Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL-1

8/9/2019 Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL-1

1/253


2/253

Peluang InvestasiSektor ESDM

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

2011


3/253

2 Peluang Investasi Sektor ESDM

Dilarang mengutip, memperbanyak dan menterjemahkan sebagianatau seluruh isi buku tanpa izin tertulis dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

Buku

Peluang Investasi Sektor ESDM


4/253

3Peluang Investasi Sektor ESDM

SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral yang mengelola komoditas minyak dan

gas bumi, batubara dan mineral memiliki peran penting dalam pembangunan dan

perekonomian nasional, yaitu antara lain sebagai penjamin sumber pasokan energi

dan bahan baku bagi pengembangan industri dalam negeri, dan menjadi sumber

penerimaan Negara.

Pengembangan sektor ini tidak saja membutuhkan metode pengelolaan yang tepat, tetapi juga

memerlukan modal yang besar untuk memperoleh hasil yang maksimal. Sebagai negara yang

dianugerahi sumber kekayaan alam yang melimpah, Indonesia mempunyai potensi besar menjadi

tujuan investasi yang menarik bagi calon investor.

Informasi mengenai kondisi sektor Energi dan Sumber Daya Mineral di Indonesia seperti potensi

sumber daya energi dan mineral, peraturan perundang-undangan yang mendukung dan situasi

yang kondusif dalam berusaha, sangat dibutuhkan bagi para investor untuk menanamkan modalnya

di Indonesia. Oleh karena itu, Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral ini

saya anggap penting sebagai panduan awal bagi para calon investor untuk berusaha di sektor

Energi dan Sumber Daya Mineral. Buku ini menyajikan secara lengkap peluang investasi sektor

Energi dan Sumber Daya Mineral di Indonesia, termasuk data penting yang digambarkan dalam

tabel-tabel guna memudahkan investor.

Akhirnya, semoga Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral ini dapat

memberikan informasi yang jelas bagi para calon investor dan menjadi langkah awal dalam usaha

pengembangan industri di sektor Energi dan Sumber Daya Mineral.

Jakarta, April 2011

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

Dr. Darwin Zahedy Saleh

SambutanMenteri Energi dan Sumber Daya Mineral


5/253



6/253


DAFTAR

ISI

Halaman

1. Pendahuluan .......................................................................................................................

1.1 Latar Belakang .................................................................................................

1.2 Cakupan Komoditas ..........................................................................................................

1.3 Landasan Hukum ...................................................................................................

1.4 Kegiatan Usaha Hulu Migas ........................................................................................

1.5 Kegiatan Usaha Hilir Migas .........................................................................................

1.6 Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business) ...........................................................

2. Tinjauan Kondisi Migas Nasional.......................................................................................

2.1 Potensi Sumber Daya Migas ........................................................................................

2.2 Lokasi dan Status Tiap Cekungan Sedimen Indonesia ..............................................

2.3 Potensi Sumber Daya CBM ................................................................................................

2.4 Cadangan Minyak & Gas Bumi ....................................................................................

2.5 Aktivitas Eksplorasi ........................................................ ............................................

2.6 Produksi Minyak & Gas Bumi .......................................................................................

2.7 Kondisi Pasar Minyak Bumi ........................................................................................

2.8 Sistem Penyediaan Bahan Bakar ................................................................................2.9 Kondisi Pasar Gas Bumi ............................................................................................

2.10 Infrastruktur Migas ...................................................... ...............................................

2.11 Infrastruktur Kilang Minyak ........................................................................................

2.12 Infrastruktur Gas Bumi .................................................................................................

2.13 Pengangkutan, Penyimpanan & Niaga ......................................................................

3. Peluang Investasi Migas......................................................................................................

3.1 Eksplorasi Blok .............................................................................................................

3.2 Pengembangan Lapangan Produksi ............................................................................

3.3 Pengusahaan CBM ......................................................................................................

3.4 Kebutuhan BBM dan Rencana Pembangunan Kilang Baru ..........................................

3.5 Pengangkutan,Penyimpanan & Niaga .........................................................................3.6 Peluang Investasi Usaha Penunjang Migas ................................................................

3.7 Rencana Induk Pipa Transmisi/Distribusi ...................................................................

4. Prosedur dan Tata Cara Investasi Migas............................................................................

4.1 Investasi Kegiatan Usaha Hulu Migas ........................................................................

4.2 Investasi Kegiatan Usaha Hilir Migas .........................................................................

Sambutan ...............................................................................................................................

Daftar Isi .................................................................................................................................

3

5

Peluang InvestasiSub Sektor Migas

11

11

12

13

14

15

17

18

19

20

21

22

24

25

26

2728

29

30

31

32

33

34

35

37

38

4041

42

43

44

45

9


7/253


Halaman

1. Pendahuluan .......................................................................................................................1.1 Latar Belakang ................................................................................................................1.2 Landasan Hukum ..........................................................................................................1.3 Dukungan Kebijakan ...................................................................................................

2. Tinjauan Kondisi Tenaga Listrik Nasional ............................................................................2.1 Ketersediaan Sumber Daya Energi ..............................................................................2.2 Kondisi Insfrastruktur Ketenagalistrikan saat ini.............................................................2.3 Rasio Elektrikasi ........................................................................................................

3. Peluang Investasi Ketenagalistrikan..................................................................................3.1 Kondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik .....................................................3.2 Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan ..............................3.3 Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I) .......................................

4. Prosedur dan Tatacara Investasi ........................................................................................4.1 Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan ...............................................................4.2 Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Ketenagalistrikan .........................................4.3 Mekanisme Permohonan Izin .......................................................................................

- Lampiran: Rekapitulasi Kebutuhan Infrastruktur dan Investasi ................................................

Peluang InvestasiSub Sektor Ketenagalistrikan

48484952

55566165

66666769

73738081

84

DAFTAR

ISI

1. Pendahuluan .......................................................................................................................1.1 Latar Belakang ................................................................................................................1.2 Landasan Hukum .................................................................................................................

2. Tinjauan Kondisi Mineral dan Batubara ..............................................................................2.1 Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara ...................................................................2.2 Kondisi Industri Mineral ....................................................................................................2.3 Kondisi Industri Batubara ..............................................................................................2.4 Kondisi Angkutan Batubara ............................................................................................

3. Peluang dan Tantangan Investasi Mineral dan Batubara................................................

3.1 Kondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan Batubara ...................................................3.2 Prioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke Depan ......................3.3 Peluang dan Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara ...............................

4. Prosedur dan Tatacara Investasi ........................................................................................4.1 Prosedur dan Tatacara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara ...............4.2 Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara .................

Peluang InvestasiSub Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara

103103104

107107112116119

120

120128134

135135138

47

101


8/253


Halaman

1. Pendahuluan .............................................................................................

1.1 Latar Belakang ..................................................................................................................

1.2 Landasan Hukum .............................................................................................................

2. Tinjauan Kondisi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .............................

2.1 Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ..

2.2 Struktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Esiensi Pemanfaatan Energi .........

3. The Clean Energy Initiative : Reducing Emission From Fossil Fuel Burning (Reff-Burn) .....

4. Peluang dan Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .......

4.1 Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ..............................

4.2 Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ...........................

4.3 Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .................

5. Prosedur dan Tatacara Investasi ....................................................................

5.1 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas Bumi ...........................................................

5.2 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati .....................................

5.3 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbarukan (energi yang

menghasilkan listrik) ..................................................................................................

Peluang InvestasiSub Sektor Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

143

143

151

154

154

169

171

173

173

183

190

216

216

219

223

DAFTAR

ISI

229

237

Permasalahan Yang Sering Dipertanyakan dan Penyelesaiannya .......................................

Enclosure Permasalahan Investasi Sektor ESDM Tahun 2011...............................................

