Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesiagatrik.esdm.go.id/assets/uploads/download_index/files/d... ·...
Transcript of Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesiagatrik.esdm.go.id/assets/uploads/download_index/files/d... ·...
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
2
Profil Produksi Minyak dan Gas Bumi Indonesia
0
500
1000
1500
200019
66
19
67
19
68
19
69
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
MB
OE
PD
Oil Gas
PEAK 1977
Plateau stage
Decline 2-3%
*) Outlook per 29 Januari 2013
PEAK 1995
Oil Production Dominated
Gas Production Dominated
3PRIVATE AND CONFIDENTIAL
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 .
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik
53% 56%
Catatan:*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
58,3%
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 2.860
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 3.997
-
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
4PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Bagian terbesar alokasi gas domestik digunakan untuk keperluan industri, kelistrikan, dan pupuk yaitu rata-
rata 58% dari total alokasi gas.
Peningkatan Pasokan Gas Untuk Memenuhi Kebutuhan Domestik
Catatan:*) Data Tahun 2016 berdasarkan Prognosa Pemanfaatan Gas di tahun 2016 (Contracted + Commited)
2,704,10 4,20
5,19 5,90 6,15
10,07 10,18 10,33 10,54 10,80 10,84 11,48
1,18
2,28
3,174,41
5,335,83 6,25
6,94 7,01 7,63 7,73 7,74 7,948,27
1,10
1,17
1,77
1,94
2,81
2,832,88
3,08 3,333,61 3,90 4,21
4,724,99
2,4
6,2
9,0
10,6
13,3
14,615,3
20,1 20,521,6
22,222,8
23,5
24,7
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Jum
lah
Ko
ntr
ak (
TCF)
Industri Kelistrikan Pupuk
5PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016
Catatan:*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
Kelistrikan14,61%
Pupuk9,58%
Industri23,26%
Lifting Minyak2,79%
City Gas0,04%
BBG Transportasi
0,05%
Ekspor Gas Pipa
11,55%
LNG Ekspor29,36%
LNG Domestik6,17% LPG Domestik
2,58%
Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia 2016
1.021,7
669,7
1.626,2
195,2
3,1
3,6
807,3
2.052,5
431,4
180,7
1.202,9
775,8
1.812,8
321,1
3.51
8,5
857,5
2.052,5
431,4
180,7
- 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 Tahun 2016
Kontrak Berjalan (BBTUD)
6PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia
Catatan:*) Data realisasi rata-rata di tahun 2016
41
1,8
37
9,7
36
7,8
36
1,9
34
2,0
31
6,0
28
3,0
19
5,2
42
0,0
42
0,0
34
3,0
30
5,0 4
12
,5
36
6,2
36
6,2
32
1,1
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
BB
TUD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Lifting Minyak Periode 2009 - 2016
Realisasi Lifting Oil Kontrak Lifting Oil
84
5,5
86
2,7
74
5,3 94
8,6
91
2,4
1.0
10
,0
1.1
25
,1
1.0
21
,7
89
5,0
89
5,0
89
0,9
1.0
87
,1
1.1
03
,8
1.2
80
,0
1.1
57
,2
1.2
02
,9
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
BB
TUD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016
Realisasi Listrik Kontrak Listrik
65
5,9
66
6,2
65
7,1
65
7,1
73
5,8
68
9,3
75
5,0
66
9,7
66
6,0
66
6,0
64
0,2
74
2,7
73
5,4
74
4,4
79
7,0
77
5,8
0
200
400
600
800
1000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
BB
TUD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Pupuk Periode 2009 - 2016
Realisasi Pupuk Kontrak Pupuk
1.1
25
,7
1.1
97
,2
1.2
60
,7
1.1
86
,9
1.3
46
,0
1.3
31
,7
