SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK Migas)
Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 & RENCANA KERJA 2015 30 Desember 2014
OUTLINE • Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014 • Kendala & Tantangan • Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya • Rencana 2015
2
OUTLOOK 2014 YTD Per 26 Desember 2014 Minyak Bumi Bagian GOI
Harga Minyak (US$ 100,48 /bbl)
US$ 17.016 jt
Cost Rec US$ 8.681 jt 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
S k e m a P S C
Net Contr Share US$ 3.177 jt
Total Bagian GOI US$ 28.332 juta Rek BI ($) No. 600.000 an. Menkeu
30%
Total Cost Recovery US$ 15.913 juta Bagian GOI US$ 11.316 jt
Cost Rec US$ 7.232 jt
Harga Gas (US$ 9,91 /mmbtu)
54%
Total Net Contractor Share US$ 8.432juta
Net Contr Share US$ 5.255 jt
16%
Gas Bumi Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
3
Target VS Outlook 2014 Profil Lifting & Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas US$28.3 miliar dollar
US$ JUTA
US$/bbl
90,000
110%
96%
99%
97%
100%
110.00
105.00
80,000
100.48 100.00
% Capaian
70,000
60%
60,000
53,877
50,000
9,168
8,331
15,042
15,913
29,667
28,332
52,677 90.00
40,000
80.00
30,000 20,000
10% GOI BOE Take
Rencana Realisasi
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
Oil
Gas
}
US$29.7 miliar dollar
10,000
70.00
-
60.00
APBN-P Contractor Share
Outlook Realisasi
Cost Recovery
Perihal Lifting - OIL (ribu bopd) Lifting - GAS (ribu boepd) Lifting - MIGAS (ribu boepd) ICP rata-rata (US$/bbl) Harga Gas (US$/mmbtu) Cost Recoverable (US$ miliar) Total GOI Take (US$ miliar)
Indonesia Share
APBN-P 818 1,224 2,042 105.0 8.7 15.04 29.67
Gross Revenue
Outlook 794 1,218 2,012 100.5 9.9 15.91 28.33
ICP
% Outlook vs APBN-P 97% 100% 99% 96% 114% 106% 4 96%
Statistik Performa Finansial SKK Migas Profil Distribusi Penerimaan Sektor Hulu Migas PROFIL PRODUKSI HULU MIGAS yang relatif dijaga perkembangannya melalui investasi berkelanjutan, memberi kontribusi positif terhadap penerimaan negara dari sektor hulu migas. US$/bbl
US$ Juta 80,000
110.85
112.33
120.00 105.01
100.48 100.00
61,229
56,569
78.87
60,000
10,162
61.59
40,000
61,206
34,642
52,677
10,322 9,511
45,045
8,432
15,216
7,608
60.00 15,537 15,919 15,913
5,694
80.00
10,940
8,998
40.00
20.00
20,000
35,850
35,347
26,497
31,139
28,332
19,950 -
-
(20.00) 2009 Net Contractor Share
2010
2011 Cost Recovery
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
2012 Indonesia Share
2013 Gross Revenue
2014 *) WAP ICP US$/bbl)
5
Kontribusi Sektor Hulu Migas Terhadap APBN Rp. Trilyun 2,500
50% 42% 40%
35% 2,000
33% 26%
27%
31%
29%
30%
26%
24%
22%
22%
23%
23%
21%
1,432
1,500
19%
20%
1,633
10%
1,332 1,205 992
979 1,000
1,328
847 1,030
706 675
494 500 301
299
341
205
120
197
221
261
428 295
85
104
78
80
108
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 26 Desember 2014
771 -30%
524
351
143
Penerimaan dari Hulu Migas (PNBP + Pajak)
-20%
663
403
-10%
1,127
927
636
-
0%
-40%
209
182
2006
2007
304
185
221
278
302
306
305
2009
2010
2011
2012
2013 *)
2014 **)
-50%
Penerimaan dari Non Migas
2008
Total Penerimaan Dalam negeri
% Migas Thdp Total Domestik
6
OUTLINE • Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014 • Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014 • Kendala & Tantangan • Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya • Rencana 2015
7
