FORUM ENERGIZING INDONESIA Optimalisasi Pemanfaatan Gas Bumi Domestik untuk Ketahanan Energi Nasional

(1)

PT PERUSAHAAN GAS NEGARA (Persero) Tbk

FORUM ENERGIZING INDONESIA

Optimalisasi Pemanfaatan Gas Bumi Domestik

untuk Ketahanan Energi Nasional

(2)

(3)

Indonesia dengan Tantangan Spesifiknya Membutuhkan Postur Bauran Energi

Gas Bumi Dalam Target Postur Bauran Energi Untuk Ketahanan, Kemandirian dan Kedaulatan Energi Nasional

Pencapaian postur bauran energi ideal memiliki nilai stratejik untuk nasional yaitu:

a. Kemandirian energi melalui optimasi pemanfaatan energi domestik;

b. Ketahanan energimelalui penyediaan energi yang handal tanpa ada kepentingan yang lebih dominan;

c. Kedaulatan energi melalui pengurangan impor energi dan fokus pada energi domestik.

Sumber: RIJTGBN, PGN, Booz (2013), Diolah

Realitas Energi Indonesia

 Sejak tahun 2004 mulai menjadi Importir minyak.

 Produksi minyak domestik sekitar 830 ribu barel per hari sedangkan konsumsi mencapai 1,6 juta barel per hari (2016). Sehingga

diperlukan Impor migas mencapai sekitar 1 juta barel setara crude per hari.

 Beban impor minyak Indonesia dapat dikurangi melalui konversi minyak ke gas bumi

 Rasio cadangan – produksi minyak Indonesia menyisakan

12 tahun sedangkan gas bumi

37,9 tahun (BP World Energy Review, 2015)

Produksi migas sejak tahun 2001didominasi gas bumi

• Pemenuhan energi nasional dilakukan melalui

strategibauran energi (KEN ditetapkan dengan PP No. 79 Tahun 2014).

• Dengan kebutuhan energi yang terus meningkat, porsi gas bumi dalam target bauran energi nasional 22% sampai 24%. • Porsi minyak menurun adapun energi primer

yang lain meningkat.

M BO E 49 % 25 % 20 % 22 % 22 % 24 %

(4)

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016



Tahun 2016, Indonesia

memproduksi gas bumi

+1.418 barel setara

minyak per hari (SKK

Migas, 2016) namun

hampir 42% masih

diekspor.



Optimalisasi pemanfaatan

gas bumi domestik dapat

mengurangi porsi impor

minyak sekaligus

penerapan energi bersih di

Indonesia

Sumber: KESDM, 2015



Infrastruktur gas bumi masih

minim (20% dari rencana)

sehingga membatasi pemanfaatan

gas bumi domestik



Kebutuhan infrastruktur domestik

sesuai dengan road map

penyediaan gas bumi 2015-2030

memerlukan investasi mencapai

48,2 milyar USD.

(5)

Tantangan Optimalisasi Gas Bumi Domestik

Fluktuasi produksi gas bumi di hulu

(volume, harga, waktu produksi)

1 Tidak terintegrasinya perencanaan

infrastruktur gas bumi nasional

2 Tidak menariknya skema

pengembangan infrastruktur

3 Tidak meratanya demand antar

wilayah dan antar segmen

pengguna

4 Regulasi yang tidak sesuai dengan

kebutuhan sektor

5 Tantangan sepanjang rantai nilai gas bumi dan tata kelola gas bumi

Konsep mengatasi tantangan:

Penyelarasan aspek pasokan – permintaan –

infrastruktur – harga dengan dukungan

(6)

Solusi Menjawab Tantangan

Pengelolaan Gas Bumi

(7)

Sinkronisasi Perencanaan Nasional

Rencana Induk Infrastruktur Gas Bumi

RoadMap Klasterisasi Industri

Neraca Gas Bumi Indonesia Revitalisasi Pupuk _{Rencana Kelistrikan}

+

• Keberhasilan penyaluran gas bumi membutuhkan sinkronisasi antara elemen Produksi/Alokasi Gas,

Infrastruktur, dan Demand, dikarenakan sifat gas bumi yang sulit (tidak praktis) untuk disimpan dan penyalurannya tidak dapat menggunakan infrastruktur publik (berbeda dengan BBM).

• Keberhasilan sinkronisasi ini ditunjukkan oleh Harga yang merupakan keseimbangan antara:

o Harga hulu gas bumi (Upstream price) yang merefleksikan tingkat keekonomian serta attractiveness dari investor

o Investment payback untuk pengembangan infrastruktur midstream (penyaluran dan distribusi gas)

o Kemampuan dan kemauan beli pengguna gas

• Pengaturan sektor kedepan diarahkan untuk menghilangkan duplikasi pengembangan infrastruktur dan kanibalisme pasar eksisting.

