TALKING POINTS GAS INDONESIA

Jakarta, Desember 2016

Sampe L. Purba

2

Topics • Anatomi Pengguna Gas• Kondisi Lapangan Gas

Indonesia• Karakteristik Umum Migas • Governance Kegiatan Migas• Back – Up Slides

- gas governance

3

Anatomi Perdagangan Gas Indonesia

• Sisi Supplier/ Produser Hulua. Produser Pengguna Akhir b. Produser Shipper/ Transporter/ Traderc. Shipper/ Transporter/ Trader Pengguna

• Sisi Pengguna Industria. Bahan Baku b. Bahan bakar/ Energi

• Pemanfaat akhir a. Domestik bersubsidi

b. Domestik Komersial c. Ekspor

4

Kelistrikan15.71%

Pupuk9.95%

Industri21.68%

Lifting Minyak2.83%

City Gas0.04%

BBG Transportasi0.05%

Ekspor Gas Pipa11.67%

LNG Ekspor29.34%

LNG Domestik6.10%

LPG Domestik2.63%

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

0

20

40

60

80

100

120

140

0

5

10

15

20

25

30

64.26

72.31

97.02

61.58

79.40

111.55 112.73105.85

96.51

49.2145.00

7.088.33

11.34

8.39

9.82

13.52

15.6314.49

13.38

7.71

5.49

3.81 3.734.83

3.67 4.125.23 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

ICP

Export Pipeline

Domestic Pipeline

Export LNG

Domestic LNG

Tahun

US$/

BBL

US$/

MM

BTU

Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia

5

Pemanfaatan Gas untuk Sektor Industri

117 BBTUDUS$ 5.1/MMBTU

908 BBTUDUS$ 5,7/MMBTU

125 BBTUDUS$ 4.8/MMBTU

1600 BBTUDUS$ 4.7/MMBTU

Refinery

Pupuk

Petrokimia

Other Industries

482 BB-TUDUS$ 5.8/

MMBTU

1118 BBTUD

US$5,3/MMBTU

Direct to end UserVia Midstream

868 BBTUDUS$ 5,4/MMBTU

85 BBTUDUS$ 6.6/

MMBTU

166 BBTUDUS$ 6,4/MMBTU

PGN

Pertagas Niaga

Trader Lain

1

2

3

6

Harga Gas sebagai Persentase Cost of Goods Sold (COGS)

6

7

Skema Penyesuaian Harga Gas Bumi Tertentu

AA

Bc

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

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 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

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

CR Operating Cost CR Depreciation Net PEP Share PPh Migas PNBP

HARG

A GA

S (U

S$/M

MBT

U)

9

Capex

Transmisi

Distribusi

Opex

Contractor Share

PPhPNBP

Cost Recovery USD 2,6

Midstream: USD 0,89

Hilir: USD 1,5

Gas Pipa

Capex

Transmisi

Distribusi

Opex

Contractor Share

PPhPNBP

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 1,19USD 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

10

Infrastructure

Demand

SupplyCommercial

Regulation

Main Issues inManaging 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

12

13

Topics • Anatomi Pengguna Gas• Kondisi Lapangan Gas

Indonesia• Karakteristik Umum Migas • Governance Kegiatan Migas

• Back – Up Slides

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

0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0

Cadangan Minyak Terbukti

3.7 BBO / 0.2%

Libya

Kuwait

Canada

Egypt

Norway

Indonesia

China

Iraq

Australia

Algeria

Nigeria

Venezuela

United Arab Emirates

Saudi Arabia

US

Turkmenistan

Qatar

Russian Federation

Iran

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0

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

OIL RESERVES (MMSTB) GAS RESERVES (TSCF)

33.9

9.51

50.84

12.5923.42

3.83

15.211,683.43

534.38

7.48

48.14 99.39

17.13

CADANGAN MINYAK DAN GAS BUMI INDONESIA

Status 1.1.2014

311.234,650.14

PROVEN (P1) = 3,623.74POTENTIAL (P2+P3) = 3,727.59TOTAL (3P) = 7,351.33

PROVEN (P1) = 100.25POTENTIAL (P2+P3) = 49.04TOTAL (3P) = 149.29

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

in MMSCFD

DEFICIT

SURPLUS

Pasokan LNG Domestik

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

Merauke

Grissik

Semarang

Pacific Ocean

Indian Ocean

Bangkok

Phnom Penh

Ban Mabtapud

Ho Chi Minh City

CAMBODIA

VIETNAM

THAILAND LAOS

KhanonSongkhla

Erawan

Bangkot

Lawit Jerneh

WESTMALAYSIA

PenangKertehKuala Lumpur

Manila

Philipines

South

China

SeaSi

ngap

ore

Gas

Trun

klin

e

Natuna

AlphaKota KinibaluBRUNEI

Bandara Seri Begawan

BintuluEAST

MALAYSIA

Kuching

Banda AcehLhokseumawe

Medan

Duri

Padang

S U M A T R A Jambi

Bintan

SINGAPORE

SamarindaBalikpapan

Bontang LNG Plant& Export Terminal Attaka

TunuBekapai

KALIMANTAN

Banjarmasin

Manado

SULAWESI

Ujung Pandang

BURUSERAM

Ternate HALMAHERA

Sorong

IRIAN JAYA

JakartaJ A V A Surabay

a

Bangkalan

BALI

SUMBAWA

Pagerungan

LOMBOKFLORES

SUMBATIMOR

I N D O N E S I A

Duyong

Port Dickson

Port Klang

Mogpu

Dumai

Batam

Guntong

Ardjuna Fields

MADURA

Jayapura

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 ARUNNATUNA(PLAN)