JUMLAH WILAYAH KERJA MIGAS KONVENSIONAL & NON KONVENSIONAL SAAT INI EKS AKTIF 53 WK
PROSES TERMINASI
ONSHORE
TOTAL 157 WK
PRODUKSI 42 WK
OFFSHORE
124 WK
27 WK
- WK
- WK
70 WK
27 WK
ONSHORE / OFFSHORE
36 WK
11 WK
- WK
1 WK
19 WK
5 WK
Shale Gas CBM 1 WK 53 WK
WK HNK AKTIF 55 WK WK PRODUKSI 62 WK WK PENGEMBANGAN 18 WK
WK EKSPLOITASI 80 WK
WK MIGAS AKTIF 142WK
8 WK
PROSES TERMINASI 40 WK
WK EKSPLORASI 182 WK TOTAL WILAYAH KERJA 317 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
8
PETA CADANGAN STATUS 1.1.2014 SEMENTARA (BUBBLE MAP PER AREA – SCALED BUBBLE MAP)
50.84 311.23 4,650.14
12.59
17.13 3.83
33.9
534.38
48.14
23.42 99.39
1,683.43 15.21 9.51
7.48
GAS RESERVES (TSCF)
OIL RESERVES (MMSTB) PROVEN (P1)
PROVEN (P1)
= 3,623.74
= 100.25
POTENTIAL (P2+P3) = 3,727.59
POTENTIAL (P2+P3) = 49.04
TOTAL (3P)
TOTAL (3P)
= 7,351.33 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
= 149.29 9
PRODUKSI MINYAK & KONDENSAT
2013 © SKK MIGAS – All rights reserved
STATUS 17 DESEMBER 2014
10
PRODUKSI GAS
2013 © SKK MIGAS – All rights reserved
STATUS 17 DESEMBER 2014
* Produksi Gas Net : (Gas Konsumen+as LPG) + (Own use+Fuel) + as Kondensat + Flare + Losses + Shrinkage (exclude Gas Lift dan Injeksi) 11
LIFTING MINYAK & GAS BUMI STATUS 23 Desember 2014 Ribu BOEPD 2,500 2,222 1,970
2,012
1,218
1,893
794
1,188 768
2,007
1,115
1,244 736
1,956
1,185
1,980
821
1,264 793
1,141
1,250 793
1,270
1,307
1,364
2,000
1,500
2,007 1,905
855
2,056
1,179
2,043
1,112
2,108 2,011
714
895
764
838
704
500
858
1,000
-
GAS
OIL PRIVATE AND CONFIDENTIAL
MIGAS 12
Realisasi Kegiatan Survey & Seismic - Eksplorasi Rencana Vs Realisasi Survei Seismik Kegiatan Eksplorasi & Eksploitasi
Seismik 2D
Seismik 3D
Non Seismik
Total
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
*) Status 24 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
13
Realisasi Kegiatan Pemboran Eksplorasi Target VS Realisasi
KENDALA KEGIATAN EKSPLORASI KONVENSIONAL TAHUN 2014 Evaluasi Subsurface, 2
200
Persiapan Lokasi, 2
Ijin Pembebasan Lahan, 5 Proses Pengadaan, 11
Jadwal Rig, 4
150
100
KENDALA KEGIATAN EKSPLORASI NONKONVENSIONAL TAHUN 2014 Evaluasi Subsurface, 7 50
Ijin Pembebasan Lahan, 14 Persiapan Jadwal Rig, 1 Lokasi, 2
0
WP&B ORIGINAL
*) Status 10 Desember 2014
WP&B REVISI
Proses Pengadaan, 7
Realisasi
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
14
Realisasi Kegiatan Pemboran Eksploitasi Sumur Pengembangan 1,600
1,300
1,324 1,212
1,200
800
400
0
WP&B Original WP&B Revisi Realisasi *) Status 18 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
15
Realisasi Kegiatan Workover & Well Service - Eksploitasi KERJA ULANG
PERAWATAN SUMUR
WP&B
1,102
Kegiatan
WP&B
Target YTD
1,102
Kegiatan
Target YTD
32,657 Kegiatan 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%
Perawatan Sumur
Kerja Ulang 1,200
120%
1,102
1,074
1,000
97%
100%
97% 800
80%
600
60%
35,000
32,657
30,000
31,217
96%
25,000
96%
120% 100% 80%
20,000 60% 15,000 400
40%
200
20%
-
0% Target Bulanan Persentase YTD
Realisasi YTD Persentase WP&B
40%
10,000
20%
5,000
-
0% Total Rencana PS
Realisasi YTD
Persentase YTD
Persentase WP&B
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
16
Rekapitulasi Hambatan Kegiatan Eksploitasi (Pemboran, Workover, Well Services)
•
*) Status 18 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Jumlah total Non Productive Time sebesar 29,530 jam atau 1,230 hari atau 8.2% dari jumlah total hari AFE 15,064 hari.
