GAS INDONESIA
•Download as PPTX, PDF•
3 likes•4,257 views
Dokumen tersebut membahas tentang perdagangan gas alam di Indonesia, termasuk rantai pasokan gas dari produsen hulu ke pengguna akhir, pemanfaatan gas di berbagai sektor industri dan domestik, serta infrastruktur pipa transmisi LNG yang ada dan rencananya. Juga dibahas tentang isu-isu utama dalam pengelolaan gas alam dan LNG Indonesia seperti keseimbangan pasokan dan permintaan, akses infrastruktur, dan regulasi harga gas.
Recommended
Recommended
More Related Content
What's hot
What's hot (20)
Similar to GAS INDONESIA
Similar to GAS INDONESIA (20)
More from Publish What You Pay (PWYP) Indonesia
More from Publish What You Pay (PWYP) Indonesia (20)
Recently uploaded
Recently uploaded (9)
GAS INDONESIA
- 1. TALKING POINTS GAS INDONESIA Jakarta, Desember 2016 Sampe L. Purba
- 2. Topics 2
- 3. Anatomi Perdagangan Gas Indonesia • Sisi Supplier/ Produser Hulu a. Produser Pengguna Akhir b. Produser Shipper/ Transporter/ Trader c. Shipper/ Transporter/ Trader Pengguna • Sisi Pengguna Industri a. Bahan Baku b. Bahan bakar/ Energi • Pemanfaat akhir a. Domestik bersubsidi b. Domestik Komersial c. Ekspor 3
- 4. Kelistrikan 15.71% Pupuk 9.95% Industri 21.68% Lifting Minyak 2.83%City Gas 0.04% BBG Transportasi 0.05% Ekspor Gas Pipa 11.67% LNG Ekspor 29.34% LNG Domestik 6.10% LPG Domestik 2.63% 64.26 72.31 97.02 61.58 79.40 111.55 112.73 105.85 96.51 49.21 45 7.08 8.33 11.34 8.39 9.82 13.52 15.63 14.49 13.38 7.71 5.49 3.81 3.73 4.83 3.67 4.12 5.23 5.80 6.19 6.35 5.65 5.11 11.43 11.41 9.87 9.86 9.68 12.84 13.95 13.53 13.82 8.65 4.81 12.04 11.68 11.67 6.19 3.15 0 5 10 15 20 25 30 0 20 40 60 80 100 120 140 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 US$/MMBTU US$/BBL Tahun ICP Export Pipeline Domestic Pipeline Export LNG Domestic LNG Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia 4
- 5. Pemanfaatan Gas untuk Sektor Industri 117 BBTUD US$ 5.1/MMBTU 908 BBTUD US$ 5,7/MMBTU 125 BBTUD US$ 4.8/MMBTU 1600 BBTUD US$ 4.7/MMBTU Refinery Pupuk Petrokimia Other Industries 482 BBTUD US$ 5.8/MMBTU 1118 BBTUD US$5,3/MMBTU Direct to end User Via Midstream 868 BBTUD US$ 5,4/MMBTU 85 BBTUD US$ 6.6/MMBTU 166 BBTUD US$ 6,4/MMBTU PGN Pertagas Niaga Trader Lain 1 2 3 5
- 6. 6 Harga Gas sebagai Persentase Cost of Goods Sold (COGS) 6
- 7. Skema Penyesuaian Harga Gas Bumi Tertentu A A B c B Hulu US$ 8/MMBTU End User maksimal US$ 6/MMBTU atau maksimal pengurangan US$2 /mmbtu b a Hulu US$ 8/MMBTU Badan Usaha Penyesuaian harga Gas di end user sesuai dengan penyesuaian harga gas di hulu dan volume gas dari end user penyesuaian Harga Gas penyesuaian Harga Gas *Harga titik serah hulu (dapat di wellhead atau plant gate customer ) Case 1 : Penyesuaian harga Gas Bumi dari KKKS langsung kepada pengguna Gas Bumi tertentu Case 2 : Penyesuaian harga Gas Bumi dari KKKS melalui badan usaha: - Harga titik serah hulu – Badan Usaha US$ 8/MMBTU - Harga Badan Usaha – ke End User US$ 11/MMBTU; - Jika harga hulu disesuaikan menjadi US$ 6/MMBTU, apakah midstream hanya mempassthrough saja atau juga akan mengurangi marginnya yang US$ 3/ MMBTU? A c B b a Hulu US$ 5/MMBTU Badan Usaha Harga Badan penyesuaian Harga Gas Case 3 : Penyesuaian harga Gas Bumi dari KKKS melalui badan usaha : - Harga titik serah hulu – Badan Usaha US$ 5/MMBTU - Harga Badan Usaha – ke End User US$ 11/MMBTU; - Dalam case ini penyesuaian harga Gas hanya dapat disesuiakan pada harga jual Gas dari Badan Usaha kepada End User Penyesuaian harga Gas hanya dapat disesuiakan pada harga jual Gas dari Badan Usaha kepada End User 1 2 3Penjualan Gas dari Hulu langsung ke End User dengan Harga Gas Hulu diatas US$ 6/MMBTU Penjualan Gas dari Hulu ke Badan Usaha dengan Harga Gas Hulu diatas US$ 6/MMBTU Penjualan Gas dari Hulu ke Badan Usaha dengan Harga Gas Hulu dibawah US$ 6/MMBTU 7
- 8. BAGI HASIL HULU MIGAS dalam berbagai PJBG Catatan : - Menggunakan asumsi harga gas diatas US$4/MMBTU - Share split Bagi Hasil PEP 60:40 - Asumsi menggunakan provisional entitlement Q2 2016 - Asumsi cost recovery menggunakan pendekatan proposional terhadap revenue per sales kontrak (untuk Outlook 2016) - 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 HARGAGAS(US$/MMBTU) CR Operating Cost CR Depreciation Net PEP Share PPh Migas PNBP 8
- 9. Capex Transmisi Distribusi Opex Contractor Share PPh PNBP Cost Recovery USD 2,6 Midstream: USD 0,89 Hilir: USD 1,5 Gas Pipa Capex Transmisi Distribusi Opex Contractor Share PPh PNBP Shipping Regasifikasi WAP : USD 4.36 (FOB) Range (4.23 – 5.1) Hilir : USD 1,5 LNG Midstream USD 0,89 USD 1 – 3 USD 0.6 USD 1,2 USD 1,19 USD 0,92 Komponen Harga Rata-Rata Tertimbang (Status: 1 Jan ‘16 – 30 Sep ‘16) Hulu: USD 5,9 (range 3.63 - 8.24) Komponen Harga Gas Industri Indonesia 2016 9
- 10. 10 Main Issues in Managing Indonesia Gas and LNG Issue: - Supply source vs demands - Access to pipe line - Bundling – Unbundling Issue: Credible and stable absorption Change of usage allocation Real demand : Supply chain Buyer – trader – end user Issue: Access to infrastructures Regulated margin, IRR , ability to pay LNG vs domestic gas pipe Issue: - Field economics price vs ability to pay - Gas Price to End User - Gas Price for specific non commercial allocation Issue: - Volume, delivery periods dan on- stream schedules - Reserves, Demand vs tenure of PSC - Field economics and ability to pay from different buyers
- 11. Concerns Supply Side Tidak dapat memastikan stabilitas volume supply Ketergantungan yang tinggi kepada infrastruktur, pengguna akhir dan trader/ shipper Keekonomian Lapangan tergantung kepada Properties Reserves, Cost of Exploration and Production, Volume, Jangka Waktu Supply, IRR Contractors Demand Side Ada ketidak pastian kemampuan serap PLN sebagai backbone gas domestik (jadwal Proyek, persaingan dengan sumber energi lain, persaingan dengan impor) Kemampuan serap dan daya beli pupuk ke industri sebagai bahan baku, sangat rentan dengan harga produk jadinya (pupuk dan petrokimia) Industri pengguna lainnya, sangat tergantung kepada pemasok yang merangkap transporter Pembeli gas untuk rumah tangga dan transportasi tidak dapat membeli pada harga keekonomian, dan commercial terms yang normal Transmisi Pipeline Eksisting transmisi terbatas dan closed dedicated, serta pemilik jaringan merangkap shipper Pertumbuhan transmisi yang rendah dan tidak menyebar ke sentra-sentra penghasil gas Under utilized sebagian transmission line Regasifikasi LNG Pembebanan biaya regasifikasi yang disesuaikan dengan