Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia. Tahun 2016

Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia Tahun 2016

MBOEPD 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Profil Produksi Minyak dan Gas Bumi Indonesia 2000 PEAK 1977 Oil Production Dominated PEAK 1995 Oil Gas Production Dominated Gas Plateau stage 1500 1000 Decline 2-3% 500 0 *) Outlook per 29 Januari 2013 2

BBTUD Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik Peningkatan rata-rata 9% sejak tahun 2003 sampai dengan tahun 2015, dan di tahun 2016 kebutuhan domestik lebih besar dibandingkan ekspor dengan porsi 58% penyaluran Gas kepada Domestik. 5.000 4.500 4.000 4.397 4.416 4.202 4.008 3.820 3.775 3.681 4.336 4.078 3.631 3.774 53% 56% 58,3% 3.882 3.997 3.632 3.500 3.000 2.500 2.000 2.341 2.527 2.913 3.323 3.379 3.267 3.550 3.402 3.237 3.090 2.860 1.500 1.000 1.480 1.466 1.513 500-2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Ekspor Domestik Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016 3

Jumlah Kontrak (TCF) Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu ratarata 58% dari total alokasi gas. 25,00 20,00 20,1 20,5 3,08 3,33 21,6 3,61 22,2 3,90 22,8 4,21 23,5 4,72 24,7 4,99 15,00 10,00 5,00 0,00 2,4 1,10 1,18 6,2 1,17 2,28 2,70 9,0 1,77 3,17 4,10 4,20 5,19 5,90 6,15 Catatan: *) Data Tahun 2016 berdasarkan Prognosa Pemanfaatan Gas di tahun 2016 (Contracted + Commited) 10,6 1,94 4,41 13,3 2,81 5,33 14,6 2,83 5,83 15,3 2,88 6,25 6,94 7,01 7,63 7,73 7,74 7,94 8,27 10,07 10,18 10,33 10,54 10,80 10,84 11,48 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Industri Kelistrikan Pupuk 4

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016 Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2016 LNG Domestik 6,17% LPG Domestik 2,58% Realisasi Penyaluran Gas Tahun 2016 180,7 LPG Domestik 180,7 431,4 LNG Domestik 431,4 Kelistrikan 14,61% LNG Ekspor 2.052,5 2.052,5 LNG Ekspor 29,36% Pupuk 9,58% Ekspor Gas Pipa BBG Transportasi City Gas 8,5 3,6 3.51 3,1 857,5 807,3 BBG Transportasi 0,05% Ekspor Gas Pipa 11,55% City Gas 0,04% Industri 23,26% Lifting Minyak 2,79% Lifting Minyak Industri Pupuk Kelistrikan 321,1 195,2 775,8 669,7 1.202,9 1.021,7 1.812,8 1.626,2-500 1.000 1.500 2.000 2.500 BBTUD Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016 Kontrak Berjalan (BBTUD) 5

BBTUD BBTUD 655,9 666,0 411,8 420,0 666,2 666,0 379,7 420,0 657,1 640,2 367,8 343,0 657,1 742,7 361,9 305,0 735,8 735,4 342,0 412,5 689,3 744,4 316,0 366,2 755,0 797,0 283,0 366,2 Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 195,2 669,7 775,8 321,1 BBTUD BBTUD 845,5 895,0 1.125,7 1.506,7 862,7 895,0 1.197,2 1.506,7 745,3 890,9 1.260,7 1.462,7 948,6 1.087,1 1.186,9 1.703,4 912,4 1.103,8 1.346,0 1.736,5 1.010,0 1.280,0 1.331,7 1.582,5 1.125,1 1.157,2 1.232,7 1.560,9 1.021,7 1.202,9 1.626,2 1.812,8 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Lifting Minyak Periode 2009-2016 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Realisasi Lifting Oil Kontrak Lifting Oil 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009-2016 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Realisasi Listrik Kontrak Listrik 1000 800 Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Pupuk Periode 2009-2016 2000 Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Industri Periode 2009-2016 600 1500 400 1000 200 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Realisasi Pupuk Kontrak Pupuk Catatan: *) Data realisasi rata-rata di tahun 2016 500 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Realisasi Industri Kontrak Industri 6

845,5 745,3 895,0 862,7 895,0 890,9 948,6 912,4 1.087,1 1.103,8 1.010,0 1.125,1 1.021,7 1.280,0 1.157,2 1.202,9 BBTUD Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009-2016 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* Realisasi Listrik Kontrak Listrik 7

