3.0a gas bumi sebagai energi untuk memenuhi kebutuhan energi
DESCRIPTION
Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan EnergiTRANSCRIPT
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
1/64
Gas Bumi sebagai Energi untuk
Memenuhi Kebutuhan Energi
Nasional
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
2/64
RekomendasiUntuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrak-kontrak
export gas yang habis masa berlakunya, tidak diperpanjang;
2) Harga gas dalam negeri harus sama dengan harga export, sehingga
bagi kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) menjual gas ke dalam
negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luarnegeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Kalimantan dan Sumatra) ke pusat-pusat permintaan (Jawa);
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
3/64
RekomendasiUntuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrak-kontrak
export gas yang habis masa berlakunya, tidak diperpanjang;
2) Harga gas dalam negeri harus sama dengan harga export, sehingga
bagi kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) menjual gas ke dalam
negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luarnegeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Kalimantan dan Sumatra) ke pusat-pusat permintaan (Jawa);
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
4/64
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
5/64
5
Pasar Export LNG Indonesia
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
6/64
6
Lokasi LNG Plant untuk Export
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
7/64
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
8/64
Prospek Penjualan LNG (Export)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
9/64
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
Tahun
juta
ton/
tahun
Badak 20 ,85 2 1,33 2 1,6 2 2 1,62 2 1,62 2 1,6 2 2 1,62 1 2,7 8 9,20 9,2 0 7 ,4 0 4,79 2,8 4 2 ,8 4 0
Arun 6,35 4,80 4,51 4,51 4,51 4,51 1,20 1,20 1,20 1,20
Total 27 ,20 2 6,13 26 ,1 3 26 ,13 2 6,13 26 ,1 3 22 ,82 1 3,9 8 1 0,40 1 0,40 7 ,4 0 4,79 2,8 4 2 ,8 4 0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
LNG Contracts for Bontang and Arun Plants
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
10/64
RINGKASAN INDIKATOR MAKRO SEKTOR ENERGI/MINERAL (2009-2013)
Keterangan: Target lifting gas 2013 sebesar 7.250 BBTUD
2009 2010 2011 2013
Realisasi Realisasi RealisasiRencana/
APBN-P
Perkiraan
realisasi
% terhadap
target
% terhadap
2011Rencana
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) = (8)/(7) (10) = (8)/(6) (11)
1. Harga minyak bumi US$/bbl 61,58 79,40 111,55 105,00 100,00
2. Volume BBM bersubsidi juta KL 0,04 38,59 41,24 40,00 45,27 113% 110% 46,01
3. Volume LPG juta ton 0,00 2,69 3,28 3,61 3,61 100% 110% 3,86
4. Subsidi energi Triliun Rp. 98,72 140,45 261,35 225,35 309,78 137% 119% 272,44
a. Subsidi BBM/LPG Triliun Rp. 45,00 82,35 168,17 137,38 216,80 158% 129% 193,81
b. Subsidi Listrik Triliun Rp. 53,72 58,10 93,18 64,97 92,98 143% 100% 78,63
c. Cadangan resiko energi Triliun Rp. 23,00
5. Penerimaan sektor ESDM Triliun Rp. 238,02 288,84 387,97 404,68 415,20 103% 107% 403,36
a. Migas Triliun Rp. 184,69 220,99 278,39 278,02 289,00 104% 104% 257,28
b. Pertambangan umum Triliun Rp. 52,27 66,82 107,27 125,52 123,59 98% 115% 144,60
c. Panas bumi Triliun Rp. 0,43 0,52 0,43 0,35 0,74 212% 173% 0,40
d. Lainnya Triliun Rp. 0,64 0,52 1,89 0,80 1,87 235% 99% 1,08
6. Investasi sektor ESDM Miliar US$ 20,31 21,81 27,19 37,15 28,34 76% 104% 39,38
a. Minyak dan Gas Bumi Miliar US$ 12,75 13,66 18,70 23,64 18,21 77% 97% 27,94
b. Ketenagalistrikan Miliar US$ 5,08 4,68 4,98 8,85 5,62 64% 113% 7,20
c. Minerba Miliar US$ 2,21 3,19 3,41 4,20 4,20 100% 123% 3,77
d. EBT Miliar US$ 0,27 0,28 0,10 0,46 0,31 68% 314% 0,47
7. Produksi energi fosil dan mineral ribu boepd 5.312 5.689 6.469 6.342 6.763 107% 105% 6.903
a. Minyak bumi ribu bpd 948 945 902 930 860 92% 95% 900
b. Gas bumi MMSCFD 7.951 8.857 8.443 8.926 8.196 92% 97% 8.436
ribu boepd 1.420 1.582 1.508 1.594 1.464 92% 97% 1.506
c. Batubara juta ton 256 275 353 332 386 116% 109% 391
ribu boepd 2.944 3.163 4.060 3.818 4.439 116% 109% 4.497
8. Pembangunan ketenagalistrikan dan EBT
a. Rasio elektrifikasi % 65,79 67,15 72,95 75,30 75,83 101% 104% 77,65
b. Kapasitas terpasang pembangkit MW 31.958 33.983 40.000 44.224 43.879 99% 110% 47.966
c. Tambahan kapasitas MW 496 2.025 6.017 4.224 3.879 92% 64% 4.087
d. Kapasitas terpasang PLTP MW 1189 1189 1226 - 1281 104%
e. Tambahan kapasitas PLTP MW 137 0 37 - 55 149%
SatuanIndikator makro
2012
No.
