Businesspeople Ask for Flexibility

Business actors in the upstream oil and gas sector requested that in the revision of the rules on the implementation of Gross Split Revenue Contracts or Gross Split can be given more space to improve the field economy.

Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said to attract investment, the government needs to pay attention to the economic characteristics of each field. According to him, each field has a character that has a challenge to be developed.

With that in mind, the government can not assign a number that must be applied in other fields. Therefore, through the government's efforts to improve the seven-month-old rule, he hopes there is room for contractors to raise their field economies on a gross split basis.

Through Ministerial Regulation no. 8/2017 issued in January 2017, the government implements a gross split Production Sharing Contract (PSC) contract for new contracts. The government offers a gross revenue share between the government and contractors for oil development of 57:43 and 52:48 for gas.

Unlike the current contract of cooperation, gross split eliminates the operating cost recovery factor so that the profit received by the contractor has calculated the cost to produce oil and gas.

From the basic split set by the government try to make a list of field development challenges and calculate the split weight that the contractor can get. The challenges faced in the development of the field include the location of development, the availability of infrastructure to the factor of impurities or the content of impurities such as sludge or carbon dioxide. In addition to variables, factors of oil price levels and cumulative production will be factors in a progressive split.

"The revision of the regulation should pay attention to the economic characteristics of each field," he said

BUSINESS CLIMATE

The amendment of this rule is important because the government wants the exploration and production activities to be maintained despite the environmental factors of the upstream oil and gas industry, which are not enthusiastic. Since reaching the highest number of work areas in 2013 with 321 oil and gas working areas operating within 7 years the number of operating areas decreased to 277 regions.

Of 277 oil and gas blocks operating, 86 oil and gas blocks in exploitation and 137 blocks in exploration phase with 43 blocks of which are in the process of return to the government. The remaining non-conventional oil and gas blocks.

The decline in the number of existing work areas has not been closed with the achievement of auction of new work areas undertaken by the government. In 2016, no new working area was signed by the contract even though the government offered 17 oil and gas blocks divided into two stages. This year, the government still has 15 new oil and gas blocks that are expected to sell with additional new contracts signed.

In a Fraser Institute report on the Global Petroleum Survey published in December 2016, investors complained about some things that dampened investment interest. Issues that reduce investment interest include the obligation to use the Rupiah currency in domestic transactions, restrictions on foreign workers, the application of land and building taxes on offshore work areas and investors are under pressure to use unsuitable labor qualifications and inappropriate goods The specifications that generally come from China not from Indonesia.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said his agency conducted an evaluation based on suggestions from business actors. Based on the proposed business actors, there are some guarantees for changes in the Ministerial Regulation on Gross Split. For example, the government has conducted a comprehensive review of the project period from exploration to production stage so that in the filing stage of the plan of development (POD) is not only the delivery of the first POD to get incentives, but the next PoD.

Based on the analysis performed, it is important to ensure the value of investments seen from the present, at least the same or more of the current contracts.

Head of Communications Bureau, Information and Cooperation Services Ministry of Energy and Mineral Resources, Dadan Kusdiana, said the current portion of PHE ONWJ is subject to change due to oil price, gas price and realization of local product usage.

IN INDONESIA

Pebisnis Minta Keleluasaan

Pelaku usaha sektor hulu minyak dan gas bumi meminta agar dalam revisi aturan tentang Penerapan Kontrak Bagi Hasil Kotor atau Gross Split bisa diberikan ruang lebih leluasa untuk meningkatkan keekonomion lapangan.

Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan untuk bisa menarik investasi, pemerintah perlu memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing lapangan. Menurutnya, setiap lapangan memiliki karakter sehingga memiliki tantangan untuk bisa dikembangkan.

Dengan pertimbangan itu, pemerintah tidak bisa menetapkan satu angka yang harus diterapkan di lapangan lainnya. Oleh karena itu, melalui upaya pemerintah untuk memperbaiki peraturan yang baru berusia tujuh bulan ini, dia berharap terdapat ruang agar kontraktor bisa menaikkan keekonomian lapangannya dengan kontrak gross split.

Melalui Peraturan Menteri No. 8/2017 yang terbit pada Januari 2017, pemerintah menerapkan kontrak bagi hasil kotor atau Production Sharing Contract (PSC) gross split bagi kontrak baru. Pemerintah menawarkan bagi hasil secara kotor antara pemerintah dan kontraktor untuk pengembangan minyak sebesar 57:43 dan 52:48 untuk gas.

Berbeda dengan kontrak kerja sama yang berlaku saat ini, gross split menghilangkan faktor pengembalian biaya operasi sehingga bagi hasil yang diterima kontraktor telah menghitung biaya untuk menghasilkan minyak dan gas.

Dari split dasar yang ditetapkan pemerintah mencoba membuat daftar tantangan pengembangan lapangan dan menghitung bobot split yang bisa diperoleh kontraktor. Adapun aspek tantangan dalam pengembangan lapangan mencakup lokasi pengembangan, ketersediaan infrastruktur hingga faktor impurities atau kandungan zat pengotor seperti lumpur atau karbondioksida. Selain variabel, faktor tingkat harga minyak dan kumulatif produksi akan menjadi faktor dalam split progresif.

"Revisi peraturan tersebut harus memperhatikan karakteristik keekonomian masing-masing Iapangan," ujarnya

IKLIM USAHA

Perubahan aturan ini menjadi penting karena pemerintah menginginkan agar kegiatan eksplorasi dan produksi tetap terjaga kendati faktor lingkungan industri hulu migas cenderung tidak bergairah. Sejak mencapai jumlah wilayah kerja tertinggi pada 2013 dengan 321 wilayah kerja minyak dan gas bumi yang beroperasi dalam 7 tahun jumlah wilayah kerja yang beroperasi menurun menjadi 277 wilayah.

Dari 277 blok migas yang beroperasi, 86 blok migas dalam tahap eksploitasi dan 137 blok dalam tahap eksplorasi dengan 43 blok di antaranya dalam proses pengembalian kepada pemerintah. Sisanya blok migas non-konvensional.

