PAPARAN PUBLIK 2019PT Medco Energi Internasional Tbk. (IDX Ticker: MEDC)
PERTUMBUHAN BERKELANJUTAN
2
Tinjuan Bisnis
Ringkasan Eksekutif 3
Integrasi Ophir 4
Manajemen Portofolio Aktif 5
Ringkasan Operasional 8
Ringkasan Keuangan 9
Panduan Bisnis
Panduan 2019 12
Ekspektasi Kedepan 14
Apendix
Statistik Minyak dan Gas 16
Statistik Keuangan 17
The following presentation has been prepared by PT Medco Energi Internasional Tbk. (the “Company”) and contains certain projections, plans, business strategies, policies of the Company and industry data in which the Company operates in, which could be
treated as forward-looking statements within the meaning of applicable law. Such forward-looking statements, by their nature, involve risks and uncertainties that could prove to be incorrect and cause actual results to differ materially from those expressed or
implied in these statements. The Company does not guarantee that any action, which may have been taken in reliance on this document will bring specific results as expected. The Company disclaims any obligation to revise forward-looking statements to reflect
future events or circumstances.
Daftar Isi
3Ringkasan Ekseskutif
Minyak & Gas: Produksi 96 mboepd, pro forma Ophir 120 mboepd
MPI: Penjualan daya 1.253 GWh
Menyelesaikan pembelian dan penghapusan pencatatan saham Ophir Energy plc,
integrasi sesuai dengan jadwal
Melanjutkan komitmen untuk deleverage
Utang sebesar AS$355 juta dan AS$105 juta sudah dibayar
Peningkatan peringkat ke B+ Fitch, B (pandangan positif)
S&P, Moody’s menegaskan B2 (pandangan positif)
EBITDA konsolidasi AS$343 juta, pro forma Ophir $450 juta
Hasil Ophir terkonsolidasi dari 1 Juni 2019. Hasil pro forma diasumsikan dengan kombinasi Ophir sejak 1 January 2019
4Manajemen Portofolio Aktif
2016/17
Blok A, Aceh
Diperoleh dari
berkurangnya
investor
internasional
Sumber daya yang
aman dan kontrol
proyek
AS$65juta
2016
PT Newmont
Nusa Tenggara
Diperoleh dari
berkurangnya
investor
internasional
Tambang
sebagai
komponen
strategis
elektrifikasi
AS$650juta
2017
PT Medco Power
Indonesia
Diakuisisi dari
keluarnya private
equity fund
Memastikan
strategi bisnis
MPI yang sejalan
AS$129juta
2017
Macmahon Holdings Ltd.
Akuisisi non tunai
sebesar 44% dari
entitas terdaftar di
ASX
Akses terhadap
kapabilitas utama,
untuk meningkatkan
efisiensi operasional
AS$143juta
2019
Ophir Energy plc
Akuisisi tunai atas
entitas terdaftar di
Inggris
Mengekspansi
keberadaan di Asia
Tenggara
Produksi +29%
Cadangan dan
sumber daya +86%
£408jutaSouth Natuna Sea
Blok B
Diperoleh dari
berkurangnya
investor
internasional
Akses terhadap
kapabilitas operasi
lepas pantai dan
pasar gas
Singapura
AS$225juta
Akuisisi telah menambah nilai melalui peningkatan skala, kontrol,
dan kompetensi organisasi sehingga menghasilkan peningkatan
efisiensi, diversifikasi, dan akses terhadap peluang pertumbuhan.
