Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 RENCANA KERJA 2015nusantarainitiative.com/wp-content/.../01/...2014-dan-Rencana-2015.pdf · Keterlambatan pengadaan fasilitas dan peralatan produksi Kendala

SATUAN KERJA KHUSUS

PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI

(SKK Migas)

Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 &

RENCANA KERJA 2015

30 Desember 2014

2

OUTLINE

• Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014

• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014

• Kendala & Tantangan

• Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya

• Rencana 2015

3

Volume Lifting Minyak

794 MBOPD

Volume Lifting Gas

1218 MBOEPD (eq. 7066 BBTUD)

Penerimaan Minyak

US$ 28.874 jt

Penerimaan Gas Bumi

US$ 23.803 jt

Harga Minyak (US$ 100,48 /bbl)

Total Cost Recovery US$ 15.913 juta

S

k

e

m

a

P

S

C

Total Bagian GOI US$ 28.332 juta

Rek BI ($) No. 600.000

an. Menkeu

Harga Gas (US$ 9,91 /mmbtu)

Bagian GOI US$ 17.016 jt

Cost Rec US$ 8.681 jt

Net Contr Share US$ 3.177 jt

Bagian GOI US$ 11.316 jt

Cost Rec US$ 7.232 jt

Net Contr Share US$ 5.255 jt

Total Net Contractor

Share US$ 8.432juta

Minyak Bumi

Gas Bumi

OUTLOOK 2014 YTD Per 26 Desember 2014

54%

16%

30%

Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014

4

10%

60%

110%

GOITake

BOE Oil Gas

96% 99% 97% 100%

Rencana

Realisasi

US$29.7 miliar dollar

US$28.3 miliar dollar

% C

ap

aia

n

}

Target VS Outlook 2014 Profil Lifting & Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas


29,667 28,332

15,042 15,913

9,168 8,331

53,877 52,677

105.00

100.48

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

APBN-P Outlook RealisasiContractor Share Cost Recovery Indonesia Share Gross Revenue ICP

US$ JUTA US$/bbl

Perihal APBN-P Outlook% Outlook vs

APBN-P

Lifting - OIL (ribu bopd) 818 794 97%

Lifting - GAS (ribu boepd) 1,224 1,218 100%

Lifting - MIGAS (ribu boepd) 2,042 2,012 99%

ICP rata-rata (US$/bbl) 105.0 100.5 96%

Harga Gas (US$/mmbtu) 8.7 9.9 114%

Cost Recoverable (US$ miliar) 15.04 15.91 106%

Total GOI Take (US$ miliar) 29.67 28.33 96%

5

19,950 26,497

35,850 35,347 31,139 28,332

8,998

10,940

15,216 15,537

15,919 15,913

5,694

7,608

10,162 10,322

9,511

8,432

34,642

45,045

61,229 61,206

56,569

52,677

61.59

78.87

110.85 112.33

105.01 100.48

(20.00)

-

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

-

20,000

40,000

60,000

80,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 *)

US$/bbl US$ Juta

Net Contractor Share Cost Recovery Indonesia Share Gross Revenue WAP ICP US$/bbl)

PROFIL PRODUKSI HULU MIGAS yang relatif dijaga perkembangannya melalui investasi berkelanjutan, memberi

kontribusi positif terhadap penerimaan negara dari sektor hulu migas.


Statistik Performa Finansial SKK Migas Profil Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas

6

85 104 78 80 108 143 209 182 304

185 221 278 302 306 305 120 197 221 261

295 351

428 524

675

663

771

927 1,030

1,127

1,328

205

301 299 341

403

494

636 706

979

847

992

1,205

1,332

1,432 1,633

42%

35%

26% 24%

27% 29%

33%

26%

31%

22% 22% 23% 23% 21% 19%

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 *) 2014 **)

Penerimaan dari Hulu Migas (PNBP + Pajak) Penerimaan dari Non Migas Total Penerimaan Dalam negeri % Migas Thdp Total Domestik


