kegiatan bisnis hulu migas - migas reviewca}capaiankinerjake... · progress investasi hulu migas...

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)


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


Sasaran Kinerja :


Target pencapaian:

b. Realisasi lifting gas 6288 MMscfd / 6513 Bbtud (APBNP : 6438 MMscfd / 6670 Bbtud)


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


Sasaran Kinerja :


Target pencapaian:

c. Realisasi lifting minyak dan gas 1940 Ribu BOEPD (APBN : 1970 Ribu BOEPD)


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

kegiatan bisnis hulu migas - migas reviewca}capaiankinerjake... · progress investasi hulu migas...

Documents