Kegiatan Bisnis Hulu Migas Capaian Semester I 2016
Bandung, 19 Juli 2016
1
JUMLAH WILAYAH KERJA MIGAS KONVENSIONAL & NON-KONVENSIONAL SAAT INI Status 30 Juni 2016
ONSHORE
TOTAL 153 WK
OFFSHORE
99 WK
29 WK
- WK
- WK
ONSHORE / OFFSHORE
37 WK
12 WK
- WK
1 WK
EKSPLOITASI 44 WK
MNK 5 WK
GMB 44 WK
WK HNK AKTIF 50 WK WK PRODUKSI 67 WK
WK PENGEMBANGAN 18 WK
WK EKSPLOITASI 85 WK
EKSPLORASI 50 WK
PROSES TERMINASI Konvensional
HNK
4 WK
6 WK
43 WK
27 WK
- WK
20 WK
4 WK
- WK
WK MIGAS AKTIF 113 WK
PROSES TERMINASI 41 WK
WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK 204 WK
TOTAL WILAYAH KERJA 289 WK Keterangan: 1. WK West Glagah Kambuna , WK Palangkaraya, Halmahera Kofiau, East Kangean, South Sageri, East Sepanjang, East Bula, North Makasar Strait, SE Seram, Obi, Sunda Strait I, Kofiau, Halmahera II, GMB Bentian Besar, GMB Indragiri Hulu, GMB Barito Banjar I, GMB Barito Banjar II, GMB Tabulako, GMB Barito Tapin, GMB Pulang Pisau, GMB Batangasin, Cendrawasih Bay II, Cendrawasih Bay III menjadi Proses Terminasi 2. WK South Madura, Northern Papua, Merangin I, Kerapu, Karapan, GMB Tanjung IV , East Kangean, South Matindok, South East Ganal I, South Barito, Biliton, dan West Tungkal, Karama, Semai V, Seram, Bone Bay, West Sageri, East Bawean I, Offshore Lampung I , GMB Tabulako, GMB Indragiri Hulu, Seruway, Citarum, Amborip VI, Arafura Sea, Titan, NE Natuna, SE Tungkal telah disetujui untuk terminasi 3. WK East Ambalat berubah status menjadi WK Aktif Eksplorasi dan alih kelola kepada PT. Pertamina (PERSERO) 4. POD I WK Nunukan telah disetujui MESDM
2
CAPAIAN UTAMA 2016 (1/2) Target vs Realisasi (Semester-I dan Outlook)
Perihal Lifting - OIL (Mbbl/d) Lifting - GAS (mmscfd) (MBOE/d) Lifting - Oil & Gas (MBOE/d) ICP Rata-Rata (USD/bbl) Cost Recoverable (US$ Miliar) Indonesia Share (US$ Miliar)
*) per 13 Juli 2016
WP&B REVISI 2016 817.5 6,288.1 1,122.9 1,940.4 40.00 12.71 7.07
Capaian Semester I 817.9 6,601.5 1,178.8 1,996.7 36.16 5.50 4.23
MONITORING 2016 % YTD vs OUTLOOK 1 % YTD vs WP&B Rev TAHUN WP&B Rev 100.0% 824.9 100.9% 105.0% 6,376.7 101.4% 105.0% 1,138.7 101.4% 102.9% 1,963.6 101.2% 90.4% 40.00 100.0% 43.3% 12.16 95.7% 59.8% 8.07 114.1%
3
CAPAIAN UTAMA 2016 (2/2) Realisasi : Q2 2015 VS Q2 2016
1400 1200
1178.8 1092.3
RIBU BOEPD
1000 800
759.1
817.9
600 400 200 0
Q2 2015
Q2 2016
LIFTING OIL
Q2 2015
Q2 2015 Lifting OIL (mbopd) 759.1 Lifting GAS (mboepd) 1092.3 WAP ICP ($/bbl) 54.85 % Gas untuk 56% Domestik Investasi Hulu Migas 7.74 ($ Milyar)
Q2 2016 % 817.9 8% 1178.8 8% 36.16 -34% 58%
3%
5.65
-27%
Q2 2016
LIFTING GAS
*) Data 2016 : per 13 Juli 2016, data 2015 : FQR TW-II 2015 4
LIFTING PER KKKS UTAMA YTD 30 Juni 2016