17
EFISIENSI SEKTOR HULU MIGAS NASIONAL Periode 2009 - 2014 Optimalisasi Pemanfaatan Aset (in US$ Juta)
Penghematan Pengadaan Bersama (in US$ Juta)
180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
147.96 125
33.2 20
70.9 50
103.5 80
165
150
45 40 35
109.7 97.3
40
37
28
30
43
43
44
35
35
2013
Nov-14
30 25
25
2010
2011
25 20
15
15
10 5
2009
2010
2011
2012
Target Capaian
2013
Nov-14
0
2009
target
2012 capaian
Target 2014 sebesar USD 150 Juta Target 2014 sebesar USD 35 Juta s.d. November 2014 data Realisasi Penghematan Pengadaan s.d. November Tahun 2014 Pencapaian Optimalisasi Bersama sementara ini mencapai USD 97.83 Juta Pemanfaatan Aset mencapai USD 44,16 Juta *) Status 10 Desember 2014 18 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Investasi Sektor Hulu Migas Nasional Perkembangan Yang Signifikan Dalam 4 Tahun Terakhir 25,000
20,384 20,000
19,375
17,872
US$ JUTA
16,106 15,000
12,452
13,515
10,000
5,000
-
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 Total
830
1,030
1,202
1,178
1,354
1,363
12,452
13,515
16,106
17,872
20,384
19,375
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
19
OUTLINE • Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014 • Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014 • Kendala & Tantangan • Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya • Rencana 2015
20
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. 2. 3. 4. 5. 6.
Full Scale Banyu Urip – MCL ( 2.480 BOPD) Lapangan Bukit Tua – Petronas (3.235 BOPD) Lapangan Kerendan - Salamander Energy Bengkanai (81 BOPD) Lapangan Ridho – Odira Karang Agung (997 BOPD) Lapangan Bayan - Manhattan Kalimantan Indonesia (82 BOPD) 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 21
KENDALA PENCAPAIAN TARGET PRODUKSI Opportunity Lost
Kendala Dalam Capaian Target Produksi
BOPD
MMSCFD
-
80
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
TOTAL
(14 ribu BOE/d)
27.200
220 (69 ribu BOE/d)
22
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 23
OUTLINE • Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014 • Kendala & Tantangan • Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya • Rencana 2015
24
Optimalisasi Produksi Minyak Bumi Untuk Kilang Domestik RESUME REALISASI (Outlook) LIFTING OIL TAHUN 2014
ribu BBL 30,000 25,000
Lifting Domestik Bagian Negara Lifting Ekspor Bagian Negara Lifting Domestik Bagian KKKS
32% Lifting Ekspor Bagian KKKS
52%
20,000
15,000 10,000 5,000 0 Jan
16%
Feb
Mar
Apr
May
Jun
Jul
Aug
Lifting Domestik Bagian Negara
Lifting Ekspor Bagian Negara
Lifting Domestik Bagian KKKS
Lifting Ekspor Bagian KKKS
Sep
0%
RESUME REALISASI LIFTING OIL TAHUN 2013
31%
50% 15% 4% Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
25
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (1/3) 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 5,000 4,500
61%
4,397
4,416
4,403
4,336
4,202
4,078
4,008 3,820
4,000
3,775
3,681
53%
3,631
3,774
54%
3,812
3,500
3,323
BBTUD
