No Surat/Pengumuman
025000.S/OT.02/SPER/2010
Nama Perusahaan
PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk
Kode Emiten
PGAS
Lampiran
4
Tanggal dan Jam
09 Agust 2010 19:56:35
Perihal
Laporan Hasil Public Expose
Merujuk surat PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk nomor 023700.S/HM.02/SPER/2010 perihal Rencana Public Expose dalam rangka Public Expose Tahunan tahun buku 2010 , dengan ini Perseroan menyampaikan laporan hasil pelaksanaan public expose dimaksud yang telah diselenggarakan pada hari Rabu, 04 Agust 2010 , pukul: 13:15 WIB di Galeri Gedung Bursa Efek Indonesia Tower II Lantai 1Jl. Jend. Sudirman Kav. 52-53Jakarta 12190 . Peserta yang hadir dalam acara public expose tersebut (tidak termasuk manajemen dan karyawan Perseroan) adalah sebanyak 83 orang. Laporan pelaksanaan public expose terlampir Dokumen ini merupakan dokumen resmi PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk yang tidak memerlukan tanda tangan karena dihasilkan secara elektronik oleh sistem pelaporan secara elektronik. PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk bertanggung jawab penuh atas informasi yang tertera di dalam dokumen ini.
Validation ID: c65a08c55c-123564-4a0984-07953a-1f3106156ee28a30
PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk Resume Public Expose Tahun 2010 Galeri Gedung Bursa Efek Indonesia Tower II Lantai 1 Jl. Jend. Sudirman Kav. 52‐53 Jakarta 12190 4 Agustus 2010 Dipaparkan oleh
: Direktur Utama – Hendi Prio Santoso Direktur Keuangan – M. Riza Pahlevi Direktur Pengembangan – Bambang Banyudoyo Sekretaris Perusahaan – M. Wahid Sutopo
Moderator
: Umi Kulsum
Dihadiri oleh
: 83 peserta yang terdiri dari analis, investor dan wartawan
Berikut adalah rangkuman tanya (T) dan jawab (J) dalam acara Public Expose :
T : Volume transmisi Q1 2010 kenapa turun bila dibandingkan dengan tahun 2009? J : Yang perlu diketahui dari bisnis transmisi adalah dalam bisnis ini Perseroan akan mendapat imbal jasa transportasi (toll fee). Selain itu dalam bisnis transmisi juga diterapkan ship or pay, maka tagihan akan jalan terus sesuai dengan minimum volume dalam kontrak. Volume bisnis transmisi yang disajikan sebagian besar dikontribusi dari dua ruas transmisi utama, yaitu ruas transmisi dari Grissik ke Duri (Chevron) dan Singapore. Untuk Triwulan 1 2010 terjadi penurunan sesuai dengan penyaluran transmisi pada ruas ini. Namun apabila dilihat pada Semester 1 2010, terjadi lonjakan yang cukup besar seiring dengan program Pemerintah untuk menjaga kestabilan produksi minyak di Duri. Dampak dari hal tersebut adalah beralihnya
Halaman 1 dari 3 Resume Public Expose Tahun 2010
volume distribusi ke PGN antara 80‐100 MMScfd ke ruas transmisi yang mengalir ke Duri untuk Chevron.
T : PGAS mengalami peningkatan ROE yang sangat tajam dari 2008 ke 2009. Sementara pada tahun 2009 PGAS menacatat laba selisih kurs cukup tinggi dan pada tahun 2008 rugi selisih kurs cukup besar. Kira‐kira apabila laba dan rugi selisih kurs tersebut dikeluarkan (exclude) maka ROE PGAS tahun 2008 dan 2009 menjadi berapa?
J : Untuk ROE, angka dalam materi presentasi kami sudah menampilkan angka sesungguhnya dimana kami sudah mengeluarkan (exclude) selisih kurs.