141


9/253



10/253

9Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas


REPUBLIK INDONESIA

Peluang Investasi

Sub Sektor Migas


Jakarta, Februari 2011


11/253

10 Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas

Terletak di Asia bagian tenggara, Indonesia

dikaruniai sumber daya alam melimpah. Sumber

daya minyak dan gas yang diperkirakan mencapai

87,22 milliar barel dan 594,43 TSCF tersebar di

Indonesia. Menjadikan Indonesia tujuan

Investasi yang menarik pada sektor minyak dan

gas bumi.

Dinamika Industri Minyak dan Gas Bumi yang

sudah berlangsung sejak lama, menjadikan Indo-

nesia lebih matang dalam mengembangkan kon-

trak dan kebijakan yang ada untuk mendukung

investasi. Dukungan peraturan, insentif dan

penghormatan terhadap kontrak yang ada adalah

usaha pemerintah Indonesia untuk menjamin

keberlangsungan Investasi di Indonesia


12/253


Minyak dan Gas Bumi merupakan sumber

daya alam yang sangat strategis bagi Indone-

sia, bukan hanya sebagai pemasok kebutuhan

bahan bakar dan bahan baku industri di dalam

negeri, namun juga merupakan andalan

sumber penerimaan dan devisa negara.

Dengan semakin meningkatnya kebutuhan

energi dan bahan baku industri diperlukan

skenario pemenuhan energi yang optimal untuk

mewujudkan keamanan pasokan energi dalam

negeri (security of supply).

Berdasarkan Perpres No. 05 Tahun 2006,

target bauran energi tahun 2006 minyak bumi

51,66% dan gas bumi 28,57% dari total energy

mix nasional. Komposisi tersebut pada tahun

2025 diharapkan minyak bumi menjadi kurang

dari 20% dan gas bumi menjadi lebih dari 30%,

sehingga sumber energi alternatif dan potensial

lainnya dapat meningkat peranannya.

Terkait dengan kondisi di atas peluang

investasi pengembangan industri migas di

Indonesia, baik di bidang hulu maupun hilir di

masa mendatang masih sangat menjanjikan.

Secara geologi, Indonesia masih mempunyai

potensi ketersediaan hidrokarbon yang cukup

besar. Rencana pemerintah dalam memperta-

hankan produksi minyak bumi pada tingkat 1

juta barel per hari, tentu akan memberikan

peluang investasi yang besar di sektor hulu

migas.

Di sektor hilir, untuk memenuhi kebutuhan

bahan bakar dalam negeri, dibutuhkan investasi

untuk pembangunan dan mengembangkan

kilang migas, serta pembangunan beberapa

infrastruktur lain seperti pembangunan tanki

penyimpanan, pipa transmisi dan distribusi gas

bumi serta moda transportasi lainnya.

Seluruh potensi investasi di sektor hulu dan

hilir migas, merupakan peluang bagi kegiatan

usaha penunjang migas, baik untuk industri

maupun jasa penunjang migas.

Pendahuluan

Gambar 1.1 Target Komposisi Energy Mix Tahun 2025

Tenaga Air3.11%

Panas Bumi1.32%

Minyak Bumi51.66%

Gas Alam28.57%

Batubara

15.34% Batubara33%

Gas30%

Minyak Bumi20%

Bahan Bakar Nabati 5%

Panas Bumi 5%

Biomasa, Nuklir,Tenaga Air, Energi Matahari,

Tenaga Angin 5%

Batubara Cair 2%

EBT17%

2006 2025

1

Latar Belakang


13/253


Komoditas yang diusahakan, diproduksi

dan diniagakan di industri migas terdiri atas :

Minyak BumiMinyak Bumi adalah hasil proses alami berupa

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan

temperatur atmosfer berupa fasa cair atau

padat, termasuk aspal, lilin mineral atau

ozokerit, dan bitumen yang diperoleh dari

proses penambangan, tetapi tidak termasuk

batubara atau endapan hidrokarbon lain yang

berbentuk padat yang diperoleh dari kegiatan

yang tidak berkaitan dengan kegiatan usaha

Minyak dan Gas Bumi.

Gas Bumi

Gas Bumi adalah hasil proses alami berupa

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan

temperatur atmosfer berupa fasa gas yang

diperoleh dari proses penambangan Minyak

dan Gas Bumi.

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

adalah gas bumi (hidrokarbon) di mana gas

metana merupakan komponen utamanya yang

terjadi secara alamiah dalam proses pemben-

tukan batubara dalam kondisi terperangkap

dan terserap (terabsorbsi) di dalam batubara

dan/atau lapisan batubara.

Bahan Bakar Minyak

Bahan Bakar Minyak adalah bahan bakar yang

berasal dan/atau diolah dari minyak bumi.

Bahan Bakar Gas

Bahan Bakar Gas adalah bahan bakar untuk

digunakan dalam kegiatan transportasi yang

berasal dari Gas Bumi dan/atau hasil olahandari Minyak dan Gas Bumi

Bahan Bakar Lain

Bahan Bakar Lain adalah bahan bakar yang

berbentuk cair atau gas yang berasal dari

selain minyak bumi, gas bumi, dan hasil

olahan.

LPG (Liquified Petroleum Gas)

LPG adalah gas hidrokarbon yang dicairkan

dengan tekanan untuk memudahkan penyim-

panan, pengangkutan, dan penanganannya

yang pada dasarnya terdiri atas propana,

butana, atau campuran keduanya.

LNG (Liquified Natural Gas)

LNG adalah Gas Bumi terutama terdiri dari

metana yang dicairkan pada suhu sangat

rendah (sekitar minus 160oC) dan dipertahan-kan dalam keadaan cair untuk mempermudah

transportasi dan penyimpanan.

Hasil Olahan Lainnya

Hasil Olahan adalah hasil dan/atau produk

selain Bahan Bakar Minyak dan/atau Bahan

Bakar Gas yang diperoleh dari kegiatan usaha

Pengolahan Minyak dan Gas Bumi baik berupa

produk akhir atau produk antara kecuali

pelumas dan produk petrokimia.

Cakupan Komoditas


14/253


UU Migas

Undang-undang No. 22 Tahun 2001

tentang Migas menandai perubahan mendasar

dalam industri Migas nasional. Melalui UUMigas ini penguasaan dan pengusahaan

Migas yang sebelumnya dipegang Pertamina

(berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971) dicabut.

Penguasaan minyak dan gas bumi kembali

diserahkan ke pemerintah sebagai pemegang

Kuasa Pertambangan (Pasal 4 Ayat 2), di mana

kemudian pemerintah membentuk Badan

Pelaksana (BP Migas) untuk menyelenggara-

kan Kegiatan Usaha Hulu. Kegiatan Usaha

Hulu (eksplorasi dan eksploitasi) ini dilaksana-

kan dan dikendalikan oleh Badan Pelaksana

melalui Kontrak Kerja Sama. Sedangkanpengusahaan Kegiatan Usaha Hilir dilaksana-

kan melalui pemberian Izin Usaha yang

terbuka bagi Badan Usaha.

Dengan demikian, melalui UU Migas, pengu-

sahaan Migas menjadi terbuka. Badan Usaha

(semacam BUMN, BUMD, Koperasi, Usaha

Kecil, dan Badan Usaha Swasta) dan Bentuk

Usaha Tetap (perusahaan multinasional/asing)

berkesempatan terlibat bisnis Migas. Keten-

tuan yang digariskan adalah:

1. Bentuk Usaha Tetap hanya dapat melaksa

nakan Kegiatan Usaha Hulu;

2. Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang

melakukan Kegiatan Usaha Hulu dilarang

melakukan Kegiatan Usaha Hilir; dan

3. Badan Usaha yang melakukan Kegiatan

Usaha Hilir tidak dapat melakukan Kegiatan

Usaha Hulu .