Kontribusi Sektor Hulu Migas Terhadap APBN Rp. Trilyun

7

OUTLINE





• Rencana 2015

8

JUMLAH WILAYAH KERJA MIGAS KONVENSIONAL & NON KONVENSIONAL SAAT INI

PROSES TERMINASI EKS AKTIF Shale Gas CBM PRODUKSI TOTAL

ONSHORE

OFFSHORE

ONSHORE / OFFSHORE

42 WK

27 WK

11 WK

53 WK

70 WK

19 WK

8 WK

27 WK

5 WK

157 WK

124 WK

36 WK

WK MIGAS AKTIF

142WK

PROSES TERMINASI

40 WK

WK HNK AKTIF 55 WK

WK EKSPLOITASI 80 WK

WK EKSPLORASI 182 WK

TOTAL WILAYAH KERJA 317 WK

WK PRODUKSI 62 WK

WK PENGEMBANGAN 18 WK

53 WK 1 WK

- WK - WK

1 WK - WK

Perubahan Status WK 1 Jan 2014 – 1 Juli 2014 : • Pada WK Eksplorasi : - 5 WK telah disetujui terminasi (WK Manokwari, SE Palung Aru, Alas Jati, Enrekang, North East Madura III) - 7 WK Eksplorasi telah ditandatangani pada 26 Feb 2014 - WK Proses Terminasi s/d 1 Juli 2014: 20 WK . Proses dimulai pada 2014 : Biliton, South CPP, South Barito, Budong-Budong. • Pada WK Eksploitasi : 78 WK Definitif + 2 WK dalam pengelolaan sementara, sehingga total : 80 WK - 1 WK dalam status pengelolaan sementara s/d 31 Desember 2014 wilayah Kampar (termasuk WK Produksi) - 1 WK dalam status pengelolaan sementara s/d 23 Agustus 2014 eks Wilayah Kerja Pase (termasuk WK Produksi) - 1 WK telah ditetapkan menjadi: WK Siak – KKKS PHE Siak Status 10 Desember 2014

PRIVATE AND CONFIDENTIAL 9

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

PETA CADANGAN

STATUS 1.1.2014 SEMENTARA (BUBBLE MAP PER AREA – SCALED BUBBLE MAP)

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

20

13

© S

KK

MIG

AS

– A

ll ri

ghts

res

erve

d

10

PRODUKSI MINYAK & KONDENSAT STATUS 17 DESEMBER 2014

20

13

© S

KK

MIG

AS

– A

ll ri

ghts

res

erve

d

11

PRODUKSI GAS

STATUS 17 DESEMBER 2014

* Produksi Gas Net : (Gas Konsumen+as LPG) + (Own use+Fuel) + as Kondensat + Flare + Losses + Shrinkage (exclude Gas Lift dan

Injeksi)