T : Mengapa PGAS masih belum menerapkan laporan keuangan dalam USD? J : Mengenai penggunaan mata uang dalam laporan keuangan, Perseroan sejak tahun 2007, sudah tiga kali menyampaikan permintaan kepada Departemen Keuangan, khususnya Ditjen Pajak, untuk diberikan ijin agar Perseroan dapat menggunakan functional currency , dalam hal ini US dolar, dalam laporannya. Tiga kali pula permintaan tersebut ditolak karena adanya ketetapan Menteri Keuangan yang melarang Perseroan untuk menggunakan functional currency. Namun ada perkembangan yang menarik dari sisi implementasi PSAK yang baru yang diterbitkan oleh IAI, yaitu PSAK 10, dimana pada tahun 2012 semua Perusahaan diwajibkan untuk menggunakan functional currency dalam laporan keuangannya. Jadi di tahun 2012, kami akan melaporkannya dalam US dolar. Perseroan sudah mempersiapkan implementasi dari PSAK baru tersebut, sehingga pada saatnya nanti Perseroan sudah siap melakukan pelaporan dalam functional currency. Untuk implementasinya, Perseroan menunggu ketetapan dari Ditjen Pajak maupun Departemen Keuangan.
T : Utilisasi pipa transmisi sekitar 60%, dan distribusi juga 60%, berapa sebenarnya angka kapasitas pipa transmisi dan distribusi?
J : Terkait masalah kapasitas, saat ini kapasitas jaringan transmisi yang digunakan untuk memasok jaringan distribusi, yakni pipa SSWJ adalah kurang lebih 960 MMScfd dimana +60% sudah terpakai. Untuk kapasitas ruas transmisi yang dioperasikan oleh anak perusahan Perseroan, yaitu PT Transgasindo, utilisasi lebih besar yaitu +80%. Sedangkan kapasitas jaringan distribusi pada saat ini adalah sekitar 1,200‐1,300 MMscfd dengan utilisasi sekitar 60‐70%.
T : Dalam proyek volume transmisi tahun 2010 disebutkan tidak ada pertumbuhan, yang berarti akan sama dengan tahun 2009. Sementara dalam penjelasan disebutkan bahwa PGAS akan mencari sumber‐sumber baru. Seharusnya dalam kondisi tersebut akan ada pertumbuhan volume? Dalam rencana capex 2010, disebutkan bahwa PGAS akan berencana mengeluarkan Halaman 2 dari 3 Resume Public Expose Tahun 2010
capex sebesar US$ 200‐250 juta. Sementara utilisasi pipa distribusi baru mencapai 60% sedangkan transmisi 80%. Yang menjadi pertanyaan kami adalah, capex ini akan digunakan untuk apa?
J : Untuk volume transmisi tidak ada pertumbuhan untuk tahun 2010 maksudnya kami adalah tidak ada ekspektasi penambahan volume transmisi, karena secara kontrak penyaluran transmisi sudah ditetapkan dalam jangka panjang dan belum diantisipasi adanya kontrak transmisi yang baru. Untuk capex, Perseroan memiliki rencana untuk membangun LNG Receiving Terminal, yang pada saat telah dioperasikan, maka gas yang ada dari terminal dapat langsung masuk ke pipa distribusi tanpa harus melalui pipa transmisi terlebih dahulu. Untuk capex memang tidak digunakan untuk transmisi namun ada yang digunakan untuk distribusi terutama untuk Jawa Barat karena kami melihat permintaannya masih sangat tinggi. Perlu kami sampaikan pula bahwa, kami selalu melakukan build ahead before consumption, mengingat bahwa setiap ada penambahan kontrak, tidak serta merta dapat langsung disalurkan. Biasanya perlu waktu 2‐3 tahun untuk gas dapat dikonsumsi oleh pelanggan. Sehingga kami dapat mempersiapkan pipa sebelum gas dapat disalurkan ke pelanggan. Jadi dapat kami tegaskan kembali untuk capex sebagian besar akan digunakan untuk pembangunan LNG Receiving Terminal.
T : Berapa volume distribusi dan transmisi Semester 1 2010 serta average selling price setelah adanya kenaikan harga jual gas?
