peta jalan kebijakan gas bumi nasional 2014-2030

Peta JalanKebijakan Gas Bumi Nasional

2014-2030

PETA JALAN KEBIJAKAN GAS BUMI NASIONAL

2014-2030Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

Copyright 2014

Editor: Hatim Ilwan S.T.

Pemindai Tulisan: Roni RusnandarSampul: Maspuq Muin

Tata Letak: Maspuq MuinFotografer: Abdul Malik MSN

Cetakan I: Agustus 2014Diterbitkan pertama kali dalam bahasa Indonesia

Oleh Kementerian ESDM

Hak cipta dilindungi oleh undang-undangdilarang mengutip atau memperbanyak sebagian atau

seluruh isi buku ini tanpa izin tertulis dari Penerbit.

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

REPUBLIK INDONESIAJl. Medan Merdeka Selatan No. 18

Jakarta Pusat 10110 IndonesiaTelp.: +62-21-3804242Fax.: +62-21-3440649

Email: [email protected]: http://www.esdm.go.id

Daftar Isi

6 Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030

Hanya ucapan syukur yang pantas kita panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas terbitnya buku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030. Hasil karya berupa buku ini merupakan format baru penyusunan Neraca Gas Bumi Indonesia yang telah dibuat dan diperbarui secara berkala sejak tahun 2007. Buku ini hadir berkat upaya ber-sama hampir seluruh stakeholders industri gas di Indonesia.

Kehadirannya diharapkan bisa menjadi pedoman bagi siapapun yang tertarik untuk mengetahui segala hal ihwal industri gas di Indonesia. Tak hanya mengulas sisi sejarah pemanfaatan gas bumi, buku ini dilengkapi dengan paparan terkait pasokan dan kebutu-han gas bumi, kondisi infrastruktur terkini, regulasi-regulasi industri gas, hingga upaya menjaga keselamatan dan lingkungan pada industri gas bumi di Tanah Air. Sajian peta jalan berupa usulan konsep kebijakan bisa dilihat dalam upaya penentuan harga gas bumi dan BUMN penyangga gas bumi (Agregator Gas).

Saya selaku Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memberikan penghargaan yang tinggi atas keberhasilan seluruh tim yang terlibat langsung dalam pros-es pembuatan buku ini. Kebetulan, saya mengikuti proses pembuatan buku ini sejak awal. Dari situ, saya mengetahui betul betapa panjang proses pembuatan buku ini.

Pembuatan buku ini diawali dari Rapat Koordinasi (Rakor) I Neraca Gas Indonesia yang berlangsung di kantor PT Pupuk Kujang, Cikampek, Jawa Barat. Proses berlanjut pada Rakor-rakor berikutnya yang berlangsung di Bogor, Bandung, Lombok, Manado, hingga Yogyakarta. Saya benar-benar bangga melihat seluruh peserta Rakor yang berasal dari berbagai instansi dan perusahaan begitu serius dan bersungguh-sungguh dalam me-nyusun buku ini. Semuanya bahu membahu guna memastikan kesiapan industri gas dalam memenuhi program pemerintah yang ingin mewujudkan gas sebagai sumber energi masa kini dan masa depan Indonesia.

Sambutan

Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

7Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

Untuk itu, saya mengucapkan terima kasih kepada seluruh pihak yang terkait dan ter-libat dalam teknis pembuatan buku ini dari Rakor I sampai Rakor VI. Terkhusus, ucapan terima kasih saya sampaikan kepada jajaran Kementerian ESDM yang menjadi leading sec-tor dalam pembahasan buku ini. Selain itu, keterlibatan dan dukungan penuh dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Badan Pen-gatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional (PPN)/Badan Perencanaan Pembangunan Nasional (Bappenas), Badan Koordinasi Penanaman Modal (BKPM), Kementerian Perindustrian, dan Kementerian Perhubungan. Penghargaan dan terima kasih saya ucapkan kepada kalangan industri gas BUMN, yakni PT Perusahaan Gas Negara Tbk, PT Pertamina (Persero), PT Perusahaan Listrik Negara (Persero), dan PT Pupuk Indonesia atas peran sertanya.

Tentu kehadiran buku ini masih jauh dari sempurna. Apalagi saya selalu katakan dalam setiap Rakor, apa yang tertulis dalam buku ini adalah what we know now. Pasti ada banyak sekali informasi yang belum tertulis dalam buku ini. Saya yakin, pihak-pihak lain yang me-miliki dan mengetahui informasi seputar gas dan belum tertulis di buku ini akan berusaha memberikan masukan untuk perbaikan buku ini di masa mendatang. Terus terang, itulah tujuan tersembunyi saya merilis buku ini tanpa menunggu tuntas sempurna.

Semoga upaya kecil ini bisa memberikan manfaat besar bagi keberlangsungan industri gas di Tanah Air.

Jakarta, Oktober 2014

Ir. Susilo Siswoutomo


Sambutan Wakil Menteri ESDM ... 6

Kata Pengantar ... 11

BaB I PEnDahuluan 15 Tujuan Penyusunan Buku ... 16 Kronologis penyusunan Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional (NationalGasPolicyRoadmap)... 17 TimPenyusun... 17

BaB II SEjarah GaS BuMI DI InDonESIa ... 23 GasBumidiEraKolonial... 26 GasBumidiEraKemerdekaan... 27 SejarahLNGdanCNG... 30 Pemanfaatan Gas Bumi ... 35 PemanfaatanGasBumisebagaiEnergi... 36 a.PemanfaatanGasBumiuntukTenagaListrikdanIndustriLain... 36 b.PemanfaatanGasBumiuntukTransportasidanRumahTangga... 38 Pemanfaatan Gas Bumi sebagai Bahan Baku ... 39 PemanfaatanGasBumiuntukIndustriPupukdanPetrokimia... 39 PemanfaatanGasBumiuntukIndustriLain... 39

BaB III nEraca GaS BuMI InDonESIa ... 41 SebaranCadanganGasBumi... 42 MetodologiPerhitunganPasokandanKebutuhan... 46 MetodologiPerhitunganPasokan... 48 MetodologiPerhitunganKebutuhan... 49 KebutuhanGasSesuaiKEN... 49 JumlahPasokandanKebutuhanGasIndonesia... 52 PetaPasokandanKebutuhanGasperRegion... 56 NangroeAcehDarussalam... 56 Sumatera Bagian Utara ... 59 KepulauanRiau... 62 SumatraBagianSelatandanTengah... 65 JawaBagianBarat... 68


JawaBagianTengah... 72 JawaBagianTimurdanBali... 75 KalimantanBagianTimur... 77 SulawesiBagianSelatan... 81 SulawesiBagianTengah... 83 Papua... 85 Maluku... 88

BaB IV roaDMaP PEnGEMBanGan InfraStruKtur GaS BuMI ... 91 Pengantar ... 92 KategorisasiInfrastruktur... 94 Jaringan Pipa ... 94 KilangPengolahanLNGdanRegasifikasi(GasBumiCair)... 96 CNGPlantandStorage... 97 JaringanGasRumahTangga... 98 SPBG... 98 LNGStation... 98 Sarana Transportasi Gas ... 99 SistemTransportasiGasBumi... 100 PetaInfrastrukturGasBumi... 108 RencanaPengembangan... 118 ResumeRoadmapInfrastruktur... 127

BaB V KonSEP harGa GaS BuMI ... 135 Pengantar ... 136 HargaPatokan/ReferenceGasHulu... 136 HargaRata-rataTertimbang(WeightedAverage)... 138 BatasAtasHargaReferensi(CeilingPrice)... 139 PengecualianTerhadapHargaReferensi... 139 Harga Hilir ... 142 ResumeRoadmapPenetapanHargaGas... 143

BaB VI PEran Dan BEntuK BuMn PEnyanGGa GaS BuMI ... 147 TantanganyangDihadapiolehIndustriGasIndonesia... 148 PerananAgregatorGasIndonesia... 150


PersyaratanUmumAgregatorGasdiIndonesia... 151 KonsepPoolPrice... 152 Jenis-jenisGasPoolPrice... 152 CompulsoryPoolTepatuntukIndonesia... 153 Mekanisme Operasi Pool ... 155 Kelembagaan Pool ... 156 AgregatorDistribusi... 157 Konsep Agregator Gas Nasional ... 159 KonsepAgregatorGasperWilayah... 160 BadanPengawasAgregator... 161

BaB VII rEGulaSI tata KElola GaS BuMI ... 163 Pengantar ... 164 FilosofiPengaturan... 164 PetaRegulasiTataKelolaGasBumiSaatIni... 165 RancanganPeraturanPresidenTataKelolaGasBumiNasional... 179

BaB VIII KESElaMatan Dan lInGKunGan InDuStrI GaS BuMI ... 187 KeselamatanPengangkutanGasBumi... 188

BaB IX PEnutuP ... 195 TantangandanKendala... 196 Demand... 196 Supply... 197 Infrastruktur... 197 UpayaTindakLanjut... 201 KoordinasiPasokanGasdanPembangunanInfrastruktur... 201 FasilitasPenanamanModaldanpembiayaanPembangunanInfrastruktur...203 laMPIran ... 207 DaftarIstilah... 208 Keputusan Menteri tentang Tim Penyusun Peta Jalan Kebijakan GasBumiNasionaldanRoadmapPemanfaatanGasBumiTahun2014-2030... 212


Menyusun Neraca Gas Indonesia menjadi agenda rutin dan berkala bagi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) beserta regulator dan Badan Usaha Milik Negara (BUMN) pelaku energi minyak dan gas di Tanah Air. Upaya penyusunan Neraca Gas Indo-nesia ini pun sudah dimulai sejak 2007 dan telah diperbarui beberapa kali.

Kehadiran neraca gas ini merupakan bentuk pelaksanaan dari Pasal 3 Huruf c Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas. Pasal tersebut berbunyi, penye-lenggaraan kegiatan usaha minyak dan gas bertujuan menjamin efisiensi dan efektivitas tersedianya minyak bumi dan gas bumi, baik sebagai sumber energi maupun sebagai bahan baku, untuk kebutuhan dalam negeri.

Selain itu, Pasal 8 Undang-undang ini juga menjadi landasan legal pembuatan Neraca Gas Indonesia. Di sini, pemerintah memberikan prioritas terhadap pemanfaatan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri. Pemerintah juga mengatur pengusahaan kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa yang menyangkut kepentingan umum agar peman-faatannya terbuka bagi semua pemakai.

Memang, Neraca Gas Indonesia disusun sebagai dasar bagi para stakeholders dalam rangka memberikan gambaran kemampuan pasokan gas bumi di Indonesia. Keberadaan neraca gas ini diharapkan dapat menjadi pedoman dalam rangka pemenuhan kebutuhan gas bumi nasional yang akan memberikan sebesar-besarnya manfaat bagi negara. Nera-ca Gas Bumi Indonesia ini menggunakan metodologi yang memuat informasi mengenai kondisi ketersediaan dan kebutuhan gas bumi termasuk potensi pasokan dan kebutuhan yang diperlukan bagi stakeholders dalam perencanaan pengembangan investasi.

Penyusunan Neraca Gas Indonesia ini melibatkan stakeholders gas bumi, sehingga Nera-ca Gas Indonesia ini merupakan dokumen bersama yang akan menjadi satu-satunya acuan dalam mengetahui tingkat kebutuhan dan melakukan perencanaan pasokan gas bumi. Neraca gas ini telah memperhitungkan adanya penambahan pasokan gas dari lapangan-lapangan baru, penyesuaian terhadap angka gas deliverability dari masing-masing lapangan serta adanya kontrak atau perjanjian jual beli gas baru.

Pemutakhiran data dalam neraca gas diharapkan dapat memberikan gambaran yang lebih jelas dan sesuai dengan keadaan yang sebenarnya serta dapat menjadi acuan rencana

Kata Pengantar


pengembangan bisnis dan penetapan kebijakan. Dokumen ini bersifat dinamis, sehingga data yang tercantum di dalamnya akan selalu diperbaharui sesuai dengan perkembangan ketersediaan dan kebutuhan gas bumi nasional.

