Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia
Tahun 2016
1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
MBOEPD
Profil Produksi Minyak dan Gas Bumi Indonesia
2000 Oil Production Dominated
PEAK 1977 Oil
PEAK 1995
*) Outlook per 29 Januari 2013
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Gas
Gas Production Dominated
Plateau stage
1500
1000
Decline 2-3%
500
0
2
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 58% penyaluran Gas kepada Domestik . 5.000 4.500
53%
4.397
4.416
56%
58,3%
4.336
4.202
4.078
4.008 3.820
4.000
3.775
3.681
3.631
3.774
3.882
3.997
3.090
2.860
3.632
3.500
3.323
BBTUD
3.000
3.379
3.550 3.267
3.402
3.237
2.913
2.500 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
Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Domestik
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
3
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu ratarata 58% dari total alokasi gas.
24,7
25,00 21,6 20,1
Jumlah Kontrak (TCF)
20,00
3,08
14,6
15,00 13,3
10,6 10,00
9,0 6,2 1,17
5,00
0,00
2,4 1,10 1,18 2003
3,17
5,83
2004
3,33
3,61
23,5 4,99 4,72
3,90
4,21
7,94
15,3 2,88
8,27
6,94
7,01
7,63
7,73
7,74
10,07
10,18
10,33
10,54
10,80
10,84
11,48
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
6,25
5,33 4,41
2,28 2,70
20,5
22,8
2,81
1,94
1,77
2,83
22,2
4,10
4,20
2005
2006
5,19
5,90
6,15
2007
2008
2009
Industri
Kelistrikan
Pupuk
Catatan: *) Data Tahun 2016 berdasarkan Prognosa Pemanfaatan Gas di tahun 2016 (Contracted + Commited)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
4
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016 Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2016 LNG Domestik 6,17% LPG Domestik 2,58%
Realisasi Penyaluran Gas Tahun 2016 180,7
LPG Domestik
180,7 431,4 431,4
LNG Domestik
Kelistrikan 14,61%
2.052,5 2.052,5
LNG Ekspor 857,5 807,3
Ekspor Gas Pipa
Pupuk 9,58% LNG Ekspor 29,36%
3.51 3,1
City Gas
Ekspor Gas Pipa 11,55% BBG Transportasi 0,05%
8,5 3,6
BBG Transportasi
City Gas 0,04%
Industri 23,26%
321,1 195,2
Lifting Minyak
1.812,8 1.626,2
Industri 775,8 669,7
Pupuk
Lifting Minyak 2,79%
1.202,9 1.021,7
Kelistrikan -
500
1.000
1.500
2.000
2.500
BBTUD
Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
Kontrak Berjalan (BBTUD)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
5
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Lifting Minyak Periode 2009 - 2016 450
1400
400
1200
350
1.125,1 1.157,2
1.021,7 1.202,9
912,4 1.103,8
948,6 1.087,1
2010
745,3 890,9
862,7 895,0
BBTUD
2009
2015
2016*
200 0
2009
2010 2011 2012 2013 2014 Realisasi Lifting Oil Kontrak Lifting Oil
2015
2016*
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Pupuk Periode 2009 - 2016
1000
2011 2012 Realisasi Listrik
2013 2014 Kontrak Listrik
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Industri Periode 2009 - 2016 2000
800
0 2009
2010
2011 2012 2013 2014 Realisasi Pupuk Kontrak Pupuk
Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
2015
2016*
1.626,2 1.812,8
1.232,7 1.560,9
1.331,7 1.582,5
1.346,0 1.736,5
2010
1.186,9 1.703,4
2009
1.260,7 1.462,7
500
1.197,2 1.506,7
BBTUD
669,7 775,8
755,0 797,0
689,3 744,4
735,8 735,4
657,1 742,7
657,1 640,2
666,2 666,0
200
1000
1.125,7 1.506,7
1500
600
655,9 666,0
BBTUD
600 400
0
400
800
845,5 895,0
50
195,2 321,1
100
283,0 366,2
316,0 366,2
342,0 412,5
361,9 305,0
367,8 343,0
150
379,7 420,0
200
411,8 420,0
BBTUD
250
1.010,0 1.280,0
1000
300
0
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
2011 2012 Realisasi Industri
2013 2014 2015 Kontrak Industri
2016*
6
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016 1400
1200
1000
1.202,9
1.021,7
1.157,2
1.125,1
