Hulu Migas Indonesia Perspektif Praktisi Hukum BUMN

Tata Kelola Baru: Hulu Migas Indonesia – Perspektif Praktisi Hukum BUMN Forum Hukum 2017 SKK Migas & KKKS

Genades Panjaitan Chief Legal Counsel & Compliance PT Pertamina (Persero)

Yogyakarta, 27 April 2017

Pembahasan • Tantangan Industri Migas Nasional • Tata Kelola Baru Menjawab Tantangan • Pasal 33 UUD 45 sebagai Jiwa Pengelolaan Migas Nasional • Dampak ke Depan yang Memberi Harapan

Courtesy: Bahan dari Tim RUU Migas Pertamina

Indonesia menghadapi tantangan penurunan produksi dan peningkatan impor migas. 10 tahun ke depan, dibutuhkan investasi ~ USD 170 miliar

Hilir – Pemasaran & Pengolahan

Hulu

• Penurunan produksi 2% per tahun

• Kebutuhan akan teknologi, kapabilitas, dan infrastruktur

• Risiko menurunnya minat investasi dari investor asing

• Kebutuhan investasi baru sebesar > USD 100 miliar hingga tahun 2025

• Kompleksitas & kapasitas pengolahan yang kurang memadai; impor saat ini hampir 50% dari permintaan

• Kebutuhan investasi USD 3040 miliar (GRR dan RDMP) untuk melakukan upgrade & membangun kilang-kilang baru

• Kebutuhan bahan kimia secara signifikan dipenuhi melalui impor

• Mekanisme penetapan harga saat ini kurang menjamin viabilitas finansial bagi para pemain sektor hilir

Hilir - Gas

• Peningkatan share gas dalam bauran energi, dapat menjadikan Indonesia sebagai importir net gas

• Kondisi negara kepulauan memerlukan manajemen grid yang inovatif

• Kebutuhan untuk memasikan ketersediaan gas bagi sektorsektor utama seperti pupuk, listrik dan petrokimia pada harga optimal

• Kebutuhan investasi sebesar ~ USD 15 miliar di sektor Gas

Indonesia memerlukan iklim investasi berkelanjutan yang menawarkan kepastian regulasi dan ketentuan fiskal menarik untuk mendorong investasi baru guna memonetisasi sumber daya alam nya

2

BUMN energi Indonesia jauh lebih kecil dibandingkan dengan perusahaan negara-negara lain di dunia sehingga berdampak pada kecilnya kapasitas investasi

Perusahaan minyak Internasional (major IOCs)

Laba 2016, USD miliar 5

234

175

Perusahaan minyak regional (regional NOCs)

24

16

BUMN Indonesia

62

3,1

36

47

1,2

23.791

28.927

3.512

1.732

142

3

49

35.983

2.703

361

1

49.616

2.900

248

0

11.747

3.963

260

-5

60

Cadangan Terbukti 2016, MMBOE

2.954

330

0

103

Produksi 2016, MBOEPD 411

8

198

Perusahaan minyak nasional Terbesar (major NOCs)

Aset 2016, USD miliar

346

650

CONFIDENTIAL DOCUMENT: Only for discussion with Pertamina BoD/BoC

Pendapatan 2016, USD miliar

11.418

2.750

3.545

89

1

0,2

1

3

0,4

6

Tidak termasuk Saudi Aramco, Kuwait dll yang sangat besar dan sulit untuk dikuantifikasi Untuk cadangan terbukti adalah Net Entlitement reserves remaining dari woodmackzie Data untuk Shell danPGN adalah untuk status tahun 2015 (untuk produksi dan cadangan terbukti) Data financial untuk PLN, Bukit Asam dan PGN adalah 2015,, Pertamina Unaudited Des 2016

Source: Bloomberg, Laporan tahunan, BP Statistical Review 2016

25

121

3

Sementara NOC lain memanfaatkan posisi domestik mereka guna meningkatkan kapasitas investasi untuk melakukan ekspansi overseas Porsi produksi Pertamina terhadap total produksi migas Indonesia termasuk rendah jika dibandingkan dengan NOC lain:(mboepd) ~82

~78

~99

~50

~93

~24

Produksi Non-NOC

13.6 2.9

2.8

Brazil

Algeria

6.1 2.2

1.7 Saudi Arabia

Bagian NOC (%)

Malaysia

China

Produksi NOC

Indonesia

Rendahnya porsi produksi domestik Pertamina berkontribusi terhadap rendahnya kemampuan Pertamina melakukan ekspansi migas overseas : (%)