No. 1 2 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Nama KKKS WILAYAH KERJA CHEVRON PACIFIC INDONESIA ROKAN MOBIL CEPU LTD CEPU PT. PERTAMINA EP INDONESIA TOTALFINAELF E&P INDONESIE MAHAKAM PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD OFF. NORTH WEST JAVA CNOOC SES LTD. SOUTH EAST SUMATRA CONOCOPHILIPS INDONESIA INC. LTD. SOUTH NATUNA SEA "B" CHEVRON INDONESIA COMPANY EAST KALIMANTAN VICO SANGA-SANGA PC KETAPANG II LTD KETAPANG PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD. JABUNG BOB PERTAMINA – BUMI SIAK PUSAKO CPP PHE WMO WEST MADURA PT. MEDCO E&P RIMAU RIMAU JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI SULAWESI SENORO TOILI CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR BERAU, MUTURI, WIRIAGAR BP TANGGUH PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 65 KKKS LAINNYA *), 6% dari total lifting Indonesia
LIFTING MINYAK BUMI (RIBU BOPD) YTD 30 JUNI '16 256.4 154.7 85.8 63.6 35.7 32.0 19.8 18.2 18.0 17.3 13.3 12.1 9.7 9.6 8.8 7.1 5.6 5.3 45.1
TOTAL LIFTING MINYAK BUMI
817.9
LIFTING GAS BUMI (RIBU BOEPD) No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
*) KKKS lainnya, termasuk 18 WK yang masih dalam pengembangan
Nama KKKS WILAYAH KERJA YTD 30 JUNI '16 TOTALFINAELF E&P INDONESIE MAHAKAM 280.9 BERAU, MUTURI, WIRIAGAR BP TANGGUH 167.0 CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR 146.8 PT. PERTAMINA EP INDONESIA 139.0 JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI SULAWESI SENORO TOILI 58.5 CONOCOPHILIPS INDONESIA INC. LTD. SOUTH NATUNA SEA "B" 40.3 PREMIER OIL NATUNA SEA B.V. NATUNA SEA BLOCK A 39.7 KANGEAN ENERGY INDONESIA LIMITED ONS. & OFF. KANGEAN 39.0 PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD. JABUNG 35.3 VICO SANGA-SANGA 31.2 PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD OFF. NORTH WEST JAVA 28.0 PHE WMO WEST MADURA 20.3 CHEVRON INDONESIA COMPANY EAST KALIMANTAN 19.6 PC MURIAH LIMITED MURIAH 17.6 JOB PERTAMINA - HESS JAMBI MERANG JAMBI MERANG 13.7 CNOOC SES LTD. SOUTH EAST SUMATRA 12.4 SANTOS (SAMPANG) PTY LTD. SAMPANG 12.3 PEARL OIL (SEBUKU) LTD. SEBUKU 11.3 PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 10.8 SANTOS (MADURA OFFSHORE) PTY. LTD. MADURA OFFSHORE 10.0 65 KKKS LAINNYA *), 4% dari total lifting Indonesia 45.0 TOTAL LIFTING GAS BUMI 1,178.8
5
Pencapaian Target Kegiatan Utama Hulu Migas WP&B
KEGIATAN
SATUAN
REALISASI
OUTLOOK
RENCANA
PERSENTASE
a.
Rencana Program Survei Seismik
kegiatan
2
11
18%
15
b.
Rencana Program Survei Non Seismik
kegiatan
5
9
56%
8
c.
Rencana Program Pemboran Eksplorasi
sumur
21
65
32%
65
d.
Rencana Program Re-Entry Sumur Eksplorasi
kegiatan
0
2
0%
5
e.
Rencana Program Pemboran Sumur Pengembangan
sumur
144
245
59%
274
f.
Rencana Program Kerja Ulang
kegiatan
604
1,286
47%
1,061
g.
