1
SEMINAR KETAHANAN ENERGI
PENINGKATAN NILAI TAMBAH
BISNIS HULU MIGAS
DR . Ir. Taslim Yunus MM
2
2016 © S KK Mi gas – A ll ri gh ts re se rve dJumlah Wilayah Kerja Migas
Konvensional & Non-Konvensional
EKSPLORASI
MNK GMB
EKSPLOITASI
TOTAL
ONSHORE
OFFSHORE
ONSHORE /
OFFSHORE
44 WK
29 WK
12 WK
49 WK
41 WK
20 WK
4 WK
26 WK
4 WK
153 WK
98 WK
37 WK
WK MIGAS
AKTIF
110 WK
PROSES
TERMINASI
37 WK
WK HNK
AKTIF
52 WK
WK EKSPLOITASI
85 WK
WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK
199 WK
TOTAL WILAYAH KERJA
284 WK
WK PRODUKSI
67 WK
WK PENGEMBANGAN
18 WK
46 WK
6 WK
- WK
- WK
- WK
- WK
3 WK
- WK
- WK
Konvensional HNKPROSES TERMINASI
Status 30 November 2016
2016 © S KK Mi gas – A ll ri gh ts re se rve d 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Jan-16 Feb-16 Mar-16 Apr-16 Mei-16 Jun-16 Jul-16 WK Non Konvensional - - - - - - - - 7 20 23 42 54 55 55 58 58 58 56 56 56 56 56 WK EKSPLORASI KONVENSIONAL 69 70 57 59 76 79 80 110 132 141 155 172 179 187 183 170 170 169 163 157 154 148 147 WK EKSPLOITASI 46 47 50 51 54 57 59 59 64 67 67 73 75 79 80 84 84 84 85 85 85 85 85 JUMLAH WK 115 117 107 110 130 136 139 169 203 228 245 287 308 321 318 312 312 311 304 298 295 289 288 115 117 107 110 130 136 139 169 203 228 245 287 308 321 318 312 312 311 304 298 295 289 288
0
50
100
150
200
250
300
350
Juml
ah
Wila
yah
K
er
ja
Wilayah Kerja Migas Konvensional
& Non-Konvensional
4
Masih Banyak Cekungan yang Belum Dieksplorasi
PRODUCING (18 BASINS)
DRILLED WITH DISCOVERY (12 BASINS) DRILLED WITH NO DISCOVERY YET (24 BASINS) UNDRILLED (74 BASINS)
basin mapping by Geological Agency of Indonesia (2010), basin’s status by Satyana (2012)
5
2016 © S KK Mi gas – A ll ri gh ts re se rve d TAHUN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 JUMLAH KONTRAK YG AKAN BERAKHIR 0 4 8 4 6 3 4 3 0 1 2 OPERATOR / WILAYAH KERJAPHE ONWJ PHE NSB JOB GSIL PENDOPO-RAJA
LAPINDO
BRANTAS CPI ROKAN BOB BSP CPP MEDCO RIMAU
PETROCHINA
BANGKO SAKA PANGKAH
INPEX ATTAKA CICO EAST KAL. CITIC SERAM COPI SOUTH JAMBI B
PTR.SELAT SELAT PANJANG
ENERGY EQUITY
SENGKANG COPI CORRIDOR PETRONAS MURIAH
MEDCO
LEMATANG PHE NSO
JOB JAMBI MERANG
PETROGAS (BASIN) LTD KEPALA BURUNG
EMP BENTU MEDCO TARAKAN PTR.CHINA JABUNG PHE MAHAKAM JOB PERTAMINA-TALISMAN OGAN KOMERING
KALREZ BULA CICO MAKASSAR STRAIT
MONT'DOR TUNGKAL
CNOOC SES KONDUR MALACCA STRAIT
TOTAL TENGAH
JOB PERTAMINA PETROCHINA
SALAWATI
JOB PPEJ TUBAN
VICO SANGA-SANGA
WK Telah Mendapatkan Keputusan Pemerintah
Pilihan keputusan:
-
100% diberikan Pertamina
-
100% diberikan Pertamina, Kontraktor eksisting
farm-in dengan skema
“B-to-B”
-
Kontraktor eksisting diperpanjang
-
Kontraktor eksisting diperpanjang, Pertamina
farm-in dengan skema
“B-to-B”
-
X % untuk Kontraktor eksisting, Y % untuk
Pertamina
-
Kontraktor eksisting bergabung dengan Pihak Baru,
dengan skema
“B-to-B”
Blok Hulu Migas Yang Akan Terminasi
Sumur Eksplorasi 1980-2015
0
50
100
150
200
250
300
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Jumlah
Sum
ur
ek
splo
rasi
WK Eksploitasi
WK Eksplorasi
86%
6%8%
mature
7
2016 © S KK Mi gas – A ll ri gh ts re se rve dProyek – Proyek Strategis Hulu Migas s.d. 2025