1.280,0
1.010,0
1.103,8
912,4
1.087,1
948,6
890,9
745,3
895,0
862,7
400
895,0
600 845,5
BBTUD
800
200
0 2009
2010
2011
Realisasi Listrik
2012
2013
2014
2015
2016*
Kontrak Listrik
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
7
Pergerakan ICP dan Harga Gas Indonesia 120
30
ICP
112,7
111,6
Domestic Pipeline
105,9
Domestic LNG
100
25 97,0
Export Pipeline
96,5
Export LNG 80
20
79,4
15,63
64,3
14,49
61,6
60
13,95
13,52 11,43
11,41
12,04 9,86
40
13,53
12,84
11,34 9,82
11,68
15
13,82 13,38 49,2 11,67
39,2
9,68
9,87 8,33
8,65 7,71
8,39
7,08
6,19
20
5,80 3,81
6,19
6,35
5,65
5,23
4,83 3,73
3,67
10
5,32 4,80
5
4,52
4,12
3,25
0
0 2006
2007
2008
2009
2010
2011
Tahun
*) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016
2012
2013
2014
2015
2016
US$/MMBTU
US$/BBL
72,3
Weighted Average Price dan rata-rata penyaluran Gas Pipa di Indonesia Tahun 2016 9,00 Listrik
8,00
Industri Pupuk Lifting
6,00
1,00
3,71 2,94
6,53 5,99 6,27
Jawa Barat
7,81
SumbagSelTeng
4,58 4,85 3,94
2,00
5,11
3,00
6,54 6,36 5,03 7,21
4,00
6,31 5,13 5,87 5,15
5,00 7,83 7,50
USD/MMBTU
7,00
SumbagUt Pupuk : 40 BBTUD Industri : 7.4 BBTUD
Listrik : 234 BBTUD Pupuk : 200 BBTUD Industri : 677 BBTUD Lifting : 194 BBTUD
Listrik Pupuk Industri Lifting
: 244 BBTUD : 55 BBTUD : 132 BBTUD : 0.6 BBTUD
*) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016
Jawa Tengah Listrik : 133 BBTUD Industri : 0.7 BBTUD
Jawa Timur Listrik : 312 BBTUD Pupuk : 61 BBTUD Industri : 173 BBTUD
Kalimantan Timur Listrik : 37 BBTUD Pupuk : 300 BBTUD Industri :160 BBTUD
Sulawesi Listrik : 45 BBTUD Industri : 372 BBTUD
NERACA GAS INDONESIA Pemenuhan Kebutuhan Kelistrikan Program 35 GW
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Penyerapan Gas oleh Pembeli tidak optimal karena terkendala Akses ke jaringan pipa transmisi maupun pipa distribusi (Dengan Volume Gas untuk Kelistrikan sebesar 288 BBTUD)
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No
Topik
1
Gas Lap. Kerendan Ophir Bangkanai
2
KKKS
Ophir Bangkanai PLN (Persero)
Alokasi Gas untuk Blok Corridor Kilang RU II Dumai COPI (Target akhir 2017/awal 2018) Blok Bentu EMP
JOB P Medco Simenggaris
3
Pembeli
PT Pertamina (Persero)
alokasi dikembalikan oleh PLN
Volume (BBTUD)
16 Belum terselesaikannya jaringan transmisi listrik dari PLTMG Bangkanai ke (realisasi 2016 ratajaringan listrik di Kalimantan timur sehingga pemanfaatan Gas saat ini hanya 3.5 rata BBTUD 0,02 BBTUD)
40 (belum mengalir) 57 (belum mengalir)
25 (belum mengalir)
JOB PTMSimenggaris
JOB P Medco Simenggaris
BUMD Nunukan
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
5 (belum mengalir)
Menunggu pembangunan pipa Gas dari Duri – Dumai oleh PGN dan PT Pertamina (Persero)
• PLN telah mengembalikan alokasi gas kepada Pemerintah • Mini LNG merupakan opsi terbaik untuk monetisasi Lap. Simenggaris • Penjual sedang mengevaluasi usulan alokasi diberikan ke JVCO yang bisa menjamin penyerapan gas hulu. JVCO masih mengharapkan PLN sebagai offtaker LNG, • PLN Keberatan dengan harga hulu sebesar US$5,68/MMBTU eskalsi 3%/tahun (sesuai keekonomian dalam POD), karena harga beli di plant gate PLN > 11$/MMBTU • NSP (bermitra dengan “MEDCO GAS”) menunda penandatanganan Amandemen PJBG dengan harga gas US$5,85/mmbtu esc 3% (amandemen telah disetujui oleh SKK Migas) karena adanya usulan untuk mengembalikan harga jual gas HULU ke harga PJBG awal yaitu sebesar US$ 5.2/mmbtu esc 3%. • Harga gas (CNG) yang diterima PLN di Plant Gate sebesar US$13,2/mmbtu (US$5,2 + US$8/mmbtu (midstream))
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No
4
Topik
Kkks
Penyelesaian Tie in JOB Pertamina Pipa Jambi Merang Talisman Jambi – SSWJ2 Merang