Rencana Program Perawatan Sumur
kegiatan
16,822
39,956
42%
39,918
*) Status per 1 Juli 2016 6
PROGRESS INVESTASI HULU MIGAS YTD 30 Juni 2016
Realisasi Expenditure 6,000
(dalam US$ JUTA)
5,513
Exploration Development Production
5,000
Administration Total
US$ JUTA
4,000
BLOK EKSPLOITASI
BLOK EKSPLORASI
260 845
107 0
3,922 488 5,513
0 34 141
TOTAL 367 845 3,922 521 5,654
3,000
2,000
Total Investasi Semester I 2016 : US$5,65 MILYAR
1,000 141 0 BLOK EKSPLOITASI
Administration
Production
BLOK EKSPLORASI
Development
Exploration
Total
*) Data investasi eksplorasi per Kuartal – I 2016 **) Unaudited, data per 14 Juli 2016
7
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik Peningkatan rata-rata 9% sejak tahun 2003 sampai dengan tahun 2015, dan di tahun 2016 kebutuhan domestik lebih besar dibandingkan ekspor dengan porsi 57% penyaluran Gas kepada Domestik . 5,000 4,500
4,397
4,416
4,336
4,202
4,078
4,008 3,820
4,000
56%
3,775
3,681
3,631
3,774
54%
3,882
57.7% 4,016
3,632
3,500 3,323
BBTUD
3,000
3,379
3,550 3,267
3,402
3,237
2,913
2,500
3,090
2,797
2,527 2,341
2,000 1,500 1,480
1,466
1,513
2003
2004
2005
1,000 500 2006
2007
2008
2009
Ekspor
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Domestik
Catatan: *) Data tahun 2016 berdasarkan realisasi rata-rata sampai dengan 31 Mei 2016, dan s.d. 30 Juni 2016 diasumsikan masih sama
8
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016 Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2016
Realisasi Penyaluran Gas Pipa untuk Domestik 170.63 170.63
LPG Domestik
LNG Domestik 5.91%
LPG Domestik 2.50%
403.79 403.79
LNG Domestik
1,989.92 1,989.92
LNG Ekspor
Kelistrikan 14.98% Pupuk 10.50%
LNG Ekspor 29.10%
866.50 806.87
Ekspor Gas Pipa BBG Transportasi
8.50 3.78
City Gas
3.51 3.13 321.05 206.20
Lifting Minyak
Ekspor Gas Pipa 11.80% BBG Transportasi 0.06%
Industri 22.10%
1,814.76 1,510.91
Industri 758.76 718.09
Pupuk
Lifting City Gas Minyak 0.05% 3.02%
1,136.39 1,024.60
Kelistrikan -
500
1,000
1,500
2,000
2,500
BBTUD
Kontrak Berjalan (BBTUD)
Catatan: *) Data tahun 2016 berdasarkan realisasi rata-rata sampai dengan 31 Mei 2016, dan s.d. 30 Juni 2016 diasumsikan masih sama
Realisasi (BBTUD)
9
Progress Proyek – Proyek Strategis Hulu Migas s.d. 2025 Status per 21 Juni 2016 ANDE ANDE LUMUT
BUKIT TUA
Tahap Tender EPC Produksi (2018) : 25000 bopd
DONGGI SENORO
IDD BANGKA : Tahap Konstruksi 115 MMscfd, 4000 bopd (Q3-2016) GENDALO-GEHEM: Tahap Revisi POD-1 Gendalo Hub: 700 MMscfd, 20000 (Q4-2022)* Gehem Hub : 420 MMscfd, 27000 (Q2-2023)*
Tahap Konstruksi (partly onstream Q2-2015, full onstream Mar-2016) Produksi : 20000 bopd; 50 MMscfd
JAMBU AYE UTARA
JANGKRIK
Tahap Persiapan Tender FEED Produksi (2020)*:
SENORO: Telah onstream Q2-2015 310 MMscfd ; 6000 bopd DONGGI: Tahap Konstruksi (onstream April 2016) Produksi : 60 MMscfd (Q2-2016), MATINDOK: Tahap Konstruksi 65 MMscfd (Q1-2017), 500 bopd
Tahap Konstruksi Produksi (Q3-2017): 450 MMscfd, 200 bopd
110 MMscfd
TANGGUH TRAIN-3 Tahap FEED (Final): Persiapan FID & EPC Tangguh Expansion Project
