Gross Split Schemes Oil and Gas Applicable Year 2017

     Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) to make sure the rules on production of oil and natural gas gross wearing split scheme will be published in January 2017. Because he judged by the results it would be fairer to countries and also cooperation contract (PSC). As a note this split gross scheme replaces the old scheme of production sharing contract (PSC) in cooperation with the PSC.

    With the split portion of gross oil and gas production sharing contract from the very beginning, and the government does not have to bear the costs of removal of oil and gas alias cost recovery. The consequence of this system, the share of revenue received by the government is smaller because no longer bear the cost recovery. 

     For all costs will be borne by PSC. Ignatius Jonan, Minister of Energy and Mineral Resources, assess, split gross scheme is made more concise than the PSC scheme. With gross PSC split could look for the most efficient cost alternatives for exploration production.

    With this scheme PSC can focus on increasing oil production rather than having to argue about the results. Additionally in order to spur production, gross split later in the scheme, the government will provide incentives for PSC. But with a note if they want to use the content from local industry (DCL), "For example the use of DCL at least 10% of the investment, the results can be added 1% to 2%.

    Onshore and offshore depending incentives, brown field greenfield same difference, we make simple, so that people do not find loopholes, he said. In addition, the government wants to set the details of the project signed a contract with the PSC. 

    For example, the establishment plan of development '(PoD) consists of a reserve agreed, when the construction period of construction, and investment. From here the government has simulated after production out whether the division is 60:40 or 70:30.

    The difference, PSC may appoint their own contractors Engineering, Procurement, and Construction (EPC), including with the use of technology and equipment needed for production. More efficient. Jonan hopes with this new scheme, PSC can make efficiency because only focus on production. 

     He considered, when, with an average of 10% revenue share in the PSC, the contractor is less concerned in order to raise production, Sunaryadi Amin, head of SKK Migas added, with gross split, will offer blocks have been defined at the time of making POD.

    Therefore, the development plan of the block is no longer an option into the debate like a production scheme Block Masela. According to Amin, sharing also not standard, no simulation scheme which needs to be calculated in accordance economical field. 

     Safety, production, and other things will remain the domain SKK to oversee oil and gas, "he said. It's just when it will start a new scheme, Amin can not ensure, including on the block where the scheme will be applied premiere.

     Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA), Marjolijn Wajong said it hoped that the implementation of the split gross scheme, it is better to use for a new contract. As for the old contract or its extension of the old contract expired and then it gets. 

     The new contract should KKKS get a choice whether to wear a scheme or gross PSC split. "The government will decide, but the current IPA was invited to discuss the split gross and doing analysis for the gross system of this split.

IN INDONESIAN 

Skema Gross Split Migas Berlaku Tahun 2017    

       Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan peraturan tentang bagi hasil minyak dan gas bumi memakai skema gross split akan diterbitkan Januari 2017. Sebab ia menilai dengan bagi hasil tersebut akan lebih adil untuk negara dan juga kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). Sebagai Catatan skema gross split ini menggantikan skema lama production sharing contract (PSC) dalam kerjasama dengan KKKS.

    Dengan gross split porsi bagi hasil migas dilakukan sejak awal kontrak, dan pemerintah tidak harus menanggung ongkos pengangkatan minyak dan gas alias cost recovery. Konsekuensi dari sistem ini, porsi bagi hasil yang diterima pemerintah lebih kecil lantaran tidak lagi menanggung cost recovery. Sebab semua biaya akan ditanggung KKKS. 

      Ignasius Jonan, Menteri ESDM, menilai, skema gross split ini membuat lebih ringkas dibandingkan dengan skema PSC. Dengan gross split KKKS bisa mencari alternatif biaya paling efisien untuk eksplorasi produksinya.

    Dengan skema ini KKKS bisa fokus meningkatkan produksi minyak ketimbang harus berdebat soal bagi hasil. Selain itu agar bisa memacu produksi, dalam skema gross split nanti, pemerintah akan memberikan insentif bagi KKKS. Tapi dengan catatan jika mereka mau menggunakan Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN), "Misalnya penggunaan TKDN minimal 10% dari investasi, bagi hasilnya bisa ditambah 1%2%.

    Onshore dan offshore beda insentif, brownfield sama greenfield beda, kami bikin simpel, agar orang tidak cari celah, katanya. Selain itu, pemerintah ingin mengatur detil proyek meneken kontrak dengan KKKS. Contohnya penetapan plan of development '(PoD) terdiri dari cadangan yang disepakati, kapan dibangunnya jangka waktu pembangunan, dan investasinya. Dari sini pemerintah memiliki simulasi setelah produksi keluar apakah pembagiannya 60:40 atau 70:30.

    Bedanya, KKKS boleh menunjuk sendiri kontraktor Engineering, Procurement, and Construction (EPC), termasuk dengan penggunaan teknologi dan peralatan yang dibutuhkan untuk produksi. Lebih efisien. Jonan berharap dengan skema baru ini, KKKS bisa melakukan efisiensi lantaran hanya fokus untuk produksi. 

     Ia menilai, saat, ini dengan rata-rata bagi hasil 10% dalam PSC, kontraktor kurang peduli untuk mengerek produksinya, Amin Sunaryadi, Kepala SKK Migas menambahkan, dengan gross split, nantinya penawaran blok sudah ditetapkan pada saat membuat POD.

    Karena itu, rencana  pengembangan blok bukan lagi menjadi pilihan yang menjadi perdebatan layaknya skema produksi Blok Masala. Menurut Amin, pembagian hasil juga tidak baku, ada skema simulasi yang perlu diperhitungkan secara keekonomian sesuai lapangan. 

     Keselamatan, produksi, dan hal lainnya akan tetap menjadi domain SKK migas untuk mengawasi," ungkap dia. Hanya saja kapan akan memulai skema baru ini, Amin belum bisa memastikan, termasuk di blok mana skema ini akan diterapkan perdana.

    Executive Director Indonesia Petroleum Association (IPA), Marjolijn Wajong mengatakan, pihaknya berharap bahwa penerapan skema gross split tersebut, lebih baik digunakan untuk kontrak baru. Sedangkan untuk kontrak lama sifatnya perpanjangan ataupun kontrak lama yang expired dan kemudian mendapat. kontrak baru sebaiknya KKKS mendapatkan pilihan apakah ingin memakai skema PSC atau gross split. 