US$/BBL US$/MMBTU Pergerakan ICP dan Harga Gas Indonesia 120 30 100 ICP Domestic Pipeline Domestic LNG Export Pipeline 97,0 111,6 112,7 105,9 96,5 25 Export LNG 80 79,4 20 72,3 60 40 64,3 11,43 11,41 8,33 11,34 9,87 9,86 61,6 8,39 9,82 9,68 13,52 12,84 15,63 12,04 13,95 14,49 13,82 13,38 13,53 11,68 11,67 49,2 8,65 7,71 39,2 15 10 20 3,81 7,08 3,73 4,83 3,67 4,12 5,23 5,80 6,19 6,35 6,19 5,32 5,65 4,80 4,52 3,25 5 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tahun 0 *) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016

USD/MMBTU 7,83 7,50 Weighted Average Price dan rata-rata penyaluran Gas Pipa di Indonesia Tahun 2016 6,31 5,13 5,87 5,15 6,54 6,36 5,03 7,21 5,11 7,81 6,53 5,99 6,27 4,58 4,85 3,94 3,71 2,94 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 Listrik Industri Pupuk Lifting 4,00 3,00 2,00 1,00 - SumbagUt SumbagSelTeng Jawa Barat Jawa Tengah Jawa Timur Kalimantan Timur Sulawesi Pupuk : 40 BBTUD Industri : 7.4 BBTUD Listrik : 234 BBTUD Pupuk : 200 BBTUD Industri : 677 BBTUD Lifting : 194 BBTUD Listrik : 244 BBTUD Pupuk : 55 BBTUD Industri : 132 BBTUD Lifting : 0.6 BBTUD Listrik : 133 BBTUD Industri : 0.7 BBTUD Listrik : 312 BBTUD Pupuk : 61 BBTUD Industri : 173 BBTUD Listrik : 37 BBTUD Pupuk : 300 BBTUD Industri :160 BBTUD Listrik : 45 BBTUD Industri : 372 BBTUD *) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016

NERACA GAS INDONESIA Pemenuhan Kebutuhan Kelistrikan Program 35 GW

Realisasi Penyerapan Gas oleh Pembeli tidak optimal karena terkendala Akses ke jaringan pipa transmisi maupun pipa distribusi (Dengan Volume Gas untuk Kelistrikan sebesar 288 BBTUD)

Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No Topik KKKS Pembeli 1 2 3 Gas Lap. Kerendan Ophir Bangkanai Alokasi Gas untuk Kilang RU II Dumai (Target akhir 2017/awal 2018) JOB PTM- Simenggaris Ophir Bangkanai Blok Corridor COPI Blok Bentu EMP JOB P Medco Simenggaris JOB P Medco Simenggaris PLN (Persero) PT Pertamina (Persero) alokasi dikembalikan oleh PLN BUMD Nunukan Volume (BBTUD) 16 (realisasi 2016 ratarata 0,02 BBTUD) 40 (belum mengalir) 57 (belum mengalir) 25 (belum mengalir) 5 (belum mengalir) Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini Belum terselesaikannya jaringan transmisi listrik dari PLTMG Bangkanai ke jaringan listrik di Kalimantan timur sehingga pemanfaatan Gas saat ini hanya 3.5 BBTUD Menunggu pembangunan pipa Gas dari Duri Dumai oleh PGN dan PT Pertamina (Persero) PLN telah mengembalikan alokasi gas kepada Pemerintah Mini LNG merupakan opsi terbaik untuk monetisasi Lap. Simenggaris Penjual sedang mengevaluasi usulan alokasi diberikan ke JVCO yang bisa menjamin penyerapan gas hulu. JVCO masih mengharapkan PLN sebagai offtaker LNG, PLN Keberatan dengan harga hulu sebesar US$5,68/MMBTU eskalsi 3%/tahun (sesuai keekonomian dalam POD), karena harga beli di plant gate PLN > 11$/MMBTU NSP (bermitra dengan MEDCO GAS ) menunda penandatanganan Amandemen PJBG dengan harga gas US$5,85/mmbtu esc 3% (amandemen telah disetujui oleh SKK Migas) karena adanya usulan untuk mengembalikan harga jual gas HULU ke harga PJBG awal yaitu sebesar US$ 5.2/mmbtu esc 3%. Harga gas (CNG) yang diterima PLN di Plant Gate sebesar US$13,2/mmbtu (US$5,2 + US$8/mmbtu (midstream))

Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No Topik Kkks Pembeli 4 Penyelesaian Tie in Pipa Jambi Merang SSWJ2 JOB Pertamina Talisman Jambi Merang PLN Persero untuk Pembangkit Muara Tawar dan di Sumatera Volume (BBTUD) 65 (realisasi 2016 rata-rata sebesar 49 BBTUD) Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini PLN keberatan dengan ketentuan dalam GTA dan PJBG yang mengharuskan PLN membangun Tie in di pipa SSWJ, karena kesulitan dalam pengoperasian ruas tie in tsb. Usulan agar pipa dibangun PLN dan diserahkan (dihibahkan) kepada PGN, sulit dilakukan PLN. Terdapat usulan pipa akan dibangun PGN, terkendala PJBG yang hanya sampai tahun 2019 5 Penyelesaian Pipa Ruas WNTS Pemping Lap. Gajah Baru - PremierOil PLN Batam UBE 20 (belum mengalir) 20 (belum mengalir) Sesuai KepMen ESDM 6015K/12/MEM/2016, section-1 WNTS-Pemping dibangun dan dioperasikan PGN dengan ketentuan antara lain: 1. PGN berkoordinasi dengan PLN dalam menyusun FEED; 2. PGN berkoordinasi dengan WNTS operator (difasilitasi SKK Migas) dalam melaksanakan pembangunan; 3. Toll fee ditetapkan BPH Migas; Update proyek (ref. MOM 28 Juli 2016 di Ditjen Migas): 1. Durasi proyek 22 bulan (target commissioning Kuartal 1 2018); 2. Kapasitas desain 120 MMSCFD, diameter 16 sepanjang ± 4.25 Km; 3. Estimasi biaya proyek US$ 89 juta. 6 Penyelesaian pipa gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu KKKS Mahakam, Sanga-Sanga dan Sebuku PLN Tanjung Batu 40 (belum mengalir) Menunggu terealisasinya pembangunan pipa Gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu. Pertamina telah mendapatkan penugasan untuk pembangunan pipa ini

Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur No Topik Kkks Pembeli Volume (BBTUD) Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini 7 Monetisasi Gas Wilayah Kerja Nunukan PHE Nunukan - 60 (belum mengalir) Terdapat Potensi Pasokan Gas dari di WK Nunukan sebesar 212 BSCF dengan profile produksi 60 MMSCF untuk tahun pertama sampai tahun ke-7 dan 30 MMSCF di tahun ke 7 hingga tahun ke 10 (dengan GHV +/- 1081 btu/scf). Lokasi OPF dari pengembangan lapangan ini berada di Bunyu (14.5 km dari Lapangan West Badik). 8 Monetisasi Gas Blok Kasuri Genting Oil - 235 (belum mengalir) Terdapat potensi Pasokan Gas dari Blok Kasuri sebesar 235 mmscfd (15% CO2), dengan 10 sumur pengembangan diantaranya 6 sumur reaktifasi dan 4 sumur pengembangan baru;

FUTURE GAS INFRASTRUCTURE CONCEPT (2030) Pipeline, Liquefaction, Regasification and Proposed Virtual Pipeline Power Plant Central and Eastern Indonesia ` Total Investment Needed: 24.3 Billion USD Source: Ministry of Energy and Mineral Resources 15

VIRTUAL PIPELINE FOR GAS POWER PLANT IN EASTERN PART OF INDONESIA Gas Salawati 1.524 NM 144.4 MMSCFD MPP Papua Barat (Manokwari) 20 MW PLTMG Biak 15 MW PLTMG Namlea 10 MW 862 NM 78.6 MMSCFD PLTMG Seram Peaker 20 MW PLTMG Bintuni 10 MW Gas Bintuni PLTMG Fak-Fak 10 MW PLTMG Serui 10 MW PLTMG Nabire 20 MW MPP Papua (Jayapura) 50 MW PLTMG Jayapura Peaker 40 MW MPP Maluku (Ambon) 70 MW PLTMG Ambon Peaker 30 MW PLTMG Timika Peaker 10 MW PLTMG Langgur 20 MW HUB PLTMG Dobo 10 MW 1.494 NM 15 MMSCFD PLTMG Saumlaki 10 MW PLTMG Merauke 20 MW Source: Ministry of Energy and Mineral Resources 16

