.

“Saya yakin, margin operasional akan terus meningkat dan memberikan nilai dan kepercayaan kembali ke investor kami, pemberi pinjaman, dan pemangku kepentingan lainnya. Kami bangga menjadi juara nasional yang kompetitif, kuat secara finansial,” kata Hilmi.

Menurut Hilmi, efisiensi menjadi kunci MEDC hingga berhasil memperoleh laba yang cukup bagus. Pasalnya perusahaan berhasil menekan biaya produksi dan lifting hingga US$10,2 juta (4,47%), dari sebesar US$215,27 juta pada 2015 menjadi US$205 juta pada 2016.

Biaya pembelian minyak mentah juga bisa ditekan sebesar US$7,97 juta (37,5%) dari US$21,28 juta menjadi US$13,31juta. Hal itu mendorong beban penjualan dan biaya langsung perusahaan berkurang US$8,21 juta, atau sebesar 2,3% dari US$357,98 juta menjadi US$349,77 juta.

Selain efisiensi, laba perusahaan didapat dari penjualan minyak dan gas neto yang meningkat sebesar US$7,75 juta atau 1,35% dari US$ 1,375,27 juta menjadi US$583 juta. Pada 2016 juga, mereka memiliki tambahan pendapatan dari jasa sewa sebesar US$17,32 juta.

Hilmi mengaku bangga dengan pencapaian perusahaan di saat kondisi bisnis yang tidak menentu. Dia mengatakan pencapaian itu hasil langkah perusahaan mengakuisisi sejumlah unit usaha yang cukup strategis nilainya. Tercatat, sepanjang 2016, perseroan melakukan akuisisi tidak langsung PT Amman Mineral Nusa Tenggara (AMNT) sebesar 40,89%. 

    Pada bisnis hulu migas, perusahaan mengakuisisi hak partisipasi (participating interest/PI) sebesar 40% dan hak pengelolaan di Blok B South Natuna, menambah PI di Blok A Aceh menjadi 85%, dan menyelesaikan proses akuisisi PI milik Lundin Petroleum sebesar 25,8 % di Blok Lematang.

“Di saat ketidakpastian bisnis, kami mampu melakukan strategi untuk mengakuisisi aset yang strategis dengan nilai bersaing,” ujar Hilmi. 

Kinerja baik

Chief Executive Officer MEDC Roberto Lorato menambahkan, pada tahun ini mereka akan mempertahankan kinerja baik, tetap disiplin dalam mengejar tujuan operasional dan keuangan.

Pada tahun ini produksi MEDC ditargetkan mencapai kisaran 75.000-80.000 boepd. Selain itu, biaya produksi akan tetap dijaga di bawah US$10 per boe. Pada tahun ini MEDC juga akan melakukan pengeboran di Blok South Natuna Sea untuk mengakses cadangan hidrokarbon yang belum dimanfaatkan. Selain itu, MEDC juga terus melakukan pengembangan gas Aceh. 

Media Indonesia, Page-19, Wednesday, Apr, 5, 2017

Margin In charge 7% and 11% IRR Guaranteed

The government restricts the margin for gas trading businesses a maximum of 7% of the price of gas in the upstream so as to reduce prices at the consumer level. During this time, the margin businesses is not limited to gas trading.

Conditions margin gas trading businesses will be regulated in the Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM). At present, such a regulation is still in the process of finalization. In addition to regulating the entrepreneur's margin or gas trader, the regulation will also ensure the ratio of return on investment (internal rate of return / IRR) of approximately 11% for gas traders who build the gas pipeline infrastructure.

Director General of Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Wiratmaja I Gede Nyoman Puja said it guarantee gas traders obtain appropriate return on investment of around 11% in order to contribute to building a gas pipeline infrastructure. "IRR of 11% was already extraordinarily high," said Wiratmaja Tuesday [4/4).