"Pemerintah yang akan menentukan, tetapi saat ini IPA sedang diajak berdiskusi soal gross split ini dan sedang melakukan analisa untuk sistem gross split ini.

Kontan, Page-18, Monday, Dec,19,2016

Injection Chemicals Used To Raise Production

    PT Chevron Pacific Indonesia to defend the use of chemical injection technology for drain oil in Minas Field, Siak District, Riau. Chemical injection method are considered promising Lmtuk increase oil production though still in the form of pilot projects. President Director of PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) Albert Simanjuntak said chemical injection method in Minas Golf is very promising, but the method is still being developed.

    Currently, depleted oil field water injection Minas use. The impact of rising oil production yet. However, it is technically very promising, "said Albert. Albert pointed out, CPI project at the Duri Field, Riau using methods of recovering oil with steam injection technology around 1980 which is an early stage of development. At that time, the Duri Field oil production of about 10,000 barrels per day. With the technology of steam injection, oil depletion Duri Field rose to 300,000 barrels per day in 1996.

    Minas condition at this time is like spines in 1980. Still in the early stages for chemical injection. Further efforts need to be like a thorn whose production continues to increase with steam injection, said Albert. Steam and chemical injection is an advanced technique to remove oil. With this technology, the rest of the oil that were previously difficult drained at the primary and secondary production phase can be lifted to the surface. Method 'chemical injection in Minas Field tested since the end of 2012.

    Minas field discovered in 1944 and began production in 1952. To date, the Minas field produce as much as 4.7 billion barrels of oil. Minas Field oil production right now is 40,000 barrels per day. Jonan said it was trying surpass the achievements Iifting oil (produski ready for sale) in 2017 amounted to 815 000 barrels per day. 2016 oil lifting target of 820,000 barrels per day.

    All oil field run by Chevron in Indonesia produces about 250,000 barrels of oil per day. Chevron contributed nearly 40 percent of total oil production in Indonesia. Next year, oil lifting target in the budget was 815 000 barrels per day. Had the realization be 825,000 barrels per day, it was nice, "said Jonan. Amien added that current oil Iifting is 821,000 barrels per day. If there are no extraordinary event until the end year, the target of lifting 820,000 barrels per day can be achieved.

IN INDONESIA

Injeksi Kimia Digunakan Untuk Naikkan Produksi

PT Chevron Pasific Indonesia mempertahankan penggunaan teknologi injeksi kimia untuk menguras minyak di Lapangan Minas, Kabupaten Siak, Riau. Metode injeksi kimia dinilai menjanjikan Lmtuk menaikkan produksi minyak kendati masih dalam bentuk proyek percontohan. Presiden Direktur PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) Albert Simanjuntak mengatakan, metode injeksi kimia di Lapangan Minas sangat menjanjikan, tetapi metode tersebut masih terus dikembangkan.

    Saat ini, pengurasan minyak di Lapangan Minas menggunakan injeksi air. Dampak kenaikan produksi minyak belum ada. Namun, secara teknis sangat menjanjikan,” ujar Albert. Albert mencontohkan, proyek CPI di Lapangan Duri, Riau menggunakan metode pengurasan minyak dengan teknologi injeksi uap sekitar tahun 1980 yang merupakan tahap awal pengembangan. Saat itu, produksi minyak Lapangan Duri sekitar 10.000 barrel per hari. Dengan teknologi injeksi uap, pengurasan minyak Lapangan Duri naik menjadi 300.000 barrel per hari pada 1996.

    Kondisi Minas saat ini ibarat Duri pada 1980. Masih pada tahap awal untuk injeksi kimianya. Perlu usaha lebih lanjut agar seperti Duri yang produksinya terus meningkat dengan injeksi uap, kata Albert. Injeksi uap dan kimia merupakan teknik lanjutan untuk mengangkat minyak. Dengan teknologi ini, sisa minyak yang sebelumnya sulit dikuras pada fase produksi primer dan sekunder dapat terangkat ke permukaan. Metode 'injeksi kimia di Lapangan Minas diuji cobakan sejak akhir 2012.

    Lapangan Minas ditemukan pada 1944 dan mulai berproduksi pada 1952. Sampai saat ini, Lapangan Minas menghasilkan minyak sebanyak 4,7 miliar barrel. Produksi minyak Lapangan Minas sekarang adalah 40.000 barrel per hari. Jonan mengatakan, pihaknya berusaha melampaui capaian Iifting minyak (produski siap jual) tahun 2017 yang sebesar 815.000 barrel per hari. Target lifting minyak tahun 2016 sebesar 820.000 barrel per hari.

    Semua lapangan minyak yang dikelola oleh Chevron di Indonesia menghasilkan minyak sekitar 250.000 barrel per hari. Kontribusi Chevron hampir sebesar 40 persen dari total produksi minyak di Indonesia. Tahun depan, target lifting minyak dalam APBN adalah 815.000 barrel per hari. Seandainya realisasi menjadi 825.000 barrel per hari, itu bagus,” ujar Jonan. Amien menambahkan, Iifting minyak saat ini adalah 821.000 barrel per hari. Apabila tidak ada kejadian luar biasa sampai akhir tahun, target lifting 820.000 barrel per hari bisa dicapai.

Kompas, Page-18, Monday, Dec,19,2016

Saka Ngebor 6 Sumur di Texas

    PT Saka Energi Indonesia, anak usaha PT Perusahaan Gas Negara (PGN),  melanjutkan pengeboran gas di Blok Fasken, Texas, Amerika Serikat bermitra dengan Swift Energy. Presiden Direktur Saka Energi Tumbur Parlindungan mengatakan, kenaikan harga gas serpih atau shale gas menjadi momentum perusahaan untuk meningkatkan kegiatan pengeboran di Blok Fasken. Dia menjelaskan, Saka Energi berencana mengebor enam sumur migas pada tahun depan di Blok Faskenf 6.

