Every Year, Arun Regasification Continues to Increase

The number of liquefied natural gas (LNG) cargoes occupied by the Arun Receiver and Regasification Terminal in Aceh continues to increase from year to year. In this year there were 17 cargo which were classified. While last year reached 14 cargoes and in 2015 as many as 11 LNG cargoes.

Production Plan & Process Engineering Manager of PT Perta Arun Gas Surkani Manan said that the terminal will start operation in 2015 which was inaugurated by President Joko Widodo.

"Initially we regasifikasi 11 cargo sourced from Tangguh 10 cargo and Donggi 1 cargo. It is now 17 cargoes, "Surkani said during a media visit in Lhokseumawe, Thursday (7/20).

"Surkani said the majority of LNG cargoes are absorbed by PT PLN power plant. He said the need for industry is only one cargo from year to year. The average gas distribution from Arun regasification facility in 2015 is 87.9 mmscfd with 86.05 mmscfd for PLN and 1.85 mmscfd for Industry in Medan. Then in 2016 for the period January-October reached 88.81 mmscfd with details of 85.86 mmscfd for PLN and 2.95 mmscfd absorbed by the industry.

"Gas for PLN is for PLTMG Arun and Belawan. We and PLN have a mutual commitment. PLN has a big interest in regasification, "he said.

He said the regasification terminal was previously an Arun LNG plant operating since 1978 and ending on October 15, 2014. It recorded that for 35 years the total shipment reached 4,269 cargoes to a number of countries such as Japan, Korea and Taiwan. Pertamina has conducted an in-depth study since 2011 before the refinery ceased operations. The option of transferring functions into regasification is chosen taking into consideration the viability of the industry and the power plant which has soaked Arun gas.

"In 2011 Pertamina has conducted a study to be taken wherever this great asset there are 6 train LNG condesate tank, so some business initiation that developed Pertamina, all directed customer expression, pursed the first priority which decided by regasification," he said.

According to him Lhokseumawe could become a dead city say LNG assets are not used. He called during the Arun refinery

Operate to absorb up to 5,000 workers including to its derivative industry.

"With employment can sustain economic and political stability, because if many are unemployed will increase criminality," he concluded.

IN INDONESIA

Tiap Tahun, Regasifikasi Arun Terus Meningkat

Jumlah kargo gas alam cair (LNG) yang digarap Terminal Penerima dan Regasifikasi Arun, Aceh terus meningkat dari tahun ke tahun. Pada tahun ini tercatat sebanyak 17 kargo yang diregasifikasi. Sedangkan tahun lalu mencapai 14 kargo dan pada 2015 sebanyak 11 kargo LNG.

Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan Terminal ini mulai beroperasi pada 2015 yang diresmikan oleh Presiden Joko Widodo. 

“Awalnya kami regasifikasi 11 kargo bersumber dari Tangguh 10 kargo dan Donggi 1 kargo. Sekarang sudah 17 kargo,” kata Surkani dalam kunjungan media di Lhokseumawe, Kamis (20/7).

”Surkani menuturkan mayoritas kargo LNG tersebut diserap oleh pembangkit listrik PT PLN. Dia mengatakan kebutuhan untuk industri hanya satu kargo dari tahun ke tahun. Rata-rata penyaluran gas dari fasilitas regasifikasi Arun di 2015 sebanyak 87,9 mmscfd dengan rincian 86,05 mmscfd untuk PLN dan 1,85 mmscfd untuk Industri di Medan. Kemudian di 2016 untuk periode Januari-Oktober mencapai 88,81 mmscfd dengan rincian 85,86 mmscfd untuk PLN dan 2,95 mmscfd diserap industri. 

“Gas untuk PLN itu untuk PLTMG Arun dan Belawan. Kami dan PLN punya komitmen bersama. PLN punya kepentingan besar dengan regasifikasi," ujarnya. 

Dikatakannya terminal regasifikasi ini sebelumnya merupakan kilang LNG Arun yang beroperasi sejak 1978 dan berakhir pada 15 Oktober 2014. Tercatat selama 35 tahun tersebut total pengapalan mencapai 4.269 kargo ke sejumlah negara seperti Jepang, Korea dan Taiwan. Pertamina melakukan kajian mendalam sejak 2011 sebelum kilang tersebut berhenti operasi. Opsi pengalihan fungsi menjadi regasifikasi dipilih dengan mempertimbangkan kelangsungan hidup industri dan pembangkit listrik yang selama ini menyerap gas Arun. 

"Pada 2011 Pertamina sudah lakukan kajian mau dibawa kemana aset besar ini ada 6 train tangki LNG kondesat. Jadi beberapa inisasi bisnis yang didevelop Pertamina, semua diarahkan ekspetasi pelanggan, mengerucut yang prioritas dulu yang diputuskan regasifikasi,” ujarnya.

Menurutnya Lhokseumawe bisa menjadi kota mati bilang aset-aset LNG tidak dimanfaatkan. Dia menyebut selama kilang Arun beroperasi menyerap hingga 5.000 pekerja termasuk ke industri turunannya. 

“Dengan lapangan kerja bisa menopang stabilitas ekonomi dan politik, karena kalau banyak yang nganggur akan meningkatkan kriminalitas,” tutupnya.

Kontan, Page-14, Friday, July 21, 2017

Director General of Oil and Gas Rejects Total EP Desire

The Directorate General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) refuses the Letter of Total EP lndonesie. This company's additional shares of Mahakam Block to 39% from previously only 30% stake. After conducting an evaluation of additional demand of Mahakam Block shares by Total EP, finally in reply letter from the Ministry of Energy and Mineral Resources declared rejected the desire of Total EP.

"The Director General of Oil and Gas who declined the letter has been sent to the Minister of Energy and Mineral Resources lgnasius Jonan.I do not know whether the minister refused or even received?" Unfortunately, the news about the three incentives demanded, namely the first tranche petroleum incentives to 0%, from which is usually 10% of gross production. Then investment credit to 17%, the acceleration of the depreciation period from five to two years has not been clarified.

Oil and Gas Director General IGN Wiratmaja Puja only laughed when asked about himself who rejected the request of Total EP. "The authority is at the Minister, the letter is immediately answered," he said, Thursday (20/7).

The Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar revealed, he has signed a letter for the three incentives requested by Total EP. However, related to the request for additional shares of the ESDM Minister who will decide.

"The three incentives I have signed, I do not know what the Minister said, do not go ahead of the Minister," he said.

Vice President Corporate Communications PT Pertamina Adiatma Sardjito said it was still looking for info about the rejection of the Total EP request.

Energy Observer Fahmi Radhi stated that the government's decision to refuse Total E & P's request is correct. He considered Pertamina able to manage the Mahakam Block.

"If still needed some experts can be paid. If you need technology can be purchased, "he said.

MAHAKAM BLOCK

IN INDONESIA

Dirjen Migas Tolak Keinginan Total EP

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menolak Surat Total EP lndonesie. Perusahaan ini tambahan saham Blok Mahakam menjadi 39% dari sebelumnya hanya 30% saham. Setelah menggelar evaluasi terhadap permintaan tambahan saham Blok Mahakam oleh Total EP, akhirnya dalam surat balasan Kementrian ESDM menyatakan menolak keinginan Total EP.

"Dirjen Migas yang menolak. Surat sudah dikirim ke Menteri ESDM lgnasius Jonan. Saya tidak tahu apakah menteri menolak atau malah menerima?"  Sayang, kabar soal tiga insentif yang diminta, yakni insentif first tranche petroleum menjadi 0%, dari yang biasanya 10% dari produksi kotor. Lalu investment credit menjadi 17%, percepatan masa depresiasi dari lima menjadi dua tahun belum ada kejelasan.

Dirjen Migas IGN Wiratmaja Puja hanya tertawa ketika ditanya soal dirinya yang menolak permintaan Total EP. "Kewenangan ada di Menteri. Suratnya segera dijawab," kata dia, Kamis (20/7).

Adapun Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengungkapkan, dirinya sudah meneken Surat untuk tiga insentif yang diminta oleh Total EP. Namun terkait permintaan penambahan saham Menteri ESDM yang akan memutuskan. 

"Tiga insentif itu saya sudah tanda tangani. Saya tidak tahu Menteri menjawab apa. Jangan mendahului Menteri," katanya. 

Vice President Corporate Communication PT Pertamina Adiatma Sardjito mengatakan, pihaknya masih mencari tahu soal info penolakan permintaan Total EP tersebut. 

Pengamat Energi Fahmi Radhi menyatakan bahwa keputusan pemerintah yang menolak permintaan Total E&P Sudah tepat. Dia menilai Pertamina sanggup mengelola Blok Mahakam. 

“Kalau masih dibutuhkan beberapa ahli bisa dibayar. Kalau butuh teknologi bisa dibeli," ujarnya.

Kontan, Page-14, Friday, July 21, 2017

More LNG Regasification in Perta Arun Gas

PT Perta Arun Gas seeks to increase the number of cargo of LNG / LNG through the receiving and regasification terminal of Arun, Nanggroe Aceh Darussalam. Three years, the trend is increasing. This year, there were 17 cargo that were classified, up from last year's 14 cargoes.

In 2015, the regasification process is only 11 LNG cargoes. Arun LNG plant had stopped on October 15, 2014, after 37 years of operation because the gas there is exhausted. The last LNG exported from the refinery was about 4,469 cargoes. Now Perta Arun Gas is beginning to convert refineries into receiving and regasifying LNG terminals.

Production Plan & Process Engineering Manager of PT Perta Arun Gas Surkani Manan said the receiving and regasification terminal of Arun began to operate again in 2015, inaugurated by President Joko Widodo.

"We initially regasification of 11 cargoes is sourced from Tangguh 10 cargo and Donggi 1 cargo, now it is 17 cargoes," said Surkani, during a media visit in Lhokseumawe on Thursday (20/7).

The majority of LNG cargoes are absorbed by power plants PT Perusahaan Listrik Negara (PLN). The need for industry is only one cargo from year to year. The average of gas distribution from Regasification facility

Arun in 2015 as much as 87.9 mmscfd. In addition, 6.05 mmscfd for PLN and 1.85 mmscfd for industries in Medan. Then in 2016, precisely in the period January to October reached 88.81 mmscfd with details of 85.86 mmscfd for PLN and 2.95 mmscfd absorbed by the industry.

"The gas for PLN is for PLTMG Arun and Belawan, and PLN has a mutual commitment and PLN has a great interest in regasification," said Surkani.

IN INDONESIA

Makin Banyak Regasifikasi LNG di Perta Arun Gas

PT Perta Arun Gas berupaya meningkatkan jumlah kargo gas alam cair/LNG melalui terminal penerima dan regasifikasi Arun, Nanggroe Aceh Darussalam. Tiga tahun ini, trennya meningkat. Tahun ini tercatat sebanyak 17 kargo yang diregasifikasi, naik dari tahun lalu yang sebanyak 14 kargo. 

Tahun 2015, proses regasifikasi hanya 11 kargo LNG. Kilang LNG Arun sempat berhenti pada 15 Oktober 2014, setelah 37 tahun beroperasi karena gas di sana habis. LNG terakhir yang diekspor dari kilang tersebut sekitar 4.469 kargo. Kini Perta Arun Gas mulai mengubah kilang menjadi terminal penerima dan regasifikasi LNG.

Manajer Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan, terminal penerima dan regasifikasi Arun ini mulai beroperasi kembali pada tahun 2015, diresmikan oleh Presiden Joko Widodo.

"Awalnya kami regasifikasi 11 kargo bersumber dari Tangguh 10 kargo dan Donggi 1 kargo. Sekarang sudah 17 kargo," kata Surkani, dalam kunjungan media di Lhokseumawe, Kamis (20/7).

Mayoritas kargo LNG tersebut diserap oleh pembangkit listrik PT Perusahaan Listrik Negara (PLN). Kebutuhan untuk industri hanya satu kargo dari tahun ke tahun. Adapun rata-rata penyaluran gas dari fasilitas Regasifikasi

Arun di 2015 sebanyak 87,9 mmscfd. Rincfiannya, 6,05 mmscfd untuk PLN dan 1,85 mmscfd untuk industri di Medan. Kemudian pada tahun 2016, tepatnya di periode Januari-Oktober mencapai 88,81 mmscfd dengan rincian 85,86 mmscfd untuk PLN dan 2,95 mmscfd diserap industri. 