J : Untuk volume transmisi di Semester 1 2010 mencapai 848 MMScfd, meningkat tajam karena adanya peningkatan penyaluran di ruas transmisi Grissik‐Duri untuk penyaluran ke Chevron. Untuk volume distribusi Semester 1 2010 adalah 827 MMScfd dengan rata‐rata effective selling price sekitar US$ 6,37/ MMBtu. Namun sebenarnya untuk masing‐masing wilayah berbeda‐ beda tergantung level HPP, biaya distribusi dan transmisinya. *******
Halaman 3 dari 3 Resume Public Expose Tahun 2010
Perusahaan Gas Negara Perusahaan Gas Negara Presentasi Investor
June 2010 update June 2010 update
Disclaimer: The information contained in our presentation is intended solely for your personal reference. In addition,, such information contains p projections j and forward-looking g statements that reflect the Company’s current views with respect to future events and financial performance. These views are based on assumptions subject to various risk. No assurance can be given that further events will occur, that projections will be achieved, or that the Company’s assumptions are correct. Actual results may differ materially from those projected.
3
Indonesia Produsen Utama Gas Bumi Asia Pasifik Cadangan gas bumi terbesar di Asia Pasifik dengan status proven Dibandingkan g Australia, China and Malaysia y (Sumber: BP World Energy Report 2010) 3,71 1,32
21,49
53,06
24,14 7,76
7,96 26,68 6,18 6,39
6,31 6,30 Sumber: Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi
Cadangan Gas Bumi Terbukti (Sumber: BP World Energy Report 2010) Triliun meter kubik Indonesia Australia Cina Malaysia Total Asia Pasifik Cadangan Dunia
2005 2,48 2,35 1,53 2,48 13,48
2006 2,63 2,34 1,68 2,48 13,75
172,28
173,18
Kurangnya pasokan gas bumi dalam negeri
2007 3,00 2,29 2,26 2,38 14,65 176,8
2008 3,18 3,08 2,46 2,38 16,00
2009 3,18 3,08 2,46 2,38 16,24
185,28
187,49
Disebabkan oleh pesatnya pertumbuhan permintaan dan keterbatasan infrastruktur gas bumi
Persentase 2009 1,7% 1,6% 1,3% 1,3% 8,7% 100,0%
4
Pendorong Utama Permintaan Gas Bumi Gas Bumi Penggunaan Bahan Bakar Non‐Subsidi Non Subsidi Untuk Industri • Subsidi untuk industri tidak berlaku sejak tahun 2005 Harga dan Efisiensi • Manfaat signifikan atas harga dan efisiensi karena konversi gas gas bumi, termasuk solusi atas energi ramah lingkungan Konversi Energi Pembangkit Listrik • Tingginya permintaan dari pembangit listrik dual fired yang melakukan konversi sumber energi Permintaan kalangan industri • Kebutuhan gas bumi dalam rangka era persaingan Free Trade Agreement
5
Permintaan Gas Bumi Permintaan gas bumi PLN sebesar 1,8 BSCFD pada tahun 2009 untuk pembangkit listrik dual fired yang telah ada dan mencapai 2,1 BSCFD pada tahun 2015
Sektor Pembangkit Listrik
2500 2000
Kebutuhan yang belum terpenuhi 0,8 BSCFD
1500
Permintaan
1000
Pasokan Selisih
500
Permintaan tambahan 0,1 BSCFD dari IPP Sektor Industri – Non Pembangkit Listrik
3000
0 2009
2015
Sumber: Unit Energi Unit Energi Primer PLN Primer PLN
