3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi

5/22/2018 3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi

1/64

Gas Bumi sebagai Energi untuk

Memenuhi Kebutuhan Energi

Nasional


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);


3/64











4/64


5/64

5

Pasar Export LNG Indonesia


6/64

6

Lokasi LNG Plant untuk Export


7/64


8/64

Prospek Penjualan LNG (Export)


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


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)


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)


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


13/64

Pasokan/Pemanfaatan Gas (2010)

29/01/13 13


14/64


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


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.


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


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.


19/64






negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luarnegeri/export;





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


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


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


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


24/64

Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa Ekspor

dan Gas Pipa Domestik 2006-2012

Sumber: BP Migas, 2012


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


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)


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


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.


29/64

Affordability versus Pasokan Gas


30/64











31/64

INFRASTRUKTUR GAS

5


32/64

Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia

(Ditjen Migas, 2012)


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


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


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


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)


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


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


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)


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


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


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


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


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


45/64

REVITALISASI LNG PLANT ARUNDAN FSRU LAMPUNG


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


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


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


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


PROYEK REVITALISASI INDUSTRI ACEH


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


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.


RENCANA PEMANFAATAN LAHAN


52/64

52

RENCANA PEMANFAATAN LAHAN

Jalan Kereta ArunKuala Simpang

Jalan Nasional ArunBelawan


PENGGUNAAN LAHAN SEBAGAI


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



54/64

Trans Nasional Gas Pipeline

Sumber: PGN, 2012


55/64

FSRU Medan (Old plan)

LNG Floating Terminal

Onshore Pipelines approx. +5km

Power

Plant

Belawan Port

Sumber: PGN, 2012

FSRU Lampung


56/64

FSRU Lampung

17

Labuhan Maringgai

Station

Offshore Pipeline

21 KM

SSWJ

Pipeline

Lampung

Province

Sumber: PGN, 2012


57/64

LAMPIRAN


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


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


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


Kaltim


Kaltim

(ENI Muara Bakau)

Kaltim

(Total E&P)

Maluku (Inpex Masela)


61/64

Perbandingan Proporsi Lokasi Pasokan dan Kebutuhan

Gas Indonesia

Sumber: Widodo, BP Migas (2012)


62/64


63/64

PASOKAN GAS UNTUK DOMESTIK


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.

3.0a Gas Bumi Sebagai Energi Untuk Memenuhi Kebutuhan Energi

Documents