ACEH SUMATERA UTARA
Produksi (Q2-2020): 3,8 MTPA (700 MMscfd), 3200 bopd
KALIMANTAN TIMUR
KEP. RIAU
2016 © SKKMigas – All rights reserved
SULAWESI TENGAH CENTRAL SUMATERA
PONDOK MAKMUR Tahap Konstruksi Telah onstream Mei 2016
PAPUA BARAT
SOUTH SUMATERA SOUTH SULAWESI
LAMPUNG
JAWA TENGAH
Produksi (Q2-2016) : 4000 bopd; 42 MMscfd
BANYU URIP Konstruksi (Commissioning): (Train-A onstream Des ’15, Train-B/full onstream Jan ’16, Sistem injeksi gas: Mei’16). Kapasitas Produksi : 185000 bopd
MALUKU
Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 80 MMscfd
JAWA TIMUR
JAMBARAN TIUNG BIRU - CENDANA Tahap Tender EPC Produksi (2019) 330 MMscfd
WASAMBO
MADURA BD Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 110 MMscfd,
MDA dan MBH FPU : Tahap Tender EPC WHP: Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2019): 175 MMscfd
ABADI Tahap Revisi POD-1 Mulai Produksi & Kapasitas (TBD)*
10
PENCAPAIAN PROYEK FASILITAS PRODUKSI 2016 Realisasi (s.d. Mei 2016) dan Outlook (Juni - Desember 2016) No
KKKS
1 ExxonMobil Cepu ltd.
Proyek Banyu Urip - Train B
2 Petronas Carigali Ketapang 2 Ltd. Bukit Tua ORF 3 PT Pertamina EP
Pondok Makmur
4 PT Chevron Pacific Indonesia
North Duri Dev. Area 13
5 PT Pertamina EP
Donggi
6 Tropik Energi Pandan
Ario Damar - Sriwijaya
7 Chevron Indonesia Co. (Rapak)
IDD Bangka
8 Star Energy Kakap Ltd.
KRA South
9 PHE WMO
EPCI-1 (PHE-24, PHE-12, CPP2)
10 Energy Equity Epic Sengkang 11 ConocoPhillips Grissik Ltd.
Wasambo Dayung Compression-2
12 Ophir Energy
Karendan
*(A) = Actual, *(O) = Outlook
Kapasitas Fasilitas Produksi 185.000 bopd 20.000 bopd 50 MMscfd 4000 bopd 42 MMscfd 17.000 bopd 250 bopd 60 MMscfd 2000 bopd 20 MMscfd 4000 bopd 115 MMscfd 9 MMscfd 3100 bopd 12 MMscfd 80 MMscfd 160 MMscfd 300 bopd 25 MMscfd
Target Onstream Feb-16 (A) Mar-16 (A) Mei-16 (A) 1st Oil: Sep-13 (A) Completion Jun-16 (O) April-16 (A) Jun-16 (O) Agt-16 (O) Sept-16 (O) Okt-16 (O) Nov-16 (O) Nov-16 (O) Des-16 (O)
11
Perolehan Produksi Minyak dan Gas Dari Kegiatan Pemboran
* * *
Perolehan produksi dihitung berdasarkan initial production dan asumsi decline rate per KKKS. Angka perolehan produksi terlampir tidak mencerminkan kontribusi pemboran pengembangan yang sebenarnya terhadap angka produksi aktual. Masih menggunakan angka Produksi Original WP&B 2016 12
KINERJA SURVEI SEISMIK – 1 JULI 2016 Seismik 2D (Km)
Realisasi, 865
Realisasi, 1,057
Rencana, 10,955
Note: Topografi : 715 Km Drilling 5.122 SP
Seismik 3D (Km2)
Note: Topografi : 2.353 Km Drilling 18.530 SP
Rencana, 11,217
*angka rencana merujuk kepada Fungsi Perencanaan
Kegiatan
Rencana dan Realisasi Kegiatan Survei Seismik 5 4 3 2 1 0
4 3
3
4
3
3
2 1
1
Jan
Feb
2
1 1
Mar
Rencana Seismik 2D
1
Apr
Mei
Jun
Realisasi Seismik 2D
1
1
1 1
Jul
Agt
Sep
Rencana Seismik 3D
1 1
Okt
Nop
Des
Realisasi Seismik 3D 13 13
KINERJA SURVEI NON SEISMIK – 1 JULI 2016 1*
5 13
Airborne Gravity & Magnetic Survey
3* PHE NUNUKAN COMPANY
Marine Survey and Metocean Data Monitoring
4*
PT CONOCOPHILLIPS KALIMANTAN EXPLORATION LTD.
