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

Transkripsi

1 No Surat/Pengumuman Nama Perusahaan Kode Emiten Lampiran S/OT.02/SPER/2010 PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk PGAS Tanggal dan Jam 09 Agust :56:35 Perihal Laporan Hasil Public Expose Merujuk surat PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk nomor 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 Jakarta 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. Validation ID: c65a08c55c a a-1f ee28a30

2

3 PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk Resume Public Expose Tahun 2010 Galeri Gedung Bursa Efek Indonesia Tower II Lantai 1 Jl. Jend. Sudirman Kav Jakarta Agustus 2010 Dipaparkan oleh : Direktur Utama Hendi Prio Santoso Direktur Keuangan M. Riza Pahlevi Direktur Pengembangan Bambang Banyudoyo Sekretaris Perusahaan M. Wahid Sutopo Moderator Dihadiri oleh : Umi Kulsum : 83 peserta yang terdiri dari analis, investor dan wartawan Berikut adalah rangkuman tanya (T) dan jawab (J) dalam acara Public Expose : T : Volume transmisi Q 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 terjadi penurunan sesuai dengan penyaluran transmisi pada ruas ini. Namun apabila dilihat pada Semester , terjadi lonjakan yang cukup besar seiring dengan program Pemerintah untuk menjaga kestabilan produksi minyak di Duri. Dampak dari hal tersebut adalah beralihnya Resume Public Expose Tahun 2010 Halaman 1 dari 3

4 volume distribusi ke PGN antara MMScfd ke ruas transmisi yang mengalir ke Duri untuk Chevron. T : PGAS mengalami peningkatan ROE yang sangat tajam dari 2008 ke 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 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 Resume Public Expose Tahun 2010 Halaman 2 dari 3

5 capex sebesar US$ 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 serta average selling price setelah adanya kenaikan harga jual gas? J : Untuk volume transmisi di Semester mencapai 848 MMScfd, meningkat tajam karena adanya peningkatan penyaluran di ruas transmisi Grissik Duri untuk penyaluran ke Chevron. Untuk volume distribusi Semester adalah 827 MMScfd dengan rata rata effective selling price sekitar US$ 6,37/ MMBtu. Namun sebenarnya untuk masing masing wilayah berbedabeda tergantung level HPP, biaya distribusi dan transmisinya. ******* Resume Public Expose Tahun 2010 Halaman 3 dari 3

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 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) 3,71 1,32 53,06 21,49 24,14 7,96 7,76 26,68 6,18 6,39 6,30 6,31 Sumber: Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Cadangan Gas Bumi Terbukti (Sumber: BP World Energy Report 2010) Persentase Triliun meter kubik 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

19 4 Pendorong Utama Permintaan Gas Bumi Penggunaan Bahan Bakar Non Subsidi UntukIndustri 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 Agreement

20 Permintaan Gas Bumi 5 Sektor Pembangkit Listrik Permintaan gas bumi PLN sebesar 1,8 BSCFD pada tahun 2009 untuk pembangkit listrik dual 2500 fired yang telah ada dan mencapai 2,1 BSCFD pada tahun Permintaan 1000 Pasokan 500 Selisih Sumber: Unit Energi Primer PLN Departemen Perindustrian RI menyebutkan adanya kondisi kekurangan pasok gas bumi bagi kalangan industri Volume kebutuhan gas bumi industri yang belum terpenuhi sebesar 0,4 BSCFD Kebutuhan yang belum terpenuhi 0,8 BSCFD Permintaan tambahan 0,1 BSCFD dari IPP Sektor Industri Non Pembangkit Listrik Sumber: Departemen Perindustrian RI dan PGN Pupuk Petrokimia Kertas Baja Keramik Lain lain Total

21 Potensi Pertumbuhan Permintaan Listrik & Gas Bumi 6 Pemakaian gas bumi untuk sektor kelistrikan yang masih rendah Memberikan potensi pertumbuhan permintaan gas bumi

22 Tingkat HargaYang g Kompetitif 7 Rendahnyahargagas bumidibandingkanbahanbakarlain Harga jual industri berdasarkan B to B B Harga Jual PGN dan Harga HSD HSD Unsubsidized Price (USD/MMBTU) PGN Average Selling Price (USD/MMBTU) Natural Gas LPG 3 kg (Subsidized) 6,35 10,05 Harga jual rata rata PGN USD/MMB Btu MFO LPG 12 kg MDF/IDO (Diesel) HSD (Solar) Premium 14,49 13,59 17,63 18,83 20, LPG 50 kg 17, /1/2005 7/14/ /26/2007 4/9/2009 7/1/2010 LPG Bulk Kerosene Catatan: Harga Bahan Bakar Prertamina per Juni 2010 Nilai tukar +IDR 9.500/USD 17,33 20,71 USD/MMBTU