    Sejak pertengahan 2014, Saka Energi dan Swift Energy membentuk perusahaan patungan yang melakukan kegiatan pengeboran enam sumur. Produksi gas oleh perusahaan patungan itu mencapai 150 MMscfd. Menurutnya, dengan tambahan enam sumur baru pada 2017, produksi ditargetkan naik menjadi sekitar 190 MMscfd hingga 200 MMscfd. Tumbur menyebut, biaya pengeboran untuk setiap sumur migas diperkirakan sebesar US$1,5 juta-US$1,7 juta dengan kedalaman 17.000 kaki. “Seiring dengan peningkatan harga gas, kami telah melakukan enam pengeboran shale gas dan akan dilanjutkan dengan additional '[penambahan] enam well [sumur] di awal 2017,” ujarnya saat.

    Pada Lapangan tersebut, Saka menguasai saham partisipasi sebesar 36% dan Swift Energy 64%. Swift bertindak sebagai operator di Lapangan Shale, Blok Fasken. Pada akhir 2014, cadangan shale gas di lapangan migas yang berlokasi di selatan Texas itu mencapai 64 juta barel setara minyak (MMboe). Tumbur berharap agar dengan penambahan kegiatan pengeboran pada 2017, Saka Energi bisa mendapat tambahan produksi gas 72 MMscfd sesuai dengan saham partisipasi yang dimiliki.

    Untuk kegiatan di dalam negeri pada 2017, Saka Energi akan fokus pada pengeboran eksplorasi di Blok South Sesulu, Kalimantan Timur yang sebelumnya ditunda karena proses pengadaan. Selain itu, dia menuturkan, perusahaan akan melakukan kegiatan eksplorasi dan pengembangan di Blok Pangkah, Jawa Timur dan Blok Wokam II, Papua yang ketiganya dikuasai Saka 100%. Sesuai dengan program kerja dan anggaran 2017, produksi migas Saka Energi naik dari 35.000 barel setara minyak per han (BOEPD) menjadi sekitar 60.000 BOEPD. Program kerja dan anggaran dari kontraktor migas diserahkan kepada SKK Migas yang berisi tentang rencana kegiatan dan produksi.

IN ENGLISH

Saka Drilling 6 Wells in Texas

    PT Saka Energi Indonesia, a subsidiary of PT Perusahaan Gas Negara (PGN), continued gas drilling in Block Fasken, Texas, United States partnered with Swift Energy. President Saka Energy Tumbur Parlindungan said the price increases shale gas or shale gas into the company's momentum to increase drilling activities in Block Fasken. He explained, Saka Energy plans to drill six oil wells next year in Block Faskenf 6.

    Since mid-2014, Saka Swift Energy and Energy formed a joint venture company which is conducting the drilling of six wells. Gas production by joint ventures that reach 150 MMSCFD. According to him, with the addition of six new wells in 2017, production is targeted to increase to around 190 MMSCFD to 200 MMSCFD. Tumbur calls, the costs of drilling for oil and gas wells each estimated at US $ 1.5 million to US $ 1.7 million with a depth of 17,000 feet. "Along with the increase in gas prices, we have conducted six shale gas drilling and will be followed by additional '[the addition of] six well [wells] in early 2017," he said at the time.

    On the field, Saka master the participation shares of 36% and 64% Swift Energy. Swift acted as an operator in Shale Field, Block Fasken. At the end of 2014, reserves of shale gas in oil and gas fields located in south Texas it reached 64 million barrels of oil equivalent (MMboe). Tumbur hoped that with additional drilling activity in 2017, Saka Energy can get extra 72 MMSCFD gas production in accordance with the shares owned participation.

    For activities in the country in 2017, Saka Energy will focus on exploration drilling in Block South Sesulu, East Kalimantan, which previously was postponed due to the procurement process. In addition, he said, the company will conduct exploration and development activities in Block Pangkah, East Java and Block Wokam II, Papua third Saka controlled 100%. In accordance with the work program and budget, 2017, Saka Energy oil and gas production rose 35,000 barrels of oil equivalent per han (BOEPD) to about 60,000 BOEPD. The work program and budget from oil and gas contractor submitted to SKK Migas containing about planned activities and production.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec,19,2016

Realisasi Lifting Melebihi Target

    Rerata praduksi minyak mentah siap jual atau lifting hingga akhir tahun ini diharapkan dapat mencapai target 820.000 barel per hari karena hingga 17 Desember sudah menyentuh 821.000 barel per hari. Target lifting minyak dalam APBN Perubahan 2016 sebanyak 820.000 per hari (bph) diturunkan dari target awal dalam APBN 2016 sebanyak 830.000 bph. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Amien Sunaryadi mengatakan, realisasi lifting minyak mencapai 821.000 bph. Dia berharap agar rerata produksi minyak harian hingga akhir tahun ini sesuai dengan target dalam APBN-P 2016.

    SKK Migas menargetkan lifting minyak pada tahun depan 825.000 bph lebih tinggi dari target dalam APBN 2017 sebesar 815.000 bph. Target 825.000 bph itu ditetapkan oleh internal SKK Migas dengan Kementerian ESDM. Menurutnya, target lifting pada 2017 yang lebih tinggi dari APBN 2017 itu disepakati setelah melakukan beberapa pembahasan. Namun, dia enggan merinci apa saja upaya yang akan dilakukan guna mencapai target internal yang lebih tinggi tersebut. Menteri ESDM Ignasius Jonan mengaku, pihaknya telah sepakat untuk mendorong lifting minyak pada tahun depan 825.000 bph.

    Kami punya kesepakatan sendiri dengan Kepala SKK Migas. Sebelumnya, Komisi VII DPR dan pemerintah telah menyepakati target lifting minyak dalam APBN 2017 sebesar 815.000 bph, sedangkan gas 1.150 juta setara minyak per hari. Kementerian ESDM sempat mengusulkan target lifting daIam Rancangan APBN 2017 sebesar 780.000 bph dan gas 1.150 BOEPD dengan tambahan produksi dari Lapangan Banyu Urip di Blok Cepu. PT Chevron Pacific Indonesia menargetkan produksi minyak siap jual pada tahun depan mencapai 330.000 bph atau 40% dari target lifting nasional.

