Coffee Morning Paparan SKK Migas
Pemanfaatan Gas Bumi di
Indonesia
(2)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
2
Profil Produksi Minyak dan Gas Bumi Indonesia
0 500 1000 1500 2000 19 66 19 67 19 68 19 69 19 70 19 71 19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 1 9 8 1 19 82 19 83 1 9 8 4 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 2 0 1 5 20 16 20 17
M
B
OEPD
Oil Gas PEAK 1977
Plateau stage
Decline 2-3%
*) Outlook per 29 Januari 2013
PEAK 1995
Oil Production Dominated
(3)
3 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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 .
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi
Kebutuhan Domestik
53% 56%
Catatan:
*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
58,3% 4.397 4.416
4.202
4.008
3.820 3.775
3.681
4.336
4.078
3.631
3.402
3.237
3.090 2.860
1.480 1.466 1.513
2.341
2.527
2.913
3.323 3.379 3.267
3.550
3.774
3.632
3.882 3.997
500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
B
B
TU
D
(4)
4 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu
rata-rata 58% dari total alokasi gas.
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan
Domestik
Catatan:
*) Data Tahun 2016 berdasarkan Prognosa Pemanfaatan Gas di tahun 2016 (Contracted + Commited) 2,70 4,10 4,20
5,19 5,90 6,15
10,07 10,18 10,33 10,54 10,80 10,84 11,48
1,18
2,28
3,17 4,41
5,33
5,83 6,25
6,94 7,01 7,63 7,73
7,74 7,94 8,27
1,10
1,17
1,77
1,94
2,81
2,83 2,88
3,08 3,33
3,61 3,90 4,21
4,72
4,99
2,4
6,2
9,0
10,6
13,3
14,6 15,3
20,1 20,5
21,6 22,2
22,8 23,5
24,7
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Ju
mlah
K
on
tr
ak
(T
CF
)
(5)
5 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016
Catatan:
*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
Kelistrikan 14,61%
Pupuk 9,58%
Industri 23,26%
Lifting Minyak 2,79% City Gas
0,04% BBG
Transportasi 0,05%
Ekspor Gas Pipa 11,55% LNG Ekspor
29,36% LNG Domestik
6,17% LPG Domestik 2,58%
Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2016
1.021,7 669,7
1.626,2 195,2
3,1 3,6
807,3
2.052,5 431,4
180,7
1.202,9 775,8
1.812,8 321,1
3.51 8,5
857,5
2.052,5 431,4
180,7
- 500 1.000 1.500 2.000 2.500
Kelistrikan Pupuk Industri Lifting Minyak City Gas BBG Transportasi Ekspor Gas Pipa LNG Ekspor LNG Domestik LPG Domestik
BBTUD
Realisasi Penyaluran Gas Tahun 2016
(6)
6 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia
Catatan:
*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
411,8 379,7
367,8 361,9 342,0
316,0 283,0 195,2 42 0,0 420,0 343,0 305,0 412,5 366,2 366,2 321,1 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
B
B
TU
D
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa
untuk Lifting Minyak Periode 2009 - 2016
Realisasi Lifting Oil Kontrak Lifting Oil
845,5 862,7
745,3
948,6 912,4 1.010,0 1.125,1 1.021,7 895,0 895,0 890,9 1.087,1 1.103,8
1.280,0 1.1 57 ,2 1.2 02 ,9 0 200 400 600 800 1000 1200 1400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
B
B
TU
D
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa
untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016
Realisasi Listrik Kontrak Listrik
655,9 666,2 65
7,1
657,1 735,8 689,3 755,0 669,7 666,0 666,0 640,2 742,7 735,4 744,4 797,0 775,8
0 200 400 600 800 1000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
B
B
TU
D
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa
untuk Pupuk Periode 2009 - 2016
Realisasi Pupuk Kontrak Pupuk
1.125,7 1.197,2 1.260,7 1.186,9 1.346,0 1.331,7 1.2
32
,7
1.626,2
1.506,7 1.506,7 1.462,7 1.703,4 1.736,5 1.582,5 1.560,9