Airborne Survey
5
OPHIR ENERGY (WEST BANGKANAI) LTD.
Geochemical Headspace Gas
6
TALISMAN SAKAKEMANG B.V
Airborne Gravity & Magnetic Survey
7
TALISMAN EAST JABUNG B.V OPHIR ENERGY (NORTH EAST BANGKANAI) LTD. BUKIT ENERGY PALMERAH BARU LTD.
Airborne Gravity & Magnetic Survey
9
Realisasi Kegiatan
Airborne Gravity & Magnetic Survey
2* OPHIR ENERGY (WEST BANGKANAI) LTD.
8
Rencana Kegiatan
OPHIR ENERGY (NORTH EAST BANGKANAI) LTD.
Geochemical Headspace Gas
Gore Geochemical
10 TRIANGLE PASE INC.
Pasif Seismik
11* PERTAMINA EP
Pemetaan Geologi Permukaan Sumatera Selatan
12 PERTAMINA EP
Pemetaan Geologi Permukaan dan Survei Microseepage Area Sangatta Cekungan Kutai
13 BP Berau
Tangguh Integrated Regional Survey
RENCANA - REALISASI BULANAN KEGIATAN SURVEI NON SEISMIK (WP&B) 5 4 3
5
4 3
3
3 2
2
1
1 0 JAN * Sudah Dikerjakan
FEB
1 0 0
0 0
0
MAR
APR
MEI
JUN
RENCANA NON SEISMIK
1 0 0
0
0 0
0 0
0 0
0 0
JUL
AGT
SEP
OKT
NOP
DES
REALISASI NON SEISMIK
TOTAL 14 14
RESUME PENCAPAIAN PENERIMAAN HULU MIGAS JAN - DES s.d. 30 Juni 2016 US$ JUTA
US$/BBL
50,000
60.00
45,000 40,000 35,000
40.00
40.00
30,000 25,000 20,000
40.00 36.16
23,078
22,420
3,721
2,640 20.00
15,000
8,489 12,710
1,893
10,000 5,000
11,624
5,501
10,867 7,070
4,230
-
0.00
APBN-P Contractor Share
WP&B Revisi Cost Recovery
Indonesia Share
YTD Juni Gross Revenue
ICP
15
Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (1/3) Sasaran Kinerja : Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016 Target pencapaian: a. Realisasi lifting minyak 817 MBOPD (APBNP : 820 MBOPD) Periode Jan'16-Des'16
Performance Crude Oil 2016
1,500.00
80.00
1,400.00
70.00 1,300.00 1,200.00
60.00
1,100.00 44.68
1,000.00 37.20
900.00 800.00
50.00
44.50
40.00
34.19 27.49
28.92
US$/bbl
MBOPD
30.00
700.00 600.00
20.00
500.00 10.00 400.00
300.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Jan
Feb
Mar
Apr
Mei
Jun
Jul
Agt
Sep
Okt
Nop
Des
Lifting Crude Oil (MBOPD)
711.22
771.69
923.32
794.33
824.27
880.59
-
-
-
-
-
-
Lifting Crude APBN-P 2015
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
820.01
Harga Crude Oil
27.49
28.92
34.19
37.20
44.68
44.50
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Harga Crude Oil APBN-P 2015
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
0.00
16
Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (2/3) Sasaran Kinerja : Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016 Target pencapaian: b. Realisasi lifting gas 6288 MMscfd / 6513 Bbtud (APBNP : 6438 MMscfd / 6670 Bbtud) Periode Jan'16-Des'16
Performance Gas 2016
12,000
10.00
11,000
9.00
10,000
8.00 6.53
8,000 BBTUD
7.00
5.44
5.28 7,000
6.50
4.85
6.00
5.00
5.00 6,000 4.00
5,000
3.00
4,000
2.00
3,000 2,000 1,000
US$/mmbtu
9,000
-
-
-
-
-
-
Jan
Feb
Mar
Apr
Mei
Jun
Jul
Agt
Sep
Okt
Nop
Des
Lifting Gas (BBTUD)
6,641
7,213
7,027
7,067
6,242
6,867
0
0
0
0
0
0
Lifting Gas APBN-P 2015