Peraturan Pemerintah

PP Hulu

Peraturan Pemerintah sektor hulu Migas (PP

No. 35 Tahun 2004 yang telah diubah menjadiPP No. 34 Tahun 2005) merupakan produk

turunan UU Migas yang khusus mengatur

pelaksanaan dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hulu Migas. PP Hulu ini mengatur

pelaksanaan dan pengawasan Kontrak Kerja

Sama pengusahaan dan pemroduksian Migas

antara Badan Pelaksana dengan Kontraktor.

Dasar bagi penerbitan PP Hulu ini adalah agar

pengambilan sumber daya alam minyak dan

gas bumi dapat memberikan manfaat dan

penerimaan yang maksimal bagi negara untuk

sebesar-besar kemakmuran rakyat.

PP Hilir

Peraturan Pemerintah sektor hilir Migas (PP No.

36 Tahun 2004) merupakan produk turunan UU

Migas yang khusus mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan Usaha Hilir Migas

agar prinsip-prinsip persaingan usaha yang

wajar, sehat dan transparan terlaksana. Dasar

bagi pelaksanaan dan pengawasan kegiatan

usaha hilir adalah dalam rangka penyediaan

dan pendistribusian bahan bakar yang

berkelanjutan dan terjangkau oleh masyarakat.

Dan mengingat kegiatan usaha hilir mencakup

kegiatan usaha Pengolahan, Pengangkutan,

Penyimpanan dan Niaga, maka setiap Badan

Usaha harus memiliki Izin Usaha pada setiap

segmen bisnis yang dijalaninya.

Landasan Hukum

Gambar 1.2. Perubahan Kebijakan dan Bentuk Kontrak Kerja Sama Migas Indonesia

(1966 1976)Generasi I

(1976 1988)Generasi II

(1988 2001)Generasi III

Konsesi & Kontrak 5A(sebelum 1960)

Kontrak Karya(1960 1966)

Kontrak Kerja Sama(PSC dan Bentuk Lain)

(2001 sekarang)Kontrak Bagi Hasil

(1966 2001)

UU No. 44 Prp Tahun 1960 UU No. 8 Tahun 1971 UU No. 22 Tahun 2001Indische Mijn Wet 1899

PP Hulu No. 35

mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hulu Migas melalui

kontrak kerjasama.

PP Hilir No. 36

mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hilir Migas

berdasarkan prinsip

persaingan usaha yang

wajar, sehat & transparan.


15/253


Kegiatan dalam Industri Migas

Secara kategoris terdapat dua jenis

kegiatan usaha di industri migas, yakni

Usaha Inti (core business)dan Usaha

Penunjang (non-core business). Usaha

Inti terdiri atas Kegiatan Usaha Huludan Kegiatan Usaha Hilir, sementara

Usaha Penunjang meliputi Jasa Penun-

jang (services)dan Industri Penunjang

(supporting industries). Cakupan kegia-

tan di industri Migas nasional lebih jelas

disajikan sebagaimana Gambar 1.3 di

atas.

A.Usaha Inti (Core Business)

1. Kegiatan Usaha Hulu Migas

Kegiatan usaha hulu migas terdiri atas kegiatan

usaha eksplorasi dan eksploitasi. Kegiatan eksplo-

rasi adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh

informasi mengenai kondisi geologi untuk

menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan

migas di Wilayah Kerja yang ditentukan, sedangkan

kegiatan eksploitasi merupakan rangkaian kegiatanyang bertujuan untuk memproduksi migas yang

terdiri atas pengeboran dan penyelesaian sumur,

pembangunan sarana pengangkutan, penyim-

panan, dan pengolahan untuk pemisahan dan

pemurnian Minyak dan Gas Bumi di lapangan serta

kegiatan lain yang mendukungnya.

Gambar 1.3. Taksonomi Industri Migas Indonesia

Gambar 1.4 Tahapan Kegiatan Hulu Migas

KEGIATAN HULU MIGAS

- Survei Umum

- Pengumpulan Data

- Kemudahan Akses Data

- Sumber Data

- Joint Study

- Bentuk KKS

- Penyiapan Wilayah Kerja

- Penawaran Wilayah Kerja

- Studi G & G

- Exclusive Survey

- Prospect and Lead

- Pemboran Sumur

- Discoveries

- Penilaian Cadangan

- Penilaian

- Sertifikasi Cadangan

- POD

- Implementasi POD

- Pengembangan Teknologi

- Pemboran Pengembangan

- Facility Maintenance

Eksplorasi Eksploitasi

Pemerintah

Open Area

BU/BUT KKS

INDUSTRI MIGAS

Jasa Penunjang

JasaKonstruksi

Jasa Non

Konstruksi

- Survei Seismik

- Survei Non Seismik

- Geologi dan Geofisika

- Pemboran

- Operasi Sumur Pemboran

- Pekerjaan Bawah Air

- Pengelolaan Bahan Peledak,

Radioaktif, dan Bahan Berbahaya

- Offshore Base Logistic

- Pengoperasian dan Pemeliharaan

- Inspeksi Teknis

- Pengujian Teknis

- Dekommissioning

- Penelitian dan Pengembangan

- Pendidikan dan Pelatihan

- Pengelolaan Linmbah Pemboran

dan Produksi

- Jasa Lainnya

- Perencanaan

- Pelaksanaan

- Pengawasan

Industri Penunjang

Industri Material

dan PabrikasiPeralatan Migas

- Industri Material--

Industri PeralatanIndustri Pemanfaatan

Migas

Usaha Inti

Usaha Hulu :(pasal 1 angka 7

UU Migas No. 22/2001)

Usaha Hilir :

(pasal 1 angka 10UU Migas No. 22/2001)

- Eksplorasi

Eksploitasi-

- Pengolahan

- Pengangkutan- Penyimpanan

- Niaga

Usaha Penunjang Migas

Kegiatan Usaha Hulu Migas


16/253


Kegiatan Usaha Hilir Migas

Gambar 1.5 Skema Kegiatan Industri Hilir

PIPELINE

OIL BARGE SPBU

INDUSTRI

PENYIMPANAN NIAGA

RAIL TANK WAGON

PENGANGKUTANPENGOLAHAN

KILANG

IMPOR M. MENTAH

LADANG MINYAK

PIPELINE

INSTALASI/

DEPOT

T. TRANSIT

Residu

Gas

Naphta

Bensin

Kerosene Minyak Tanah, Avtur

Minyak Diesel

Bahan Pelumas

Minyak Bakar

LPG

Bahan Kimia

Bensin

Oli, Lilin dll

Solar & Diesel

Minyak Bakar

Aspal, Atap rumah

Gambar 1.6 Produk yang dihasilkan Kilang Minyak Bumi

2. Kegiatan Usaha Hilir Migas

Kegiatan usaha hilir terdiri atas kegiatan

usaha Pengolahan, Pengangkutan, Penyim-

panan dan/atau Niaga.

a. Pengolahan

Pengolahan adalah kegiatan memurnikan,

memperoleh bagian-bagian, mempertinggi

mutu dan mempertinggi nilai tambah minyak

bumi dan/atau gas bumi, tapi tidak termasuk

pengolahan lapangan.Pengolahan minyak mentah dilakukan

pada kilang minyak bumi sebagai sistem

peralatan untuk mengolah minyak mentah

(minyak bumi) menjadi berbagai produk kilang.

Produk hasil pengolahan minyak bumi berupa

berbagai jenis BBM dan produk-produk

non-BBM. Sebagai ilustrasi, berbagai produk

yang dihasilkan dari suatu kilang minyak bumi

diperlihatkan pada Gambar 1.6.