FSRU NR Kapasitas : 3 MTPAOnstream Mid of 2012

Arun RegasificationCap: 1.5 MTPAOnstream 2014

LNG Receiving Terminal

FSRU LAMPUNGCp: 3 MTPAOnstream 2014

19

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 • Anatomi Pengguna Gas• Kondisi Lapangan Gas

Indonesia• Karakteristik Umum Migas • Governance Kegiatan Migas

• Back – Up Slides

22Gain

ing

Acce

ss

Exp

lora

tion

App

rais

al

Deve

lopm

ent

/ EPC

I

P2Production Profile = P1

Cum

ulati

ve c

ash

flow

- U

S$ m

illio

ns

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

orbillions / trillions cubic foot of gas

HCIIP Potential Reserves = P1 + P2 + P3

1

4

6

9

11

22

24

26

30

32

38

40

42

Deco

mm

issi

onin

g, P

& A

and

Res

tora

tion

GENERIC FIELD PRODUCTION LIFE CYCLE

WHAT ISIRR / ROR

………?%

22

23PRIVATE AND CONFIDENTIAL

Water

Oil

GasGas

Oil

Water

PROFIL LAPANGAN HULU MIGASBuild-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 OutputHigher Production Cost

24

Exploration

Harga Gas Exploitation

KONSTRUKSI KEGIATAN USAHA HULU GAS DI INDONESIADAN PEMBENTUKAN HARGA GAS

Produksi, MMSCFDGov. Cash Flow, MMUS$PSC Cash Flow, MMUS$

Start PSC End PSC

Start EPCI Onstream FinalPOD 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 dikembangkanDaratan-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 StructureCondition Factor Complexity

KEENOKOMIAN LAPANGAN

26

Depletion Premium

Biaya pokok

produksi

Pajak

Return

Baha

n Ba

ku

Rang

e Ha

rga

Biay

a

HARG

A EN

ERGI

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

PajakReturn

Harga di well head

Harga end user

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

28

CAPITAL EXPENDITURE(Current Year/CY)

OPERATING COST

COST RECOVERYTH (1)

DEPRECIATION COST (PY)

INTANGIBLE DRILLING COST

UNRECOVERED COST

Tam

baha

n In

vest

asi

OPERATING COST

INTANGIBLE DRILLING COST

EXPENDITURESTH (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 RECOVERYIn

vest

asi A

wal

Catatan: Data di atas merupakan simulasi yang diolah berdasarkan Laporan Keuangan Gabungan KKKS 28

29

Topics • Anatomi Pengguna Gas• Kondisi Lapangan Gas Indonesia• Karakteristik Umum Migas • Governance Kegiatan Migas

• Back – Up Slides

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

PENANDATANGANAN KONTRAK

KERJA SAMA

EKSPLORASI EKSPLOITASI LIFTING PENJUALAN MIGAS

PENYEDIAAN BBM

KEGIATAN HILIR LAIN

3030

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

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

NegaraUUD 1945

UU 22/2001

PP 42/2002

BPMIGAS

Putusan MKDPR

SKK Migas

Pemerintah

DitJen Migas

Komisi Pengawas

PresidenPeraturan Presiden

Peraturan Menteri ESDM

UUD 1945

Sebelum Sesudah

X

X

SEBELUM DAN SESUDAH Pengawasan Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi

3232

PRIVATE AND CONFIDENTIAL 33

Akuntabilitas dan distribusi tanggung jawab• Ps 88 PP 35/2004 Pemerintah

Konservasi sda dan cadangan migasPengelolaan data migasKaidah keteknikan yang baikKeselamatan dan kesehatan kerjaPengelolaan lingkungan hidupPemanfaatan barang, jasa, teknologi dan rekayasa DNPenggunaan TKAPengembangan TKIPengemb lingkungan dan masyPenguasaan, pengembangan dan penerapan teknologi migasKegiatan 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

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

Internal Governance DI DALAM KONTRAK KERJASAMA

PartnersNon Operator AuditProject Based ApprovalAnnual Work Program and Budget Approval

Covenants with Financial InstitutionIndustrial Good Engineering PracticesAssociation and Interest Group

Home Gov’t IRS : Taxation Security Exchange Commission – Pasar Modal

Head QuartersWorld wide Portfolio BenchmarkingPersonal and Group Performance EvaluationShareholders Audit

Commercial Stake holders

3434

PRIVATE AND CONFIDENTIAL 35

WORK PROGRAM

OPERATING COST

REVENUES

INCOME

EXPENDITURES

PSC’s ACTIVITY

TECHNICAL & ECONOMICConsiderations

FINANCIAL & ACCOUNTINGConsiderations

PSC’s Controlling Cycles

35

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

PODWP&B

AFE Procr’ment

KESDM,SKK MigasBPK, BPKP,

Dirjen. PajakKantor 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

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 Dutyb. Business Judgement Rule (Workmanlike manner, appropriate scientific methods).

2. Tidak dicapai titik temu:c. Dibahas kembali secara periodik untuk mencapai titik temu.d. 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

Terima kasih Sampe L. Purbaslpurba@skkmigas.go.idwww.maspurba.wordpress.com

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 IndonesiaMr. 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 CommerceAs 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

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

$ 5.7ThailandMalaysia

$ 4

41

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

44

Kuwait

Gas upstream activities and infrastructure investment

Gas s

uppl

y to

mee

t dem

and

Macro-economy of Indonesia

Gas resources and reserves

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 GasFor Nation’s Economic Growth and Global Market Contribution