3,000
3,379
3,550
3,267
50%
3,402 3,227
2,913
2,836
2,500
2,527 2,341
2,000
Ekspor
1,500
1,480
1,466
1,513
1,000
Domestik
500 2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014*
2015
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
26
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (2/3) Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2014 LNG Domestik 3.20%
LPG Domestik 3.72%
Realisasi Penyaluran Gas Pipa untuk Domestik Tahun 2014
1,800
1,557.50
1,600
Kelistrikan 14.00%
1,400
1,359.65 1,259.95
1,200
BBTUD
Pupuk 8.76% LNG Ekspor 32.90%
1,000
993.87
680.26 800
621.35 600
Industri + CO2 19.16%
366.24
400
322.84
200 -
Kelistrikan Ekspor Gas Pipa 13.64% BBG Transportasi 0.05%
City Gas 0.02%
Lifting Minyak 4.55%
Pupuk
Industri + CO2
Realisasi (BBTUD)
Lifting Minyak Kontrak
Catatan: *) Outlook berdasarkan data realisasi per 10 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
27
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik (3/3) Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu rata-rata 44% dari total alokasi gas. 25
Trillion Cubic Feet (TCF)
21.6 20.1
20.5
20
3.1
14.6
15
13.3 2.8 10.6 9.0
10
6.2 1.2
5
2.4
0
3.2
5.8
2.7
2003
2004
3.6
4.2
7.6
7.7
7.7
4.3
15.3 2.9
8.0
6.9
7.0
10.1
10.2
10.3
10.5
10.8
11.2
2010
2011
2012
2013
2014 *
2015
6.3
5.3 4.4
2.3
1.1 1.2 0.1
3.3
3.9
23.4
2.8
1.9
1.8
22.2
22.7
4.1
4.2
2005
2006
Catatan: *) Data tahun 2014 berdasarkan data Perjanjian s.d 10 Desember 2014
5.2
5.9
6.2
2007
2008
2009
Industri (TCF)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Kelistrikan (TCF)
Pupuk (TCF)
28
Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (1/4) Pertumbuhan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) Industri Hulu Migas 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) 18,000
100%
16,000
90%
14,000
80% 63%
12,000 54%
Juta US$
10,000 8,000
43%
61%
60%
70%
57%
49%
54%
60% 50%
43%
40%
6,000
30%
4,000
20%
2,000
10%
0 Jasa Barang %TKDN
2006 5862 995 43%
*) Status 10 Desember 2014
2007 4737 1846 54%
2008 6568 1400 43%
2009 5408 3577 49%
2010 6976 3811 63%
2011 8109 3706 61%
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
2012 11531 5082 60%
2013 9304 4616 57%
Nov-14 11007 5324 54%
0%
29
Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (2/4) Keterlibatan Bank BUMN/BUMD Nilai komitmen tahunan transaksi pembayaran melalui Bank BUMN/BUMD terus mengalami peningkatan, dimana nilai pada tahun 2014 meningkat 27% dibandingkan nilai pada tahun 2012. Komitmen Transaksi Tahunan (US$ Milyar)
April 2009 s.d. November 2014 (US$ Juta) BNI & BRI Syariah Muamalat Mandiri & BNI Mandiri Mandiri & BRI 0.05% 0.03% 0.04% 1.18% 1.13%
Nilai Transaksi 14,000
BUMD 0.25%
BRI 5.81%
12,000
Dalam Juta US$
10,000
Mandiri BNI BRI
BNI 16.77%
8,000
Syariah Mandiri Mandiri & BNI
6,000
Mandiri & BRI 4,000
Mandiri 74.74%
2,000
BNI & BRI Muamalat BUMD
0 Nilai Transaksi
2009
2010
2011
2012
2013
Oct-14
3,969.68
4,626.21
6,348.63
9,337.90
8,195.41
11,840.54