• Demand gas bumi dari berbagai sektor pengguna terutama pengguna besar (pupuk, kelistrikan, baja)

• Demand gas bumi retail dikelola melalui BU Niaga Gas Bumi

• Neraca Gas Bumi memuat supply – demand gas bumi nasional

• Alokasi gas bumi diberikan Menteri

ESDM kepada pengguna akhir atau

BU Niaga Gas Bumi dengan memperhatikan Neraca Gas Bumi

+

• Rencana Induk Infrastruktur Gas Bumi memuat infrastruktur eksisting maupun rencana pengembangan

• Izin pengembangan infrastruktur

diberikan Menteri ESDM atau kepala BPH Migas kepada BU Hilir Gas Bumi sesuai rezim perizinan infrastruktur dan rencana induk.

(8)

Regulasi Tata kelola Gas Bumi Nasional masih dalam proses penyempurnaan, baik pada regulasi fundamental

maupun regulasi turunan. Proses penyempurnaan ini dilakukan oleh multi-stakeholder secara parsial dalam rangka

menunjang daya saing industri.

UUD 1945 UU No. 22/2001 PP No. 36/2004 PP No. 30/2009 * Peraturan BPH No. 8/2013 Permen ESDM No. 19/2009 Peraturan BPH No. 15/2008 Peraturan BPH No. 15/2016 Permen ESDM No. 07/2005 Permen ESDM No. 06/2016 Aspek Alokasi

dan Niaga Aspek Infrastruktur

Aspek Niaga dan Pengusahaan 1 2 3 4 Proses revisi Proses revisi Proses revisi 4 3 4

* Kebijakan perubahan pengaturan harga BBM & gas bumi domestik yang ditetapkan oleh pemerintah sesuai hasil judicial review MK

Perpres No.40/2016 Permen ESDM No. 40/2016 4 4

Perbaikan Regulasi

(9)

Perubahan Pola Penyaluran dari

Point to Point

ke Sistem

Grid

Pengelolaan Hilir Gas Bumi secara Terintegrasi

Portofolio Infrastruktur

Portofolio Pasok Portofolio Demand

Perubahan pola penyaluran menjadi sistem Grid akan membawa benefit : 1. Pasokan gas tersedia dari multi

source sehingga dapat melakukan portofolio pasok untuk menjaga kehandalan pasokan,

2. Keekonomian infrastruktur pipa dihitung sebagai satu kesatuan sehingga meningkatkan skala keekonomian,

3. Jaminan jangka panjang untuk utilisasi infrastruktur hilir melalui penambahan supply point untuk LNG,

4. Infrastruktur melayani penyaluran gas bumi ke seluruh segmen pengguna akhir.

Point to Point

Grid

Single Gas Source _{Bulk Customer}

Penyaluran melalui Pipa Penyaluran point to point :

1. Single source sehingga sangat tergantung kondisi produksi sumur 2. Keekonomian infrastruktur mengikuti

durasi ketersediaan pasokan gas 3. Tidak ada jaminan jangka panjang

untuk utilisasi infrastruktur hilir

4. Infrastruktur menyalurkan gas bumi ke bulk customer saja (pembangkit, industri)

(10)

Tahapan Pelaksanaan Penyesuaian Harga Gas Domestik Kompetitif

Rasionalisasi

Pengelolaan

Disparitas

Alokasi Untuk Nilai

Tambah

Tata Kelola Gas

a. Evaluasi kewajaran biaya dan harga yang ditetapkan (cost vs price); b. Optimasi keekonomian

biaya infrastruktur melalui pengaturan Pemerintah:

• Tingkat IRR = 12% • Nilai OPEX sesuai

best practice • Umur ekonomis ~

umur teknis dengan penjaminan utilisasi • Evaluasi kewajaran

nilai CAPEX; c. Pengaturan besaran

margin dan biaya niaga sesuai dengan best practice

d. Penetapan biaya infrastruktur dan niaga

Implementasi skema agregasi harga untuk mengelola disparitas harga gas seiring perubahan dari pola penyaluran point to point menuju sistem Grid.

Pembedaan harga untuk setiap segmen industri dengan

prioritas pada sektor industri dengan nilai tambah terbesar.