Pembeli PLN Persero untuk Pembangkit Muara Tawar dan di Sumatera
Volume (BBTUD) 65 (realisasi 2016 rata-rata sebesar 49 BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini • PLN keberatan dengan ketentuan dalam GTA dan PJBG yang mengharuskan PLN membangun Tie in di pipa SSWJ, karena kesulitan dalam pengoperasian ruas tie in tsb. • Usulan agar pipa dibangun PLN dan diserahkan (dihibahkan) kepada PGN, sulit dilakukan PLN. • Terdapat usulan pipa akan dibangun PGN, terkendala PJBG yang hanya sampai tahun 2019 •
PLN Batam
5
Penyelesaian Pipa Ruas WNTS – Pemping
Lap. Gajah Baru PremierOil
•
20 (belum mengalir)
UBE
6
Penyelesaian pipa gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu
20 (belum mengalir)
KKKS Mahakam, PLN Tanjung Sanga-Sanga dan Batu Sebuku
Sesuai KepMen ESDM 6015K/12/MEM/2016, section-1 WNTS-Pemping dibangun dan dioperasikan PGN dengan ketentuan antara lain: 1. PGN berkoordinasi dengan PLN dalam menyusun FEED; 2. PGN berkoordinasi dengan WNTS operator (difasilitasi SKK Migas) dalam melaksanakan pembangunan; 3. Toll fee ditetapkan BPH Migas; Update proyek (ref. MOM 28 Juli 2016 di Ditjen Migas): 1. Durasi proyek 22 bulan (target commissioning Kuartal 1 2018); 2. Kapasitas desain 120 MMSCFD, diameter 16” sepanjang ± 4.25 Km; 3. Estimasi biaya proyek US$ 89 juta.
• Menunggu terealisasinya pembangunan pipa Gas ke pembangkit PLN 40 Tanjung Batu. (belum mengalir) • Pertamina telah mendapatkan penugasan untuk pembangunan pipa ini
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No
7
8
Topik
Monetisasi Gas Wilayah Kerja Nunukan
Monetisasi Gas Blok Kasuri
Kkks
PHE Nunukan
Genting Oil
Pembeli
-
-
Volume (BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
• Terdapat Potensi Pasokan Gas dari di WK Nunukan sebesar 212 BSCF dengan profile produksi 60 MMSCF untuk tahun pertama sampai tahun 60 ke-7 dan 30 MMSCF di tahun ke 7 hingga tahun ke 10 (dengan GHV +/(belum mengalir) 1081 btu/scf). • Lokasi OPF dari pengembangan lapangan ini berada di Bunyu (14.5 km dari Lapangan West Badik). • Terdapat potensi Pasokan Gas dari Blok Kasuri sebesar 235 mmscfd (15% 235 CO2), dengan 10 sumur pengembangan diantaranya 6 sumur reaktifasi (belum mengalir) dan 4 sumur pengembangan baru;
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
FUTURE GAS INFRASTRUCTURE CONCEPT (2030) Pipeline, Liquefaction, Regasification and Proposed Virtual Pipeline Power Plant—Central and Eastern Indonesia
`
Total Investment Needed: 24.3 Billion USD Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
15
VIRTUAL PIPELINE FOR GAS POWER PLANT IN EASTERN PART OF INDONESIA
Gas Salawati
1.524 NM 144.4 MMSCFD PLTMG Biak 15 MW
MPP Papua Barat (Manokwari) 20 MW
862 NM 78.6 MMSCFD
PLTMG Bintuni 10 MW
PLTMG Serui 10 MW
Gas Bintuni
MPP Papua (Jayapura) 50 MW PLTMG Jayapura Peaker 40 MW
PLTMG Fak-Fak 10 MW
PLTMG Seram Peaker 20 MW PLTMG Namlea 10 MW
PLTMG Nabire 20 MW MPP Maluku (Ambon) 70 MW PLTMG Ambon Peaker 30 MW
PLTMG Timika Peaker 10 MW
PLTMG Langgur 20 MW
PLTMG Saumlaki 10 MW
HUBPLTMG
Dobo 10 MW
1.494 NM 15 MMSCFD PLTMG Merauke 20 MW
Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
16
Potential Upstream LNG Projects ACEH SUMATERA UTARA
5
KEP. RIAU
KALIMANTAN TIMUR CENTRAL SUMATERA
1
6
SOUTH SUMATERA
SULAWESI TENGAH
2 PAPUA BARAT
3 SOUTH SULAWESI
LAMPUNG
MALUKU
JAWA TENGAH
7
JAWA TIMUR
No 1 2 3
4 5
PROJECTS (Contractor) Jangkrik (Eni Muara Bakau Ltd.) Tangguh Train-3 (BP Berau Ltd.) Wasambo (Energy Equity Epic Sengkang Ltd.) Asap (Genting Oil Kasuri Pte) Simenggaris & Nunukan (JOB Pertamina – Medco Simenggaris & PHE Nunukan)
6
IDD Indonesia Deepwater Dev. (Chevron Indonesia Co.)
