TANTANGAN DAN PELUANG DALAM PENINGKATAN INVESTASI DAN PRODUKSI MIGAS Kepala SKK Migas Yogyakarta, 27 April 2017

Ekonomi Makro Indonesia Indikator Nominal Pertumbuhan Populasi 258.3 million 0.89% GDP $941 billions 4.9% GDP per capita (PPP) $11,700 Tingkat Inflasi 3.8% INDONESIA sumber: CIA World Fact Book (2016 est.) “Indonesia masuk dalam lima besar destinasi FDI di dunia” World Investment Prospects Survey 2014 – 2016, UNCTAD Realisasi dan Proyeksi Investasi Asing di Indonesia Institusi Rating Outlook S&P BB+ Positive Fitch BBB- Moody’s Baa3 USD Billions Actual Projected ∆ + 25% per year (estimated) sumber: Credit Rating, BKPM, 2017 Pemerintah Indonesia telah menetapkan target menjadi negara maju pada tahun 2025 dan IMF memprediksi Indonesia akan menjadi ekomoni terbesar dunia pada 2030 Euromonitor International, 2012 sumber: BKPM

Area Strategis dalam Pengelolaan Migas Indonesia Meningkatkan pasokan migas untuk memenuhi permintaan Minyak dan Gas pada Indonesia Energy Mix Pengelolaan Permintaan dan Pasokan Gas Menemukan lebih banyak proven reserves minyak dan gas Menjaga eksplorasi untuk menemukan hidrokarbon dan menambah cadangan gas Pasokan untuk Domestik dan Ekspor Sumber Daya dan Cadangan Ekonomi Makro Indonesia Kuwait At this moment, I would like to share how Indonesia is managing its oil and gas resources, reserves and production to continuously support the Nation’s Economic Growth. One thing to note is that in gas development, Indonesia still commits to contributing to the global market. In accordance with the tasks that the government of Indonesia has assigned to us, there are 4 (four) strategic areas we are focusing on to manage oil and gas. These strategic areas are: Macro Economics, Oil and Gas Resources and Reserves, Gas Supply for Demand, and Gas Upstream activities and Infrastructure investment. These 4 (four) areas need to grow together in synch in order to enable optimal oil and gas management for Indonesia. Ekonomi Makro Indonesia Pertumbuhan ekonomi dan iklim investasi Konteks Sosiopolitik Kegiatan Usaha Hulu dan Pengembangan Infrastruktur Mengelola kegiatan hulu migas serta meningkatkan investasi infrastruktur gas Mengelola proyek kegiatan usaha hulu migas Infrastruktur Gas Domestik

Tren kegiatan hulu migas Temuan lebih banyak gas Kegiatan makin mengarah ke kawasan timur Indonesia Lebih banyak ke arah lepas pantai dan laut dalam Lebih remote, bahkan ke Zona Ekonomi Eksklusif (ZEE) Pengembangan hidrokarbon non konvensional (gas metana batubara dan shale gas) Teknologi masa depan akan didominasi oleh: (i) teknologi EOR, (ii) teknologi lepas pantai, (iii) teknologi pengolahan dan transportasi gas, (iv) Eksplorasi dan eksploitasi hidrokarbon non-konvensional. Lebih padat modal, padat teknologi, padat risiko. Menemukan cadangan baru semakin menantang…

Profil Produksi Migas Indonesia 1966-2017 Dominated by Gas Dominated by Oil Oil GAS Peak 1977 Peak 1995 Build-up stage Plateau stage Decline 10-12% Decline 3-5% MBOEPD Kilang LNG Arun dan Kilang LNG Bontang mulai dioperasikan Kilang LNG Tangguh mulai dioperasikan

Produksi Migas DI Wilayah Lain Juga Mengalami Trend Tingkat Penurunan (Depletion Rate) Yang Semakin Tinggi Sumber: Schlumberger

Realisasi & Outlook (2000 – 2050) Profil Produksi Minyak dan Gas Bumi HISTORY FORECAST Catatan: Peak of Banyu Urip Field at 2015 Peak of IDD Gas Production in 2018 Peak of Bukit Tua Production in 2016 Ande-Ande Lumut Production in 2017 Masela Production in 2019 Tangguh Train-3 Production in 2019 Decline of Oil Production: 6% p.a Decline of Gas Production: 6% p.a Cadangan Minyak RI s/d 2013

Trend Investasi Kegiatan Usaha Hulu Migas Investment level in the upstream sector has positively increased. As we can see from the graphics, total investment for the past 5 years around USD 55 billion, or at an average around USD 11 billion per annum. At least, 20% of this investment is capital expenditures, which later becomes productive asset to support future’s economic growth.