1.812,8 0 500 1000 1500 2000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
B
B
TU
D
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa
untuk Industri Periode 2009 - 2016
(7)
7 PRIVATE AND CONFIDENTIAL
845,5 862,7
745,3
94
8,6
912,4 1.010,0
1.125,1
1.021,7
895,0 895,0 890,9
1.087,1 1.103,8
1.280,0
1.157,2 1.202,9
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
B
B
T
UD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa
untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016
(8)
Pergerakan ICP dan Harga Gas Indonesia
*) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016
64,3 72,3 97,0 61,6 79,4 111,6 112,7 105,9 96,5 49,2 39,2
3,81 3,73 4,83
3,67 4,12
5,23
5,80 6,19 6,35 5,65 4,80 12,04 11,68 11,67 6,19 3,25 7,08 8,33 11,34 8,39 9,82 13,52 15,63 14,49 13,38 7,71 5,32 11,43 11,41 9,87 9,86 9,68 12,84 13,95 13,53 13,82 8,65 4,52 0 5 10 15 20 25 30 0 20 40 60 80 100 120
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
US $ /M M B T U US $ /B B L Tahun ICP Domestic Pipeline Domestic LNG Export Pipeline Export LNG
(9)
Weighted Average Price dan rata-rata
penyaluran
Gas Pipa di Indonesia Tahun 2016
Pupuk : 40 BBTUD Industri : 7.4 BBTUD
Listrik : 234 BBTUD Pupuk : 200 BBTUD Industri : 677 BBTUD Lifting : 194 BBTUD
Listrik : 244 BBTUD Pupuk : 55 BBTUD Industri : 132 BBTUD Lifting : 0.6 BBTUD
Listrik : 133 BBTUD Industri : 0.7 BBTUD
Listrik : 312 BBTUD Pupuk : 61 BBTUD Industri : 173 BBTUD
Listrik : 37 BBTUD Pupuk : 300 BBTUD Industri :160 BBTUD
Listrik : 45 BBTUD Industri : 372 BBTUD
6,3
1
6,5
4
5,1
1 6,5
3 4,5 8 3,7 1 7,8 3 5,1
3 6,3
6 7,8
1 5,9 9 4,8 5 2,9 4 7,5 0 5,8 7 5,0
3 6,2
7 3,9 4 5,1 5 7,2 1
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
SumbagUt SumbagSelTeng Jawa Barat Jawa Tengah Jawa Timur Kalimantan Timur Sulawesi
U
SD/
MM
B
TU
Listrik Industri Pupuk Lifting(10)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
NERACA GAS INDONESIA
(11)
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
)
(12)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
No
Topik
KKKS
Pembeli
Volume
(BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
1 Gas Lap. KerendanOphir Bangkanai Ophir Bangkanai PLN (Persero)
16
(realisasi 2016 rata-rata
0,02 BBTUD)
Belum terselesaikannya jaringan transmisi listrik dari PLTMG Bangkanai ke jaringan listrik di Kalimantan timur sehingga pemanfaatan Gas saat ini hanya 3.5 BBTUD
2
Alokasi Gas untuk Kilang RU II Dumai (Target akhir 2017/awal 2018)
Blok Corridor
COPI PT Pertamina
(Persero)
40 (belum
mengalir) Menunggu pembangunan pipa Gas dari Duri –Dumai oleh PGN dan PT Pertamina (Persero)
57 (belum mengalir) Blok Bentu
EMP
3
JOB PTM-Simenggaris
JOB P Medco Simenggaris
alokasi dikembalikan oleh PLN
25 (belum mengalir)
• 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
JOB P Medco Simenggaris
BUMD Nunukan
5 (belum mengalir)
• NSP (bermitra dengan MEDCO GA“ ) 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$8/mmbtu (midstream))
(13)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur
No
Topik
Kkks
Pembeli
Volume
(BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini4
Penyelesaian Tie in Pipa Jambi Merang
–SSWJ2
JOB Pertamina Talisman Jambi Merang
PLN Persero untuk Pembangkit Muara Tawar dan di Sumatera
65 (realisasi 2016
rata-rata sebesar 49 BBTUD)
• PLN keberatan dengan ketentuan dalam GTA dan PJBG yang
mengharuskan PLN membangun Tie in di pipa SSWJ, karena kesulitan dalam pengoperasian ruas tie in tsb.
• Usulan agar pipa dibangun PLN dan diserahkan (dihibahkan) kepada PGN, sulit dilakukan PLN.