Sumber Cadangan Komersial NOCs

21

12

32

17

7

20% 7% 8% 14%

16% 13%

25%

20%

5% 11% 12%

11% 11%

2% 6% 7% 7%

21% 22%

51%

47% 28%

22% 37%

jumlah negara Lainnya LN, Negara ke-3

78%

LN, Negara ke-2 LN, Negara ke-1 Dalam Negeri

Source: Laporan Tahunan, BP Statistical Review, Wood Mackenzie, Pertamina

4


Porsi Produksi Migas Domestik

Kapasitas investasi Pertamina sendiri relatif lebih rendah dibandingkan dengan perusahaan-perusahaan energi negara lain di dunia Annual investment capacity for different NOCs bn USD

46 44

43 41

38 34 33

35

35

34

33 33

31

Walaupun diproyeksikan meningkat 2 kali dalam 5 tahun ke depan, investasi Pertamina masih relatif kecil

32 30 27 27

25

26

25

23

23

22

22

20 18

18

18 18 17

15

15

7 4 3

2012

6

2013

2014

Source: Bloomberg; Laporan Tahunan 2016

14

6

5 5

4

4

16

2015

6-7

7-8

8-9

9-10 10-11

3

2016

2017 18

19

20

21

5


40

Negara lain memberdayakan BUMN yang kuat untuk mengintegrasikan seluruh value chain dan menjamin ketahanan pasokan energi

Peran Manajemen regulasi dan PSC Eksplorasi dan produksi

Unit bisnis MPM

PGB

LNG

Petronas LNG/ Petronas trading

Bahan kimia/ Petrokimia

Misi • Untuk mendukung ketahanan energi Thailand

Petronas Carigali Sdn Bhd

Gas Pipa

Pengolahan (kilang) & manufakturing

PTT mendukung ketahanan energi Thailand dengan melakukan akuisisi aset-aset di seluruh value chain di berbagai negara

Hulu (Upstream)

Minyak dan gas

•

• Kerin refinery • Beberapa lainnya

•

MISC

Pemasaran hilir (down-stream marketing)

• Dagangan (PDB) • Selenia (Pelumas) • Beberapa entitas di beberapa negara

• PETCO • MITCO

6 JV untuk KIlang

PTT Mining Ltd

Petronas Chemical Group (PCG)

Perkapalan

Hilir (Downstream)

40% saham di KKD oil sands (Canada)

(mis: Engen di SA)

PTT Asia Pacific Mining Ltd

Batu bara

Niaga (trading)

Midstream


Petronas sebagai integrator energi untuk Malaysia

•

Membeli aset-aset batu bara di Indonesia Combined Heat & Power producing Co.

Jenis energi lainnya

•

Berinvestasi dalam usaha perkebunan kelapa sawit di Indonesia, Myanmar

6 Source: Website perusahaan dan laporan tahunan

7

Di Hulu: Produksi menurun dari 2,6 menjadi 2,0 mmboepd dalam 14 tahun terakhir mmboepd Produksi Minyak

-2.0% p.a.

1.3

2.6

1.2

2.5

1.1

2.5

1.1

2.6 2.4

1.0

2.3

1.0

2.3

1.0

2.4

1.0

1.0

1.4

1.3

1.4

1.3

1.3

1.3

1.4

1.5

2002 03

04

05

06

07

08

09

10

1.3

2.4

1.0

2.3

0.9

2.2

2.2

0.9

0.9

2.1

2.0

0.8

0.8

1.2

1.5

1.4

1.3

1.3

1.3

11

12

13

14

15 2016


2.6

Gas production

• Sejak berlakunya UU Migas 2002, produksi menurun ~2% per tahun • Untuk produksi minyak saja, penurunan bahkan lebih besar (~3.5% per tahun) 7

Di Hulu: Negara memerlukan teknologi dan kapabilitas baru untuk memproduksikan minyak dari lapangan tua dan wilayah perbatasan ~70 % produksi Indonesia saat ini masih berasal dari lapangan-lapangan mature1 Bagian produksi dari lapangan (2016) Produksi dari lapangan tua

Banyak blok baru yang ditawarkan di wilayah Timur Indonesia, memerlukan teknologi dan kapabilitas lebih canggih

Produksi saat ini menurut tahun mulai pengembangan

Blok-blok ditawarkan dalam kurun perizinan 2010-2016

kboepd

56%

Produksi dari lapangan non-tua

Wilayah timur Indonesia

70% Other areas

38% 30%

679

Offshore-deepwaterultradeepwater

603 469

62% 248

29%

Onshore/conventional CBM

6 Pra 1960- 1970- 1980- Pasca 1960 an an an 1990 1 Mature fields: Lapangan-lapangan yang telah diproduksikan selama lebih dari 25 tahun