Perkembangan Sistem Kontrak Hulu Migas 1899 1960 1966 2001 Now CONCESSION CONTRACT OF WORK PSC UU No. 8/1971 COOPERATION CONTRACT UU No. 22/2001 2001 - now 1966 - 2001 1960 - 1966 < 1960 UU No. 22 / 2001 PP No. 42 / 2002 PP No. 35 / 2004* UU No.8/1971 Permen No. 22 / 2008 PP No. 35 / 1994 PP No. 79 / 2010 Putusan MK No.36/PUU-X/2012 UU No.44 Prp/1960 Perpres No. 95/2012 UU - Indische Mijnwet, Staatsblad th.1899 No.214 Perpres No. 9 / 2013 *)Telah beberapa kali diubah dengan PP 34/2005 dan PP 55/2008 Permen No. 8 / 2017

BISNIS – Kebutuhan Para Pihak SISI PEMERINTAH Kebutuhan Energi yang Meningkat Menemukan Cadangan (proven reserves) Menjaga Produksi Optimalisasi Biaya Operasi Meningkatkan Kapabilitas National/Lokal Menjaga Perkembangan Macroeconomic Mengamankan Suplai Energi Optimalisasi Bagian Pemerintah SISI INVESTOR Hak Monetisasi Stabilitas Kontrak / Contract Sanctity Keputusan Arbitrase yang Mengikat dan Dapat Dijalankan Rezim Fiskal PSC yang Kompetitif Kepastian Hukum Akses ke Wilayah Kerja Optimalisasi Portofolio

TANTANGAN PELUANG TANTANGAN Tantangan Teknis Tantangan Sosial Bergerak ke Timur Indonesia Bergerak ke remote area Kondisi geologi yang making sulit Bergerak ke deepwater Kurangnya infrastuktur dll TANTANGAN TANTANGAN Tantangan Sosial Keterlibatan Pemerintah Daerah yang lebih besar Desentralisasi Kekuasaan Pemerintah dll PELUANG Tantangan Hukum Undang-undang Migas yang Baru Pengadaan Tanah Regulasi yang sektoral Gross Split PSC dll Tantangan Lainnya Ketersediaan SDM yang memadai Pasar Tenaga Kerja di Luar Indonesia yang lebih Kompetiitif dll Tantangan Ekonomi Kurang atraktifknya PSC Indonesia Sistem Perbankan Nasional yang dapat menunjang Migas Akses kapital untuk Badan Usaha Harga gas domestik yang kurang atraktif dll

KONSEP SKEMA PELAYANAN PERIZINAN KEGIATAN USAHA HULU MIGAS MENKO PEREKONOMIAN Sebagai Koordinator Perubahan Regulasi/Kebijakan PTSP CV Sebagai Pemproses Izin/PTSP Sebagai Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas Urusan Perizinan diselesaikan oleh intansi-instansi terkait dalam pemerintahan Kementerian/ Lembaga Penerbit Izin KKKS sebagai kontraktor TIDAK ditugaskan untuk mengurus / memohon izin, KKKS hanya dilibatkan dalam pembahasan aspek teknis kegiatan dan selanjutnya tinggal melaksanakan kegiatan sesuai kaidah-kaidah yang ditentukan pemerintah

PELUANG Streamline proses persetujuan di SKK Migas, bergerak ke arah paradigma manajemen makro Tren politik Indonesia ke arah transparansi kebijakan publik Keterlibatan Pemerintah Daerah sebagai pemegang PI 10% mempermudah proses perizinan di daerah Bergerak ke arah Timur Indonesia, dengan memperbanyak kegiatan eksplorasi di Bagian Timur Indonesia Kesediaan untuk membahas rezim fiskal PSC untuk manfaat bersama, antara lain dengan Gross Split PSC dan pengembalian biaya investasi Pergeseran dari minyak ke gas, baik pada kegiatan usaha hulu maupun utilisasinya

WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK Wilayah Kerja Migas Konvensional & Non-Konvensional Status 31 Maret 2017 EKSPLORASI MNK GMB EKSPLOITASI TOTAL ONSHORE OFFSHORE ONSHORE / OFFSHORE 44 WK 29 WK 12 WK 47 WK 38 WK 19 WK 6 WK 24 WK 4 WK 151 WK 91 WK 35 WK WK MIGAS AKTIF 104 WK PROSES TERMINASI 36 WK WK HNK AKTIF 52 WK WK EKSPLOITASI 85 WK WK EKSPLORASI KONVENSIONAL+HNK 192 WK TOTAL WILAYAH KERJA 277 WK WK PRODUKSI 71 WK WK PENGEMBANGAN 14 WK 46 WK - WK 2 WK Konvensional HNK

Perkiraan sumberdaya: 453 Tcf Perkiraan sumberdaya: 574 Tcf Peluang Besar Di Hidrocarbon Non-Convensional & EOR Coal Bed Methane (Coal Seam Gas) Shale Hydrocarbon Perkiraan sumberdaya: 453 Tcf Perkiraan sumberdaya: 574 Tcf 1985 2013 2014 2015 2018 2020 2021 2023 2030 Steamflooding Chemical flooding Lapangan Duri PT. CPI Steamflooding Terbesar di dunia Kaji Field PT. Medco E&P 7 January 2013 Minas Field PT. CPI 9 Jan 2013 Limau PT. Pertamina EP May 2012 Tanjung Field Trial September 2012 Pilot Project Fullscale= Production Peak at 4000 BOPD Full scale 2022 Pilot 2019 Start Injection 10 area at Kaji & Semoga Peak Pilot at Area Early 2017 Initial Production Pilot end of 2016 Field Trial Project Fullscale = Production Peak EOR

MONETISASI POTENSI HULU MIGAS Potensi Cadangan dan Sumber Daya (Technical) di Monetisasi - Buatkan urgensi EOR 2027 rate 0 bopd, - keterangan 2,8 BSTB,37 lapangan Assumption: - discovered fields which could be developed but for which there are no current development plans - fully commercial, and development lead time from discovery to production of 5 years - EOR reach full scale with sufficient economic level As of 31 October 2016