eksisting pengguna, yang under utilized --> mahal Kepemilikan regasifikasi terminal oleh PGN dan Pertamina --> shifting revenue to midstream Utilitasi terminal regasifikasi PGN Lampung, apabila demand tidak bertumbuh cenderung merupakan kanibalisasi terhadap pasar gas pipa Regasifikasi terminal kapasitas volume kecil tidak tersedia untuk daerah daerah pengguna yang scattered Trade dan Distribusi Ada trading bertingkat Ada trading tanpa fasilitas Ada trader yang merangkap pemiliki fasilitas transmisi dan/ atau distribusi Regulasi Cost keekonomian hulu -> skkmigas Alokasi gas, harga dan peruntukan --> DitJen Migas/ MESDM Toll Fee dan Ruas Wilayah Jaringan Transmisi --> BPHHilir Perhitungan Keekonomian Infrastruktur sebagai dasar cost --> Badan Usaha Karakteristik khusus Harga Gas Pipa tidak tercipta dari pasar persaingan sempurna Fasilitas Transmisi dan Regasifikasi merupakan monopoli alamiah Elastisitas Permintaan dan Penawaran gas rendah 11
- 12. 12
- 13. Topics 13
- 14. 0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 Indonesia …. Norway Ecuador Mexico Algeria Angola Brazil China Qatar Kazakhstan US Nigeria Libya Russian Federation United Arab Emirates Kuwait Iraq Iran Canada Saudi Arabia Venezuela Cadangan Minyak Terbukti 3.7 BBO / 0.2% 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 Libya Kuwait Canada Egypt Norway Indonesia China Iraq Australia Algeria Nigeria Venezuela United Arab Emirates Saudi Arabia US Turkmenistan Qatar Russian Federation Iran Cadangan Gas Terbukti 2.7 TCF / 1.6 % (BBO) (Tcf) Sumber: BP Statistical Review 2014 Sumber : BP Statistical Review 2014 Top 20 Cadangan Terbukti Dunia (2013) 14
- 15. 15 OIL RESERVES (MMSTB) GAS RESERVES (TSCF) 33.9 9.51 50.84 12.59 23.42 3.83 15.21 1,683.43 534.38 7.48 48.14 99.39 17.13 CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI INDONESIA Status 1.1.2014 311.23 4,650.14 PROVEN (P1) = 3,623.74 POTENTIAL (P2+P3) = 3,727.59 TOTAL (3P) = 7,351.33 PROVEN (P1) = 100.25 POTENTIAL (P2+P3) = 49.04 TOTAL (3P) = 149.29
- 16. 16 Upstream Oil and Gas Trend in Indonesia More in the offshore and deep water. More remote, at the frontier area in eastern area. More capital and technology intensive. • Current hydrocarbon discoveries are more gas dominated. • The activities are moving toward the eastern part of Indonesia. • State-of-the art technology will be dominated by: Enhanced Oil Recovery (EOR) on the western part, offshore on the eastern part, and gas processing and transportation. • Development of unconventional hydrocarbon (CBM, shale gas). 16
- 17. 17 in MMSCFD DEFICIT SURPLUS Pasokan LNG Domestik
- 18. PRIVATE AND CONFIDENTIAL 18 Saat ini, infrastruktur gas di Indonesia sedang dalam tahap pembangunan, pipa transmisi dan terminal LNG adalah infrastruktur kunci untuk membawa gas dari sumber menuju konsumen Merauk e Grissik Semarang Pacific Ocean Indian Ocean Bangkok Phnom Penh Ban Mabtapud Ho Chi Minh City CAMBODIA VIETNAM THAILAND LAOS Khanon Songkhla Erawan Bangkot Lawi t Jerneh WEST MALAYSIA Penang Kerteh Kuala Lumpur Manila Philipines South China Sea Natuna Alpha Kota KinibaluBRUNEI Bandara Seri Begawan Bintu luEAST MALAYSIA Kuchi ng Banda Aceh Lhokseumaw e Medan Duri Padang Jambi Bintan SINGAPORE Samarinda Balikpapan