    Presiden Direktur Chevron Pacific Indonesia Albert Simanjuntak menjelaskan, perusahaan minyak asal Amerika Serikat itu terus berkomitmen untuk mempertahankan tingkat keselamatan dalam kegiatan operasi minyak dan gas bumi, efektif, efisien, dan andal. Hal itu bertujuan agar dapat memenuhi komitmen produksi untuk mendukung target pemerintah. “Kami juga berkomitmen untuk terus menerapkan terobosan dan teknologi lanjutan guna memaksimalkan perolehan minyak dan mempertahankan angka produksi dari lapangan marginal yang penting bagi penyediaan energi Indonesia. CPI mengoperasikan dua lapangan migas utama Duri dan Minas.

IN ENGLISH

Lifting Realization Exceed Target

    Average crude oil praduksi ready for sale or lifting until the end of this year is expected to reach the target of 820,000 barrels per day for up to December 17 has touched 821,000 barrels per day. Oil lifting target in the 2016 revised state budget as much as 820,000 per day (bpd) derived from the initial target in the Budget 2016 as much as 830,000 bpd. Head of the Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) Sunaryadi Amien said, the realization of oil lifting up to 821,000 bpd. He hoped that the average daily oil production by the end of this year in accordance with the target in the APBN-P 2016.

    SKK Migas targets the oil lifting at 825,000 bpd next year is higher than the target in the state budget in 2017 amounted to 815 000 bpd. The target was 825,000 bpd set by the internal SKK Migas with the Ministry of Energy. According to him, lifting target in 2017 is higher than the budget 2017 it was agreed after some discussion. However, he declined to specify any measures to be taken in order to achieve internal targets such higher. EMR Minister Ignatius Jonan admitted, it has been agreed to boost oil lifting at 825,000 bpd next year.

    We got a deal alone with the Head of SKK Migas. Previously, the Commission VII of the House and the government have agreed on oil lifting target in the state budget in 2017 amounted to 815 000 bpd, while gas 1,150 million oil equivalent per day. The Ministry of Energy and Mineral Resources had proposed lifting the target Emitter Draft State Budget 2017 amounted to 780,000 bpd and 1,150 BOEPD with an additional gas production from Banyu Urip field in the Cepu Block. PT Chevron Pacific Indonesia is targeting oil production ready for sale in the next year reached 330,000 bpd, or 40% of the national target of lifting.

    Chevron Pacific Indonesia president director Albert Simanjuntak explained, oil companies from the United States remains committed to maintaining the level of safety in the operation of oil and gas, effectively, efficiently, and reliably. It aims to be able to meet production commitments to support the government's target. "We are also committed to continue implementing breakthroughs and advanced technology to maximize oil recovery and maintain production figures from marginal fields which are important for energy supply Indonesia. CPI operates two major oil fields Duri and Minas.

Bisnis Indonesia, Page-30, Monday, Dec,19,2016

Pertamina Mendapat Proyek Kilang Baru

    Pemerintah telah menugaskan pembangunan new grass root refinery (NGRR) atau kilang minyak di Bontang kepada PT Pertamina Penugasan dilakukan lewat Keputusan Menteri-Energi Suinber Daya Mineral (ESDM) bernomor 7935 K/10/MEM/2016 yang diteken 9 Desember lalu. Arcandra Tahar, Wakil Menteri ESDM, bilang, penugasan kepada Pertamina bertujuan mempercepat pembangunan kilang minyak di Bontang. Pasalnya, jika tetap memakai skema Kerjasama Pemerintah Badan Usaha (KPBU), proses komersialisasi memakan waktu lama. "Kalau penugasan, paling hanya enam sampai delapan bulan, jadi lebih cepat. Ini juga sesuai arahan presiden," kata Arcandra.

    Di sisi lain, Arcandra yakin, Pertamina tidak kesulitan dalam hal pendanaan. Dengan menggunakan skema penugasan, Pertarnina bisa menjalin mitra dengan investor. Dalaln mencari investor, Pertamina juga tak perlu menjadi pemegang saham mayoritas. "Pertamina bisa terlibat semampunya dan bisa bekerjasama dengan investor, bisa investor menguasai antara 70%-80% dan Pertamina hanya antara 20%-30%, tidak harus menjadi mayoritas," jelas Arcandara. Untuk penugasan ini, PT Pertamina telah mengambil ancang-ancang. Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communication Pertamina, menyatakan, Pertamina sudah melakukan persiapan. “Kami berupaya semaksimal mungkin merealisasikan proyek sehingga sesuai target pemerintah,” kata Wianda.

    Dalam hitungan Wianda, Pertamina bisa merampungkan kilang lebih cepat. “Jika skala 10, saat ini kami saat ini sudah berada di titik 5 atau 6," terang Wianda. Rachmad Hardadi, Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina, menambahkan, proyek kilang minyak di Bontang bisa dilakukan, karena Pertamina sudah memiliki lahan. “Sehingga proyek tidak perlu dimulai dari nol,” ujar Hardadi. Pertamina menargetkan pemilihan mitra pembangunan kilang minyak Bontang kelar akhir 2017. Sehingga proyek fisik bisa digarap mulai akhir tahun 2019 dan rampung pertengahan tahun 2023.

IN ENGLISH

Pertamina Got a New Refinery Project

     The Government has commissioned the construction of new grass root refinery (NGRR) or an oil refinery in Bontang to PT Pertamina Assignment done Ministerial decision-Suinber Energy Mineral Resources (ESDM) numbered 7935 K / 10 / MEM / 2016, signed December 9 last. Arcandra Tahar, Vice-Minister of Energy and Mineral Resources, said assignment to Pertamina aims to accelerate the construction of oil refinery in Bontang. Because, if it remained on Cooperation between the Government scheme Enterprises (KPBU), the commercialization process takes a long time. "If the assignment, most only six to eight months, so more quickly. It also fits a presidential directive," said Arcandra.

     On the other hand, Arcandra sure, Pertamina had no trouble in terms of funding. By using the assignment scheme, Pertarnina can establish partner with investors. In search of investors, Pertamina also do not need to become the majority shareholder. "Pertamina could engage his best and can cooperate with the investor, the investor could be controlled between 70% -80% and it only between 20% -30%, there must be a majority," said Arcandara. For this assignment, PT Pertamina has taken square off. Wianda Pusponegoro, Vice President Corporate Communications of Pertamina, said Pertamina already made preparations. "We try as much as possible to realize the project so that it meets the government's target," said Wianda.