Penurunan jumlah wilayah kerja eksisting pun belum bisa ditutup dengan pencapaian lelang wilayah kerja baru yang dilakukan pemerintah. Pada 2016, tidak ada satupun wilayah kerja baru yang ditandatangani kontraknya meskipun pemerintah menawarkan 17 blok migas yang dibagi menjadi dua tahap. Pada tahun ini, pemerintah masih memiliki 15 blok migas baru yang diharapkan bisa laris terjual dengan tambahan kontrak baru yang diteken.

Dalam laporan Fraser Institute tentang Global Petroleum Survey yang diterbitkan pada Desember 2016, investor mengeluhkan beberapa hal yang mengurangi minat investasi. Masalah yang mengurangi minat investasi yaitu kewajiban menggunakan mata uang Rupiah dalam melakukan transaksi di dalam negeri, pembatasan tenaga kerja asing, penerapan pajak bumi dan bangunan pada wilayah kerja lepas pantai dan investor mendapat tekanan untuk menggunakan tenaga kerja yang tidak sesuai kualifikasi dan barang yang tidak sesuai spesifikasi yang umumnya berasal dari China bukan dari Indonesia.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan pihaknya melakukan evaluasi berdasarkan saran dari pelaku usaha. Berdasarkan usulan pelaku usaha, terdapat beberapa jaminan perubahan dalam Peraturan Menteri tentang Gross Split. Misalnya, pemerintah telah melakukan kajian secara komprehensif masa proyek dari tahap eksplorasi hingga produksi sehingga pada tahap pengajuan rencana pengembangan lapangan (plan of development/ POD) tidak hanya penyampaian POD yang pertama yang mendapat insentif, melainkan PoD berikutnya.

Berdasarkan analisis yang dilakukan, penting untuk menjamin nilai investasi yang dilihat dari saat ini, paling tidak sama atau lebih dari kontrak yang berlaku saat ini.

Kepala Biro Komunikasi, Iayanan Informasi dan Kerja Sama Kementerian ESDM Dadan Kusdiana mengatakan porsi PHE ONWJ yang saat ini berlaku masih bisa berubah karena faktor harga minyak, harga gas dan realisasi penggunaan produk lokal. 

Bisnis Indonesia, Page-8, Thursday, August 24, 2017

ESDM Rombak Gross Split Rules

The Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) is confirmed to issue a revised Ministerial Regulation 8/2017 on gross split this week. Revisions were made, even though the beleid was only seven months old.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said that the revision aims to encourage investors to increase investment in upstream oil and gas sector. This is due to a 26 percent decline in oil and gas investment after world oil prices tumbled. Until this week, world oil prices held in the range of USD 48 per barrel.

Domestically, oil and gas investments also slumped by 27 percent, following the downward trend in world oil and gas investment. With this revision, it is expected that Oil and Gas Cooperation Contractors (KKKS) are interested to continue investing in Indonesia. The new investment is very important because Indonesia's oil and gas reserves are only able to meet the needs over the next 12 years.

The government is conducting an auction on seven oil and gas working areas. A total of 12 contractors took the auction document and no one has entered the offer. The auction announcement of seven oil and gas blocks is targeted for completion next September.

There are a number of points changed in the ministerial regulations. Among other things, progressive oil prices, cumulative production, production stages, H2S impurities, and infrastructure availability.

Although altered, Arcandra believes that the gross split scheme provides optimal benefits to the government as the owner and KKKS as the manager of oil and gas blocks. One of the benefits of contractor can be more efficient in developing oil and gas field.

IN INDONESIA

ESDM Rombak Aturan Gross Split

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dipastikan menerbitkan revisi Peraturan Menteri 8/2017 tentang gross split pekan ini. Revisi pun dilakukan, meski beleid itu baru berusia tujuh bulan.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menuturkan, revisi tersebut bertujuan mendorong investor untuk meningkatkan investasi di sektor hulu migas. Sebab, terjadi penurunan investasi migas 26 persen setelah harga minyak dunia anjlok. Hingga pekan ini, harga minyak dunia bertahan di kisaran USD 48 per barel.

Di dalam negeri, investasi migas juga merosot hingga 27 persen, mengikuti tren turunnya investasi migas dunia. Dengan revisi ini, diharapkan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) migas tertarik untuk melanjutkan investasi di Indonesia. lnvestasi baru sangat penting karena cadangan migas Indonesia hanya mampu memenuhi kebutuhan selama 12 tahun ke depan.

Pemerintah sedang melakukan lelang terhadap tujuh wilayah kerja migas. Sebanyak 12 kontraktor mengambil dokumen lelang dan belum ada yang memasukkan penawaran. Pengumuman lelang terhadap tujuh blok migas tersebut ditargetkan selesai September mendatang.

Ada sejumlah poin yang diubah dalam peraturan menteri. Di antaranya, progresif harga minyak, kumulatif produksi, tahapan produksi, impuritas H2S, dan ketersediaan infrastruktur.

Meski diubah,  Arcandra meyakini bahwa skema gross split memberikan keuntungan yang optimal kepada pemerintah selaku pemilik dan KKKS sebagai pengelola blok migas. Salah satu manfaatnya kontraktor dapat lebih efisien dalam mengembangkan lapangan migas.

Jawa Pos, Page-6, Thursday, August 24, 2017

Revision of Split Gross Split Rules This Week

The Ministry of Energy and Natural Resources (ESDM) continues to encourage investment in the upstream oil and gas (oil and gas) sector. To attract investors, this week the Ministry of Energy and Mineral Resources will issue Revised Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8 of 2017 on Gross Split Distribution Contract.

The gross split scheme is believed to provide optimal benefits. Both to the government as the owner of the assets, as well as the Cooperation Contract Contractor (KKKS) as the asset manager in the form of oil and gas blocks. With a gross split scheme, contractors will also be more efficient in developing oil and gas fields. So that their benefits can be more optimal.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said there were several points in the revision of the Ministerial Regulation. For example, split-related progressive oil and gas prices, cumulative oil and gas production, production stages, H2S impurities and infrastructure availability for optimal investment. This revision is expected to give more assurance to the Contractors of Cooperation Contracts (KKKS) in Indonesia.