Penyempurnaan tata kelola gas bumi yang membangun keberlanjutan :

• Pengembangan

infrastruktur dan pasar gas di seluruh Indonesia

• Penyediaan gas bumi domestik dengan harga kompetitif dan handal • Penentuan peran bagi

BUMN, BUMD, dan swasta;

1

2

3

4

1d

2 ₃

4

1c 1b 1a _Evaluasi Kewajaran Optimasi Keekonomian Pengaturan Penetapan Pengelolaan Disparitas Akurasi Alokasi

Sistem – Tata Kelola Gas

Strategi Harga Gas Domestik Kompetitif

Perbaikan Pengaturan Harga Gas Bumi

(11)

Peran PGN menuju Ketahanan Energi

Nasional

(12)

12

Distributor/Wholesale

Hulu

Industri dan Pembangkit Listrik

Komersial Rumah Tangga Transportasi MRU CNG Station Jaringan Distribusi Transporter Pipa Transmisi Off-Takers GTA

Gas Transportation Agreement (Toll Fee)

GSA

Gas Sales Agreement (Gas Price) GSPA

Gas Sales and Purchase Agreement

 Pengelolaan terintegrasi melalui penyediaan gas bumi secara bundled service (infrastruktur dan molekul gas bumi) dan pengembangan

infrastruktur sampai ke pengguna akhir.

 Model pengelolaan terintegrasi menjamin percepatan pemanfaatan gas bumi domestik untuk efisiensi nasional

 Pengelolaan gas dilakukan oleh PGN secara terintegrasi untuk seluruh wilayah sehingga memungkinkan didapatkannya pemerataan

Accessibility dan mengakomodasi Affordability dari setiap daerah

.

Pengelolaan Terintegrasi

(13)

Conoco Phillips Corridor PSC

Pertamina EP Asset 1 P. Susu Field

Pertagas Inti Daya Latu Prima Ex. Jambi Merang

Pertamina EP Asset 1 Benggala 1 Field

Pertamina EP Asset 2 South Sumatera

Pertamina TAC Ellipse Jatirarangon TAC Pertamina EP Asset 3 Tangguh LNG Bontang LNG PHE WMO

West Madura Offshore PSC

Santos Madura Offshore PSC Lapindo Brantas Brantas PSC BBG&WNE, IKD, SNR Ex TSB Husky CNOOC Ex. Madura Strait PSC Gagas Energi Indonesia

Ex. WMO PSC

Conventional Gas Sources, Major Gas Suppliers Conventional Gas Sources

LNG Sources

1,595

MMscfd

Volume pengelolaan distribution and transmission PGN pada 9M-2016

Penyediaan Pasokan Gas dari Berbagai Sumber

Penyediaan dari berbagai sumber pasok untuk menjamin kehandalan

penyaluran gas bumi ke Pelanggan akhir

(14)

Pengembangan Infrastruktur Pipeline dan Beyond Pipeline

6 Pipa Transmisi Kalija Tahap I Jaringan Distribusi

Pipa Transmisi Eksisting Rencana Pipa

FSRU

Pipa Transmisi SSWJ Pipa Transmisi Grissik – Duri

Pipa Transmisi Grissik – Batam – Singapore 3 2 1 3 2 1 5 4 5 4

FSRU Jawa Barat (NR) FSRU Lampung

FSRU Lampung FSRU Jawa Barat

Medan Pipa Transmisi

Pekanbaru

Batam

Jawa Bagian Barat

Lampung ₆

Gas Kota Tarakan

Gas Kota Sorong

Infrastruktur PGN saat ini merepresentasikan

± 80% dari seluruh infrastruktur gas hilir Indonesia

5 MRU (DKI, Gresik, Bandung) 1 Cluster CNG (Jateng)

11 SPBG (Batam, Lampung, DKI, Bogor, Surabaya, Cilegon)

Jawa Bagian Timur

5845 5853 6014 6067 7026 7278 2011 2012 2013 2014 2015 2016 K ilo me te r

Pertambahan Panjang Pipa

Jawa Bagian Tengah Palembang

(15)

Penyaluran Gas Bumi ke Seluruh Segmen Pengguna

PGN melayani seluruh segmen pengguna domestik melalui penyaluran secara langsung ke pengguna akhir, untuk

mengelola

competitiveness

gas bumi (nilai tambah pemanfaatan gas bumi,

willingness to pay

pengguna).

1. Pengelolaan gas bumi domestik oleh PGN dalam 10 tahun terakhir, mengalami kenaikan signifikan sebesar 61 %

2. Pengelolaan gas PGN 9M - 2016 (distribusi dan transportasi) sebesar 1.595 MMSCFD setara dengan

(16)