17/253


b. Pengangkutan

Kegiatan pengangkutan migas adalah

kegiatan pemindahan Minyak Bumi, Gas Bumi,

dan/atau hasil olahannya dari Wilayah Kerja

atau dari tempat penampungan dan Pengola-

han, termasuk pengangkutan Gas Bumi melalui

pipa transmisi dan distribusi.

c. Penyimpanan

Kegiatan penyimpanan migas adalah

kegiatan penerimaan, pengumpulan, penam-

pungan, dan pengeluaran Minyak Bumi

dan/atau Gas Bumi, Bahan Bakar Minyak,

Bahan Bakar Gas, dan atau hasil olahan padalokasi diatas/dibawah tanah untuk tujuan

komersial, misalnya depot dan tanki timbun

terapung (floating storage).

d. Niaga

Kegiatan Niaga meliputi kegiatan pembel-

ian, penjualan, ekspor, impor Minyak Bumi,

Bahan Bakar Minyak, Bahan Bakar Gas dan/

atau Hasil Olahan, termasuk gas melalui pipa.

Untuk Kegiatan Usaha Niaga dibagi menjadi 2

macam yaitu:

1. Usaha Niaga Umum (Wholesale)

yaitu suatu kegiatan usaha pembelian, penjua-

lan, ekspor dan impor Bahan Bakar Minyak

(BBM), Bahan Bakar Gas (BBG), Bahan Bakar

Lain (BBL) dan Hasil Olahan dalam skala besar

yang menguasai atau memiliki fasilitas dan

sarana niaga dan berhak menyalurkannya

kepada semua pengguna akhir dengan meng-

gunakan merk tertentu.

2. Usaha Niaga Terbatas (Trading)

merupakan usaha penjualan (Trading) produk-

produk niaga migas dalam hal ini adalah

Minyak Bumi, BBM, BBG, BBL, Hasil Olahan,

Niaga gas bumi yang tidak memiliki fasilitas

dan Niaga terbatas LNG.

Kegiatan Usaha Hilir Migas

TRUK

KAPAL TANKER / TONGKANG

RAIL TANK WAGON

PIPA

LPG storage tanker loading, karawang offshore


18/253


B. Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business)

Usaha Penunjang Migas adalah kegiatan usaha yang

menunjang kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi, terdiri dari:

Usaha Jasa Penunjang

Adalah kegiatan usaha jasa layanan dalam kegiatan usaha

hulu dan kegiatan usaha usaha hilir. Kegiatan Jasa Penunjang

meliputi Jasa Konstruksi Migas dan Jasa Non-Konstruksi

Migas. Pada Jasa Konstruksi Migas terdiri dari Jasa Perenca-

naan (design engineering), Pelaksanaan (EPC, Instalasi dan

Komisioning) dan Pengawasan Konstruksi. Sedangkan Jasa

Non-Konstruksi Migas adalah usaha jasa layanan pekerjaan

selain jasa kontruksi dalam menunjang kegiatan migas seperti

: survei seismik & non seismik, pemboran, inspeksi dan jasalainnya.

Industri Penunjang

Adalah kegiatan usaha industri yang menghasilkan barang,

material dan/atau peralatan yang digunakan terkait sebagai

penunjang langsung dalam kegiatan usaha Migas. Kegiatan

Industri Penunjang meliputi Industri Material, Peralatan Migas

dan Industri Pemanfaat Migas.

Sesuai amanat UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan

Gas Bumi, dalam upaya menumbuhkembangkan kemam-

puan nasional untuk lebih mampu bersaing di tingkat

nasional, regional, dan internasional, Badan Usaha dan

Bentuk Usaha Tetap harus mengutamakan pemanfaatan

tenaga kerja setempat, barang, jasa, serta kemampuan

rekayasa dan rancang bangun dalam negeri secara

transparan dan bersaing.

Dalam rangka mendorong peningkatan penggunaan

produksi dalam negeri, Direktorat Jenderal Migas selaku

pembina produsen dalam negeri menerbitkan buku Apresiasi

Produksi Dalam Negeri (APDN) untuk dijadikan acuan dalam

pengendalian impor barang operasi dan pengadaan barang

dan/atau jasa di kegiatan usaha migas.

Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business)

5 Produk Unggulan Usaha Penunjang Migas Indonesia

Tubing

Casing

Wellhead

Bahan Kimia

Konstruksi Platform


19/253


Kegiatan usaha hulu migas nasional tidak lepas dari

kerangka regulasi pengaturan kepemilikan dan penguasaan

Negara atas sumber daya migas. Berdasar pada regulasi

tersebut, tahapan dalam usaha hulu migas dibagi dalam tiga

tahapan yaitu tahap pra KKS (kontrak kerja sama), KKS, dan

pasca KKS. Lingkup kegiatan dalam tahap pra KKS dianta-

ranya adalah kegiatan survei umum guna mendapatkan data

teknis geologi untuk penawaran Wilayah Kerja Baru. Tahap

selanjutnya adalah tahap KKS (pasca penandatanganan

KKS), dimana kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadan-

gan migas maupun eksploitasi dilakukan oleh kontraktor pada

tahap ini. Tahap terakhir adalah tahapan dimana kontrak kerja

sama berakhir maupun cadangan sudah tidak ekonomis

untuk dieksploitasi lagi, sehingga wilayah kerja tersebut dapat

ditawarkan kembali oleh pemerintah sebagai wilayah kerja

baru.

Tinjauan Kondisi

Migas Nasional

PRA KKS KKS PASCA KKS

DITJEN MIGAS

PERUSAHAAN SURVEI

PERUSAHAAN JASA G & G

UNIVERSITAS (MoU dgn MIGAS)

BU/BUT (NON KONTRAKTOR)

DITJEN MIGAS

BU/BUT (KONTRAKTOR)

BP MIGAS

DITJEN MIGAS

Tanda Tangan Wilayah Kerja Migas Tahun 2010

2

Gambar 2.1 Tahapan Usaha Hulu Migas


20/253


Potensi sumber daya migas nasional saat

ini masih cukup besar, terakumulasi dalam 60

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di

hampir seluruh wilayah Indonesia.

Dari 60 cekungan tersebut, 38 cekungan

sudah dilakukan kegiatan eksplorasi dan

sisanya sama sekali belum dilakukan eksplo-

rasi. Dari cekungan yang telah dieksplorasi, 16

cekungan sudah memproduksi hidrokarbon, 9

cekungan belum diproduksi walaupun telah

diketemukan kandungan hidrokarbon, sedang-

kan 15 cekungan sisanya belum diketemukan

kandungan hidrokarbon. Kondisi di atas

menunjukkan bahwa peluang kegiatan eksplo-

rasi di Indonesia masih terbuka lebar, terutama

dari 22 cekungan yang belum pernah dilaku-

kan kegiatan eksplorasi dan sebagian besar

berlokasi di laut dalam (deep sea) terutama di

Indonesia bagian Timur. Lebih lanjut sebaran

cekungan migas nasional dapat dilihat pada

Gambar 2.2 dan Tabel 2.1.

North Sumatera Basin

Central Sumatera Basin

South Sumatera Basin

Sunda Basin

North West Java Basin

West Natuna Basin

Northeast Java Sea Basin

Northeast Java Basin

Barito Basin

Kutei Basin

MATURE

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

Tarakan Basin

Banggai Basin

Salawati Basin

Bintuni Basin

11.

12.

13.

14.