Departemen Perindustrian RI menyebutkan adanya kondisi kekurangan pasok gas bumi bagi kalangan industri Volume kebutuhan gas bumi industri yang belum terpenuhi sebesar 0,4 BSCFD
2500
Pupuk
2000
Petrokimia
1500
Kertas Baja
1000
Keramik
500
Lain‐lain Total
0 2009
2015
Sumber: Departemen Perindustrian RI dan PGN
Potensi Pertumbuhan Permintaan Listrikk & Gas Bumi &
Pemakaian gas bumi gas bumi untuk sektor kelistrikan yang masih yang masih rendah Memberikan potensi pertumbuhan permintaan gas bumi
6
7
Tingkat Harga g g Yang Kompetitif g p Rendahnya harga gas bumi gas bumi dibandingkan bahan bakar lain Harga jual industri berdasarkan B‐to‐B B to B Harga Jual PGN dan Harga HSD 40.00
Natural Gas
HSD Unsubsidized Price (USD/MMBTU)
35.00
LPG ‐ 3 kg (Subsidized)
PGN Average Selling Price (USD/MMBTU)
MFO
30.00
LPG ‐ 12 kg
USD/MMB Btu
25.00
MDF/IDO (Diesel)
20.00
6,35
Harga jual rata‐rata PGN
10,05 14,49 13,59 17,63
HSD (Solar)
18,83
15.00
Premium
10.00
LPG ‐ 50 kg
17,15
LPG Bulk
17,33
5.00
20,38
Kerosene
0.00 3/1/2005
7/14/2006
11/26/2007
4/9/2009
7/1/2010
Catatan:
Harga Bahan Bakar Prertamina per Juni 2010 Nilai tukar +IDR 9.500/USD
20,71
USD/MMBTU
8
Skema Baru Harga g Jual Gas Bumi Peraturan Menteri ESDM No. 19 Tahun 2009 Harga Pokok Pembelian Gas
Biaya Transportasi & Distribusi
Harga Jual Gas Bumi Biaya Internal
• Penetapan harga jual kategori pengguna umum ditetapkan oleh perusahaan • Kategori pengguna umum adalah industri non‐subsidi dan pembangkit listrik
Pertimbangan penetapan harga jual • Dinamika permintaan dan pasokan • Daya beli • Marjin yang wajar
Sebagai daya tarik bagi hulu dalam rangka penyediaan pasokan gas bumi sehingga dapat memenuhi permintaan domestik jangka panjang Implementasi
Marjin
• PGN telah berupaya melakukan komunikasi dan edukasi kepada konsumen atas fleksibilitas skema baru harga jual • Implementasi skema baru harga jual dengan sistem regional dan df diferensiasi d seluruh di l h wilayah l h penjualan l PGN per tanggall 1 April 2010
9
Pertumbuhan Kinerja Operasional 900
Volume Transmisi
900
Volume Distribusi
800 850
700 600
800 500 400 750 300 200
700
100 650
720 734 736 716 743 747 758 779 763 763 767 758 848 0
Volume (MMSCFD)
389 402 422 527 551 566 577 721 756 776 792 841 827
Volume (MMSCFD)
Pertumbuhan pesat volume pengaliran seiring terselesaikannya pipa transmisi SSWJ
10
Pertumbuhan Pendapatan, EBITDA, dan p EBIT Pendapatan
EBITDA dan EBIT
20000
10000
60%
% 55%
54%
20 1.624
18000
52%
9000
16000
8000
14000
7000
50% 47%
40%
9.303
ID DR miliar
IDR miliar
1 519 1.519
12000 10000 8000
1.208 1.208
16.380 16 380
6000 6000 5000 6.375 4000 4000
7.676 20%
6000 4000
3000
11.275 7.594
2000
4 462
5 386
2000
4.013
4.095
1000
4.094 4 657 4.657 2.430 3.082 1.997
2.472 2.110
0
0
2007*
2008
Distribusi
*Catatan: disajikan kembali
2009
Transmisi
3M09
3M10
Serat Optik
0%
2007*
2008
EBITDA
2009 EBIT
3M09 Marjin EBITDA
3M10
11
Laporan p Keuangan g Triwulan I–2010 5 000 5,000
200 200 150
4,500
Labar/Rugi Selisih Kurs
199
100