PENERIMAAN NEGARA (2009 2013)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
11/64
PENERIMAAN NEGARA (2009 2013)Pertambangan dan Energi
*)Perkiraan Realisasi **) Rencana
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2009 2010 2011 2012* 2013**
Total 238,02 288,84 387,97 415,20 403,36
Lainnya 0,64 0,52 1,89 1,87 1,08
Panas bumi 0,43 0,52 0,43 0,74 0,40
Pertambangan umum 52,27 66,82 107,27 123,59 144,60
Minyak dan Gas Bumi 184,69 220,99 278,39 289,00 257,28
TriliunRupiah
PENERIMAAN NEGARA DAN SUBSIDI (2009 2013)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
12/64
PENERIMAAN NEGARA DAN SUBSIDI (2009 2013)Pertambangan dan Energi
-
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
2009 2010 2011 2012* 2013**
Subsidi energi 98,72 140,45 261,35 309,78 272,44
Penerimaan sektor ESDM 238,02 288,84 387,97 415,20 403,36
TriliunRupiah
*)Perkiraan Realisasi **) APBN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
13/64
Pasokan/Pemanfaatan Gas (2010)
29/01/13 13
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
14/64
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
15/64
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
MASELA
NATUNAD-ALPHA
TANGGUHTRAIN 3
Gas Reserve: 46 TCF.
Total Investment US$ 41 billion
On stream 10 yr after development
Gas Reserve 9,18 TCF.
Total investasi US$ 4,99 billion
On stream pada Q2 2018.
Cadangan gas 8,09 TCF
Investasi train 3, US $ 12 Milyar
Train 1 & 2 telah berproduksi Juni 2009 & Train 3 akhir 2018
Gas Reserve 2,8 TCF
Total Investment US$ 1,7 billion (upstream)
On stream 2015
DONGGISENORO
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
16/64
Sejak ditemukan pada tahun 1988, lapangan belum
dikembangkan
Lapangan Gas Donggi Senoro terdiri dari 2 KKS :
Blok Senoro Toili
Operator : JOB PertaminaMedco E&P Tomori
Cadangan : 1,65 TCF
Up side potential : 0,6 TCF (th 2011)
Kontrak PSC JOB berakhir pada tahun 2027
Blok Matindok Operator : PT Pertamina EP
Cadangan : 0,76 TCF
Kontrak Pertamina EP berakhir pada tahun 2035
Total cadangan Donggi Senoro : 2,41 2,86 TCF
PROYEK DONGGI SENORO
MatindokGas Field
DONGGISENORO
Untuk mencapai keekonomian diperlukan penggabungan pengembangan kedua Blok tersebut
Gas Deliverability (status akhir Desember 2009)
360 s.d. 424 MMSCFD (15 tahun) : Senoro = 255 s.d. 319 MMSCFD , dan Matindok = 105 MMSCFD
Nilai investasi upstreamyang diperlukan sebesar US$ 1,7 Milyar, nilai investasi di hilir (pabrik pupuk, amoniak
dan PLN) sebesar Rp. 33,1 Triliun.
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
17/64
PERTIMBANGAN PEMANFAATAN GAS UNTUK
DOMESTIK
Pendanaan Proyek
Konsumen domestik perlu dukungan pendanaan dalam negeri.
Perbankan Nasional menyatakan siap mendiskusikan terms and conditions
(sesuai hasil rapat di Kemenneg BUMN tanggal 10 Maret 2010).
Waktu Pemanfaatan Gas (Gas On Stream)Konsumen Domestikpaling cepat 45 bulan dari HoA
(asumsi HoA 1 Januari 2010pemanfaatan Gas sekitar akhir Tahun 2013)
Umur proyek
Konsumen domestik memerlukan suplai gas minimum 20 tahun untuk memenuhikeekonomian proyek, sehingga membutuhkan perpanjangan KKS
DONGGISENORO
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
18/64
RENCANA PEMANFAATAN
1. Opsi I (seluruhnya untuk domestik)
PUSRI : 91 MMSCFD,
Pabrik amoniak (PAU) : 70 MMSCFD
PT PLN (Pesero) : 50 MMSCFD
2. Opsi II (kombinasi ekspor dan domestik) LNG : 335 MMSCFD
PUSRI : 60 MMSCFD
PLN : 15 MMSCFD
DONGGISENORO
a. Apabila gas sepenuhnya digunakan di dalam negeri, maka pengembangan lapangangas Donggi Senoro tidak ekonomis;
b. Dengan kombinasi ekspor LNG (335 MMSCFD) dan pemakaian industri setempat
yang akan dibangun, yaitu untuk pupuk (60 MMSCFD), PLN (30 MMSCFD),
pemerintah akan mendapatkan total $70/bbl. Untuk JCC = $100/bbl, pendapatan
Pemerintah adalah $11 milyar.