SEMI MATURE

Sibolga Basin

East Natuna Basin

Pati Basin

Asem-Asem Basin

Timor Basin

Bone Basin

Lariang Basin

Sula Basin

Biak Basin

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

FRONTIER

Bengkulu Basin

Java Fore Arc Basin

Biliton and Pembuang Basins

Ketungau Basin

South Makassar & Spermonde Basins

Flores and Tukang Besi Basins

Salabangka, Manui & Buton Basins

Buru, West Buru & South Sula Basins

North Halmahera, East, South &

North Obi Basins

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Minahasa Basin

Gorontalo Basin

Bali - Lombok & Savu Basins

Misool, Seram, South Seram,

W. Weber, Weber & Tanimbar Basins

Waiponga Basin

Akimegah Basin

Sahul Basin

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

Potensi Sumber Daya Migas

Gambar 2.2 Sebaran Cekungan Sedimen di Indonesia


21/253


Lokasi dan StatusTiap Cekungan Sedimen Indonesia

Sudah BeroperasiSudah Beroperasi Sumatera Utara

Sumatera Tengah

Sumatera Selatan

Sunda

Bagian Utara Jawa Barat

Bagian Utara jawa Timur

Laut Bagian Utara Jawa Timur

Natuna Barat

Tarakan

Kutai

Barito

Sumatera Utara

Sumatera Tengah

Sumatera Selatan

Sunda

Bagian Utara Jawa Barat

Bagian Utara jawa Timur

Laut Bagian Utara Jawa Timur

Natuna Barat

Tarakan

Kutai

Barito

Seram

Salawati

Bintuni

Bone

Seram

Salawati

Bintuni

Bone

Banggai

Sula

Blak

Timor

Banggai

Sula

Blak

Timor

Akimegah

Buton

Manui

Makasar Selatan

Missol

Palung Aru

Akimegah

Buton

Manui

Makasar Selatan

Missol

Palung Aru

Lombok Bali

Flores

Gorontalo

Salabangka

Weber Barat

Halmahera Selatan

Weber

Waropen

Tiukang Besi

Tanimbar

Lombok Bali

Flores

Gorontalo

Salabangka

Weber Barat

Halmahera Selatan

Weber

Waropen

Tiukang Besi

Tanimbar

Sula Selatan

Buru

Buru Barat

Halmahera Utara

Halmahera Timur

Halmahera Selatan

Obi Utara

Obi Selatan

Seram Selatan

Jayapura

Sula Selatan

Buru

Buru Barat

Halmahera Utara

Halmahera Timur

Halmahera Selatan

Obi Utara

Obi Selatan

Seram Selatan

Jayapura

Sahul

Sawu

Spermonde

Waipoga

Lairing

Sahul

Sawu

Spermonde

Waipoga

Lairing

Sibolga

Natuna Timur

Bengkulu

Pati

Sibolga

Natuna Timur

Bengkulu

Pati

Biliton

Jawa Selatan

Melawai

Asem-asem

Biliton

Jawa Selatan

Melawai

Asem-asem

Pambuang

Ketungau

Pambuang

Ketungau

Sudah Dibor Belum ProduksiSudah Dibor Belum Produksi

Sudah Dibor

Tidak Ada Penemuan

Sudah Dibor

Tidak Ada Penemuan

Belum DieksplorasiBelum Dieksplorasi

Status Cekungan / BasinStatus Cekungan / Basin

Sub TotalSub Total 1111 44

Sub TotalSub Total

Sub TotalSub Total

44 44

44 1111

Sub TotalSub Total 22 2020

TOTALTOTAL 2121 3939

Indonesia BaratIndonesia Barat Indonesia TimurIndonesia Timur

Tabel 2.1 Lokasi dan Status Cekungan Sedimen


22/253


Selain potensi minyak dan gas bumi, Indonesia juga

mempunyai Gas Metana Batubara atau Coal Bed Methane

(CBM). CBM merupakan gas yang terjebak pada pori-porilapisan batubara. CBM banyak ditemukan di area pertam-

bangan batubara atau pertambangan migas yang terdapat

lapisan batubara. Sebagai sumber energi alternatif yang

berpotensi dikembangkan di masa mendatang, sumber daya

CBM di Indonesia telah teridentifikasi terkandung di dalam 11

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di pulau Sumatera,

Jawa, Kalimantan, dan Sulawesi (Gambar 2.3).

Potensi Sumber Daya CBM

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

PP:CBM-1

Rambutan

(GOI Sponsor)

Start Era CBM

(KKS ke-1)

Perkiraan Produksi CBM

~500 MMScfD


~1000 MMScfD


~1500 MMScfD

CBM untuk ListrikPilot Project

Legend:

Partisipasi Pemerintah

Penambahan KKS /Produksi rata-rata = 250 MMScfD / Well

PerMen

No. 033/2006

& Model Kontrak

Evaluasi Proyek

Start Era Komersial

Produksi CBM

Pilot Project

Production Sharing Contract

PP

PSC

Gambar 2.3 Sebaran Cekungan CBM

Gambar 2.4 Road Map Pengembangan CBM


23/253


Cadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas Bumi

Warna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumi

Warna biru menunjukkan cadangan gas bumiWarna biru menunjukkan cadangan gas bumiWarna biru menunjukkan cadangan gas bumiWarna biru menunjukkan cadangan gas bumi

Energi Fosil Sumber Daya Cadangan Produksi Rasio C/P

Minyak Bumi 87,22 miliar barel 7,76 miliar barel 346 juta barel 22

Gas Bumi 594,43 TSCF 157,14 TSCF 2,90 TSCF 54

CBM 453 TSCF

* Data cadangan bersumber dari Ditjen Migas pada tahun 2010

Tabel 2.2 Sumber Daya dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi


24/253


TotalcadanganminyakbumiIndonesiapadatahun

2009sebesar7,764milyarbarel,terdiriatascadangan

terbuktisebesar4,230

milyarbareldan

cadangan

potensialsebesar3,534milyarbarel.Sebag

ianbesar

cadanganMinyakBumiyangadaberlokasidiwilayah

IndonesiaBagianBarat,terutamadiSumate

ra(70%),

Jawa

(12%)

dan

selebihnya

diwilayah

Indonesia

bagian

timur,

sepertiKalimantan

Timur,

Sulawesi,

Maluku,danPapua.

UntukGasBumitotalcadanganGasBumiIndone-

siapadatahun2009a

dalahsebesar159,63

TSCF,

atau

sekitar3%

dari

cadangan

Gas

Bumidunia.

Jumlah

cadangan

Gas

Bumitersebutterdiriatas

cadanganterbuktiseb

esar107,34TSCFdancadan-

ganpotensialsebesar

52,29TSCF.

CadanganMin

yakBumi(MMSTB

)

CadanganMin

yakBumi(MMSTB

)

CadanganGasBumi(TSCF)

CadanganGasBumi(TSCF)

CADANGANMINYAKBUMI(MMSTB)

PROVINSI

MMSTB

TSCF

NAD

SUMAT

ERAUTARA

SUMATERATENGAH

SUMATERASELATAN

JAWABARAT

JAWATIMU

R

NATUNA

KALIMANTAN

SULAWESI

M

ALUKU

PAPUA

Gambar

2.5

CadanganMinyakdanGasBumiIndonesiaTahun2010

12A

PeluangInvestasidalamI

ndustriMigas

PROVEN

=

4,2

30MMSTB

POTENTIAL

PROVEN

POTENTIAL

=

3,5

34MMSTB

TOTAL

=

7.7

64MMSTB

GASRESERVES(TSCF)

=1

08.4

TSCF

=4

8.7

4TSCF

TOTAL

=1

57.1

4

TSCF

127.21

5.74

1

11.89

1.28

3.790

8.56

909.80

17.90

556.62

3.70

1,022,35

6.40

383.35

51.46

670.00

18.33

49.78

4.23

48.07

15.22

94.93

24.32


25/253


Kegiatan eksplorasi meliputi survey seismik dan

pemboran eksplorasi yang dilakukan di wilayah kerja yang

sudah berproduksi maupun belum berproduksi, dalam

upaya untuk menemukan cadangan minyak dan gas bumi.

