PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk. Tanggal dan Jam 09 Agust :56:35 Laporan Hasil Public Expose

(1)

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.

(2)

(3)

Halaman 1 dari 3 Resume Public Expose Tahun 2010

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

(4)

Halaman 2 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

(5)

Halaman 3 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. *******

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

Perusahaan Gas Negara

Presentasi Investor

June 2010 update

(17)

Disclaimer:

The information contained in our presentation is intended solely for your personal reference. In

addition, such information contains projections and forward-looking statements that reflect the

,

p j

g

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.

(18)

Indonesia Produsen Utama Gas Bumi Asia Pasifik

3 Cadangan gas bumi terbesar di Asia Pasifik dengan status proven

Dibandingkan Australia, China and Malaysia

(Sumber: BP World Energy Report 2010)

Cadangan gas bumi terbesar di Asia Pasifik dengan status proven

Dibandingkan Australia, China and Malaysia

g

y

(Sumber: BP World Energy Report 2010)

3,71 7,96 1,32 53,06 7,76 21,49 24,14 6,39 26,68 6,31 6,18 6,30

Sumber:Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi

Cadangan Gas Bumi Terbukti (Sumber: BP World Energy Report 2010)

Persentase

Triliun meter kubik 2005 2006 2007 2008 2009 2009

Indonesia 2,48 2,63 3,00 3,18 3,18 1,7%

Australia 2,35 2,34 2,29 3,08 3,08 1,6%

Cina 1,53 1,68 2,26 2,46 2,46 1,3%

Malaysia 2,48 2,48 2,38 2,38 2,38 1,3%

Total Asia Pasifik 13,48 13,75 14,65 16,00 16,24 8,7%

Cadangan Dunia 172,28 173,18 176,8 185,28 187,49 100,0%

Kurangnya pasokan gas bumi dalam negeri

Disebabkan oleh pesatnya pertumbuhan permintaan dan keterbatasan infrastruktur gas bumi

Kurangnya pasokan gas bumi dalam negeri

(19)

Pendorong Utama Permintaan Gas Bumi

4 Pendorong Utama Permintaan Gas Bumi

Penggunaan Bahan Bakar Non Subsidi Untuk Industri

Penggunaan Bahan Bakar Non‐Subsidi Untuk Industri

• Subsidi untuk industri tidak berlaku sejak tahun 2005

Harga dan Efisiensi

• Manfaat signifikan atas harga dan efisiensi karena konversi gas

Manfaat signifikan atas harga dan efisiensi karena konversi 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

(20)

Permintaan Gas Bumi

5 2500

Permintaan gas bumi PLN sebesar 1,8 BSCFD

pada tahun 2009 untuk pembangkit listrik dual

Sektor Pembangkit Listrik

2000

2500

_{fired yang telah ada dan mencapai 2,1 BSCFD}

pada tahun 2015

1000

1500

_Permintaan

Pasokan

Kebutuhan yang belum terpenuhi 0,8 BSCFD

Permintaan tambahan 0,1 BSCFD dari IPP

0

500 Selisih

3000

Sektor Industri – Non Pembangkit Listrik

0 2009

2015

Sumber: Unit Energi Primer PLN

2000

2500

_Pupuk

Petrokimia

Kertas

Sumber: Unit Energi Primer PLN

1000

1500

Kertas

Baja

Keramik

Departemen Perindustrian RI menyebutkan

adanya kondisi kekurangan pasok gas bumi bagi

0

500 2009

2015

Lain‐lain

Total

adanya kondisi kekurangan pasok gas bumi bagi

kalangan industri

Volume kebutuhan gas bumi industri yang

2009

2015

Sumber: Departemen Perindustrian RI dan PGN

(21)

Potensi Pertumbuhan Permintaan

k &

6 Listrik & Gas Bumi

Pemakaian gas bumi untuk sektor kelistrikan yang masih rendah

Memberikan potensi pertumbuhan permintaan gas bumi

Pemakaian gas bumi untuk sektor kelistrikan yang masih rendah

(22)

Tingkat Harga Yang Kompetitif

7 g

g

p

Rendahnya harga gas bumi dibandingkan bahan bakar lain

Harga jual industri berdasarkan B‐to‐B

Harga jual industri berdasarkan B to B

Harga Jual PGN dan Harga HSD

35.00 40.00 HSD Unsubsidized Price (USD/MMBTU) PGN Average Selling Price (USD/MMBTU) 14,49 10,05 6,35 MFO LPG ‐ 3 kg (Subsidized)