12 PRIVATE AND CONFIDENTIAL

LIFTING MINYAK & GAS BUMI STATUS 23 Desember 2014

85

8

70

4

83

8

79

3

79

3

76

4

82

1

73

6

76

8

89

5

71

4

85

5

79

4

1,3

64

1,3

07

1,2

70

1,2

50

1,2

64

1,1

41

1,1

85

1,2

44

1,1

88

1,1

12

1,1

79

1,1

15

1,2

18

2,222

2,011 2,108

2,043 2,056

1,905

2,007 1,980 1,956 2,007

1,893 1,970

2,012

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Ribu BOEPD

GAS OIL MIGAS


Rencana Vs Realisasi Survei Seismik Seismik 2D Seismik 3D Non Seismik Total

Kegiatan Eksplorasi & Eksploitasi Kegiatan Km Kegiatan Km2 Kegiatan Kegiatan

Monitoring WP&B 2014 18 10.886 14 9.556 17 49

Realisasi 8 4.357 13 8.019 16 37

Realisasi Kegiatan Survey & Seismic - Eksplorasi

*) Status 24 Desember 2014


Realisasi Kegiatan Pemboran Eksplorasi


0

50

100

150

200

Target VS Realisasi

WP&B ORIGINAL WP&B REVISI Realisasi

Ijin Pembebasan

Lahan, 5

Proses Pengadaan, 11 Jadwal Rig, 4

Persiapan Lokasi, 2

Evaluasi Subsurface, 2

KENDALA KEGIATAN EKSPLORASI KONVENSIONAL TAHUN 2014

Ijin Pembebasan

Lahan, 14

Proses Pengadaan, 7

Jadwal Rig, 1 Persiapan Lokasi, 2

Evaluasi Subsurface, 7

KENDALA KEGIATAN EKSPLORASI NONKONVENSIONAL TAHUN 2014


Realisasi Kegiatan Pemboran Eksploitasi


1,300 1,324

1,212

0

400

800

1,200

1,600

Sumur Pengembangan

WP&B Original

WP&B Revisi

Realisasi


KERJA ULANG PERAWATAN SUMUR

WP&B 1,102 Kegiatan WP&B 32,657 Kegiatan

Target YTD 1,102 Kegiatan Target YTD 32,657 Kegiatan

Realisasi YTD 1,074 Kegiatan Realisasi YTD 31,217 Kegiatan

Persentase YTD 97% Persentase YTD 96%

Presentasi terhadap WP&B 97% Presentasi terhadap WP&B 96%

1,102 1,074

97%

97%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

Kerja Ulang

Target Bulanan Realisasi YTD

Persentase YTD Persentase WP&B

32,657 31,217

96%

96%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Perawatan Sumur

Total Rencana PS Realisasi YTD

Persentase YTD Persentase WP&B

Realisasi Kegiatan Workover & Well Service - Eksploitasi


Rekapitulasi Hambatan Kegiatan Eksploitasi (Pemboran, Workover, Well Services)


• Jumlah total Non Productive Time

sebesar 29,530 jam atau 1,230

hari atau 8.2% dari jumlah total

hari AFE 15,064 hari.


EFISIENSI SEKTOR HULU MIGAS NASIONAL Periode 2009 - 2014

Penghematan Pengadaan Bersama (in US$ Juta)

Target 2014 sebesar USD 150 Juta s.d. November 2014 data Realisasi Penghematan Pengadaan Bersama sementara ini mencapai USD 97.83 Juta

Optimalisasi Pemanfaatan Aset (in US$ Juta)

Target 2014 sebesar USD 35 Juta s.d. November Tahun 2014 Pencapaian Optimalisasi Pemanfaatan Aset mencapai USD 44,16 Juta

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2009 2010 2011 2012 2013 Nov-14

15

25 2530

35 35

28

3740

43 43 44

target capaian


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2009 2010 2011 2012 2013 Nov-14

20

50

80

125

165150

33.2

70.9

103.5

147.96

109.797.3

Target Capaian

19

2009 2010 2011 2012 2013 2014 *)

Exploration 1,450 2,134 2,570 2,758 3,049 2,726

Development 2,671 2,495 3,140 3,297 4,122 4,109

Production 7,501 7,856 9,194 10,639 11,859 11,177

Administration 830 1,030 1,202 1,178 1,354 1,363

Total 12,452 13,515 16,106 17,872 20,384 19,375

12,452 13,515

16,106

17,872

20,384 19,375

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

US$

JU

TA


Investasi Sektor Hulu Migas Nasional Perkembangan Yang Signifikan Dalam 4 Tahun Terakhir

20

OUTLINE





• Rencana 2015

21

KENDALA PENCAPAIAN TARGET PRODUKSI

Kendala Dalam Capaian Target Produksi Opportunity Lost

BOPD MMSCFD

Gangguan Fasilitas Produksi dan Offtaker Kendala sumur dan fasilitas produksi Unplanned Shutdown (sekitar 2.500 kejadian) Kendala dari Offtaker dalam proses lifting High Inventory di Bontang

11.400 140 (55 ribu BOE/d)