Survey Seismik

Kegiatan survei seismik terdiri dari survei seismik 2D

yang dilakukan oleh pemerintah maupun KPS (Kontraktor

Production Sharing) dan survei seismik 3D yang dilakukan

oleh KPS pada lapangan eksisting. Survei seismik 2D yang

dilakukan oleh pemerintah (Survei Umum) ditujukan untuk

mendapatkan data potensi sumber daya migas guna

mendukung kegiatan penawaran blok, sedangkan survei

seismik 2D yang dilakukan oleh KPS dilakukan dengan

tujuan untuk menelaah lebih jauh potensi migas yang terkait

dengan kegiatan eksplorasi. Survei seismik 3D dilakukan

oleh kontraktor dengan tujuan untuk mendapatkan

deskripsi reservoir yang lebih detail sehingga resiko

ketidakpastian pengembangan lapangan dapat dikurangi.

Sepanjang tahun 2010, kegiatan survei seismik 2D

telah dilakukan sepanjang 27,242 km dari yang direncanakan

sepanjang 28,760 km. Survei Seismik pada tahun 2010 lebih

banyak dilakukan didaerah lepas pantai (offshore).

Sedangkan untuk survei seismik 3D telah dilakukan seluas

7,865 km2 dari rencana seluas 9,692 km2, Survei seismik 3D

pada tahun 2009 juga lebih banyak dilakukan di daerah lepas

pantai (offshore).

Pemboran Eksplorasi

Kegiatan pemboran eksplorasi pada

tahun 2010 dilakukan sebanyak 90 sumur,

dari 126 sumur yang direncanakan. Dari 90

sumur yang dilakukan pemboran eksplo

rasi tersebut, 27 sumur teridentifikasi

kandungan migas, dengan success ratio

30 %. Dari 35 sumur penemuan tersebut

ditemukan sumberdaya kontingensi

sebesar 445 MMBOE (183.2 MMBO dan

1,469 BCFG).

Aktivitas EksplorasiAktivitas Eksplorasi

Gambar 2.6 Survey Seismik 2D (Km2)

Gambar 2.7 Survey Seismik 3D (Km2

)

Gambar 2.8 Pemboran Sumur Eksplorasi

2005 2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

Rencana

Realisasi

17,776

12,209

15,786

10,392

22,393

9,389

30,789 28,760

27,24223,364

42,646

31,656

2006 2007 2008 2009

2005 2010

0

10,000

20,000

Rencana

Realisasi

5,010

4,532

5,390

2,374

16,446

4,835

17,789

15,136

8,714 9,642

6,977 7,865

2006 2007 2008 2009

2005 20100

20

40

60

80

100

120

140

160

Rencana

Realisasi

79

54

117

82

111

73

145

70

84 126

75 90

27

30

2006 2007 2008 2009

Discovery 22 40 39 34 35

Success Ratio (%) 41 49 53 49 47


26/253


Melihat potensi sumber daya migas yang ada,

maka pemerintah selalu berusaha menaikkan produksi

migas. Pada tahun 2010 ini dalam APBN-201 0

Pemerintah menetapkan target produksi minyak bumi

sebesar 965.000 barel per hari (bph) dan produksi gas

ditetapkan sebanyak 7.758 mmscfd.

Untuk mencapai target tersebut, pemerintah telah

membuat kebijakan-kebijakan serta langkah-langkah

strategi untuk pencapaian produksi diantaranya

seperti penawaran wilayah kerja baru, pemanfaatan

lapangan-lapangan yang masih berpotensi tapi belum

berproduksi, percepatan proses seperti percepatanproses persetujuan Work Program and Budget

(WP&B),Authorization For Expenditure(AFE), danPlan

of Development (PoD) dan pengaktifan kembali

sumur-sumur tua.

Produksi Minyak Bumi

Produksi minyak bumi dan kondensat pada tahun

2010 mencapai 346,38 ribu barrel dengan produksi

harian sebesar 944,9 ribu bph, mengalami penurunan

sebesar 3.900 bph dibandingkan produksi minyak

bumi dan kondensat tahun 2009 sebesar 948,8 ribu

bph. Penurunan produksi tersebut disebabkan antaralain karena mundurnya jadwal produksi awal beberapa

KKKS, penurunan produksi alamiah, dan permasala-

han teknis operasional.

Produksi Gas Bumi

Produksi gas bumi pada tahun 2010 sebesar 9.336

MMSCFD , mengalami kenai -

kan sebesar 1.034 MMSCFD dari 8.302 MMSCFD pada

tahun 2009. Kenaikan produksi tersebut antara lain

karena mulai berproduksinya beberapa lapangan gas

baru dan optimalisasi produksi

Produksi Minyak & Gas BumiProduksi Minyak & Gas Bumi

965.000 bpd

7.758 mmscfd

target produksi minyak bumi

pada tahun 2010 sebesar

dan produksi gas

ditetapkan sebanyak

Gambar 2.9 Produksi Minyak Bumi

Gambar 2.10 Produksi Gas Bumi

0

500

1000

1500

MBOPD

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1,413.90Total

Oil

Cond

1,340.60 1,249.40 1,146.8 1 ,094.4 1 ,062.1 1 ,005.6 954.4 976.8 948.8 944.9

1,272.50 1,208.70 1,117.60 1,013.0 965.8 934.8 8 83.0 836.0 853.8 826.5 823.7

141.4 131.9 131.8 133.8 128.6 127.3 122.6 118.4 123.0 122.3 121.2

6000

3000

9000

MMSCFD

Total

Utilitation

Losses

7,927 7,690 8, 318 8,644 8, 278 8,179 8,093 7,686 7, 883 8,302 9,336

7,471 7, 188 7, 890 8,237 7, 909 7,885 7,785 7,418 7, 573 7,816 8,829

456 502 428 407 369 294 308 268 310 486 507

0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


27/253


Kondisi Pasar Minyak BumiKondisi Pasar Minyak Bumi

Dalam 10 tahun terakhir, konsumsi BBM

domestik menunjukkan kenaikan rata-rata sebesar

4,8% per tahun. Dengan meningkatnya jumlah

penduduk dan membaiknya pertumbuhan

ekonomi domestik, pertumbuhan konsumsi BBM

akan terus mengalami kenaikan. Sektor transpor-

tasi masih merupakan pengguna terbanyak BBM

domestik yaitu lebih dari 46%, disusul oleh sektor

rumah tangga, pembangkit listrik dan sektor indus-

tri.

Penyebaran permintaan akan BBM domestik

mengikuti pola penyebaran penduduk dan kegia-

tan ekonominya, wilayah Jawa-Bali masih

mendominasi yaitu sekitar 62%, Sumatera (20%)

dan sisanya diserap oleh pasar Indonesia Tengah

dan Timur. Penyediaan BBM dalam negeri

sebagian besar masih diperoleh dari kilang dalam

negeri yaitu sekitar 67 %, sedangkan 33 % sisanya

diperoleh dari pasar impor. Kapasitas kilang dalam

negeri saat ini 1,157 juta barel per hari dengan

produksi BBM mencapai 40,42 juta kiloliter atau

meningkat sebesar 1,07% dari 39,99 juta kiloliter

pada tahun sebelumnya.

Gambar 2.11 Konsumsi BBM Domestik per Sektor Gambar 2.12 Produksi BBM dari Kilang Dalam Negeri

Chemical Plant, Merak

0

50

40

30

20

10

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Million KL

Avgas + Avtur

IDO + FO

Solar

Minyak Tanah

Bensin 88

0

60

50

40

30

20

10

2002 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Million KL

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Listrik


28/253


29/253


Perkembangan permintaan Gas Bumi di

Indonesia, khususnya di Pulau Jawa semakin

meningkat guna memenuhi kebutuhan industri

dan pembangkit listrik. Pada tahun 2020

diperkirakan permintaan gas akan mencapai

10,7 TCF (skenario rendah) atau 12 TCF

(skenario tinggi).