23 Skema Baru HargaJualGas Bumi 8 Harga Pokok Pembelian Gas Peraturan Menteri ESDM No. 19 Tahun 2009 Penetapan harga jual kategori pengguna umum ditetapkan oleh perusahaan Kategori pengguna umum adalah industri non subsidi dan pembangkit listrik Harga Jual Gas Bumi Biaya Transportasi & Distribusi Biaya Internal Pertimbangan penetapan harga jual Dinamika permintaan dan pasokan Daya beli Marjin yang wajar Sebagai daya tarik bagi hulu dalam rangka penyediaan pasokan gas bumi sehingga dapat memenuhi permintaan domestik jangka panjang Marjin Implementasi PGN telah berupaya melakukan komunikasi dan edukasi kepada konsumen atas fleksibilitas skema baru harga jual Implementasi skema baru harga jual dengan sistem regional dan df diferensiasi diseluruh wilayah penjualan PGN per tanggal 1 April 2010

24 Pertumbuhan Kinerja Operasional Volume Transmisi Volume Distribusi Volume (MMSCFD) Volume (MMSCFD) Pertumbuhan pesat volume pengaliran seiring terselesaikannya pipa transmisi SSWJ

25 Pertumbuhan Pendapatan, EBITDA, dan EBIT 10 Pendapatan EBITDA dan EBIT % 50% 52% 54% 55% 60% ID DR miliar IDR miliar % % % 2007* M09 3M * M09 3M10 Distribusi Transmisi Serat Optik EBITDA EBIT Marjin EBITDA *Catatan: disajikan kembali

26 Laporan Keuangan Triwulan I ,000 4, Labar/Rugi Selisih Kurs ,000 3,500 IDR miliar 50 (50) 3M09 3M10 IDR miliar 3,000 2,500 2, (100) (150) (200) (134) 1,500 1, Nilai Tukar Rupiah 31 Maret 2009 USD 1 = IDR & JPY 1 = IDR 117,94 Pendapatan Beban Pokok Pendapatan Biaya Operasional Laba Usaha 3M09 3M10 Laba Bersih 31 Maret 2010 USD 1 = IDR & JPY 1 = IDR 97,71

27 12 Neraca Keuangan Per 31 Maret 2010 (IDR miliar) 31 Mar Mar 2010 % Aset Lancar Aset Tidak Lancar Total Aset Kewajiban Lancar Kewajiban Tidak Lancar Hak Minoritas Atas Aset Bersih Anak Perusahaan Dana Proyek Pemerintah 28 Total Ekuitas Total Kewajiban dan Ekuitas Pemegang Saham Rasio 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 EBITDA/Interest expense (x) 11,7 16,7

28 Kewajiban Jangka Panjang (per 30 Juni 2010) 13 Kewajiban jangka panjang sebesar USD 1, miliar Mayoritas sumber pendanaan berasal dari bank pembangunan USD 56,5% JPY 43,5% Float 50,7% Fixed 49,3% cost of debt sebesar 2,6%

29 Komposisi Pelanggan Industri 14 Volume penjualan pelanggan industri per 30 Juni 2010 sebesar 811 MMSCFD Atau 98% total volume penjualan PGN 40% 37,00% 30% 20% 14,00% 10% 0% 9,00% 9,00% 800% 8,00% 6,00% 6,00% 5,00% 3,00% 2,00% 0,83% 0,04% Power Plant Chemical Ceramic Basic Metal Food Glass Paper Fabricated Metal Textile Others Cement Wood

30 Model Bisnis PGN 15 Pasokan gas Kontrak berdasarkan volume dan harga Pemasok utama Dibawah Otoritas BPMigas PGN Pelanggan Kontrak berdasarkan volume Harga berdasarkan Business to business Pelanggan Industri (baja, Petrokimia, keramik, textil, kaca) Pembangkit Listrik (PLN, IPP) Pelanggan Komersial (Hotel, pusat perbelanjaan, perkantoran) Pelanggan Rumah Tangga Volume penyerapan 98% dari total volume penjualan

31 Jaringan dan Fasilitas Pipa Transmisi idan Distribusiib i 16 PLN Medan (80 MMSCFD) Duri Stasiun Panaran Batam KALIMANTAN Stasiun Penerima Gas Bumi Grissik Stasiun Kompresor Pagardewa Legend: 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) Stasiun Pagardewa Stasiun TerbanggiBesar Stasiun Labuhan Maringgai Stasiun Muara Bekasi Pipa Transmisi Grissik Singapore (364 MMSCFD)