IDR miliarr
4 000 4,000
IDR miliar
3,500 3 000 3,000
50 50 ‐ (50)
3M09
3M10
(100) (150)
2,500
(134)
(200)
4.478 4.486 2,000 2 000 1,500 1 000 1,000
Nilai Tukar Rupiah
2.110 1.997 1 997 2.110
1.836 1.760
1.771 1.220
500 644 615 ‐
Pendapatan Beban Pokok Biaya Laba Usaha Pendapatan Operasional 3M09 3M10
Laba Bersih
‐ 31 Maret 2009 USD 1 = IDR 11.575 & JPY 1 = IDR 117,94 ‐ 31 Maret 31 Maret 2010 USD 1 = IDR 9.115 & JPY 1 = IDR 97,71
12
Neraca Keuangan g Per 31 Maret 2010 (IDR miliar)
31 Mar 2009
31 Mar 2010
%
Aset Lancar Aset Tidak Lancar
7.235 20.803
10.632 19.037
47 ‐8
Total Aset Total Aset
28 038 28.038
29 668 29.668
6
Kewajiban Lancar Kewajiban Tidak Lancar Hak Minoritas Atas Aset Bersih Anak Perusahaan Dana Proyek Pemerintah Total Ekuitas
4.071 14.342 1.069 28 8.529
3.600 11.599 1.077 ‐ 13.393
‐12 ‐19 1 ‐ 57
Total Kewajiban dan Ekuitas Pemegang Saham
28.038
29.668
6
Rasio Debt to Equity Ratio (x)
2008
2009 1,9
1,0
Return on Investment (ROI)
25%
32%
Return on Equity (ROE)
10%
113%
Net debt/EBITDA (x)
1,6
0,6
Net debt/Equity (x)
1,4
0,4
11,7
16,7
EBITDA/Interest expense (x)
13
Kewajiban Jangka Panjang (per 30 Juni 2010) Kewajiban jangka panjang sebesar USD 1 1,148 148 miliar Mayoritas sumber pendanaan berasal dari bank pembangunan
USD 56,5%
JPY 43,5%
Float 50,7%
cost of debt sebesar 2,6%
Fixed , 49,3%
14
Komposisi p Pelanggan gg Industri Volume penjualan p j pelanggan p gg industri p per 30 Juni 2010 sebesar 811 MMSCFD Atau 98% total volume penjualan PGN 40%
37 00% 37,00%
30%
20% 0% 14,00% 9,00%
10%
9,00%
8 00% 8,00% 6,00%
6,00%
5,00% 3,00%
2,00%
0,83%
0,04%
Cement
Wood
0% Power Plant
Chemical
Ceramic
Basic Metal
Food
Glass
Paper
Fabricated Textile Metal
Others
15
Model Bisnis PGN Pasokan gas
Pemasok utama – Dibawah Otoritas BPMigas
Kontrak berdasarkan volume dan harga
PGN Pelanggan ‐ Kontrak berdasarkan volume ‐ Harga berdasarkan Business‐to‐business
Pelanggan Industri
Pembangkit Listrik
Pelanggan Komersial
(baja, Petrokimia, keramik, textil, kaca)
(PLN, IPP)
(Hotel, pusat perbelanjaan, perkantoran)
Volume penyerapan 98% dari total volume penjualan
Pelanggan Rumah Tangga
Jaringan dan Fasilitas Pi Transmisi Pipa T i i dan d Distribusi Di ib i PLN – Medan (80 MMSCFD)
Duri
Stasiun Panaran Batam
KALIMANTAN
Stasiun Kompresor Pagardewa
Stasiun Penerima Gas Bumi Grissik
Legend: g Strategic Business Unit (SBU) I Strategic Business Unit (SBU) II Strategic Business Unit (SBU) III Pipa Transmisi South Sumatera – West Java (SSWJ) (970 MMSCFD) Pipa Transmisi Grissik – Duri (425 MMSCFD) Pipa Transmisi Grissik – Singapore (364 MMSCFD)
Stasiun Pagardewa
Stasiun Terbanggi Besar
Stasiun Labuhan Maringgai
Stasiun Muara Bekasi
16
17
Sumber Pasokan Gas Bumi Pertamina Medan DOH Rantau 44 BCF
Medco E&P Lematang
K A L I M A N T A N
Lematang Block
Grissik PSC Grissik Corridor Block 2581 BCF 2581 BCF
Medco E&P Indonesia South & Central Sumatra Block 14 BCF
Pertamina Sumatera Selatan
Pertamina JBB
DOH Sumsel, Merbau Field, Pagardewa, Prabumenang, Tasim, Musi Barat 1006 BCF