Potential Upstream LNG Projects ACEH SUMATERA UTARA KEP. RIAU 5 CENTRAL SUMATERA LAMPUNG SOUTH SUMATERA KALIMANTAN TIMUR 1 6 SULAWESI TENGAH 3 SOUTH SULAWESI 2 PAPUA BARAT 4 JAWA TENGAH MALUKU JAWA TIMUR 7 No 1 2 3 4 5 6 7 PROJECTS (Contractor) Jangkrik (Eni Muara Bakau Ltd.) Tangguh Train-3 (BP Berau Ltd.) Wasambo (Energy Equity Epic Sengkang Ltd.) Asap (Genting Oil Kasuri Pte) Simenggaris & Nunukan (JOB Pertamina Medco Simenggaris & PHE Nunukan) IDD - Indonesia Deepwater Dev. (Chevron Indonesia Co.) Abadi (Inpex Masela Ltd.) Profile Investment Prod. Vol Onstream USD 4,1 miliar 450 MMscfd Q3-2017 Construction USD 8,0 miliar 700 MMscfd (3,8 MTPA) Q2-2020 Construction USD 55,2 juta (POD 2015) 70 MMscfd Q1-2017 Construction TBD (To Be Discussed) 295 MMSCFD Q4 2019 POD Discussion USD 12 miliar (FEED 2013) 100 MSCFD 115 MMscfd (Bangka) Q3-2016 Construction 700 MMscfd (G dalo Hub) Q4-2022 420 MMscfd (Gehem Hub) Q2-2023 TBD (To Be Discussed) TBD TBD Current Status Revised Planning (POD) Revised Planning (POD), major changes from FLNG scenario to OLNG scenario 17

Nation Strategic Target 35 GW Electricity Project 267 MMSCFD 2,867 MW 86 MMSCFD 1,091 MW 1,830 MW 147 MMSCFD 440 MW 48 MMSCFD 6,754 MW 450 MW 38 MMSCFD 423 MMSCFD Preparing to be a LNG Importer : With Electricity as an Anchor Buyer Source: Ministry of Energy and Mineral Resources TOTAL GAS NEEDED: 1,100 MMSCFD TOTAL POWER: 13,432 MW 18

Realisasi Penyerapan Gas oleh Pembeli tidak optimal dan fluktuatif atau tidak stabil sesuai DCQ dan Produsen gas masih memiliki kemampuan untuk Produksi, sehingga terdapat 197 BBTUD yang tidak diserap sektor Kelistrikan (dari Kontrak sebesar 852 BBTUD)

No. Sumber Gas Pembeli 1 2 3 4 Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd Kangean Energy Indonesia Ltd Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD) Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *) PLN s.d 2028 Listrik 80 72.23 PT Petrokimia Gresik s.d 2020 Pupuk 65 61.16 PT Indogas Kriya Dwiguna s.d 2022 Industri 20 24.66 PT Pertagas Niaga s.d 2022 Industri 85 70.68 telah on stream 1 PHE WMO, Kodeco, MMB PGN s.d 2018 PGN 28 27.82 2 PHE WMO PGN Surabaya Jargas WMO Keterangan JUMLAH 250 228.73 21.27 (surplus pasokan) s.d 2020 PGN 0.2 0.7 3 PHE WMO PLN s.d 2018 Listrik 123.12 94.51 Penyerapan PLN fluktuatif 4 PHE WMO, Kodeco, MMB PT Gresik Migas s.d 2018 Industri 5 0.61 1 2 3 PetroChina International Jabung Ltd PetroChina International Jabung Ltd PetroChina International Jabung Ltd PT Tanjung Jabung Power PT Jambi Indoguna Internasional Gas diberhentikan sementara karena telat bayar JUMLAH 156.32 123.64 32.68 (surplus pasokan) s.d. 2017 Kelistrikan 3.75 1.83 5 tahun Kelistrikan & LPG 14.5 - PT PLN Batam s.d. 2023 Kelistrikan 17 - PJBG telah ditandatangani, namun belum on stream. Prinsip penyaluran "as is" PJBG telah ditandatangani, namun belum on stream. Prinsip penyaluran "as is" JUMLAH 18.25 1.83 16.42 (surplus pasokan)