"The revision of the Ministerial Regulation on gross split is a government initiative to encourage investment acceleration in upstream oil and gas," said Arcandra, in a written statement on Wednesday (23/8).

Just a note, due to the weakening world oil prices of oil and gas investment globally continues to show downward trend. By 2016, the value of global investment in the oil and gas sector has fallen by about 26%. While in the country, oil and gas investment last year also plummeted by 27%.

Arcandra said, through the revision of Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8 of 2017 is expected KKKS can immediately take investment decisions. This is important, given the oil and gas reserves, especially oil in Indonesia is only enough to meet national needs over the next 12 years.

Currently the government is conducting an auction on seven oil and gas working areas. A total of 12 contractors have taken the tender documents. But the contractors have not entered a price offer. The auction announcement of seven oil and gas blocks is targeted for completion in September 2017.

In accordance with the rules related to gross split, the amount of profit sharing for petroleum for the country amounts to 57%. While contractors 43%, While for the share of natural gas, the division for the country 52% and contractors 48%.

IN INDONESIA

Revisi Aturan Gross Split Terbit Pekan ini

Kementerian Energi dan Sumber Daya Alam (ESDM) terus berupaya mendorong investasi di sektor hulu minyak dan gas (migas). Untuk menarik minat investor, pekan ini rencananya Kementerian ESDM akan menerbitkan Revisi Peraturan Menteri ESDM No 8 tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Skema gross split diyakini akan memberikan keuntungan optimal. Baik kepada pemerintah sebagai pemilik aset, maupun Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) sebagai pengelola aset berupa blok-blok migas tersebut. Dengan skema gross split, para kontraktor juga akan semakin efisien dalam mengembangkan lapangan migas. Sehingga keuntungan mereka dapat lebih optimal.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, terdapat beberapa poin dalam revisi Peraturan Menteri tersebut. Misalnya progresif split terkait harga migas, kumulatif produksi migas, tahapan produksi, impuritas H2S dan ketersediaan infrastruktur agar investasi mereka optimal. Revisi ini diharapkan semakin memberikan kepastian bagi para Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di Indonesia. 

"Revisi Peraturan Menteri tentang gross split ini merupakan inisiatif pemerintah untuk mendorong percepatan investasi di hulu migas," kata Arcandra, dalam keterangan tertulis, Rabu (23/8).

Sekadar catatan, akibat pelemahan harga minyak dunia investasi migas secara global terus menunjukkan tren penurunan. Pada tahun 2016, nilai investasi global di sektor migas turun sekitar 26%. Sementara di dalam negeri, investasi migas pada tahun lalu juga anjlok hingga 27%.

Arcandra mengatakan, melalui revisi Peraturan Menteri ESDM No 8 tahun 2017 ini diharapkan KKKS dapat segera mengambil keputusan investasi. Hal ini penting, mengingat cadangan migas, khususnya minyak di Indonesia hanya cukup untuk memenuhi kebutuhan nasional selama 12 tahun ke depan.

Saat ini pemerintah sedang melakukan lelang terhadap tujuh wilayah kerja migas. Sebanyak 12 kontraktor sudah mengambil dokumen lelang. Namun para kontraktor itu belum memasukkan penawaran harga. Pengumuman lelang terhadap tujuh blok migas tersebut ditargetkan selesai pada September 2017.

Sesuai aturan terkait gross split, besaran bagi hasil untuk minyak bumi bagi negara jumlahnya 57%. Sedangkan kontraktor 43%, Sementara untuk bagi hasil gas bumi, pembagian untuk negara 52% dan kontraktor 48%.

Kontan, Page-18, Thursday, August 24, 2017

Exxon Mobil

The government expects oil production of Cepu Block to be increased to 300 thousand barrels per day from 200 thousand barrels now. Exxon Mobil as operator tries to increase production to 220 thousand barrels per day this year. Cepu Block production accounts for about 125% of national oil production.

We deserve to hope for the Cepu Block because this is the last great oil discovery of its production. What we get now is an investment of the past. Nearly 17 years time is required for production since exploration was conducted in 1999. Even after the cooperation contract was signed in 2005, it took more than 10 years for the oilfield to operate.

What does all this mean? The investment approval process until then can actually run in Indonesia is very slow. Even the slowness in execution in the Cepu Block makes us lose a golden opportunity. We do not enjoy the oil price boom in 2011 simply because of interest attraction.

Now our new oil reserves are very limited. About 86% of the oil wells we have are old wells. We need a new exploration that is now only 6%. Important exploration is done now because the benefits will be felt 15 years to come. If we do not do it now, we will face the threat of shortage of energy supply because we can not expect a lifetime of hope from Cepu Block.

Unfortunately, the two Special Migas Working Units offer exploration of oil and gas blocks hardly anyone is interested to enter. In fact what happened one by one left Indonesia. The most surprising thing is the pullback of Exxon Mobil from Natuna Block. We certainly deserve to ask, what's with Indonesia? Why is Indonesia ranked 15th out of the 120 most attractive countries for oil and gas investment? The cause is not one. Began to deal with the inconsistency of rules, taxes, fiscal, legal processes, to enforcement of regulations.

Chevron's company once disappointed when suddenly hit by a $ 130 million branch profit tax, the Government finally annulled after US Vice President Mike Pence objected to President Joko Widodo. The British oil company Shell and Inpex-Japan, shook their heads when the study resulted for the exploitation of the Masela Block in the President's intervention.

Until now the project has stopped because the government can not compensate for the change of the production system from offshore to on-shore. It is appropriate if the President decides to postpone the issuance of the 16th Economic Policy Package. It is better to first define the clearer criteria of the desired new investment. Do not let the policy package issued again is different from the spirit contained in it.

Vice President Jusuf Kalla once reminded us about our inconsistency in attracting investment. We are too tired to do a road show around the world to attract people want to invest in Indonesia. However, companies that have long invested in Indonesia are required to divest. This is equivalent to expelling foreign companies from Indonesia.

As long as we are still being xenophobic like this, no one ever wants to invest in Indonesia. Especially if we realize that the investment is not no risk. Like oil exploration, to conduct one drilling requires an investment of at least Rp 1 trillion. Oil and gas businessman VVIP Class, Burhanuddin Maras, we should encourage the view of foreign companies that have entered Indonesia to invest more.

