IDX Announcements | Perusahaan Gas Negara Persero Tbk PT

(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?

(4)

Halaman 2 dari 3

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%.

(5)

Halaman 3 dari 3

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

Perusahaan

Gas

Negara

Presentasi Investor

(17)

Disclaimer:

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

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

(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,

g

China

and

Malaysia

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

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

(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

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

p

Rendahnya harga gas bumi dibandingkan bahan bakar lain

Rendahnya harga gas

bumi dibandingkan bahan bakar lain

Rendahnya harga gas

bumi dibandingkan bahan bakar lain

Harga jual industri berdasarkan

B

‐

to

‐

B

‐

to

‐

B

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 + I DR 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

(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

(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

Volume

penjualan pelanggan industri per

p

j

p

gg

p

30

Juni 2010

sebesar 811

MMSCFD

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

Dibaw ah Otoritas BPMigas

Kontrak berdasarkan volume dan harga

Pemasok utama – Dibaw ah 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

KALI MANTAN

Stasiun Panaran Batam

Stasiun Penerima Gas Bumi Grissik

Legend: Stasiun Kompresor Pagardew a

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 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

(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

y

g

y

g

telah 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

•

Ekspansi kapasitas jaringan distribusi dan transmisi terpasang

•

Pembangunan

transportasi gas

inter

‐

mode

CNG

dan LNG

Upaya perolehan pasokan non‐konvensional

•

Perencanaan perolehan pasokan non

Perencanaan perolehan pasokan non konvensional seperti

‐

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

•

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

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

(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

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

Proyek Pengembangan Distribusi Jawa Barat

sepanjang 460

km

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

Peraturan Pemerintah No.

55/2009

•

Kewajiban Hulu untuk menyediakan alokasi gas

domestik sebesar 25%

dari

hasil produksi

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

No.

3/2010

•

Kewajiban Hulu untuk menyediakan alokasi gas

domestik sebesar 25%

dari

hasil produksi

•

Prioritas utilisasi gas

g

bumi domestik untuk produksi minyak dan gas

p

y

g

bumi,

,

pupuk,

listrik,

dan industri

(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

(44)

29

T i

K

ih

Terima 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