"Gas untuk PLN itu untuk PLTMG Arun dan Belawan. Kami dan PLN punya komitmen bersama. PLN punya kepentingan besar dengan regasifikasi," kata Surkani.

Kontan, Page-14, Friday, July 21, 2017

Year 2030 Indonesia Become Importer

Indonesia is expected to become an energy importer by 2030 because the deficit between supply and consumption in the year is getting bigger. Imports of energy are not only fossil energy, but also from renewable energy sources. Therefore, it needs innovation in developing new renewable energy that its potential in Indonesia is abundant.

This was raised in the discussion "The Future of Energy Security in Indonesia and the Role of Renewable Energy" on Thursday (20/7), on the campus of Multimedia Nusantara University Tangerang, Banten.

According to the Head of Center for Energy Studies of Gadjah Mada University, Yogyakarta Deendarlianto, if Indonesia's economic growth is above 5 percent per year, then the energy deficit will be bigger in 2030. It is estimated that in that year Indonesia will become non-fossil energy importer, besides remain oil importer And gas.

"The current condition, the dependence on fossil energy, namely oil and gas is very large. This will make the national energy mix target for new renewable energy types in 2025 difficult to achieve, "said Deendarlianto.

Expert Staff of the Supervisory Commission of SKK Migas, Abdul Muin, added that, as crude oil prices plummet today, the development of new renewable energy in Indonesia faces severe challenges. The cost of renewable energy production can not compete with oil that currently costs less than 50 US dollars per barrel.

Secretary of the Directorate General of New Energy, Renewable Energy and Conservation at the Ministry of Energy and Mineral Resources, Dadan Kusdiana, confirms that the priority of national energy development is to maximize the use of renewable energy.

"The challenges of its development are business schemes and incentives that are not yet optimal. In addition, the technology dependence from abroad is still large and the selling price of renewable energy is more expensive than fossil energy. Equally important is the similarity of mindset about the importance of developing new renewable energy in society, "said Dadan.

Regarding the development of nuclear energy into the new energy category, according to members of the National Energy Council, Tumiran, until now still a polemic. From the government's point of view, nuclear development as a source of energy is still a last resort. Without nuclear, achievement of 23 percent of renewable energy in the national energy mix is ​​difficult to achieve by 2025.

"If my academic view is personal, nuclear must enter. However, the political situation is not so. Though technologically the benefits of nuclear use are proven.

IN INDONESIA

Tahun 2030 Indonesia Jadi Importir

Indonesia diperkirakan menjadi pengimpor energi pada 2030 lantaran defisit antara pasokan dan konsumsi di tahun tersebut semakin membesar. Impor energi itu tidak hanya energi fosil, tetapi juga dari sumber energi baru terbarukan. Oleh karena itu, perlu inovasi dalam mengembangkan energi baru terbarukan yang potensinya di Indonesia melimpah.

Hal itu mengemuka dalam diskusi ”Masa Depan Ketahanan Energi Indonesia dan Peranan Energi Baru Terbarukan”, Kamis (20/7), di kampus Universitas Multimedia Nusantara Tangerang, Banten.

Menurut Kepala Pusat Studi Energi Universitas Gadjah Mada Yogyakarta Deendarlianto, jika pertumbuhan ekonomi Indonesia di atas 5 persen per tahun, maka defisit energi akan semakin besar di 2030. Diperkirakan, di tahun itu Indonesia akan menjadi pengimpor energi non-fosil, selain tetap menjadi pengimpor minyak dan gas.

”Kondisi sekarang ini, ketergantungan terhadap energi fosil, yaitu minyak dan gas bumi sangat besar. Hal ini akan membuat target bauran energi nasional untuk jenis energi baru terbarukan di 2025 sulit dicapai,” ujar Deendarlianto.

Staf Ahli Komisi Pengawas SKK Migas, Abdul Muin, menambahkan, di saat harga minyak mentah yang anjlok saat ini, pengembangan energi baru terbarukan di Indonesia menghadapi tantangan berat. Ongkos produksi energi baru terbarukan kalah bersaing dengan minyak yang saat ini harganya kurang dari 50 dollar AS per barrel.

Sekretaris Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan, dan Konservasi Energi pada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, Dadan Kusdiana, membenarkan, prioritas utama pengembangan energi nasional adalah dengan memaksimalkan penggunaan energi baru terbarukan.

”Tantangan pengembangannya adalah skema bisnis dan insentif yang belum optimal. Selain itu, ketergantungan teknologi dari luar negeri masih besar dan harga jual energi baru terbarukan lebih mahal daripada energi fosil. Yang tidak kalah penting adalah penyamaan pola pikir mengenai pentingnya pengembangan energi baru terbarukan di masyarakat,” kata Dadan. 

Mengenai pengembangan nuklir yang masuk dalam kategori energi baru, menurut anggota Dewan Energi Nasional, Tumiran, sampai saat ini masih menjadi polemik. Dari sudut pandang pemerintah, pengembangan nuklir sebagai sumber energi masih menjadi pilihan terakhir. Tanpa nuklir, pencapaian 23 persen dari energi baru terbarukan dalam bauran energi nasional sulit dicapai pada 2025.

”Kalau pandangan akademik saya pribadi, nuklir harus masuk. Namun, situasi politiknya tidak demikian. Padahal secara teknologi manfaat penggunaan nuklir banyak terbukti.

Kompas, Page-17, Friday, July 21, 2017

Enough Incentives?

The Ministry of Energy and Mineral Resources is intensively promoting incentives in the upstream oil and gas sector. The incentives are regulated in the issuance of Government Regulation No. 27 of 2017 which is the result of amendment to Government Regulation No. 79/2010 on Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Tax in Upstream Oil and Gas Business Fields. Is that incentive enough?

The government said the issuance of Government Regulation No. 27/2017 is a big leap in the midst of challenges of upstream oil and gas industry in Indonesia and around the world which is getting heavier due to the crash of oil prices since late 2014. This Government Regulation is also referred to as government response to complaints submitted by contractors Oil and gas operating in Indonesia.

Tax incentives in Government Regulation No. 27/2017 include the abolition of import duty, Value Added Tax, Sales Tax on Luxury Goods (PPnBM), as well as the full abolition of Land and Building Tax (PBB). Special period of exploitation, still given based on economic considerations.

Previously, the government imposed a Land and Building Tax levy on upstream oil and gas exploration activities, including offshore exploration. These charges are complained of the Indonesian Petroleum Association because exploration is a search stage, not a risky production. The reason is, if exploration does not find oil, the cost that has been spent to be borne by the contractor. Already out trillions of rupiah, not producing oil, but still subject to Land and Building Tax. Once the contractor objected.

Upstream oil and gas business climate in Indonesia is sluggish. Oil prices that had touched above 100 dollars per barrel in early 2014, are slowly falling dramatically, even now less than 50 US dollars per barrel. This situation forces contractors to tighten their investments and apply efficiency.

Some contractors even returned the exploration block commitments to the government on the grounds that it is not economical. In ranking the easiness of investing in upstream oil and gas sector, Indonesia's position is not exactly good. Auction Oil and gas working areas in 2016, both conventional and non-conventional, do not get a single winner alias not in interest. In short, this business is no longer attractive, if it does not want to be called bleak.

In addition to the issuance of Government Regulation No. 27/2012, the government has also issued a response in the form of a revenue sharing model from the previous concept of cost recovery to gross split (profit sharing based on gross production). The concept of gross split is called government more efficient and attractive for investment.

Nevertheless, the government should not forget about the complexity of licensing that the contractor complained about. Based on data in 2015, there are 373 types of licenses to be dealt with by contractors, both at the central and regional levels. The Ministry of Energy and Mineral Resources has cut permits, from the original 42 species, to only six types. The spirit of change at the central level is positive, but not necessarily in the regions.

One of the things that the contractor still complains about, due to the poor coordination of central and regional, is the matter of land acquisition. Dozens of oil and gas contractors caught on this issue, either due to licensing in devious areas, to overlapping issues

The solution to the downturn of investment in upstream oil and gas sector must be integrated, from central to regional. The contribution of state revenues following the multiple effects of this sector can not be taken lightly. The government is on the right track although it still needs proof.

IN INDONESIA

Cukupkah Insentif?

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang gencar mempromosikan insentif di sektor hulu minyak dan gas bumi. Insentif itu diatur dalam penerbitan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 yang merupakan hasil perubahan Peraturan Pemerintah No 79/2010 tentang Biaya Operasi yang dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.  Cukupkah insentif itu?

Pemerintah menyebut, penerbitan Peraturan Pemerintah No 27/2017 ini sebagai sebuah lompatan besar di tengah tantangan industri hulu migas Indonesia dan di seluruh dunia yang semakin berat akibat keterpurukan harga minyak sejak akhir 2014. Peraturan Pemerintah ini juga disebut sebagai respons pemerintah terhadap keluhan yang disampaikan kontraktor migas yang beroperasi di Indonesia.

Insentif perpajakan dalam Peraturan Pemerintah No 27/2017 antara lain penghapusan bea masuk, Pajak Pertambahan Nilai, Pajak Penjualan atas Barang Mewah (PPnBM), serta penghapusan penuh Pajak Bumi dan Bangunan (PBB). Khusus periode eksploitasi, masih diberikan berdasarkan pertimbangan keekonomian.

Sebelumnya, pemerintah menerapkan pungutan Pajak Bumi dan Bangunan dalam kegiatan eksplorasi hulu migas, termasuk eksplorasi yang dilakukan di lepas pantai. Pungutan ini dikeluhkan Asosiasi Perminyakan Indonesia lantaran eksplorasi adalah tahap pencarian, bukan produksi yang penuh risiko. Pasalnya, jika eksplorasi tidak menemukan minyak, ongkos yang sudah telanjur dibelanjakan menjadi tanggungan kontraktor. Sudah keluar triliunan rupiah, tidak menghasilkan minyak, tetapi masih dikenakan Pajak Bumi dan Bangunan. Begitu keberatan kontraktor.

Iklim bisnis hulu migas di Indonesia sedang lesu. Harga minyak yang sempat menyentuh di atas 100 dollar AS per barrel di awal 2014, secara perlahan turun drastis, bahkan kini kurang dari 50 dollar AS per barrel. Situasi ini memaksa kontraktor mengetatkan Investasi dan menerapkan efisiensi.

Beberapa kontraktor bahkan mengembalikan komitmen blok eksplorasi kepada pemerintah dengan alasan tidak ekonomis. Dalam pemeringkatan kemudahan berinvestasi di sektor hulu migas, posisi Indonesia tidak bisa dibilang bagus. Lelang Wilayah kerja migas pada 2016, baik konvensional maupun non-konvensional, tidak mendapat satu pun pemenang alias tidak di minati. Ringkasnya, bisnis ini tidak lagi menarik, kalau tidak ingin disebut suram.

Selain penerbitan Peraturan Pemerintah No 27/2012 pemerintah juga sudah mengeluarkan respons berupa perubahan model bagi hasil dari sebelumnya berkonsep cost recovery menjadi gross split (bagi hasil berdasar produksi bruto). Konsep gross split disebut pemerintah lebih efisien dan menarik untuk investasi.

Meski demikian, pemerintah tidak boleh lupa mengenai kerumitan perizinan yang dikeluhkan kontraktor. Berdasarkan data di 2015, ada 373 jenis perizinan yang harus diurus kontraktor, baik di pusat maupun daerah. Kementerian ESDM sudah memangkas izin, dari semula 42 jenis, menjadi hanya enam jenis. Semangat perubahan di tingkat pusat sudah positif, tetapi belum tentu di daerah.

Salah satu hal yang masih dikeluhkan kontraktor, akibat buruknya koordinasi pusat dan daerah, adalah soal pembebasan lahan. Belasan kontraktor migas tersangkut masalah ini, baik karena perizinan di daerah yang berbelit-belit, hingga masalah yang tumpang tindih

Jalan keluar mengatasi kelesuan investasi sektor hulu migas harus terpadu, mulai dari pusat sampai daerah. Kontribusi penerimaan negara berikut efek berganda dari sektor ini tidak bisa dianggap sepele. Pemerintah sudah berada di jalur yang tepat meskipun masih perlu pembuktian. 