In addition to the IRR, the Ministry of Energy and Mineral Resources will establish the commercial margin of about 7%. According to him, the new formula will drop-off rates of gas through pipelines or toll fee and margin trade will be regulated in the Regulation of the Minister.

Another component that also set in the beleid the gas pipeline for Economic age distribution to existing and new pipes for 15 years. In addition, the volume of gas used in accordance with the allocation or 60% of the original design capacity greater distribution pipes.

Assumptions gas trading margin of 7% that was already includes commodity management costs, marketing costs, and customer management, risk costs and commercial margins. When the distribution of gas through two fully commercial business entities to reach the final consumer, commercial costs of 7% is shared by both the enterprise.

Wiratmaja explained, the implementation of a regulation that would not conflict with the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 6/2016 on Procedures for Determination of Gas Allocation. According to him, gas traders must remain committed to building infrastructure despite margin and IRR will be regulated by the government.

He added that the duration of a relatively short gas allocation can not be a reason for the low contribution in building the infrastructure of gas traders. According to him, the gas allocation will be adjusted to the age of each oil and gas field. Furthermore, if the field is no longer able to supply gas, the government will find gas and other sources. Gas supply from any source, can be done with the availability of infrastructure.

'The allocation depends on the pitch, to this extent, distribution pipes could be from anywhere, not from a single source. Here depleted, can use LNG / natural gas liquids. Here the gas runs out, it can be something else. "

REASONABLE PRICE

    Earlier, Minister Ignasius Jonan said gas prices were reasonable set based on the capacity and investment incurred. With such an arrangement, Jonan calls, gas prices can be reduced to 10%. Industrial consumers of electricity sector also can obtain lower prices.

"That is only natural. With it should price can go down maybe 5% -10% he said.

    Meanwhile, Chairman of Indonesia Natural Gas Traders Association (INGTA) Sabrun Jamal admitted that during the last 3 years of gas infrastructure does not increase significantly. Gas trader contribution in building the gas pipeline is still low because it does not guarantee the supply and upstream due to the duration of gas allocations are getting shorter.

    Sabrun said, the government has slashed the allocation duration or gas sales starting 2008. The contract duration that originally guaranteed for 10 years gradually fall to 5 years, 3 years, and now the provisions for updates every 1 year. Therefore, he considered, the determination of the lower margin makes gas downstream businesses increasingly difficult to survive.

    Sabrun claim, gas traders currently only gained 7.2% margin of the upstream gas price used for operating costs, investment, and margins are thin. Meanwhile, about 92.8% is a component of the cost price of the upstream gas and gas transportation costs to be paid to producers of gas and gas transportation permit holder.

IN INDONESIAN

Margin Di Tetapkan7% & IRR Dijamin 11%

Pemerintah membatasi margin bagi pelaku usaha niaga gas maksimal 7% dari harga gas di hulu sehingga dapat menekan harga di tingkat konsumen. Selama ini, margin pelaku usaha niaga gas tidak dibatasi.

Ketentuan margin pelaku usaha niaga gas itu akan diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM). Saat ini, beleid tersebut masih dalam proses finalisasi. Selain mengatur soal margin pelaku usaha atau pedagang gas, regulasi itu juga akan menjamin rasio pengembalian investasi (internal rate of return/IRR) sekitar 11% bagi pedagang gas yang membangun infrastruktur pipa gas.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM I Gede Nvoman Wiratmaja Puja mengatakan, pihaknya menjamin pedagang gas mendapatkan pengembalian investasi yang sesuai yakni sekitar 11% agar turut berkontribusi membangun infrastruktur pipa gas. "IRR 11% itu sudah luar biasa tinggi,” kata Wiratmaja, Selasa [4/4).

Selain IRR, Kementerian ESDM pun akan menetapkan margin niaga sekitar 7%. Menurutnya, nantinya formula baru tarif penghantaran gas melalui pipa atau toll fee dan margin niaga akan diatur dalam Peraturan Menteri ESDM.

