Tujuan I : Terjaminnya Pasokan Energi Dan Bahan Baku Domestik
2. Produksi Gas Bumi
Produksi gas bumi tahun 2011 sesuai APNB ditargetkan sebesar 8.541 MMSCFD atau setara dengan 1.534 Ribu BOEPD. Pada realisasinya, produksi gas bumi tahun 2011 adalah sebesar 1.516 Ribu BOEPD atau 99% terhadap target tahun 2011. Produksi gas tersebut ekivalen dengan 95% realisasi tahun 2010 sebesar 1.590 Ribu BOEPD.
Belum tercapainya target produksi gas bumi tahun 2011, disebabkan antara lain :
Tidak kembalinya produksi gas bumi setelah turn around di beberapa lapangan gas
Gangguan peralatan produksi seperti sulfinol absorber di PT. Arun, absorber dan valve di
NSO serta kompresor di ExxonMobil, terbakarnya FPSO Lentera Bangsa di CNOOC yang mengakibatkan seumlah sumur harus ditutup.
Decline produksi alamiah dari sumur-sumur di lapangan yang sudah berproduksi relatif
lama (misal : VICO).
Upaya-upaya pencapaian produksi gas :
Pengembangan lapangan baru (a.l. Blok Cepu dan Donggi Senoro) termasuk percepatan
produksi sumur temuan eksplorasi.
Percepatan produksi dari lapangan-lapangan CBM (a.l. di Kalimantan Timur dan
Sumatera Selatan).
Meningkatkan kehandalan peralatan produksi dan keselamatan kerja untuk mengurangi
unplanned shutdown.
Meningkatkan koordinasi untuk penyelesaian masalah yang terkait dengan regulasi,
antara lain penerapan azas cabotage, perijinan pada lokasi kegiatan, tumpang tindih lahan dan kawasan hutan dan pembebasan lahan
t
a
ESDMuntuk Kesejahteraan Raky
Sebelum tahun 2000-an, kondisi pemanfaatan gas bumi tidak seperti saat ini, dimana kebutuhan domestik sangat tinggi. Pada saat itu, pemanfaatan gas bumi dari cadangan besar biasanya untuk ekspor, sedangkan gas bumi dari cadangan yang kecil untuk domestik. Selain itu, permintaan gas bumi domestik pada era tersebut juga masih sangat rendah, sehingga kontrak-kontrak pengembangan gas bumi lebih dominan untuk ekspor. Kontrak-kontrak gas bumi yang ditandatangani pada waktu itu merupakan Kontrak-kontrak jangka panjang. Maka, ketika saat ini dimana permintaan domestik relatif tinggi, kontrak-kontrak tersebut tidak dapat serta merta diubah untuk domestik, karena dapat berakibat pada pelanggaran kontrak (default).
Saat ini kebijakan alokasi gas lebih mengutamakan untuk pasokan domestik, cadangan besar dapat digunakan baik untuk domestik maupun ekspor dan cadangan kecil untuk domestik. Dari tahun ke tahun, ekspor gas sudah mulai dikurangi, sebaliknya pemanfaatan domestik terus diintensifkan. Trend pemanfaatan gas bumi saat ini mulai meningkat untuk domestik dibandingkan ekspor sebagaimana grafik terlampir, hal tersebut menunjukkan keberpihakan untuk pemenuhan domestik. Berdasarkan Perjanjian Jual Beli Gas Bumi (PJBG) dari tahun 2003-2010, porsi untuk domestik cukup besar yaitu sebesar 73,7%.
2007 2008 2009 2010 2011 Produksi Gross 7.686 7.883 8.386 9.336 8.922 Produksi Nett 7.283 7.460 7.962 8.857 8.415 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 M M SC F D
Dalam rangka mendorong pasokan gas dalam negeri, dan peningkatan penerimaa negara, pada tanggal 26 Oktober 2011, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM) telah mengambil keputusan untuk percepatan realisasi pengiriman gas bumi ke Singapura dari lapangan Gajah Baru di West Natuna sesuai gas sale agreement (GSA) dan pengiriman ke dalam negeri sebesar 40 juta kaki kubik per hari melalui mekanisme Swap, yang akan dimanfaatkan untuk pembangkit listrik PLN di Muara Tawar, Jawa Barat.
Dengan telah disetujuinya pengiriman gas ini maka pemerintah akan terhindar dari kewajiban pembayaran penalti sebesar Rp 5 Miliar per hari, dan sejak saat pengaliran, negara berpotensi memperoleh pendapatan sekitar Rp 15 Miliar per hari atau Rp 5,4 Triliun per tahun.
Selain daripada itu, pengiriman gas bumi ke PLN Jawa Barat sebesar 40 juta kaki kubik per hari yang setara dengan 6000 barel BBM per hari yang dapat menghasilkan energi listrik sebesar 160 – 200 megawatt, sehingga PLN akan dapat menghemat biaya operasi sebesar Rp 2 – 3 Trilun per tahun, yang diperoleh dari selisih harga pembelian BBM dan gas bumi.
Selanjutnya MESDM telah menginstruksikan kepada Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi dan Kepala BP Migas untuk segera mengambil langkah-langkah dan meningkatkan koordinasi dengan pihak terkait untuk menyelesaikan masalah Swap tersebut.
M M S C F D ( %) P U P U K 615 , 3 7 , 3 K IL A N G 89 , 5 1 , 1 P E T . K IM I A 93 , 5 1 , 1 K O N D E N S A S I 12 , 8 0 , 2 L P G 38 , 0 0 , 5 P G N 752 , 7 8 , 9 P L N 721 , 4 8 , 6 K R A K A T A U S T E E L 51 , 6 0 , 6 I N D U S T R I L A I N * * 552 , 1 6 , 6 C IT Y G A S 0, 20 0 , 0 0 2 P E M A K A I A N S E N D I R I 544 , 6 6 , 5
SUB TO TAL DO M ESTI K 3. 471, 9 41, 2
F E E D K I L A N G L N G 3 . 543 , 7 4 2 , 0
L P G - 0 , 0
G A S P IP A 924 , 5 1 1 , 0
SUB TO TAL EKSPO R 4. 468, 2 53, 0
L OSSES 488 , 3 5, 8
T O T A L 8. 428, 4 100
DO M ESTI K
EKSPO R
*) Status s/d Nop 2011 (Angka Produksi Net) **) Penyaluran KKKS ke industri selain pengguna PGN
Gambar 5.14. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011
t
a
ESDMuntuk Kesejahteraan Raky
Untuk optimalisasi pemanfaatan gas bumi dalam negeri, pemerintah akan terus mendorong terbangunnya infrastuktur gas bumi baik melalui pipa maupun fasilitas terminal penerima gas bumi di daerah-daerah yang telah diprogramkan pada wilayah pertumbuhan ekonomi, sebagaimana direncanakan dalam MP3EI, maupun pada sentra-sentra industri yang telah ada. Dalam rangka mempercepat produksi gas bumi di cadangan yang terdapat di Indonesia, khususnya Wilayah East Natuna, pada tanggal 19 Agustus 2011, Pemerintah Principles of Agreement (POA) terkait rencana eksplorasi dan eksploitasi Wilayah East Natuna bersama dengan para stakeholder yaitu PT Pertamina (Persero), Esso Natuna Ltd, Total E&P Activities Petrolieres dan Petronas. POA tersebut dimaksudkan untuk melanjutkan proses yang menuju pada persiapan suatu kontrak kerja sama Wilayah East Natuna yang akan ditandatangani kemudian, dimana Pemerintah berharap dengan akan ditandatanganinya kontrak kerja sama wilayah East Natuna akan segera dilakukan pengembangan proyek Gas East Natuna.
Gambar 5.17. Cadangan Gas Bumi Indonesia Tahun 2011
Disamping penandatanganan Principle of Agreement, juga dilakukan penandatanganan Head of Agreement antara PT. Pertamina EP, Mobil Cepu Ltd., Ampolex (Cepu) Pte., Ltd. dan PT. Pertamina EP Cepu mengenai pelaksanaan unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru.
Cadangan gas bumi pada tahun 2011 sebesar 152,89 TSCF, yang terdiri dari cadangan terbukti (proven) sebesar 104,71 TSCF. Dan cadangan potensial sebesar 48,18 TSCF. Dengan tingkat produksi seperti saat ini, maka berdasarkan perbandingkan antara total cadangan gas bumi dengan tingkat produksi gas bumi saat ini, diperkirakan cadangan gas bumi
masih dapat bertahan sekitar 49 Tahun (dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan baru). Selain gas bumi konventional, Pemerintah juga mendorong unconventional resources seperti Coal Bed Methane (CBM). Sejak ditandatanganinya Kontrak Kerja Sama (KKS) CBM yang pertama di Indonesia pada tahun 2008, hingga saat ini total jumlah kontrak CBM yang telah ditandatangani sebanyak 42 kontrak, yaitu 7 kontrak pada tahun 2008, 13 kontrak pada tahun 2009, 3 kontrak pada tahun 2010 dan 19 kontrak pada tahun 2011.
Dalam rangka mendukung CBM to power tahun 2011, saat ini telah ditandatangani 3 MoU antara KKKS dengan konsumen gas dengan total gas sebesar 1,2 MMSCFD (3,6 MW), yaitu:
Vico (Blok CBM Sanga-Sanga) dengan PT PLN. Pasokan gas 0,5 MMSCFD untuk melistriki +1,5 MW bagi masyarakat di wilayah Sanga-Sanga.
Sangatta West Cbm Inc. (Blok Sangatta I) dengan PT Kutai Timur Investama. Pasokan gas 0,5 MMSCFD untuk melistriki +1,5 MW masyarakat di wilayah Sangatta.
Medco CBM Sekayu (Blok CBM Sekayu) dengan Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi Sumatera Selatan. Pasokan sekitar 0,2 MMSCFD untuk melistriki 0,6 MW masyarakat di wilayah Sekayu. PAPUA NATUNA MALUKU TERBUKTI = 104 .71 TSCF POTENSIAL = 48 .18 TSCF TOTAL = 152 .89 TSCF NAD SUMATERA UTARA SUMATERA TENGAH SUMATERA SELATAN JAWA TIMUR JAWA BARAT SULAWESI
KALIMANTAN
CADANGAN GAS BUMI ( TSCF ) 1.29 9.01 15.79 50.94 4.24 5.73 17.36 3.83 15.22 23.91 5.56
t
a
ESDMuntuk Kesejahteraan Raky
3. CBM
Sampai pada tahun 2011 ini. Coal Bed Methane belum berproduksi, direncanakan baru mulai produksi di tahun 2012.