Gas Bumi sebagai Energi untuk
Rekomendasi
Untuk 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 luar
negeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Rekomendasi
Untuk 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 luar
negeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
RINGKASAN INDIKATOR MAKRO SEKTOR
ENERGI/MINERAL (2009-2013)
PENERIMAAN NEGARA (2009 – 2013)
Pertambangan dan Energi
*) Perkiraan Realisasi **) Rencana
2009 2010 2011 2012* 2013**
PENERIMAAN NEGARA DAN SUBSIDI (2009 – 2013)
Pertambangan dan Energi
2009
2010
2011
2012*
2013**
-
Pasokan/Pemanfaatan Gas (2010)
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
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
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
PROYEK DONGGI SENORO
Matindok Gas Field
DONGGI
SENORO
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
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 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 :
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
DONGGI
SENORO
a. Apabila gas sepenuhnya digunakan di dalam negeri, maka pengembangan lapangan
gas Donggi Senoro tidak ekonomis;
Rekomendasi
Untuk 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 luar
negeri/export;
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
Contract to Fujian (from tangguh) is the lowest ever (less than 4 $/mmbtu)
Harga LNG Export Tangguh
21 Contract (Mton/year) Volume Terms (year) (US$/MMBTU) LNG price
Fujian (Putian, China) (26 September 2002 and
revised in 27 June 2006)
2.6 25
P
0
.
0525
(
JCC
)
1
.
34
cif
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 20
P
0
.
05
(
JCC
)
2
.
02
cif
Intercept=2.06 up to 2009 and 2.02 afterward
JCC Floor=US$14/bbl JCC Cap= US$26/bbl K- Power (Gwangyang,
Korea)
(13 August 2004)
0.6 20
P
0
.
05
(
JCC
)
2
.
20
cif
JCC Floor=US$14/bbl JCC Cap= US$26/bbl SEMPRA (Ensenada,
Mexico)
(11 October 2004)
3.7 20
Penentuan Alokasi dan Harga Gas untuk
DIAGRAM ALIR PENETAPAN HARGA GAS BUMI
PENETAPAN
MESDM Menteri ESDM
DITJ EN MIGAS
Belum memenuhi syarat
Penunjukan penjual
Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa
Ekspor dan Gas Pipa Domestik 2006-2012
23
Perkembangan Harga Gas dan ICP tahun 2006 – 2012
Keterangan:
Sebelum tahun 2009, harga gas rata-rata masih menggunakan harga flat.
PUPUK
615.3
KKKS
KKKS
721.4
721.4
KKKS
KKKS
KKKS
PGN
752.7
752.7
MMSFD (2011)
Gas Allocation and Price Setting
3.8 $/mmbtu 6.2 $/mmbtu
2.6 – 5.6 $/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)
BAPPENAS, 2012
HCTP Toll Fee Investasi & O/M Margin SPBG Pajak 0 500
Penerimaan negara dan harga gas dalam negeri
Tidak ada substitusi 25% substitusi & harga gas = harga ekspor 50% substitusi & harga gas = harga ekspor 50% substitusi & harga gas = 75% harga ekspor
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 = 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
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 = $7/MMBTU
Rekomendasi
Untuk menjamin pasokan gas di dalam negeri
1) Export gas harus dihentikan, sekurang-kurangnya
kontrak-kontrak export gas yang habis masa berlakunya, tidak
diperpanjang;
2) Harga gas dalam negeri harus sama dengan harga export,
sehingga bagi kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS) menjual gas
ke dalam negeri sama menariknya dengan menjual gas ke luar
negeri/export; dan
3) Harus dibangun infrastruktur gas yang lengkap, berupa pipa
transmisi yang menghubungkan sumber-sumber gas (di
INFRASTRUKTUR GAS
Pasokan dan Permintaan Gas (2011)
•
Pasokan yang saat ini tersedia (existing+projected production - export)
•
Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
29/01/13 33
Pasokan dan Permintaan Gas (2020)
29/01/13 34
o
Pasokan yang saat ini tersedia (Existing+projected production - export)
o
Permintaan domestik (Contracted+committed+potential domestic demand)
PROSPEK PROYEK PENGEMBANGAN GAS BUMI
Gas Reserve: 46 TCF.
Total Investment US$ 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
Proyeksi Produksi Gas Nasional pada Tahun 2015 –
Total Pasokan 10.000 MMSCFD
Neraca Gas – Proyeksi 2015
29/01/13 37
Permintaan gas di Jawa akan dipenuhi oleh pasokan LNG dan gas melalui pipa dari Kalimantan dan LNG dari Papua.