Upaya memperbarui data dalam penyusunan Neraca Gas Indonesia 2014-2030 ini su-dah dimulai sejak akhir 2013. Tepatnya, tanggal 12-13 Desember 2013, saat berlangsung Rapat Koordinasi (Rakor) Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia pertama di kantor PT Pupuk Kujang, Cikampek, Jawa Barat. Pada pertemuan ini sudah tercetus keinginan un-tuk menampilkan Neraca Gas Indonesia dalam format dokumentasi berbeda, yakni berupa buku. Bermula dari keinginan untuk membuat format dokumentasi yang berbeda itulah, jadilah buku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030 ini hadir di hadapan kita.

Ide pembuatan buku pun diseriuskan. Media rakor dijadikan ajang evaluasi. Di rakor pertama, disepakati membentuk lima tim yang membahas secara terpisah tema dan data krusial dalam Neraca Gas. Kelima tim itu masing-masing membahas sisi pasokan, kebutuh-an, harga gas, infrastruktur, dan regulasi. Tim-tim tersebut secara independen melakukan pertemuan. Hasil dari pertemuan itu yang disampaikan pada setiap Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia.

Berikutnya, nyaris rutin tiap dua bulan sekali, Rakor Penyempurnaan Neraca Gas In-donesia berlangsung. Pada 26-27 Februari 2014, Rakor berlangsung di Hotel Aston, Bogor, Jawa Barat. Selain menyampaikan hasil rapat di tiap tim, semua pihak memberi masukan dan pendapat atas hasil tersebut untuk kemudian digodok kembali dalam pertemuan tim.

Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia selanjutnya berlangsung pada 16-17 Juni 2014 di Hotel Hyatt, Bandung, Jawa Barat dan 23-24 Juni 2014 di Hotel Santosa, Lombok, Nusa Tenggara Barat. Pada dua Rakor ini, upaya pembuatan buku Neraca Gas semakin ter-lihat dengan kemunculan rancangan daftar isi dan data-data yang semakin banyak terkum-pul. Pada Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia ke-5 di Hotel Sintesa Peninsula, Manado, Sulawesi Utara pada 21-22 Agustus 2014, format awal buku ini mulai terbentuk konkret.

Akhirnya, proses finalisasi pembuatan buku ini dilakukan saat berlangsung Rakor ke-6 di Yogyakarta yang dihelat pada 2-3 Oktober 2014. Dari sekadar upaya pendokumentasian Neraca Gas Indonesia, buku ini menjelma menjadi Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasio-nal 2014-2030. Lebih luas, buku ini tak hanya membahas pasokan, kebutuhan, infrastruk-tur, harga gas, dan regulasi. Buku ini juga membeberkan sejarah eksplorasi gas di Indonesia hingga konsep-konsep pengelolaan gas dalam bentuk agregator gas untuk menghasilkan keselarasan pasokan bagi kebutuhan dalam negeri dan ekspor. Bahkan, buku ini sudah me-nampilkan beberapa rencana aksi lanjutan dalam membentuk kebijakan gas nasional yang bermanfaat dan bermartabat.

Tak lupa, tim penyusun buku ini mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya ke-pada semua pihak yang terkait. Dari pihak pemerintah, keterlibatan dan sokongan penuh dari Kantor Kementerian Koordinator Perekonomian, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional (PPN)/Badan Pe rencanaan Pembangunan Nasional (Bappenas), Kementerian Perindustrian, dan Ke-


menterian Perhubungan, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas), serta Badan Koordinasi Penanaman Modal (BKPM). Adapun dari kalangan BUMN yang sangat terkait industri gas, terdapat PT Pertamina (Persero), PT Pertagas, PT Perusahaan Gas Negara (Per-sero) Tbk/ PGN, PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)/ PLN, dan PT Pupuk Indonesia (Persero) yang telah memberi masukan yang sangat berarti dalam penyusunan buku ini.

Selanjutnya, kehadiran buku ini juga diharapkan menjadi pendobrak tradisi di industri minyak dan gas yang selama ini sesak dipenuhi angka, grafik, diagram, tabel, dan istilah-istilah teknis dan rumit menjadi sedikit lebih popular untuk bisa dipahami masyarakat secara lebih luas. Upaya membuat masyarakat awam lebih memahami industri ini menjadi bagian menuju transparansi industri ini dalam menyejahterakan kehidupan bersama.

Tentu buku ini tak luput dari berbagai kesalahan dan kekurangan. Berbagai masukan, saran, dan kritik dari semua pihak akan sangat membantu dalam penyempurnaan buku ini di masa-masa mendatang. Kami berharap, dengan adanya buku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030 ini dapat bermanfaat bagi kita semua.

Jakarta, Oktober 2014

Tim Penyusun

BAB IPendahuluan


Selama ini dunia mengenal industri minyak dan gas sebagai salah satu industri yang sangat teknis, rumit, dan lengkap dengan istilah-istilah yang sulit diterjemahkan. Sering-kali, bila kita terpaksa mengalihbahasakan istilah-istilah teknis di bidang minyak dan gas, justru membuat penjelasan terhadap istilah tersebut lebih panjang, susah dimengerti, dan bahkan, belum mampu memberi tafsiran yang utuh atas istilah yang diinginkan.

Tak hanya itu, deretan angka, grafik, diagram, dan tabel selalu menyesaki setiap penje-lasan seputar industri minyak dan gas. Belum lagi setumpuk rumus dan formula yang me-maksa orang mengernyitkan dahi untuk sekadar memahami alur logika perjalanan rumus tersebut. Untuk membahas proses produksi dari hulu sampai hilir, ekspor, impor, hingga peralatan yang mengiringinya penuh dengan skema-skema yang pelik dan berbelit-belit. Singkat kata, industri minyak dan gas itu dirasakan sulit dan terus ditanamkan kerumitan-nya bagi masyarakat awam.

Di sisi lain, sebagaimana sektor-sektor industri lainnya, industri ini dituntut untuk ter-buka atau transparan dalam setiap proses dan langkahnya. Upaya menampilkan transpa-ransi dalam bahasa yang kompleks tidak membuat masyarakat awam mudah dan mau mengerti industri ini. Padahal, industri ini menyangkut hajat hidup orang banyak dan men-jadi sandaran penerimaan hingga operasional negara.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) berupaya mendobrak tradisi melalui berbagai publikasi kepada masyarakat. Salah satunya, melalui buku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030 yang sedang anda baca. Buku ini berupaya tampil sedikit lebih populer untuk bisa dipahami masyarakat secara lebih luas. Upaya membuat masyarakat awam lebih memahami industri ini menjadi bagian menuju transparansi indus-tri ini dalam menyejahterakan kehidupan bersama.

Tujuan Penyusunan BukuKementerian ESDM mendedikasikan buku ini sebagai bentuk pelaksanaan dari Pasal

3 Huruf c Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas. Pasal tersebut berbunyi, penyelenggaraan kegiatan usaha minyak dan gas bertujuan menjamin efisiensi dan efektivitas tersedianya minyak bumi dan gas bumi, baik sebagai sumber energi mau-

17Pendahuluan

pun sebagai bahan baku, untuk kebutuhan dalam negeri.Selain itu, pasal 8 Undang-undang yang sama juga menyatakan pemerintah memberi-

kan prioritas terhadap pemanfaatan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri. Pemerintah juga mengatur pengusahaan kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa yang menyangkut kepentingan umum agar pemanfaatannya terbuka bagi semua pemakai.

Selanjutnya, Kementerian ESDM ingin mewujudkan format awal kebijakan tata kelola gas bumi untuk mendukung ketahanan dan kemandirian energi nasional. Selain itu, kehad-iran buku ini untuk menjamin kelahiran kebijakan tentang penyediaan dan pendistribusian gas bumi untuk pemanfaatan dalam negeri, menjamin efisiensi dan efektivitas tersedianya gas bumi sebagai bahan bakar dan bahan baku. Berbagai masukan dalam buku ini yang merupakan pilihan atas berbagai konsep tata kelola gas bumi diharapkan bisa memudah-kan pemerintah dalam menentukan kebijakan yang tepat.

Kronologis Penyusunan Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional (National Gas Policy Roadmap)

Penyusunan buku ini tak lepas dari rangkaian upaya memperbarui data Neraca Gas In-donesia 2014-2030. Aktivitas ini sudah dimulai tanggal 12-13 Desember 2013, saat berlang-sung Rapat Koordinasi (Rakor) Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia pertama di kantor PT Pupuk Kujang, Cikampek, Jawa Barat. Pada pertemuan ini sudah tercetus keinginan un-tuk menampilkan Neraca Gas Indonesia dalam format dokumentasi berbeda, yakni berupa buku.

Rakor ini juga membentuk lima tim yang membahas secara terpisah tema dan data kru-sial dalam pembabakan awal buku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030. Kelima tim itu masing-masing membahas sisi pasokan, kebutuhan, harga gas, infrastruktur, dan regulasi. Tim-tim tersebut secara independen melakukan pertemuan. Hasil dari perte-muan itu yang disampaikan pada setiap Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia.

Berikutnya, nyaris rutin tiap dua bulan sekali, Rakor Penyempurnaan Neraca Gas In-donesia berlangsung. Pada 26-27 Februari 2014, Rakor berlangsung di Hotel Aston, Bogor, Jawa Barat. Selain menyampaikan hasil rapat di tiap tim, semua pihak memberi masukan dan pendapat atas hasil tersebut untuk kemudian digodok kembali dalam pertemuan tim.

Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia selanjutnya berlangsung pada 16-17 April 2014 di Hotel Hyatt, Bandung, Jawa Barat dan 23-24 Juni 2014 di Hotel Santosa, Lombok, Nusa Tenggara Barat. Pada dua Rakor ini, upaya pembuatan buku ini semakin terlihat de-ngan kemunculan rancangan daftar isi dan data-data yang semakin banyak terkumpul. Pada Rakor Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia ke-5 di Hotel Sintesa Peninsula, Mana-do, Sulawesi Utara pada 21-22 Agustus 2014, format awal buku ini mulai terbentuk konkret. Kementerian ESDM menyodorkan hasil penulisan buku tahap awal yang berisi lima bab yaitu, Bab Neraca Gas Bumi, Infrastruktur, Harga dan Agregator Gas, dan Regulasi Tata Kelola Gas Bumi. Adapun Bab Sejarah Gas Bumi pada saat itu masih dalam tahap penyem-purnaan penulisan.


Akhirnya, proses finalisasi pembuatan buku ini dilakukan saat berlangsung Rakor ke-6 di Hotel Royal Ambarukmo, Yogyakarta pada 2-3 Oktober 2014. Dari sekadar upaya pen-dokumentasian Neraca Gas Indonesia, buku ini menjelma menjadi Peta Jalan Menuju Ke-bijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030. Lebih luas, buku ini tak hanya membahas pasokan, kebutuhan, infrastruktur, harga gas, dan regulasi. Buku ini juga membeberkan sejarah ek-splorasi gas di Indonesia hingga konsep-konsep pengelolaan gas dalam bentuk agregator gas untuk menghasilkan keselarasan pasokan bagi kebutuhan dalam negeri dan ekspor. Bahkan, buku ini sudah menampilkan beberapa rencana aksi lanjutan dalam membentuk kebijakan gas nasional yang bermanfaat dan bermartabat. Dalam kesempatan di Yogya-karta pula, muncul juga bab-bab lain yang menjadi hasil diskusi menarik selama dua hari antar stakeholders gas yang dipimpin langsung Wakil Menteri ESDM Susilo Siswoutomo.

Tim PenyusunBuku Peta Jalan Kebijakan Gas Bumi Nasional 2014-2030 ini merupakan dokumen

bersama yang akan menjadi satu-satunya acuan dalam mengetahui segala hal seputar in-dustri gas bumi di Tanah Air. Dalam penyusunan buku ini melibatkan seluruh stakeholders gas bumi dengan kontributor, kompilator data, dan koordinator utama adalah Kementerian

19Pendahuluan

ESDM. Di sini, muncul peran kuat Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi serta Staf Ahli Menteri ESDM bidang Kelembagaan dan Perencanaan Strategis.

Kementerian ini memang memiliki tugas untuk membantu Presiden Republik Indo-nesia dalam menyelenggarakan sebagian urusan pemerintah di bidang energi dan sumber daya mineral, dalam hal ini gas. Melalui buku ini, Kementerian memberikan rumusan kebi-jakan nasional, kebijakan pelaksanaan, dan kebijakan teknis di bidang gas.