Dari sisi pasokan, cadangan gas Indonesia

diperkirakan masih cukup untuk 50 tahun ke

depan apabila dilihat dari rasio cadangan

terhadap produksi (Reserve to Production ).Sebagian cadangan gas Indonesia terletak di

luar Pulau Jawa, yaitu di Natuna (51,46 TCF),

Kalimantan Timur (18,33 TCF), Sumatera

Selatan (17,90 TCF), dan Papua (24,32 TCF).

Kondisi Pasar Gas BumiKondisi Pasar Gas Bumi

PUPUK

KILANG

PLN

INDUSTRI LAINKONDENSASI

PET. KIMIA LPG

PGN SUSUT + FLARE

PEMAKAIAN SENDIRI

Gambar 2.14 Pemanfaatan Gas Bumi Domestik 2005-2009

Gambar 2.15 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Th. 2009

20050

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

2006 2007 2008 2009 2010

*) Status until Nop 2009

KPS8.291 BSCFD

PERTAMINA1.045 BSCFD

TOTAL PRODUKSI

9.336 BSCFD

KILANG 0.8 %78.1 MMSCFD

PUPUK6.6 %

618.5 MMSCFD

PETROKIMIA 1.0 %92.4 MMSCFD

KONDENSAT 0.2 %15.2 MMSCFD

LPG 0.6 %57.2 MMSCFD

PGN8.4 %

787.6 MMSCFD

PLN7.9%

737.0 MMSCFD

KRAKATAU STEEL 0.6 %54.7 MMSCFD

INDUSTRI LAIN5.6 %

519.8 MMSCFD

PEMAKAIAN SENDIRI11.2 %

1,041.7 MMSCFD

SUSUT +FLARE5.4 %

506.6 MMSCFD

LNG39.8 %

3,314.0 MMSCFD

GAS PIPA9.6 %

803.4 MMSCFD

DOMESTIK

48.3 %

4,508,7 MMSCFD

EKSPOR

51.7 %

9,335.9 MMSCFD


30/253

29Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas 29Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas


31/253


Kebutuhan akan bahan bakar minyak dan

gas bumi di dalam negeri secara langsung

menuntut adanya ketersediaan fasilitas pengo-

lahan migas (kilang) yang memadai, baik dari

segi kapasitas maupun produksi. Indonesia

saat ini mempunyai beberapa jenis fasilitas

pengolahan migas, diantaranya adalah kilang

BBM, kilang LPG dan kilang LNG.

Kondisi sekarang, sekitar 63% kebutuhan

BBM domestik dipasok dari 10 kilang dalam

negeri, sedangkan sisanya diperoleh dari

pasar impor. Total kapasitas kilang terpasang

saat ini sebesar 1,157 juta barel per hari

dengan produksi BBM dalam kisaran 650 juta

barel per hari. Diantara kilang terpasang

tersebut, terdiri dari kilang Pertamina dengan

kapasitas terpasang 1.047,3 ribu barel per hari

ditambah kilang PPT Migas Cepu dengan

kapasitas terpasang sebesar 3,8 ribu barel per

hari dan kilang minyak swasta TWU sebesar

6.000 barel per hari dan kilang minyak TPPI

dengan kapasitas 100 ribu barel per hari.

Infrastruktur Kilang MinyakInfrastruktur Kilang Minyak

South China Sea

Pacific Ocean

PT. TPPIUP II Dumai UP VI BalonganPT. PATRA SK

UP II Sungai Pakning

UP V Balikpapan

UP III Plaju UP IV Cilacap UP VII KasimPUSDIKLAT CEPU

Gambar 2.17 Peta dan Lokasi Kilang Minyak Bumi


32/253


Infrastruktur Gas BumiInfrastruktur Gas Bumi

Peluang Investasi dalam Industri Migas

Kilang LPG

Untuk produksi LPG tahun 2010 diperkirakan adalah

sebesar 2,44 juta ton. Meningkat (15,09%)

daripada tahun 2009 sebesar 2,12 juta ton. Peningkatan ini

didukung oleh adanya produksi LPG dari PT Badak

(Bontang), Hess (Pangkah) dan PT Media Karya Sentosa

(Gresik), yang mulai memproduksi LPG pada tahun 2009.

Berikut ini adalah profil produksi LPG dalam negeri selama

lima tahun terakhir.

Kilang LNG

Dengan beroperasinya kilang LNG BP Tangguh, produksi

LNG dalam negeri saat ini dipenuhi oleh 3 kilang LNG yaitu

kilang PT Arun, PT Badak dan BP Tangguh. Produksi LNG

tahun 2010 diperkirakan adalah sebesar 24,10 juta ton, sedikit

mengalami penurunan dari tahun sebelumya yang mencapai

20,92 juta ton. Berikut adalah grafik produksi LNG lima tahun

terakhir.

BADAN USAHA LOKASI TON/HARI MMTPA

LOKASI TON/HARI MMTPA

Dumai 185 0.068

Musi 360 0.131

Cilacap 630 0.230Balikpapan 250 0.091

Balongan 1500 0.548

Mundu 100 0.037

Tugu Barat 18 0.007

Kaji 200 0.073

Prabumulih 200 0.073

Langkat 46.57 0.017

Lembak 125 0.046

Tambun 150 0.055

Gresik 160 0.058

Cilamaya 120 0.044

Cemara 102.3 0.037

Bontang 2,740 1.000

T. Santan 247 0.090

Arar 38 0.014

Jabung 1,315 0.480

Belanak 1,151 0.420

Ujung Pangkah 247

BADAN USAHA

0.090

PT. Pertamina (Persero)


PT. Pertamina (Persero)PT. Pertamina (Persero)


LPG dari Kilang Gas Pola Hilir

LPG dari Kilang Minyak


PT. Sumber Daya Kelola

PT. Medco LPG Kaji

PT. Titis Sampurna

PT. Maruta Bumi Prima

PT. Surya Esa Perkasa

PT. Odira Energy Persada

PT. Media Karya Sentosa

PT. Yudhistira Haka Perkasa

PT. Wahana Insannugraha

LPG dari Kilang Gas Pola HuluPT. Pertamina (Persero)

Chevron

Petrochina

Petrochina

Conoco

Hess

TOTAL YANG BEROPERASI 9,884 3.608

Tabel 2.3 Daftar Kilang LPG yang Beroperasi

Tabel 2.4 Daftar Kilang LNG yang Beroperasi

PT. Arun NAD 35,197.83 12.85PT. Badak Bontang 59,274.78 21.64

BP Tangguh Tangguh 20,817.39 7.6

TOTAL YANG BEROPERASI 115,290 42.09


33/253


Pengangkutan dan PenyimpananUsaha pengangkutan hilir migas selama ini meliputi

usaha pengangkutan BBM dan usaha pengangkutan gas

(LPG, gas pipa dan CNG).

Usaha penyimpanan BBM maupun gas (LPG, LNG) di

Indonesia telah melibatkan peran swasta dan badan usaha

milik negara dalam pembangunannya, guna mendukung

kecukupan suplai kebutuhan BBM maupun gas di tiap

wilayah.

Berdasarkan data Ditjen Migas tahun 2010, jumlah tangki

penyimpanan BBM darat milik Pertamina dan badan usaha

lain mencapai 1.611 tangki dengan total kapasitas 5,348 juta

kiloliter. Dari jumlah tersebut, 54% terkonsentrasi di Pulau

Jawa, Bali dan Nusa Tenggara.

