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$28.3 miliar dollar
% C
ap
aia
n
}
Target VS Outlook 2014 Profil Lifting & Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
29,667 28,332
15,042 15,913
9,168 8,331
53,877 52,677
105.00
100.48
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
110.00
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
APBN-P Outlook RealisasiContractor Share Cost Recovery Indonesia Share Gross Revenue ICP
US$ 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.
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
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
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
Kontribusi Sektor Hulu Migas Terhadap APBN Rp. Trilyun
7
OUTLINE
• Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014
• Kendala & Tantangan
• Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya
• 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
13 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
14 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Kegiatan Pemboran Eksplorasi
*) Status 10 Desember 2014
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
15 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Kegiatan Pemboran Eksploitasi
*) Status 18 Desember 2014
1,300 1,324
1,212
0
400
800
1,200
1,600
Sumur Pengembangan
WP&B Original
WP&B Revisi
Realisasi
16 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
17 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Rekapitulasi Hambatan Kegiatan Eksploitasi (Pemboran, Workover, Well Services)
*) Status 18 Desember 2014
• Jumlah total Non Productive Time
sebesar 29,530 jam atau 1,230
hari atau 8.2% dari jumlah total
hari AFE 15,064 hari.
18 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
*) Status 10 Desember 2014
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
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
Investasi Sektor Hulu Migas Nasional Perkembangan Yang Signifikan Dalam 4 Tahun Terakhir
20
OUTLINE
• Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014
• Kendala & Tantangan
• Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya
• 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
• Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014
• Kendala & Tantangan
• Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya
• Rencana 2015
25 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
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
26 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
50%
53%
61%
54%
27 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (2/3)
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
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
28 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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.
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (3/3)
Catatan: *) Data tahun 2014 berdasarkan data Perjanjian s.d 10 Desember 2014
29 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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$
*) Status 10 Desember 2014
30 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
*) Status 10 Desember 2014
31 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
*) Status 10 Desember 2014
32 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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%
33 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
• Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014
• Kendala & Tantangan
• Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya
• Rencana 2015
35 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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
37 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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