Coffee Morning Paparan SKK Migas

Pemanfaatan Gas Bumi di

Indonesia

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 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 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 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 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 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

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

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

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

NERACA GAS INDONESIA

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

)

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

No

Topik

KKKS

Pembeli

Volume

(BBTUD)

Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini

1 Gas Lap. Kerendan_{Ophir 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))

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur

No

Topik

Kkks

Pembeli

Volume

(BBTUD)

Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini

4

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.

PRIVATE AND CONFIDENTIAL

Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur

No

Topik

Kkks

Pembeli

Volume

(BBTUD)

Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini

7

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;

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

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

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

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

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

)

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 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}

penyaluran "as is"

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-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

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)

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

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

(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}

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

(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)

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