71% Non-CBM

8


44%

Di Hilir: ketergantungan terhadap impor BBM, LPG, dan Gas Bumi diproyeksikan akan semakin besar GRR

RDMP

Eksisting

+6%*

mbpd 1.787

1.385

1.482

1.588

1.691

536

536

536

536

536

2015

2016

2017

2018

2019

1.890

823

2020

1.998

2.112

989

989

2021

2022

Indonesia diproyeksikan akan mengalami defisit gas sebesar ~0.6 – 1.3 bcfd pada 2025

2.230

2.356

1,821

1,821

1,821

2023

2024

2025

Dengan kenaikan demand BBM ~6%p.a, walaupun semua rencana pembangunan/upgrade kilang berjalan, Indonesia diperkirakan tetap mengalami defisit BBM hingga ~600 ribu barrel per hari di 2025

Diperlukan infrastruktur gas untuk menjembatani daerah surplus dan defisit serta terminal-terminal impor:


Kebutuhan BBM

mmscfd Jawa Barat

-1,601

Jawa Tengah

-420

Jawa Timur

-630

Sumatera Tengah

-435 248

Sumatera Utara 1,657 Kalimantan & Papua

* Berdasarkan kajian RDMP Pertamina 2015 9 10

Di Hilir: Hingga 2025, Indonesia memerlukan investasi USD 45-55 miliar untuk meningkatkan kehandalan dan ketersediaan infrastruktur Migas Nasional guna mengantisipasi pertumbuhan demand Investasi Storage BBM – 30 Hari

Pipa Gas Pertamina Eksisting Pipa Gas Pertamina Rencana

$3bn

Liquefaction terminal

Operational/Existing

Regas terminal/ FSRU

EPC (under construction)

Mini LNG

Potential (planned/ under discussion)

Arun Regas Mini LNG Simenggaris

Investasi Strategic Petroleum Reserves (SPR) BBM

Mini LNG Nunukan

$3bn

PT Badak NGL

• Upgrade kilang eksisting (RDMP)

$30-40 bn

Salawati Mini LNG Plant DSLNG


RDMP & GRR

• Pemabungan Grass Root Refineries (GRR) FSRU Nusantara Regas Land-Based LNG Terminal Bojonegara

FSRU Porong FSRU Cilacap

Investasi Pipanisasi BBM 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

CY-III (Lomanis – Rewulu) CB-III (Lomanis – Tasikmalaya) Cikampek – Plumpang II Sukabumi – Padalarang Boyolali – Pengapon Boyolali – Madiun Surabaya – Kraton Cikampek – Padalarang Balongan – Malangbong

$4bn 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

FSRU Makasar

Land-Based LNG Terminal Benoa

Investasi Jaringan Pipa

$5bn

Investasi Jaringan Pipa

Balongan – Cikampek Cikampek – Plumpang Lomanis – Maos Maos – Rewulu Rewulu – Boyolali Lomanis – Tasikmalaya Tasikmalaya – Ujung Berung Ujung Berung – Padalarang Tuban - Surabaya

10 11

Indonesia belum memiliki Strategic Petroleum Reserves (SPR) yang memadai Kebutuhan Pengembangan Infrastruktur untuk Memenuhi Stok BBM 30 hari

Strategic Petroleum Reserve beberapa negara (hari) Product

Thailand

Cambodia

N/A

Crude

25

30

China

90

India

90

Singapore

90

Japan

Korea

Total 2020

2025

1,209,453

2,365,675

KL

153

238

11


Indonesia

Sebagai pelaku usaha hulu-hilir migas yang terintegrasi, Pertamina dapat membantu Indonesia mengatasi tantangan-tantangan tersebut • Pertamina sebagai perusahaan Minyak & Gas terintegtrasi dapat memainkan peran pemimpin dalam menjamin ketahanan suplai

• Kapabilitas khusus di seluruh rantai nilai di Indonesia

• Dapat meningkatkan kapasitas investasi Indonesia melalui pendapatan Migas yang lebih baik

• Tujuan Pertamina

Hulu

• Produksi 650 mmboe tahun 2016 • Penyelesaian proyek DS LNG & Banyu Urip – proyek-proyek minyak terbesar di Indonesia selama 10 tahun terakhir • Potensi konsolidasi arus kas untuk meraih tambahan investasi

Meningkatkan produksi Indonesia, mengakuisisi aset Luar Negeri, membangun operasi & kapabilitas manajemen proyek yang efisien


