SEMINAR KETAHANAN ENERGI PENINGKATAN NILAI TAMBAH BISNIS HULU MIGAS

Transkripsi

1 SEMINAR KETAHANAN ENERGI PENINGKATAN NILAI TAMBAH BISNIS HULU MIGAS DR. Ir. Taslim Yunus MM Bogor, 13 Desember

2 2016 SKK Migas All rights reserved Jumlah Wilayah Kerja Migas Konvensional & Non-Konvensional Status 30 November 2016 ONSHORE OFFSHORE ONSHORE / OFFSHORE TOTAL 153 WK 98 WK 37 WK EKSPLOITASI 44 WK 29 WK 12 WK MNK 6 WK - WK - WK GMB 46 WK - WK - WK EKSPLORASI 49 WK 41 WK 20 WK PROSES TERMINASI Konvensional HNK 4 WK 3 WK 26 WK - WK 4 WK - WK WK HNK AKTIF 52 WK WK MIGAS AKTIF 110 WK PROSES TERMINASI 37 WK WK PRODUKSI 67 WK WK PENGEMBANGAN 18 WK WK EKSPLOITASI 85 WK WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK 199 WK TOTAL WILAYAH KERJA 284 WK 2

3 2016 SKK Migas All rights reserved Jumlah Wilayah Kerja Wilayah Kerja Migas Konvensional & Non-Konvensional Jan- 16 WK Non Konvensional WK EKSPLORASI KONVENSIONAL WK EKSPLOITASI JUMLAH WK Feb- 16 Mar- 16 Apr- 16 Mei- 16 Jun- 16 Jul- 16 * Status 31 Juli 2016

4 Masih Banyak Cekungan yang Belum Dieksplorasi PRODUCING (18 BASINS) DRILLED WITH DISCOVERY (12 BASINS) basin mapping by Geological Agency of Indonesia (2010), basin s status by Satyana (2012) DRILLED WITH NO DISCOVERY YET (24 BASINS) UNDRILLED (74 BASINS) 4

5 2016 SKK Migas All rights reserved Blok Hulu Migas Yang Akan Terminasi TAHUN JUMLAH KONTRAK YG AKAN BERAKHIR PHE 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 OPERATOR / WILAYAH KERJA PHE MAHAKAM JOB PERTAMINA- TALISMAN OGAN KOMERING CNOOC SES TOTAL TENGAH JOB PPEJ TUBAN VICO SANGA- SANGA KALREZ BULA CICO MAKASSAR STRAIT KONDUR MALACCA STRAIT JOB PERTAMINA PETROCHINA SALAWATI MONT'DOR TUNGKAL Pilihan keputusan: - 100% diberikan Pertamina - 100% diberikan Pertamina, Kontraktor eksisting farm-in dengan skema B-to-B - Kontraktor eksisting diperpanjang - Kontraktor eksisting diperpanjang, Pertamina farmin dengan skema B-to-B - X % untuk Kontraktor eksisting, Y % untuk Pertamina - Kontraktor eksisting bergabung dengan Pihak Baru, dengan skema B-to-B WK Telah Mendapatkan Keputusan Pemerintah Masih dalam proses menunggu keputusan Pemerintah 5

6 Jumlah Sumur eksplorasi Sumur Eksplorasi % 8% mature 86% WK Eksploitasi WK Eksplorasi

7 2016 SKK Migas All rights reserved Proyek Proyek Strategis Hulu Migas s.d Status per 31 Oktober 2016 IDD (1, 2, 4) MATINDOK GENDALO-GEHEM: Tahap Revisi POD-1 Gendalo Hub: 700 MMscfd, (Q4-2022)* Gehem Hub : 420 MMscfd, (Q2-2023)* Tahap Konstruksi 65 MMscfd (Q1-2017), 800 bopd ANDE ANDE LUMUT Tahap Tender EPC Produksi (2018) : bopd JANGKRIK (2 & 3) Tahap Konstruksi Produksi (Q3-2017): 450 MMscfd, 200 bopd TANGGUH TRAIN-3 ACEH SUMATERA UTARA KEP. RIAU KALIMANTAN TIMUR Tahap FEED (Final): Persiapan FID & EPC Tangguh Expansion Project Produksi (Q2-2020): 3,8 MTPA (700 MMscfd), 3200 bopd JAMBU AYE UTARA Tahap Persiapan Tender FEED Produksi (2020)*: 110 MMscfd CENTRAL SUMATERA LAMPUNG SOUTH SUMATERA JAWA TENGAH JAWA TIMUR SULAWESI TENGAH SOUTH SULAWESI MALUKU PAPUA BARAT WASAMBO Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 80 MMscfd JAMBARAN TIUNG BIRU - CENDANA MADURA BD MDA dan MBH ABADI (5) Tahap Tender EPC Produksi (Q2-2019) 330 MMscfd Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2017): 110 MMscfd, Tahap Konstruksi Produksi (Q1-2019): 175 MMscfd Tahap Revisi POD-1 Mulai Produksi & Kapasitas (TBD)* 7