Jadwal Proyek Onstream Mundur 1. Full Scale Banyu Urip – MCL ( 2.480 BOPD) 2. Lapangan Bukit Tua – Petronas (3.235 BOPD) 3. Lapangan Kerendan - Salamander Energy Bengkanai (81 BOPD) 4. Lapangan Ridho – Odira Karang Agung (997 BOPD) 5. Lapangan Bayan - Manhattan Kalimantan Indonesia (82 BOPD) 6. Lapangan Sampoerna – Tiara Bumi Persada (530 BOPD) , Start Up 12

November 2014

7.400

Masalah Operasional Hasil pemboran tidak sesuai target Kendala teknis operasi produksi Keterlambatan pengadaan fasilitas dan peralatan produksi Kendala Perijinan Gangguan pencurian dan keamanan, serta illegal tapping

8.400

22

KENDALA PENCAPAIAN TARGET PRODUKSI

Kendala Dalam Capaian Target Produksi Opportunity Lost

BOPD MMSCFD

Penyerapan Gas Oleh Buyer Lebih Rendah Terdapat 24 pembeli Gas bumi yang melakukan offtake Gas di bawah

komitmen, dari sebesar 934 MMSCFD baru diserap sebesar 854 MMSCFD

Mengalami kendala fasilitas dan jaringan di midstream/downstream

- 80 (14 ribu BOE/d)

TOTAL 27.200 220 (69 ribu BOE/d)

23

Tantangan Pencapaian Target Produksi

Tantangan Dalam Mencapai Target Produksi Upaya Yang Dilakukan

Mengatasi masalah gangguan operasi • Mengurangi kegagalan operasi produksi dan pemboran untuk mendapat tambahan produksi

• Fasilitasi penyelesaian masalah proyek

Mengurangi Unplanned Shutdown • Evaluasi detail atas rencana pemeliharaan fasilitas produksi

• Meningkatkan pengawasan fasilitas produksi

Mengatasi decline rate yang semakin tajam • Memastikan jadwal pemboran sumur pengembangan tepat waktu

• Optimalisasi proses pengembangan

Mengatasi kendala pembebasan lahan dan perijinan

• Jadwal pembebasan lahan diupayakan tepat waktu • SKK Migas akan terlibat langsung dalam proses

pembebasan lahan • Mengupayakan dan mendorong terus penyelesaian

Service Level Agreement (SLA) terkait perijinan

Mengatasi kendala pengadaan • Pemutakhiran proses bisnis dalam proses pengadaan

• Meningkatkan Akuntabilitas dan Good Corporate Governance

24

OUTLINE





• Rencana 2015


52%

0%

16%

32%

RESUME REALISASI (Outlook) LIFTING OIL TAHUN 2014

Lifting Domestik BagianNegara

Lifting Ekspor Bagian Negara

Lifting Domestik Bagian KKKS

Lifting Ekspor Bagian KKKS

Optimalisasi Produksi Minyak Bumi Untuk Kilang Domestik


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep

Lifting Domestik Bagian Negara Lifting Ekspor Bagian Negara

Lifting Domestik Bagian KKKS Lifting Ekspor Bagian KKKS

ribu BBL

50%

4% 15%

31%

RESUME REALISASI LIFTING OIL TAHUN 2013


Peningkatan rata-rata 9% sejak tahun 2003 sampai dengan tahun 2014, dan sejak tahun 2013 volume gas untuk

memenuhi kebutuhan domestik lebih besar dibandingkan ekspor

Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (1/3)