Komponen lain yang turut diatur dalam beleid tersebut yakni umur ke ekonomian pipa gas distribusi eksis dan pipa baru selama 15 tahun. Selain itu, volume gas yang digunakan sesuai dengan alokasi atau 60% dari kapasitas desain awal pipa distribusi yang lebih besar.

Asumsi margin niaga gas sebesar 7% itu pun telah mencakup biaya pengelolaan komoditas, biaya pemasaran, dan pengelolaan pelanggan, biaya risiko, dan margin niaga. Bila penyaluran gas melalui dua badan usaha niaga berfasilitas untuk menyentuh konsumen akhir, biaya niaga sebesar 7% dibagi oleh kedua badan usaha tersebut.

Wiratmaja menjelaskan, pemberlakuan beleid itu tidak akan bertentangan dengan Peraturan Menteri ESDM No. 6/2016 tentang Tata Cara Penetapan Alokasi Gas. Menurutnya, pedagang gas harus tetap memiliki komitmen untuk membangun infrastruktur meskipun nantinya margin dan IRR diatur oleh pemerintah.

Dia menambahkan, durasi alokasi gas yang relatif pendek tidak dapat dijadikan alasan rendahnya kontribusi pedagang gas dalam membangun infrastruktur. Menurutnya, alokasi gas akan disesuaikan dengan umur tiap-tiap lapangan migas. Lagi pula, bila lapangan tersebut tidak lagi bisa menyuplai gas, pemerintah akan mencarikan gas dan sumber lain.  Penyaluran gas dari sumber mana pun, bisa dilakukan dengan tersedianya infrastruktur.

‘Alokasi tergantung lapangannya, kalau begini, pipa distribusi bisa dari mana-mana, tidak dari satu sumber. Di sini habis, bisa mengunakan LNG/gas alam cair. Di sini gas habis, bisa yang lain.”

HARGA WAJAR 

Sebelumnya, Menteri ESDM Ignasius Jonan mengatakan, harga gas yang wajar ditetapkan berdasarkan kapasitas dan investasi yang dikeluarkan. Dengan pengaturan tersebut, Jonan menyebut, harga gas bisa ditekan hingga 10%. Konsumen yang berasal dari industri juga sektor ketenagalistrikan bisa memperoleh harga yang lebih rendah.

“Yang wajar saja. Dengan itu mestinya harganya bisa turun mungkin 5 %-10%   katanya.

Sementara itu, Ketua Indonesia Natural Gas Trader Association (INGTA) Sabrun Jamal mengakui bahwa selama 3 tahun terakhir infrastruktur gas tidak bertambah secara signifikan. Kontribusi pedagang gas dalam membangun pipa gas masih rendah karena tidak terjaminnya pasokan dan hulu akibat durasi alokasi gas yang semakin pendek.

Sabrun menuturkan, pemerintah telah memangkas durasi alokasi atau jual beli gas mulai 2008. Durasi kontrak yang semula dijamin selama 10 tahun berangsur turun menjadi 5 tahun, 3 tahun, dan kini menjadi ketentuan pembaruan setiap 1 tahun. Oleh karena itu, dia menganggap, penetapan margin yang lebih rendah justru membuat pelaku usaha hilir gas semakin sulit bertahan.

Sabrun mengklaim, saat ini pedagang gas hanya memperoleh margin 7,2% dari harga gas hulu yang digunakan untuk biaya operasi, investasi, dan margin yang tipis. Sementara itu, sekitar 92,8% merupakan komponen biaya harga gas hulu dan biaya transportasi gas yang harus dibayar ke produsen gas serta pemegang izin transportasi gas. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Wednesday, Apr, 5, 2017

Commission Investigates Alleged Violation

Business Competition Supervisory Commission investigate alleged violations of unfair competition related to the sale of gas by PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Gas price is overvalued by among businessmen allegedly associated with monopolistic practices so that businesses do not have to buy gas alternative.