Target akuisisi diseleksi guna memastikan:
• Peningkatan status kredit dan profitabilitas MedcoEnergi
• Resiko dapat dikelola (pengetahuan tentang asset, kapabilitas
organisasi, subsurface, pasar)
• Potensi pertumbuhan dan nilai tambah
2016
PT Medco Power
Indonesia
Pembelian saham
kepemilikan 11,4% di
Medco Power
Kontrol penuh atas
MPI
AS$38juta
5Manajemen Portofolio Aktif
Medco Power
• Pembelian saham kepemilikan sebesar 11,4% di
Medco Power
• Finalisasi peminat strategis untuk mendukung
ekspansi gas ke listrik
Ijen Geothermal
• Mengurangi 49% saham Medco Power di proyek
panas bumi Ijen ke Ormat Technologies, Inc
• Appraisal drilling di Q4 2019
Menjual 51% saham Api Metra Graha dan terdilusinya
posisi AMNT
• AMG: Kas diterima dan transaksi ditutup pada Q2
• AMNT: AS$164 juta sudah diterima hingga saat ini
IJEN GEOTHERMAL, JAWA TIMUR, INDONESIA
LNG – GAS ke LISTRIK, INDONESIA
6Manajemen Portofolio Aktif
Rimau dan South Sumatra
• Melepaskan 35% hak partisipasi
• Percepatan atas kas dari lapangan yang telah
lama diproduksikan
• Rimau FSO economic life telah berakhir pada
Juli 2019, dinonaktifkan
Rasionalisasi Aset Ophir
• Proses untuk keluar 100% dari Blok R Equatorial
Guinea, dan 100% dari Aru dan Papua Barat,
Mexico Blok 5
• Mundur dari Bangladesh dan Vietnam blok 123
dan 124
Oman KSF
• Pembelian 7% hak partisipasi di Oman KSF
Perluasan areal East Natuna
• Pembelian 100% partisipasi di North Sokang PSC
• Program eksplorasi aktif 2019/2020
4350
13
NPV 10%
AS$ Juta
Harga
Jual
Cadangan
2P
MMBOE
15
11 1087 6
4 3
2022F2019F 2020F 2021F
Produksi, mboepd Arus kas, AS$ juta
Sumber: Laporan aset Wood Mackenzie. NPV 10% dikalkulasi sampai masa berlaku PSC.
AREA EAST NATUNA
South China Sea
SOUTH NATUNA SEA BLOK B PSC
SOUTH SOKANG PSC
NORTH SOKANG PSC
RIMAU dan SOUTH SUMATRA
INDONESIA
7Integrasi Ophir
• Menyelesaikan pembelian dan penghapusan pencatatan
saham
• Membayar utang prioritas sebesar AS$355 juta
• Mengubah status Ophir Energy plc & Salamander plc
menjadi Ltd
• Realisasi sinergi yang terus berlanjut ~ AS$30 juta per
tahun
• Pengecilan sewa kantor pusat London
• Berlangsungnya proses integrasi sistem dan
organisasi
• Sistem Medco akan diadopsi pada tanggal 1 Januari
2020 untuk Keuangan, Supply Chain Management,
Sumber Daya Manusia dan Pemeliharaan.
• Berlangsungnya proses untuk keluar dari Vietnam dan
Bangladesh, Blok R Equatorial Guinea, Blok 5,
Meksiko, Aru dan Papua Barat
• Eksekusi Proyek Pembangunan:
• Bualuang Fase 4B, minyak pertama di Q4 2019
• Meliwis, gas pertama di Q2 2020
Charlie Topside untuk Fase 4B, Bualuang, Thailand
Infill Campaign untuk Fase 4A, Bualuang Thailand
8Ringkasan Operasional
• Produksi minyak dan gas 96 mboepd, Ophir pro forma 120 mboepd. Biaya
produksi tunai minyak dan gas AS$9,0 per boe
• Produksi dan nominasi Block A, Aceh untuk pengembangan gas saat ini stabil
pada 52 – 53 BBtud.
• Di Bualuang, Thailand, instalasi topside minyak telah selesai, pengeboran
sesuai dengan jadwal untuk minyak pertama di Q4 2019.
• Pengembangan gas di Meliwis, Jawa Timur, telah mencapai kemajuan sebesar
38%, produksi gas pertama sesuai rencana di Q2 2020.