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
19/64
RekomendasiUntuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrak-kontrak
export gas yang habis masa berlakunya, tidak diperpanjang;
2) Harga gas dalam negeri harus sama dengan harga export, sehingga
bagi kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) menjual gas ke dalam
negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luarnegeri/export;
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Kalimantan dan Sumatra) ke pusat-pusat permintaan (Jawa);
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
20/64
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
10 20 30 40 50 60 70
LNGPrice(
CIF),$/MMBTU
JCC Crude Oil Prices (CIF), $/bbl
P(Japan)
P(Guangdong)
Actual P(Japan), contracts before 2002
P(Fujian)
Guangdong (China)
P=0.052(JCC)+2.1133
Japan
P=0.1226(JCC)+1.2367
Fujian (China)P=0.0525(JCC)+1.34
Contract to Fujian (from tangguh) is the
lowest ever (less than 4 $/mmbtu)
Harga Gas Hulu/export
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
21/64
Harga LNG Export Tangguh
21
ContractVolume
(Mton/year)
Terms
(year)
LNG price
(US$/MMBTU)
Fujian (Putian, China)
(26 September 2002 and
revised in 27 June 2006)
2.6 2534.1)(0525.0 += JCCPcif
Intercept=1.35 during commisioning and
for the first 60 months of delivery
JCC Floor=US$15/bbl
JCC Cap=38/bbl (revised from original
contract of US$ 25/bbl)
POSCO (Gwangyang, Korea)
(1 July 2004)
0.55 20 02.2)(05.0 += JCCPcif
Intercept=2.06up to 2009 and 2.02afterward
JCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap=US$26/bbl
K-Power (Gwangyang,
Korea)
(13 August 2004)
0.6 20 20.2)(05.0 += JCCPcifJCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap=US$26/bbl
SEMPRA (Ensenada,Mexico)
(11 October 2004)
3.7 20 ( ))%%100(
)%10236.0((
FR
SoCalSoCalPcif
-
+-=
Maks 2% FR (Fuel Reimbursment), and
no cap and floor prices
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
22/64
Harga Gas Di dalam Negeri
MenteriHarga Gas Hulu dan Harga Gas Hilir Untuk Pengguna
Tertentu
Konsumendari Gas
Produsen(sebagaipenjual)
BPH Migas Harga Gas Hilir Untuk Rumah TanggaKonsumen
RumahTangga
Badan Usaha Harga Gas Hilir Untuk Pengguna Umum
Konsumendari Gas
Badan UsahaNiaga
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
23/64
Penentuan Alokasi dan Harga Gas untuk
pengguna/konsumen tertentu
PENETAPAN
MESDMMenteri ESDM
DITJEN MIGAS
BPMIGAS
PRODUSEN /
PENJUAL
KONSUMEN /
PEMBELIEVALUASI
Ya
Sepakat
Negosiasi
Usulan
Belum memenuhi syarat
Penunjukan penjual
PJBG
EVALUASI
Tidak
32
1
Setuju
Tidak Setuju
11
2 3
3
222
1
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
24/64
Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa Ekspor
dan Gas Pipa Domestik 2006-2012
Sumber: BP Migas, 2012
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
25/64
PUPUK
PLN
INDUSTRI
615.3 KKKS
721.4 KKKS
KKKS
147
605.7
PGN 752.7
MMSFD (2011)Gas Allocation and Price Setting
3.8 $/mmbtu
6.2 $/mmbtu
2.65.6 $/mmbtu
Harga gas export 12-14 $/mmbtu
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
26/64
Harga Jual BBG Ditentukan oleh Harga Gas HuluHarga BBG Gas Pipa saat ini RP. 3.100/LSP ($9.7/mmbtu), sedangkan harga yang yang feasible adalah Rp. 4.000/LPS ($12,5/mmbtu)
Harga Jual BBG
Pajak
Margin SPBG
Investasi & O/M
Toll Fee
HCTP
Harga di titikpenyerahan, bisa diwell headmaupun
plan gatepipa hulu
Tarif pengangkutangas bumi melalui pipayang ditetapkan oleh
Badan pengatur;
Biaya untukpembangunan,
pengoerasian, danpemeliharaan SPBG
dan infrastrukturpendukungnya
Keuntunganpengoperasian
Stasiun PengisianBahan Bakar Gas
(SPBG)
Pajak PertambahanNilai dan Pajak bahan
bakar untukkendaraan bermotor
BAPPENAS, 2012
1.854
750
561
310
521
1.055
750
561
310
401
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
HCTP Toll Fee Investasi & O/M Margin SPBG Pajak
Dengan harga BBG Rp. 3.100/LSP ($9,7/mmbtu), pengusaha
SPBG tidak dapat membeli gas dari titik penyerahan yang
harganya sekitar Rp. 1.854/LSP ($5,8/mmbtu). Agar supaya
pengusaha SPBG dapat memperoleh gas, maka harga BBG
sekurang-kurangnya Rp. 4,000/LSP ($12,5/mmbtu)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
27/64
Penerimaan negara dan harga gas dalam negeri
100
110
120
130
140
150
160
170
180
Tidak ada substitusi
25% substitusi & harga gas = harga
ekspor
50% substitusi & harga gas = harga
ekspor
50% substitusi & harga gas = 75%
harga ekspor
Tidak ada
substitusi
25% substitusi &harga gas = harga
ekspor
50% substitusi &harga gas = harga
ekspor
50% substitusi &harga gas = 75%
harga ekspor
Net Penerimaan MIGAS (Trilyun,
2009)134,3 141,4 148,5 144,1
Subsidi BBM (Trilyun) 41,6 34,5 27,4 27,4
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
28/64
Ilustrasi Sederhana Penerapan Kebijakan
Subsidi Gas dan Potensi Saving Pemerintah
Export Gas dan Subsidi BBM Harga LNG = $18/MMBTU
Biaya cryogenic$3/MMBTU,
Harga gas yang diterima kontraktor sebelum
LNG plant = 183 = $15/MMBTU
Asumsi cost recovery $3/MMBTU
Bagian Kontraktor = 30% ($15-$3) + $3 =
$6,6/MMBTU
Bagian Pemerintah $15 - $6,6 = $8,4/MMBTU
Harga BBM bersubsidi = Rp.4500/ltr = $80/bbl =
$12/MMBTU
Harga impor BBM = $130/bbl
Pemerintah menanggung subsidi $(130-80)/bbl
= 50/bbl atau $8/MMBTU
Gas untuk dalam negeri Agar gas dapat mensubstitusi BBM bersubsidi,
harga gas $8/MMBTU ( < harga BBM bersubsidi)
Kontraktor tidak dirugikan dan tetap mendapat
$6,6/MMBTU
Pemerintah mendapat $(8-6,6)/MMBTU=$1,4/MMBTU
Dengan menjual gas di dalam negeri
$8/MMBTU, pemerintah menanggung
opportunity loss $(8,4-1,4)/MMBTU =
$7/MMBTU
Pemerintah memperoleh keuntungan (saving) $1 untuk setiap MMBTU
substitusi gas terhadap BBM bersubsidi.