Natural Gas _{Harga jual}

rata‐rata PGN 25.00 30.00 17,63 13,59 14,49 MDF/IDO (Diesel) LPG ‐ 12 kg MFO B tu 15.00 20.00 20,38 18,83 Premium HSD (Solar) USD/MM B 5.00 10.00 20,71 17,33 17,15 Kerosene LPG Bulk LPG ‐ 50 kg 0.00 3/1/2005 7/14/2006 11/26/2007 4/9/2009 20,71 Kerosene USD/MMBTU Catatan:

Harga Bahan Bakar Prertamina per Juni 2010 Nilai tukar +IDR 9.500/USD

(23)

Skema Baru Harga Jual Gas Bumi

8 g

Peraturan Menteri ESDM No. 19 Tahun 2009

Harga Pokok

Pembelian Gas

• Penetapan harga jual kategori pengguna umum ditetapkan oleh

perusahaan

• Kategori pengguna umum adalah industri non‐subsidi dan

Biaya Transportasi

pembangkit listrik

Pertimbangan penetapan harga jual

Transportasi & Distribusi

Harga Jual

• Dinamika permintaan dan pasokan

• Daya beli

• Marjin yang wajar

Biaya Internal Harga Jual Gas Bumi

Sebagai daya tarik bagi hulu dalam rangka penyediaan

pasokan gas bumi sehingga dapat memenuhi permintaan

Internal

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

d f

d

l

h

l

h

l

diferensiasi di seluruh wilayah penjualan PGN per tanggal 1

April 2010

(24)

9 Pertumbuhan Kinerja Operasional

900

_{Volume Transmisi}

Volume Distribusi

700 800 850 500 600 800 300 400 750 100 200 700 389 402 422 527 551 566 577 721 756 776 792 841 827 0 720 734 736 716 743 747 758 779 763 763 767 758 848 650 Volume (MMSCFD) Volume (MMSCFD)

Pertumbuhan pesat volume pengaliran seiring

terselesaikannya pipa transmisi SSWJ

Pertumbuhan pesat volume pengaliran seiring

(25)

Pertumbuhan Pendapatan, EBITDA, dan EBIT

10

20000

p

Pendapatan

EBITDA dan EBIT

% 60% 10000 1.624 20 16000 18000 47% 50% 52% 54% 55% 8000 9000 1 519 12000 14000 9.303 40% 6000 7000 16 380 1.208 1.519 8000 10000 12000

D

R

miliar

6.375 4000 5000 6000

IDR

miliar

11.275 16.380 1.208 462 386 4 5 6000 8000

ID

4.094 4 657 7.676 20% 3000 4000 7.594 4.013 4.095 462 386 2000 4000 2.430 2.472 3.082 4.657 1.997 2.110 1000 2000 0 2007* 2008 2009 3M09 3M10

Distribusi Transmisi Serat Optik

0%

0

2007* 2008 2009 3M09 3M10

EBITDA EBIT Marjin EBITDA

(26)

Laporan Keuangan Triwulan I–2010

11

199 200

p

g

Labar/Rugi

5 000 50 100 150 200

_Labar/Rugi

Selisih Kurs

4 000 4,500 5,000 r (100) (50) ‐ 50 3M09 3M10 3 000 3,500 4,000 IDR milia r (134) (200) (150) (100) 4.478 4.486 2 000 2,500 3,000

IDR

miliar

1 997 2.110 1 000 1,500 2,000

Nilai Tukar Rupiah

1.836 644 1.997 1.220 1.760 615 2.110 1.771 500 1,000 ‐ 31 Maret 2009 USD 1 = IDR 11.575 & JPY 1 = IDR 117,94 31 Maret 2010 ‐ 31 Maret 2009 USD 1 = IDR 11.575 & JPY 1 = IDR 117,94 31 Maret 2010 ‐ Pendapatan Beban Pokok Pendapatan Biaya Operasional Laba Usaha Laba Bersih 3M09 3M10 ‐ 31 Maret 2010 USD 1 = IDR 9.115 & JPY 1 = IDR 97,71 ‐ 31 Maret 2010 USD 1 = IDR 9.115 & JPY 1 = IDR 97,71

(27)