• Terdapat usulan pipa akan dibangun PGN, terkendala PJBG yang hanya sampai tahun 2019
5
Penyelesaian Pipa Ruas WNTS – Pemping
Lap. Gajah Baru -PremierOil
PLN Batam
20 (belum mengalir)
• SesuaiKepMen ESDM 6015K/12/MEM/2016, section-1 WNTS-Pemping
dibangun dan dioperasikan PGNdengan ketentuan antara lain: 1. PGN berkoordinasi dengan PLN dalam menyusun FEED;
2. PGN berkoordinasi dengan WNTS operator (difasilitasi SKK Migas) dalam melaksanakan pembangunan;
3. Toll fee ditetapkan BPH Migas;
• Update proyek (ref. MOM 28 Juli 2016 di Ditjen Migas):
1. Durasi proyek 22 bulan (target commissioning Kuartal 1 2018); 2. Kapasitas desain MM“CFD, diameter 6 sepanjang ± 4.25 Km; 3. Estimasi biaya proyek US$ 89 juta.
UBE
20
(belum mengalir)
6
Penyelesaian pipa gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu
KKKS Mahakam, Sanga-Sanga dan Sebuku
PLN Tanjung Batu
40
(belum mengalir)
• Menunggu terealisasinya pembangunan pipa Gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu.
(14)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur
No
Topik
Kkks
Pembeli
Volume
(BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini7
Monetisasi Gas Wilayah Kerja Nunukan
PHE Nunukan
-60
(belum mengalir)
• Terdapat Potensi Pasokan Gas dari di WK Nunukan sebesar 212 BSCF dengan profile produksi 60 MMSCF untuk tahun pertama sampai tahun ke-7 dan 30 MMSCF di tahun ke 7 hingga tahun ke 10 (dengan GHV +/-1081 btu/scf).
• Lokasi OPF dari pengembangan lapangan ini berada di Bunyu (14.5 km dari Lapangan West Badik).
8 Monetisasi Gas
Blok Kasuri Genting Oil
-235 (belum mengalir)
• Terdapat potensi Pasokan Gas dari Blok Kasuri sebesar 235 mmscfd (15% CO2), dengan 10 sumur pengembangan diantaranya 6 sumur reaktifasi dan 4 sumur pengembangan baru;
(15)
Pipeline, Liquefaction, Regasification and Proposed Virtual Pipeline Power Plant—Central and Eastern Indonesia
`
Total Investment Needed:
24.3 Billion USD
FUTURE GAS INFRASTRUCTURE CONCEPT (2030)
15
(16)
VIRTUAL PIPELINE FOR GAS POWER PLANT IN EASTERN PART OF INDONESIA
PLTMG Saumlaki 10 MW PLTMG Merauke 20 MW PLTMG Dobo 10 MW
PLTMG Langgur 20 MW
MPP Papua (Jayapura) 50 MW PLTMG Jayapura Peaker 40 MW
PLTMG Timika Peaker 10 MW PLTMG Fak-Fak 10 MW
MPP Papua Barat (Manokwari) 20 MW
PLTMG Biak 15 MW PLTMG Serui 10 MW
PLTMG Bintuni 10 MW
PLTMG Nabire 20 MW PLTMG Seram Peaker 20 MW
PLTMG Ambon Peaker 30 MW MPP Maluku (Ambon) 70 MW PLTMG Namlea 10 MW
Gas Salawati
Gas Bintuni
1.524 NM
144.4 MMSCFD
862 NM
78.6 MMSCFD
1.494 NM
15 MMSCFD
HUB
16
(17)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL 17
Potential Upstream LNG Projects
No PROJECTS
(Contractor)
Profile
Current Status Investment Prod. Vol Onstream
1 Jangkrik
(Eni Muara Bakau Ltd.) USD 4,1 miliar 450 MMscfd Q3-2017 Construction 2 Tangguh Train-3
(BP Berau Ltd.) USD 8,0 miliar 700 MMscfd (3,8 MTPA) Q2-2020 Construction 3
Wasambo
(Energy Equity Epic Sengkang Ltd.)
USD 55,2 juta
(POD 2015) 70 MMscfd Q1-2017 Construction 4 Asap
(Genting Oil Kasuri Pte) TBD (To Be Discussed) 295 MMSCFD Q4 2019 POD Discussion 5
Simenggaris & Nunukan
(JOB Pertamina–Medco Simenggaris & PHE Nunukan)
100 MSCFD 6
IDD
-Indonesia Deepwater Dev.