Bontang LNG Plant & Export Terminal Attaka Tunu Bekapai KALIMANTAN Banjarmasin Manado SULAWESI Ujung Pandang BURU SERAM Ternate HALMAHERA Sorong IRIAN JAYA Jakarta J A V A Surabaya Bangkalan BALI SUMBAWA Pagerungan LOMBOK FLORES SUMBA TIMOR I N D O N E S I A Duyong Port Dickson Port Klang Mogpu Dumai Batam Guntong Ardjuna Fields MADURA Jayapur a Maluku Selatan West Natuna Palembang Cirebon Existing Pipeline Planned Pipeline Planned LNG Receiving Terminal LNG Plant LNG TANGGUH (HULU) LNG BADAK (HULU) LNG SENORO MATINDOK (HILIR) LNG MASELA (HULU) (PLAN) LNG ARUN NATUNA (PLAN) FSRU NR Kapasitas : 3 MTPA Onstream Mid of 2012 Arun Regasification Cap: 1.5 MTPA Onstream 2014 LNG Receiving Terminal FSRU LAMPUNG Cp: 3 MTPA Onstream 2014
- 19. 19
- 20. Pipeline, Liquefaction, Regasification and Proposed Virtual Pipeline Power Plant—Central and Eastern Indonesia ` Total Investment Needed: 24.3 Billion USD FUTURE GAS INFRASTRUCTURE CONCEPT (2030) 20
- 21. Topics 21
- 22. GainingAccess Exploration Appraisal Development/EPCI P2Production Profile = P1 Cumulativecashflow-US$millions 700 600 500 400 300 200 100 - 100 - 200 - 300 - 400 - 500 - 600 - 700 0 2 STOIIP (Stock Tank Oil Initial In Place) GIIP (Gas Initial In Place) means stranded volume of : millions barrels of oil or billions / trillions cubic foot of gas HCIIP Potential Reserves = P1 + P2 + P3 1 4 6 9 11 22 24 26 30 32 38 40 42 Decommissioning,P&AandRestoration GENERIC FIELD PRODUCTION LIFE CYCLE WHAT IS IRR / ROR ………? % 2222
- 23. 23PRIVATE AND CONFIDENTIAL Water Oil Gas Gas Oil Water PROFIL LAPANGAN HULU MIGAS Build-Up Stage VS Mature & Decline Stage Build-Up Phase Mature & Decline Phase Primary Reserve 5-10 Yrs Natural Flow Lower Water Cut Higher Production Output Lower Production Cost Secondary & Tertiary Stage >10 Yrs ESP and EOR Higher Water Cut More Complex of Subsurface Facilities Lower Production Output Higher Production Cost
- 24. 24 Explorati on Harg a Gas Exploitation KONSTRUKSI KEGIATAN USAHA HULU GAS DI INDONESIA DAN PEMBENTUKAN HARGA GAS Produksi, MMSCFD Gov. Cash Flow, MMUS$ PSC Cash Flow, MMUS$ Start PSC End PSC Start EPCI Onstream Final POD I/POD/POFD (Start FEED) Monitoring POD fase FEED Execution & Drilling Plan Monitoring POD fase EPCI Execution & Drilling Monitoring POD Pasca Onstream (Komitmen Teknis POD belum selesai) Monitoring POD Pasca Komitmen Teknis POD selesai. I II III IV0 Pre- POD 6 - 10 Tahun 4 – 6 Tahun 14 – 20 Tahun HARGA GAS disepakati Penjual dan Pembeli pada saat / sebelum POD, atau pada saat project Hulu / pengembangan Lapangan akan dieksekusi, dan akan dituangkan dalam PJBG. Karena pengembangan Lapangan Gas akan membutuhkan kepastian Pembeli (telah ada PJBG). Efisiensi yang dilakukan SKK Migas dan KKKS melalui pengawasan Opex akan Capex dalam Work Program and Budgeting di tahun berjalan, tidak serta merta akan menurunkan harga gas yang disepakati dalam PJBG, namun akan menambah Revenue bagi Pemerintah dan KKKS pada setiap tahunnya