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
29/64
Affordability versus Pasokan Gas
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
30/64
RekomendasiUntuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrak-kontrak
export gas yang habis masa berlakunya, tidak diperpanjang;
2) Harga gas dalam negeri harus sama dengan harga export, sehingga
bagi kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) menjual gas ke dalam
negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luarnegeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Kalimantan dan Sumatra) ke pusat-pusat permintaan (Jawa);
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
31/64
INFRASTRUKTUR GAS
5
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
32/64
Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia
(Ditjen Migas, 2012)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
33/64
Pasokan dan Permintaan Gas (2011)
Pasokan yang saat ini tersedia (existing+projected production - export)
Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
29/01/13 33
Tidak termasuk permintaan/pasokan
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
34/64
Pasokan dan Permintaan Gas (2020)
29/01/13 34
o Pasokan yang saat ini tersedia (Existing+projected production - export)
o Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
Tidak termasuk permintaan/pasokan
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
35/64
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
MASELA
NATUNAD-ALPHA
TANGGUHTRAIN 3
Gas Reserve: 46 TCF.
Total Investment US$ 41 billion
On stream 10 yr after development
Gas Reserve 9,18 TCF.
Total investasi US$ 4,99 billion
On stream pada Q2 2018.
Cadangan gas 8,09 TCF
Investasi train 3, US $ 12 Milyar
Train 1 & 2 telah berproduksi Juni 2009 & Train 3 akhir 2018
Gas Reserve 2,8 TCF
Total Investment US$ 1,7 billion (upstream)
On stream 2015
DONGGISENORO
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
36/64
Proyeksi Produksi Gas Nasional pada Tahun 2015
Total Pasokan 10.000 MMSCFD
- 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
Kep.Riau-Natuna
NAD
Sumbag-ut
Sumbag-teng-sel
Jabag-bar
Jabag-teng
Jabag tim
Kalbag-tim
Sulbag-teng
Sulbag-sel
Papua
Maluku bag sel
Kep.Riau-
NatunaNAD Sumbag-ut
Sumbag-
teng-selJabag-bar Jabag-teng Jabag tim Kalbag-tim
Sulbag-
tengSulbag-sel Papua
Maluku
bag sel
SUPPLY (MMSCFD) 675 389 266 1.995 1.107 166 842 2.892 317 76 1.245 -
Sumber: KESDM, Neraca Gas (2010-2025)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
37/64
Neraca GasProyeksi 2015
29/01/13 37
Ekspor Ekspor
Ekspor Ekspor Ekspor Ekspor Ekspor Ekspor CBM
Kalbagtim Sulawesi
Natuna Barat Natuna Timur
NAD Maluku
Papua
Sumbagut 0
Batam 940 76% 57 0 0 680
49 47% 24% 11 29
15 8% 0 LNG Sum 226 100% 42 46 0% 0
(0) LNG 5 5% LNG JB 0 0% 518 0% 0 100% 2
226 0 0% LNG JT 0 0% Ind/Lis/Tra/Pup Ind/Lis/Tra/Pup 0% 0 100%
11 10% Ind/Lis/Tra/Pup 713 0% 0 100%
30 17% 0% LNG Sum 0 0% Ind/Lis/Tra/Pup 100%
13 13% CBM 0 LNG JB 0 0% LNG Sum 0 0% Ind/Lis/Tra/Pup122 100% LNG JT 0% LNG JB 0 0%
Ind/Lis/Tra/Pup (0) 100% LNG JT 0%
0 100% 0%
Sumbagtengsel 713 0 LNG Sum 0 0%
45 43% Jabagbar Jabagteng Jabagtim LNG JB 680 100%
135 75% LNG LNG LNG JT 0%
82 82% 680 0
0 0%
Ind/Lis/Tra/Pup CRB-SMR SMR-SBY Balance
587 (336) 158 (0)
292 822 6 238
95 672 237 328
61 339 142 208252 119 72
Ind/Lis/Tra/Pup Ind/Lis/Tra/Pup Ind/Lis/Tra/Pup Ind/Lis/Tra/Pup
1734
1052
161
0
1725
350
0
0
175
0
36
551
551
368
687
0
0
435
0
166
2003 235
Permintaan gas di Jawa akan dipenuhi oleh pasokan LNG dan gas melalui pipa dari Kalimantan dan LNG dari Papua.