Kebutuhan Infrastruktur Gas
Dibutuhkan US$10,5b (Rp95 T)
29/01/13 38
NO JENIS INFRASTRUKTUR GAS *) SASARAN KAPASITAS INVESTASI BIAYA (Milyar US$)
IPembangunan 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
IIPembangunan LNG Plant, LNG Receiving Terminal, dan Fabrikasi Tanker
a.FSRU - Belawan ***) FSRU 1 unit 2-3 MTPA 0,62 b.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
IIIPembangunan Stasiun Induk dan SPBG CNG
a.Pembangunan Sarana dan Prasarana Gas SPBG Mother 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
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
Proyek Infrastruktur Gas - Selesai 2014
serta Pipa Gas ke BelawanPipa Gas Kalimantan –
Jawa (Kepodang – Tambak Lorok)
Pipa Gas Lintas Jawa (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
Kerjasama - Membangun Infrastruktur BBM
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
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
APBN Domestic Sources (Rupiah Murni)
External
External Loan/ Grant
Blue Book External Loan/ Grant Green Book PPP
Projects PPP PPP Book Transaction and Management
Fasilitas Pembiayaan Infrastruktur
•
Project Development Facility (PDF)
–
Fasilitas yang dapat digunakan untuk membiayai pekerjaan Feasibility Study,
Design, dsb, serta membiayai ‘advisory services’ pada saat melakukan transaksi
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 keberhasilan proyek,
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 membiayai pembangunan,
dikelola oleh PT SMI (BUMN)
Project Structure - Kilang Terintegrasi
‘Oil Refining Petrochemial Company’ adalah perusahaan yang khusus dibentuk sebagai ‘Special Purpose
Vehicle’ untuk 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 Supplier Oil Refining and Petrochemical Company
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-Belawan PLN Aceh dan Medan Industri di kawasan Medan (25 MMSCFD) Bagian dari pipa Trans Sumatra
PROFIL SUPPLY DEMAND ACEH - MEDAN
47
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
0
DEMAND SUPPLY ACEH
m
48
SLS A – P. Batu = 225 km Wampu – Belawan = 26 km Total Pipa Baru = 251 km
Merah = SLS – P. Batu (new pipeline)
Hijau = P. Batu – Brandan & P. Brandan – Wampu (existing pipeline) Kuning = Wampu – Belawan (new pipeline)
PEMBANGUNAN PIPA ARUN - MEDAN
No Kegiatan 2012 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.
• Existing PGN pipeline
• Existing Pertagas pipeline
• 18 “ x 51.6 km
• 12” x 51.6 km • ROW tersedia
• Existing PGN pipeline
• 16 “ x 30.3 km
• Pertagas bangun pipa baru 18” x 26 km
• Membangun pipa baru dari Lhok Sukon – P. Batu 18” x 225 km, menggunakan pipa eksisting dari P. Batu – P. Brandan – Wampu, membangun pipa baru Wampu – Belawan 18” x 26 km.
• Basis volume thruput = 160 MMSCFD selama 10 tahun.
WAMPU – BELAWAN
JALUR PIPA ARUN – MEDAN
LNG Satellite
& Hub Terminal
LPG Trading & Hub
Condensate Stabilizer
Pembangkit Listrik
11 ea PG
LNG
• PIM I/II (110 MMSCFD) • AAF (60 MMSCFD)
• IPP PDPA (3 TG exLPG)
• KKA (15 MMSCFD)
LNG Re-Export (trading)
• 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
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 Arun – Lhok Sukon pada
tanggal 2 Februari 2012.
2. Pengajuan Surat Permohonan Izin Pembangunan Pipa Lhok Sukon – Belawan 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
dedicated
hulu dari Lhok Sukon ke SLS-A untuk mentransportasikan gas dari Arun
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.
52
RENCANA PEMANFAATAN LAHAN
Jalan Kereta Arun – Kuala Simpang
Jalan Nasional Arun – Belawan
ANALISA PRO DAN KONTRA
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 padat
pemukiman
• Gangguan terhadapa aktifitas masyarakat
2 RUMIJA Rel
KAI • Meminimalkan gangguan terhadap aktifitas masyarakat
• 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
Trans Nasional Gas Pipeline
FSRU Medan (Old plan)
Gambar LNG Medan
16
LNG Floating Terminal
Onshore Pipelines approx. +5km
Power Plant
Belawan Port
FSRU Lampung
Gambar LNG Lampung
17
Labuhan Maringgai Station
Offshore Pipeline 21 KM
SSWJ Pipeline
Lampung
Province
Potensi Sumber Daya Energi Fosil (2011)
Perkembangan Produksi Minyak dan Gas
(BP Migas, 2012)
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800
OIL (MBOPD) GAS (MBOEPD)
Rencana Produksi Minyak dan Gas Sampai 2018
(Ditjen Migas, 2012)
: Minyak dan Gas Bumi : Minyak Bumi
: Gas Bumi