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
6,668
Harga Gas (Gross Price)
5.28
4.85
5.00
5.44
6.53
6.50
-
-
-
-
-
-
Harga Gas APBN-P 2015
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
5.02
1.00 -
17
Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (3/3) Sasaran Kinerja : Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016 Target pencapaian: c. Realisasi lifting minyak dan gas 1940 Ribu BOEPD (APBN : 1970 Ribu BOEPD) Periode Jan-Des'16
Performance Oil & Gas 2016
80.00
2,700
70.00 60.00
2,500
MBOED
2,300
50.00
44.50
37.20
40.00
34.19 2,100
27.49
28.92
US$/bbl
44.68
30.00 20.00
1,900 10.00 1,700
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Jan
Feb
Mar
Apr
Mei
Jun
Jul
Agt
Sep
Okt
Nop
Des
Lifting Oil & Gas (MBOEPD)
1,856
2,015
2,135
2,013
1,901
2,065
-
-
-
-
-
-
Lifting Oil & Gas APBN-P 2015
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
1,970
Harga Crude Oil
27.49
28.92
34.19
37.20
44.68
44.50
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Harga Crude Oil APBN-P 2015
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
0.00
18
Pengendalian Cost Recovery Sasaran Kinerja : Pengendalian atas cost recovery sesuai target WP&B Revisi 2016 Target pencapaian: Realisasi cost recovery USD 12.71 Miliar
Realisasi Cost Recovery (kumulatif) 20.00 18.00 16.00 14.00
12.71 11.65
12.00
10.59
9.53
10.00
8.47 7.41
8.00
6.36 5.30
6.00
4.24 3.18
4.00 2.00
0.00
2.12 1.06 0.77
1.53
Jan
Feb
3.69
5.50 4.49
2.59
Mar
Apr
May
Realisasi (US$ Miliar)
Jun
Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Target 2016 (US$ Miliar)
19
Pencadangan Dana ASR di Bank BUMN Abandonment & Site Restoration adalah kegiatan untuk menghentikan pengoperasian fasilitas produksi dan sarana penunjang lainnya secara permanen dan menghilangkan kemampuannya untuk dapat dioperasikan kembali, serta melakukan pemulihan di lingkungan wilayah kegaitan hulu migas. Sampai 30 Juni 2016, penempatan Dana ASR di Bank BUMN telah mencapai US$ 837 juta atau meningkat 502% dibandingkan tahun 2010.
Kumulatif Dana ASR (US$ Juta) 900
Jumlah Saldo Dana ASR per 30 Juni 2016 837
775
800 700
BANK RAKYAT INDONESIA $ 268,996,314.43 32.14%
BANK NEGARA INDONESIA $ 294,023,813.72 35.13%
635
600 497
500 400
344
300 200
232 167
BANK MANDIRI $ 273,853,289.12 32.72%
100 0 2010
2011
2012
2013
2014
2015
30 Jun'16
20
Isu Krusial Perpajakan A. Penyelesaian Tagihan PBB Migas KKKS Eksplorasi yang ditandatangani setelah terbitnya PP No.79 Tahun 2010 untuk Tahun Buku 2012 dan 2013. B. Mekanisme Pengembalian Pajak Pertambahan Nilai (PPN) : Peraturan Menteri Keuangan (PMK) No.218/PMK.02/2014
C. PPN atas Operasional LNG
2013 © SKMIGAS – All rights reserved
D. Facilities Sharing (penggunaan bersama fasilitas)
E. Penyelesaian Audit Terkait Perpajakan
F. Parent Company Overhead (PCO) / Technical Service Assistance (TSA) G. Penggunaan Tax Treaty atas Pembayaran Pajak Oleh KKKS
21
TERIMA KASIH
22