Kalimantan akan memasok 226 MMSCFD LNG ke Sumatra dan 680 MMSCFD melalui pipa gas ke Jawa, sedangkan PAPUA akan memasok
713 MMSFCD LNG ke Jawa
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
38/64
Kebutuhan Infrastruktur GasDibutuhkan US$10,5b (Rp95 T)
29/01/13 38
NO JENIS INFRASTRUKTUR GAS *) SASARAN KAPASITAS
BIAYA
INVESTASI
(Milyar US$)I Pembangunan Pipa Gas Transmisi dan Jaringan Distribusi Gas
a. Pipa transmisi Bontang-Semarang Pipa gas transmisi 1500 km 2,68
b. Pipa transmisi Semarang-Surabaya Pipa gas transmisi 250 km 0,31
c. Pipa transmisi Cirebon-Semarang Pipa gas transmisi 400 km 0,61
d. Pembangunan jaringan distribusi gas kota Pipa gas distribusi 1000 km 0,15
II Pembangunan LNG Plant, LNG Receiving Terminal, dan Fabrikasi Tanker
a. FSRU - Belawan ***) FSRU 1 unit 2-3 MTPA 0,62b. FSRU - Muara Karang FSRU 1 unit 3-5 MTPA 0,82
c. Penambahan kapasitas LNG Plant (Tangguh) Train LNG Plant 1 unit 5,3 MTPA 1,84
d. Pengadaan dua (2) kapal tanker Kapal tanker 2 unit @ 160 ton 0,32
III Pembangunan Stasiun Induk dan SPBG CNG
a. Pembangunan Sarana dan Prasarana Gas SPBGMother Station, Daughter
Station, dan Truk CNG
250 Mother Stations,
1500 Daughter
Stations, dan 500 Truk
CNG
3,06
TOTAL INVESTASI **) 10,41
*) CNG = Compressed Natural Gas, FSRU = Floating Storage Receiving Unit, LNG RT = LNG Receiving Terminal
**) Investasi untuk Skenario I = 30% dari investasi Skenario II/III
***) direvisi menjadi revitalisasi Arun
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
39/64
PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR GAS BUMI
Revitalisasi LNG Arun (Pertamina, selesai Q4 2014);
Pipa Arun-Belawan (Pertamina, selesai Q2 2014);
FSRU Lampung (PGN, selesai 2014);
FSRU Jawa Barat (PT. Nusantara Regas, Sudah
beroperasi, akan diresmikan RI-1);
Pipa Cirebon-Bekasi (Pertagas, selesai Q4 2014);
Pipa Cirebon-Semarang (PT Rekayasa Industri
dengan dukungan Pertamina, selesai Q3 2014);
Pipa Gresik-Semarang (Pertagas, selesai Q3 2014);
FSRU Jawa Tengah (Pertamina, Q4 2014);
Pipa Kepodang-Tambak Lorok (selesai 2014).
Indonesia sedang membangun jalur pipa gas yang terintegrasi dari Barat Sumatara sampai Timur Jawa
Ketahanan pasokan gas untuk mendorong pertumbuhan industri dan ekonomi
LNG terminal
(Existing)
LNG terminal(Plan)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
40/64
Proyek Infrastruktur Gas - Selesai 2014
40
FSRU
Jateng
FSRU
Lampung
Receiving
dan
Gasifikasi
Terminal
LNG Arunserta Pipa
Gas ke
Belawan
Pipa GasKalimantan
Jawa
(Kepodang
Tambak Lorok)
Pipa Gas LintasJawa (Gresik
Semarang)
Kilang Mini LPG
(Musi
Banyuasin)
Pada tahun ini, pembangunan infrastruktur pemanfaatan gas untuk rumah tangga dan transportasi yang akan dibangun oleh
Pemerintah antara lain:
Jaringan gas bumi untuk rumah tangga di Ogan Ilir, Blora, Subang, Sorong
SPBG di Balikpapan, Samarinda, Serpong, Cibubur
Sarana bahan bakar gas (infrastruktur pipa dan infrastruktur gas)29/01/13
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
41/64
Kerjasama - Membangun Infrastruktur BBM
Pemerintah
BUMN(Pertamina)
Swasta
29/01/13
o Pemerintah, BUMN, dan swasta
mempunyai peran yang saling
mendukung dalam
membangun/mengelola
infrastruktur BBM
o Tiga modalities institusi
kerjasama dalam
pembangunan infrastruktur
BBM (PPP, PMP, dan JOC)
o Pemerintah menyiapkan
infrastruktur dan anggaran
untuk cadangan penyangga
energi (publik) secara bertahap
PPP
JOC PMP
41
b f k b
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
42/64
Pembiayaan Infrastruktur Bersumber APBN
Tergantung sumber pendanaannya, proyek infrastruktur Migas dapat dikategorikan ke dalam tiga kategori,
yakni proyek PPP, BUMN, dan Proyek Pemerintah. APBN Rupiah Murni dapat membiayai ketiga kategori
tersebut, yakni dalam bentuk investasi (Proyek pemerintah), penyertaan modal (BUMN), garansi (BUMN dan
PPP), ataupun memfasiitasi proses transkasi/pengelolaan (PPP).