- 25. Biaya Pengembangan Lapangan (Development Cost) Biaya Pencaharian dan Pembuktian Gas (Finding Cost/Exploration Cost) Biaya Operasi (Operating Cost) Kompleksitas bawah permukaan, unsur pengotor dalam gas (impurities) Biaya Pemulihan Pasca Operasi (Abandonmen Cost) Lokasi lapangan yang dapat dikembangkan Daratan-lepas pantai, akses mobilisasi peralatan (remote?), jarak ke fasilitas terdekat Kondisi sosial masyarakat Kontrak Kerja Sama (T&C Bagi hasil pemerintah dan KKKS)Kondisi ekonomi global (Harga minyak) K3LL Peraturan/kebijakan pemerintah Field EconomicCost Structure Condition Factor Complexity KEENOKOMIAN LAPANGAN 25
- 26. Depletion Premium Biaya pokok produksi Pajak Return BahanBaku Range Harga Biaya HARGAENERGI A (Bahan Baku) B (Bulk / Grid) C (Konsumen) Harga Pasar (sebelum distribusi) KOMPOSISI BIAYA DAN HARGA ENERGI DALAM STRUKTUR INDUSTRI ENERGI Investasi Biaya O & M Pajak Return Harga di well head Harga end user 26
- 27. TAKSONOMI BIAYA PENYEDIAAN ENERGI (COST) vs HARGA ENERGI (PRICE) PADA SISI BAHAN BAKU ENERGI (Level A) INVESTASI TERMASUK RETURN & PAJAK (KOMPONEN A) NILAI “KARUNIA TUHAN” (EBT) / DEPLETION PREMIUM (OTHERS)-RRr O & M (KOMPONEN B) PAJAK (KOMPONEN P) Economic rent Harga Jual (Price) Biaya (Cost) Pendapatan Negara 27
- 28. 28 CAPITAL EXPENDITURE (Current Year/CY) OPERATING COST COST RECOVERY TH (1) DEPRECIATION COST (PY) INTANGIBLE DRILLING COST UNRECOVERED COST TambahanInvestasi OPERATING COST INTANGIBLE DRILLING COST EXPENDITURES TH (1) DEPRECIATION COST (CY) Biaya operasi pada tahapan eksplorasi di tahun –tahun sebelumnya Pengeluaran kapital pada tahun-tahun sebelumnya (Prior Year/PY) KEBUTUHAN KEGIATAN PENGEMBANGAN AKAN MEMERLUKAN TAMBAHAN INVESTASI, DENGAN KONSEKUENSI MENAMBAH BESARAN COST RECOVERY InvestasiAwal Catatan: Data di atas merupakan simulasi yang diolah berdasarkan Laporan Keuangan Gabungan KKKS 28
- 29. Topics 29
- 30. PRIVATE AND CONFIDENTIAL TAHAPAN DAN PELAKU KEGIATAN USAHA MIGAS MESDM/DIRJEN MIGAS: Menyelenggarakan Urusan Kepemerintahan, Menetapkan Kebijakan, dan Mengawasi Kepatuhan Terhadap Peraturan Yang Berlaku. MESDM/ DITJEN MIGAS SKK Migas: Melakukan Pengawasan dan Pengendalian Terhadap Pelaksanaan Kontrak Kerja Sama. BPH Migas: Melakukan Pengawasan Pelaksanaan Penyediaan dan Pendistribusian BBM dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa. BU/BUT: Melakukan Kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi PERTAMINA: Melakukan Penyediaan dan Distribusi BBM Subsidi. BU: Melakukan Kegiatan Usaha Hilir. KEGIATAN USAHA HULU KEGIATAN USAHA HILIR SURVEY UMUM + PENYIAPAN WILAYAH KERJA PENAWARAN WK DAN PENUNJUKAN KONTRAKTOR PENANDA TANGANAN KONTRAK KERJA SAMA EKSPLORASI EKSPLOITASI LIFTING PENJUALAN MIGAS PENYEDIAAN BBM KEGIATAN HILIR LAIN 3030
- 31. PRIVATE AND CONFIDENTIAL 31 Kontraktor Kontrak Kerja Sama Pelaporan dan Akuntabilitas KESDM dan KL terkait BPMIGAS PS. 88 PP35/ 2004 PS. 91 PP 35/2004 31
- 32. PRIVATE AND CONFIDENTIAL NegaraUUD 1945 UU 22/2001 PP 42/2002 BPMIGAS Putusan MK DPR SKK Migas Pemerintah DitJen Migas Komisi Pengawas Presiden Peraturan Presiden Peraturan Menteri ESDM UUD 1945 Sebelum Sesudah X X SEBELUM DAN SESUDAH Pengawasan Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi 3232