That we hope to get a more profitable part for the country, it's smart government negotiate it. Unfortunately, our hard effort to get 'worthy investment' rating from various world rating agencies we do not optimize.

Barito Pacific Group owner Prajogo Pangestu never forgets what Chevron's big boss expressed when taking over Chevron's geothermal power plant in Indonesia and the Philippines. A $ 2.3 billion transaction funded from an international bank syndicated loan is one of the world's confidence in Indonesia.

The courage of international banks providing large-scale loans to Indonesian companies will not happen if the banks do not believe in the future of Indonesia. That's what makes institutions like Standard & Poor's finally raise Indonesia's rating to 'worthy of investment'.

All these predicates will never matter if we are not able to capitalize them. Interesting investment is not to spread the promises, but make the existing here more willing and willing to expand its business.

IN INDONESIA

Exxon Mobil

Pemerintah berharap produksi minyak Blok Cepu bisa ditingkatkan menjadi 300 ribu barel per hari dari 200 ribu barel sekarang ini. Exxon Mobil sebagai operator berusaha meningkatkan produksi menjadi 220 ribu barel per hari tahun ini. Produksi Blok Cepu menyumbang sekitar 125% produksi minyak nasional.

Kita pantas berharap kepada Blok Cepu karena inilah penemuan minyak terakhir yang paling besar produksinya. Apa yang kita dapatkan sekarang merupakan investasi masa lalu. Hampir 17 tahun waktu dibutuhkan untuk berproduksi sejak eksplorasi dilakukan pada 1999. Bahkan setelah kontrak kerja sama ditandatangani pada 2005, diperlukan waktu lebih dari 10 tahun sampai ladang minyak beroperasi. 

Apa artinya semua ini? Proses persetujuan investasi sampai kemudian bisa benar-benar berjalan di Indonesia sangatlah lamban. Bahkan kelambanan dalam eksekusi di Blok Cepu membuat kita kehilangan peluang emas. Kita tidak menikmati booming harga minyak pada 2011 hanya karena tarik-menarik kepentingan.

Sekarang cadangan minyak baru yang kita miliki sangatlah terbatas. Sekitar 86% sumur minyak yang kita punyai merupakan sumur-sumur tua. Kita membutuhkan eksplorasi baru yang sekarang ini hanya 6%. Eksplorasi penting dilakukan sekarang karena manfaatnya akan bisa dirasakan 15 tahun yang akan datang. Kalau tidak melakukannya sekarang, kita akan menghadapi ancaman kekurangan pasokan energi karena kita tidak mungkin seumur hidup berharap dari Blok Cepu.

Sayangnya, dua kali Satuan Kerja Khusus Migas menawarkan eksplorasi blok migas nyaris tidak ada yang tertarik untuk masuk. Bahkan yang terjadi satu per satu meninggalkan Indonesia. Yang paling mengejutkan ialah mundurnya Exxon Mobil dari Blok Natuna. Kita tentu pantas bertanya, ada apa dengan Indonesia? Mengapa Indonesia bisa berada di urutan 15 terbawah dari 120 negara yang paling menarik untuk investasi migas? Penyebabnya tidaklah satu. Mulai urusan inkonsistensi aturan, pajak, fiskal, proses hukum, hingga penegakan peraturan.

Perusahaan sekelas Chevron pernah kecewa ketika tiba-tiba dikenai branch profit tax sebesar US$ 130 juta, Pemerintah akhirnya menganulir setelah Wakil Presiden AS Mike Pence menyampaikan keberatan kepada Presiden Joko Widodo. Perusahaan minyak Inggris Shell dan Inpex-Jepang, geleng-geleng kepala ketika hasil kajian untuk eksploitasi Blok Masela di intervensi Presiden. 

Sampai sekarang proyek itu berhenti karena pemerintah tidak bisa memberikan kompensasi atas perubahan sistem produksi dari offshore menjadi on-shore. Tepatlah jika Presiden memutuskan menunda penerbitan Paket Kebijakan Ekonomi Ke-16. Lebih baik kita rumuskan dulu kriteria yang lebih jelas dari investasi baru yang diinginkan. Jangan sampai paket kebijakan yang dikeluarkan lagi-lagi berbeda dengan semangat yang terkandung di dalamnya.

Wakil Presiden Jusuf Kalla pernah mengingatkan soal inkonsistensi kita dalam menarik investasi. Kita terlalu lelah melakukan road show keliling dunia untuk menarik orang mau berinvestasi di Indonesia. Namun, perusahaan yang sudah lama menanamkan modal mereka di Indonesia diminta untuk melakukan divestasi. Ini sama dengan mengusir perusahaan asing dari Indonesia.

Sepanjang kita masih bersikap xenofobia seperti ini, tidak pernah ada orang yang mau menanamkan modalnya di Indonesia. Apalagi kalau kita sadari bahwa investasi itu bukan tidak ada risikonya. Seperti eksplorasi minyak, untuk melakukan satu pengeboran dibutuhkan investasi minimal Rp 1 triliun. Pengusaha migas Kelas VVIP, Burhanuddin Maras, berpandangan kita seharusnya mendorong perusahaan asing yang sudah masuk Indonesia untuk menanamkan modal lebih banyak lagi. 

Bahwa kita berharap mendapatkan bagian yang lebih menguntungkan untuk negara, itu pintar-pintarnya pemerintah menegosiasikannya. Sayang, upaya keras kita untuk mendapatkan predikat ‘layak investasi’ dari berbagai lembaga pemeringkat dunia tidak kita optimalkan. 

Pemilik Grup Barito Pacific, Prajogo Pangestu, tidak pernah lupa apa yang disampaikan bos besar Chevron ketika mengambil alih pembangkit listrik panas bumi milik Chevron di Indonesia dan Filipina. Transaksi US$ 2,3 miliar yang didanai dari pinjaman sindikasi bank internasional merupakan salah satu bentuk kepercayaan dunia kepada Indonesia.

Keberanian bank internasional memberikan pinjaman skala besar kepada perusahaan Indonesia tidak akan terjadi kalau bank-bank itu tidak percaya kepada masa depan Indonesia. Itulah yang membuat lembaga seperti Standard & Poor’s pun akhirnya menaikkan peringkat Indonesia menjadi ‘layak investasi'.

