3 0a Gas Bumi sebagai Energi untuk Memen
Gas Bumi sebagai Energi untuk
Memenuhi Kebutuhan Energi Nasional
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Pasar Export LNG Indonesia
5
Lokasi LNG Plant untuk Export
6
Prospek Penjualan LNG (Export)
LNG Contracts for Bontang and Arun Plants
RINGKASAN INDIKATOR MAKRO SEKTOR
ENERGI/MINERAL (2009-2013)
Keterangan: Target lifting gas 2013 sebesar 7.250 BBTUD
PENERIMAAN NEGARA (2009 – 2013)
Pertambangan dan Energi
450
400
Triliun Rupiah
350
300
250
200
150
100
50
0
2009
*)
Perkiraan Realisasi
2010
**) Rencana
2011
2012*
2013**
PENERIMAAN NEGARA DAN SUBSIDI (2009 – 2013)
Triliun Rupiah
Pertambangan dan Energi
450.00
400.00
350.00
300.00
250.00
200.00
150.00
100.00
50.00
-
*)
2009
Perkiraan Realisasi
2010
**) APBN
2011
2012*
2013**
Pasokan/Pemanfaatan Gas (2010)
29/01/13
13
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
NATUNA
D-ALPHA
Gas Reserve: 46 TCF.
Total Investment US$ 41
billion
On stream 10 yr after
development
Cadangan gas 8,09 TCF
Investasi train 3, US $ 12 Milyar
Train 1 & 2 telah berproduksi Juni
2009 & Train 3 akhir 2018
DONGGI
SENORO
TANGGU
H TRAIN
3
Gas Reserve 2,8 TCF
Total Investment US$ 1,7
billion (upstream)
On stream 2015
MASELA
Gas Reserve 9,18 TCF.
Total investasi US$ 4,99
billion
On stream pada Q2 2018.
PROYEK DONGGI SENORO
Matindok
Gas Field
DONGGI
SENORO
Sejak ditemukan pada tahun 1988, lapangan belum
dikembangkan
Lapangan Gas Donggi Senoro terdiri dari 2 KKS :
Blok Senoro Toili
Operator : JOB Pertamina–Medco 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
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 upstream yang diperlukan sebesar US$ 1,7 Milyar, nilai investasi di hilir (pabrik pupuk, amoniak
dan PLN) sebesar Rp. 33,1 Triliun.
PERTIMBANGAN PEMANFAATAN GAS UNTUK
DOMESTIK
DONGGI
SENORO
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 Domestik paling cepat 45 bulan dari HoA
(asumsi HoA 1 Januari 2010 pemanfaatan Gas sekitar akhir Tahun 2013)
Umur proyek
Konsumen domestik memerlukan suplai gas minimum 20 tahun untuk memenuhi
keekonomian proyek, sehingga membutuhkan perpanjangan KKS
RENCANA PEMANFAATAN
1. Opsi I (seluruhnya untuk domestik)
• PUSRI :
• Pabrik amoniak (PAU)
• PT PLN (Pesero)
2. Opsi II (kombinasi ekspor dan domestik)
• LNG
• PUSRI
• PLN
DONGGI
SENORO
91 MMSCFD,
: 70 MMSCFD
: 50 MMSCFD
: 335 MMSCFD
: 60 MMSCFD
: 15 MMSCFD
a. Apabila gas sepenuhnya digunakan di dalam negeri, maka pengembangan lapangan
gas 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.
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Harga Gas Hulu/export
Contract to Fujian (from tangguh) is the
lowest ever (less than 4 $/mmbtu)
Harga LNG Export Tangguh
Contract
Fujian (Putian, China)
(26 September 2002 and
revised in 27 June 2006)
Volume
(Mton/year)
2.6
Terms
(year)
25
LNG price
(US$/MMBTU)
Pcif 0. 0525( JCC ) 1.34
Intercept= 1.35 during commisioning and
for the f irst 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
K- Power (Gwangyang,
Korea)
(13 August 2004)
0.6
SEMPRA (Ensenada,
Mexico)
(11 October 2004)
3.7
20
Pcif 0.05( JCC ) 2.02
Intercept=2.06 up to 2009 and 2.02
afterward
JCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap= US$26/bbl
20
Pcif 0.05( JCC ) 2.20
JCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap= US$26/bbl
20
Pcif ( SoCal (0. 236 10% SoCal )
(100% % FR )
Maks 2% FR (Fuel Reimbursment), and
no cap and floor prices
21
Harga Gas Di dalam Negeri
Penentuan Alokasi dan Harga Gas untuk
DIAGRAM ALIR PENETAPAN HARGA GAS BUMI
pengguna/konsumen tertentu
PENETAPAN
MESDM
Menteri ESDM
2
1
Usulan
2
Setuju
3
Tidak Setuju
3
1
DITJ EN MIGAS
Belum memenuhi syarat
2011 ©BPMIGAS – All rights reserved
Ya
Tidak
BPMIGAS
Penunjukan penjual
Sepakat
PRODUSEN /
PENJ UAL
EVALUASI
Negosiasi
PJ BG
20
KONSUMEN /
PEMBELI
Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa
Ekspor dan Gas Pipa Domestik 2006-2012
Perkembangan Harga Gas dan ICP tahun 2006 – 2012
Sumber: BP Migas, 2012
Keterangan:
Sebelum tahun 2009, harga gas rata-rata masih menggunakan harga flat.
23
MMSFD (2011)
Gas Allocation and Price Setting
PUPUK
PLN
615.3
KKKS
721.4
KKKS
2.6 – 5.6 $/mmbtu
147
6.2 $/mmbtu
PGN
INDUSTRI
605.7
752.7
KKKS
3.8 $/mmbtu
Harga gas export 12-14 $/mmbtu
Harga Jual BBG Ditentukan oleh Harga Gas Hulu
Harga 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)
521
310
561
750
1,854
310
561
2000
1500
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)
Toll Fee
3000
2500
750
1,055
HCTP
401
3500
Investasi & O/M
BAPPENAS, 2012
Margin SPBG
Pajak
1000
500
0
Penerimaan negara dan harga gas dalam negeri
50% substitusi & harga gas = 75% harga ekspor
50% substitusi & harga gas = harga ekspor
25% substitusi & harga gas = harga ekspor
180
170
160
150
140
130
120
110
100
Tidak ada substitusi
Ilustrasi Sederhana Penerapan Kebijakan
Subsidi Gas dan Potensi ‘Saving’ Pemerintah
Export Gas dan Subsidi BBM
Gas untuk dalam negeri
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Harga LNG = $18/MMBTU
Biaya cryogenic $3/MMBTU,
Harga gas yang diterima kontraktor sebelum
LNG plant = 18 – 3 = $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
•
•
•
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.
• Affordability versus Pasokan Gas
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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
INFRASTRUKTUR GAS
Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia
(Ditjen Migas, 2012)
Pasokan dan Permintaan Gas (2011)
•
•
Pasokan yang saat ini tersedia (existing+projected production - export)
Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
Satuan dalam mmscfd
Tidak termasuk permintaan/pasokan
Memenuhi Kebutuhan Energi Nasional
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Pasar Export LNG Indonesia
5
Lokasi LNG Plant untuk Export
6
Prospek Penjualan LNG (Export)
LNG Contracts for Bontang and Arun Plants
RINGKASAN INDIKATOR MAKRO SEKTOR
ENERGI/MINERAL (2009-2013)
Keterangan: Target lifting gas 2013 sebesar 7.250 BBTUD
PENERIMAAN NEGARA (2009 – 2013)
Pertambangan dan Energi
450
400
Triliun Rupiah
350
300
250
200
150
100
50
0
2009
*)
Perkiraan Realisasi
2010
**) Rencana
2011
2012*
2013**
PENERIMAAN NEGARA DAN SUBSIDI (2009 – 2013)
Triliun Rupiah
Pertambangan dan Energi
450.00
400.00
350.00
300.00
250.00
200.00
150.00
100.00
50.00
-
*)
2009
Perkiraan Realisasi
2010
**) APBN
2011
2012*
2013**
Pasokan/Pemanfaatan Gas (2010)
29/01/13
13
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
NATUNA
D-ALPHA
Gas Reserve: 46 TCF.
Total Investment US$ 41
billion
On stream 10 yr after
development
Cadangan gas 8,09 TCF
Investasi train 3, US $ 12 Milyar
Train 1 & 2 telah berproduksi Juni
2009 & Train 3 akhir 2018
DONGGI
SENORO
TANGGU
H TRAIN
3
Gas Reserve 2,8 TCF
Total Investment US$ 1,7
billion (upstream)
On stream 2015
MASELA
Gas Reserve 9,18 TCF.
Total investasi US$ 4,99
billion
On stream pada Q2 2018.
PROYEK DONGGI SENORO
Matindok
Gas Field
DONGGI
SENORO
Sejak ditemukan pada tahun 1988, lapangan belum
dikembangkan
Lapangan Gas Donggi Senoro terdiri dari 2 KKS :
Blok Senoro Toili
Operator : JOB Pertamina–Medco 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
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 upstream yang diperlukan sebesar US$ 1,7 Milyar, nilai investasi di hilir (pabrik pupuk, amoniak
dan PLN) sebesar Rp. 33,1 Triliun.