7
Abadi (Inpex Masela Ltd.)
4
Investment
Profile Prod. Vol
Onstream
Current Status
USD 4,1 miliar
450 MMscfd
Q3-2017
Construction
USD 8,0 miliar
700 MMscfd (3,8 MTPA)
Q2-2020
Construction
USD 55,2 juta (POD 2015)
70 MMscfd
Q1-2017
Construction
295 MMSCFD
Q4 2019
POD Discussion
Q3-2016 Q4-2022 Q2-2023
Construction
TBD (To Be Discussed)
100 MSCFD 115 MMscfd (Bangka) 700 MMscfd (G’dalo Hub) 420 MMscfd (Gehem Hub)
USD 12 miliar (FEED 2013)
TBD (To Be Discussed)
TBD
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
TBD
Revised Planning (POD) Revised Planning (POD), major changes from FLNG scenario to OLNG scenario
17
Nation Strategic Target 35 GW Electricity Project 147 MMSCFD
86 MMSCFD
2,867 MW
1,830 MW
1,091 MW
48 MMSCFD 440 MW
267 MMSCFD
6,754 MW 450 MW
38 MMSCFD
423 MMSCFD
Preparing to be a LNG Importer : With Electricity as an Anchor Buyer Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
TOTAL GAS NEEDED: 1,100 MMSCFD TOTAL POWER: 13,432 MW
18
Realisasi Penyerapan Gas oleh Pembeli tidak optimal dan fluktuatif atau tidak stabil sesuai DCQ dan Produsen gas masih memiliki kemampuan untuk Produksi, sehingga terdapat 197 BBTUD yang tidak diserap sektor Kelistrikan (dari Kontrak sebesar 852 BBTUD)
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) Rata-rata Realisasi
No.
Sumber Gas
Jangka Waktu
Pembeli
Peruntukan
DCQ Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD)
Keterangan
(BBTUD) *) 1 2 3 4
Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd
PLN
s.d 2028
Listrik
80
72.23
PT Petrokimia Gresik
s.d 2020
Pupuk
65
61.16
PT Indogas Kriya Dwiguna
s.d 2022
Industri
20
24.66
PT Pertagas Niaga
s.d 2022
Industri
85
70.68
250
228.73
JUMLAH 1
PHE WMO, Kodeco, MMB PGN
2
PHE WMO
3
PHE WMO
4
PHE WMO, Kodeco, MMB PT Gresik Migas
telah on stream
21.27 (surplus pasokan)
s.d 2018
PGN
28
27.82
PGN Surabaya Jargas – WMO
s.d 2020
PGN
0.2
0.7
PLN
s.d 2018
Listrik
123.12
94.51
Penyerapan PLN fluktuatif
s.d 2018
Industri
5
0.61
Gas diberhentikan sementara karena telat bayar
JUMLAH 156.32 1
PetroChina International Jabung Ltd
PT Tanjung Jabung Power
2
PetroChina International Jabung Ltd
3
PetroChina International Jabung Ltd
s.d. 2017
Kelistrikan
PT Jambi Indoguna Internasional
5 tahun
Kelistrikan & LPG
PT PLN Batam
s.d. 2023
Kelistrikan
3.75
32.68 (surplus pasokan)
1.83
14.5
-
17
-
JUMLAH 18.25 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
123.64
1.83
PJBG telah ditandatangani, namun belum on stream. Prinsip penyaluran "as is" PJBG telah ditandatangani, namun belum on stream. Prinsip penyaluran "as is"
16.42 (surplus pasokan)
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) No.