1.2
32
,7
1.6
26
,2
1.5
06
,7
1.5
06
,7
1.4
62
,7
1.7
03
,4
1.7
36
,5
1.5
82
,5
1.5
60
,9
1.8
12
,8
0
500
1000
1500
2000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
BB
TUD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Industri Periode 2009 - 2016
Realisasi Industri Kontrak Industri
7PRIVATE AND CONFIDENTIAL
84
5,5
86
2,7
74
5,3
94
8,6
91
2,4
1.0
10
,0
1.1
25
,1
1.0
21
,7
89
5,0
89
5,0
89
0,9 1
.08
7,1
1.1
03
,8 1.2
80
,0
1.1
57
,2
1.2
02
,9
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
BB
TUD
Realisasi Pemanfaatan Gas Pipa untuk Kelistrikan Periode 2009 - 2016
Realisasi Listrik Kontrak Listrik
Pergerakan ICP dan Harga Gas Indonesia
*) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016
64,3
72,3
97,0
61,6
79,4
111,6 112,7
105,9
96,5
49,2
39,2
3,813,73
4,83
3,674,12
5,23
5,80 6,19 6,355,65 4,80
12,0411,68 11,67
6,19
3,25
7,08
8,33
11,34
8,39
9,82
13,52
15,63
14,49
13,38
7,71
5,32
11,43 11,41
9,87
9,86
9,68
12,84
13,95
13,53
13,82
8,65
4,52
0
5
10
15
20
25
30
0
20
40
60
80
100
120
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
US$
/MM
BTU
US$
/BB
L
Tahun
ICP
Domestic Pipeline
Domestic LNG
Export Pipeline
Export LNG
Weighted Average Price dan rata-rata penyaluran Gas Pipa di Indonesia Tahun 2016
Pupuk : 40 BBTUD Industri : 7.4 BBTUD
Listrik : 234 BBTUDPupuk : 200 BBTUDIndustri : 677 BBTUDLifting : 194 BBTUD
Listrik : 244 BBTUDPupuk : 55 BBTUDIndustri : 132 BBTUDLifting : 0.6 BBTUD
Listrik : 133 BBTUDIndustri : 0.7 BBTUD
Listrik : 312 BBTUDPupuk : 61 BBTUDIndustri : 173 BBTUD
Listrik : 37 BBTUDPupuk : 300 BBTUDIndustri :160 BBTUD
Listrik : 45 BBTUDIndustri : 372 BBTUD
6,3
1
6,5
4
5,1
1 6,5
3
4,5
8
3,7
1
7,8
3
5,1
3 6,3
6 7,8
1
5,9
9
4,8
5
2,9
4
7,5
0
5,8
7
5,0
3 6,2
7
3,9
4 5,1
5
7,2
1
-
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
SumbagUt SumbagSelTeng Jawa Barat Jawa Tengah Jawa Timur Kalimantan Timur Sulawesi
USD
/MM
BTU
Listrik
Industri
Pupuk
Lifting
*) Rata-rata Harga Gas tertimbang Indonesia sesuai realisasi penyaluran gas tahun 2016
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)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
No Topik KKKS PembeliVolume (BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
1Gas Lap. KerendanOphir Bangkanai
Ophir Bangkanai PLN (Persero)
16(realisasi 2016 rata-
rata0,02 BBTUD)
Belum terselesaikannya jaringan transmisi listrik dari PLTMG Bangkanai kejaringan listrik di Kalimantan timur sehingga pemanfaatan Gas saat ini hanya 3.5 BBTUD
2
Alokasi Gas untuk Kilang RU II Dumai(Target akhir 2017/awal 2018)
Blok Corridor COPI PT Pertamina
(Persero)
40(belum
mengalir) Menunggu pembangunan pipa Gas dari Duri – Dumai oleh PGN dan PT Pertamina (Persero)57
(belummengalir)
Blok BentuEMP
3JOB PTM-Simenggaris
JOB P Medco Simenggaris
alokasidikembalikanoleh PLN
25(belum
mengalir)
• 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 sebagaiofftaker LNG,
• PLN Keberatan dengan harga hulu sebesar US$5,68/MMBTU eskalsi3%/tahun (sesuai keekonomian dalam POD), karena harga beli di plant gate PLN > 11$/MMBTU
JOB P Medco Simenggaris
BUMD Nunukan
5(belum
mengalir)
• NSP (bermitra dengan “MEDCO GAS”) menunda penandatangananAmandemen PJBG dengan harga gas US$5,85/mmbtu esc 3% (amandementelah disetujui oleh SKK Migas) karena adanya usulan untukmengembalikan harga jual gas HULU ke harga PJBG awal yaitu sebesar US$ 5.2/mmbtu esc 3%.