• Medco Power menghasilkan penjualan daya sebesar 1.253 GWh
• Menerbitkan obligasi syariah IDR850 milyar untuk pembiayaan kembali dan
pengembangan
• Kemajuan konstruksi Riau IPP sebesar 34%, perkiraan beroperasi pada Q4 2021
• Produksi AMNT dari stockpile adalah 63,4 Mlbs tembaga dan 28,4 Koz emas
• Melanjutkan pengembangan Tahap 7 dan FEED Smelter.
• Desain rekayasa Front-End Smelter oleh Outotec Oyj telah mencapai 70%.
9Ringkasan Keuangan
• EBITDA terkonsolidasi AS$343 juta, Ophir pro forma EBITDA AS$450 juta.
• Laba bersih segmen Minyak, Gas dan Ketenagalistrikan adalah sebesar AS$136
juta, Laba bersih konsolidasi sebesar AS$28 juta, Ophir pro forma AS$41 juta.
• Melanjutkan komitmen untuk deleverage, utang Ophir sebesar AS$355 juta
dibayarkan pada bulan Juni, sisa utang sebesar AS$105 juta dibayarkan pada
bulan Juli.
• Utang bersih terhadap EBITDA 3,9x (3,6x diluar Medco Power), Ophir pro forma
utang bersih terhadap EBITDA 3,0x (2,7x diluar Medco Power).
• Seluruh pinjaman dengan pembayaran penuh untuk tahun 2019 dan 2020 telah
terjamin pada akun escrow.
• Peningkatan peringkat ke B+ Fitch, B (pandangan Positif) S&P, Moody B2
(pandangan Positif).
• Belanja modal AS$63 juta dengan Kas dari Operasional AS$265 juta, belanja
modal pro forma Ophir AS$101 juta dan Kas dari Operasional AS$308 juta.
10Ikhtisar Keuangan
EBITDA (AS$ juta)
Laba Bersih (AS$ juta)
1) Komponen non-kas
300343
450
1H19
Pro forma
1H18 1H19
41
28
41
1H191H18 1H19
Pro forma
300
343
450
48
5
1H18
Minyak dan Gas
1H19 Pro forma
Ketenagalistrikan
1H19
41
28
41
18
2
26
4
1H18
1H19 Pro forma
Minyak dan Gas
1H19
Ketenagalistrikan
AMNT
Non-recurring
1
1
Hasil Ophir terkonsolidasi dari 1 Juni 2019. Hasil pro forma diasumsikan dengan kombinasi Ophir
sejak 1 January 2019
11Posisi Utang
Utang (AS$ juta)
Rasio utang bersih terhadap EBITDA (x)
2,651
3,508
2,0642,885
1H18 1H19
Tanpa Medco PowerKonsolidasi
Konsolidasi Tanpa Medco Power
4.53.7 3.9
3.03.6 3.3 3.6
2.7
2017 1H19
Pro forma
1H192018
• Melanjutkan komitmen deleveraging dengan
pembayaran utang prioritas Ophir sebesar
AS$355 juta di bulan Juni.
• Sisa utang tanpa jaminan AS$105 juta
dilunasi awal Juli.
• Seluruh pinjaman dengan pembayaran
penuh untuk tahun 2019 dan 2020 telah
terjamin dalam akun escrow
• Rasio utang bersih terhadap EBITDA1 3,6x,
Rasio utang bersih yang dikonsolidasi
terhadap EBITDA 3,9x.
• Pro forma utang bersih terhadap EBITDA1
2,7x, Pro forma hutang bersih yang
dikonsolidasi terhadap EBITDA 3,0x.
• Target rasio utang bersih terhadap EBITDA
di 3,0x atau dibawah mid-cycle price
1) Dianualisasi dan tanpa Medco Power
12Panduan 2019
• 1H 2019 produksi minyak
dan gas 96 mboepd, 120
mboepd pro forma Ophir,
~60:40 gas ke minyak
• Panduan produksi 2019 100
mboepd, 110 mboepd pro
forma Ophir
• Permintaan pasar gas akan
menentukan produksi
tahunan
• Terus melakukan lindung
nilai hingga 25% dari
produksi minyak dan hingga
50% dari harga gas
Produksi dalam mboepd dan termasuk Oman kontrak servis
33 31 33 31
5955
5955
14
28
25
Panduan
Pro forma
2019
4
Panduan
2019
1H19 Pro forma
1H19
40%
26%
34%
Komposisi
Index dan
Gas tetap
10096
120
110 110
OphirMinyak Gas Harga Gas Tetap Harga Gas Terindex
13Panduan 2019
• Belanja modal 1H 2019 AS$63
juta, AS$101 juta pro forma
Ophir.
