Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 & RENCANA KERJA 2015

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


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


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


WP&B REVISI

Proses Pengadaan, 7

Realisasi


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


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


16

Rekapitulasi Hambatan Kegiatan Eksploitasi (Pemboran, Workover, Well Services)

•



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


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



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


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



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



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)


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%


2007 4737 1846 54%

2008 6568 1400 43%

2009 5408 3577 49%

2010 6976 3811 63%

2011 8109 3706 61%


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


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).



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


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


33



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.


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

Outlook CAPAIAN TAHUN 2014 & RENCANA KERJA 2015

Recommend Documents