• Harga gas (CNG) yang diterima PLN di Plant Gate sebesar US$13,2/mmbtu(US$5,2 + US$8/mmbtu (midstream))
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur
No Topik Kkks PembeliVolume (BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
4Penyelesaian Tie in Pipa Jambi Merang – SSWJ2
JOB Pertamina
Talisman Jambi Merang
PLN PerserountukPembangkitMuara Tawardan di Sumatera
65(realisasi 2016
rata-ratasebesar
49 BBTUD)
• PLN keberatan dengan ketentuan dalam GTA dan PJBG yang mengharuskan PLN membangun Tie in di pipa SSWJ, karena kesulitandalam pengoperasian ruas tie in tsb.
• Usulan agar pipa dibangun PLN dan diserahkan (dihibahkan) kepada PGN, sulit dilakukan PLN.
• Terdapat usulan pipa akan dibangun PGN, terkendala PJBG yang hanya sampai tahun 2019
5Penyelesaian PipaRuas WNTS –Pemping
Lap. Gajah Baru -PremierOil
PLN Batam20
(belummengalir)
• Sesuai KepMen ESDM 6015K/12/MEM/2016, section-1 WNTS-Pempingdibangun dan dioperasikan PGN dengan ketentuan antara lain:1. PGN berkoordinasi dengan PLN dalam menyusun FEED;2. PGN berkoordinasi dengan WNTS operator (difasilitasi SKK Migas)
dalam melaksanakan pembangunan;3. Toll fee ditetapkan BPH Migas;
• Update proyek (ref. MOM 28 Juli 2016 di Ditjen Migas):1. Durasi proyek 22 bulan (target commissioning Kuartal 1 2018);2. Kapasitas desain 120 MMSCFD, diameter 16” sepanjang ± 4.25 Km;3. Estimasi biaya proyek US$ 89 juta.
UBE20
(belum mengalir)
6Penyelesaian pipa gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu
KKKS Mahakam, Sanga-Sanga dan Sebuku
PLN TanjungBatu
40(belum mengalir)
• Menunggu terealisasinya pembangunan pipa Gas ke pembangkit PLN Tanjung Batu.
• Pertamina telah mendapatkan penugasan untuk pembangunan pipa ini
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Monetisasi Gas Bumi yang Terkendala Infrastruktur
No Topik Kkks PembeliVolume (BBTUD)
Kondisi Pemanfaatan Gas Saat ini
7Monetisasi 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 tahunke-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).
8Monetisasi 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 reaktifasidan 4 sumur pengembangan baru;
Pipeline, Liquefaction, Regasification and Proposed Virtual Pipeline Power Plant—Central and Eastern Indonesia
`
Total Investment Needed:
24.3 Billion USD
FUTURE GAS INFRASTRUCTURE CONCEPT (2030)
15
Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
VIRTUAL PIPELINE FOR GAS POWER PLANT IN EASTERN PART OF INDONESIA
PLTMG Saumlaki 10 MW PLTMG Merauke 20 MW
PLTMG Dobo 10 MW
PLTMG Langgur 20 MW
MPP Papua (Jayapura) 50 MWPLTMG Jayapura Peaker 40 MW
PLTMG Timika Peaker 10 MW
PLTMG Fak-Fak 10 MW
MPP Papua Barat (Manokwari) 20 MW
PLTMG Biak 15 MW
PLTMG Serui 10 MWPLTMG Bintuni 10 MW
PLTMG Nabire 20 MW
PLTMG Seram Peaker 20 MW
PLTMG Ambon Peaker 30 MW
MPP Maluku (Ambon) 70 MW
PLTMG Namlea 10 MW
Gas Salawati
Gas Bintuni
1.524 NM
144.4 MMSCFD
862 NM
78.6 MMSCFD
1.494 NM
15 MMSCFD
HUB
16Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
PRIVATE AND CONFIDENTIAL17
Potential Upstream LNG Projects
NoPROJECTS
(Contractor)
ProfileCurrent Status
Investment Prod. Vol Onstream
1Jangkrik(Eni Muara Bakau Ltd.)