DOH Cirebon 338 BCF
Husky Oil Kodeco West Madura PSC 52 BCF 52 BCF
BD Field 146 BCF
*) @ 1000 BTU/SCF Indonesia Pertamina TAC Ellipse Jatirarangon Field 41 BCF
Pertamina Cirebon DOH Cirebon 15 BCF
Lapindo Brantas Wunut Field 136 BCF
Maleo Field 243 BCF
18
Strategi Pemenuhan Permintaan Pasokan Memperoleh akses untuk pasokan baru • Aktif dalam pencarian pasokan gas baru, mulai dari yang lokasinya y berdekatan dengan g infrastruktur yyang telah g terpasang p g • Mencari alokasi baru melalui kebijakan domestic market obligations, namun memerlukan pembangunan infrastruktur baru Pengembangan jaringan terpasang dan membangun infrastruktur tambahan • Ekspansi kapasitas jaringan distribusi dan transmisi terpasang • Pembangunan transportasi gas inter‐mode CNG dan LNG Upaya perolehan pasokan non‐konvensional • Perencanaan perolehan pasokan non non‐konvensional konvensional seperti Coal‐Bed Methane
19
Perkembangan Terkini Peristiwa
Keterangan
Penandatanganan Second Amendment GSPA pasokan gas bumi dari Pertamina ONWJ
Perpanjangan kontrak pasokan gas bumi sebesar 3,78 TBTU sejak Mei 2010 sampai dengan Desember 2010
Penandatanganan Amendment and Restatement GSPA untukk menggantikan ik i interruptible ibl GSPA pasok gas bumi dari ConocoPhillips Grissik
Kontrak pasokan gas bumi sebesar 12,5 BBTUD selama 5 tahun h sejak j k Juni J i 2010
Hasil keputusan RUPS Tahun Buku 2009
• RUPS menyetujui pembagian kas dividen sebesar Rp. 3 737 755 293 823 atau 60% dari laba bersih 2009 3.737.755.293.823 dimana sebagian telah dibagikan sebagai dividen interim sebesar Rp. 242.396.581.960 dan dibayarkan pada tanggal 23 Desember 2009. Sisa kas dividen yang akan dibagikan kepada pemegang saham Rp. 3.495.358.711.863 atau setara Rp. 144.2 per lembar saham • RUPS menyetujui untuk menyetujui pemberhentian Djoko Pramono sebagai Direktur dan pengangkatan pengganti akan ditetapkan dalam RUPS berikutnya
Jadwal dividen
• Cum dividend untuk pasar reguler dan negosiasi 8 Juli 2010 • Cum dividend untuk pasar tunai Cash Market 13 Juli 2010 • Tanggall pembayaran b k dividen kas di id 27 July l 2010
20
Rencana Pembangunan Infrastruktur g LNG M b Membangun 2 LNG R i i T 2 LNG Receiving Terminals i l yang pertama t di Indonesia I d i
Arun Blok Mahakam
Tangguh Donggi Senoro (direncanakan)
Masela Existing LNG Liquefaction Plant
(direncanakan)
Existing transmission pipelines
Planned LNG Liquefaction Plant
Planned LNG Receiving Terminal
(Sumber: LNGpedia)
21
Floating LNG Terminals g
Teesside Northeast Gateway Dubai
LNG Ship “Golar Spirit” yang dimodifikasi menjadi LNG Regasification Terminal (Sumber: LNGpedia)
Livorno
Gulf Gateway Kuwait Pecem
Beroperasi Dalam pengembangan
Guanabara Bay
Bahía Blanca
Medan W Java W. Java
Mossel Bay
22
Sekilas Floating LNG Terminal g
23
LNG Receiving Terminals LNG Receiving Terminals Jawa Barat
Sumatera Utara
Lokasi
Teluk Jakarta
Belawan, Medan
Kapasitas (MTPA)
1 5 3 MTPA 1.5 – 3 MTPA
1 5 MTPA 1.5 MTPA