32 Sumber Pasokan Gas Bumi 17 Pertamina Medan DOH Rantau 44 BCF Medco E&P Lematang Lematang Block K A L I M A N T A N PSC Grissik Corridor Block 2581 BCF Grissik Medco E&P Indonesia South & Central Sumatra Block 14 BCF Pertamina Sumatera Selatan DOH Sumsel, Merbau Field, Pagardewa, Prabumenang, Tasim, Musi Barat 1006 BCF Pertamina JBB DOH Cirebon 338 BCF 1000 BTU/SCF Indonesia Pertamina TAC Ellipse Jatirarangon Field 41 BCF Pertamina Cirebon DOH Cirebon 15 BCF Kodeco West Madura PSC 52 BCF Lapindo Brantas Wunut Field 136 BCF Husky Oil BD Field 146 BCF Maleo Field 243 BCF

33 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 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 Coal Bed Methane

34 19 Perkembangan Terkini Peristiwa Penandatanganan Second Amendment GSPA pasokan gas bumi dari Pertamina ONWJ Penandatanganan Amendment and Restatement GSPA untuk menggantikan interruptibleibl GSPA pasok gas bumi dari ConocoPhillips Grissik Hasil keputusan RUPS Tahun Buku 2009 Keterangan Perpanjangan kontrak pasokan gas bumi sebesar 3,78 TBTU sejak Mei 2010 sampai dengan Desember 2010 Kontrak pasokan gas bumi sebesar 12,5 BBTUD selama 5 tahun sejak jkjuni2010 RUPS menyetujui pembagian kas dividen sebesar Rp atau 60% dari laba bersih 2009 dimana sebagian telah dibagikan sebagai dividen interim sebesar Rp dan dibayarkan pada tanggal 23 Desember Sisa kas dividen yang akan dibagikan kepada pemegang saham Rp atau setara Rp 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 Juli 2010 Cum dividend untuk pasar tunai Cash Market 13 Juli 2010 Tanggal pembayaran kas dividenid 27 July 2010

35 Rencana Pembangunan Infrastruktur LNG 20 Membangun 2 LNG Receiving i Terminals yang pertama di Indonesia Arun 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 21 Floating LNG Terminals Teesside Northeast Gateway Dubai LNG Ship Golar Spirit yang dimodifikasi menjadi LNG Regasification Terminal (Sumber: LNGpedia) Gulf Gateway Pecem Livorno Kuwait Medan W. Java Beroperasi Dalam pengembangan Bahía Blanca Guanabara Bay Mossel Bay

37 Sekilas Floating LNG Terminal 22

38 23 LNG Receiving Terminals Jawa Barat Sumatera Utara Lokasi Teluk Jakarta Belawan, Medan Kapasitas (MTPA) MTPA 1.5 MTPA Konsumen Pembangkit listrik dan industri Pasokan potensial Bontang dan lainnya Sumber pasokan gas bumi domestik dan import Kepemilikan PGN (40%) Pertamina (60%) PGN Ruang lingkup FSRU, jetty, pipa bawah laut dan darat

39 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 Persiapan perjanjian penjualan gas bumi ke PLN oleh JV

40 25 Status FSRU Sumatera Utara Aspek hukum: Koordinasi dengan Pemerintah Provinsi Sumatera Utara dan Otorita Plbh Pelabuhan Bl Belawan Aspek teknis: Konsultas pemilihan lokasi dengan Otorita Pelabuhan Belawan dan Pemerintah Provinsi Sumatera Utara Persiapan pelaksanaa tender konsultan AMDAL Tender pengadaan Project Management Consultant Aspek komersial: Penandatanganan MoU dengan PLN sebagai gas off taker Tahap awal proses proses pembelian pasokan LNG dari BP Tangguh

41 Pengembangan g Distribusi Jawa Barat 26 Proyek Pengembangan Distribusi Jawa Barat sepanjang 460 km Palembang Pengembangan jaringan distribusi sepanjang 460 km di wilayah Jakarta, Bekasi, Cikampek, Bogor, dan Banten Lampung Bekasi Karawang Peningkatan kapasitas jaringan sebesar: Jawa Barat 85% Total Jaringan 50% Banten Bogor Cirebon Pasokan gas bumi dari Sumatera Selatan Sumber pendanaan proyek berasal dari Bank Dunia dan PGN

42 27 Peraturan dan Perundang undangan Peraturan PemerintahNo. 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 o o Rumah tangga ditetapkan oleh BPH Migas Penggunanakhusus ditetapkan oleh lh Menteri ESDM 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, pupuk, listrik, dan industri Pengecualian untuk GSPA yang telah ditandatangani, serta HOA, MoU, atau proses negosiasi yang sedang berjalan

43 Proyeksi Tahun Proyeksi volume pengaliran Transmisi: tidak ada pertumbuhan Distribusi: MMSCFD Capital Expenditure Komitmen capex: USD juta

44 29 T i Terima K ih Kasih Kontak: Investor Relations PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk Jl. K H Zainul Arifin No. 20, Jakarta 11140, Indonesia Ph: Fax: