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