Ada pula keterlibatan dan sokongan penuh dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Ke-giatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) dalam penyiapan data-data pasokan dan kebutuhan gas. Sedang-kan Kantor Menteri Koordinator Perekonomian, Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional (PPN)/Badan Perencanaan Pembangunan Nasional (Bappenas) dan Badan Koor-dinasi Penanaman Modal (BKPM), Kementerian Perindustrian, hingga Kementerian Per-hubungan juga memiliki peran penting dalam penyusunan buku ini.

Tak kalah penting dukungan dari kalangan industri gas BUMN, seperti PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk., PT Pertamina (Persero) dan anak perusahaannya PT Pertagas, PT Perusahaan Listrik Negara (Persero), serta PT Pupuk Indonesia (Persero) yang telah memberi masukan yang sangat berarti dalam penyusunan buku ini.


12-13 Desember 2013Rapat Koordinasi (Rakor) Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia Pertama

Kantor PT Pupuk Kujang, Cikampek, Jawa Barat

16-17 April 2014 Rapat

Koordinasi (Rakor)

Penyempurnaan Neraca Gas

Indonesia Ketiga

Hotel Hyatt, Bandung,

Jawa Barat

21Pendahuluan

23-24 Juni 2014 Rapat Koordinasi (Rakor) Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia Keempat

Hotel Santosa, Lombok, Nusa Tenggara Barat

21-22 Agustus 2014Rapat Koordinasi (Rakor) Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia Kelima

Hotel Sintesa Peninsula, Manado, Sulawesi Utara

2-3 Oktober 2014Rapat Koordinasi (Rakor

Penyempurnaan Neraca Gas Indonesia Keenam

Hotel Royal Ambarukmo, Yogyakarta

Pabrik gas pertama di Gang Ketapang, Batavia (Sekarang Jalan K.H. Zainul Arifin, Jakarta Pusat) yang pembangunannya selesai pada tahun 1864

Sumber: DokumentaSi C. Smith, halaman 9-97

BAB IISejarah Gas Bumi

di Indonesia


PengantarAdalah semburan gas yang menghentikan Aeliko Janszoon Zijlker melakukan

pengeboran minyak di Sumur Telaga Tiga yang berada di Pangkalan Brandan, Kabupaten Langkat, Provinsi Sumatera Utara. Kala itu, 17 November 1884, Zijlker baru mendapat 200 liter minyak bumi setelah melakukan pengeboran selama dua bulan. Keputusan menyetop pengeboran ini menjadi awal dari petualangan Zijlker berburu minyak di Pangkalan Brandan.

Tim Zijlker bergerak ke timur untuk mencari lokasi pengeboran minyak lainnya di area konsesi Zijlker yang membentang di wilayah pesisir Sei Lepan, Langkat. Adapun lokasi pengeboran kedua berada di Desa Telaga Said. Di sini, Zijlker mendapat tantangan berupa struktur tanah yang lebih keras dan susah dibor tapi tim ini terus membongkar bumi. Upaya keras ini membuahkan hasil gemilang. Saat pengeboran menyentuh kedalaman 22 meter dan sudah berjalan 48 jam, tim ini mengumpulkan 1.710 liter minyak.

Semangat Zijlker dan timnya mengebor semakin besar. Pada 15 Juni 1885, pengeboran sudah mencapai kedalaman 121 meter. Tiba-tiba, muncul semburan kuat gas, minyak mentah, dan material lainnya dari dalam perut bumi. Perjuangan Zijlker usai dan tinggal memanen hasil. Dalam perjalanannya sumur tersebut diberi nama Sumur Telaga Tunggal I. Semburan minyak dari Sumur Telaga Tunggal I ini menjadi keberhasilan pertama penambangan minyak di Indonesia. Hingga akhirnya sumur itu ditutup tahun 1934, jutaan barel minyak telah disedot keluar. Zijlker pun tercatat dalam Sejarah Pertambangan dan Industri Perminyakan Indonesia, sebagai penemu sumur minyak pertama dalam jumlah besar.

Kisah sukses pakar perkebunan tembakau yang banting setir menjadi pemburu minyak di Indonesia ini menjadi pengantar dalam mengulas sejarah gas bumi di Indonesia. Bicara gas tidak bisa lepas dari minyak. Gas bumi adalah hasil proses alami berupa hidrokarbon yang dalam tekanan dan temperatur atmosfer berupa fase gas yang diperoleh dari proses

25Sejarah Gas Bumi di Indonesia

penambangan minyak dan gas bumi. Sehingga, di mana ditemukan minyak, terdapat gas yang terperangkap walaupun jumlahnya tidak banyak. Gas seperti ini dikenal sebagai associated gas. Sebaliknya, sering juga ditemukan sumur gas yang menyimpan hidrokarbon sejenis minyak tetapi jumlahnya tidak signifikan (non-associated gas). Komponen gas bumi terpenting adalah metana, propan, butana, pentana dan heksana.

Awalnya, pemanfaatan gas bumi yang berasal dari sumur minyak umumnya sebagai energi untuk berbagai kegiatan di sekitar wilayah lapangan produksi minyak itu sendiri (own use). Pada waktu itu, kebutuhan akan gas bumi belum terlalu banyak sehingga nilai keekonomiannya tidak mampu memberikan keuntungan. Kala itu, banyak sumur gas bumi ditutup karena harga gas yang sangat murah. Selain itu, lantaran melihat gas itu mudah terbakar, banyak pemilik pengeboran dan pengilangan minyak sengaja membakar gas yang terperangkap dalam proses pengambilan minyak melalui cerobong (vent sack) atau dibuang ke atmosfer demi alasan keamanan.

Keberadaan gas sebagai energi yang diperhitungkan baru muncul pada awal dekade 1970. Kala itu, terjadi peningkatan pemanfaatan gas bumi tak semata own use di pengeboran atau pengilangan minyak. Lagi-lagi, kemunculan gas sebagai sumber energi ini tak lepas dari saudaranya dari perut bumi yang seringkali lahir bersamaan yaitu minyak bumi. Saat itu, minyak bumi sudah menjadi sumber energi utama di dunia. Walau ladang-ladang minyak terus bermunculan, kebutuhan dunia terhadap minyak bumi semakin tinggi.

Masalah terjadi ketika harga minyak seketika naik drastis. Penyebabnya adalah terjadinya perang di Timur Tengah pada 1973 antara negara-negara Arab dengan Israel. Sebelum perang berlangsung, harga minyak hanya USD 1,67 per barel. Ketika perang terjadi, harga meroket menjadi USD 11.70 per barel, sebagai akibat tindakan boikot negara-negara penghasil minyak yang tergabung dalam Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) yang sedang berkonflik dengan Israel.

Sejak saat itu, harga minyak menjadi seperti layang-layang yang bisa ditarik dan diulur semaunya. Pada tahun 1979, harga minyak telah menyentuh level USD 15,65 per barel. Setahun berselang, harga kembali melonjak menjadi USD 29,50 per barel dan terus naik hingga ke USD 35 per barel pada tahun 1981-1982. Tak pelak, harga minyak dunia yang terus membumbung tinggi membuat negara negara industri kewalahan. Krisis energi pun melanda. Kebutuhan terhadap minyak yang tinggi tidak diimbangi dengan ketersediaan minyak dengan harga yang rasional. Kondisi ini mengakibatkan negara-negara pembeli minyak mulai mencari energi alternatif. Salah satu pilihannya adalah gas.

Kebutuhan dari negara-negara industri untuk membeli energi alternatif berupa gas menjadi peluang bagi Indonesia. Dengan sigap, Indonesia mulai memproduksi Liquefied Natural Gas (LNG) dan Liquefied Petroleum Gas (LPG). Produksi disesuaikan dengan jumlah kebutuhan, baik untuk dalam negeri maupun tujuan ekspor. Dan jadilah Indonesia sebagai salah satu negara ekportir gas terbesar. Kawasan penghasil gas bumi terbesar di Indonesia untuk ekspor berada di Lhokseumawe, Aceh. Sumber gas bumi ini dikelola oleh PT Arun NGL Company. Gas alam telah diproduksikan sejak tahun 1979 dan diekspor ke Jepang dan Korea Selatan.


Gas Bumi di Era KolonialJauh sebelum pertambangan minyak dan gas dilakukan di Indonesia, penjajah Belanda

sudah menggunakan gas untuk beberapa kebutuhannya. Pada tahun 1859, berdirilah Firma I.J.NEindhoven& Co. Gravenhage yang kemudian diambil alih oleh Pemerintah Belanda dan diberi nama Nederlandsch Indische Gas Maatschappij (NV NIGM). Perusahaan ini membangun pabrik gas di Gang Ketapang (Batavia) untuk memproduksi dan mendistribusikan gas buatan atau gas kota. Gas semacam ini dihasilkan dari batubara dan minyak bakar untuk menerangi jalan-jalan di Batavia.

Dengan cepat, NIGM meraih kesuksesan di bidang usaha produksi dan distribusi gas buatan. Lantas, perusahaan ini mendapat konsesi untuk membangun pabrik sejenis di Surabaya dan Semarang. Tak cuma itu, NIGM kemudian memperluas wilayah pengusahaannya dengan memproduksi dan mendistribusikan gas kota di Bogor, Bandung, dan Makasar. Ekspansi NIGM terus berlanjut dengan pesat.

Padatahun 1905, NIGM mengakuisisi perusahaan listrik pertama di Batavia yaitu NV Nederlandsch Indische Electricitiets Maatschappij. Efek dari akuisisi ini menjadikan roda bisnis NIGM mulai berputar pada dua sektor sekaligus, yaitu gas dan listrik. Kelak di kemudian hari, perusahaan ini menjadi cikal bakal kelahiran dua perusahaan milik negara di bidang gas dan kelistrikan.

GamBar 1.3. Pabrik gaS makaSSar tahun 1937 yang terletak Di Jalan Sungai Cerekang, makaSSarSumber: SSWJ PiPeline, DeveloP unDeveloPable, Pgn the reliable energy ProviDer, Pgn, 2007


Gas Bumi di Era KemerdekaanBerakhirnya masa kolonialisasi Belanda dengan ditandai kemerdekaan Republik

Indonesia menjadi ujung dari kiprah NIGM. Pada 4 Oktober 1945, kaum pemuda mengambilalih perusahaan listrik dan gas di Jakarta ini. Aksi ini tak berhenti di sini dan disusul tindakan serupa di Surabaya, Semarang, Bandung, dan Medan. Pada akhir Oktober 1945, Pemerintah menetapkan Perusahaan Listrik dan Gas ini berada di bawah Departemen Pekerjaan Umum dengan nama Djawatan Listrik dan Gas.

Pada 3 Oktober 1953, pemerintah melakukan nasionalisasi terhadap perusahaan-perusahaan Belanda, termasuk perusahaan gas dan listriknya. Pada 23 Mei 1958, Pemerintah membentuk Penguasa Perusahaan Peralihan Listrik dan Gas untuk melakukan pengelolaan gas dan listrik di Indonesia. Badan tersebut kemudian beralih status menjadi Badan Pimpinan Umum Perusahaan Listrik Negara (BPU PLN) pada tahun 1961.

Pada tanggal 13 Mei 1965, berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 19 Tahun 1965, dilakukan pembubaran BPU PLN serta pendirian Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan Perusahaan Negara Gas (PN Gas). Tanggal 13 Mei tersebut kemudian ditetapkan sebagai Hari Jadi PN Gas. PN Gas merupakan perusahaan yang bergerak di bidang penyaluran empat jenis gas kepada para pengguna, yaitu gas bumi, gas batubara, gas minyak bumi, dan gas minyak.

GamBar 1.2 lukiSan Pabrik gaS Di Semarang tahun 1898 (kiri) Dan Pabrik gaS Di banDung tahun 1921 (kanan)Sumber: DokumentaSi Pgn


Selain pengalihan NV NIGM menjadi PLN dan PN Gas, pada masa awal kemerdekaan ini eksplorasi gas sudah berlangsung. Produksi gas ini berasal dari ladang gas alam PT Stanvac Indonesia di Pendopo, Sumatera Selatan. Perusahaan ini di masa berikutnya berubah menjadi PT Pertamina (Persero). Ladang gas ini memiliki cadangan gas non-associated yang besar dan ditemukan tahun 1958. Pada tahun 1961, hasil produksi gas dari ladang inidimanfaatkan secara komersial untuk memasok kebutuhan PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) 1 di Palembang melalui pipa. Momentum ini telah menjadi titik penting dari pengembangan usaha gas bumi di Indonesia.

Perkembangan pemanfaatan gas bumi di Indonesia mengalami peningkatan pesat sejak tahun 1974. Kala itu, Pertamina mulai memasok gas alam melalui pipa gas dari ladang gas di Prabumulih, Sumatera Selatan ke pabrik pupuk Pusri II, Pusri III dan Pusri IV di Palembang. Ini ditandai dengan tuntasnya pembangunan pipa gas dari Limau Barat ke Limau Timur dan Limau Timur ke Prabumulih dengan panjang total 18 km dan dari Prabumulih ke Palembang dengan total panjang 97 km. Pada tahun yang sama, Pertamina mulai mengalirkan gas ke pabrik pupuk PT Pusri IIA dalam kontrak 20 tahun dari 1974-1994. Selanjutnya pembangunan pipa transmisi ini telah mendorong pengembangan Industri pengguna gas di Sumatera Bagian Selatan seperti Pupuk, Listrik, Industri, dan PGN.

Pada tahun 1974, terjadi peningkatan penjualan gas bumi di Cirebon dengan pembangunan dan pengoperasian pipa sepanjang 62,5 km untuk menyalurkan gas bumi ke konsumen terbesar kala itu yaitu perusahaan batu kapur. Pemerintah kemudian mengubah pandangan tentang keberadaan gas kota dengan menerbitkan SK Menteri PUTL No. 11/KPTS/1975 tentang susunan organisasi dan tugas PN Gas. SK tersebut secara eksplisit

GamBar 1.4 StaSiun komPreSi gaS (Skg) Cilamaya, JaWa baratSumber: PertagaS


mencantumkan tugas PN Gas yang meliputi pelayanan gas buatan dan gas bumi. Setelah itu dimulailah kampanye produksi dan penyaluran gas bumi dengan skala yang lebih luas. Tercatat PN Gas kemudian mengembangkan penyaluran gas bumi di Jakarta pada tahun 1979, di Bogor pada tahun 1981.

Di Jawa Barat, pada waktu yang bersamaan, 1974, Pertamina juga memasok gas alam melalui pipa gas dari ladang gas alam di lepas pantai (off shore) laut Jawa dan kawasan Cirebon untuk pabrik pupuk dan industri menengah dan berat di kawasan Jawa Barat dan Cilegon Banten. Pipa gas ini membentang dari kawasan Cirebon menuju Cilegon, Banten memasok gas alam antara lain ke pabrik semen, pabrik pupuk, pabrik keramik, pabrik baja, dan pembangkit listrik tenaga gas dan uap.

Selain itu, PGN juga memperluas pembangunan pipa gas di tanah air. Pada tahun 1996, PGN membangun pipa transmisi gas Grissik-Duri untuk menyalurkan gas bumi dari lapangan Corridor Block Grissik (Sumatera Selatan) ke lapangan eksplorasi minyak bumi Duri (Riau) untuk steam flood. Proyek pembangunan ini selesai tahun 1998. Selanjutnya, PGN menambah wilayah penyaluran gas buminya dengan membangun jaringan distribusi di Surabaya pada tahun 1994 dan di Palembang pada tahun 1996.

kontur Jalur PiPa tranSmiSi kaDang berbukit-bukit Sebagian bentangan PiPa tranSmiSigriSSik-batam-Si ngaPura: merentang Di DaSar SamuDera Dan menem-buS bataS Wilayah negara

kegiatan konStrukSi PiPa tranSmiSi onshore kegiatan konStrukSi PiPa tranSmiSi offshore

gambar 1.5 Pembangunan PiPa tranSmiSi gaSSumber: SSWJ PiPeline, DeveloP unDeveloPable, Pgn the reliable energy ProviDer, Pgn, 2007


Sejarah Bisnis LNG dan CNGLNG merupakan salah satu bisnis penting yang dimiliki oleh Indonesia. Industri LNG

juga menjadi salah satu penyumbang devisa terbesar bagi Indonesia. Malah, Indonesia dikenal dunia sebagai salah satu negara produsen sekaligus eksportir LNG terbesar di dunia.

Bisnis LNG di Indonesia berawal dari ditemukannya cadangan gas bumi dalam jumlah yang sangat besar di dua area terpisah. Area pertama terletak di Lapangan Gas Arun, Aceh Utara, yang ditemukan oleh Mobil Oil Indonesia di akhir tahun 1971. Area kedua berada di Lapangan Gas Badak, Kalimantan Timur yang ditemukan oleh Huffco Inc (sekarang Vico Indonesia) di awal tahun 1972. Kedua perusahaan tersebut beroperasi di bawah Production Sharing Contracts (PSC) dengan Pertamina.

Pada saat itu, bisnis LNG belum banyak dikenal. Tercatat hanya ada empat kilang LNG di seluruh dunia pada saat itu dengan pengalaman pengoperasian tiga hingga empat tahun. Meski tanpa pengalaman sebelumnya di bidang LNG, Pertamina bersama Mobil Oil dan Huffco Inc. bersepakat untuk mengembangkan proyek LNG agar bisa mengekspor gas alam berbentuk cair dalam jumlah besar.

Berbekal optimisme dan ambisi yang kuat, Pertamina bersama Mobil Oil dan Huffco Inc bekerja keras untuk menjual proyek kepada dua konsumen LNG potensial, penyandang dana potensial, dan mitra potensial di seluruh dunia. Upaya tersebut akhirnya membuahkan

GamBar 1.6 kilang Pt arun ngl Di lhokSeumaWe, naDSumber: Pertamina


hasil dengan disepakatinya kontrak penjualan LNG terhadap lima perusahaan Jepang: Chubu Electric Co., Kansai Electric Power Co., Kyushu Electric Power Co., Nippon Steel Corp dan Osaka Gas Co. Ltd, pada tanggal 5 Desember 1973.

Kontrak yang kemudian dikenal sebagai The 1973 Contract itu berisi komitmen dari para pembeli untuk mengimpor LNG Indonesia selama 20 tahun. Pada saat kontrak diteken, kilang LNG belum selesai didirikan. Pada 26 November 1974, didirikanlah PT Badak NGL sebagai perusahaan yang bertugas mengoperasikan pabrik LNG Badak. Konstruksi kilang Badak dimulai pada saat itu juga dan selesai 36 bulan kemudian pada 5 Juli 1977 dengan diselesaikannya pembangunan train LNG pertama (Train A). Kilang pertama ini diresmikan pada tanggal 1 Agustus 1977. Tanggal 9 Agustus 1974 tercatat sebagai pengapalan LNG pertama ke Senboku, Jepang melalui kapal LNG Aquarius.

LNG Badak tercatat sebagai tonggak sejarah industri LNG Indonesia. PT Badak NGL, yang dikelola oleh Pertamina selama lebih dari 35 tahun, telah memberikan kontribusi

GamBar 1.7 kilang Pt baDak ngl Di bontang, kalimantan timurSumber: Pertamina


GamBar 1.8 Pengiriman lng Cargo ke PaSar

internaSionalSumber: Pertamina

yang cukup besar di perindustrian gas internasional. Saat ini, PT Badak NGL dikenal sebagai perusahaan operating organization profesional yang terpercaya dan dapat diandalkan.

Sementara, pada 16 Maret 1974, didirikanlah PT Arun NGL yang akan menjadi perusahaan operator kilang LNG Arun. Pembangunan enam unit pengolahan pencairan gas alam di kilang LNG Arun melalui beberapa tahapan. Unit pengolahan (train) 1, train 2, dan train 3 dibangun pada awal 1974 oleh Bechtel Inc dan baru selesai pada akhir 1978. Sementara train 4 dan train 5 dibangun pada Februari 1982 hingga akhir 1983.

Proyek Arun ketiga untuk membangun train 6 dimulai pada November 1984 hingga September 1986. Arun LNG diresmikan pada 19 September 1978 setelah berhasil mengekspor kondensat pertama ke Jepang pada 14 Oktober 1977. Pada tahun 1990, Arun tercatat sebagai produsen LNG terbesar di dunia dengan kapasitas produksi mencapai 1,5 juta ton per tahun.

Sejak pengiriman kargo LNG pertama dari kilang LNG Badak ke Jepang tahun


1977, Pertamina mengusahakan dan menjamin kelancaran penjualan LNG bagian negara dan PSC, menyelesaikan isu-isu marketing LNG, dan memastikan perolehan pendapatan yang optimum dari bisnis LNG Indonesia. Untuk itu, Pertamina melakukan negosiasi dan manajemen kontrak penjualan LNG, negosiasi harga LNG yang pada perjalanannya sering menjadi trendsetter penentu harga jual LNG dunia, dan mengelola revenue LNG pada trustee bank termasuk mengelola cost of sales dan memastikan distribusi net income LNG kepada negara dan PSC. Selain itu, Pertamina juga melakukan negosiasi kontrak kapal LNG termasuk manajemen transportasi LNG yang dilakukan oleh transporter kapal, merencanakan dan menjadwalkan pengiriman LNG melalui koordinasi dengan pembeli LNG, produser gas, kilang LNG, transporter LNG, dan surveyor.

Selain LNG Bontang dan LNG Arun, fasilitas pengolahan gas alam cair lainnya

GamBar 1.9 FaSilitaS lng tangguh Di PaPuaSumber: bP

GamBar 1.10 ProgreSS Proyek Donggi Senoro lng Plant, mei 2014

Sumber: Pertamina


adalah kilang LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat. Kilang ini menampung gas alam yang berasal dari beberapa blok di sekitar Teluk Bintuni, seperti Blok Berau, Blok Wiriagar dan Blok Muturi. Proyek LNG Tangguh mulai dibangun sesuai dengan persetujuan akhir dari pemerintah pada bulan Maret 2005.

Lima tahun setelah itu, LNG Tangguh mulai beroperasi. Saat ini, dua kilang pemrosesan LNG Tangguh memiliki kapasitas produksi 7,6 juta ton per tahun. Rencana pengembangan dengan penambahan kilang LNG ketiga (Train 3) pada kegiatan operasional yang sudah ada akan meningkatkan total kapasitas produksi menjadi 11,4 juta ton per tahun. Kilang LNG Tangguh merupakan kegiatan operasi LNG pertama di Indonesia yang memadukan kegiatan hulu dan hilir.

Fasilitas LNG lainnya adalah Proyek Donggi Senoro LNG (DSLNG) di Sulawesi Tengah. Fasilitas ini merupakan proyek kilang LNG yang dibangun untuk monetisasi lapangan gas di area Donggi, Matindok, dan Senoro. Pada Proyek DSLNG ini porsi kepemilikan Pertamina sebesar 29%.

Di sini, Pertamina ikut mendorong implementasi skema hilir LNG dengan terjadinya jual beli gas antara produsen gas (PT Pertamina EP dan JOB Pertamina-Medco Tomori Sulawesi) dengan pengelola kilang LNG (PT DSLNG) untuk menjamin monetisasi gas di sisi hulu. DSLNG merupakan proyek LNG pertama di Indonesia yang menganut model pengembangan usaha hilir, yaitu memisahkan kegiatan hulu pasokan bahan baku gas alam dari kegiatan hilir memroduksi LNG, berdasarkan Undang-undang Migas No.22/2001. Sebagai perusahann hilir, DSLNG membeli gas alam dari PT Pertamina EP (area Matindok) dan PT PHE Tomori Sulawesi, PT Medco E&P Tomori Sulawesi dan Tomori E&P Limited (UK) (Senoro field) sebagai pemasok gas alam untuk pabrik liquifikasi yang dimiliki DSLNG.

Sebagai langkah lanjutan dalam bisnis LNG dan untuk mendukung pemerintah guna pemenuhan kebutuhan energi nasional, Pertamina dan PGN membentuk PT Nusantara Regas untuk melakukan pembelian LNG dari kilang LNG Badak termasuk pengadaan kapal transportasi LNG serta mengoperasikan FSRU di Teluk Jakarta sejak tahun 2012 untuk memasok gas ke pembangkit listrik PLN di Muara Karang dan Tanjung Priok. Dalam perkembangannya, PT Nusantara Regas juga melakukan pembelian LNG secara multisource dari kilang LNG Tangguh untuk memenuhi kebutuhan gas tambahan PLN.

Sementara itu, dengan berakhirnya kontrak ekspor LNG dari kilang LNG Arun akibat menurunnya pasokan dari lapangan-lapangan gas sekitar, operasionalisasi kilang LNG Arun terpaksa berhenti. Karena itu, menjadi tugas Pertamina untuk mengelola aset kilang LNG Arun. Sebab, berhentinya operasionalisasi kilang LNG Arun berpotensi tidak terutilisasinya aset negara yang memiliki posisi strategis di Indonesia. Untuk memanfaatkan aset tersebut, Pertamina melakukan revitalisasi dan konversi kilang LNG Arun menjadi terminal penerima dan regasifikasi LNG darat pertama di Indonesia dengan kapasitas 400 mmscfd yang terintegrasi dengan pipa transmisi dari Arun hingga Belawan. Dengan investasi senilai lebih dari US$ 500 juta, integrasi fasilitas tersebut diharapkan dapat dimanfaatkan oleh industri pupuk, kelistrikan, dan industri di Aceh dan Sumatera Utara.


Sebagai terminal LNG penerima dan regasifikasi LNG yang berada di jalur strategis, Arun menjadi satu-satunya terminal yang dapat menerima kapal-kapal LNG berukuran hingga 177.000 m3 di Indonesia dengan kapasitas penyimpanan hingga 636.000 m3. LNG yang diterima dari kapal besar akan diregasifikasi kemudian didistribusikan ke seluruh pelosok nusantara, baik menggunakan pipa, maupun kapal-kapal LNG yang berukuran lebih kecil.

Pemanfaatan Gas BumiSecara garis besar, pemanfaatan gas bumi dibagi ke dalam tiga kelompok, Kelompok

pertama, gas bumi sebagai bahan bakar. Sebagai sumber energi, gas bumi digunakan sebagai bahan bakar pembangkit listrik tenaga gas atau uap, bahan bakar industry ringan, menengah, dan berat, bahan bakar kendaraan bermotor, hingga bahan bakar rumah tangga.

Kelompok kedua, gas bumi sebagai bahan baku. Selain sebagai sumber energi, gas bumi dimanfaatkan sebagai bahan baku beberapa produk seperti pupuk, petrikimia, methanol, dan plastik. Sementara, kelompok ketiga adalah gas bumi sebagai komoditas ekspor dalam bentuk LNG sebagaimana telah diterangkan di atas.

GrafiK 2.1 Perkembangan Penggunaan bahan bakar gaS PlnSumber: Pln


Pemanfaatan Gas Bumi sebagai Energia. Pemanfaatan gas bumi untuk tenaga listrik dan industri LainKeterkaitan bahan bakar gas dan kelistrikan sebenarnya amatlah erat. Ini terlihat dari

sejarah perusahaan gas pertama yang juga melayani bidang kelistrikan pada era penjajahan Belanda. Maklum, bahan bakar gas untuk tenaga listrik memiliki kelebihan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) ataupun batubara. Ketimbang BBM, pembangkit berbahan bakar gas lebih murah. Namun, dibandingkan batubara, pembangkit gas sebagaimana pembangkit BBM lebih responsif terhadap flutuasi beban listrik.

Untuk memenuhi kebutuhan pasokan listrik yang terus meningkat, PLN membutuhkan gas dalam skala sangat besar. Namun, untuk memperoleh bahan bakar gas sesuai rencana dan kebutuhan ternyata tidak mudah. PLN sebenarnya sudah membangun beberapa pembangkit gas untuk memenuhi kebutuhan pasokan listrik yang terus bertambah. Pembangkit listrik yang pertama kali menggunakan bahan bakar gas adalah Pembangkit Keramasan di Palembang, Sumatera Selatan yang mulai beroperasi pada tahun 1976 dengan memanfaatkan sisa gas untuk pupuk PUSRI yang dipasok oleh Pertamina.

Masalahnya, PLN seringkali mengalami kendala operasional di sisi pasokan gas bumi. Akibatnya, pembangkit gas yang sudah siap beroperasi masih belum memperoleh pasokan gas sesuai kebutuhan. Agar layanan kelistrikan tetap berjalan, PLN terpaksa melakukan substitusi pasokan gas dengan bahan bakar minyak (BBM).

Namun, solusi ini belum menyelesaikan persoalan karena memunculkan masalah lain. Komposisi BBM yang cukup tinggi dalam bauran energi dan terus meningkatnya harga

GamBar 1.11 FaSilitaS nCg Plant gratiSumber: Pln


BBM menyebabkan biaya pokok produksi (BPP) listrik menjadi tinggi. Untuk menurunkan BPP, penggunaan BBM di pembangkit listrik PLN harus dikurangi jumlahnya karena berpengaruh kepada biaya pokok produksi listrik yang pada akhirnya berdampak terhadap besarnya subsidi listrik yang mesti disediakan pemerintah.

Pengurangan konsumsi BBM dapat dilakukan apabila kebutuhan gas untuk sektor kelistrikan bisa dipenuhi secara kontinyu. Dengan tujuan agar dapat lebih fokus dalam mengeksekusi strategi peningkatan penyerapan pasokan gas, PLN membentuk divisi khusus yang menangani pasokan gas bernama Divisi Gas dan BBM yang dibentuk sejak tahun 2009. Saat ini, Divisi Gas dan BBM berada di bawah Direktorat Pengadaan dan Energi Primer. Divisi Gas dan BBM bertugas menangani pengelolaan dan pengendalian gas berdasarkan kontrak yang sudah ada. Artinya, divisi ini bertugas memastikan volume pasokan gas yang mengalir sesuai dengan perjanjian jual beli. Divisi ini juga menangani pengadaan gas untuk meningkatkan alokasi gas ke PLN dalam rangka memenuhi kebutuhan gas di pembangkit-pembangkit holding maupun anak perusahaan PLN.

Sebagaimana pembangkit BBM, pembangkit gas lebih responsif terhadap fluktuasi beban. Itulah sebabnya pembangkit batubara dioperasikan sebagai base load. Sementara pembangkit gas menjadi pemikul beban puncak dan load follower. Namun sementara ini, sebelum total daya terpasang pembangkit batubara mencukupi untuk memikul kebutuhan beban dasar atau pada daerah tertentu yang tidak dimungkinkan dibangun pembangkit batubara, maka pembangkit gas dimanfaatkan untuk memenuhi beban dasar.

Usaha pemanfaatan gas domestik untuk memasok pembangkit gas yang tersebar di seluruh Indonesia saat ini masih mengalami berbagai kendala. Pada umumnya, kendala yang dihadapi PLN adalah masalah keterbatasan infrastruktur pipa gas dan tidak terintegrasinya jaringan pipa yang mengakibatkan sumber gas yang terdapat pada suatu daerah tidak dapat disalurkan ke daerah lain yang membutuhkan. Mengatasi kendala ini, PLN mencoba untuk melakukan beberapa inisiatif penyaluran gas antara lain dengan menggunakan mekanisme swap.

Sebagai contoh sumber gas lapangan Sungai Kenawang Jambi Merang di daerah Jambi tidak dapat disalurkan ke Pulau Jawa untuk memenuhi kebutuhan gas di Muara Tawar. Penyebabnya, belum ada pipa yang menghubungkan lokasi Sungai Kenawang ke titik serah pipa South Sumatera West Java (SSWJ) milik PT Perusahaan Gas Negara (PGN) di Grissik. Selama ini, yang terhubung dengan pipa SSWJ adalah gas dari lapangan ConocoPhilips. Untuk itu, dilakukanlah mekanisme swap. Gas dari Jambi Merang ke Muara Tawar disalurkan ke Chevron yang merupakan pembeli gas Conoco Phillip. Sebagai gantinya, gas ConocoPhilips yang seharusnya dialirkan ke Chevron dialirkan ke Muara Tawar. Swap Gas dilaksanakan setelah seluruh aspek komersial dan legal disepakati.

Permasalahan lain yang dihadapi PLN dalam menyerap gas adalah fluktuasi beban pelanggan yang mengharuskan PLN menggunakan gas lebih banyak pada waktu beban puncak. Yang sering terjadi, pemasok gas tidak mampu memenuhi kebutuhan PLN dengan pola penyerapan yang mempunyai fluktuasi pemakaian tinggi (swing). Pada saat beban puncak (pagi sampai dengan malam), kebutuhan gas tinggi. Sedangkan di luar waktu


beban puncak (tengah malam sampai dini hari), kebutuhannya rendah. Apabila pola ini menggunakan gas dari pipa, instalasi pipa gas bisa rusak akibat vibrasi ketika volume sangat tinggi. Sumur gas juga bisa rusak ketika penyerapan sangat rendah.

Untuk mengatasi hal tersebut, maka digunakanlah teknologi Compressed Natural Gas (CNG). CNG adalah teknologi penyimpanan gas dengan memampatkannya pada tekanan tinggi sampai 250 bar. Dengan menggunakan teknologi ini, penyerapan gas pada pipa menjadi konstan. Gas hanya dikeluarkan pada saat beban puncak sehingga bisa menghasilkan listrik dengan daya lebih besar.

Saat ini, PLN sudah memiliki beberapa unit CNG yang sudah beroperasi. Pertama, CNG Plant Jakabaring berkapasitas 3 mmscfd. Unit CNG ini sudah beroperasi sejak Februari 2013 untuk unit peaker 60 MW. Kedua, CNG Plant Grati yang sudah beroperasi sejak Juli 2013. CNG Plant berkapasitas 15 mmscfd ini ditujukan untuk operasi penuh Grati CCPP (660 MW) saat beban puncak. Ketiga, CNG Plant Muara Tawar berkapasitas 25 mmscfd. Beroperasi sejak Januari 2014, unit CNG ditujukan untuk operasi penuh Muara Tawar CCPP (2000 MW) saat beban puncak.

Keempat, CNG Plant Duri yang beroperasi sejak Februari 2014. Unit CNG berkapasitas 5 mmscfd ini untuk unit peaker 100 MW. Kelima, CNG Plant Tambak Lorok berkapasitas 20 mmscfd. Beroperasi sejak April 2014, CNG Plant ini ditujukan untuk operasional PLTG Tambak Lorok Semarang. Keenam, CNG Marine ke Pulau Bintan berkapasitas 1,3 mmscfd yang memperoleh pasokan gas dari PLTG Panaran PLN Batam. Ketujuh, CNG Marine ke Pulau Bawean berkapasitas 0,35 mmscfd yang mendapat pasokan gas dari Gresik.

Selain CNG, PLN juga memanfaatkan LNG sebagai bahan bakar pembangkit. Adapun pasokan LNG yang sudah mengalir untuk PLN adalah LNG dari FSRU Jawa Barat yang dioperasikan oleh PT. Nusantara Regas mulai akhir tahun 2012. Pasokan LNG tersebut ditujuan untuk bahan bakar di Pembangkit Muara Karang dan Tanjung Priok yang tahun ini penyalurannya mencapai 26 kargo.

Sementara, pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar industry setidaknya dimulai pada setelah Pertamina selesai membangun pipa transmisi dari lapangan L Parigi hingga ke Cilegon. Pada tahun 1978, gas bumi yang mengalir melalui pipa transmisi tersebut mulai digunakan sebagai bahan bakar pembuatan baja di PT Krakatau Steel. Setalah itu, gas bumi juga mulai digunakan sebagai bahan bakar pembuatan semen di pabrik Semen Cibinong dan Indocement. Pada dekade berikutnya, gas bumi semakin banyak dimanfaatkan sebagai bahan bakar berbagai industri. Selain industri baja dan industry semen, industri lain yang menggunakan gas bumi sebagai bahan bakar adalah industri keramik, industri perakitan kendaraan, industri makanan, industri gelas, dan industri tekstil.

b. Pemanfaatan gas bumi untuk transportasi dan rumah tanggaPemanfaatan gas bumi untuk sektor transportasi di Indonesia bisa dikatakan cukup

terlambat. Saat ini, pengembangan gas bumi sebagai bahan bakar transportasi masih terus dalam tahap pengembangan. Sebetulnya, Pertamina sudah memperkenalkan CNG untuk bahan bakar kendaraan dengan brand Pertamina Envogas sejak tahun 1986. Malah, pada


saat itu, Pertamina selaku regulator sekaligus operator telah mengoperasikan staisun pengisian bahan bakar gas (SPBG) dari CNG.