Semua predikat itu tidak pernah akan ada artinya kalau kita tidak mampu mengapitalisasikannya. Menarik investasi itu bukan dengan menebar janji-janji, melainkan membuat yang sudah ada di sini lebih betah dan mau mengembangkan usahanya.

Media Indonesia, Page-16, Wednesday, August 23, 2017

PGN Ready to Supply Gas 80 MMBTU Per Day For Lampung Industry

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) is ready to supply 80 million british thermal units per day to industrial areas in Lampung. This makes Lampung as one of the cities ready to welcome investors who want to invest.

Director of PGN Infrastructure and Technology Dilo Seno Widagdo said, not many large industries are developing in Lampung. Currently, gas consumers in this region of the new industrial sector are 23 customers, namely three hotels, three power plants PT PLN, and the crop processing industry. In addition to PLN, gas consumption from other industries is still quite small.

The average gas consumption in Lampung is currently only 22 mmbtu per day. The reason, natural gas still have to compete with other fuels are cheaper, one of them firewood.

"Though our supply capacity can reach 80 mmbtu per day," he said in Jakarta, Monday (21/8).

This condition, making Lampung as a good location to invest. Not only able to guarantee gas supply, PGN also has a reliable gas infrastructure from transmission pipeline to distribution in Lampung. The Company already has a network that passes through three areas that will be used as an industrial area, one of which is in Tanjung Bontang.

"So if any investors want to come, we are ready. Our pipeline is near the industrial park, "Dilo said.

Not only the industry, it is also ready if PLN plans to build a new power plant in Lampung. The availability of PGN gas is expected to supply the needs of gas power plants up to 200 megawatt (MW) capacity. PGN currently supplies an average gas of around 20 mmbtu per day for three PLN power plants with a total capacity of 160 MW

"But it depends on whether PLN wants to build a power plant or not. But we are ready for infrastructure if PLN wants to build in the location we have designed, "said Dilo.

The gas source for Lampung region comes from gas field in South Sumatera. However, as a reserve, PGN also operates a floating storage and regasification unit (FSRU) in Lampung. The main purpose of building LNG receiving terminal in Lampung is to meet the gas needs in Lampung, Banten, West Java, and surrounding areas.

Not only that, as a Natural Gas BUMN, PGN was also given the responsibility to build a natural gas network for households in Bandar Lampung, Lampung Province.

IN INDONESIA

PGN Siap Pasok Gas 80 MMBTU Per Hari Untuk Industri Lampung

PT Perusahaan Gas Negara (PGN) siap memasok gas sebesar 80 juta british thermal unit per hari untuk kawasan industri di Lampung. Hal ini menjadikan Lampung sebagai salah satu kota yang siap menyambut investor yang ingin menanamkan modal.

Direktur lnfrastruktur dan Teknologi PGN Dilo Seno Widagdo mengatakan, belum banyak industri besar yang berkembang di Lampung. Saat ini, konsumen gas di wilayah ini dari sektor industri baru sebanyak 23 pelanggan, yakni tiga hotel, tiga pembangkit listrik PT PLN, serta industri pengolahan hasil bumi. Selain PLN, konsumsi gas dari industri lain masih cukup kecil.

Rata-rata konsumsi gas di Lampung saat ini hanya sebesar 22 mmbtu per hari. Pasalnya, gas bumi masih harus bersaing dengan bahan bakar lain yang lebih murah, salah satunya kayu bakar.

“Padahal kemampuan pasok kami bisa sampai 80 mmbtu per hari,” kata dia di Jakarta, Senin (21/8).

Kondisi ini, menjadikan Lampung sebagai lokasi yang bagus untuk berinvestasi. Tidak hanya mampu menjamin pasokan gas, PGN juga memiliki infrastruktur gas yang handal dari pipa transmisi hingga distribusi di Lampung. Perseroan telah memiliki jaringan yang melewati tiga wilayah yang akan dijadikan kawasan industri, salah satunya di Tanjung Bontang. 

“Jadi kalau ada investor mau datang, kami siap. Jalur pipa kami ada di dekat kawasan industri,” tutur Dilo.

Tidak hanya industri, pihaknya juga siap jika PLN berencana membangun pembangkit listrik baru di Lampung. Ketersediaan gas PGN diperkirakannya bisa memasok kebutuhan gas pembangkit listrik hingga kapasitas 200 megawatt (MW). Saat ini PGN memasok gas rata-rata sekitar 20 mmbtu per hari untuk tiga pembangkit listrik PLN dengan total kapasitas 160 MW

“Tetapi itu tergantung PLN mau membangun pembangkit listrik atau tidak. Tetapi kami sudah siap infrastrukturnya seandainya PLN ingin membangun di lokasi yang sudah kami rancang,” kata Dilo.

Sumber gas untuk wilayah Lampung ini berasal dari lapangan gas di Sumatera Selatan. Namun, sebagai cadangan, PGN juga mengoperasikan unit penampungan dan regasifikasi terapung (floating storage and fegasmcation unit/FSRU) di Lampung. Tujuan utama pembangunan terminal penerima LNG di Lampung ini adalah untuk memenuhi kebutuhan gas di wilayah Lampung, Banten, Jawa Barat, dan sekitarnya.

Tidak hanya itu, sebagai BUMN Gas Bumi, PGN juga diberikan tanggung jawab untuk membangun jaringan gas bumi untuk rumah tangga di Bandar Lampung, Provinsi Lampung.

Investor Daily, Page-15, Wednesday, August 23, 2017

Tuban Block Wait Management Certainty

Although the management of the Work Area (WK) (Tuban Block by Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) will end February 28, 2018, but until now there has been no official explanation who will manage the block.According to Superintendent Admin JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Tuban Block which will be submitted by JOB PPEJ to the government, then on March 1, 2018 by the management government will be submitted to Pertamina Hulu Energi (PHE).

 "As far as I know, WK Block Tuban will be managed by Pertamina Hulu Energi (PHE). Whether Petrochina will join, I am not in the capacity to explain, "said Akbar Pradima

On the other hand, General Manager of Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo confirmed that Sukowati Field will be managed by PErtamina EP Asset 4. The reason is Sukowati field as part of Pertamina EP work area.