29/01/13
APBNDomestic Sources
(Rupiah Murni)
ExternalLoan/Grant
BUMN or SOEs
Projects
Government
Guarantee
Government Projects
External Loan/ Grant
Blue Book
External Loan/ Grant
Green Book
PPPProjectsPPP PPP Book
Transaction andManagement
42
ili bi f k
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
43/64
Fasilitas Pembiayaan Infrastruktur
Project Development Facility (PDF) Fasilitas yang dapat digunakan untuk membiayai pekerjaan Feasibility Study,
Design, dsb, serta membiayai advisory services pada saat melakukantransaksi dengan pihak investor (swasta), dikelola oleh BAPPENAS
Guarantee Fund (GF) Fasilitas pemerintah untuk memberikan garansi atas resiko non-komersial,
yang berkaitan dengan resiko politik yang dapat mengganggu keberhasilanproyek, dikelola oleh PT IIGF (BUMN)
Land Revolving Fund (LRF)/Land Capping Fasilitas pemerintah yang dapat digunakan untuk membiayai pembebasan
tanah untuk infrastruktur publik, dikelola oleh Kementerian Keuangan Infrastructure Fund
Fasilitas (long-term fund) yang dapat digunakan untuk membiayaipembangunan, dikelola oleh PT SMI (BUMN)
29/01/13 43
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
44/64
Project Structure - Kilang Terintegrasi
Oil Refining Petrochemial Company adalah perusahaan yang khusus dibentuk sebagai Special Purpose
Vehicleuntuk membangun dan mengoperasikan kilang terintegrasi.
Lenders: Lembaga multilateral/bilateral, dengan co-finance dari PT SMI (long-term infrastruktur fund),dan lembaga keuangan komersial yang menyediakan project finance, seperti JBIC, IFC, dsb.
Project Sponsors adalah product offtaker yang membeli produk hasil kilang (BBM dan petro-kimia),
Pertamina (membeli BBM), dan perusahaan yang bergerak di bidang petro-kimia, atau dapat juga
perusahaan minyak internasional yang menjadi pemasok minyak mentah (crude supplier).
29/01/13
EPC Contractors
Crude SupplierOil Refining and
Petrochemical
Company
Lenders
Government/
BPH Migas
Project Sponsors
PERTAMINA
Chemical Co.
Offshore Accounts
Product
Offtake
Equity and Subordinated
Loan
Repayment
Crude Supply
Refinery Construction
Loan
License
44
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
45/64
REVITALISASI LNG PLANT ARUNDAN FSRU LAMPUNG
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
46/64
Revitalisasi Terminal LNG Arun
29/01/13 46
LNG Satellite & Hub Terminal
LNG Re-Export and LNG Import (Pemasok FSRU Jabar, jateng)
LNG Receiving & Regasification
pasokan gas ke PIM I/II (110 MMSCFD)
AAF (60 MMSCFD)
IPP PDPA (3 TG ex LPG)
KKA (15 MMSCFD)
LNG Receiving/Regas & Pipa Gas Arun-BelawanPLN Aceh dan Medan
Industri di kawasan Medan (25 MMSCFD)
Bagian dari pipa Trans Sumatra
LPG
LPG Upgrading & Hub
PROFIL SUPPLY DEMAND ACEH - MEDAN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
47/64
PROFIL SUPPLY DEMAND ACEH - MEDAN
47
DEMAND
ARUN
Arun Turndown ratio 111
PIM 1 8 45 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
PIM 2 54 50 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55
PIM 3/ AAF 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55
KKA 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
PG ARUN (1 unit/24 jam), Treating existing 2 9 7 7 7
PG ARUN (1 unit/24 jam), untuk Regas 6 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8
PG ARUN (6 unit/6 jam)
PLN 400 MW Peaker 2 13 13 13 13 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
PG PDPA (3 unit)
Fuel Cost (Kompressor Liquefaction) 18
Own gas use for upstream production 15 15 15 15 15
TOTAL DEMAND ACEH 210 138 223 223 223 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213 213
MEDAN
PLN MEDAN 15 92 92 92 92 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129
PGN Customers in Medan (Industry) 25 27 29 31 33 35 37 40 43 46 49 52 56 60 64
TOTAL DEMAND MEDAN 15 117 119 121 123 162 164 166 169 172 175 178 181 185 189 193
Total Demand Arun + Medan 225 255 342 344 346 375 377 379 382 385 388 3 91 394 398 402 406
SUPPLY ACEH
Gas Upstream (NSO & NSB) 224 179 115 24 17LNG Tangguh PLN (A) 105 105 105 105 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154
LNG Impor (B) 76 67 133 61 3 7 100 144 176 234 237 240 244 248 252
Blok A - MEDCO 55 55 55 110 110 55 55 55
ENI (JAU) 27 108 108 106 70 29
Total Supply Aceh 224 360 342 344 346 375 377 379 382 385 388 391 394 398 402 406
Balance Aceh -1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
(Medco+ENI) - (PIM 1&2+KKA), 2015 NSO&NSB masuk -62 -95 45 -19 55 93 91 0 -41 -70 -125 -125 -125 -125 -125 -125
(Medco+ENI) - (PIM 1&2,KKA,Belawan), 2015 NSO&NSB masuk -77 -212 -74 -140 -68 -69 -73 -166 -210 -242 -300 -303 -306 -310 -314 -318
PERIODE 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2026 2027 20282020 2021 2022 2023 2024 2025
0
100
200
300
400
500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
mmscfd
DEMAND SUPPLY ACEH
NSO/NSB
Komitmen ekspor
Source: Modifikasi WorkshopPenyusunan Gas Balancedengan BPMigas, 4 April 2012 Sumber: Pertamina, 2012
PEMBANGUNAN PIPA ARUN - MEDAN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
48/64
48
SLS AP. Batu = 225 kmWampuBelawan = 26 km
Total Pipa Baru = 251 km
Merah = SLSP. Batu (new pipeline)
Hijau = P. BatuBrandan & P. BrandanWampu (existing pipeline)
Kuning = WampuBelawan (new pipeline)
No Kegiatan2012 2013
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Perijinan
2 Pembebasan Lahan
3 FS dan Pre FEED
4 UKL & UPL
5 EPC
6 Commissioning & Gas In
Untuk memenuhi target on stream pada akhir 2013, maka dibutuhkan dukungan Pemerintah dalam proses perijinan dan pembebasan lahan.