Namun, pemanfaatan CNG sebagai bahan bakar kendaraan tidak segera masif. Pengembangan dan pengoprasian SPBG juga relatif lambat. Penyebabnya, pembangunan SPBG dianggap tidak layak secara ekonomi lantaran harga bahan bakar gas (BBG) terlalu rendah.

Pengembangan pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar sektor transportasi baru mulai menggeliat setelah pemerintah mencanangkan program konversi bahan bakar minyak (BBM) ke BBG setidaknya pada tahun 2012 lalu. Dengan adanya program ini, baik PGN maupun Pertamina mulai membangun SPBG di berbagai daerah.

Sementara, pemanfaatan gas bumi untuk rumah tangga juga relatif baru. Meski jaringan gas kota untuk konsumen rumah tangga sudah ada sejak zaman kolonial, baru pada tahun 2009 pemerintah dengan menggandeng PGN dan Pertamina membangun jaringan gas rumah tangga di berbagai kota.

Pemanfaatan Gas Bumi sebagai Bahan Bakua. Pemanfaatan gas bumi untuk industri pupuk dan petrokimiaIndustri pupuk dam petrokimia tercatat sebagai sektor industri di Indonesia yang

pertama kali menggunakan gas bumi sebagai bahan baku. Pemanfaatan gas bumi sebagai bahan baku industri pupuk tidak lepas dari penemuan cadangan besar gas di Sumatera Selatan pada tahun 1958 oleh Pertamina. Pada tahun 1961, produksi gas alam dari lapangan gas PT Stanvac Indonesia di Pendopo, Sumatera Selatan, mulai dikirim melalui pipa ke pabrik pupuk PT Pupuk Sriwidjaja (Pusri) IA di Palembang.

Satu dekade kemudian, perkembangan pemanfaatan gas bumi meningkat pesat. Pertamina pada tahun 1970-an mulai memasok gas bumi dari lapangan gas di Prabumulih, Sumatera Selatan, ke pabrik pupuk Pusri II, Pusri III, dan Pusri IV di Palembang. Setelah itu, pemanfaatan gas bumi sebagai bahan baku semakin pupuk dan petrokimia semakin meluas.

b. Pemanfaatan gas bumi untuk industri lainnyaGas bumi tidak hanya dimanfaatkan sebagai bahan baku industri pupuk dan petrokimia.

Industri lain juga memakai gas bumi sebagai bahan baku. Industri tersebut antara lain industri metanol, industri plastik, dan sebagai bahan baku industri lain seperti industri besi tuang, pengelasan, dan bahan pemadam api ringan.

BAB IIINeraca Gas Bumi

Indonesia


Sebaran Cadangan Gas BumiIndonesia sudah ternama sebagai salah satu negara pengekspor gas di dunia sejak ta-

hun 1970an. Namun, kita semua menyadari gas adalah energi tak terbarukan yang suatu saat bisa habis tak tersisa. Sebagaimana halnya komoditas minyak bumi, posisi Indonesia saat ini adalah negara pengimpor minyak sejak tahun 2003. Kondisi ini bisa juga terjadi pada komoditas gas di Indonesia.

Tahun Gas (MBOEPD) Gas (MMsCFD)

2000 1,157 6,4982001 1,12 6,2892002 1,381 7,7522003 1,437 8,072004 1,422 7,9862005 1,393 7,8232006 1,364 7,662007 1,297 7,2832008 1,329 7,462009 1,418 7,9622010 1,577 8,8572011 1,499 8,4152012 1,458 8,1672013 1,228 6,897

TaBel 3.1 Data ProDukSi gaS bumi inDoneSiaSumber: Skk migaS

43Neraca Gas Indonesia

Pada buku ini, dengan asumsi tidak terdapat tambahan volume gas yang diekspor dan kebutuhan domestik flat sebesar 4.549 BBTUD, pasokan gas Indonesia dari existing supply diperkirakan akan mengalami defisit di tahun 2019. Namun, dengan adanya proyek-proyek pengembangan lapangan gas (project supply dan potential supply) yang sedang dilaksana-kan, maka pemenuhan kebutuhan domestik dapat dipertahankan hingga tahun 2027.

Adapun kebutuhan LNG domestik akan mengalami kekurangan pasokan mulai tahun 2020. Dengan pengalokasian seluruh volume gas dari pengembangan Lapangan Abadi Masela ke pasar domestik, maka kebutuhan pasokan LNG untuk domestik dapat terpenuhi hingga tahun 2030.

Untuk mencapai target Dewan Energi Nasional (DEN) dalam Pemenuhan Kebutuhan Energi Nasional pada tahun 2025 sebesar 8.249 BBTUD atau 20% Bauran Energi Nasional, masih diperlukan tambahan pasokan gas sebesar 3.000 BBTUD. Dalam upaya memenuhi kekurangan Dukungan pemerintah ini memiliki arti penting. Upaya Pengembangan Te-muan Eksplorasi untuk menjadi Cadangan Gas Komersial memerlukan campur tangan pemerintah berupa, penyelesaian terhadap permasalahan perijinan lokasi dan tumpang tindih lahan, permasalahan perpajakan masa eksplorasi, permasalahan menyangkut aspek-aspek sosial, dan keseriusan dalam menjadikan program sektor minyak dan gas menjadi joint key performance indicator dengan kementerian terkait.

rEGIon tahun 2020 tahun 2028NanggroeAcehDarussalam 136 5,9SumateraBagianUtara 48,6 2,4KepulauanRiau (265,4) (117,5)SumateraBagianTengahdanSelatan 348,7 383,8JawaBagianBarat 815 196,9JawaBagianTengah 195,1 0JawaBagianTimurdanBali 410,1 228,1KalimantanBagianTimur 1.238,4 137SulawesiBagianSelatan 10,1 (38)SulawesiBagianTengah 42,3 0Papua 979,6 917,2MalukuBagianSelatan 400 400total 4.358,9 2.115.8

tabel 3.2 net balanCe neraCa gaS inDoneSia tahun 2020 Dan 2028Sumber: DitJen migaS kementerian eSDm


Tak hanya itu, pemerintah juga perlu memiliki strategi dalam mendistribusikan gas. Seperti tampak pada Tabel 3.2., total net balance Neraca Gas Indonesia tahun 2020 dan 2028 tercatat mengalami surplus dalam jumlah yang sangat besar. Namun, data itu juga menun-jukkan persebaran lokasi gas yang terpencar-pencar.Kantong-kantong utama pemasok gas tahun 2020 dan 2028 nanti berada di daerah-daerah yang berjauhan dan terpencil.Untuk itu diperlukan upaya yang sistematis dalam menyalurkan gas dari lokasi pasokan ke daerah-daerah yang membutuhkan.

Satu catatan penting dalam bab ini adalah penghitungan Neraca Gas Bumi Indonesia ini mengacu pada angka cadangan gas bumi konvensional. Disebut gas bumi konvensional karena gas tersebut berasal dari sumur gas bumi non-associated yang lazim dikenal selama ini. Selain itu, industri minyak dan gas juga mengenal minyak dan gas non-konvensional sebagai salah satu sumber energi baru. Beberapa produk minyak non-konvensional adalah Heavy Oil, Shale Oil, dan Oil Sands. Adapun kelompok gas non-konvensional antara lain gas metana batubara atau Coal Bed Methane (CBM), Tight Gas Sands, Shale Gas, dan Hydrates Gas.

Yang menarik, meski mendapat sebutan non-konvensional, minyak dan gas ini tetap merupakan produk alam. Namun, yang membuat hidrokarbon ini berbeda, di antaranya, adalah posisi keberadaannya di dalam perut bumi. Untuk selanjutnya, bagian ini akan se-cara khusus membahas tentang keberadaan gas non-konvensional dan angka cadangannya.

Secara geologis, gas non-konvensional masih terbentuk dan terjebak di batuan asalnya. Sedangkan gas konvensional itu sudah bermigrasi dari batuan asal dan berada di lapisan batuan sedimen. Letak sumber daya non-konvensional ini biasalnya lebih dalam dari hi-drokarbon konvensional. Sebagai pengecualian, keberadaan CBM yang biasanya lebih dan-gkal dari hidrokarbon non-konvensional.

Beberapa literatur dan pakar menyatakan, dari sisi jumlahnya, gas non-konvensional memiliki potensi sumber daya yang lebih banyak dari gas konvensional. Namun, untuk mendapatkan dan memproduksi gas non-konvensional ini diperlukan teknologi tinggi dan biaya yang lebih mahal secara ekonomis. Ini menjadikan tantangan dalam proses eksplorasi dan eksploitasi gas non-konvensional berupa tantangan teknologi, finansial, dan sumber daya pendukung lain.

Negara yang menjadi pelopor dalam perburuan gas non-konvensional adalah Ameri-ka Serikat (AS). Pada tahun 2000, kontribusi produksi shale gas hanya 1 persen dari total produksi gas alam AS. Satu dasawarsa berselang, kontribusi shale gas sudah lebih dari 20 persen. Diperkirakan, pada tahun 2035 nanti, sekitar 46 persen pasokan gas bumi AS akan berasal dari shale gas. Dampak positif adanya tambahan pasokan shale gas adalah penu-runan harga gas secara tajam di AS. Semakin menarik lagi, beberapa analis memprediksi, shale gas akan sangat memperluas pasokan energi di seluruh dunia. Beberapa negara yang memiliki cadangan gas non-konvensional terbesar di dunia adalah China, Rusia, Amerika. Indonesia termasuk dalam kelompok 10 besar negara dengan cadangan gas non-konven-sional terbesar di dunia.

Posisi ini menjadikan Indonesia mulai bergerak untuk mengembangkan gas non-kon-vensional berupa CBM dan shale gas. Potensi shale gas Indonesia diperkirakan sekitar 574


graFik 3.1 CaDangan gaS inDoneSia terkiniSumber: kementerian eSDm

TSCF. Lebih besar jika dibandingkan CBM yang sekitar 453,3 TSCF dan gas bumi 334,5 TSCF. Paling tidak, dalam satu dasawarsa terakhir, upaya persiapan dalam memanfaatkan gas non-konvensional sudah mulai dilakukan.

Menyitir data Geology Agency, pada tahun 2010 mereka telah mengidentifikasi ke-beradaan 14 cekungan di Indonesia yang mengandung shale gas dan satu berbentuk kla-safet formation. Sumatera memiliki cekungan terbanyak yaitu tiga cekungan, yang diberi nama Baong Shale, Telisa Shale, dan Gumai Shale. Pulau Jawa dan Kalimantan masing-masing memiliki dua cekungan shale gas. Adapun potensi shale gas berbentuk klasafet formation berada di Papua.

Shale gas adalah gas yang diperoleh dari serpihan batuan shale atau tempat terben-tuknya gas bumi. Proses yang diperlukan untuk mengubah batuan shale menjadi gas, seki-tar 5 tahun. Pengembangan shale gas diatur dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 05 Tahun 2012 tentang Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Non Konvensional. Hingga kini, baru ada satu kontrak kerjasama (KKS) atau produc-tion sharing contract (PSC) dengan PT Pertamina Hulu Energi yang ditandatangani pada 15 Mei 2013.

Pada 23 Mei 2014, pemerintah menawarkan enam wilayah kerja (WK) shale gas melalui tender reguler dan penawaran langsung atau joint study. Blok migas non konvensional (MNK) yang ditawarkan melalui mekanisme tender reguler adalah MNK North Tarakan, Provinsi Kalimantan Utara, MNK Kutai, Provinsi Kalimantan Timur, MNK Shinta, Provinsi Kalimantan Selatan. Sedangkan 3 blok yang ditawarkan melalui penawaran langsung atau joint study adalah MNK Sakakemang, Provinsi Sumatera Selatan, MNK Palmerah, Provinsi


Sumatera Selatan dan Jambi, dan MNK Selat Panjang, Provinsi Riau.Sedangkan CBM adalah gas alam dengan dominan gas metana dan disertai sedikit

hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon dalam batu bara hasil dari beberapa proses kimia dan fisika. Konsultan energi Advance Resources International menyatakan, pada ta-hun 2003, Indonesia memiliki 11 cekungan CBM. Hingga Mei 2013 tercatat telah terjadi penandatanganan 54 KKS untuk CBM.