• Panduan belanja modal 2019
AS$350 juta, AS$400 juta pro
forma Ophir.
• Biaya produksi tunai minyak
dan gas 1H 2019 sebesar
AS$9,0/boe. Biaya tunai per
unit minyak dan gas akan
dipertahankan dibawah
AS$10/boe.
• Produksi dan pertumbuhan
marjin mendorong peningkatan
EBITDA meskipun ada
volatilitas di harga komoditas.
• Tiap kenaikan harga Brent
AS$10/BBL per tahun akan
meningkatkan ~ EBITDA
AS$110 juta.
225268
417
520553
49
43
52
6864
2015 2016 2017 2018 1H19
LTM EBITDA (AS$jt)
LTM EBITDA1 dan Realisasi rata-rata
harga minyak
1) tanpa Medco Power
8.06.1 5.1 5.8 6 ~ 7
4.3
2.7 4.0 2.9 2 ~ 3
12.3
8.8 9.1 8.7 <10
2015 2016 2017 2018 Panduan
2019
G&A Biaya Lifting
Biaya Tunai/Unit, AS$/boe
*Tanpa Oman Kontrak Servis
2019 Ophir pro forma tanpa memperhitungkan sinergi apa pun dengan Medco.
Kas dari Operasional & Belanja Modal
Belanja modal pro forma, AS$ jt
290 280
110 120
Panduan 2019
sebelumnya
400
Panduan
2019
400
Minyak dan Gas Ketenagalistrikan
114
54
125
65
334
100
432
112
265308
56102
165217
3331
329
2015 1H192018
167
2016 2017 1H19
Pro
forma
63 33
110
265
101
69
Belanja Modal Proyek
Belanja Modal lainnya
Kas dari Operasional Harga Brent
14
• Monetisasi penemuan gas; Persetujuan POD untuk Senoro Fase 2
• Memperpanjang reserves life dengan eksplorasi near field secara
ekonomis
• Mempertahankan biaya operasi < AS$10/boe
• Melanjutkan pembangunan proyek Riau
• Sinergi Gas dan IPP dengan pengembangan - pengembangan baru
• Injeksi ekuitas dari investor strategis
• Menyelesaikan FEED smelter lengkap dengan project financing dan
struktur venture
• Menyelesaikan pengembangan tahap 7, memperluas JORC dan IPO
• Melanjutkan komitmen dalam deleveraging
• Pelaksanaan waran dan penempatan hak pre-emptive
• Pro forma investasi modal AS$400 juta secara disiplin
Ekspektasi Mendatang
• Mengintegrasikan operasi Asia Tenggara secara efisien dan aman
• Melaksanakan proyek pengembangan Bualuang & Meliwis
• Memberikan efisiensi operasional dan pengadaan
• Merasionalisasi portofolio eksplorasi
15Portofolio Aset
Produksi
Pengembangan
Explorasi
Daya Terpasang
Pengembangan Daya
Produksi Pertambangan
Pengembangan Pertambangan
Eksplorasi Pertambangan
Thailand Laos
Cambodia
Vie
tna
m
Kalimantan
Papua
New
Guinea
Papua
Sulawesi
Java
Libya
Tanzania
Mexico Oman
Yemen
Blok A
Geothermal
Sarulla
Bualuang
Sinphuhorm
Chim Sao dan Dua
Batam IPP
Riau IPP
South
Natuna
Sea Blok B
South Sokang
Simenggaris
Tarakan
Bengara
Bangkanai
South Sumatra
Cluster
Sumatra
IPP
Mini Hydro Energy
BuildingMini Hydro
