Upload
trantu
View
242
Download
4
Embed Size (px)
Citation preview
1
Kegiatan Bisnis Hulu Migas Capaian Semester I 2016
Bandung, 19 Juli 2016
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 - 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
Status 30 Juni 2016
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
2016
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
RIB
U B
OEP
D
Q2 2015 Q2 2016 %
Lifting OIL (mbopd) 759.1 817.9 8%
Lifting GAS (mboepd) 1092.3 1178.8 8%
WAP ICP ($/bbl) 54.85 36.16 -34%
% Gas untuk
Domestik56% 58% 3%
Investasi Hulu Migas
($ Milyar)7.74 5.65 -27%
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 167.03 CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR 146.84 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" 40.37 PREMIER OIL NATUNA SEA B.V. NATUNA SEA BLOCK A 39.78 KANGEAN ENERGY INDONESIA LIMITED ONS. & OFF. KANGEAN 39.09 PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD. JABUNG 35.3
10 VICO SANGA-SANGA 31.211 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 13.716 CNOOC SES LTD. SOUTH EAST SUMATRA 12.417 SANTOS (SAMPANG) PTY LTD. SAMPANG 12.318 PEARL OIL (SEBUKU) LTD. SEBUKU 11.3
19 PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 10.820 SANTOS (MADURA OFFSHORE) PTY. LTD. MADURA OFFSHORE 10.0
65 KKKS LAINNYA *), 4% dari total lifting Indonesia 45.0
1,178.8TOTAL LIFTING GAS BUMI
LIFTING MINYAK BUMI
(RIBU BOPD)
No. Nama KKKS WILAYAH KERJA YTD 30 JUNI '16 1 CHEVRON PACIFIC INDONESIA ROKAN 256.42 MOBIL CEPU LTD CEPU 154.7
5 PT. PERTAMINA EP INDONESIA 85.86 TOTALFINAELF E&P INDONESIE MAHAKAM 63.67 PERTAMINA HULU ENERGI ONWJ LTD OFF. NORTH WEST JAVA 35.78 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 13.314 BOB PERTAMINA – BUMI SIAK PUSAKO C P P 12.115 PHE WMO WEST MADURA 9.716 PT. MEDCO E&P RIMAU RIMAU 9.6
17 JOB PERTAMINA - MEDCO TOMORI SULAWESI SENORO TOILI 8.8
18 CONOCOPHILIPS (GRISSIK) LTD. CORRIDOR 7.119 BP TANGGUH BERAU, MUTURI, WIRIAGAR 5.620 PT. MEDCO E&P INDONESIA SOUTH SUMATERA 5.3
65 KKKS LAINNYA *), 6% dari total lifting Indonesia 45.1
817.9TOTAL LIFTING MINYAK BUMI
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
EKSPLORASITOTAL
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
US$
JU
TA
Realisasi Expenditure
Administration Production Development Exploration Total
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
BB
TUD
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
57.7%
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
20
16
© S
KK
Mig
as –
All
righ
ts r
eser
ved
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
ANDE ANDE 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
BANYU URIP
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)*: 110 MMscfd
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
25 MMscfd Des-16 (O)
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 3 3
4
1
2
4
1
3
1 1 1
2
1 1 1 1 1
0
1
2
3
4
5
Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Agt Sep Okt Nop Des
Ke
giat
an
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 0
3
2
0
1
0 0 0 0
3
1
0 0 0
1
0 0 0 0 0 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)
RENCANA NON SEISMIK REALISASI NON SEISMIK
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
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
US$
/bb
l
MBOPD
Performance Crude Oil 2016 Periode Jan'16-Des'16
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)
Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Agt Sep Okt Nop Des
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
US$
/mm
btu
Performance Gas 2016 Periode Jan'16-Des'16
18
Pencapaian Target Lifting Minyak dan Gas Bumi (3/3)
Sasaran Kinerja :
Pencapaian target produksi dan lifting minyak dan gas sesuai target WP&B Revisi 2016
Target pencapaian:
c. Realisasi lifting minyak dan gas 1940 Ribu BOEPD (APBN : 1970 Ribu BOEPD)
Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Agt Sep Okt Nop Des
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
US$
/bb
l
Performance Oil & Gas 2016 Periode Jan-Des'16
19
Realisasi Cost Recovery (kumulatif)
Pengendalian Cost Recovery
Sasaran Kinerja :
Pengendalian atas cost recovery sesuai target WP&B Revisi 2016
Target pencapaian:
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
Realisasi (US$ Miliar) Target 2016 (US$ Miliar)
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 30Jun'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%
Jumlah Saldo Dana ASR per 30 Juni 2016
21
20
13
© S
KM
IGA
S –
All
righ
ts r
eser
ved
A. Penyelesaian Tagihan PBB Migas KKKS Eksplorasi yang ditandatangani setelah terbitnya PP No.79 Tahun 2010 untuk Tahun Buku 2012 dan 2013.
B. Mekanisme Pengembalian Pajak Pertambahan Nilai (PPN) : Peraturan Menteri Keuangan (PMK) No.218/PMK.02/2014
C. PPN atas Operasional LNG
D. Facilities Sharing (penggunaan bersama fasilitas)
E. Penyelesaian Audit Terkait Perpajakan
F. Parent Company Overhead (PCO) / Technical Service Assistance (TSA)
G. Penggunaan Tax Treaty atas Pembayaran Pajak Oleh KKKS
Isu Krusial Perpajakan
22
TERIMA KASIH