USD 4,1 miliar 450 MMscfd Q3-2017 Construction
2Tangguh Train-3 (BP Berau Ltd.)
USD 8,0 miliar 700 MMscfd (3,8 MTPA) Q2-2020 Construction
3Wasambo(Energy Equity Epic SengkangLtd.)
USD 55,2 juta (POD 2015)
70 MMscfd Q1-2017 Construction
4Asap(Genting Oil Kasuri Pte)
TBD (To Be Discussed) 295 MMSCFD Q4 2019 POD Discussion
5Simenggaris & Nunukan(JOB Pertamina – Medco Simenggaris & PHE Nunukan)
100 MSCFD
6IDD -Indonesia Deepwater Dev.(Chevron Indonesia Co.)
USD 12 miliar(FEED 2013)
115 MMscfd (Bangka) Q3-2016 Construction
700 MMscfd (G’dalo Hub) Q4-2022Revised Planning (POD)
420 MMscfd (Gehem Hub) Q2-2023
7Abadi(Inpex Masela Ltd.)
TBD (To Be Discussed) TBD TBDRevised Planning (POD), major changes from FLNG scenario to OLNG scenario
SOUTH SULAWESI
SUMATERA UTARA
JAWA TIMUR
MALUKU
PAPUA BARAT
ACEH
SULAWESI TENGAH
KALIMANTAN TIMUR
CENTRAL SUMATERA
SOUTH SUMATERA
LAMPUNG
JAWA TENGAH
KEP. RIAU
4
16
5
2
3
7
Nation Strategic Target
267
MMSCFD
2,867
MW
6,754
MW
450
MW
1,091
MW
1,830
MW440
MW
423
MMSCFD
86 MMSCFD147
MMSCFD48 MMSCFD
38 MMSCFD
35 GW Electricity Project
TOTAL GAS NEEDED:
1,100 MMSCFD
TOTAL POWER:
13,432 MW
Preparing to be a LNG Importer :
With Electricity as an Anchor Buyer18Source: Ministry of Energy and Mineral Resources
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)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas PembeliJangkaWaktu
PeruntukanDCQ
(BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1Kangean Energy Indonesia Ltd
PLN s.d 2028 Listrik 80 72.23
2Kangean Energy Indonesia Ltd
PT Petrokimia Gresik s.d 2020 Pupuk 65 61.16
3Kangean Energy
Indonesia LtdPT Indogas Kriya Dwiguna s.d 2022 Industri 20 24.66
4Kangean Energy
Indonesia LtdPT Pertagas Niaga s.d 2022 Industri 85 70.68 telah on stream
JUMLAH 250 228.73 21.27 (surplus pasokan)
1 PHE WMO, Kodeco, MMB PGN s.d 2018 PGN 28 27.82
2 PHE WMOPGN Surabaya Jargas –
WMOs.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 0.61Gas diberhentikan sementarakarena telat bayar
JUMLAH 156.32 123.64 32.68 (surplus pasokan)
1PetroChina International Jabung Ltd
PT Tanjung JabungPower
s.d. 2017 Kelistrikan 3.75 1.83
2PetroChina International Jabung Ltd
PT Jambi IndogunaInternasional
5 tahunKelistrikan & LPG
14.5 -PJBG telah ditandatangani, namunbelum on stream. Prinsippenyaluran "as is"
3PetroChina International Jabung Ltd
PT PLN Batam s.d. 2023 Kelistrikan 17 -PJBG telah ditandatangani, namunbelum on stream. Prinsippenyaluran "as is"
JUMLAH 18.25 1.83 16.42 (surplus pasokan)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu PeruntukanDCQ
(BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1 EMP Bentu LtdPD 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 LtdPT 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
JUMLAH 54.56 50.10 4.46 (surplus pasokan)
1JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PLN s.d. 2019 Kelistrikan 65 48.71 Penyerapan PLN dibawah DCQ
2JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Chevron Pacific Indonesia