8 MBOPD Cadangan dan Produksi Migas Sekarang Ini Belum Bisa Memenuhi Target Produksi Migas Tahun 2025, Proyeksi kebutuhan energi primer nasional (Dewan Energi Nasional, 2015) Peak 1977 Peak Production Consumpt Gap produksikonsumsi semakin melebar setelah Indonesia menjadi net importer minyak pada tahun 2004 (BP Statistical Review of World Energy 2015)

9 billion boe Replacement ratio % Exploration performance continues to disappoint, activity levels have been falling Some success in 2015, demonstrating that exploration potential remains New volumes vs. exploration wells Reserve replacement ( ) 4 77 Malaysia 250% Myanmar Vietnam Indonesia Brunei Thailand Philippines # of exploration wells -1 Number & size of bubble = average discovery size (mmboe) 200% 150% 100% 50% 0% Source: Wood Mackenzie 9

10 POTENSI BESAR DI SEKTOR HULU MIGAS (1/2) OIL GAS INDONESIA 86 OIL&GAS BASIN Total Area KM 2 CRUDE OIL PROVEN RESERVES + CONDENSAT (BSTB) 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: Fields. + Jumlah Prospek: Struktur Status Proven Play Unrecoverabl E Reserve 44,98 Prod. Cumm 25,55 Remaining Reserve 3,62 Prod. Cumm. 79,30 Remainig Reserves 100,26 Unrecoverabl e Reserves 64,16 BSTB EOR Potensial Implementation TSCF Diperlukan eksplorasi yang masif (drilling wildcat) pada 68 basin NATURAL GAS PROVEN RESERVES (TSCF)

11 Production Rate (MBOPD) POTENSI PENAMBAHAN PRODUKSI DARI EOR (37 Lapangan Utama dari total 136 Lapangan yang memiliki potensi EOR) Profil Perkiraan Produksi Indonesia Tahun Tahun Produksi Primary & Secondary Recovery SteamFlooding CO2 Flooding Chemical Tahun Onstream Injeksi Chemical Injeksi CO Injeksi Steam

12 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 US$ MILYAR Expenditure dan Cost Recovery ADMINISTRATION PRODUCTION DEVELOPMENT EXPLORATION TOTAL RECOVERABLES TOTAL EXPENDITURES WAP ICP ( US$/BBL) (40.00) (90.00) US$ / bbl (140.00) 13

14 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 US$ MILYAR Statistik Cost Recovery (20.00) US$ / bbl (70.00) (5.00) CURRENT YEAR DEPRECIATION PRIOR YEAR DEPRECIATION ADMINISTRATION PRODUCTION EXPLORATION & DEVELOPMENT. UNRECOVERED COST (120.00) 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% CURRENT YEAR DEPRECIATION 5% 4% 6% 5% 3% 4% 4% 2% 5% 2% 3% 3% 3% 4% 8% 8% 15

16 COST : US.Dollar / barrel Oil Prices: ICP, USDollar /Barrel Oil Prices (ICP) *) Cost Recovery & Production Cost per barrel akan naik / turun dengan meningkatnya / turunnya Harga Minyak Setelah Krisis Harga Minyak thn.2009, Cost Recovery naik dari US$12,6/barrel menjadi US$22,6/barrel pada thn (10) (30) 16

17 Pergeseran Paradigma: beyond revenue.. Because it s limited we need to optimize the exploitation Old Approach: Revenue Maker Sumber Pendapatan Dari penjualan minyak dan gas bumi. Sumber Energi & Bahan Baku Sumber Energi untuk kebutuhan domestik (power, industries, fuel, etc) Bahan baku untuk feedstock, refinery, petrochemical New Approach: Penggerak dan Menciptakan Multiplier effect bagi perekonomian nasional. Penggerak & Meningkatkan Nilai Tambah Memperkuat kemampuan dan kapasitas nasional. Menumbuhkan keahlian dan kesempatan kerja Salah mesin penggerak pertumbuhan perekonomian nasional

18 Multiplier Effect dari Kegiatan Hulu Migas Peningkatan Daya Saing Industri DN Penguasaan Teknologi Multiplier Effect Bagi Perekonomian Nasional Penciptaan Kesempatan Kerja Multiplier Effect di Indonesia Setiap US$ 1Juta Multiplier yang dihasilkan US$ 1,6 Juta GDP additional US$ 0,7 Juta Peluang pekerjaan mencapai 100 peoples 18

19 TERIMA KASIH 19

20 Kondisi Industri Hulu Migas Saat Ini Infrastruktur jaringan Gas Bumi yang belum merata Fasilitas Operasi Produksi Yang Sudah Menua Cadangan Migas yang semakin menipis Penurunan Produksi Migas Migas masih mendominasi penggunaan energi Primer Reserves Replacement Ratio ~50% Sukses rasio eksplorasi yang mengecil Proses penemuan Migas yang semakin lama Sumber : SKK Migas, KESDM, WoodMackenzie