Status per 31 Oktober 2016
MADURA BD
Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 110 MMscfd, SOUTH SULAWESI SUMATERA UTARA JAWA TIMUR MALUKU PAPUA BARAT ACEH SULAWESI TENGAHANDE ANDE LUMUT
JANGKRIK (2 & 3)
IDD (1, 2, 4) KALIMANTAN TIMUR CENTRAL SUMATERA SOUTH SUMATERA LAMPUNG JAWA TENGAH KEP. RIAUMATINDOK
ABADI (5)
TANGGUH TRAIN-3
Tahap Konstruksi Produksi (Q3-2017): 450 MMscfd, 200 bopdGENDALO-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)*
Tahap Konstruksi
65 MMscfd (Q1-2017), 800 bopd
Tahap FEED (Final):
Persiapan FID & EPC Tangguh Expansion Project
Produksi (Q2-2020):
3,8 MTPA (700 MMscfd), 3200 bopd
Tahap Tender EPC
Produksi (2018) : 25000 bopd
JAMBARAN TIUNG
BIRU - CENDANA
Tahap Tender EPC
Produksi (Q2-2019) 330 MMscfd Tahap Konstruksi
Produksi (Q1-2017):
80 MMscfd
WASAMBO
MDA dan MBH
JAMBU
AYE UTARA
Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2019): 175 MMscfd
Tahap Persiapan Tender FEED
Produksi (2020)*: 110 MMscfd
Cadangan dan Produksi Migas Sekarang Ini
Belum Bisa Memenuhi Target Produksi Migas Tahun 2025,
Proyeksi kebutuhan
energi primer
nasional
(Dewan Energi Nasional, 2015)
Gap
produksi-konsumsi semakin
melebar setelah
Indonesia menjadi net
importer minyak pada
tahun 2004
1683 1624 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 1966197019741978198219861990199419982002200620102014 Production Consumpt… M BO PD (BP Statistical Review of World Energy 2015) Peak 1977 Peak 19959
Exploration performance continues to disappoint, activity levels have been
falling
17
77
7
80
56
58
26
-1
0
1
2
3
4
5
-50
0
50
100
150
200
250
b
ill
ion
b
oe
# of exploration wells
New volumes vs. exploration wells 2010-2014
Malaysia Indonesia Thailand Vietnam Brunei Myanmar Philippines Reserve replacement (2009 – 2013)
Number & size of bubble = average discovery size (mmboe) Source: Wood Mackenzie
0%
50%
100%
150%
200%
250%
R e p lac e m e n t ratio %Prod. Cumm 25,55 Remaining Reserve 3,62 Unrecoverabl E Reserve 44,98 Prod. Cumm. 79,30 Remainig Reserves 100,26 Unrecoverabl e Reserves 64,16
POTENSI BESAR DI SEKTOR HULU MIGAS (1/2)
CRUDE OIL PROVEN RESERVES
+ CONDENSAT (BSTB)
NATURAL GAS PROVEN RESERVES
(TSCF)
INDONESIA
86
OIL&GAS BASIN
Total Area 2.129.102 KM
2
Diperlukan eksplorasi yang masif (drilling
wildcat) pada 68 basin
BSTB
TSCF
68 BASIN NOT
YET PRODUCING
BASIN COVERAGE:
49 % from Total Area
TOTAL Prospek &
Lead : 558 Structure
Status New
Venture Play
18 BASIN
PRODUCING
BASIN COVERAGE: 51 % from Total Area Total Fields: 1.086 Fields. + Jumlah Prospek: 1.696 Struktur Status Proven
Play
OIL
GA
S
EOR Potensial
Implementation
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 Pr o d u cti o n R ate (M BO PD) Tahun Produksi
Profil Perkiraan Produksi Indonesia Tahun 2015-2050
Primary & Secondary Recovery SteamFlooding CO2 Flooding Chemical
POTENSI PENAMBAHAN PRODUKSI DARI EOR
(37 Lapangan Utama dari total 136 Lapangan yang memiliki potensi EOR)
Tahun Onstream
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Injeksi Chemical
-
3
-
1
-
2
-
8
9
-
1
1
Injeksi CO2
1
-
1
-
-
2
-
5
-
-
2
-Tantangan Kita Bersama ……..