s.d. 2019 Lifting Minyak 10 9.84 Penyerapan buyer telah optimal
3JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PDPDE (BUMD Prov. SumSel)
s.d. 2019Industri & Kelistrikan
15 8.74Pembeli (PDEPDE, PIR dan PKB) tidak dapat menyerap gas sesuaikomitmen karena tidak mampumenciptakan market baru, karenaketerbatasan penetapan alokasi gas.Gas PDPDE telah direalokasi
sebesar 23 BBTUD ke Pertamina(Persero)
4JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pengembangan Investasi Riau (BUMD Prov. Riau)
s.d. 2019 Industri 16 6.26
5JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pembangunan Kota Batam
s.d. 2019Industri & Kelistrikan
10 7.42
6JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pertamina (Persero) s.d. 2019 City Gas 0.2 0.04 Penyerapan buyer belum optimal
7JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang
PT Pertamina (Persero) s.d. 2019BBG Transportasi
2 -
JUMLAH 118.2 81.01 37.19 (surplus pasokan)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG(PJBG Eksisting)
No. Sumber Gas PembeliJangkaWaktu
PeruntukanDCQ
(BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan
Pembeli thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Energasindo HeksaKarya
s.d. 2018 Kelistrikan 44 37.48Penyerapan end user (PLN)belum
optimla
2ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Chevron Pacific Indonesia
s.d. 2021Lifting Minyak
298 180.38 Penyerapan CPI rendah
3ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PGN Riau s.d. 2023
Lifting Minyak 12.5 12.35& Industri
4ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PGN Jawa Barat s.d. 2023 Industri 424.5 377.79 Penyerapan PGN di bawah DCQ
5ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PGN Batam I s.d 2019Industri & Kelistrikan
50 45.1Menurunnya demand pasokan gas di Batam
6ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PGN Batam II s.d 2019 Kelistrikan 12 10.3Menurunnya demand pasokan gas di Batam
7ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PLN s.d. 2017 Kelistrikan 40 2.35Menyesuaikan kebutuhan PLN (interruptible)
8ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PT Odira Energi KarangAgung
s.d. 2023Lifting Minyak
1 - Gas belum on stream
9ConocoPhillips (Grissik) Ltd
PUSRI s.d. 2023 Pupuk 73 -Gas belum on stream, karena belumselesainya 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)
PRIVATE AND CONFIDENTIAL
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi yang Tidak Sesuai dengan Komitmen PJBG(PJBG Ekspor Eksisting)
No. Sumber Gas Pembeli Jangka Waktu PeruntukanDCQ
(BBTUD)
Rata-rata Realisasi Penyerapan Pembeli
thn 2016 (BBTUD) *)
Keterangan
1CONOCOPHILLIPS (CORRIDOR)
Gas Supply Pte. Ltd s.d 2023ekspor 210 207.7 Penyerapan konsumen rendah
2PETROCHINA INT'L.(JABUNG)
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.
SembCorp Gas s.d 2028
ekspor 157.2 147.7 Penyerapan konsumen rendah
4 STAR ENERGY (KAKAP) 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 857.96 809.248.76
(surplus pasokan)