Sumber: Pertamina, 2012
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
49/64
Existing PGN pipeline 10 x 22.56 km
49
ARUN POINT A POINT A SLSSLS
P. BATU
P. BATU
P. BRANDANP. BRANDAN WAMPU
WAMPU MEDAN
(PAYA PASIR)
Existing PSC
pipeline
16 x 35 km
42x 35 km
Existing PSC
pipeline
30 x 40 km
Bangun pipa
baru 18x 225
km
ROW tersedia63 km.
Existing
Pertagas
pipeline
14 x 6.5 km 8x 6.5 km
Existing Pertagas pipeline
18 x 51.6 km
12x 51.6 km
ROW tersedia
Existing PGN pipeline
16 x 30.3 km
Pertagas bangun pipa
baru 18x 26 km
Membangun pipa baru dari Lhok SukonP. Batu 18 x 225 km, menggunakan pipa eksisting dari
P. BatuP. BrandanWampu, membangun pipa baru WampuBelawan 18 x 26 km. Basis volume thruput = 160 MMSCFD selama 10 tahun.
WAMPU BELAWAN
JALUR PIPA ARUN MEDAN
Sumber: Pertamina, 2012
PROYEK REVITALISASI INDUSTRI ACEH
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
50/64
LNG Satellite
& Hub Terminal
LPG Trading & Hub
Condensate Stabilizer
Pembangkit Listrik11 ea PG
LNG
PIM I/II (110 MMSCFD)
AAF (60 MMSCFD)
IPP PDPA (3 TG exLPG)
KKA (15 MMSCFD)
LNG Re-Export
(trading)
Steam HRSG
LP Steam
PLN Aceh PLN Medan
Group I
Group II
PLN
Industri Medan (25MMSCFD)
Pemicu pembangunan Pipa
Trans Sumatera
LNG Receiving &
Regasification
Relokasi Kilang LNG Arun ke:
USA, Iraq, etc
Overseas Business
Proyek Pipa
Arun - Belawan
DEMAND
LNG Import
(pemasok FSRU
Jabar , Jateng, KTI)
PROYEK REVITALISASI INDUSTRI ACEH
50Sumber: Pertamina, 2012
STATUS RENCANA PEMBANGUNAN PIPA ARUN BELAWAN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
51/64
STATUS RENCANA PEMBANGUNAN PIPA ARUN - BELAWAN
1. Penandatanganan Kesepakatan Bersama antara PT Pertamina Gas (Pertagas) dan Perusahaan
Daerah Pembangunan Aceh (PDPA) tentang Pembangunan Pipa Transmisi Gas ArunLhok Sukon
pada tanggal 2 Februari 2012.
2. Pengajuan Surat Permohonan Izin Pembangunan Pipa Lhok SukonBelawan sebagai bagian Pipa
Open Access kepada Menteri ESDM tanggal 20 Februari 2012.
3. Pembahasan Pemanfaatan Daerah Milik Jalan (DMJ) jalan nasional dengan Dirjen Bina Marga
tanggal 15 Maret 2012, pertemuan berikutnya Senen 30 Maret 2012
4. Pertagas telah melakukan survey Jalur Pipa gas 17-19 Maret 2012
5. Pembahasan Skema Bisnis pada tanggal 3 April 2012 sebagai tindak lanjut atas Kesepakatan
Bersama antara Pertagas dan PDPA
6. Belum diperoleh ijin dari Ditjen Migas, BPMigas, dan Kementerian Keuangan untuk dapat
memanfaatkan pipa dedicatedhulu dari Lhok Sukon ke SLS-A untuk mentransportasikan gas dariArun ke Belawan
51
Catatan:
Merujuk Surat Menteri Negara BUMN No.S-141/MBU/2012 tanggal 19 Maret 2012 mengenai Relokasi Proyek Terminal FSRU
Belawan dan Proyek Revitalisasi Terminal LNG Arun, maka biaya yang telah dikeluarkan PT PGN (Persero) Tbk. selama tahap
proyek pembangunan FSRU akan dimasukkan dalam biaya proyek Revitalisasi Industri Aceh.
Sumber: Pertamina, 2012
RENCANA PEMANFAATAN LAHAN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
52/64
52
RENCANA PEMANFAATAN LAHAN
Jalan Kereta ArunKuala Simpang
Jalan Nasional ArunBelawan
Sumber: Pertamina, 2012
PENGGUNAAN LAHAN SEBAGAI
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
53/64
PENGGUNAAN LAHAN SEBAGAI
JALUR PIPA
Berdasarkan analisa pro dan kontra, Pertagas lebih cenderung memilih memanfaatkan
DMJ Jalan Nasional sebagai jalur pipa gas Lhok Sukon Belawan, karena memiliki acuan
biaya sewa yang jelas.