- 33. PRIVATE AND CONFIDENTIAL 33 Akuntabilitas dan distribusi tanggung jawab • Ps 88 PP 35/2004 Pemerintah • Konservasi sda dan cadangan migas • Pengelolaan data migas • Kaidah keteknikan yang baik • Keselamatan dan kesehatan kerja • Pengelolaan lingkungan hidup • Pemanfaatan barang, jasa, teknologi dan rekayasa DN • Penggunaan TKA • Pengembangan TKI • Pengemb lingkungan dan masy • Penguasaan, pengembangan dan penerapan teknologi migas • Kegiatan di migas sepanjang menyangkut kepentingan umum • Ps 91 PP 35/2004 BPMIGAS • BPMIGAS melaks Dal.Was atas pelaksanaan ketentuan – ketentuan KKS Ketentuan – ketentuan KKS, a.l: (sect. 5.2.4 PSC) Contractor shall be responsible for the preparation and execution of the Work Program, which shall be implemented in a workmanlike manner and by appropriate scientific method 33
- 34. PRIVATE AND CONFIDENTIAL Internal Governance DI DALAM KONTRAK KERJASAMA Partners Non Operator Audit Project Based Approval Annual Work Program and Budget Approval Covenants with Financial Institution Industrial Good Engineering Practices Association and Interest Group Home Gov’t IRS : Taxation Security Exchange Commission – Pasar Modal Head Quarters World wide Portfolio Benchmarking Personal and Group Performance Evaluation Shareholders Audit Commercial Stake holders 3434
- 35. PRIVATE AND CONFIDENTIAL 35 WORK PROGRAM OPERATING COST REVENUES INCOME EXPENDITURES PSC’s ACTIVITY TECHNICAL & ECONOMIC Considerations FINANCIAL & ACCOUNTING Considerations PSC’s Controlling Cycles 35
- 36. PRIVATE AND CONFIDENTIAL POD WP&B AFE Procr’ment KESDM,SKK Migas BPK, BPKP, Dirjen. Pajak Kantor Akuntan Publik Home Office MEKANISME PENGAWASAN INDUSTRI HULU MIGAS NASIONAL Pre-Audit Current Audit Post Audit Kontraktor Kontrak Kerja Sama DPR BPK Instansi Lainnya KSP KPK 36 Vendor Kontraktor Kontrak Kerja Sama 36
- 37. PRIVATE AND CONFIDENTIAL Audit Pembahasan- Pembahasan Tindak Lanjut Laporan Audit 1. Dicapai titik temu: Tindak Lanjut Selesai (koreksi atau penjelasan KKKS dapat diterima).Pertimbangan yang digunakan: a. Fiduciary Duty b. Business Judgement Rule (Workmanlike manner, appropriate scientific methods). 2. Tidak dicapai titik temu: a. Dibahas kembali secara periodik untuk mencapai titik temu. b. Penangguhan Pembebanan Biaya Operasi sebelum Arbitrase. Diatur dalam PSC Section XII Books and Accounts and Audits 1. Diatur dalam Section XII Books and Accounts and Audits. 2. Laporan Audit berisi Audit Exception atau Temuan Pemriksaan. 3. Auditor harus menyampaikan Audit Execption dalam 60 hari setelah selesai proses pemeriksaan. 4. Temuan Pemeriksaan berisi Temuan Pasti dan Temuan Yang Perlu Pembahasan Lebih Lanjut (Dispute). Diatur dalam PSC Section IX Consultation and Arbitration: 1. Pembahasan-pembahasan untuk mencari penyelesaian secara mufakat (Amicably). 2. Pembahasan-pembahasan dalam rangka Arbitrase. Audit dan Tindak Lanjutnya dalam Kontrak Kerjasama 3737
- 38. Concluding Remarks • Oil and Gas Business …BUKAN snapshot business. • Keekonomian Lapangan Hulu meliputi Properties of Reserves, Infrastructures, Fiscal Terms PSC • Price adalah refleksi Keekonomian Lapangan, Infrastructures, S-D, Buyers Bonafidity • Mata Rantai Hulu – Midstream – Downstream – User Fairness (Risk – Return – Upside potentials) • Efisiensi di tingkat end user do matter • Real and Potential economic locomotive engine 38
- 39. Terima kasih Sampe L. Purba slpurba@skkmigas.go.id www.maspurba.wordpress.com