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD) Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *) Keterangan 1 EMP Bentu Ltd PD Tuah Sekata (BUMD Pelalawan) s.d. 2021 Kelistrikan 3 2.89 2 EMP Bentu Ltd PLN s.d. 2021 Kelistrikan 30 29.33 3 EMP Bentu Ltd PT Riau Andalan Pulp & Paper s.d. 2020 Industri 21 17.59 Penyerapan buyer belum optimal 4 EMP Bentu Ltd PT Pertamina (Persero) s.d. 2020 City Gas 0.2 0.00014 Penyerapan buyer belum optimal 5 EMP Malacca Strait SA PLN s.d. 2020 Kelistrikan 0.36 0.29 1 2 3 4 5 6 7 JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang JUMLAH 54.56 50.10 4.46 (surplus pasokan) PLN s.d. 2019 Kelistrikan 65 48.71 Penyerapan PLN dibawah DCQ PT Chevron Pacific Indonesia PDPDE (BUMD Prov. SumSel) PT Pengembangan Investasi Riau (BUMD Prov. Riau) PT Pembangunan Kota Batam s.d. 2019 Lifting Minyak 10 9.84 Penyerapan buyer telah optimal s.d. 2019 Industri & Kelistrikan 15 8.74 s.d. 2019 Industri 16 6.26 s.d. 2019 Industri & Kelistrikan 10 7.42 Pembeli (PDEPDE, PIR dan PKB) tidak dapat menyerap gas sesuai komitmen karena tidak mampu menciptakan market baru, karena keterbatasan penetapan alokasi gas. Gas PDPDE telah direalokasi sebesar 23 BBTUD ke Pertamina (Persero) PT Pertamina (Persero) s.d. 2019 City Gas 0.2 0.04 Penyerapan buyer belum optimal PT Pertamina (Persero) s.d. 2019 BBG Transportasi 2 - JUMLAH 118.2 81.01 37.19 (surplus pasokan)

No. Sumber Gas Pembeli 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd ConocoPhillips (Grissik) Ltd Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Eksisting) PT Energasindo Heksa Karya PT Chevron Pacific Indonesia Jangka Waktu Peruntukan DCQ (BBTUD) Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *) s.d. 2018 Kelistrikan 44 37.48 s.d. 2021 PGN Riau s.d. 2023 Lifting Minyak Lifting Minyak & Industri Keterangan Penyerapan end user (PLN)belum optimla 298 180.38 Penyerapan CPI rendah 12.5 12.35 PGN Jawa Barat s.d. 2023 Industri 424.5 377.79 Penyerapan PGN di bawah DCQ PGN Batam I s.d 2019 Industri & Kelistrikan 50 45.1 PGN Batam II s.d 2019 Kelistrikan 12 10.3 PLN s.d. 2017 Kelistrikan 40 2.35 PT Odira Energi Karang Agung s.d. 2023 Lifting Minyak PUSRI s.d. 2023 Pupuk 73 - Menurunnya demand pasokan gas di Batam Menurunnya demand pasokan gas di Batam Menyesuaikan kebutuhan PLN (interruptible) 1 - Gas belum on stream Gas belum on stream, karena belum selesainya pipa ruas Grissik - PUSRI Palembang JUMLAH 955 665.75 289.25 (surplus pasokan) TOTAL CONTRACTED DEMAND KELISTRIKAN 852,9 641,4 197 (surplus pasokan gas) TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI 1552.33 1151.06 401.27 (surplus pasokan)

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG (PJBG Ekspor Eksisting) No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu Peruntukan 1 2 CONOCOPHILLIPS (CORRIDOR) PETROCHINA INT'L.(JABUNG) Gas Supply Pte. Ltd s.d 2023 DCQ (BBTUD) Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli thn 2016 (BBTUD) *) Keterangan ekspor 210 207.7 Penyerapan konsumen rendah ekspor 158 125.4 Penyerapan konsumen rendah 2 MEDCO E&P NATUNA Ltd. Petronas s.d 2022 ekspor 59 62.4 3 MEDCO E&P NATUNA Ltd. ekspor 157.2 147.7 Penyerapan konsumen rendah 4 STAR ENERGY (KAKAP) SembCorp Gas s.d 2028 ekspor 44.3 31.2 Penyerapan konsumen rendah 5 PREMIER OIL (NATUNA A) ekspor 139.46 131.4 Penyerapan konsumen rendah 6 PREMIER OIL (NATUNA A) SembCorp Gas s.d 2028 ekspor 90 103.5 TOTAL KOMITMEN DAN REALISASI PASOKAN EKSPOR 857.96 809.2 48.76 (surplus pasokan)

TERIMA KASIH