4,397 4,416 4,202

4,008 3,820 3,775

3,681

4,336

4,078

3,631

3,402 3,227

2,836

1,480 1,466 1,513

2,341 2,527

2,913

3,323 3,379 3,267

3,550

3,774 3,812

4,403

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014* 2015

BB

TUD

Ekspor

Domestik


50%

53%

61%

54%



Kelistrikan 14.00%

Pupuk 8.76%

Industri + CO2 19.16%

Lifting Minyak 4.55% City Gas

0.02% BBG Transportasi

0.05%

Ekspor Gas Pipa 13.64%

LNG Ekspor 32.90%

LNG Domestik 3.20%

LPG Domestik 3.72%

Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2014

993.87

621.35

1,359.65

322.84

1,259.95

680.26

1,557.50

366.24

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

Kelistrikan Pupuk Industri + CO2 Lifting Minyak

BB

TU

D

Realisasi Penyaluran Gas Pipa untuk Domestik Tahun 2014

Realisasi (BBTUD) Kontrak



0.1

2.7 4.1 4.2

5.2 5.9 6.2

10.1 10.2 10.3 10.5 10.8 11.2

1.2

2.3

3.2 4.4

5.3 5.8 6.3

6.9 7.0 7.6 7.7 7.7 8.0

1.1

1.2

1.8

1.9

2.8

2.8 2.9

3.1 3.3 3.6 3.9 4.2

4.3

2.4

6.2

9.0

10.6

13.3

14.6 15.3

20.1 20.5 21.6

22.2 22.7

23.4

0

5

10

15

20

25

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 * 2015

Trill

ion

Cu

bic

Fe

et (

TCF)

Industri (TCF) Kelistrikan (TCF) Pupuk (TCF)

Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu

rata-rata 44% dari total alokasi gas.


Catatan: *) Data tahun 2014 berdasarkan data Perjanjian s.d 10 Desember 2014


Nilai seluruh komitmen pengadaan barang dan jasa Januari – November 2014 (baik yang dilakukan melalui persetujuan SKK Migas maupun diadakan oleh KKKS sendiri) adalah US$ 16,331 Juta dengan persentase TKDN sebesar 53,77% (cost basis)

Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (1/4) Pertumbuhan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) Industri Hulu Migas

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Nov-14

Jasa 5862 4737 6568 5408 6976 8109 11531 9304 11007

Barang 995 1846 1400 3577 3811 3706 5082 4616 5324

%TKDN 43% 54% 43% 49% 63% 61% 60% 57% 54%

43%

54%

43%

49%

63% 61% 60%

57% 54%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Juta

US$



April 2009 s.d. November 2014 (US$ Juta) Komitmen Transaksi Tahunan (US$ Milyar)

Nilai komitmen tahunan transaksi pembayaran melalui Bank BUMN/BUMD terus mengalami peningkatan, dimana nilai pada tahun 2014 meningkat 27% dibandingkan nilai pada tahun 2012.

Total April 2009 s.d. November 2014:

US$ 44.318 Miliar

Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (2/4) Keterlibatan Bank BUMN/BUMD

Mandiri 74.74%

BNI 16.77%

BRI 5.81%

Syariah Mandiri 1.13%

Mandiri & BNI 1.18%

Mandiri & BRI 0.04%

BNI & BRI 0.05% Muamalat

0.03%

BUMD 0.25%

Mandiri

BNI

BRI

Syariah Mandiri

Mandiri & BNI

Mandiri & BRI

BNI & BRI

Muamalat

BUMD

2009 2010 2011 2012 2013 Oct-14

Nilai Transaksi 3,969.68 4,626.21 6,348.63 9,337.90 8,195.41 11,840.54

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

Dal

am J

uta

US$

Nilai Transaksi



PT. Rekayasa Industri, PT. Elnusa, dan PT. Pelayaran Nasional Indonesia adalah Anak Perusahaan BUMN/Perusahaan Dalam

Negeri (PDN).

Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (3/4) Kegiatan Pengadaan Barang/Jasa BUMN – 2010 s.d. November 2014

No BUMN

Total

Nilai (Ribu US$)

TKDN (%)