CentralSumatra 52,50Ombilih 0,50SouthSumatra 183,00Bengkulu 3,60Jatibarang 0,80NorthTarakan 17,50Berau 8,40Kutai 80,40Barito 101,60Pasir/Asem 3,00SouthwestSulawesi 2,00total 453,30

tabel 3.3 PotenSi Cbm Di inDoneSia (Dalam tSCF)Sumber: aDvanCe reSourCeS international

Cara penambangan CBM mengharuskan adanya rekayasa reservoir CBM terlebih dahu-lu sebelum diproduksi. Proses rekayasa batubara sebagai reservoir ini untuk mendapatkan ruang yang cukup sebagai jalan keluar gas. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) untuk mengubah kesetimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batubara akan keluar dari matriks batubaranya.

Gas metana kemudian akan mengalir melalui rekahan batu bara (cleat) dan akhirnya keluar menuju lobang sumur. Puncak produksi CBM bervariasi antara dua sampai tujuh ta-hun. Para pakar memprediksikan periode penurunan produksi (decline) lebih lambat dari gas alam konvensional.

Metodologi Perhitungan Pasokan dan KebutuhanUntuk pertama kali, Neraca Gas Indonesia diluncurkan pada tahun 2007. Kehadiran

neraca tersebut penting untuk memperhitungkan dengan tepat kebutuhan gas secara pasti baik untuk dalam negeri maupun ekspor hingga keperluan gas untuk energi dan bahan baku. Pada neraca pertama berisi angka pasokan dan kebutuhan gas tahun 2007 dan proyeksi tahunan hingga tahun 2015.Pada 2009, otoritas hulu minyak dan gas saat itu,


Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (BP Migas) membuat proyeksi produksi gas hingga tahun 2050.

Kemudian setiap tahun, pemerintah, dalam hal ini Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, selalu memperbarui data-data yang tercantum dalam Neraca Gas.Dalam s etiap pembaruan neraca gas ada penambahan pasokan gas dari lapangan-lapangan gas baru, penyesuaian terhadap angka gas delivery dari masing-masing lapangan, dan kemungkinan tambahan suplai gas dari lapangan gas methana batubara (coal bed methane, CBM). Pemutakhiran data neraca gas ini diharapkan dapat memberikan gambaran yang lebih jelas sesuai dengan keadaan serta dapat dijadikan acuan rencana pengembangan bisnis dan penetapan kebijakan.

Keberadaan Neraca Gas Indonesia ini menjadi dasar penyusunan Kebijakan Gas yang dibuat pemerintah.Kebijakan gas ini untuk memastikan penyediaan energi bagi masyarakat yang menggerakkan dan menumbuhkan perekonomian.Inilah yang menjadi dasar dilakukannya penyempurnaan neraca gas. Paling tidak, ada lima hal utama yaitu pasokan, kebutuhan, infrastruktur, aturan hukum yang menunjang, dan kebijakan harga. Kelima hal tersebut nantinya akan disusun secara terintegrasi.

Arti penting keberadaan Neraca Gas Indonesia ini untuk memetakan permasalahan yang terjadi berupa ketidakseimbangan pasokan dan kebutuhan (supply and demand) gas. Terkait pasokan, neraca gas memaparkan daerah-daerah yang memiliki sumber gas, baik konvensional maupun non konvensional, dan termasuk status pengembangannya. Sementara untuk kebutuhan, akan dilakukan pemetaan kebutuhan dari seluruh Indonesia, baik gas untuk kebutuhan rumah tangga, industri, maupun transportasi.

Kendala ketidakseimbangan pasokan dan kebutuhan ini tak semata lantaran produksi yang berlimpah atau kebutuhan yang minim, dan sebaliknya. Ketidakseimbangan juga terjadi lantaran keterbatasan infrastruktur penyaluran gas. Pemindahan gas tidak dapat dilakukan dengan mudah karena memerlukan terminal penerima dan jalur pipa sehingga dekat dengan konsumen atau industri.

Permasalahan lainnya adalah soal harga yang belum cocok antara produsen dengan industri sebagai konsumen.Pemerintah tidak ingin produsen terbebani sehingga mengalami kerugian. Pada akhirnya, pemerintah harus memberikan subsidi yang justru menambah masalah. Ada lagi persoalan seputar harga gas yaitu bervariasinya penetapan harga gas dari tiap kantong produksi gas.Harga gas yang bervariasi ini berlaku untuk penjualan gas dalam negeri dan keluar negeri.

Yang tidak kalah penting, Kebijakan Gas yang baru tidak akan bisa berjalan tanpa perubahan peraturan atau penyediaan peraturan baru. Beberapa peraturan yang me-merlukan perubahan di antaranya Peraturan Menteri ESDM Nomor 19 Tahun 2009 tentang Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa dan Peraturan Menteri ESDM Nomor 3 Tahun 2010 tentang Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi untuk Kebutuhan Dalam Negeri.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) telah mengelompokkan pa sokan dan kebutuhan gas nasional 2014-2030 dalam 12 region. Pengelompokan tersebut di dasarkan pada adanya sumber gas serta letak konsumen gas. Neraca gas 2014-2030 telah me masukan


juga potensi gas dari pengembangan CBM. Adapun ke-12 region tersebut adalah Nanggroe Aceh Darussalam, Sumatra Bagian Utara, Sumatra Bagian Selatan & Tengah, Ke pulauan Riau, Jawa Bagian Barat, Jawa Bagian Tengah, Jawa Bagian Timur, Kalimantan Bagian Timur, Sulawesi Bagian Selatan dan Sulawesi Bagian Tengah, Papua, dan Maluku Bagian Selatan.

Ada beberapa cara yang dipakai pada penghitungan pasokan (supply) dan kebutuhan (demand) dalam penyusunan Neraca Gas Indonesia 2014-2030. Penggunaan metodologi berikut ini untuk mengupayakan akurasi jumlah pasokan dan kebutuhan gas saat ini dan proyeksi untuk tahun-tahun selanjutnya.

Metodologi Perhitungan Pasokan (Supply)Dalam menentukan angka pasokan (supply), Buku Neraca Gas Indonesia ini menghitung

jumlah gas yang dapat dikomersialisasikan (saleable gas).Penghitungan ini menjadikan angka yang berbeda dengan angka produksi gas bumi. Pasokan gas dalam Neraca Gas Indonesia juga tidak memperhitungkan angka own used di lapangan gas dan technical flare gas. Adapun flare gas yang secara teknis dapat dikomersialisasikan telah diperhitungkan dalam Neraca Gas Indonesia, namun sudah memperhitungkan own used di kilang LNG.

Perhitungan pasokan gas bumi didasarkan kepada rencana pengembangan lapangan (Plan of Development, PoD) dari masing-masing Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang dievaluasi secara berkala.Besaran angka pasokan yang digunakan pada Neraca Gas Indonesia ini adalah data per- 31 Maret 2013.Di sini, pasokan gas bumi dibagi menjadi tiga kategori (existing, project, dan potential supply) yang dibagi berdasarkan status rencana pengembangan lapangan.n Pasokan gas existing adalah perkiraan volume gas bumi yang mampu dipasok dan

dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang sedang berproduksi (on stream). Besaran pasokan gas existing sesuai dengan angka pada PoD, maupun revisinya, dan evaluasinya disetujui melalui Work Program and Budget (WP&B).

n Pasokan gas project terdiri dari:a. Project Supply On Going adalah perkiraan volume gas bumi yang mampu dipasok

dan dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang rencana pengembangan lapangannya (Plan of Development-PoD) sudah disetujui dan siap berproduksi atau yang fasilitas produksinya sedang dibangun.

b. Project Supply Confirmed adalah perkiraan volume gas bumi yang mampu dipasok dan dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang rencana pengembangan lapangannya (PoD) sedang dalam proses persetujuan.

c. Project Supply Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) adalah perkiraan volume gas bumi yang mampu dipasok dan dialirkan dari Unit Penyimpanan dan Regasifikasi (Storage and Regasification Unit) yang telah mendapatkan kepastian pasokan.

n Pasokan gas potensial merupakan pasokan gas yang PoD-nya belum diajukan oleh KKKS namun telah terindikasi memiliki cadangan terbukti yang diperkirakan ekonomis untuk diproduksikan.


n Perkiraan Temuan Eksplorasi adalah perkiraan penemuan cadangan yang diprediksi berdasarkan analisa statistik hubungan antara data jumlah sumur yang telah dibor dengan jumlah cadangan gas yang telah ditemukan di suatu cekungan, sehingga cadangan tersebut tidak direkomendasikan untuk dikomersialkan karena masih memiliki ketidakpastian yang sangat tinggi.

Metodologi Perhitungan Kebutuhan (Demand)Angka kebutuhan gas bumi dalam Neraca Gas Bumi Indonesia dibagi ke dalam

beberapa kategori kebutuhan berdasarkan sektor, di antaranya peningkatan produksi minyak dan gas bumi Nasional serta own used kilang LNG, industri pupuk, penyediaan tenaga listrik, industri lainnya, gas rumah tangga dan Bahan Bakar Gas (BBG) transportasi, dan tahapan status perjanjiannya (contracted, committed dan potential).

Contracted demand merupakan volume kebutuhan (demand) gas bumi berdasarkan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) atau Gas Supply Agreement (GSA). Adapun committed demand merupakan volume kebutuhan gas bumi berdasarkan kapasitas infrastruktur terpasang yang belum dapat dipenuhi karena belum memiliki PJBG/GSA, dan volume kebutuhan gas bumi berdasarkan Heads of Agreement (HoA). Sedangkan potential demand dihitung berdasarkan angka pertumbuhan kebutuhan energi dan porsi gas bumi dalam Kebijakan Energi Nasional sebesar 32% pada tahun 2025.

Angka kebutuhan gas untuk peningkatan produksi minyak bumi dan own used dihitung berdasarkan kebutuhan gas bumi dari KKKS penghasil minyak bumi dan own used kilang LNG sesuai dengan profil perkiraan produksi sampai dengan tahun 2028. Angka kebutuhan gas untuk industri pupuk dan industri lain diperoleh dari hasil koordinasi bersama dengan Kementerian Perindustrian, asosiasi pengguna gas bumi dan PT Pupuk Indonesia.

Kebutuhan sektor industri telah memperhitungkan pengembangan industri sampai dengan tahun 2028.Angka penyediaan tenaga listrik dihitung berdasarkan Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL).Angka kebutuhan gas untuk gas rumah tangga dan BBG transportasi dihitung berdasarkan rencana perkiraan kebutuhan gas untuk sektor tersebut berdasarkan kebijakan Pemerintah.

Kebutuhan Gas Sesuai KENKebutuhan energi nasional sampai dengan tahun 2050 didapat dengan memproyeksikan

kebutuhan energi dalam periode waktu tertentu dengan memperhitungkan parameter-parameter yang berpengaruh serta asumsi yang digunakan. Dalam membuat proyeksi kebutuhan energi sampai dengan tahun 2050, parameter utama yang digunakan adalah pertumbuhan ekonomi dan pertumbuhan penduduk.

Proyeksi kebutuhan energi juga memperhitungkan potensi penghematan penggunaan energi di masa mendatang baik di sisi pemanfaatan (demand side) maupun di sisi penyediaan energi (supply side) sebagai akibat dari kemajuan teknologi efisiensi (mesin/peralatan energi) dan tumbuhnya kesadaran masyarakat untuk melakukan penghematan energi. Kebutuhan energi sampai dengan tahun 2050 disusun dengan memproyeksikan


Indonesia akan menjadi sebuah kekuatan ekonomi baru (emerging economy) pada tahun 2025 dan menjadi Negara Maju Baru pada tahun 2050.

Asumsi pertumbuhan ekonomi rata-rata selama periode proyeksi sampai dengan tahun 2025 sebesar 7,7% per tahun dan sampai dengan tahun 2050 sebesar 7% per tahun, sedangkan pertumbuhan penduduk rata-rata sebesar 0,9% per tahun sampai tahun 2025 sehingga pada tahun 2025 jumlah penduduk Indonesia diperkirakan mencapai 271 juta jiwa, dan tumbuh sebesar 0,5% per tahun sampai tahun 2050, sehingga pada tahun 2050 jumlah penduduk Indonesia diperkirakan mencapai 307 juta jiwa.

Berdasarkan asumsi pertumbuhan ekonomi dan pertumbuhan penduduk tersebut di atas, diproyeksikan kebutuhan energi sampai dengan tahun 2050 yang meliputi kebutuhan listrik, kebutuhan energi final yaitu energi yang dibutuhkan/dikonsumsi langsung oleh pengguna akhir, dan kebutuhan energi primer yaitu energi yang belum mengalami proses pengolahan lebih lanjut.