PERTIMBANGAN PEMANFAATAN GAS UNTUK
DOMESTIK
DONGGI
SENORO
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 Domestik paling cepat 45 bulan dari HoA
(asumsi HoA 1 Januari 2010 pemanfaatan Gas sekitar akhir Tahun 2013)
Umur proyek
Konsumen domestik memerlukan suplai gas minimum 20 tahun untuk memenuhi
keekonomian proyek, sehingga membutuhkan perpanjangan KKS
RENCANA PEMANFAATAN
1. Opsi I (seluruhnya untuk domestik)
• PUSRI :
• Pabrik amoniak (PAU)
• PT PLN (Pesero)
2. Opsi II (kombinasi ekspor dan domestik)
• LNG
• PUSRI
• PLN
DONGGI
SENORO
91 MMSCFD,
: 70 MMSCFD
: 50 MMSCFD
: 335 MMSCFD
: 60 MMSCFD
: 15 MMSCFD
a. Apabila gas sepenuhnya digunakan di dalam negeri, maka pengembangan lapangan
gas 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.
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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);
Harga Gas Hulu/export
Contract to Fujian (from tangguh) is the
lowest ever (less than 4 $/mmbtu)
Harga LNG Export Tangguh
Contract
Fujian (Putian, China)
(26 September 2002 and
revised in 27 June 2006)
Volume
(Mton/year)
2.6
Terms
(year)
25
LNG price
(US$/MMBTU)
Pcif 0. 0525( JCC ) 1.34
Intercept= 1.35 during commisioning and
for the f irst 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
K- Power (Gwangyang,
Korea)
(13 August 2004)
0.6
SEMPRA (Ensenada,
Mexico)
(11 October 2004)
3.7
20
Pcif 0.05( JCC ) 2.02
Intercept=2.06 up to 2009 and 2.02
afterward
JCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap= US$26/bbl
20
Pcif 0.05( JCC ) 2.20
JCC Floor=US$14/bbl
JCC Cap= US$26/bbl
20
Pcif ( SoCal (0. 236 10% SoCal )
(100% % FR )
Maks 2% FR (Fuel Reimbursment), and
no cap and floor prices
21
Harga Gas Di dalam Negeri
Penentuan Alokasi dan Harga Gas untuk
DIAGRAM ALIR PENETAPAN HARGA GAS BUMI
pengguna/konsumen tertentu
PENETAPAN
MESDM
Menteri ESDM
2
1
Usulan
2
Setuju
3
Tidak Setuju
3
1
DITJ EN MIGAS
Belum memenuhi syarat
2011 ©BPMIGAS – All rights reserved
Ya
Tidak
BPMIGAS
Penunjukan penjual
Sepakat
PRODUSEN /
PENJ UAL
EVALUASI
Negosiasi
PJ BG
20
KONSUMEN /
PEMBELI
Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa
Ekspor dan Gas Pipa Domestik 2006-2012
Perkembangan Harga Gas dan ICP tahun 2006 – 2012
Sumber: BP Migas, 2012
Keterangan:
Sebelum tahun 2009, harga gas rata-rata masih menggunakan harga flat.
23
MMSFD (2011)
Gas Allocation and Price Setting
PUPUK
PLN
615.3
KKKS
721.4
KKKS
2.6 – 5.6 $/mmbtu
147
6.2 $/mmbtu
PGN
INDUSTRI
605.7
752.7
KKKS
3.8 $/mmbtu
Harga gas export 12-14 $/mmbtu
Harga Jual BBG Ditentukan oleh Harga Gas Hulu
Harga 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)
521
310
561
750
1,854
310
561
2000
1500
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)
Toll Fee
3000
2500
750
1,055
HCTP
401
3500
Investasi & O/M
BAPPENAS, 2012
Margin SPBG
Pajak
1000
500
0
Penerimaan negara dan harga gas dalam negeri
50% substitusi & harga gas = 75% harga ekspor
50% substitusi & harga gas = harga ekspor
25% substitusi & harga gas = harga ekspor
180
170
160
150
140
130
120
110
100
Tidak ada substitusi
Ilustrasi Sederhana Penerapan Kebijakan
Subsidi Gas dan Potensi ‘Saving’ Pemerintah
Export Gas dan Subsidi BBM
Gas untuk dalam negeri
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Harga LNG = $18/MMBTU
Biaya cryogenic $3/MMBTU,
Harga gas yang diterima kontraktor sebelum
LNG plant = 18 – 3 = $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
•
•
•
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.
• Affordability versus Pasokan Gas
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya kontrakkontrak 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 luar
negeri/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
INFRASTRUKTUR GAS
Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia
(Ditjen Migas, 2012)
Pasokan dan Permintaan Gas (2011)
•
•
Pasokan yang saat ini tersedia (existing+projected production - export)
Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
Satuan dalam mmscfd
Tidak termasuk permintaan/pasokan