• ~90% market share pada Pengolahan dan Ritel • Mengoperasikan ~7075% kapasitas storage nasional • Perusahaan milik negara 100%

Melakukan updgrade dan membangun kilang, mengoperasikan storage & distribusi strategis, dan menjadi pemasok utama di seluruh pasar

Hilir - Gas

• Pemain gas utama dengan PJBG sebesar~1630 mmscfd • Rencana impor 8.3 mta LNG tahun 2020, dengan 4 mtpa mulai tahun 2018 • Rencana tahun 2020 ~5000 km pipa dan 200.000 rumah tangga terkoneksi

Menjamin pasokan LNG, membangun infrastruktur optimal dan menumbuhkan pasar gas domestik di Indonesia

12

Pertamina dapat berperan membangun industri Migas guna memastikan ketahanan dan kemandirian energi dan memberikan nilai lebih bagi Indonesia

• Sebagai kustodian cadangan nasional Indonesia, konsolidasi cadangan & arus kas; Meningkatkan kapasitas investasi sebesar USD 6-8 miliar • Mengelola PSC secara efektif & efisien atas nama Pemerintah

• Membangun & upgrade kapasitas pengolahan yang penting melalui RDMP & GRR (memerlukan investasi USD30-40 miliar)

• Memerlukan insentif untuk lahan, potongan pajak, pengecualian • Mengembangkan sumber daya Indonesia, cukai (potensi peningkatan NPV didukung oleh perbaikan ketentuan fiskal USD 7-10 miliar) bagi eksplorasi di daerah frontier, I/EOR, • Proteksi terhadap impor, mis: izin aset-aset tua & CBM (diperlukan ~ USD100 impor produk & crude hanya jika miliar investasi; potensi dampak arus kas meng-operasikan kilang USD 4-7 miliar selama 10 tahun bagi • Menjamin ketersediaan produk di Pertamina) Indonesia secara efisien • Menjamin cadangan internasional • Membangun infrastruktur (berpotensi hingga 20%-40% portofolio) penyimpanan strategis untuk • Membangun kapabilitas untuk mengelola SPR (hingga 90 hari memperbaiki operasional & pelaksanaan crude & produk) dengan bantuan proyek melalui kemitraan internasional fiscal Pemerintah untuk SPR secara tepat

Hilir - Gas • Membangun & mengelola grid nasional terdiri dari jalur pipa , LNG dan Regasification Plant (virtual grid) sebagai Agregator Nasional • Memimpin pembangunan infrastruktur guna menumbuhkan pasar gas (memerlukan investasi ~ USD 20 miliar) • Menjamin efisiensi impor LNG (8-9 MTPA) • Mempercepat proyek Hulu utama guna meningkatkan ketersediaan gas • Suplier utama bagi PLN guna mengurangi biaya sourcing LNG bagi PLN • Mengoptimalkan pricing menurut wilayah pada sektor-sektor strategis mis. pupuk, city gas untuk memastikan pengembangan pasar gas • Menjamin suplai kepada konsumen utama

13


Hulu


1

Pembinaan dan pengawasan Pemerintah yang efektif dan efisien

2

Pengelolaan dan pengusahaan sektor Migas Hulu dan Hilir yang bersumbu pada BUMN (BUMN Holding MIGAS)

3

Pengintegrasian pengelolaan dan pengusahaan sektor Hulu dan Hilir Migas

4

Penunjukan dan penguatan BUMN Holding MIGAS sebagai suatu korporasi (“business entity”) yang kompeten dan kuat secara teknis dan memiliki kapasitas investasi yang cukup

5

Pengelolaan BUMN Holding MIGAS berdasarkan prinsip Good Corporate Governance


Tata kelola migas yang baru perlu didasari oleh 5 (lima) prinsip berikut:

14

Pasal 33 UUD 1945 Sebagai Jiwa Pengelolaan Migas Nasional Tata Kelola Migas Nasional harus bisa mengembalikan jiwa dan semangat Pancasila dan UUD 45 yang dirasakan sempat hilang dalam UU 22/2001 Kpts MK UU 44 Prp 1960

UU 8/1971

UU 22/2001

UU Migas Baru

Kesesuaian dengan Jiwa dan semangat Pancasila dan UUD 1945

√

√

X


? √ 15

Tata Kelola Baru: Mendapatkan hak pengelolaan atas semua blok migas di Indonesia dan “PSC Management” berada di dalam Pertamina Menjadi: Manajemen PSC di dalam Pertamina

