Buku Ketahanan Energi Tahun 2015 ini merupakan pemutakhiran hasil penilaian tingkat ketahanan energi nasional sebelumnya yang diterbitkan pada tahun 2014. Rasio penggantian cadangan adalah rasio penemuan tambahan cadangan minyak/gas terbukti dibandingkan dengan produksi pada tahun yang sama. Impor minyak mentah Indonesia mencapai 329,1 kb/d pada tahun 2009 kemudian menurun sebesar 20,1% hingga tahun 2012 sehingga hanya sebesar 262,9 kb/d.
DewaN eNerGI NaSIoNaL
- INfraSTruKTur SuPLaI MINyaK DaN LPG .1 Kilang
- KeBIjaKaN DaN orGaNISaSI TaNGGaP DaruraT MINyaK .1 Kebijakan Tanggap Darurat Minyak
- caDaNGaN MINyaK
- KeBIjaKaN TaNGGaP DaruraT MINyaK .1 Pembatasan Konsumsi BBM
- caDaNGaN DaN SuMBer Daya GaS BuMI
Meski produksi kilang dalam negeri tidak mencukupi, kapasitas kilang belum bisa dimanfaatkan secara maksimal. Indonesia tidak memiliki cadangan penyangga minyak nasional baik berupa cadangan penyangga publik maupun industri. Namun Pemerintah Indonesia akan membentuk sistem cadangan energi nasional yang meliputi a) Cadangan Energi Strategis, b) Cadangan Penyangga Energi dan c) Cadangan Operasional.
Berdasarkan Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hilir Minyak dan Gas Bumi disebutkan bahwa cadangan BBM nasional wajib disediakan oleh badan usaha yang ditunjuk oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, hanya digunakan apabila ada adalah kekurangan BBM. Indonesia memiliki cadangan gas bumi mencapai 150,39 triliun standar kaki kubik (TSCF), yang terdiri dari 67,5% cadangan terbukti dan 32,5% cadangan potensial. Cadangan gas bumi tersebar hampir di seluruh wilayah Indonesia yang sebagian besar berada di lepas pantai.
Cadangan gas alam terbesar berada di perairan Natuna, Papua Barat, Sumatera bagian selatan, dan perairan Maluku. Dengan tingkat produksi sebesar 2,96 TSCF pada tahun 2013, diperkirakan cadangan gas bumi Indonesia akan habis dalam waktu 34 tahun mendatang.
- PeNyeDIaaN GaS BuMI
- KoNSuMSI GaS BuMI
- HarGa GaS BuMI
- KeBIjaKaN TaNGGaP DaruraT GaS BuMI
- KeBIjaKaN TaNGGaP DaruraT LISTrIK
Indonesia memproduksi gas bumi sebesar 8.130 juta standar kubik pakan per hari (MMSCFD) pada tahun 2013, meningkat sebesar 4,24% dari 7.800 MMSCFD pada tahun 2001. Fasilitas infrastruktur untuk pengembangan pasokan gas bumi melalui jargas untuk rumah tangga dan SPBU untuk transportasi. . Beberapa proyek gas bumi hulu yang saat ini dalam tahap eksplorasi dan akan memasuki tahap eksploitasi antara lain Senoro (280 MMSCFD, Sulawesi Tengah, Joint Operating Body (JOB) Pertamina-Medco), Indonesian Deepwater Development (IDD) - Bangka (50 MMSCFD, East Kalimantan, Chevron Indonesia) dan Peciko 7C (20 MMSCFD, East Kalimantan, Total E&P) akan berproduksi pada 2015, Jangkrik (290 MMSCFD, Kaltim, Chevron Indonesia) akan berproduksi pada 2016, IDD (890 MMSCFD, Kaltim, Chevron Indonesia) akan berproduksi pada tahun 2017 dan Masela (355 MMSCFD, Maluku, Inpex) akan berproduksi pada tahun 2018.
Sebagai negara pengekspor gas bumi terbesar di kawasan ASEAN, Indonesia mengekspor gas bumi sebesar 3.764,7 MMSCFD pada tahun 2012. Jaringan pipa gas bumi Indonesia terdiri dari beberapa sistem jaringan point-to-point yang terfragmentasi. Panjang gabungan jaringan distribusi gas bumi Indonesia mencapai 7.987 km dengan kapasitas aliran maksimum gabungan 145 mcm/d.
Pada tahun 2014, pembangunan jaringan distribusi gas bumi akan dilanjutkan di beberapa tempat yaitu Kabupaten Bekasi, Kabupaten Bulungan, Kabupaten Lhokseumawe, Kota Sidoarjo (lanjutan) dan Kota Semarang. Tidak ada mekanisme untuk mengekstraksi gas alam dari fasilitas yang ada dan rencana LNG di Indonesia. Konsumsi gas bumi domestik Indonesia meningkat secara signifikan dari 3.549,9 MMSCFD pada tahun 2002 menjadi 4.029,7 MMSCFD pada tahun 2010.