Kompas, Page-17, Friday, July 21, 2017

Arun LNG Revitalized

Perta Arun Gas is a subsidiary of PT Pertamina Gas. Perta Arun manages the regasification of liquefied natural gas / Arun LNG. PT Perta Arun Gas Production Plan & Process Engineering Manager Surkani Manan said the Arun LNG Plant last delivered LNG cargoes in October 2014.

The refinery, which previously produced 224 LNG cargoes in 1994, is no longer able to deliver gas because there are no more supplies from the nearest gas wells.

The LNG plant through PT Arun Natural Gas Liquefaction (NCL) previously received gas supplies from the North Sumatera Offshore Block and Block North Sumatra Block B. After the decline in production occurred, the government commissioned Pertamina to utilize the assets and built the regasification and receiving facility of LNG or floating storage regasification Unit (FSRU).

Arun FSRU processes LNG from Tangguh and Donggi-Senoro. The average production of Arun regasification facility in 2015 is 86.05 million cubic feet per day (MMscfd), which is distributed for PLN needs and 1.85 MMscfd for industries in Medan such as glass and ceramics producers.

In 2016, the regasification result for PLN 85.86 MMscfd and other gas users industries was 2.95 MMscfd. In fact, in terms of capacity, maximum regasification capability up to 405 MMscfd. Thus, the utilization of the Arun FSRU facility is only in the range of 20%. FSRU is a floating LNG receiving facility and converts liquefied natural gas back to natural gas.

The Tangguh refinery converts natural gas into LNG to be transported by ship. Then the LNG is classified in the FSRU to be returned to natural gas. To optimize the assets available in Arun, it will revitalize a number of gas storage tanks. Of the five LNG tanks, only two are still in use. Then, there will be four tanks that are enabled to store LPG or liquefied petroleum gas (LPG).

The capacity of LPG processing is planned 2x84.000 cubic meters from existing tanks and 60,000 cubic meters is the construction of new facilities. The plan, in the quarter I / 2018 tank can operate.

"The plan of I / 2018 is completed. Now it's still construction, "he said

PRICES GO DOWN

The government's move to lower gas prices downstream in Arun makes gas absorption slows down. This is a result of government efforts to reduce gas prices from US $ 12.22 per MMBtu to US $ 9.50 per MMBtu.

The decline in gas prices comes from the cuts in regasification costs, toll fees and lower gas prices (Tangguh and Donggi-Senoro). In addition to LNG supplied from Papua (Tangguh) and Central Sulawesi (Donggi-Senoro), Perta Arun Gas also obtains gas pipelines from NSO and NSB Blocks, so there is no need to go through the regasification process.

Gas delivered directly from the mouth of the well to the consumer through the pipeline is often called the gas pipe so there is no need for regasification process. Meanwhile, for the last 3 months gas of 33,000 cubic meters has not been absorbed. According to him, in terms of company revenue is reduced, but from the cargo side increased because of increasing demand for LNG by PLN.

IN INDONESIA

LNG Arun Direvitalisasi

Perta Arun Gas merupakan anak usaha PT Pertamina Gas. Perta Arun mengelola regasifikasi gas alam cair/LNG Arun. Manager Production Plan & Process Engineering PT Perta Arun Gas Surkani Manan mengatakan bahwa Kilang LNG Arun terakhir kali mengirimkan kargo LNG pada Oktober 2014.

Kilang yang sebelumnya pernah memproduksi 224 kargo LNG pada 1994 itu tidak lagi bisa mengirim gas karena sudah tidak ada lagi pasokan dari sumur gas terdekat.

Kilang LNG melalui PT Arun Natural Gas Liquefaction (NCL) sebelumnya mendapatkan pasokan gas dari Blok North Sumatra Offshore dan Blok North Sumatra Block B. Setelah penurunan produksi terjadi, pemerintah menugaskan Pertamina untuk memanfaatkan aset tersebut dan membangun fasilitas regasifikasi dan penerimaan LNG atau Floating Storage Regasification Unit (FSRU).

FSRU Arun mengolah LNG dari Tangguh dan Donggi-Senoro. Rerata produksi dari fasilitas regasifikasi Arun pada 2015 sebesar 86,05 juta kaki kubik per hari (MMscfd) yang disalurkan untuk kebutuhan PLN dan 1,85 MMscfd untuk industri di Medan seperti produsen kaca dan keramik.

Pada 2016, hasil regasifikasi untuk PLN 85,86 MMscfd dan industri pengguna gas Iainnya 2,95 MMscfd. Padahal, dari sisi kapasitas, kemampuan regasifikasi maksimum hingga 405 MMscfd. Dengan demikian utilisasi fasilitas FSRU Arun hanya di kisaran 20%. FSRU merupakan fasilitas penerima LNG terapung dan mengubah kembali gas alam cair ke gas bumi. 

Kilang Tangguh mengubah gas bumi menjadi LNG agar dapat diangkut dengan kapal. Kemudian LNG itu diregasifikasi di FSRU untuk dikembalikan menjadi gas bumi. Untuk mengoptimumkan aset yang tersedia di Arun, pihaknya akan merevitalisasi sejumlah tangki penyimpanan gas. Dari lima tangki LNG, hanya dua yang masih digunakan. Kemudian, akan terdapat empat tangki yang difungsikan untuk menyimpan elpiji atau liquefied petroleum gas (LPG) .

Kapasitas pengolahan elpiji itu direncanakan 2x84.000 meter kubik berasal dari tangki yang sudah ada dan 60.000 meter kubik merupakan pembangunan fasilitas baru. Rencananya, pada kuartal I/2018 tangki bisa beroperasi. 

“Rencananya kuartal I/2018 selesai. Sekarang masih konstruksi,” katanya 

HARGA TURUN

Adapun langkah pemerintah menurunkan harga gas di tingkat hilir di Arun membuat penyerapan gas melambat. Hal itu akibat dari upaya pemerintah menurunkan harga gas dari US$12,22 per MMBtu menjadi US$9,50 per MMBtu.