Mineral Right State

Mining Right Government

SKK Migas Business Right

Pertamina

Ownership KKKS

AP WK X …

Portfolio

AP WK Z

WK A … WK C

• Pemberian hak kustodian pengelolaan dan pegusahaan seluruh blok migas nasional kepada BUMN Migas  meningkatkan kedaulatan energi • Blok baru dan terminated masuk kpd BUMN Migas  meningkatkan ketahanan energi • Konsolidasi arus kas  menaikkan leverage BUMN Migas  meningkatkan kemampuan investasi  meningkatkan produksi dan cadangan migas DN dan LN + infrastruktur Hilir • Integrasi Hulu Hilir  Memastikan manfaat dari Hulu untuk pengembangan Hilir  Kemandirian Energi  sebesarbesarnya kemakmuran rakyat • Menerapkan sistem Chinese Wall untuk tetap menjaga profesionalisme dan daya saing blok-blok migas yang dikelola BUMN Holding Migas

16


Dari: Situasi saat ini

Tata Kelola Baru Meningkatkan Kapasitas Investasi Pertamina Pemberian hak atas cadangan migas nasional berpotensi menaikkan kapasitas investasi BUMN Migas Holding sebesar USD 10-15 miliar untuk peningkatan cadangan dan produksi Nasional serta pembangunan infrastruktur di Hilir. Realisasi Investasi Tahunan IOCs/NOCs (2010-2016) USD miliar Tambahan Kapasitas Investasi dari Tata Kelola Baru

~27-53 ~22-46

~26-40 CONFIDENTIAL DOCUMENT: Only for discussion with Pertamina BoD/BoC

~26-34 ~18-25 ~13-25 ~10-15

~10-15 ~8 ~3-4 ~2-7

17

Dampak Tata Kelola Baru Bagi Seluruh Stakeholders

•

•

•

•

Meningkatkan pendapatan negara, dari optimasi produksi dan dividen Peningkatan Stabilitas Nasional, melalui availability, acceptability, accessibility, dan affordability energi. Memperkuat champion nasional untuk menjadi pemain regional terbesar Meningkatkan minat investasi di sektor migas domestik dengan iklim investasi yang lebih kondusif

BUMN Migas Holding

MASYARAKAT •

•

•

Lebih banyak lagi peluang lapangan pekerjaan dan ketenagakerjaan, seiring ekspansi sektor migas. Ketersediaan energi dengan harga yang lebih terjangkau Menikmati multiplier effect akibat tumbuhnya sektor migas

•

•

Memperkuat cashflow dan kemampuan investasi melalui konsolidasi dan monetisasi aset-aset migas nasional Meningkatkan kemampuan produksi hulu baik domestik maupun melalui akusisi luar negeri


PEMERINTAH

BUMN Migas Holding yang lebih besar dan kuat akan mampu menjadi agent of development untuk membantu melaksanakan tugas-tugas Negara dalam menjamin sebesar-besar kemakmuran rakyat.

18

Dampak Tata Kelola Baru Secara Keseluruhan Tata Kelola Migas yang baru akan mendukung kemakmuran rakyat melalui implementasi berbagai program energi nasional

“Sebesar-besarnya Kemakmuran Rakyat Indonesia” IMPLEMENTASI

KETAHANAN & KEMANDIRIAN ▪ Pengamanan kebutuhan Migas domestik ▪ Pertumbuhan produksi dan cadangan migas nasional;

▪ Peningkatan produksi domestik ▪ Peningkatan produksi dari overseas

▪ Pemanfaatan produksi migas dalam negeri

▪ Perubahan tata kelola migas (DMO)

▪ Maksimalisasi sumberdaya migas melalui

▪ Konsep Holding Migas

Integrasi kegiatan hulu dan hilir

▪ Penguasaan kapasitas kilang dalam negeri dan luar negeri • Peningkatan Cadangan Penyangga Energi (CPE) • Peningkatan Kehandalan & ketersediaan infrastruktur migas • Peningkatan Availability & affordability pasokan BBM ke seluruh negeri

▪ Proyek NGRR, RDMP dan Kilang Swasta

▪ Pembangunan Strategic Petroleum

Implementasi akan lebih optimal dengan penguatan BUMN Migas Holding

Reserves & peningkatan stok nasional

▪ Kebijakan BBM satu harga ▪ Pembangunan infrastruktur hilir (terminal BBM, LPG, perkapalan, pipa gas dan BBM, LNG, dll)

Pancasila dan UUD 1945 19


M&A


Hulu Migas Indonesia Perspektif Praktisi Hukum BUMN

Recommend Documents