ClusterGeothermal
Ijen
Batu Hijau
MaduraSampangSenoro-Toili
Elang
Donggi Senoro
LNG
West Bangkanai
16
55 103209
1,001
263
1,104
1H18 1H19
Sumber Daya Kontijensi Bersih, MMBOE
31 35 33 47
35 52 52
73 66 87 85
120
2016 2017 2018 1H19
Produksi Hidrokarbon Bersihº, MBOEPD
ºDengan Oman Kontrak Servis dan pro forma Ophir
Statistik Minyak dan Gas
Metrik 1H18 1H19YoY
∆%
Produksiº
Minyak, MBOPD 33,1 35,6 7,6
Gas, MMSCFD 263,7 336,4 27,6
Lifting/Penjualan
Lifting Minyak, MBOPD 24,9 28,2 13,3
Penjualan Gas, BBTUPD 256,5 309,9 20,8
Kontrak Servis Oman, MBOPD 7,5 6,7 (10,7)
Rata-rata Realisasi Harga
Minyak, ASD/barrel 66,8 63,6 (4,8)
Gas, ASD/MMBTU 6,0 6,9 15,0°Dengan Oman Kontrak Servis
• 2018 rata-rata lima tahun Rasio
Penggantian Cadangan 2P 1,1x, dengan
Reserves Life Index 9 Tahun
• 2018 5-tahun 2P F&D biaya AS$ 11 / boe
• Rata-rata realisasi harga gas
AS$6,9/MMBTU; terdiri dari $6,7/MMBTU
tetap dan penjualan gas dikontrak
sebesar $7,0/MMBTU
• Kontrak jangka panjang didukung oleh
take-or-pay. Pembagian ~57:43 atas harga
tetap dan harga komoditas diindeks
139172
164160
303332
1H18 1H19
Cadangan 2P Bersih, MMBOE
33 33
59 59
28
Komposisi
Index dan Gas
Tetap 1H19
1H19
34%
1H19
Pro forma
496
120 120
26%
39%
Minyak Gas Ophir Harga Gas Tetap Harga Gas Terindex
Produksi, MBOEPD
17Statistik Keuangan
Pendapatan
Dengan
MPI
AS$532juta
Tanpa
MPI
17%
9%
AS$795 juta
Pro
forma
Ophir
Laba Kotor
AS$347juta
Dengan
MPI
AS$297juta
Tanpa
MPI
12%
9%
AS$400
juta
Arus Kas Operasi
AS$265juta
AS$188juta 80%
86%
AS$308 juta
EBITDA
AS$343juta
Dengan
MPI
AS$303juta
Tanpa
MPI
19%
14%
AS$450
juta
Kas & Setara Kas
AS$838juta
AS$701juta 51%
54%
AS$838 juta
Total Utang
AS$3.508juta
AS$2.885juta 40%
32%
AS$3.508 juta
Utang Bersih ke
EBITDA
3,6
kali
11%
3,0
kali
Utang terhadap
Ekuitas
31%
34%
2,5
kali
3,9
kali
2,5
kali
2,3
kali
AS$626juta
Hasil Ophir terkonsolidasi dari 1 Juni 2019. Hasil pro forma diasumsikan dengan kombinasi Ophir sejak 1 January 2019
.
39% 25% 50%
54% 32% 34%
116%
Angka persentase membandingkan hasil keuangan 1H18 dengan 1H19
15%
15%
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Pro
forma
Ophir
Dengan
MPI
Tanpa
MPI
Dengan
MPIDengan
MPIDengan
MPIDengan
MPI
Tanpa
MPITanpa
MPI
Tanpa
MPITanpa
MPI
18Catatan
19Catatan
Company Address :
PT Medco EnergiInternasionalTbk.The Energy Building 53
rdFloor
SCBD Lot 11A
Jl. Jend. Sudirman, Jakarta 12190
Indonesia
P. +62-21 2995 3000
F. +62-21 2995 3001
Investor Relations: Email. [email protected]
Website : www.medcoenergi.com