Kegiatan Bisnis Hulu Migas Capaian Semester I Bandung, 19 Juli 2016

(1)

Kegiatan Bisnis Hulu Migas

Capaian Semester I 2016

(2)

2

EKSPLORASI

MNK GMB

EKSPLOITASI

TOTAL

ONSHORE

OFFSHORE

ONSHORE /

OFFSHORE

44 WK

29 WK

12 WK

50 WK

43 WK

20 WK

4 WK 27 WK 4 WK

153 WK

99 WK

37 WK

WK MIGAS

AKTIF

113 WK

PROSES

TERMINASI

41 WK

WK HNK

AKTIF

50 WK

WK EKSPLOITASI

85 WK

WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK

204 WK

TOTAL WILAYAH KERJA

289 WK

WK PRODUKSI 67 WK WK PENGEMBANGAN 18 WK

44 WK

5 WK

- WK

1 WK

- WK

6 WK - WK - WK Konvensional HNK PROSES TERMINASI

JUMLAH WILAYAH KERJA MIGAS

KONVENSIONAL & NON-KONVENSIONAL SAAT INI

Keterangan:

1. WK West Glagah Kambuna , WK Palangkaraya, Halmahera Kofiau, East Kangean, South Sageri, East Sepanjang, East Bula, North Makasar Strait, SE Seram, Obi, Sunda Strait I, Kofiau, Halmahera II, GMB Bentian Besar, GMB Indragiri Hulu, GMB Barito Banjar I, GMB Barito Banjar II, GMB Tabulako, GMB Barito Tapin, GMB Pulang Pisau, GMB Batangasin, Cendrawasih Bay II, Cendrawasih Bay III menjadi Proses Terminasi

2. WK South Madura, Northern Papua, Merangin I, Kerapu, Karapan, GMB Tanjung IV , East Kangean, South Matindok, South East Ganal I, South Barito, Biliton, dan West Tungkal, Karama, Semai V, Seram, Bone Bay, West Sageri, East Bawean I, Offshore Lampung I , GMB Tabulako, GMB Indragiri Hulu, Seruway, Citarum, Amborip VI, Arafura Sea, Titan, NE Natuna, SE Tungkal telah disetujui untuk terminasi

3. WK East Ambalat berubah status menjadi WK Aktif Eksplorasi dan alih kelola kepada PT. Pertamina (PERSERO) 4. POD I WK Nunukan telah disetujui MESDM

(3)

CAPAIAN UTAMA 2016 (1/2)

Target vs Realisasi (Semester-I dan Outlook)

*) per 13 Juli 2016

Capaian

Semester I

% YTD vs

WP&B Rev

OUTLOOK 1

TAHUN

% YTD vs

WP&B Rev

Lifting - OIL (Mbbl/d)

817.5

817.9 100.0%

824.9 100.9%

Lifting - GAS (mmscfd)

6,288.1

6,601.5

105.0%

6,376.7

101.4%

(MBOE/d)

1,122.9

1,178.8

105.0%

1,138.7

101.4%

Lifting - Oil & Gas (MBOE/d)

1,940.4

1,996.7

102.9%

1,963.6

101.2%

ICP Rata-Rata (USD/bbl)

40.00

36.16 90.4%

40.00 100.0%

Cost Recoverable (US$ Miliar)

12.71

5.50 43.3%

12.16 95.7%

Indonesia Share (US$ Miliar)

7.07

4.23 59.8%

8.07 114.1%

MONITORING 2016

Perihal

WP&B REVISI

(4)

4

CAPAIAN UTAMA 2016 (2/2)

Realisasi : Q2 2015 VS Q2 2016

*) Data 2016 : per 13 Juli 2016, data 2015 : FQR TW-II 2015

759.1 817.9 1092.3 1178.8 0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Q2 2015

Q2 2016

Q2 2015

Q2 2016

LIFTING OIL

LIFTING GAS

RIBU

B

OE

P

D

Q2 2015 Q2 2016

%

Lifting OIL (mbopd)

759.1

817.9 8%

Lifting GAS (mboepd) 1092.3 1178.8

8%

WAP ICP ($/bbl)

54.85

36.16 -34%

% Gas untuk

Domestik

56%

58%

3%

Investasi Hulu Migas

(5)

LIFTING PER KKKS UTAMA

YTD 30 Juni 2016

*) KKKS lainnya, termasuk 18 WK yang masih dalam pengembangan

LIFTING GAS BUMI (RIBU BOEPD)