(Chevron Indonesia Co.)
USD 12 miliar (FEED 2013)
115 MMscfd (Bangka) Q3-2016 Construction 700 MMscfd (G’daloHub) Q4-2022
Revised Planning (POD) 420 MMscfd (Gehem Hub) Q2-2023
7 Abadi
(Inpex Masela Ltd.) TBD (To Be Discussed) TBD TBD
Revised Planning (POD), major changes from FLNG scenario to OLNG scenario SOUTH SULAWESI SUMATERA UTARA JAWA TIMUR MALUKU PAPUA BARAT ACEH SULAWESI TENGAH KALIMANTAN TIMUR CENTRAL SUMATERA SOUTH SUMATERA LAMPUNG JAWA TENGAH KEP. RIAU 4 1 6 5 2 3 7
(18)
Nation Strategic Target
267
MMSCFD
2,867
MW
6,754
MW
450
MW
1,091
MW
1,830
MW
440
MW
423
MMSCFD
86 MMSCFD
MMSCFD
147
48 MMSCFD
38 MMSCFD
35 GW Electricity Project
TOTAL GAS NEEDED
:
1,100 MMSCFD
TOTAL POWER
:
13,432 MW
Preparing to be a LNG Importer :
With Electricity as an Anchor Buyer
18
(19)
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
)
(20)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG
(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka
Waktu Peruntukan
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 Kangean Energy Indonesia
Ltd PLN s.d 2028 Listrik 80 72.23
2 Kangean Energy Indonesia
Ltd PT Petrokimia Gresik s.d 2020 Pupuk 65 61.16
3 Kangean Energy
Indonesia Ltd PT Indogas Kriya Dwiguna s.d 2022 Industri 20 24.66 4 Kangean Energy
Indonesia Ltd PT Pertagas Niaga s.d 2022 Industri 85 70.68 telahon stream
JUMLAH
250
228.73
21.27 (surplus pasokan)
1 PHE WMO, Kodeco, MMB PGN s.d 2018 PGN 28 27.82
2 PHE WMO PGN Surabaya Jargas –
WMO s.d 2020 PGN 0.2 0.7
3 PHE WMO PLN s.d 2018 Listrik 123.12 94.51 Penyerapan PLN fluktuatif
4 PHE WMO, Kodeco, MMB PT Gresik Migas s.d 2018 Industri 5 0.61 Gas diberhentikan sementara karena telat bayar
JUMLAH 156.32
123.64
32.68 (surplus pasokan)
1 PetroChina InternationalJabung Ltd
PT Tanjung Jabung
Power s.d. 2017 Kelistrikan 3.75 1.83
2 PetroChina International Jabung Ltd
PT Jambi Indoguna
Internasional 5 tahun
Kelistrikan &
LPG 14.5
-PJBG telah ditandatangani, namun belumon stream. Prinsip
penyaluran "as is" 3 PetroChina International
Jabung Ltd PT PLN Batam s.d. 2023 Kelistrikan 17
-PJBG telah ditandatangani, namun belumon stream. Prinsip
penyaluran "as is"
(21)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG
(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 EMP Bentu Ltd PD Tuah Sekata
(BUMD Pelalawan) s.d. 2021 Kelistrikan 3 2.89
2 EMP Bentu Ltd PLN s.d. 2021 Kelistrikan 30 29.33
3 EMP Bentu Ltd PT Riau Andalan Pulp &
Paper s.d. 2020 Industri 21 17.59 Penyerapan buyer belum optimal
4 EMP Bentu Ltd PT Pertamina (Persero) s.d. 2020 City Gas 0.2 0.00014 Penyerapan buyer belum optimal
5 EMP Malacca Strait SA PLN s.d. 2020 Kelistrikan 0.36 0.29
JUMLAH 54.56
50.10
4.46 (surplus pasokan)
1 JOB Pertamina-TalismanJambi Merang PLN s.d. 2019 Kelistrikan 65 48.71 Penyerapan PLN dibawah DCQ
2 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Chevron Pacific
Indonesia s.d. 2019 Lifting Minyak 10 9.84 Penyerapan buyer telah optimal 3 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang
PDPDE (BUMD Prov.