1 PT. Pertamina (Persero) 1,802,644.34 72.61%

2 PT. Rekayasa Industri 750,525.02 82.11%

3 PT. Wijaya Karya (Persero) Tbk 464,095.18 51.51%

4 PT. Elnusa 359,796.66 79.20%

5 PT. PAL Indonesia (Persero) 305,136.86 61.12%

6 PT. Adhi Karya (Persero) 110,169.59 89.81%

7 PT. Hutama Karya (Persero) 95,584.58 83.35%

8 PT. Surveyor Indonesia (Persero) 80,275.15 96.60%

9 PT. Asuransi Jasa Indonesia 79,050.13 31.79%

10 PT. Sucofindo (Persero) 33,113.28 78.95%

11 PT. Biro Klasifikasi Indonesia (Persero) 9,747.48 41.81%

12 PT. Dahana (Persero) 7,642.75 92.27%

13 PT. Pembangunan Perumahan Tbk. 6,336.96 93.73%

14 PT. Pelayaran Nasional Indonesia (Persero) 3,464.05 76.32%

15 PT. Telekomunikasi Indonesia (Persero) Tbk. 3,113.39 74.87%

Total 4,110,695.42 73.74%

197.28

629.13

1,699.59

755.78

836.96

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2010 2011 2012 2013 Nov-14

US$ Juta



Sampai 30 November 2014, penempatan Dana ASR di Bank BUMN telah mencapai US$ 595 Juta

atau meningkat 444% dibandingkan tahun 2009.

Kumulatif Dana ASR (US$ Juta) Jumlah Saldo Dana ASR per 30 Nov’2014

Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (4/4) Penyimpanan Dana ASR di Bank BUMN

Status 30 November 2014

134

167

232

344

497

595

0

100

200

300

400

500

600

700

2009 2010 2011 2012 2013 30 Nov'14

BRI $ 188,572,119.75

31.69%

MANDIRI $ 205,791,339.53

34.58%

BNI $ 200,710,092.90

33.73%


Laporan Keuangan SKK Migas (d/h BPMIGAS) selalu diperiksa oleh auditor,

yaitu BPK

Laporan Keuangan SKK Migas (d/h BPMIGAS) telah meperoleh penilaian

Wajar Tanpa Pengecualian (WTP) dalam 6 tahun terakhir

Pemeriksaan Laporan Keuangan Tahun Buku 2014 akan dilaksanakan pada

Tahun 2015

Pelaksanaan Anggaran Keuangan – SKK Migas

34

OUTLINE





• Rencana 2015


Selain pemboran sumur eksplorasi (termasuk CBM),

sumur pengembangan dan pekerjaan workover, juga

terdapat 32,141 pekerjaan well services

*) Data Original WP&B 2015 status 10 Desember 2014

Rencana Kegiatan 2015

Rencana Kegiatan Survey & Seismic : 46 kegiatan

13,995

7,903

-

4,000

8,000

12,000

16,000

2D 3D

Survey & Seismik Km/Km²

169

818

1175

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Eksplorasi (incl. CBM) Pengembangan Workover

Pemboran

36

TARGET 2015

Lifting Minyak 840-850 ribu BOPD

Lifting Gas : 1,170 – 1,177 ribu BOED

Lifting Minyak & Gas : 2,010 – 2,027 ribu BOED

Biaya Operasi & Pengembangan USD 18.6-19.5 Miliar

Penerimaan GOI US$ 12.9 – 19.4 Miliar

Sebagai “baseline” perhitungan dengan asumsi rata-rata ICP/bbl : US$65-85

S

U

M

M

A

R

Y

“Baseline” asumsi lifting


Perbaikan Tata Kelola

• “Whistle Blowing System”, sistem pengaduan suatu perbuatan berindikasi pelanggaran secara anonim.

• “Enterprise Risk Assesment”, pemetaan resiko yang berpotensi menghambat pencapaian target.

• “Fraud Risk Assesment”, identifikasi potensi kegiatan kecurangan di proses bisnis.

SATUAN KERJA KHUSUS

PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI

(SKK Migas)

KANTOR PUSAT Wisma Mulia Lantai LG, 21, 22, 23, 27, 28, 29, 30, 31, 33, 35, 36, 37, 38, 39, 40 Jalan Jenderal Gatot Subroto No. 42, Jakarta 12710, INDONESIA

PO BOX 4775 Telepon : +62 21 2924 1607

Faksimile : +62 21 2924 9999

Documents

Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 RENCANA KERJA 2015nusantarainitiative.com/wp-content/.../01/...2014-dan-Rencana-2015.pdf · Keterlambatan pengadaan fasilitas dan peralatan produksi Kendala