Total April 2009 s.d. November 2014:
US$ 44.318 Miliar *) Status 10 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
30
Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (3/4) Kegiatan Pengadaan Barang/Jasa BUMN – 2010 s.d. November 2014 US$ Juta
Total
No
BUMN
1
PT. Pertamina (Persero)
2
Nilai (Ribu US$)
1,800
1,802,644.34
72.61%
PT. Rekayasa Industri
750,525.02
82.11%
3
PT. Wijaya Karya (Persero) Tbk
464,095.18
51.51%
4
PT. Elnusa
359,796.66
79.20%
5
PT. PAL Indonesia (Persero)
305,136.86
61.12%
6
PT. Adhi Karya (Persero)
110,169.59
89.81%
7
PT. Hutama Karya (Persero)
95,584.58
83.35%
8
PT. Surveyor Indonesia (Persero)
80,275.15
96.60%
9
PT. Asuransi Jasa Indonesia
79,050.13
31.79%
10
PT. Sucofindo (Persero)
33,113.28
78.95%
11
PT. Biro Klasifikasi Indonesia (Persero)
9,747.48
41.81%
12
PT. Dahana (Persero)
7,642.75
92.27%
13
PT. Pembangunan Perumahan Tbk.
6,336.96
93.73%
14
PT. Pelayaran Nasional Indonesia (Persero)
3,464.05
76.32%
15
PT. Telekomunikasi Indonesia (Persero) Tbk.
3,113.39
74.87%
4,110,695.42
73.74%
Total
1,699.59
TKDN (%) 1,600 1,400 1,200 1,000
836.96 755.78
800 629.13 600
400 200
197.28
0 2010
2011
2012
2013
Nov-14
PT. Rekayasa Industri, PT. Elnusa, dan PT. Pelayaran Nasional Indonesia adalah Anak Perusahaan BUMN/Perusahaan Dalam Negeri (PDN).
*) Status 10 Desember 2014
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
31
Multiplier Effects pada Ekonomi Nasional (4/4) Penyimpanan Dana ASR di Bank BUMN Sampai 30 November 2014, penempatan Dana ASR di Bank BUMN telah mencapai US$ 595 Juta atau meningkat 444% dibandingkan tahun 2009. Kumulatif Dana ASR (US$ Juta)
Jumlah Saldo Dana ASR per 30 Nov’2014
700
595
600
BNI $ 200,710,092.90 33.73%
497
500
BRI $ 188,572,119.75 31.69%
400 344 300 232 200
167 134
100
0 2009
2010
Status 30 November 2014
2011
2012
2013
30 Nov'14
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
MANDIRI $ 205,791,339.53 34.58%
32
Pelaksanaan Anggaran Keuangan – SKK Migas 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
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
33
OUTLINE • Capaian Indikator Utama Sektor Hulu Migas 2014
• Performa Sektor Hulu Migas Tahun 2014 • Kendala & Tantangan • Kontribusi Untuk Sektor Perekonomian Lainnya • Rencana 2015
34
Rencana Kegiatan 2015 Km/Km²
Survey & Seismik
Pemboran 1400
16,000
13,995
1175
1200
12,000
1000
818
7,903
8,000
800 600 400
4,000
200 -
169
0
2D
3D
Rencana Kegiatan Survey & Seismic : 46 kegiatan
Eksplorasi (incl. CBM)
Pengembangan
Workover
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 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
35
TARGET 2015 S U M M A R Y
Lifting Minyak 840-850 ribu BOPD Lifting Gas : 1,170 – 1,177 ribu BOED
“Baseline” asumsi lifting
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
36
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.
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
37
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