No. Nama KKKS WILAYAH KERJA YTD 30 JUNI '16

1 TOTALFINAELF E&P INDONESIE MAHAKAM 280.9 2 BP TANGGUH BERAU, MUTURI, WIRIAGAR 167.0 3 CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR 146.8 4 PT. PERTAMINA EP INDONESIA 139.0 5 JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI SULAWESI SENORO TOILI 58.5 6 CONOCOPHILIPS INDONESIA INC. LTD. SOUTH NATUNA SEA "B" 40.3 7 PREMIER OIL NATUNA SEA B.V. NATUNA SEA BLOCK A 39.7 8 KANGEAN ENERGY INDONESIA LIMITED ONS. & OFF. KANGEAN 39.0 9 PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD. JABUNG 35.3 10 VICO SANGA-SANGA 31.2 11 PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD OFF. NORTH WEST JAVA 28.0 12 PHE WMO WEST MADURA 20.3 13 CHEVRON INDONESIA COMPANY EAST KALIMANTAN 19.6 14 PC MURIAH LIMITED MURIAH 17.6 15 JOB PERTAMINA - HESS JAMBI MERANG JAMBI MERANG 13.7 16 CNOOC SES LTD. SOUTH EAST SUMATRA 12.4 17 SANTOS (SAMPANG) PTY LTD. SAMPANG 12.3 18 PEARL OIL (SEBUKU) LTD. SEBUKU 11.3 19 PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 10.8 20 SANTOS (MADURA OFFSHORE) PTY. LTD. MADURA OFFSHORE 10.0 65 KKKS LAINNYA *), 4% dari total lifting Indonesia 45.0

1,178.8

TOTAL LIFTING GAS BUMI

LIFTING MINYAK BUMI (RIBU BOPD) No. Nama KKKS WILAYAH KERJA YTD 30 JUNI '16

1 CHEVRON PACIFIC INDONESIA ROKAN 256.4

2 MOBIL CEPU LTD CEPU 154.7

5 PT. PERTAMINA EP INDONESIA 85.8

6 TOTALFINAELF E&P INDONESIE MAHAKAM 63.6

7 PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD OFF. NORTH WEST JAVA 35.7

8 CNOOC SES LTD. SOUTH EAST SUMATRA 32.0

9 CONOCOPHILIPS INDONESIA INC. LTD. SOUTH NATUNA SEA "B" 19.8 10 CHEVRON INDONESIA COMPANY EAST KALIMANTAN 18.2

11 VICO SANGA-SANGA 18.0

12 PC KETAPANG II LTD KETAPANG 17.3

13 PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD. JABUNG 13.3

14 BOB PERTAMINA – BUMI SIAK PUSAKO C P P 12.1

15 PHE WMO WEST MADURA 9.7

16 PT. MEDCO E&P RIMAU RIMAU 9.6

17 JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI SULAWESI SENORO TOILI 8.8

18 CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR 7.1

19 BP TANGGUH BERAU, MUTURI, WIRIAGAR 5.6

20 PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 5.3 65 KKKS LAINNYA *), 6% dari total lifting Indonesia 45.1

817.9 TOTAL LIFTING MINYAK BUMI

(6)

6

KEGIATAN

SATUAN

REALISASI

WP&B

OUTLOOK

RENCANA

PERSENTASE

a. Rencana Program Survei Seismik kegiatan

2

11 18%

15

b. Rencana Program Survei Non Seismik kegiatan

5

9 56%

8

c. Rencana Program Pemboran Eksplorasi sumur

21

65 32%

65

d. Rencana Program Re-Entry Sumur Eksplorasi kegiatan

0

2 0%

5

e. Rencana Program Pemboran Sumur

Pengembangan sumur

144

245 59%

274

f. Rencana Program Kerja Ulang kegiatan

604 1,286

47%

1,061

g. Rencana Program Perawatan Sumur kegiatan

16,822

39,956

42%

39,918

*) Status per 1 Juli 2016

Pencapaian Target Kegiatan Utama

Hulu Migas

(7)

PROGRESS INVESTASI HULU MIGAS

YTD 30 Juni 2016

Total Investasi

Semester I 2016 :

US$5,65 MILYAR

*) Data investasi eksplorasi per Kuartal – I 2016 **) Unaudited, data per 14 Juli 2016

(dalam US$ JUTA)

BLOK EKSPLOITASI BLOK EKSPLORASI TOTAL Exploration ₂₆₀ ₁₀₇ 367 Development ₈₄₅ ₀ 845 Production _3,922 ₀ 3,922 Administration ₄₈₈ ₃₄ 521 Total _5,513 ₁₄₁ 5,654 5,513 141 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

BLOK EKSPLOITASI BLOK EKSPLORASI

U

S$

JU

TA

Realisasi Expenditure

(8)

8 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 _2,797 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 4,016 500 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

Ekspor

Domestik

Peningkatan rata-rata 9% sejak tahun 2003 sampai dengan tahun 2015, dan di tahun 2016 kebutuhan domestik lebih besar

dibandingkan ekspor dengan porsi 57% penyaluran Gas kepada Domestik .

Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi

Kebutuhan Domestik

54%

56%

Catatan:

*) Data tahun 2016 berdasarkan realisasi rata-rata sampai dengan 31 Mei 2016, dan s.d. 30 Juni 2016 diasumsikan masih sama

(9)

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016

Kelistrikan 14.98% Pupuk 10.50% Industri 22.10% Lifting Minyak 3.02% City Gas 0.05% BBG Transportasi 0.06% Ekspor Gas Pipa 11.80% LNG Ekspor 29.10% LNG Domestik 5.91% LPG Domestik 2.50%

Pemanfaatan Gas Bumi

Indonesia 2016

1,024.60 718.09 1,510.91 206.20 3.13 3.78 806.87 1,989.92 403.79 170.63 1,136.39 758.76 1,814.76 321.05 3.51 8.50 866.50 1,989.92 403.79 170.63 - 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 Pipa untuk Domestik

Kontrak Berjalan (BBTUD) Realisasi (BBTUD)

Catatan:

*) Data tahun 2016 berdasarkan realisasi rata-rata sampai dengan 31 Mei 2016, dan s.d. 30 Juni 2016 diasumsikan masih sama

(10)

10 2016 © SKKMi gas – A ll ri gh ts re se rve d

Progress Proyek

– Proyek Strategis Hulu Migas s.d. 2025

Status per 21 Juni 2016

MADURA BD Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 110 MMscfd, SOUTH SULAWESI SUMATERA UTARA JAWA TIMUR MALUKU PAPUA BARAT ACEH SULAWESI TENGAH

ANDEANDE LUMUT

JANGKRIK IDD KALIMANTAN TIMUR CENTRAL SUMATERA SOUTH SUMATERA LAMPUNG JAWA TENGAH KEP. RIAU DONGGI SENORO ABADI TANGGUH TRAIN-3 Tahap Konstruksi Produksi (Q3-2017): 450 MMscfd, 200 bopd

BANGKA : Tahap Konstruksi

115 MMscfd, 4000 bopd (Q3-2016) GENDALO-GEHEM: Tahap Revisi POD-1

Gendalo Hub: 700 MMscfd, 20000 (Q4-2022)* Gehem Hub : 420 MMscfd, 27000 (Q2-2023)*

Tahap Revisi POD-1

Mulai Produksi & Kapasitas (TBD)* SENORO:

Telah onstream Q2-2015

310 MMscfd ; 6000 bopd DONGGI: Tahap Konstruksi (onstream April 2016)

Produksi : 60 MMscfd (Q2-2016), MATINDOK: Tahap Konstruksi

65 MMscfd (Q1-2017), 500 bopd

Tahap FEED (Final):

Persiapan FID & EPC Tangguh Expansion Project

Produksi (Q2-2020):

3,8 MTPA (700 MMscfd), 3200 bopd

BANYUURIP

Tahap Tender EPC

Produksi (2018) : 25000 bopd

JAMBARAN TIUNG BIRU - CENDANA

Tahap Tender EPC

Produksi (2019) 330 MMscfd

PONDOK MAKMUR

Tahap Konstruksi

Telah onstream Mei 2016 Produksi (Q2-2016) : 4000 bopd; 42 MMscfd Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 80 MMscfd WASAMBO MDA dan MBH JAMBU AYE UTARA

Konstruksi (Commissioning):

(Train-A onstream Des ’15, Train-B/full onstream Jan ’16,

Sistem injeksi gas: Mei’16). Kapasitas Produksi : 185000 bopd

FPU : Tahap Tender EPC WHP: Tahap Konstruksi

Produksi (Q1-2019): 175 MMscfd

Tahap Konstruksi

(partly onstream Q2-2015,

full onstream Mar-2016)

Produksi :

20000 bopd; 50 MMscfd

BUKIT TUA

Tahap Persiapan Tender FEED

Produksi (2020)*:

(11)

PENCAPAIAN PROYEK FASILITAS PRODUKSI 2016

Realisasi (s.d. Mei 2016) dan Outlook (Juni - Desember 2016)

*(A) = Actual, *(O) = Outlook

No

KKKS

Proyek

Kapasitas

Fasilitas Produksi

Target Onstream

1 ExxonMobil Cepu ltd.

Banyu Urip - Train B

185.000 bopd

Feb-16 (A)

2 Petronas Carigali Ketapang 2 Ltd. Bukit Tua ORF

20.000 bopd

50 MMscfd

Mar-16 (A)

3 PT Pertamina EP

Pondok Makmur

4000 bopd

42 MMscfd

Mei-16 (A)

4 PT Chevron Pacific Indonesia

North Duri Dev. Area 13

17.000 bopd

1st Oil: Sep-13 (A)

Completion Jun-16 (O)

5 PT Pertamina EP

Donggi

250 bopd

60 MMscfd

April-16 (A)

6 Tropik Energi Pandan

Ario Damar - Sriwijaya

2000 bopd

20 MMscfd

Jun-16 (O)

7 Chevron Indonesia Co. (Rapak)

IDD Bangka

4000 bopd

115 MMscfd

Agt-16 (O)

8 Star Energy Kakap Ltd.

KRA South

9 MMscfd

Sept-16 (O)

9 PHE WMO

EPCI-1 (PHE-24, PHE-12, CPP2)

3100 bopd

12 MMscfd

Okt-16 (O)

10 Energy Equity Epic Sengkang

Wasambo

80 MMscfd

Nov-16 (O)

11 ConocoPhillips Grissik Ltd.

Dayung Compression-2

160 MMscfd

Nov-16 (O)

12 Ophir Energy

Karendan

300 bopd

(12)

12 * Perolehan produksi dihitung berdasarkan initial production dan asumsi decline rate per KKKS.

* Angka perolehan produksi terlampir tidak mencerminkan kontribusi pemboran pengembangan yang sebenarnya terhadap angka produksi aktual.

* Masih menggunakan angka Produksi Original WP&B 2016

Perolehan Produksi Minyak dan Gas

Dari Kegiatan Pemboran

(13)

Rencana,

10,955

Realisasi,

1,057

Seismik 2D (Km)

Rencana,

11,217

Realisasi,

865 Seismik 3D (Km2)

13

*angka rencana merujuk kepada Fungsi Perencanaan

1

3

4

1

2

4

1

3

1

2

1

0

1

2

3

4

5 Jan

Feb

Mar

Apr

Mei

Jun

Jul

Agt

Sep

Okt

Nop

Des

K

egia

tan

Rencana dan Realisasi Kegiatan Survei Seismik

Rencana Seismik 2D

Realisasi Seismik 2D

Rencana Seismik 3D

Realisasi Seismik 3D

KINERJA SURVEI SEISMIK – 1 JULI 2016

Note: Topografi : 715 Km Drilling 5.122 SP Note: Topografi : 2.353 Km Drilling 18.530 SP

(14)

14

1* OPHIR ENERGY (NORTH EAST BANGKANAI)

LTD. Airborne Gravity & Magnetic Survey 2* OPHIR ENERGY (WEST BANGKANAI) LTD. Airborne Gravity & Magnetic Survey

3* PHE NUNUKAN COMPANY Marine Survey and Metocean Data Monitoring 4* PT CONOCOPHILLIPS KALIMANTAN

EXPLORATION LTD. Airborne Survey

5 OPHIR ENERGY (WEST BANGKANAI) LTD. Geochemical Headspace Gas 6 TALISMAN SAKAKEMANG B.V Airborne Gravity & Magnetic Survey 7 TALISMAN EAST JABUNG B.V Airborne Gravity & Magnetic Survey 8 OPHIR ENERGY (NORTH EAST BANGKANAI)

LTD. Geochemical Headspace Gas 9 BUKIT ENERGY PALMERAH BARU LTD. Gore Geochemical

10 TRIANGLE PASE INC. Pasif Seismik

11* PERTAMINA EP Pemetaan Geologi Permukaan Sumatera Selatan

12 PERTAMINA EP Pemetaan Geologi Permukaan dan Survei Microseepage Area Sangatta Cekungan Kutai

13 BP Berau Tangguh Integrated Regional Survey

KINERJA SURVEI NON SEISMIK – 1 JULI 2016

* Sudah Dikerjakan

13

5 Rencana Kegiatan

Realisasi Kegiatan

4

3

0

3

2

0

1

0

3

1

0

1

0

5

0

1

2

3

4

5 JAN

FEB

MAR

APR

MEI

JUN

JUL

AGT

SEP

OKT

NOP

DES

TOTAL

RENCANA - REALISASI BULANAN

KEGIATAN SURVEI NON SEISMIK (WP&B)