Neraca Keuangan Per 31 Maret 2010

12 g

(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

28 038

29 668

6 Total Aset

28.038

29.668

6 Kewajiban Lancar

Kewajiban Tidak Lancar

4.071

14.342

3.600

11.599 ‐12

‐19

Hak Minoritas Atas Aset Bersih Anak Perusahaan

Dana Proyek Pemerintah

Total Ekuitas

1.069

28

8.529

1.077 ‐

13.393

1 ‐

57 Total Kewajiban dan Ekuitas Pemegang Saham

28.038

29.668

6

Rasio 2008 2009

Debt to Equity Ratio (x) 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

(28)

Kewajiban Jangka Panjang

13 (per 30 Juni 2010)

Kewajiban jangka panjang sebesar USD 1 148 miliar

Kewajiban jangka panjang sebesar USD 1,148 miliar

Mayoritas sumber pendanaan berasal dari bank pembangunan

Kewajiban jangka panjang sebesar USD 1,148 miliar

Mayoritas sumber pendanaan berasal dari bank pembangunan

JPY

43,5%

USD

Fixed

49,3%

Float

50,7%

56,5%

,

50,7%

cost of debt sebesar 2,6%

(29)

Komposisi Pelanggan Industri

14 p

gg

Volume penjualan pelanggan industri per 30 Juni 2010 sebesar 811 MMSCFD

p

j

p

gg

p

Atau 98% total volume penjualan PGN

p

j

p

gg

p

Atau 98% total volume penjualan PGN

37 00% 40% 37,00% 30% 20% 14,00% 9,00% 9,00% 8 00% 10% 0% 8,00% 6,00% 6,00% 5,00% 3,00% 2,00% 0,83% _0,04% 0% 10% 0% Power Plant

Chemical Ceramic Basic Metal

Food Glass Paper Fabricated Metal

(30)

Model Bisnis PGN

15 Pasokan gas

Pemasok utama

Dibawah Otoritas BPMigas

Kontrak berdasarkan volume dan harga

Pemasok utama – Dibawah Otoritas BPMigas

PGN

Pelanggan

Industri

Pembangkit

Listrik

Pelanggan

Komersial

Pelanggan

Rumah Tangga

Pelanggan

Kontrak berdasarkan _{(baja, Petrokimia,} keramik, textil, kaca) (PLN, IPP) (Hotel, pusat perbelanjaan, perkantoran)

‐

Kontrak berdasarkan volume ‐ Harga berdasarkan Business‐to‐business

(31)

Jaringan dan Fasilitas

Pi

T

i i d

Di

ib i

16 Pipa Transmisi dan Distribusi

PLN – Medan (80 MMSCFD)

Duri

KALIMANTAN

Stasiun Panaran Batam

Stasiun Penerima Gas Bumi Grissik

Legend:

Stasiun Kompresor Pagardewa

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 Terbanggi Besar

(32)

Sumber Pasokan Gas Bumi

17

Pertamina Medan DOH Rantau 44 BCF Grissik PSC Grissik Corridor Block 2581 BCF K A L I M A N T A N Medco E&P Lematang Lematang Block Pertamina JBB Pertamina Sumatera Selatan DOH Sumsel, Merbau Field, Pagardewa, 2581 BCF Medco E&P Indonesia South & Central Sumatra Block 14 BCF DOH Cirebon 338 BCF Prabumenang, Tasim, Musi Barat 1006 BCF Kodeco West Madura PSC 52 BCF Husky Oil BD Field 146 BCF Pertamina Cirebon DOH Cirebon 52 BCF *) @ 1000 BTU/SCF Indonesia Pertamina TAC Ellipse Jatirarangon Field 41 BCF 15 BCF Lapindo Brantas Wunut Field 136 BCF Maleo Field 243 BCF

(33)

Strategi Pemenuhan Permintaan Pasokan

18 Strategi Pemenuhan Permintaan Pasokan

Memperoleh akses untuk pasokan baru

• Aktif dalam pencarian pasokan gas baru, mulai dari yang

lokasinya berdekatan dengan infrastruktur yang telah terpasang

y

g

y g

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‐konvensional seperti

Perencanaan perolehan pasokan non konvensional seperti

(34)

Perkembangan Terkini

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

k

ik

i

ibl

GSPA

Kontrak pasokan gas bumi sebesar 12,5 BBTUD selama

5 h

j k J

i 2010

GSPA untuk menggantikan interruptible GSPA

pasok gas bumi dari ConocoPhillips Grissik

5 tahun sejak Juni 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 atau 60% dari laba bersih 2009