     Within Wianda, Pertamina refineries could be completed more quickly. "If the scale of 10, this time we are now at the point 5 or 6," said Wianda. Rachmad Hardadi, Director megaproject Processing and Petrochemical Pertamina, added that the project refinery in Bontang can be done, because Pertamina own land. "So the project does not have to start from scratch, "said Hardadi. Pertamina is targeting the selection of development partners Bontang refinery finished in late 2017. So the physical project can be worked starting in late 2019 and be completed mid-2023.

Kontan, Page-14, Saturday, Dec,17,2016

Pertamina Boleh Ajak Mitra

    PT Pertamina diperbolehkan memiliki saham minoritas dalam proyek Kilang Bontang yang telah diubah skema pembangunannya dan kerja sama badan usaha menjadi penugasan. Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan aspek finansial tak lagi menjadi hambatan. Pertamina, katanya, bisa melibatkan mitra dan menguasai saham sesuai kemampuan untuk menggarap proyek senilai US$13 miliar itu. Artinya, dengan skema penugasan itu, Pertamina tak diwajibkan menguasai semua sallam pada proyek tersebut.

    Seperti halnya dalam proyek Kilang Tuban, Pertamina menguasai 55 % dan 'Rosneft menguasai 45 % “Bisa investornya [menguasai] 70%, 80%, Pertaminanya 20%, seperti itu lah. Not necessary mereka [Peramina] harus mayoritas,” ujarnya. Perubahan skema, kata Arcandra, bertujuan mempercepat proses pembangunan. Pembangunan fisik kilang membutuhkan waktu empat tahun hingga lima tahun. Dia menyebut apabila menggunakan skema kerja sama badan usaha, membutuhkan waktu 24 bulan untuk sampai ke tahap komersialisasi.

    Sementara, dengan penugasan hanya diperlukan waktu maksimum delapan bulan. “Kalau melihat kebutuhan kita, memang sebaiknya ini adalah penugasan dan ini sesuai dengan arahan Presiden,” katanya. Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Pertamina Rachmad Hardadi mengatakan perseroan menargetkan bisa mendapatkan mitra pada akhir 2017. Dengan demikian, pengerjaan fisik bisa dimulai pada 2019 dan rampung pada 2023 karena bankable feasibility study (BFS) yang dipersiapkan bersamaan dengan proses pencarian mitra.

    Melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No.7935 K/10/MEM/2016, skema pembangunan Kilang Bontang dialihkan kepada Pertamina. Terdapat beberapa poin keputusan, antara lain Pertamina melaksanakan pembangunan dan mengoperasikan kilang berkapasitas 300.000 barel per hari. Kilang juga menghasilkan gasolin minimal 60.000 bph dengan spesifikasi setara Euro IV serta solar dengan produksi minimal 124.000 bph setara Euro IV. Adapun, pembiayaan dilakukan korporasi. PT Pertamina juga dapat melaksanakan pembangunan kilang dengan mengintegrasikan proses produksi petrokimia dan bekerja sama dengan badan usaha lain.

IN ENGLISH

Pertamina May Invite Partners

PT Pertamina allowed to own a minority stake in the project Bontang the amended scheme of development and cooperation of enterprises into the assignment. Deputy Minister Arcandra Tahar said the financial aspect no longer a barrier. Pertamina, he said, could involve partners and controls the shares according to the ability to work on projects worth US $ 13 billion of it. That is, with the assignment scheme, Pertamina is not required to master all sallam on the project.

Just as in Tuban refinery project, Pertamina controlled 55% and 'Rosneft dominates 45% "Could investor [master] 70%, 80%, Pertaminanya 20%, as it was. Not Necessary them [Peramina] will have a majority, "he said. Schema changes, said Arcandra, aims to accelerate the development process. Physical construction of the refinery took four years to five years. He calls when using a scheme of cooperation of business entities, took 24 months to get to the stage of commercialization.

Meanwhile, with the assignment only takes a maximum of eight months. "If you look at our needs, it should have an assignment and is in accordance with the directives of the President," he said. Director of Processing and Petrochemical Pertamina megaproject Hardadi Rachmat said the company expects to get a partner by the end of 2017. Thus, the physical construction could begin in 2019 and completed in 2023 because of a bankable feasibility study (BFS) which was prepared in conjunction with partner search process.

Through the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No.7935 K / 10 / MEM / 2016 development schemes Bontang transferred to Pertamina. There are several decision points, such as Pertamina carry out the construction and operate the refinery capacity of 300,000 barrels per day. Refineries also produce a minimum of 60,000 bpd gasoline with similar specifications as well as the Euro IV diesel with minimal production of Euro IV equivalent of 124,000 bpd. Meanwhile, financing corporations do. PT Pertamina also can carry refinery construction by integrating petrochemical production processes and cooperate with other business entities.

Bisnis Indonesia, Page-1, Saturday, Dec,17,2016

Mitra Proyek Kilang Bontang Dipilih Akhir 2017

    Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menugasi PT Pertamina membangun fasilitas pengolahan minyak dan petrokimia di Bontang, Kalimantan Timur Penugasan ini menandakan perubahan dalam rencana awal proyek tersebut, yakni melalui skema kerja sama pemerintah dan badan usaha. Direktur Megaproyek dan Pengolahan Pertamina Rachmad Hardadi menargetkan penunjukan mitra pembangunan kilang Bontang bisa dipercepat pada akhir 2017. Pada Waktu yang sama, perusahaan juga menginginkan dokumen kelayakan keuangan (bankable feasibility study/BFS) bisa selesai.

    Menurut Rachmad, pembangunan kilang Bontang bisa lebih cepat karena lokasinya berdampingan dengan kilang LNG Bontang, yang dikelola PT Badak NGL. PT Badak adalah perusahaan yang berafiliasi dengan Pertamina. Di area tersebut sudah terdapat fasilitas pendukung seperti unit boiler, pembangkit listrik, serta tangki penyimpanan. Rencananya, lahan mulai disiapkan pada awal 2018. Adapun pekerjaan fisik baru dimulai pada 2019.