Gas bumi dalam Kebijakan Energi Nasional sampai dengan 2050 dioptimalkan pemanfaatannya dan diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan energi baik sebagai bahan bakar maupun sebagai bahan baku industri. Pemanfaatan gas bumi diprioritaskan untuk pemenuhan kebutuhan industri, pembangkit listrik, rumah tangga (city gas) dan transportasi serta diutamakan untuk pemanfaatan yang memiliki nilai tambah yang paling tinggi.

2015 2020 2025 2030 2040 2050GaSShare 22% 22% 22% 23% 24% 24%Volume(MTOE) 47 64 84 110 178 235Volume(TCF) 1,84 2,51 3,29 4,31 6,98 9,21AAGR(%) 6% 7% 5% 5% 3%

tabel 3.4 kebutuhan minyak, gaS Dan batubara Di Dalam energi mix menuJu 2050Sumber: ken

Dalam proyeksi kebutuhan gas bumi sesuai dengan Kebijakan Energi Nasional s.d 2050 tumbuh dari 1,84 TCF pada tahun 2015 menjadi 3,29 TCF pada tahun 2025 dan menjadi 9,21 TCF pada tahun 2050. Pertumbuhan rata-rata kebutuhan gas bumi dari tahun 2015-2020 adalah 6% per tahun, tahun 2020-2025 adalah 7% per tahun, tahun 2025-2030 adalah 5% per tahun, tahun 2030-2040 adalah 5% per tahun dan tahun 2040-2050 adalah 3% per tahun.

Kebutuhan gas bumi mengalami peningkatan yang cukup signifikan dalam periode 2015-2025 (6-7% per tahun), dikarenakan gas bumi dalam periode tersebut, dioptimalkan penggunaannya di dalam negeri baik sebagai bahan bakar maupun bahan baku industri untuk menciptakan nilai tambah yang tinggi di dalam negeri serta sebagai jembatan untuk mempersiapkan penggunaan teknologi yang lebih bersih seperti energi baru dan terbarukan.


gam

bar

3.2

n

eraC

a g

aS in

Do

neS

ia P

erio

De

2014

2

030

Sum

ber

: Sk

k m

igaS


Pada periode 2025-2050 kebutuhan gas bumi mengalami perlambatan pertumbuhan dikarenakan dalam periode tersebut, diharapkan energi baru dan terbarukan telah mulai memiliki peran dalam pemenuhan kebutuhan energi terutama untuk sector kelistrikan dan transportasi, sedangkan gas bumi diprioritaskan untuk pemenuhan kebutuhan energi yang memberikan penciptaan nilai tambah lebih tinggi terutama sektor industri.

Jumlah Pasokan dan Kebutuhan Gas IndonesiaKementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyakini kalau potensi

cadangan gas Indonesia masih bisa bertahan 59 tahun lagi. Dengan cadangan gas mencapai 170 TSCF dan produksi per tahun mencapai 2,87 TSCF. Perkiraan potensi tersebut didasarkan pada status tahun 2008, dengan komposisi tersebut Indonesia memiliki reserve to production (R/P) mencapai 59 tahun.

Namun, keyakinan ini tentu tidak bisa memberi kepastian tingkat produksi gas tersebut bisa memenuhi kebutuhan. Pada 2014, tercatat total pasokan gas Indonesia mencapai 6.970 million standard cubic feet per day (MMSCFD). Angka ini berasal dari pasokan existing sebesar 6.764 MMSCFD dan pasokan project 206 MMSCFD. Tahun berikutnya, pasokan existing mengalami penurunan 106 MMSCFD menjadi 6.658 MMSCFD dan pasokan project meningkat 704 MMSCFD menjadi 910 MMSCFD. Pada 2015 terdapat pasokan potensial senilai 1 MMSCFD sehingga total pasokan gas sebesar 7.569 MMSCFD.

Melihat dari sisi kebutuhan, tercatat total demand gas tahun 2014 mencapai 9.494 MMSCFD yang terdiri dari domestic contracted sebesar 4.549 MMSCFD, ekspor contracted 3.409 MMSCFD, domestik committed 1.346 MMSCFD, ekspor committed 156 MMSCD, dan potential demand 34 MMSCFD. Untuk tahun 2015, demand gas keseluruhan mencapai 9.613 MMSCFD. Angka ini berasal dari domestic contracted sebesar 4.624 MMSCFD, ekspor contracted 2.711 MMSCFD, domestik committed 1.863 MMSCFD, ekspor committed 195 MMSCD, dan potential demand 220 MMSCFD.

Dari gambaran pasokan dan kebutuhan gas tahun 2014 dan 2015 ini terlihat adanya selisih yang cukup tajam. Pada 2014 tercatat selisih pasokan dan kebutuhan gas mencapai 2.524 MMSCFD. Angka selisih ini turun pada 2015 menjadi 2.044 MMSCFD lantaran penurunan kebutuhan ekspor contracted.

Potret pasokan dan kebutuhan gas lima tahun yang akan datang masih diwarnai tingkat defisit yang tetap tinggi. Selisih pasokan dan kebutuhan gas tahun 2019 diperkirakan mencapai 2.108 MMSCFD. Namun, angka selisih ini melonjak menjadi 2.980 MMSCFD pada tahun 2020. Angka selisih yang terus membesar ini lantaran jumlah pasokan existing yang terus me nurun. Pada 2019 tercatat jumlah pasokan existing sebesar 4.476 MMSCFD atau meng alami penurunan sekitar 33% dari pasokan existing tahun 2014. Pasokan gas keseluruhan pada 2019 ditopang oleh kenaikan pasokan project dari 206 MMSCFD pada 2014 menjadi 3.910 MMSCFD. Ada pula sokongan dari pasokan potential sebanyak 59 MMSCFD yang menjadikan pasokan gas secara keseluruhan pada tahun 2019 sebesar 8.445 MMSCFD.

Pasokan gas tahun 2020 memiliki tanda penting berupa jumlah pasokan project lebih besar dari pasokan existing untuk pertama kalinya. Pada 2020, pasokan project mencapai 4.084


Gam

Bar

3.4

Peta

ner

aCa

gaS

bu

mi i

nD

on

eSia

Per

ioD

e 20

13

202

8 (e

xist

ing

su

pply

+ p

ro

jec

t su

pply

vs

co

ntr

acte

d d

eman

d)

Sum

Ber:

Sk

k m

igaS

Gris

sik

TH

AIL

AN

DL

AO

S

CA

MB

OD

JA

VIE

TN

AM

BA

NG

KO

K

BR

UN

EI

DA

RU

SSA

LA

MK

UA

LA

L

UM

PUR

EA

ST

MA

LA

YSI

A

MA

NIL

A

SIN

GA

POR

E

UJU

NG

PA

ND

AN

G

PAG

ER

UN

GA

N

SUM

SEL

SUM

UT

SUM

BT

EN

G

JAB

ARJ

AT

EN

G JA

TIM

EA

ST

NA

TU

NA

MA

LU

KU

SE

LA

TA

N

Blok

mas

ela

PAPU

A

NA

D

KA

LT

IM

SUL

AW

ESI

DU

RI

reG

i(N

AD

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly15

7,3

168,

814

,9

Dem

and

132

7419

Bal

ance

25,3

94,8

-4,1

Kel

uarr

egio

n19

6,7

94,4

94,4

mas

ukr

egio

n0

135,

610

4,4

Net

Bal

ance

-171

,413

65,

9

reG

VIII

(K

AL

IMA

NT

AN

BA

GIA

N T

IMU

R)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly20

53,2

1935

,315

7

Dem

and

672

250,

120

Bal

ance

1381

,216

85,2

137

Kel

uarr

egio

n16

86,1

446,

80

Net

Bal

ance

-304

,912

38,4

137

reG

iii

(KE

PU

LA

UA

N R

IAU

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly62

6,9

406,

697

,5

Dem

and

144,

540

0

Bal

ance

482,

436

6,6

97,5

Kel

uarr

egio

n65

863

221

5

mas

ukr

egio

n84

,50

0

Net

Bal

ance

-91,

1-2

65,4

-117

,5

reG

ii(S

UM

AT

ER

A B

AG

IAN

UT

AR

A)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly15

,515

1

Dem

and

26,2

9293

Bal

ance

-10,

7-7

7-9

2

mas

ukr

egio

n0

125,

694

,4

Net

Bal

ance

-10,

748

,62,

4

reG

iX(S

ula

WeS

i B

aG

iaN

S

EL

AT

AN

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly54

,463

,10

Dem

and

5453

38

Bal

ance

0,4

10,1

-38

Kel

uar

reg

ion

00

0

Net

Bal

ance

0,4

10,1

-38

reG

X(S

UL

AW

ES

I B

AG

IAN

TE

NG

AH

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly8,

637

7,3

0

Dem

and

033

50

Bal

ance

8,6

42,3

0

Kel

uarr

egio

n0

00

Net

Bal

ance

8,6

42,3

0

reG

XI (

PA

PU

A)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly11

37,7

1763

,415

89

Dem

and

111,

511

511

0

Bal

ance

1026

,216

48,4

1479

Kel

uarr

egio

n77

5,4

668,

856

1,8

Net

Bal

ance

250,

897

9,6

917,

2

reG

iV(S

um

aTe

ra

Ba

Gia

N T

eNG

aH

&

SE

LA

TA

N)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly17

53,2

1656

,138

3,8

Dem

and

965,

942

1,1

0

Bal

ance

787,

312

3538

3,8

Kel

uar

reg

ion

1193

,710

34,8

0

mas

uk

reg

ion

014

8,5

0

Net

Bal

ance

-406

,434

8,7

383,

8

reG

Xii

(MA

LU

KU

BA

GIA

N S

EL

AT

AN

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly0

400

400

Dem

and

00

0

Bal

ance

040

040

0

Kel

uarr

egio

n0

00

Net

Bal

ance

040

040

0

reG

V(J

AW

A B

AG

IAN

BA

RA

T)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly63

1,2

267,

392

,5

Dem

and

1622

,957

2,5

0

Bal

ance

-991

,7-3

05,2

92,5

mas

ukr

egio

n97

2,6

1120

,210

4,4

Net

Bal

ance

-19,

181

519

6,9

reG

Vi(

JAW

A B

AG

IAN

TE

NG

AH

)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly29

,716

2,8

13

Dem

and

2816

0,3

13

Bal

ance

1,7

2,5

0

mas

uk r

egio

n0

192,

60

Net

Bal

ance

1,7

195,

10

reG

Vii

(Ja

Wa

Ba

Gia

N T

imu

r&

Ba

li)

Year

2013

2020

2028

Supp

ly73

9,1

681,

122

8,1

Dem

and

720,

727

10

Bal

ance

18,4

410,

122

8,1

Kel

uarr

egio

n0

00

Net

Bal

ance

18,4

410,

122

8,1


MMSCFD dan pasokan existing sebesar 3.771 MMSCFD. Pada tahun tersebut, jumlah pasokan potensial juga sebesar 59 MMSCFD. Adapun total pasokan gas mencapai 7.914 MMSCFD.

Kebutuhan gas tahun 2019 dan 2020 masing-masing sebanyak 10.553 MMSCFD dan 10.894 MMSCFD. Kebutuhan domestik committed semakin mendominasi kebutuhan gas keseluruhan yang mencapai sekitar 40%-45%. Sebelumnya, pada periode 2014 dan 2015, porsi kebutuhan domestik committed hanya 15%-20% saja terhadap total kebutuhan gas. Sedangkan porsi kebutuhan gas domestik dan ekspor contracted mengalami penurunan nyaris separuhnya.

tahun PaSoKan KEButuhan SElISIh

2014 6.970 9.494 2.524 2015 7.569 9.613 2.044 2016 7.904 9.455 1.551 2017 7.966 9.808 1.842 2018 8.382 10.150 1.768 2019 8.445 10.553 2.108 2020 7.914 10.894 2.980 2025 5.747 10.577 4.830 2030 3.338 11.144 7.806

TaBel 3.5 SeliSih PaSokan Dan kebutuhan gaSSumber: Skk migaS, Diolah

Gambaran selisih pasokan dan kebutuhan gas tahun 2025 dan 2030 membe

peta jalan kebijakan gas bumi nasional 2014-2030

Documents