Pada tahun 2012, sektor industri merupakan konsumen gas bumi domestik terbesar di Indonesia, yaitu sekitar 37,1% dari total konsumsi gas bumi domestik di Indonesia. Hal ini berbeda dengan penggunaan gas bumi yang meningkat dari 5.678 MMSCFD pada tahun 2012 menjadi 5.774 MMSCFD. Jumlah gas alam dialokasikan ke masing-masing sektor dengan harga yang dinegosiasikan antara pemasok dan konsumen.
Pada tahun 2013, harga gas bumi diselaraskan dengan harga keekonomian produsen, tanpa subsidi di sektor gas bumi, sehingga memenuhi parameter ketahanan energi tertinggi. Sementara harga jual rata-rata gas bumi pipa ekspor berada di kisaran US$14,49 per MMBTU. Pada tahun 2012, harga gas bumi adalah US$5,7/MMBTU, atau setara konversi US$1.015/barel, sedangkan harga minyak
Dalam hal bahan bakar untuk pembangkit listrik, batubara menyediakan 52% dari total pembangkit listrik pada tahun 2013, diikuti oleh gas alam (24%), bahan bakar (13%), air (8%) dan panas bumi (4%). Sektor pembangkitan diharapkan menjadi pendorong utama pertumbuhan konsumsi gas bumi di tahun-tahun mendatang.
PeNGuSaHaaN
Bisnis pertambangan batubara Indonesia didominasi oleh 6 perusahaan besar swasta nasional dan BUMN pertambangan batubara, dengan produksi mencapai 75% dari total. Keenam perusahaan tersebut masing-masing adalah PT Adaro dengan produksi lebih dari 47 Mt pada tahun 2012, diikuti oleh Kaltim Prima Coal, PT Kideco Jaya, PT Arutmin dan PT Berau. Perusahaan pertambangan swasta asing hanya menguasai sebagian kecil kegiatan pertambangan batubara.
Pada tahun 2010, pemerintah mengeluarkan PP 23/2010 tentang penyelenggaraan kegiatan pertambangan mineral dan batubara yang mensyaratkan perolehan Izin Usaha Pertambangan (IUP) untuk kegiatan produksi dan Izin Usaha Pertambangan Khusus (IUPK) untuk kegiatan produksi guna memprioritaskan kebutuhan mineral dan batubara untuk domestik. Menteri ESDM mengeluarkan buku peraturan tentang penetapan kebutuhan dan persentase minimal penjualan batubara untuk keperluan dalam negeri, dimana badan usaha pertambangan batubara wajib memenuhi persentase minimal penjualan batubara untuk keperluan dalam negeri sebesar 20,30% dari proyeksi produksi batubara tahun 2013 mencapai 366,04 Mt, yang berasal dari: 45 perusahaan pemegang kontrak konsesi pertambangan batubara (PKP2B): 1 perusahaan BUMN dan 28 perusahaan pemegang IUP. Penggunaan batu bara untuk keperluan rumah tangga dialokasikan 66,32% untuk PLN, 13,21% untuk IPP, 13,9% untuk industri semen dan sisanya untuk industri lainnya.
INfraSTruKTur DaN TraNSPorTaSI
Di sisi lain, sumber daya panas bumi yang cukup besar yaitu 28.910 MW belum dimanfaatkan secara maksimal untuk PLTP yang hanya sebesar 1.403,5 MW (kapasitas terpasang). Pada tahun 2013, energi terbarukan menyumbang sekitar 12% dari pembangkit listrik di Indonesia, dengan sumber utama berasal dari pembangkit listrik tenaga air dan panas bumi, yang masing-masing menyumbang 7,7% dan 4,4%. Dalam beberapa tahun terakhir, kapasitas pembangkit listrik tenaga air tumbuh perlahan, tumbuh sekitar 100 MW pada tahun 2013 (Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2014).
Indonesia terletak di Ring of Fire dan diperkirakan memiliki cadangan panas bumi sekitar 29 GW. Kapasitas panas bumi terus meningkat selama beberapa tahun terakhir dan diperkirakan mencapai sekitar 1.400 MW pada tahun 2013, meskipun masih jauh dari target 2.000 MW yang ditetapkan pada tahun 2008. Berdasarkan roadmap pengembangan panas bumi, Indonesia akan memiliki kapasitas terpasang sebesar 6.000 MW pada tahun 2020 dan 9.500 MW pada tahun 2025.