SumSel) s.d. 2019
Industri &
Kelistrikan 15 8.74
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)
4 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pengembangan Investasi Riau (BUMD Prov. Riau)
s.d. 2019 Industri 16 6.26
5 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pembangunan Kota
Batam s.d. 2019
Industri &
Kelistrikan 10 7.42
6 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang PT Pertamina (Persero) s.d. 2019 City Gas 0.2 0.04 Penyerapan buyer belum optimal 7 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang PT Pertamina (Persero) s.d. 2019
BBG
Transportasi 2
(22)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG
(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka
Waktu Peruntukan
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016
(BBTUD) *)
Keterangan
1 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Energasindo Heksa
Karya s.d. 2018 Kelistrikan 44 37.48
Penyerapan end user (PLN)belum optimla
2 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Chevron Pacific
Indonesia s.d. 2021
Lifting
Minyak 298 180.38 Penyerapan CPI rendah
3 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Riau s.d. 2023
Lifting
Minyak 12.5 12.35
& Industri 4 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Jawa Barat s.d. 2023 Industri 424.5 377.79 Penyerapan PGN di bawah DCQ
5 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Batam I s.d 2019
Industri &
Kelistrikan 50 45.1
Menurunnya demand pasokan gas di Batam
6 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Batam II s.d 2019 Kelistrikan 12 10.3
Menurunnya demand pasokan gas di Batam
7 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PLN s.d. 2017 Kelistrikan 40 2.35
Menyesuaikan kebutuhan PLN (interruptible)
8 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Odira Energi Karang
Agung s.d. 2023
Lifting
Minyak 1 - Gas belum on stream
9 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PUSRI s.d. 2023 Pupuk 73
-Gas belum on stream, karena belum selesainya pipa ruas Grissik - PUSRI Palembang
JUMLAH
955
665.75
289.25 (surplus pasokan)
TOTAL CONTRACTED DEMAND KELISTRIKAN 852,9
641,4
197 (surplus pasokan gas)
(23)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG
(PJBG Ekspor Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan DCQ
(BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 CONOCOPHILLIPS (CORRIDOR)
Gas Supply Pte. Ltd s.d 2023
ekspor 210 207.7 Penyerapan konsumen rendah
2 PETROCHINA
INT'L.(JABUNG) ekspor 158 125.4 Penyerapan konsumen rendah
2 MEDCO E&P NATUNA Ltd. Petronas s.d 2022 ekspor 59 62.4 3 MEDCO E&P NATUNA Ltd.
SembCorp Gas s.d 2028
ekspor 157.2 147.7 Penyerapan konsumen rendah
4 STAR ENERGY (KAKAP) ekspor 44.3 31.2 Penyerapan konsumen rendah
5 PREMIER OIL (NATUNA A) ekspor 139.46 131.4 Penyerapan konsumen rendah
6 PREMIER OIL (NATUNA A) SembCorp Gas s.d 2028 ekspor 90 103.5
TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI PASOKAN EKSPOR 857.96
809.2
48.76
(24)
(1)
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
(2)
(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka
Waktu Peruntukan
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 Kangean Energy Indonesia
Ltd PLN s.d 2028 Listrik 80 72.23
2 Kangean Energy Indonesia
Ltd PT Petrokimia Gresik s.d 2020 Pupuk 65 61.16 3 Kangean Energy
Indonesia Ltd PT Indogas Kriya Dwiguna s.d 2022 Industri 20 24.66 4 Kangean Energy
Indonesia Ltd PT Pertagas Niaga s.d 2022 Industri 85 70.68 telahon stream
JUMLAH
250
228.73
21.27 (surplus pasokan)
1 PHE WMO, Kodeco, MMB PGN s.d 2018 PGN 28 27.82
2 PHE WMO PGN Surabaya Jargas –
WMO s.d 2020 PGN 0.2 0.7
3 PHE WMO PLN s.d 2018 Listrik 123.12 94.51 Penyerapan PLN fluktuatif
4 PHE WMO, Kodeco, MMB PT Gresik Migas s.d 2018 Industri 5 0.61 Gas diberhentikan sementara karena telat bayar
JUMLAH 156.32
123.64
32.68 (surplus pasokan)
1 PetroChina International Jabung Ltd
PT Tanjung Jabung
Power s.d. 2017 Kelistrikan 3.75 1.83
2 PetroChina International Jabung Ltd
PT Jambi Indoguna
Internasional 5 tahun
Kelistrikan &
LPG 14.5
-PJBG telah ditandatangani, namun
belumon stream. Prinsip
penyaluran "as is" 3 PetroChina International
Jabung Ltd PT PLN Batam s.d. 2023 Kelistrikan 17
-PJBG telah ditandatangani, namun
belumon stream. Prinsip
(3)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD) Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *) Keterangan
1 EMP Bentu Ltd PD Tuah Sekata
(BUMD Pelalawan) s.d. 2021 Kelistrikan 3 2.89
2 EMP Bentu Ltd PLN s.d. 2021 Kelistrikan 30 29.33
3 EMP Bentu Ltd PT Riau Andalan Pulp &
Paper s.d. 2020 Industri 21 17.59 Penyerapan buyer belum optimal 4 EMP Bentu Ltd PT Pertamina (Persero) s.d. 2020 City Gas 0.2 0.00014 Penyerapan buyer belum optimal
5 EMP Malacca Strait SA PLN s.d. 2020 Kelistrikan 0.36 0.29
JUMLAH 54.56
50.10
4.46 (surplus pasokan)
1 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang PLN s.d. 2019 Kelistrikan 65 48.71 Penyerapan PLN dibawah DCQ 2 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang
PT Chevron Pacific
Indonesia s.d. 2019 Lifting Minyak 10 9.84 Penyerapan buyer telah optimal 3 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang
PDPDE (BUMD Prov.