Penurunan harga gas berasal dari pemangkasan biaya regasifikasi, sewa pipa (toll fee) dan penurunan harga gas di tingkat hulu (Tangguh dan Donggi-Senoro). Selain LNG yang dipasok dari Papua (Tangguh) dan Sulawesi Tengah (Donggi-Senoro), Perta Arun Gas juga mendapatkan pasokan gas pipa dari Blok NSO dan NSB sehingga tidak perlu melalui proses regasifikasi.

Gas yang disalurkan langsung dari mulut sumur ke konsumen melalui pipa sering disebut dengan gas pipa sehingga tidak perlu ada proses regasifikasi. Sementara itu, selama 3 bulan terakhir gas sebanyak 33.000 meter kubik belum terserap. Menurutnya, dari segi pendapatan perusahaan berkurang, tetapi dari sisi kargo naik karena bertambahnya permintaan LNG oleh PLN. 

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

Accelerate Oil and Gas Production, Pertaminia Repsol Sign Cooperation Study

PT Pertamina signed a joint agreement with Repsol, a Spanish oil and gas company. The signing was done by Pertamina President Director Elia Massa Manik and Repsol CEO Josu Jon Imaz who was attended by Minister of State Owned Enterprises (SOE) Rini Soemarno in Madrid, Spain (17/7).

The cooperation includes four studies of upstream digital technology, research on Enhanced Oil Recovery (EOR) technology development, second generation biofuels, and research and development management.

According to Elia Massa Manik, a joint study of upstream-based digital technology will produce a reservoir characteristic rock model that will be applied in Pertamina-Repsol Jambi Merang working area as a pilot, and other work areas.

"Going forward Human Resources (Human Resources) Pertamina will be able to develop similar reservoir characteristics in other Pertamina working areas," he said.

As for research on developing EOR technology, Massa said, Repsol will make transfer of knowledge and technology on a field scale. This cooperation will apply a laboratory study of the EOR filtration method for the Sago and Limau Field trial program (Q51).

The study also includes laboratory management, equipment suitability, SOP implementation and health safety security and environment (HSSE)

EOR.

"This study reinforces Pertamina's commitment to accelerate the EOR program to increase oil reserves and production faster," said Massa Manik.

As to sustain the government's program to meet the 23 percent target of Renewable Energy in 2025, Pertamina and Repsol will build cooperation in the development of biogasoline product production with pyrolysis technology

Biomass.

"The cooperation will focus on the study of raw material supply, process selection, laboratory testing of facility tests to meet energy policy targets, improving fuel quality and utilizing available raw materials," he said.

Pertamina and Repsol's research cooperation will also be conducted on research and technology management. As known, Pertamina has recently established a Research and Technology Center to create value in securing sustainability in response to future energy supply challenges.

"Repsol has a common business with Pertamina, and has a significant reputation and experience in research and technology management," said Massa Manik.

IN INDONESIA

Percepat Produksi Migas, Pertaminia Repsol Tandatangani Kerja Sama Studi

PT Pertamina menandatangani perjanjian keria sama Studi bersama Repsol, perusahaan migas asal Spanyol. Penandatangan dilakukan Direktur Utama Pertamina Elia Massa Manik dan CEO Repsol Josu Jon Imaz yang dihadiri Menteri Badan saha Milik Negara (BUMN) Rini Soemarno di Madrid, Spanyol (17/7).

Kerja sama meliputi empat Studi yakni teknologi hulu berbasis digital, riset pengembangan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR), biofuel generasi kedua, serta manajemen riset dan pengembangan.

Menurut Elia Massa Manik, Studi bersama teknologi hulu berbasis digital akan menghasilkan model karakteristik batuan reservoir yang akan diterapkan di wilayah kerja Pertamina-Repsol Jambi Merang sebagai percontohan, dan wilayah kerja lain. 

“Ke depan SDM (Sumber daya manusia) Pertamina akan mampu mengembangkan karakteristik reservoir serupa di wilayah kerja Pertamina lainnya,” kata dia.

Sementara untuk riset pengembangan teknologi EOR, kata Massa, Repsol akan melakukan alih pengetahuan dan teknologi pada skala lapangan. Kerja sama ini akan menerapkan sebuah Studi laboratorium metode filtrasi EOR untuk program percobaan Lapangan Sago dan Limau (Q51).

Studi ini juga meliputi manajemen laboratorium, kesesuaian peralatan, penerapan SOP dan health safety security and environment (HSSE)

EOR. 

”Studi ini memperkuat komitmen Pertamina dalam mempercepat program EOR untuk meningkatkan cadangan dan produksi minyak lebih cepat,” ujar Massa Manik.

Adapun untuk menopang program pemerintah dalam memenuhi target 23 persen Energi Baru Terbarukan tahun 2025, Pertamina dan Repsol akan membangun kerja sama dalam pengembangan produksi produk biogasoline dengan teknologi pirolisis

Biomassa.

“Kerja Sama akan difokuskan pada studi tentang penyediaan bahan baku, pemilihan proses, uji laboratorium terhadap uji fasilitas untuk memenuhi target kebijakan energi, peningkatan kualitas bahan bakar dan pemanfaatan bahan baku yang tersedia,” kata dia.

Kerja sama studi Pertamina dan Repsol juga akan dilakukan pada manajemen riset dan teknologi. Sebagaimana diketahui, Pertamina baru-baru ini telah membentuk Research and Technology Center untuk menciptakan nilai dalam mengamankan keberlanjutan sebagai respons terhadap tantangan pasokan energi masa depan. 

“Repsol mempunyai kesamaan bisnis dengan Pertamina, dan memiliki reputasi dan  pengalaman yang signifikan dalam manajemen riset dan teknologi,” kata Massa Manik.

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017

Ministry of Energy and Mineral Resources Gives Tax on Oil and Gas Exploration

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) exempts oil and gas exploration taxes for investors seeking to invest in Indonesia. This is in order to increase the discovery of national oil and gas reserves, to move the investment climate and provide legal certainty on upstream oil and gas business activities and flexibility in the production sharing.