Pada tahun 2012, pemerintah mengizinkan PLN untuk membeli listrik dari PLTP dengan tujuan untuk lebih mendorong investasi energi panas bumi, dengan tarif listrik antara USD 0,10 per kWh dan USD 0,185 per kWh, tergantung pada voltase dan lokasi sumber panas bumi. Selama satu dekade terakhir, pengembangan proyek panas bumi masih menghadapi tantangan yang disebabkan oleh berbagai regulasi yang kompleks di Indonesia. Namun pada tahun 2014, UU 21/2014 tentang panas bumi diadopsi, yang memungkinkan pengusahaan panas bumi untuk pemanfaatan tidak langsung dilakukan di kawasan hutan produksi dan hutan lindung melalui izin pinjam pakai, atau di kawasan hutan yang dilestarikan setelah mendapat izin. Menteri Lingkungan Hidup. dan Kehutanan..
Undang-undang panas bumi diharapkan dapat mempercepat pengembangan panas bumi, karena sekitar 42% energi panas bumi Indonesia berada di kawasan hutan lindung. Selain itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral telah memperkenalkan tata niaga baru dan target pencampuran bahan bakar nabati, yang bertujuan untuk meningkatkan rasio campuran dari 10% pada tahun 2014, 20% pada tahun 2016, 30% pada tahun 2020 dan 30% pada tahun 2025 Pada tahun 2014 adalah target wajib bioetanol sebesar 0,16 juta KL, sedangkan pabrik bioetanol komersial yang ada saat ini berkapasitas 0,2 juta KL/tahun.
Pembangunan ladang angin di Indonesia bertujuan untuk mencapai target total kapasitas terpasang sebesar 970 MW pada tahun 2025. Pada tahun 2025, pemerintah Indonesia telah menetapkan target instalasi surya nasional sekitar 1.000 megawatt puncak (MWp), yang akan dilaksanakan terutama melalui Program 1.000 Pulau yang dimulai pada tahun 2013 dan berlangsung hingga tahun 2016. Pada tahun 2013, pemerintah menetapkan FIT baru untuk instalasi surya mulai dari Rp 2.840 per kWh jika tata surya yang digunakan diimpor, dan FIT sebesar Rp 3.480 per kWh jika kandungan komponen rumah tangga pada sistem PV mencapai 40%.
Pada tahun 2009, Pemerintah Indonesia mengumumkan target pengurangan emisi Business as Usual (BAU) sukarela sebesar 26% pada tahun 2020, hingga 41% dengan bantuan internasional. Berdasarkan prospek energi 2014, BPPT, emisi GRK merupakan perkalian konsumsi bahan bakar fosil (BOE) dengan faktor emisi (ton emisi CO2/BOE) yang dinyatakan dalam ton emisi CO2. Emisi GRK yang dimaksud adalah hasil pembakaran bahan bakar fosil dan hasil emisi jarak jauh (produksi dan distribusi bahan bakar fosil).
Laju emisi GRK per kapita sebesar 2,9%, berdasarkan emisi GRK per kapita tahun 2012 sebesar 2,14 ton emisi CO2 per kapita dan tahun 2013 sebesar 2,2 ton emisi CO2 per kapita. Berdasarkan data IEA tahun 2011, emisi CO2 dari kegiatan yang berkaitan dengan penggunaan energi diperkirakan mencapai 445 MtCO2 atau sekitar 20% dari total emisi gas rumah kaca, yang terutama berasal dari pembangkit listrik sebesar 35% , transportasi dan. Kontribusi emisi yang cukup besar dari PLTU berasal dari penggunaan batubara sebagai energi primer.
Sehingga jika proyek 10.000 MW FTP I yang menggunakan batu bara sudah beroperasi, diperkirakan emisi CO2 akan meningkat secara signifikan. Pemadaman kebakaran hutan dan lahan, pengelolaan jaringan dan tata air, rehabilitasi hutan dan lahan, hutan tanaman industri, hutan rakyat, pemberantasan illegal logging, pencegahan deforestasi, pemberdayaan masyarakat. Penggunaan biofuel, penggunaan mesin dengan standar efisiensi bahan bakar yang lebih tinggi, peningkatan manajemen permintaan transportasi, peningkatan kualitas angkutan umum dan angkutan jalan, manajemen sisi permintaan, efisiensi energi, pengembangan energi terbarukan, reboisasi pascatambang.
PenIlaIan Ketahanan energI Dan ahP
Berdasarkan hasil perhitungan indikator ketahanan energi dengan menggunakan AHP, nilai ketahanan energi di Indonesia adalah 7,518 sehingga merupakan skala yang baik.