"There is a letter from Upstream Director of Pertamina that starting March 1, 2018 Sukowati field will be managed Pertamina EP Asset" said Didik Susilo in a meeting with 36 national media editors who conduct field trips in Tuban, Boionegoro and Cepu.

WK Tuban Block which is divided into East Tuban Block covers Sidoarjo District, Mojokerto Regency, Gresik Regency and Lamongan Regency.

The West Tuban Block covers the Regencies of Tuban and Bojonegoro Regencies. At the beginning of contract signing February 29, 1988. WK Block Tuban area of ​​7,391 km2. After three regional allowances, the current working area is only about 1,478 km2.

After obtaining a mandate to manage WK Block Tuban, the first proven reserve discovery in April 1994. The discovery of the first reserve was named Mudi Field. The next discovery occurred in 2001 known as the Sukowati field.

Prior to the global oil price crisis, the total contribution of JOB PPEJ was 25,083 BOPD of crude oil and 25.73 MMCFD of gas (July 2014). The highest production of JOB-PPEJ occurs in 2012 which can reach 48,000 barrels per day.

Now due to the absence of new well drilling, to counter natural decline, JOB-PPEJ production at Mudi and Sukowati Fields is managed by well care and innovation. The total number of active wells being managed by JOB PPEJ at this time is 35 wells, with details of Sukowati Field 26 wells and Mudi Field 9 wells.

Because of the natural process commonly referred to as the Normal Production Decline, water production is now much larger than the oil. In Well Mudi, only 18,000 to 19,000 barrels of water per day (BWPD) are produced, while oil production is only about 1,100 - 1,200 BOPD.

"So also with Sukowati whose water production is 19.000 20.000 BWPD and oil 8,700 - 8,900 BOPD," said Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

IN INDONESIA

Blok Tuban Tunggu Kepastian Pengelola

Meski pengelolaan Wilayah Kerja (WK) (Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB-PPEJ) akan berakhir 28 Februari 2018 mendatang, namun hingga kini belum ada penjelasan resmi siapa yang akan mengelola blok itu. Menurut Admin Superintendent JOB PPEJ Akbar Pradima, WK Blok Tuban yang akan diserahkan JOB PPEJ pada pemerintah, selanjutnya pada 1 Maret 2018 oleh pemerintah pengelolaannya akan diserahkan kepada Pertamina Hulu Energi (PHE).

 “Setahu saya, WK Blok Tuban akan dikelola oleh Pertamina Hulu Energi (PHE). Apakah Petrochina akan gabung, saya tidak dalam kapasitas menjelaskan,” kata Akbar Pradima 

Di pihak lain, General Manager Pertamina EP Asset 4 Didik Susilo menegaskan bahwa Lapangan Sukowati akan dikelola oleh PErtamina EP Asset 4. Alasannya, lapangan Sukowati sebagai bagian dari wilayah kerja Pertamina EP.

“Sudah ada surat dari Direktur Hulu Pertamina bahwa mulai 1 Maret 2018 lapangan Sukowati akan dikelola Pertamina EP Asset" kata Didik Susilo dalam pertemuan dengan 36 editor media nasional yang melakukan kunjungan lapangan di wilayah Tuban, Boionegoro dan Cepu.

WK Blok Tuban yang terbagi menjadi Blok Tuban Timur meliputi Wilayah Kabupaten Sidoarjo, Kabupaten Mojokerto, Kabupaten Gresik dan Kabupaten Lamongan.

Sementara Blok Tuban Barat meliputi Wilayah Kabupaten Tuban dan Kabupaten Bojonegoro. Pada awal penandatangan kontrak 29 Februari 1988. WK Blok Tuban seluas 7.391 km2. Setelah tiga kali penyisihan wilayah, saat ini luas wilayah kerja hanya sekitar 1.478 km2.

Setelah mendapatkan mandat mengelola WK Blok Tuban, penemuan cadangan terbukti pertama pada bulan April 1994. Penemuan cadangan pertama ini diberi nama Lapangan Mudi. Penemuan selanjutnya terjadi di tahun 2001 yang dikenal dengan nama lapangan Sukowati. 

Sebelum krisis harga minyak dunia, total kontribusi JOB PPEJ  sekitar 25.083 BOPD minyak mentah (crude oil) dan 25,73 MMCFD gas (Juli 2014). Produksi tertinggi JOB-PPEJ terjadi pada tahun 2012 yang bisa mancapai 48,000 barel per hari.

Kini akibat tiadanya pengeboran sumur baru, untuk melawan penurunan alamiah, produksi JOB-PPEJ di Lapangan Mudi dan Sukowati berupaya dikendalikan lewat kegiatan perawatan sumur dan inovasi. Total jumlah sumur yang aktif dikelola JOB PPEJ pada saat ini sebanyak 35 sumur, dengan rincian Lapangan Sukowati 26 sumur dan Lapangan Mudi 9 sumur. 

Karena proses alamiah yang biasa disebut dengan istilah Normal Production Decline, kini produksi air jauh lebih besar daripada minyaknya. Di Sumur Mudi saja air yang ikut diproduksi sebanyak 18.000- 19.000 barel water per day ( BWPD), sementara produksi minyak hanya sekitar 1.100 - 1.200 BOPD. 

“Begitu juga dengan Sukowati yang produksi airnya 19.000 20.000 BWPD dan minyak 8.700 - 8.900 BOPD,” kata Acting Field Manager JOB PPEJ Fauzy Mayanullah.

Harian Bangsa, Page-4, Wednesday, August 23, 2017

ONWJ Participation Shares Completed November

The 10% share ownership stake in the Offshore North West Java Block located off Java's northern coast by the West Java SOEs don DKI Jakarta is expected to be completed by November 2017.

President Director of PT Migas Hulu Jabar Begin Troys said that PT Pertamina's due diligence due to the transfer of 10% Offshore North West Java Offshore Block (ONWJ) is currently underwritten.