    Pertamina menargetkan kilang Bontang bisa beroperasi pada 2023. Nilai investasi kilang baru ini diperkirakan US$ 13-15 miliar. Penugasan kepada Pertamina tertuang dalam Keputusan Menteri Energi Nomor 7935 K/10/MEM/2016. Kementerian meminta kilang memproduksi bensin minimal 60 ribu barel dan solar minimal 124 ribu barel per hari.

    Syarat minimal kapasitas kilang ditetapkan 300 ribu barel per hari dengan kualitas produk setara Euro IV. Berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 146 Tahun 2015, skema penugasan mensyaratkan Pertamina menjadi penanggung jawab proyek. Perusahaan minyak milik negara ini harus menjamin pembangunan kilang selesai sesuai dengan persyaratan teknis dan komersial yang ditentukan pemerintah. Untuk itu, pemerintah memberi kebebasan bagi Pertamina untuk mencari mitra. Wakil Menteri Energi Arcandra Tahar mengatakan, skema penugasan memungkinkan pengerjaan proyek bisa dilakukan dalam waktu 3,5 tahun. Kami harapkan kilang Bontang bisa lebih dipercepat seperti di Tuban.

IN ENGLISH

Project Partners Selected Bontang Refinery End 2017

    Ministry of Energy and Mineral Resources assigns PT Pertamina to build refineries and petrochemical plants in Bontang, East Kalimantan This assignment indicates a change in the initial plan of the project, through a cooperation scheme of government and business entities. Pertamina processing director Rachmat megaproject and Hardadi targeting development partners Bontang designation can be accelerated at the end of 2017. At the same time, the company also wants financial eligibility document (bankable feasibility study / BFS) can be completed.

    According to Rachmat, Bontang refinery development can be faster due to its location adjacent to the Bontang LNG plant, which is managed by PT Badak NGL. PT Badak is a company affiliated with Pertamina. In these areas there are already supporting facilities such as unit boilers, power plants, and storage tanks. The plan, the land began to be prepared at the beginning of 2018. As for the physical work began only in 2019.

    Pertamina is targeting the Bontang plant to be operational in 2023. The investment value of the new refinery is estimated at US $ 13-15 billion. Assignment to Pertamina stipulated in the Decree of the Minister of Energy No. 7935 K / 10 / MEM / 2016. The Ministry requested the refinery to produce at least 60 thousand barrels of gasoline and diesel a minimum of 124 thousand barrels per day.

    The minimum requirements specified refining capacity of 300 thousand barrels per day with similar product quality Euro IV. Based on Presidential Regulation Number 146 Year 2015, Pertamina requires assignment scheme was in charge of the project. The state-owned oil company must guarantee refinery construction is completed in accordance with the requirements of the technical and commercial set by the government. To that end, the government gave freedom for Pertamina to find a partner. Deputy Minister of Energy Arcandra Tahar said, the scheme allows the assignment of the project can be done within 3.5 years. We expect the Bontang plant could be accelerated like in Tuban.

Koran Tempo, Page-9, Saturday, Dec,17,2016

Dapat Penugasan, Pertamina Percepat Pembangunan Kilang Bontang

    PT Pertamina menyambut baik terbitnya Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 7935 K/10/MEM/ 2016 tentang penugasan kepada Pertamina dalam pembangunan dan pengoperasian kilang minyak di Bontang, Kalimantan Timur. Dalam Kepmen ESDM tersebut, pemerintah juga menetapkan kapasitas kilang minyak sebesar 300.000 barel per hari (bph). Dari kapasitas tersebut, diharapkan dapat diproduksikan bensin minimal sebanyak 60.000 bph dan solar dengan dengan produksi minimal 124.000 bph dengan standar minimal Euro IV.

    Pertamina juga diberikan mandat untuk mengintegrasikan kilang BBM tersebut dengan peirokimia dan dalam pelaksanaan pembangunannya dapat bekerja sama dengan badan usaha lain. Adapun hasil produksi kilang tersebut diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Terkait dengan keputusan itu, Vice President Corporate Communication Pertamina Wianda Pusponegoro menyatakan kesiapan perseroan dalam melaksanakan penugasan tersebut. Pertamina optimistis dapat melakukan percepatan pembangunan Kilang Bontang.

    Pertamina optimistis dapat menyelesaikan proyek lebih cepat karena kami tidak memulai proyek tersebut dari nol. Dari skala 10, kami sudah ada di titik 5 atau 6,” kata Wianda. Sebelumnya, Direktur Megaproyek Pengolahan dan Petrokimia Rachmad Hardadi mengatakan, NGRR Bontang akan berdampingan dengan fasilitas Kilang LNG Bontang yang dioperasikan PT Badak NGL dan telah tersedia lahan yang akan menjadi lokasi kilang. Selain ketersediaan lahan yang sangat krusial, beberapa fasilitas dan infrastruktur pendukung operasi kilang LNG, seperti 21 unit boiler kualitas tinggi, pembangkit listrik, tangki penyimpanan, dan fasilitas umum lainnya dapat digunakan untuk mendukung pengoperasian kilang NGRR Bontang nantinya.

    Dari sisi lahan yang saat ini sangat krusial dalam pelaksanaan proyek, kami tidak perlu lagi melakukan pengadaan dan itu dapat menghemat Waktu. Beberapa fasilitas berkelas dunia yang sekarang digunakan untuk Kilang LNG Bontang juga dapat dukung proyek kilang BBM, sehingga pembangunan NGRR Bontang tidak perlu dimulai dari nol,” ujar Hardadi. Dengan penugasan ini, pemilihan mitra pembangunan kilang ditargetkan dipercepat menjadi akhir 2017. Pertamina juga segera mempersiapkan bankable feasibility study (BFS) yang juga ditarget selesai pada 2017. Apabila BFS selesai, Pertamina berharap awal 2018 penyiapan lahan sudah bisa dimulai sehingga pekerjaan fisik NGRR Bontang bisa dimulai tepat waktu pada akhir 2019 dan selesai pertengahan 2023.