53
No. Opsi Pro Kontra
1 DMJ Jalan
Nasional
Proses perijinan lebih mudah dengan sistem
sewa
Memiliki acuan biaya sewa yang jelas(Kepmenkeu 96/2007)
Lebih cepat untuk dapat memulai kegiatan
konstruksi
Secara eksplisit telah disetujui oleh Direktur
Bina Pelaksana Jalan Wilayah I
Perlu menyesuaikan desain dengan rencana
pengembangan dan peningkatan jalan
Kemungkinan tepi jalan nasional padatpemukiman
Gangguan terhadapa aktifitas masyarakat
2 RUMIJA RelKAI
Meminimalkan gangguan terhadap aktifitasmasyarakat
Dapat menggunakan fasilitas milik KAI
untuk mendukung kegiatan konstruksi
Ketidakpastian perolehan ijin Sharing investasi dan joint operation
mengakibatkan meningkatnya risiko karena
keterlibatan pihak lain dalam mengambil
keputusan
Rel sudah lama tidak aktif sehingga
diperlukan waktu untuk pembebasan
kembali oleh pihak KAI
Sumber: Pertamina, 2012
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
54/64
Trans Nasional Gas Pipeline
Sumber: PGN, 2012
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
55/64
FSRU Medan (Old plan)
LNG Floating Terminal
Onshore Pipelines approx. +5km
Power
Plant
Belawan Port
Sumber: PGN, 2012
FSRU Lampung
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
56/64
FSRU Lampung
17
Labuhan Maringgai
Station
Offshore Pipeline
21 KM
SSWJ
Pipeline
Lampung
Province
Sumber: PGN, 2012
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
57/64
LAMPIRAN
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
58/64
Potensi Sumber Daya Energi Fosil (2011)
*) dengan asumsi tingkat produksi tetap dan tidak ada penemuan prospek baru
Sumber : KESDM, 2011.
k b d k i i k d G
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
59/64
Perkembangan Produksi Minyak dan Gas
(BP Migas, 2012)
1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
OIL (MBOPD) 1.683 1.631 1.589 1.582 1.624 1.288 1.407 1.515 1.338 1.362 1.445 1.299 1.387 1.539 1.575 1.487 1.535 1.612 1.624 1.570 1.557 1.557 1.500 1.415 1.342 1.252 1.127 1.096 1.063 1.006 955 979 960 958
GAS (MBOEPD) 198 320 407 393 434 424 457 595 619 633 675 731 769 865 977 1.062 1.079 1.214 1.097 1.306 1.310 1.227 1.161 1.185 1.133 1.257 1.431 1.397 1.306 1.150 1.107 1.126 1.157 1.487
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
OIL (MBOPD) GAS (MBOEPD)
ominasi Minyak ominasi Gas
R P d k i Mi k d G S i 2018
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
60/64
Rencana Produksi Minyak dan Gas Sampai 2018
(Ditjen Migas, 2012)
Terang Sirasun
Peciko 7B
Tunu 13C
Sumpal
Rubi
Senoro
Peciko 7C
Madura BD
Ande-Ande Lumut
Banyu Urip
Jangkrik
IDD - Bangka
Masela
South Mahakam
IDD Gehem Hub
IDD
Gendalo HubKepodang
: Minyak dan Gas Bumi
: Minyak Bumi
: Gas Bumi
DOMINASI GASKaltim
(Total E&P)
Kaltim
(Total E&P)
Jatim
(KangeanEnergy)
Jateng
(MCL)
Kepri
(Genting Natuna Oil)
Jatim
(HuskyMadura)
Jateng
(PCML)
Sumsel
(COPI Grissik)
Sulbar
(Pearl Oil Sebuku)
Kaltim
(Total E&P)
Sulteng
(JOB Pertamina
MedcoTomori)
Kaltim
(ChevronIndonesia Co.)
Kaltim
(ChevronIndonesia Co.)
Kaltim
(ChevronIndonesia Co.)
Kaltim
(ENI Muara Bakau)
Kaltim
(Total E&P)
Maluku (Inpex Masela)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
61/64
Perbandingan Proporsi Lokasi Pasokan dan Kebutuhan
Gas Indonesia
Sumber: Widodo, BP Migas (2012)
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
62/64
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
63/64
PASOKAN GAS UNTUK DOMESTIK
-
5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi
64/64
Pasokan gas untuk domestik pada tahun 2012 sebesar 3,615 miliar British thermal
unit per hari (BBTUD) meningkat dibandingkan tahun sebelumnya sebesar 3,267
miliar British thermal unit per hari (BBTUD). Dalam 8 tahun terakhir, pasokan gas
untuk domestik meningkat hingga lebih dari 250 persen.
Alokasi gas bumi (per sektor) tahun 2012 mencapai 998 miliar kaki kubik (BCF) dengan
rincian untuk Pupuk sebesar 286 BCF, untuk Listrik 555 BCF dan Industri 157 BCF.
Jumlah tersebut meningkat dari tahun sebelumnya yaitu sebesar 434 BCF dengan
rincian untuk Pupuk sebesar 247 BCF, Listrik 73 BCF dan Industri 114 BCF.
Selain itu akan ada penambahan kontrak gas baru pada tahun 2013 sebesar 677 BCF
dengan rincian untuk Pupuk 36 BCF, Listrik 227 BCF dan Industri 414 BCF. Peningkatan
Volume kontrak industri di karenakan LNG Tangguh sudah mulai di jual untuk
kebutuhan domestik, yaitu untuk Pupuk dan Listrik namun penjualannya melalui
perusahaan yang mempunyai Receiving LNG.
Tahun 2013 penyaluran gas ke domestik akan mencapai 4,020 miliar British thermalunit per hari BBTUD, meningkat apabila dibandingkan dengan tahun sebelumnya
sebesar 3,615 miliar British thermal unit per hari (BBTUD). Sedangkan penyaluran gas
untuk ekspor sebesar 3,870 miliar British thermal unit per hari (BBTUD) yang artinya
volume ekspor gas sudah di bawah volume gas untuk domestik.