It was announced by Chairman of the Business Competition Supervisory Commission (KPPU) Syarkawi Rauf in Jakarta, Tuesday (4/4). "The investigation Commission based on a report related business operators of gas price fixing which was considered too high," said Syarkawi.

Statements related businesses in gas prices in North Sumatra, the Commission conducted an investigation to find two items of evidence. "There are allegations of monopolistic practices by setting the selling price is too high," he said.

Syarkawi added, reports from business operators, the selling price of gas reached 14.8 US dollars per million metric British thermal unit (MMBTU). The report was based on the events of 2015 and reported to the Commission in 2016 ago.

The Commission will hold a series of trials with the reported party, namely PT Perusahaan Gas Negara (PGN). In the trial, PT PGN will submit a report alleged violations related response of businesses to the Commission.

If the reported rejects alleged infringement, reported party must submit evidence, expert witnesses, and evidence of instructions to strengthen the dispute.

Related cases of alleged infringement, PT PGN corporate secretary Heri Yusup said that it was up to the Commission's processes "We follow the applicable rules and subject to the rules," he said. He has not known the trial schedule to be held on the Commission's "I do not know technically," he said.

According to Heri, the issue of high gas prices assessed not only associated with PT PGN, as many stakeholders involved in the distribution chain of gas. Rules governing the gas business too much.

IN INDONESIAN

KPPU Selidiki Dugaan Pelanggaran

Komisi Pengawas Persaingan Usaha menyelidiki dugaan pelanggaran persaingan usaha yang tidak sehat terkait penjualan gas oleh PT Perusahaan Gas Negara Tbk. Harga jual gas yang dinilai terlalu tinggi oleh kalangan pelaku usaha diduga terkait dengan praktik monopoli sehingga pelaku usaha tidak memiliki alternatif untuk membeli gas.

Hal itu disampaikan Ketua Komisi Pengawas Persaingan Usaha (KPPU) Syarkawi Rauf di Jakarta, Selasa (4/4). ”Penyelidikan KPPU didasarkan pada laporan pelaku usaha terkait penetapan harga gas yang dinilai terlalu tinggi,” kata Syarkawi.

Atas laporan pelaku usaha terkait harga jual gas di Sumatera Utara itu, KPPU melakukan penyelidikan untuk menemukan dua alat bukti. ”Ada dugaan praktik monopoli dengan menetapkan harga jual yang terlalu tinggi,” katanya.

Syarkawi menambahkan, dari laporan pelaku usaha itu, harga jual gas mencapai 14,8 dollar AS per juta metrik british thermal unit (MMBTU). Laporan itu didasarkan pada peristiwa tahun 2015 dan dilaporkan ke KPPU pada 2016 lalu.

KPPU akan menggelar serangkaian persidangan dengan pihak terlapor, yaitu PT Perusahaan Gas Negara (PGN). Dalam proses persidangan, PT PGN akan menyampaikan tanggapan terkait laporan dugaan pelanggaran dari pelaku usaha ke KPPU tersebut. 

Jika terlapor menolak dugaan pelanggaran itu, pihak terlapor harus menyampaikan bukti-bukti, saksi ahli, dan bukti petunjuk untuk memperkuat bantahan. 

Terkait kasus dugaan pelanggaran itu, Sekretaris Perusahaan PT PGN Heri Yusup mengungkapkan, pihaknya menyerahkan proses tersebut kepada KPPU ”Kami ikuti aturan yang berlaku dan tunduk pada aturan,” katanya. Ia juga belum mengetahui jadwal sidang yang akan digelar KPPU ”Saya belum tahu teknisnya,” ujarnya.

Menurut Heri, persoalan harga gas yang dinilai tinggi tidak hanya terkait dengan PT PGN karena banyak pemangku kepentingan yang terlibat dalam mata rantai distribusi gas. Aturan yang mengatur masalah bisnis gas juga banyak.

Kompas, Page-20, Wednesday, Apr, 5, 2017