This is stated in Government Regulation Number 27 of 2017 concerning Amendment to Government Regulation Number 79 of 2010 related to Restricted Operating Costs and Income Tax Treatment in Upstream Oil and Gas Business Sector (oil and gas).

Government Regulation No. 27 of 2017 on Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Tax in Oil and Gas Fields is a form of government response to the complicated complaints of the tax regulation of Government Regulation No. 79 of 2010, "said Secretary of Oil and Gas at the Energy and Mineral Resources Ministry, Susyanto in Jakarta, Wednesday (19/7)

Susyanto explained that Government Regulation Number 79 Year 2010 many things that complained by investors, especially the tax problem.

"Tax complaints are still dominant, therefore there is a revision and also for community developmen already in budget, so it should not be a problem anymore," he said.

The revised points include changes in provisions on incentives for upstream oil and gas business activities. Second, the addition of the terms of the more dynamic share of the revenue share. Furthermore, changes to the cost of provisions during exploitation. Terms of reimbursable operating costs are also amended and non-refundable fee provisions are also set.

Another plus is the depreciation or depreciation of the systematic asset becomes faster than the rule of Government Regulation 79. The Cost Sharing Tax or the profit share has also been omitted, and the rules on the tax facilities that are handed down to systematic terms are also exempt.

Then the settings with the operating system work per field (field base) is changed to per work area (block base). In addition, there is also exemption on import duty of goods used when conducting petroleum operations, Value Added Tax (VAT), VAT Luxury Goods, and so forth.

At the exploitation or production stage of oil and gas, the part (split) for the contractor may also be exempt from tax. Types of taxes exempted include, for example import duty, VAT and VAT BM.

Meanwhile, Deputy for Finance and Monetization, Parulian Sihotang explained that through the revision of Government Regulation 79 Year 2010 hopes to make the Energy and Mineral Resources (ESDM) sector more effective in the operation.

In this Government Regulation also, the government adds the authority of the Minister of EMR to determine the calculation of different depreciation in order to maintain the production level. The preparation of the same inspection standards and norms in the form of inspection guidelines used by SKK Migas, BPKR and Directorate General of Taxation to audit revenue sharing and income tax so that there is coordination between Government auditors and limit the period of tax audit to the issuance of Tax Assessment Letter no later than 12 months after Annual Tax Return (SPT) is accepted.

This Government Regulation is also a Transitional Regulation on contracts signed before the enactment of the Oil and Gas Law 2001 and signed contracts after the entry into force of the Oil and Natural Gas Law until the enactment of Government Regulation 79/2010 may choose to follow the terms of the contract or adjust to the provisions of Government Regulation 27 / 2017 no later than six months after the enactment of Government Regulation 27/2017

Contracts signed after the enactment of Government Regulation 79/2010 can be in accordance with the provisions of Government Regulation 27/2017 no later than six months from the enactment of Government Regulation 27/20 2017. While contracts signed after the enactment of Government Regulation 27/2017 are required to comply with the provisions of Government Regulation 27/2017 .

IN INDONESIA

Kementerian ESDM Bebaskan Pajak Eksplorasi Migas

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) membebaskan pajak eksplorasi minyak dan gas bumi (migas) bagi investor yang ingin berinvestasi di Indonesia. Hal ini dalam rangka peningkatan penemuan cadangan migas nasional, menggerakkan iklim investasi dan memberikan kepastian hukum pada kegiatan usaha hulu migas dan fleksibilitas dalam penentuan bagi hasil. 

Hal ini tercantum dalam Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 terkait Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (migas).

Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 tentang Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Migas ini merupakan bentuk respons dari pemerintah atas keluhan ruwetnya aturan pajak dari Peraturan Pemerintah no 79 tahun 2010,” kata Sekretaris Ditjen Migas ESDM, Susyanto di Jakarta, Rabu (19/7)

Susyanto menjelaskan bahwa Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 banyak hal yang dikeluhkan oleh para investor, terutama masalah pajak. 

“Keluhan pajak masih dominan, oleh karena itu ada revisi dan juga untuk community developmen sudah masuk anggaran, jadi seharusnya tidak jadi masalah lagi,” katanya.

Poin yang direvisi antara lain perubahan ketentuan mengenai insentif kegiatan usaha hulu migas. Kedua, penambahan ketentuan mengenai besaran bagi hasil yang lebih dinamis. Selanjutnya, perubahan biaya ketentuan saat eksploitasi. Persyaratan biaya operasi yang dapat dikembalikan ketentuannya juga dirubah serta ketentuan biaya yang tidak dapat dikembalikan juga sudah diatur.

Kelebihan lainnya adalah depresiasi atau penyusutan aset yang sistematis menjadi lebih cepat daripada aturan Peraturan Pemerintah 79. Pajak Cost Sharing atau bagi hasil juga telah dihilangkan, serta aturan mengenai fasilitas pajak yang diturunkan kepada hal sistematisnya juga dibebaskan.

Kemudian pengaturan dengan sistem operasi kerja per lapangan (field basis) diganti menjadi per wilayah kerja (block basis). Selain itu, ada juga pembebasan atas Bea masuk impor barang yang digunakan ketika melakukan kegiatan operasi perminyakan, Pajak Pertambahan Nilai (PPN), PPN Barang Mewah, dan Sebagainya. 

Di tahap eksploitasi atau produksi migas, pada bagian (split) untuk kontraktor juga dapat dibebaskan dari pajak. Jenis pajak yang dibebaskan antara lain misalnya bea masuk impor, PPN dan PPN BM.

Sementara itu, Deputi Keuangan dan Monetisasi, Parulian Sihotang menjelaskan bahwa melalui revisi Peraturan Pemerintah 79 Tahun 2010 berharap akan menjadikan Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) lebih efektif dalam pengeoperasian.

Dalam Peraturan Pemerintah ini juga, pemerintah menambah kewenangan Menteri ESDM untuk menentukan perhitungan penyusutan yang berbeda dalam rangka menjaga tingkat produksi. Disusunnya standar dan norma pemeriksaan yang sama dalam bentuk pedoman pemeriksaan yang digunakan oleh SKK Migas, BPKR dan Ditjen Pajak untuk mengaudit bagi hasil dan pajak penghasilan sehingga terdapat koordinasi antar auditor Pemerintah dan membatasi jangka waktu pemeriksaan pajak hingga penerbitan Surat Ketetapan Pajak paling lama 12 bulan setelah Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) diterima. 