SumSel) s.d. 2019
Industri &
Kelistrikan 15 8.74
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)
4 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pengembangan Investasi Riau (BUMD Prov. Riau)
s.d. 2019 Industri 16 6.26
5 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pembangunan Kota
Batam s.d. 2019
Industri &
Kelistrikan 10 7.42
6 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang PT Pertamina (Persero) s.d. 2019 City Gas 0.2 0.04 Penyerapan buyer belum optimal 7 JOB Pertamina-Talisman
Jambi Merang PT Pertamina (Persero) s.d. 2019
BBG
Transportasi 2
(4)
(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka
Waktu Peruntukan
DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016
(BBTUD) *)
Keterangan
1 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Energasindo Heksa
Karya s.d. 2018 Kelistrikan 44 37.48
Penyerapan end user (PLN)belum optimla
2 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Chevron Pacific
Indonesia s.d. 2021
Lifting
Minyak 298 180.38 Penyerapan CPI rendah 3 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Riau s.d. 2023
Lifting
Minyak 12.5 12.35
& Industri 4 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Jawa Barat s.d. 2023 Industri 424.5 377.79 Penyerapan PGN di bawah DCQ 5 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Batam I s.d 2019
Industri &
Kelistrikan 50 45.1
Menurunnya demand pasokan gas di Batam
6 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PGN Batam II s.d 2019 Kelistrikan 12 10.3
Menurunnya demand pasokan gas di Batam
7 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PLN s.d. 2017 Kelistrikan 40 2.35
Menyesuaikan kebutuhan PLN (interruptible)
8 ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Odira Energi Karang
Agung s.d. 2023
Lifting
Minyak 1 - Gas belum on stream
9 ConocoPhillips (Grissik)
Ltd PUSRI s.d. 2023 Pupuk 73
-Gas belum on stream, karena belum selesainya pipa ruas Grissik - PUSRI Palembang
JUMLAH
955
665.75
289.25 (surplus pasokan)
TOTAL CONTRACTED DEMAND KELISTRIKAN 852,9
641,4
197 (surplus pasokan gas)
(5)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 CONOCOPHILLIPS (CORRIDOR)
Gas Supply Pte. Ltd s.d 2023
ekspor 210 207.7 Penyerapan konsumen rendah 2 PETROCHINA
INT'L.(JABUNG) ekspor 158 125.4 Penyerapan konsumen rendah
2 MEDCO E&P NATUNA Ltd. Petronas s.d 2022 ekspor 59 62.4 3 MEDCO E&P NATUNA Ltd.
SembCorp Gas s.d 2028
ekspor 157.2 147.7 Penyerapan konsumen rendah
4 STAR ENERGY (KAKAP) ekspor 44.3 31.2 Penyerapan konsumen rendah
5 PREMIER OIL (NATUNA A) ekspor 139.46 131.4 Penyerapan konsumen rendah 6 PREMIER OIL (NATUNA A) SembCorp Gas s.d 2028 ekspor 90 103.5
TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI PASOKAN EKSPOR 857.96
809.2
48.76
(6)