IDX Announcements | Perusahaan Gas Negara Persero Tbk PT
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
Moderator
Dihadiri oleh
: Direktur Utama – Hendi Prio Santoso
Direktur Keuangan – M. Riza Pahlevi
Direktur Pengembangan – Bambang Banyudoyo
Sekretaris Perusahaan – M. Wahid Sutopo
: Umi Kulsum
: 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. I n
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
g
Australia, China and Malaysia
y
(Sumber: BP World Energy Report 2010)
Dibandingkan
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
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
Kurangnya pasokan gas bumi dalam negeri
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
2500
Pupuk
2000
Petrokimia
1500
Kertas
Baja
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
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
6,35
Harga jual
rata‐rata PGN
10,05
14,49
13,59
USD/MMB
Btu
25.00
MDF/IDO (Diesel)
20.00
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
20,71
USD/MMBTU
7/14/2006
11/26/2007
4/9/2009
7/1/2010
Catatan:
Harga Bahan Bakar Prertamina per Juni 2010
Nilai tukar + I DR 9.500/ USD
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
720 734 736 716 743 747 758 779 763 763 767 758 848
650
389 402 422 527 551 566 577 721 756 776 792 841 827
0
Volume (MMSCFD)
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
4
462
7.594
2000
4.013
5
386
4.095
4.094
4 657
4.657
2000
1000
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 – Dibaw ah 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
KALI MANTAN
Stasiun Kompresor Pagardew a
Stasiun Penerima Gas
Bumi Grissik
Legend:
g
Strategic Business Unit (SBU) I
Strategic Business Unit (SBU) I I
Strategic Business Unit (SBU) I I I
Pipa Transmisi South Sumatera – West Java (SSWJ)
(970 MMSCFD)
Pipa Transmisi Grissik – Duri (425 MMSCFD)
Pipa Transmisi Grissik – Singapore (364 MMSCFD)
Stasiun Pagardew a
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
Medan
Pecem
Beroperasi
Dalam pengembangan
Guanabara Bay
Bahía Blanca
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
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
Moderator
Dihadiri oleh
: Direktur Utama – Hendi Prio Santoso
Direktur Keuangan – M. Riza Pahlevi
Direktur Pengembangan – Bambang Banyudoyo
Sekretaris Perusahaan – M. Wahid Sutopo
: Umi Kulsum
: 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. I n
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
g
Australia, China and Malaysia
y
(Sumber: BP World Energy Report 2010)
Dibandingkan
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
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
Kurangnya pasokan gas bumi dalam negeri
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
2500
Pupuk
2000
Petrokimia
1500
Kertas
Baja
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
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
6,35
Harga jual
rata‐rata PGN
10,05
14,49
13,59
USD/MMB
Btu
25.00
MDF/IDO (Diesel)
20.00
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
20,71
USD/MMBTU
7/14/2006
11/26/2007
4/9/2009
7/1/2010
Catatan:
Harga Bahan Bakar Prertamina per Juni 2010
Nilai tukar + I DR 9.500/ USD
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
720 734 736 716 743 747 758 779 763 763 767 758 848
650
389 402 422 527 551 566 577 721 756 776 792 841 827
0
Volume (MMSCFD)
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
4
462
7.594
2000
4.013
5
386
4.095
4.094
4 657
4.657
2000
1000
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 – Dibaw ah 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
KALI MANTAN
Stasiun Kompresor Pagardew a
Stasiun Penerima Gas
Bumi Grissik
Legend:
g
Strategic Business Unit (SBU) I
Strategic Business Unit (SBU) I I
Strategic Business Unit (SBU) I I I
Pipa Transmisi South Sumatera – West Java (SSWJ)
(970 MMSCFD)
Pipa Transmisi Grissik – Duri (425 MMSCFD)
Pipa Transmisi Grissik – Singapore (364 MMSCFD)
Stasiun Pagardew a
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
Medan
Pecem
Beroperasi
Dalam pengembangan
Guanabara Bay
Bahía Blanca
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