Konsumen Pasokan potensial Kepemilikan Ruang lingkup
Pembangkit listrik dan industri Bontang dan lainnya
Sumber pasokan gas bumi domestik dan import p
PGN (40%) Pertamina (60%)
PGN
FSRU, jetty, pipa bawah laut dan darat
24
Status FSRU Jawa Barat Status FSRU Jawa Aspek kerjasama: • PLN mengundurkan diri dari konsorsium dan bertindak sebagai off‐taker • Penandatanganan Joint Venture antara PGN dan Pertamina
Aspek teknis: • Penunjukan WorleyParsons Indonesia oleh JV sebagai Project Management Consultant • Evaluasi tender pengadaan AMDAL
Aspek komersial: • Negosiasi pembelian pasokan LNG • Persiapan perjanjian penjualan gas bumi ke PLN oleh JV
25
Status FSRU Sumatera Utara Status FSRU Sumatera Utara Aspek hukum: • Koordinasi dengan Pemerintah Provinsi Sumatera Utara dan Otorita P l b h Belawan Pelabuhan B l
Aspek teknis: • Konsultas pemilihan lokasi dengan Otorita Pelabuhan Belawan dan Pemerintah Provinsi Sumatera Utara • Persiapan pelaksanaa tender konsultan AMDAL • Tender pengadaan T d d P j M Project Management Consultant C l
Aspek komersial: • Penandatanganan MoU dengan PLN sebagai gas off‐taker • Tahap awal proses proses pembelian pasokan LNG dari BP Tangguh
26
Pengembangan g g Distribusi Jawa Barat Proyek Pengembangan Distribusi Jawa Barat sepanjang 460 km Pengembangan jaringan distribusi sepanjang 460 km di wilayah Jakarta, Bekasi Cikampek, Bekasi, Cikampek Bogor, Bogor dan Banten
Palembang
Bekasi
Peningkatan kapasitas sebesar: • Jawa Barat 85% • Total Jaringan 50%
Karawang
Lampung
jaringan
Pasokan gas bumi dari Sumatera Selatan
Banten Bogor
Cirebon
Sumber pendanaan proyek berasal dari Bank Dunia dan PGN
27
Peraturan dan Perundang‐undangan Peraturan Pemerintah No. 55/2009 No. 55/2009 • Kewajiban Hulu untuk menyediakan alokasi gas domestik sebesar 25% dari hasil produksi
Peraturan Menteri ESDM No. 19/2009 • Penetapan struktur niaga, transmisi, dan distribusi gas bumi serta perijinannya • Penyediaan hak khusus dan perijinan untuk hilir dedicated • Penetapan mekanisme harga untuk gas bumi melalui pipa: o Rumah tangga ditetapkan oleh BPH Migas o Penggunana khusus kh d ditetapkan k oleh l h Menteri ESDM o Pengguna umum ditetapkan oleh perusahaan
Peraturan Menteri ESDM No. 3/2010 ESDM No. 3/2010 • Kewajiban Hulu untuk menyediakan alokasi gas domestik sebesar 25% dari hasil produksi • Prioritas utilisasi ggas bumi domestik untuk p produksi minyak y dan ggas bumi, , pupuk, listrik, dan industri • Pengecualian untuk GSPA yang telah ditandatangani, serta HOA, MoU, atau proses negosiasi yang sedang berjalan
28
Proyeksi y Tahun 2010 P Proyeksi k i volume l pengaliran li
Transmisi: tidak ada pertumbuhan Transmisi: tidak Distribusi: 800‐900 MMSCFD
Capital Expenditure Komitmen capex: USD 200-250 juta
29
T i Terima K ih Kasih Kontak: Investor Relations PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk Jl. K H Zainul Arifin No. 20, Jakarta‐11140, Indonesia Ph: 62 21 6334838 Fax: 62 21 6331632 http://www.pgn.co.id