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

Jadwal dividen

Cum dividend untuk pasar reguler dan negosiasi 8

Juli 2010

• Cum dividend untuk pasar tunai Cash Market 13 Juli

2010

l

b

k

di id

l

(35)

Rencana Pembangunan Infrastruktur LNG

20 g

M

b

2 LNG R

i i

T

i

l

t

di I d

i

M

b

2 LNG R

i i

T

i

l

t

di I d

i

Membangun 2 LNG Receiving Terminals yang pertama di Indonesia

Arun Donggi 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)

(36)

Floating LNG Terminals

21 g

Northeast Gateway Teesside Dubai Livorno LNG Ship “Golar Spirit” yang dimodifikasi menjadi LNG Regasification Terminal (Sumber: LNGpedia) Gulf Gateway Kuwait W Java Pecem Medan Beroperasi Dalam pengembangan W. Java

Guanabara Bay _{Mossel Bay}

(37)

Sekilas Floating LNG Terminal

22

(38)

LNG Receiving Terminals

23 LNG Receiving Terminals

Jawa Barat

Sumatera Utara

Lokasi

Teluk Jakarta

Belawan, Medan

Kapasitas (MTPA)

1 5 3 MTPA

1 5 MTPA

Kapasitas (MTPA)

1.5 – 3 MTPA

1.5 MTPA

Konsumen

Pembangkit listrik dan industri

Pasokan potensial

Bontang dan lainnya

Sumber pasokan gas bumi

domestik dan import

p

Kepemilikan

PGN (40%) Pertamina (60%)

PGN

(39)

Status FSRU Jawa Barat

24 Status FSRU Jawa Barat

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

(40)

Status FSRU Sumatera Utara

25 Status FSRU Sumatera Utara

Aspek hukum:

• Koordinasi dengan Pemerintah Provinsi Sumatera Utara dan Otorita

P l b h

B l

Pelabuhan Belawan

Aspek teknis:

• Konsultas pemilihan lokasi dengan Otorita Pelabuhan Belawan dan

Pemerintah Provinsi Sumatera Utara

• Persiapan pelaksanaa tender konsultan AMDAL

T d

d

P j

M

C

l

• Tender pengadaan Project Management Consultant

Aspek komersial:

• Penandatanganan MoU dengan PLN sebagai gas off‐taker

(41)

Pengembangan Distribusi Jawa Barat

26 g

g

Proyek Pengembangan Distribusi Jawa Barat sepanjang 460 km

Pengembangan

jaringan

distribusi

sepanjang 460 km di wilayah Jakarta,

Bekasi Cikampek Bogor dan Banten

Bekasi, Cikampek, Bogor, dan Banten

Peningkatan

kapasitas

jaringan

sebesar:

Palembang

• Jawa Barat 85%

• Total Jaringan 50%

Karawang Lampung Bekasi

Pasokan gas bumi dari Sumatera Selatan

Sumber pendanaan proyek berasal dari

Bank Dunia dan PGN

Banten

Bogor Cirebon

(42)

Peraturan dan Perundang‐undangan

27 Peraturan dan Perundang‐undangan

Peraturan Pemerintah 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

kh d k l h

o Penggunana khusus ditetapkan oleh Menteri ESDM o Pengguna umum ditetapkan oleh perusahaan

Peraturan Menteri ESDM No. 3/2010

• Kewajiban Hulu untuk menyediakan alokasi gas domestik sebesar 25% dari

hasil produksi

• Prioritas utilisasi gas bumi domestik untuk produksi minyak dan gas bumi,

g

p

y

g

,

pupuk, listrik, dan industri

• Pengecualian untuk GSPA yang telah ditandatangani, serta HOA, MoU, atau

proses negosiasi yang sedang berjalan

(43)

Proyeksi Tahun 2010

28 y

P

k i

l

li

Transmisi: tidak ada pertumbuhan

Proyeksi volume pengaliran

Transmisi: tidak ada pertumbuhan

Distribusi: 800‐900 MMSCFD

Transmisi: tidak ada pertumbuhan

Distribusi: 800‐900 MMSCFD

Capital Expenditure

Komitmen

capex

: USD 200-250 juta

Komitmen

capex

: USD 200-250 juta

(44)