Sumber Gas
Pembeli
Jangka Waktu
1
EMP Bentu Ltd
2
EMP Bentu Ltd
3
EMP Bentu Ltd
4
EMP Bentu Ltd
PD Tuah Sekata (BUMD Pelalawan) PLN PT Riau Andalan Pulp & Paper PT Pertamina (Persero)
5
EMP Malacca Strait SA
PLN
Peruntukan
Rata-rata Realisasi DCQ Penyerapan Pembeli (BBTUD) thn 2016 (BBTUD) *)
s.d. 2021
Kelistrikan
3
2.89
s.d. 2021
Kelistrikan
30
29.33
s.d. 2020
Industri
21
17.59
Penyerapan buyer belum optimal
s.d. 2020
City Gas
0.2
0.00014
Penyerapan buyer belum optimal
s.d. 2020
Kelistrikan
0.36
0.29
JUMLAH 54.56 1
2 3
JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
4
JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
5
JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
6 7
JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PLN
Keterangan
50.10
4.46 (surplus pasokan)
s.d. 2019
Kelistrikan
65
48.71
Penyerapan PLN dibawah DCQ
s.d. 2019
Lifting Minyak
10
9.84
Penyerapan buyer telah optimal
s.d. 2019
Industri & Kelistrikan
15
8.74
s.d. 2019
Industri
16
6.26
PT Pembangunan Kota Batam
s.d. 2019
Industri & Kelistrikan
10
7.42
PT Pertamina (Persero)
s.d. 2019
City Gas
0.2
0.04
PT Pertamina (Persero)
s.d. 2019
BBG Transportasi
2
-
118.2
81.01
PT Chevron Pacific Indonesia PDPDE (BUMD Prov. SumSel) PT Pengembangan Investasi Riau (BUMD Prov. Riau)
JUMLAH PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Pembeli (PDEPDE, PIR dan PKB) tidak dapat menyerap gas sesuai komitmen karena tidak mampu menciptakan market baru, karena keterbatasan penetapan alokasi gas. Gas PDPDE telah direalokasi sebesar 23 BBTUD ke Pertamina (Persero) Penyerapan buyer belum optimal
37.19 (surplus pasokan)
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) No.
1 2
3 4 5 6 7
8 9
Sumber Gas ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Energasindo Heksa Karya PT Chevron Pacific Indonesia
ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PGN Riau
ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd
Jangka Waktu
Pembeli
s.d. 2018 s.d. 2021
s.d. 2023
Peruntukan
Kelistrikan Lifting Minyak Lifting Minyak
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *)
44
37.48
Penyerapan end user (PLN)belum optimla
298
180.38
Penyerapan CPI rendah
12.5
12.35
424.5
377.79
Keterangan
& Industri PGN Jawa Barat
s.d. 2023
Industri
PGN Batam I
s.d 2019
Industri & Kelistrikan
50
45.1
PGN Batam II
s.d 2019
Kelistrikan
12
10.3
PLN
s.d. 2017
Kelistrikan
40
2.35
PT Odira Energi Karang Agung
s.d. 2023
Lifting Minyak
1
-
Gas belum on stream
PUSRI
s.d. 2023
Pupuk
73
-
Gas belum on stream, karena belum selesainya pipa ruas Grissik - PUSRI Palembang
955
665.75
289.25 (surplus pasokan)
641,4
197 (surplus pasokan gas)
1151.06
401.27 (surplus pasokan)
JUMLAH
TOTAL CONTRACTED DEMAND KELISTRIKAN 852,9 TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI 1552.33 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Penyerapan PGN di bawah DCQ Menurunnya demand pasokan gas di Batam Menurunnya demand pasokan gas di Batam Menyesuaikan kebutuhan PLN (interruptible)
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Ekspor Eksisting)
No.
Sumber Gas
Pembeli
CONOCOPHILLIPS (CORRIDOR) PETROCHINA INT'L.(JABUNG)
Gas Supply Pte. Ltd
2
MEDCO E&P NATUNA Ltd.
Petronas
3
MEDCO E&P NATUNA Ltd.
4
STAR ENERGY (KAKAP)
5
PREMIER OIL (NATUNA A)
6
PREMIER OIL (NATUNA A)
1 2
SembCorp Gas
SembCorp Gas
Jangka Waktu
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *)
ekspor
210
207.7
Penyerapan konsumen rendah
ekspor
158
125.4
Penyerapan konsumen rendah
ekspor
59
62.4
ekspor
157.2
147.7
Penyerapan konsumen rendah
ekspor
44.3
31.2
Penyerapan konsumen rendah
ekspor
139.46
131.4
Penyerapan konsumen rendah
ekspor
90
103.5
Peruntukan
Keterangan
s.d 2023
s.d 2022
s.d 2028
s.d 2028
TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI PASOKAN EKSPOR 857.96
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
809.2
48.76 (surplus pasokan)
TERIMA KASIH