IN ENGLISH

Get Assignments, Pertamina Accelerate Bontang Refinery

    PT Pertamina welcome the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) No. 7935 K / 10 / MEM / 2016 on assignment to Pertamina in the construction and operation of an oil refinery in Bontang, East Kalimantan. In the Energy and Mineral Resources Decree, the government also set a refining capacity of 300,000 barrels per day (bpd). Of that capacity, is expected to be produced a minimum of 60,000 bpd of gasoline and diesel fuel with a minimum production of 124,000 barrels per day with a minimum of Euro IV standards.

    Pertamina also given the mandate to integrate with peirokimia oil refineries and in the implementation of development can work together with other business entities. The results of the refinery production is prioritized to meet domestic demand. Related to that decision, Vice President Corporate Communications of Pertamina Wianda Pusponegoro company expressed readiness in carrying out the assignment. Pertamina is optimistic it can accelerate the development of Bontang.

    Pertamina is optimistic it can finish projects more quickly because we did not start the project from scratch. On a scale of 10, we were already on the point of 5 or 6, "said Wianda. Earlier, the Director of Processing and Petrochemical megaproject Hardadi Rachmat said, NGRR Bontang facility will be adjacent to the Bontang LNG plant operated by PT Badak NGL and has available land that will be the location of the refinery. In addition to the availability of land are crucial, facilities and supporting infrastructure LNG plant operations, such as 21 units of high quality boiler, power plant, storage tanks, and other public facilities can be used to support the operation of the refinery NGRR Bontang later.

    In terms of land which today is very crucial in the implementation of the project, we no longer need to procure and it can save you time. Several world-class facility that is now used for the Bontang LNG plant can also support oil refinery project, so that the development NGRR Bontang not need to start from scratch, "said Hardadi. With this appointment, the selection of development partners refinery is targeted accelerated to the end of 2017. Pertamina also immediately prepare a bankable feasibility study (BFS), which is also targeted for completion in 2017. When the BFS is completed, Pertamina hopes early in 2018 as land preparation can be started so that the work can be physically NGRR Bontang started on time at the end of 2019 and completed mid-2023.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec,17,2016

Jonan Minta Pertamina Tingkatkan Efisiensi

    Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignatius Jonan meminta Pertamina meningkatkan efisiensi biaya. “Saya minta pada Pertamina agar semangat mandiri dan efisiensinya harus tinggi. Kalau tidak, kerjaannya gak ada,” kata Jonan. Jonan mengungkapkan pengalamannya saat berkunjung ke Iran. Menurut dia, produksi minyak Iran mencapai 3 juta barel per hari (bph), sementara konsumsi dalam negeri kurang dari 1 juta bph. Dari sisi pembangkitan listrik, pembangkit listiik bertenaga matahari tarifnya hanya US$ 2,42 sen hingga US$ 2,99 sen per kwh.

    Sedangkan di Indonesia untuk listrik dengan energi yang sama mencapai US$ 14 sen per kwh. Mereka bahkan sedang menyiapkan pembangkit baru dengan daya 5.000 MW dengan tarif lebih murah yakni US$ 2,25 sen per kwh,” jelas dia. PT Pertamina mendukung penuh upaya pengembangan serta pemanfaatan energi baru dan terbarukan, termasuk menggalang partisipasi masyarakat di dalam diversifikasi dan konservasi energi. Salah satunya dengan mengadakan Pertamina d’Gil (Ide Gila).

    Sebuah kompetisi inovasi seputar ide bisnis dan terobosan produk serta teknologi seputar energi baru dan terbarukan. Kompetisi Pertamina d’Gil yang akan berlangsung hingga 5 Maret 2017 ini diharapkan mampu menggalang partisipasi dan antusiasme masyarakat untuk bersama-sama Pertamina menciptakan berbagai inovasi teknologi berbasis energi terbarukan. Vice President Corporate Communication PT Pertamina Wianda Pusponegoro menjelaskan, komitman Pertamina mencari sumber- sumber energi, termasuk energi baru dan terbarukan juga diwujudkan dengan mengajak keterlibatan masyarakat melalui kompetisi inovasi.

    Wianda menambahkan, Pertamina berkomitmen mengembangkan energi baru dan terbarukan di Indonesia sebagai alternatif untuk memenuhi kebutuhan energi domestik di masa mendatang. Pertamina mempertimbangkan pula untuk masuk ke semua lini dari bisnis energi baru terbarukan, tidak sekadar menjadi offtaker melainkan bisa juga menjadi produsen di bisnis hulu energi baru dan terbarukan. Pertamina d’Gil (Ide Gila) merupakan ajang kompetisi yang diperuntukkan bagi pelajar, profesional (akademisi, peneliti, praktisi, pekerja), dan perusahaan yang mampu membuat konsep tentang energi baru dan terbarukan.

    Kompetisi akan terbagi dalam dua kategori tema, yaitu Ide Bisnis Inovatif dan Terobosan Produk & Teknologi. Peserta dapat mengirimkan ide-ide kreatifnya melalui http://www.pertaminaidegila.com, mulai 7 Desember 2016 hingga 5 Maret 2017. Seluruh ide akan dinilai oleh dewan juli seperti creative entreprerieur Yoris Sebastian dan pakar manajemen Rheinald Kasali.

IN ENGLISH

Jonan Ask Pertamina Improve Efficiency

    Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan ask Pertamina to increase cost efficiency. "I asked the Pertamina that independent spirit and efficiency should be high. Otherwise, there is not his work, "said Jonan. Jonan his experience during a visit to Iran. According to him, Iran's oil production to reach 3 million barrels per day (bpd), while the domestic consumption of less than 1 million bpd. In terms of electricity generation, solar-powered generators listiik charge only $ 2.42 cents to US $ 2.99 cents per kwh.

    While in Indonesia for electricity with the same energy reached US $ 14 cents per kwh. They're even setting up a new plant with 5,000 MW power at a cheaper rate at US $ 2.25 cents per kwh, "he explained. PT Pertamina fully supports the efforts of the development and utilization of new and renewable energy, including raising public participation in energy diversification and conservation. One of them by holding Pertamina d'Gil (Crazy idea).