Special Unit for Upstream Oil and Gas Business Activities (SKK Migas) issued a letter of appointment of BUMD entitled to get a 10% ONWJ share offering on July 25, 2017. Begin hopes that the feasibility test process can be accelerated. The next process is the discussion of Joint Operation Agreement (JOA) which can be done in September. Thus, the process of reporting to SKK Migas is also stipulated by the Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignasius Jonan can be completed in November 2017.

He is optimistic that the process of transferring shares of participation can run smoothly because two weeks ago just made a discovery with the Directors of PT PHE ONWJ, the operator of the offshore oil and gas block.

In association with ONWJ Block, since it was signed on January 18, 2017 under a gross split contract scheme, PT Pertamina Hulu Energi ONWJ becomes operator and controls 100% participation share. Referring to Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 37/2016 on the Participating Interest Offer of 10% to the Oil and Gas Territory, for new contracts, the contractor shall offer 10% of its working area shares to the local government on which the project is located.

"Our hope, in November we have already had PI [participating interest] in ONWJ he said.

With the BUMD's share offerings, he hopes that starting next year the ownership of shareholding participation can contribute to the local revenue (PAD) of West Java Province. As for, referring to Ministerial Regulation no. 37/2016, the contractor of the dominant share ownership share bear the value of the shares of BUMD's participation. Thus, BUMDs can repay without interest interest in partisipsai shareholding and still earn money every month.

"Returns must still guarantee the BUMD get guarantee for deposit to PAD," he said.

JOINT VENTURE COMPANY

From the last discussion, BUMD West Java will not be the only company that manages 10% of ONWJ Block participation rights. Therefore, it will establish a joint venture company or (Special Purpose Vehicle / SPV) through PT Hulu Migas ONWJ to manage 10% of ONWJ Block cake.

In detail, the Jakarta Provincial Government through PT Jakarta Propertindo gets the remaining 20.29% share The West Java Provincial Government through Upstream Oil and Gas Jabar controls 79.91%, including Indramayu 4.71%, Subang 2.93%, Karawang 8.24% and Bekasi 1.70%.

SVP Upstream Business Development Pertamina Denie S. Tampubolon said that the company is still processing BUMD's appointment based on a letter sent by SKK Migas.

"We will follow up according to the appointment," he said.

IN INDONESIA

Saham Partisipasi ONWJ Tuntas November

Kepemilikan saham partisipasi 10% di Blok Offshore North West Java yang berlokasi di lepas pantai utara Jawa oleh BUMD Jawa Barat don DKI Jakarta diharapkan tuntas pada November 2017.

Direktur Utama PT Migas Hulu Jabar Begin Troys mengatakan bahwa saat ini masih diiakukan uji kelayakan (due diligence) oleh PT Pertamina terhadap proses pengalihan 10% saham Blok Offshore North West Java (ONWJ).

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menerbitkan surat penunjukkan BUMD yang berhak mendapat penawaran 10% saham ONWJ pada 25 Juli 2017. Begin berharap agar proses uji kelayakan itu bisa dipercepat. Proses berikutnya berupa pembahasan perjanjian kerja sama operasi (Joint Operation Agreement/JOA) yang dapat dilakukan pada September. Dengan demikian, proses pelaporan ke SKK Migas juga penetapan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan bisa tuntas pada November 2017.

Dia optimistis proses peralihan saham partisipasi itu dapat berjalan dengan lancar karena dua pekan lalu baru melakukan penemuan dengan Direksi PT PHE ONWJ, operator blok migas lepas pantai tersebut.

Terkait dengan Blok ONWJ, sejak ditandatangani pada 18 Januari 2017 dengan skema kontrak bagi hasil kotor (gross split), PT Pertamina Hulu Energi ONWJ menjadi operator dan menguasai saham partisipasi sebesar 100%. Mengacu pada Peraturan Menteri ESDM No. 37/2016 tentang Penawaran Participating Interest 10% kepada Wilayah Migas, untuk kontrak baru, kontraktor wajib menawarkan 10% saham wilayah kerjanya kepada pemerintah daerah yang menjadi lokasi proyek.

“Harapan kita, November kita sudah resmilah punya PI [participating interest] di ONWJ  ujarnya. 

Dengan penawaran saham BUMD itu, dia berharap agar mulai tahun depan kepemilikan saham partisipasi bisa menyumbang terhadap pendapatan asli daerah (PAD) Provinsi Jawa Barat. Adapun, mengacu pada Peraturan Menteri No. 37/2016, kontraktor pemilik saham partisipasi dominan menanggung terlebih dahulu nilai saham partisipasi milik BUMD. Dengan demikian, BUMD bisa mencicil tanpa bunga nilai kepemilikan saham partisipsai dan tetap mendapat penghasilan setiap bulan.

“Pengembalian harus tetap menjamin BUMD mendapat jaminan untuk setoran ke PAD,” katanya.

PERUSAHAAN PATUNGAN

Dari diskusi terakhir, BUMD Jawa Barat tidak akan menjadi satu-satunya perusahaan yang mengelola 10% hak partisipasi Blok ONWJ. Oleh karena itu pihaknya akan membentuk perusahaan patungan atau (Special Purpose Vehicle/SPV] melalui PT Hulu Migas ONWJ untuk mengelola 10% kue Blok ONWJ.

Rincinya, Pemerintah Provinsi DKI melalui PT Jakarta Propertindo mendapat porsi 20,29% sisanya Pemerintah Provinsi Jawa Barat melalui Hulu Migas Jabar menguasai 79,91 %, termasuk Indramayu 4,71 %, Subang 2,93 %, Karawang 8,24% dan Bekasi 1,70%.

SVP Upstream Business Development Pertamina Denie S. Tampubolon mengatakan pihaknya masih memproses penunjukkan BUMD berdasarkan surat yang dikirimkan SKK Migas. 

“Kami akan menindaklanjuti sesuai dengan penunjukkan tersebut,” katanya. 

 Bisnis Indonesia, Page-32, Wednesday, August 23, 2017

Gross Split Rules Revised

The Ministry of Energy and Mineral Resources is amending several points in Ministerial Regulation no. 8/2017 on the Gross Profit Sharing Contracts issued in January 2017.