(15)

10,867 7,070 4,230 8,489 12,710 5,501 3,721 2,640 1,893 23,078 _22,420 11,624 40.00 40.00 36.16 0.00 20.00 40.00 60.00 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 50,000

APBN-P WP&B Revisi YTD Juni

Contractor Share Cost Recovery Indonesia Share Gross Revenue ICP

RESUME PENCAPAIAN PENERIMAAN HULU MIGAS

JAN - DES s.d.

30 Juni 2016

US$/BBL

US$ JUTA

(16)

16

Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (1/3)

Sasaran Kinerja :

Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016 Target pencapaian:

a. Realisasi lifting minyak 817 MBOPD (APBNP : 820 MBOPD)

Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Agt Sep Okt Nop Des

Lifting Crude Oil (MBOPD) 711.22 771.69 923.32 794.33 824.27 880.59 - - -

-Lifting Crude APBN-P 2015 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01 820.01

Harga Crude Oil 27.49 28.92 34.19 37.20 44.68 44.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Harga Crude Oil APBN-P 2015 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

27.49 28.92 34.19 37.20 44.68 44.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00 900.00 1,000.00 1,100.00 1,200.00 1,300.00 1,400.00 1,500.00 U S$/bb l MBOPD

Performance Crude Oil 2016

(17)

Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (2/3)

Sasaran Kinerja :

Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016

Target pencapaian:

b. Realisasi lifting gas 6288 MMscfd / 6513 Bbtud (APBNP : 6438 MMscfd / 6670 Bbtud)

Lifting Gas (BBTUD) 6,641 7,213 7,027 7,067 6,242 6,867 0 0 0 0 0 0

Lifting Gas APBN-P 2015 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668 6,668

Harga Gas (Gross Price) 5.28 4.85 5.00 5.44 6.53 6.50 - - -

-Harga Gas APBN-P 2015 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02 5.02

5.28 4.85 5.00 5.44 6.53 6.50 - - - - - - 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00 BBTUD U S$/m m b tu

Performance Gas 2016

Periode Jan'16-Des'16

(18)

18

Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (3/3)

Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016

c. Realisasi lifting minyak dan gas 1940 Ribu BOEPD (APBN : 1970 Ribu BOEPD)

Lifting Oil & Gas (MBOEPD) 1,856 2,015 2,135 2,013 1,901 2,065 - - -

-Lifting Oil & Gas APBN-P 2015 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970 1,970

Harga Crude Oil 27.49 28.92 34.19 37.20 44.68 44.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Harga Crude Oil APBN-P 2015 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00

27.49 28.92 34.19 37.20 44.68 44.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,700 1,900 2,100 2,300 2,500 2,700 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 MBOED U S$/bb l

Performance Oil & Gas 2016

(19)

Realisasi Cost Recovery (kumulatif)

Pengendalian Cost Recovery

Pengendalian atas cost recovery sesuai target WP&B Revisi 2016

Realisasi cost recovery USD 12.71 Miliar

0.77 1.53 2.59 3.69 4.49 5.50 1.06 2.12 3.18 4.24 5.30 6.36 7.41 8.47 9.53 10.59 11.65 12.71 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

(20)

20

Pencadangan Dana ASR di Bank BUMN

Abandonment & Site Restoration adalah kegiatan untuk menghentikan pengoperasian fasilitas

produksi dan sarana penunjang lainnya secara permanen dan menghilangkan kemampuannya untuk

dapat dioperasikan kembali, serta melakukan pemulihan di lingkungan wilayah kegaitan hulu migas.

Sampai 30 Juni 2016, penempatan Dana ASR di Bank BUMN telah mencapai US$ 837 juta atau

meningkat 502% dibandingkan tahun 2010.

167 232 344 497 635 775 837 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 2010 2011 2012 2013 2014 2015 30 Jun'16

Kumulatif Dana ASR (US$

Juta)

BANK RAKYAT INDONESIA $ 268,996,314.43 32.14% BANK MANDIRI $ 273,853,289.12 32.72% BANK NEGARA INDONESIA $ 294,023,813.72 35.13%