Peraturan Pemerintah ini juga merupakan Peraturan Peralihan mengenai kontrak yang telah ditandatangani sebelum berlakunya Undang-Undang Migas 2001 dan kontrak yang telah ditandatangani setelah berlakunya Undang-Undang Migas hingga berlakunya Peraturan Pemerintah 79/2010 dapat memilih untuk mengikuti ketentuan kontrak atau menyesuaikan dengan ketentuan Peraturan Pemerintah 27/2017 paling lama enam bulan setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017 

Kontrak yang ditandatangani setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 79/2010 dapat menyesuaikan dengan ketentuan Peraturan Pemerintah 27/2017 paling lama enam bulan sejak berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017. Sementara kontrak yang ditandatangani setelah berlakunya Peraturan Pemerintah 27/ 2017 wajib mematuhi ketentuan Peraturan Pemerintah 27/ 2017.

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017

Pertagas Begins to Build a Grissik-Pusri Line Gas Pipeline

PT Pertamina Gas (Pertagas) will begin the construction of the Grissik - Pusri open access gas pipeline to supply gas for energy and raw materials of PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) in South Sumatra.

This is a manifestation of the strong commitment of PT Pertamina subsidiaries to participate in realizing national food security. The commencement of this project is marked by a Kick-off Meeting and the signing of technical documents implemented in Lhokseumawe.

In the construction of the gas pipeline Pertagas took the Consortium of PT Rekayasa Industri (Rekind) and PT Wahanakarsa Swandiri As project contractor.

"The Grissik - Pusri gas pipeline will be built with a diameter of 20 inches over 176 kilometers (km), passing through two districts of Banyuasin and Musi Banyuasin and a town in South Sumatra, Palembang.The pipeline extends from Grissik Gas Plant ConocoPhillips ( COPI) in Grissik, Musi Banyuasin to Pusri plant in Palembang City.

In the first year, the volume of gas distribution to meet the needs of Pusri is 30 MMSCFD and the next phase will increase to 70 MMSCFD. The gas source for this segment comes from Grissik Field COPI with Pusri as its main consumers.

"The project is targeted to be completed within 11 months, so that gas supply for PUSRI factory needs can be fulfilled soon," Pertagas President Director Suko Hartono said in a written statement in Lhokseumawe, Wednesday (19/7).

Suko said the selection of Rekind as a consortium of contractors because the company is also part of SOE Group has had long experience in building various pipeline projects in Indonesia.

Meanwhile, the Executive Director of Tasks and Director of Operations & Project Rekind Jakub Tarigan expressed his gratitude for the trust given by Pertagas.

"Hopefully this good synergy can produce quality work, on time and zero accident," he said.

With the construction of this new pipeline, it will increase the length of the Pertagas transmission gas pipeline network which currently has reached about 2,300 Km. The presence of this pipeline is also expected not only to increase PUSRI production but also to provide certainty of energy supply in South Sumatra region for industrial and household needs.

IN INDONESIA

Pertagas Mulai Bangun Pipa Gas Jalur Grissik-Pusri

PT Pertamina Gas (Pertagas) segera memulai pembangunan pipa gas open access ruas Grissik - Pusri guna memasok gas untuk kebutuhan energi dan bahan baku PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) di Sumatera Selatan. 

Hal ini sebagai Wujud komitmen kuat anakusaha PT Pertamina untuk berperan serta dalam mewujudkan ketahanan pangan nasional. Dimulainya proyek ini ditandai dengan Kick-off Meeting dan penandatanganan dokumen teknis yang dilaksanakan di Lhokseumawe.

Dalam pembangunan pipa gas tersebut Pertagas menggandeng Konsorsium PT Rekayasa Industri (Rekind) dan PT Wahanakarsa Swandiri

sebagai kontraktor pelaksana proyek.

"Ruas pipa gas Grissik - Pusri ini akan dibangun dengan diameter 20 inchi sepanjang 176 kilometer (Km). Pipa tersebut melewati dua kabupaten yakni Banyuasin dan Musi Banyuasin serta satu kota di Sumatera Selatan yakni Palembang. Ruas pipa itu membentang dari Grissik Gas Plant ConocoPhillips (COPI) di Grissik, Musi Banyuasin hingga ke plant Pusri di Kota Palembang.

Pada tahun pertama, volume penyaluran gas untuk memenuhi kebutuhan Pusri adalah sebesar 30 MMSCFD dan tahap selanjutnya akan bertambah menjadi 70 MMSCFD. Adapun sumber gas untuk ruas ini berasal dari Lapangan Grissik COPI dengan Pusri sebagai konsumen utamanya.

“Proyek ini ditargetkan selesai dalam ll bulan, sehingga pasokan gas untuk kebutuhan pabrik PUSRI dapat segera terpenuhi,” kata Presiden Direktur Pertagas Suko Hartono dalam keterangan tertulis di Lhokseumawe, Rabu (19/ 7). 

Suko menuturkan pemilihan Rekind sebagai konsorsium kontraktor lantaran perusahaan yang juga bagian dari BUMN Group ini sudah memiliki pengalaman panjang dalam membangun berbagai proyek pipanisasi di Indonesia. 

Sementara itu Pelaksana Tugas Direktur Utama yang juga Direktur Operasi & Proyek Rekind Jakub Tarigan menyampaikan terima kasih atas kepercayaan yang diberikan Pertagas.

“Semoga sinergi baik ini dapat menghasilkan pekerjaan yang berkualitas, tepat waktu dan zero accident,” ujarnya.

Dengan dibangunnya ruas pipa baru ini maka akan menambah panjang jaringan pipa gas transmisi Pertagas yang saat ini sudah mencapai sekitar 2.300 Km. Kehadiran ruas pipa ini juga diharapkan tidak hanya meningkatkan produksi PUSRI namun juga sekaligus bisa memberikan kepastian pasokan energi kewilayah Sumatera Selatan untuk kebutuhan industri maupun rumah tangga. 

Investor Daily, Page-9, Thursday, July 20, 2017