In the first half of 2017, the ESDM Ministry has issued 50 regulations in the form of Ministerial Regulation, six of which are revised. After revising some of the rules such as Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 11/2017 on Gas Price for Electricity Sector up to the points in the power purchase agreement, it is now turn Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 8/2017 which entered the stage of revision discussion.

Deputy Minister of Energy and Mineral Resources Arcandra Tahar said that his side conducted an evaluation based on suggestions from business actors. This suggestion is important because the government is offering a new working area to investors. This year, the government offers 15 new blocks with seven conventional oil and gas blocks offered through direct offerings.

The seven blocks are Andaman I, Andaman II, South Tuna, Merak Lampung, Pekawai, West Yamdena, and Kasuri III. Other oil and gas blocks are Cokkol, East Tanimbar, Mamberamo, Jambi I and Jambi II shale gas blocks and methane gas blocks of Raja, Bungamas and West Air Komering coal, offered through regular auctions.

Oil and gas block

The government's offer is expected to end on the signing of a new contract. This auction opportunity is even more important because of the auction last year there has been no new cooperation contract signed. For that reason, the government revised some points in the 7-month-old rule to be more investment-friendly.

Through Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 8/2017, the government implements a gross split share contract for new contracts. The government offers a gross revenue share between the government and contractors for oil development of 57:43 and 52:48 for gas.

Unlike the current contract of cooperation, gross split eliminates the operating cost recovery factor so that the profit received by the contractor has calculated the operating costs until oil and gas are produced.

The government also sets additional revenue-sharing for contractors tailored to the challenges in the field such as development sites, infrastructure availability to impurities such as mud or carbon dioxide. In addition to variables, factors of oil price levels and cumulative production will be a factor in the progressive revenue share.

"We evaluate, we listen to input from KKKS [Contractor Cooperation Contract]," he said, Tuesday (22/8).

Based on the proposed business actors, there are some guarantees for changes in the gross split rules. First, it has conducted a comprehensive study of the project from exploration to production phase so that in the stage of submission of the Plan of Development (PoD) plan is not only the first PoD submission that gets incentive, but the next PoD.

"For that we listen, we love the incentive in the second PoD," he said.

Secondly, based on the analysis done, it is important to ensure that the investment value seen from the present is at least equal to or greater than the current contract. Third, the gross split contract with this improvement will result in the same investment returns even greater than the existing contract.

IN INDONESIA

Aturan Gross Split Direvisi

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sedang mengubah beberapa poin dalam Peraturan Menteri No. 8/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Kotor yang diterbitkan pada Januari 2017.

Pada paruh pertaMa 2017, Kementerian ESDM telah menerbitkan 50 peraturan berupa Peraturan Menteri, enam di antaranya merupakan hasil revisi. Setelah merevisi beberapa aturan seperti Peraturan Menteri ESDM No. 11/2017 tentang Harga Gas untuk Sektor Ketenagalistrikan hingga poin-poin dalam perjanjian pembelian listrik, kini giliran Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 yang masuk tahap pembahasan revisi.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan bahwa pihaknya melakukan evaluasi berdasarkan saran dari pelaku usaha. Saran ini menjadi penting kanena pemerintah sedang menawarkan wilayah kerja baru kepada investor. Pada tahun ini, pemerintah menawarkan 15 blok baru dengan tujuh blok migas konvensional ditawarkan melalui penawaran langsung. 

Ketujuh blok tersebut yakni Andaman I, Andaman II, South Tuna, Merak Lampung, Pekawai, West Yamdena, dan Kasuri III. Blok migas lainnya adalah Tongkol, East Tanimbar, Mamberamo, blok gas serpih (shale gas) Jambi I dan Jambi II rerta blok gas metana batu bara Raja, Bungamas, dan West Air Komering ditawarkan melalui lelang reguler.

Tawaran pemerintah diharapkan agar bisa berakhir pada penandatanganan kontrak baru. Kesempatan lelang ini pun semakin penting karena dari lelang tahun lalu belum ada kontrak kerja sama baru yang diteken. Dengan alasan itu, pemerintah merevisi beberapa poin dalam aturan yang telah berusia 7 bulan itu agar lebih ramah investasi.

Melalui Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017, pemerintah menerapkan kontrak bagi hasil kotor atau gross split bagi kontrak baru. Pemerintah menawarkan bagi hasil secara kotor antara pemerintah dan kontraktor untuk pengembangan minyak sebesar 57:43 dan 52:48 untuk gas.

Berbeda dengan kontrak kerja sama yang berlaku saat ini, gross split menghilangkan faktor pengembalian biaya operasi sehingga bagi hasil yang diterima kontraktor telah menghitung biaya operasi hingga minyak dan gas dihasilkan. 

Pemerintah pun menetapkan tambahan bagi hasil bagi kontraktor yang disesuaikan dengan tantangan di lapangan seperti lokasi pengembangan, ketersediaan infrastruktur hingga kandungan zat pengotor seperti lumpur atau karbondioksida. Selain variabel, faktor tingkat harga minyak dan kumulatif produksi akan menjadi faktor dalam bagi hasil progresif.

"Kita evaluasi, kita mendengarkan masukan dari KKKS [kontraktor Kontrak Kerja Sama],” ujarnya, Selasa (22/8).

Berdasarkan usulan pelaku usaha, terdapat beberapa jaminan perubahan dalam aturan gross split. Pertama, pihaknya telah melakukan kajian secara komprehensif masa proyek dari tahap eksplorasi hingga produksi sehingga pada tahap pengajuan rencana pengembangan lapangan (Plan of Development/ PoD) tidak hanya penyampaian PoD yang pertama yang mendapat insentif, melainkan PoD berikutnya. 

"Untuk itu kita dengarkan, kita kasih insentif di PoD kedua," katanya.

Kedua, berdasarkan analisis yang dilakukan, penting untuk menjamin nilai investasi yang dilihat dari saat ini paling tidak sama atau lebih dari kontrak yang berlaku saat ini. Ketiga, kontrak gross split dengan perbaikan ini nantinya akan menghasilkan rasio pengembalian investasi yang sama bahkan lebih besar dari kontrak yang sudah ada. 

 Bisnis Indonesia, Page-32, Wednesday, August 23, 2017