    A competition of innovation around business ideas and breakthrough products and technologies surrounding the new and renewable energy. Pertamina d'Gil competition which will run until March 5, 2017, is expected to raise the participation and enthusiasm of people to get together Pertamina create renewable energy-based technology innovation. Vice President Corporate Communications PT Pertamina Wianda Pusponegoro explained, the commitment of Pertamina look for sources of energy, including new and renewable energy is also manifested by encouraging community engagement through innovation competition.

    Wianda added, Pertamina is committed to develop new and renewable energy in Indonesia as an alternative to meet domestic energy needs in the future. Pertamina also consider to get into all lines of business of renewable energy, not just be a taker, but can also be a manufacturer in the upstream business of new and renewable energy. Pertamina d'Gil (Crazy idea) is a competition reserved for students, professionals (academics, researchers, practitioners, workers), and the company is able to make the concept of new and renewable energy.

    The competition will be divided into two theme categories, namely Business Idea Innovative and Breakthrough Products & Technology. Participants can submit their creative ideas through http://www.pertaminaidegila.com, beginning December 7, 2016 to March 5, 2017. The whole idea will be judged by a council of July as creative entreprerieur Yoris Sebastian and management experts Rheinald Kasali.

Investor Daily, Page-9, Saturday, Dec,17,2016

Skema Gross Split Merugikan Kontraktor Kecil

    Skema bagi hasil bruto (gross split) yang akan diterapkan pemerintah bakal membuat kontraktor kecil babak belur Pasalnya, mereka hanya menguasai wilayah migas kecil dengan produksi yang tidak signifikan. “Apalagi yang tidak lengkap rantai bisnisnya,” ujar Ketua Umum Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Alfi Rusin. Alfi mengatakan kerugian bakal dialami kontraktor saat harga minyak seperti sekarang. Sebab, kontraktor hanya menyedot migas skala kecil dengan biaya pengeboran sarna dengan kontraktor lain.

    Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat terdapat 75 kontraktor dengan minyak siap jual (lifting) di bawah 11 ribu barel per hari. Semua perusahaan ini hanya menyumbang lifting sebesar 120 ribu barel per hari atau hanya separuh dari produksi Chevron Pacific Indonesia di Blok Rokan, Riau. Adapun untuk produksi gas, kontraktor ini hanya menyumbang lifting sebesar 1.299 mmscfd. Menurut Alfi, skema baru bakal sangat menguntungkan Pertamina.

    Sebab, Pertamina memiliki banyak anak usaha di industri penunjang migas seperti jasa pengeboran ataupun survei. Selama ini, perseroan tidak selalu bisa menunjuk langsung anak usahanya lantaran melarang skema tersebut pada proyek bernilai besar. Karena itulah, Alfi memprediksi, skema ini berpeluang membuat Pertamina lebih efisien. Sistem gross split juga dianggap Alfi berbahaya bagi ketahanan energi nasional.

    Musababnya, saat harga minyak rendah, kontraktor bakal mengerern aktivitas produksi yang tidak menguntungkan. Dalam sistem saat ini, penyedotan minyak masih bisa berjalan karena biaya kontraktor diganti cost recovery. Dia meminta pemerintah memberikan insentif lebih kepada kontraktor supaya aktivitas migas tetap berjalan sekalipun harga lesu. “Karena niatnya untuk menjadi lebih baik." Sebelumnya, anggota Dewan Energi Nasional, Andang Bachtiar, memperkirakan skema gross split bakal mengerem laju eksplorasi.

    Sebab, dalam sistem gross split, kontraktor menginginkan aktivitas yang keuntungannya sudah jelas. Sampai November, pengeboran eksplorasi hanya 39 sumun Padahal, target kontraktor mencapai 67 sumur. SKK Migas memprediksi hanya 43 sumur yang dibor di akhir 2016. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arcandra Tahar berjanji memberikan insentif bagi kontraktor dalam sistem gross split. Pemanis diberikan melalui tambahan bagian hasil minyak. Hal ini juga berlaku bagi kontraktor yang memakai komponen produk lokal. Namun, kata dia, sekarang besaran bagi hasil dalam skema baru belum disepakati.

IN ENGLISH

Gross schemes Split Adverse Small Contractors

    Scheme for gross proceeds (gross split) to be implemented by the government will make a small contractor battered reason, they only controlled a small region with oil and gas production is not significant. "Moreover incomplete business chain," said Chairman of the Indonesian Association of Petroleum Engineering (IATMI) Alfi Rusin. Alfi said the losses would be experienced by the contractor when the oil price as it is now. Therefore, contractors just suck small-scale oil and gas drilling at a cost equal to the other contractors.

    Special Unit of Upstream Oil and Gas (SKK Migas) noted that there are 75 contractors with oil ready for sale (lifting) under 11 thousand barrels per day. All of these companies only accounted for lifting of 120 thousand barrels per day, or only half of the production of Chevron Pacific Indonesia in Rokan Block, Riau. As for gas production, the contractor is only accounted for lifting at 1,299 MMSCFD. According Alfi, the new scheme will be very profitable for Pertamina.

    Therefore, Pertamina has many subsidiaries in the supporting industries such as oil and gas drilling services or surveys. During this time, the company can not always be pointed directly prohibit its subsidiary because these schemes the projects of great value. Therefore, Alfi predicts, is likely to make the scheme more efficient Pertamina. The system is also considered gross split Alfi dangerous for national energy security.

    Cause, when oil prices are low, the contractor will put the brakes on production activities that are not profitable. In the current system, the siphoning of oil is still able to walk because of the cost of the contractor replaced cost recovery. He asked the government to provide more incentives to the contractor so that oil and gas activity is still running despite sluggish price. "Because of its intention to become better." Earlier, members of the National Energy Board, Andang Bachtiar, estimated gross scheme split would slow the rate of exploration.

    Because, in the gross system is split, the contractor wanted activity whose benefits are clear. As of November, only 39 exploration drilling sumun In fact, the target of achieving 67 wells contractor. SKK Migas predicts only 43 wells drilled in late 2016. Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar promised to provide incentives for contractors in the gross system split. Sweeteners provided through additional parts of oil products. This also applies to contractors who use local produce components. However, he said, now the amount of profit sharing in the new scheme has not been agreed upon.

Koran Tempo, Page-13, Friday, Dec,16,2016