• Perlu meningkatkan
produksi, baik minyak
maupun gas
• Perlu meningkatkan
kegiatan eksplorasi
untuk penemuan
cadangan minyak dan
gas baru
• Perlu mempercepat
waktu dari penemuan
sumber migas ke
produksi
13
Expenditure dan Cost Recovery
4.35 5.06 5.52 7.40 7.60 8.11 8.71 9.34 10.11 11.76 15.22 15.54 15.92 16.27 13.73 11.91 3.78 4.70 5.31 5.03 7.00 7.58 9.14 10.61 11.53 11.85 13.99 16.54 18.99 19.24 14.81 11.95 23.61 24.58 28.70 36.65 52.48 62.88 71.11 95.99 61.59 78.87 110.85 112.33 105.02 95.57 48.20 38.74 (140.00) (90.00) (40.00) 10.00 60.00 110.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
US$
/ b
b
l
US$
M
IL
YAR
ADMINISTRATION PRODUCTION DEVELOPMENT EXPLORATION TOTAL RECOVERABLES TOTAL EXPENDITURES WAP ICP ( US$/BBL)Multiplier effect of upstream oil & gas
in national economy
In every spending of Rp1 billion in upstream oil & gas will
create:
Output in economy of Rp1.6 billion ?
Added value in GDP of Rp700 million
Additional household income of Rp200 million
Additional job opportunity of 10 person
15
Statistik Cost Recovery
2001-2016
4.35 5.06 5.52 7.40 7.60 8.11 8.71 9.34 10.11 11.76 15.22 15.54 15.92 16.27 13.73 11.91 23.61 24.58 28.70 36.65 52.48 62.88 71.11 95.99 61.59 78.87 110.85 112.33 105.02 95.57 48.20 38.74 (120.00) (70.00) (20.00) 30.00 80.00 130.00 (5.00) 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016U
S$
/
bbl
US
$
MIL
YA
R
CURRENT YEAR DEPRECIATION PRIOR YEAR DEPRECIATION ADMINISTRATION
PRODUCTION EXPLORATION & DEVELOPMENT. UNRECOVERED COST
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
INVESTMENT CREDIT 5% 6% 6% 4% 2% 3% 2% 0% -1% 2% 2% 0% 2% 3% 2% 3%
UNRECOVERED COST 5% 6% 6% 8% 2% 1% -2% 0% -5% 1% 9% 1% -4% -7% -3% -5%
EXPLORATION & DEVELOPMENT. 17% 19% 22% 21% 25% 25% 24% 28% 28% 23% 22% 27% 31% 31% 22% 14%
PRODUCTION 43% 43% 40% 36% 39% 40% 47% 48% 56% 53% 48% 51% 51% 52% 50% 45%
ADMINISTRATION 8% 7% 8% 9% 9% 8% 10% 10% 7% 7% 6% 7% 8% 8% 8% 7%
PRIOR YEAR DEPRECIATION 17% 15% 13% 17% 19% 20% 15% 13% 11% 12% 11% 11% 10% 10% 13% 28%