- 40. PRIVATE AND CONFIDENTIAL 40 Brief CV • Sampe L. Purba, is a Professional in oil and gas related managerial business around 15 years. He has involved in almost all value chain of Oil and Gas key managerial role namely Planning department, Legal,General Support, Finance, and Audit. Currently he serves as VP Gas Commercialization in SKKMIGAS • Mr. Purba entered some Universities both domestics and abroad. He holds undergraduate and post graduate degrees in Economics, Commerce and Law. He is also alumni of Prestigious Regular National Leadership Course in National Resilience Institution – Republic of Indonesia • Mr. Purba registered as active member of Professional Association such as Association of International Petroleum Negotiators (AIPN), Indonesian Petroleum Society, Indonesian Accountant Association, Indonesia Bar Association, Associate of Certified Fraud Examiner, Indonesia Chamber of Commerce • As part of maintaining and updating his knowledge and sharing of experiences, Mr. Purba actively attends and gives workshop, conferences and seminar domestic and abroad. • Mr. Purba also active communicating his ideas on many strategic and current issues, through newspapers, radio, TV, journals and book. Some of his thought can be followed in http.//maspurba.wordpress.com
- 41. 41 Harga LNG Spot Internasional (September 2016) $ 4.64 Indonesia • Nusantara Regas: $ 4,36 (FOB) • Arun Regas: $ 4,09 (FOB) • FSRU Lampung: $ 4,43 (FOB) • Benoa: $ 5,51 FOB) INDONESIA $ 5.7Thailand Malaysia $ 4 41
- 42. POSISI INDUSTRI PETROKIMIA INDONESIA YANG MENDAPATKAN GAS LANGSUNG DARI HULU 42 Gas Bumi Urea Propilena Etilena Dimetil Eter Polipropilena Polietilena Amoniak Metanol Amoniak Polivinil klorida + Garam POSISI SAAT INI
- 43. Market Opportunities is there 43
- 44. Kuwait Gas upstream activities and infrastructure investment Macro-economy of Indonesia The Macro-economy of Indonesia • Political stability • Maintaining the economic growth • Investment ClimateGas upstream activities and infrastructure investment • Managing upstream gas projects – pipeline and LNG • Domestic gas infrastructure Gas supply to meet growing demand • Gas in the energy mix • Domestic users’ willingness to pay vs Export market opportunities • Gas Price Policy – for some industries • Gas Aggregator Gas resources and reserves • Maintaining exploration to find hydrocarbon and adding more gas reserves • Marginal Field Development Four (4) strategic areas of Indonesia’s gas management for Nation’s Economic Growth and Global Market Contribution: Indonesia - Managing Gas For Nation’s Economic Growth and Global Market Contribution 44
Editor's Notes
- Sejarah Berdirinya SKK Migas Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) adalah institusi yang dibentuk oleh pemerintah Republik Indonesia melalui Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 9 Tahun 2013 tentang Penyelenggaraan Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. SKK Migas bertugas melaksanakan pengelolaan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi berdasarkan Kontrak Kerja Sama. Pembentukan lembaga ini dimaksudkan supaya pengambilan sumber daya alam minyak dan gas bumi milik negara dapat memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal bagi negara untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.
- Metanol yang kuning dihapus