Pengangkutan, Penyimpanan & NiagaPengangkutan, Penyimpanan & Niaga

NiagaKegiatan usaha niaga migas meliputi kegiatan impor

BBM, ekspor produk kilang maupun penjualan produk kilang

ke konsumen domestik. Kegaiatan tersebut bisa dilakukan

dalam bentuk usaha niaga dengan aset maupun tanpa aset

(trader). Bentuk usaha serupa juga dapat berlaku dalam

pengusahaan gas bumi yang terkait dengan kegiatan ekspor

LNG maupun impor LNG yang dilakukan oleh trader. Se-

dangkan penjualan gas bumi ke konsumen melalui pipa

maupun bejana khusus (dalam bentuk tabung) dapat dilaku-

kan oleh usaha niaga umum. Badan Usaha yang memiliki

izin usaha niaga dapat melakukan kegiatan pengangkutan

dan atau penyimpanan sebagai penunjang usaha niaganya

sepanjang tidak ada transaksi usaha pada rangakaian kegia-

tan usaha niaganya.

NAD228,861 KL

Kalbar7,000 KL

UPMS VI236,368 KL

UPMS VII224,140 KL

UPMS VIII282,544 KL

Riau & Kep. Riau93,981 KL

Kaltim9,073 KL

UPMS I848,214 KL

Sumut32,815 KL

Jakartadan Banten458,198 KL

UPMS II205,509 KL

UPMS III1,235,850 KL

Jawa Tengah2,000 KL

UPMS IV467,470 KL

UPMS V660,575 KL

Jawa Timur75,471 KL

Gambar 2.18 Fasilitas Penyimpanan BBM (di luar fasilitas BU Niaga)


34/253


Sejak jaman dahulu, Indonesia telah menjadi salah satu

negara tujuan investasi di bidang minyak dan gas bumi yang

banyak diminati. Potensi kekayaan alam yang ada menjadi

daya tarik tersendiri bagi investor. Untuk menggairahkan iklim

investasi, Pemerintah Indonesia membuat kebijakan dan

strategi perencanaan energi yang tepat. Berbagai kemuda-

han dan insentif dikeluarkan agar dapat menarik investor lokal

maupun asing untuk menanamkan modalnya di usaha Hulu

Migas Indonesia.

Industri Migas adalah industri yang bersifat padat modal

dan melibatkan banyak sekali pekerjaan untuk penyediaan

barang maupun jasa. Pada kegiatan hulu, peluang bisnis

yang timbul adalah sebagai pelaku kontrak kerjasama

(kontaktor kontrak kerja sama) migas atau CBM (Coal Bed

Methane) baik untuk lapangan baru maupun lapangan

marginal/mature. Selain itu juga terbuka kesempatan untuk

turut mengembangkan lapangan yang sudah berproduksi

melalui teknologi pengangkatan buatan (EOR) atau turut serta

dalam pengelolaan sumur tua.

Di sektor Hilir, pluang bisnis muncul pada setiap kegiatan

usaha hilir yaitu pengolahan, pengangkutan, penyimpanan

dan niaga. Dengan melihat kebutuhan energi nasional yang

terus tumbuh tentu memerlukan prasarana baru untuk

memenuhinya seperti pembangunan kilang baru atau

upgrading, pembangunan pipa gas, sarana pengangkutan

dan penyimpanan sampai dengan penjualan melalui SPBU

(Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum) atau pengisian gas

yang sekarang ini marak.

central processing plant, offshore java

Peluang

Investasi Migas 3


35/253


Seperti telah disebut sebelumnya, Indone-

sia mempunyai 60 cekungan sedimen yang

berpotensi mengandung hidrokarbon. Dari 60

cekungan, 22 cekungan sedimen sama sekalibelum pernah dilakukan kegiatan pengeboran

eksplorasi. Ditinjau dari rasio penemuan

cadangan, Indonesia termasuk wilayah yang

cukup menjanjikan dibanding negara-negara di

Asia Tenggara, yaitu mencapai rata-rata sekitar

30%. Faktor keberhasilan (Success Ratio) dari

kegiatan eksplorasi, termasuk deliniasi

rata-rata mencapai 38%, sedangkan keberhasi-

lan untuk sumur taruhan (wild cat) rata-rata

lebih tinggi dari 10%.

Sebagian besar lokasi cekungan yang

menarik untuk pengembangan blok baru

tersebut terletak di kawasan Timur Indonesia

dan berlokasi di offshore. Diantara lokasi

cekungan sedimen tersebut adalah di sekitar

pulau Sulawesi Offshore, Nusa Tenggara

Offshore, Halmahera dan Maluku, serta Papua

Offshore. Disamping rasio penemuan yang

kompetitif, biaya penemuan (Finding Cost)

untuk cekungan di kawasan yang sebagian

besar berlokasi di offshore, juga relatif lebih

rendah dibandingkan dengan wilayah lain di

Asia Tenggara.

Dengan rata-rata biaya penemuan migas

yang rendah, berdampak pada resiko investasi

terutama untuk modal awal yang besar pada

lokasi offshore. Dengan kondisi-kondisi diatas,

Indonesia bisa dibilang sebagai wilayah yang

sangat menjanjikan bagi investasi migas.

Sampai dengan akhir tahun 2010 status

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) berjum-

lah 246 KKKS.

Eksplorasi Blok

225 KKKS

Status KKKS akhir tahun 2009 :

terdiri dari 158 Eksplorasi,

17 PoD dan 50 ProduksiWilayah Kerja (WK) CBM yang ada

7 WK ditandatangani tahun 2008

dan 13 WK pada tahun 2009.

20 buah

13

7 CBM Contracts signing in year 2008:

1) Sekayu 5) BaritoBanjarI

2 ) Ben ti anBesa r 6 ) Bar itoBan ja rI I

3) I ndragiriHulu 7) SangattaI

4 ) K ut ai

8) OganKomering

9) SangattaII

10) Tabulako

3 CBM Contracts signing in

Mei2009:

5 CBM Contracts signingin August 2009 :

11) TanjungEnim

12) OganKomeringII

13) PulangPisau

14) BaritoTapin

15) Kotabu

5 CBM Contracts signingin November2009 :

16) Batangasin

17) Muara Enim

18) Rengat

19) Sanga-Sanga

20) Barito

Gambar 3.1 Peta Wilayah Kerja Migas

Gambar 3.2 Peta Wilayah Kerja CBM


36/253


Lebih dari 90% lapangan eksisting di

Indonesia saat ini telah mengalami penurunan

rata-rata sebesar 12% per tahun. Untuk

memacu peningkatan produksi lapanganeksisting bisa dilakukan dengan menggunakan

beragam teknologi pengeboran, seperti infill

drilling, work over, dan Enhance Oil Recovery

(EOR). Saat ini pemerintah dengan segala

kebijakan dan regulasinya, telah mendorong

kegiatan pengembangan lapangan eksisting

lewat mekanisme penawaran bagi hasil baru

maupun model insentif. Kondisi tersebut meru-

pakan peluang yang menarik bagi investor

dalam menanamkan modalnya untuk pengem-

bangan lapangan eksisting, salah satunya

melalui metode EOR atau pengurasan lanjut.

Lapangan Marginal

Lapangan minyak bumi status Marginal

saat ini sebanyak 52 lapangan. Pemerintah

menawarkan beberapa model insentif, dianta-

ranya adalah dengan bagi hasil secara khusus,

membebaskan DMO (DMO Holiday) serta

beberapa insentif lainnya untuk menggarap

lapangan marginal. Peluang investasi untuk

lapangan baru dengan status Marginal untuk

saat ini masih menarik kondisi pengembangan

lapangan yang kurang ekonomis bisa dihindari

karena penerapan beberapa insentif serta

kondisi harga minyak yang relatif tinggi.

Untuk mendorong pengembangan Lapa-

ngan Marginal, pemerintah c.q Menteri ESDM

mengeluarkan Permen ESDM No. 0008 Tahun

2005 tentang Insentif Pengembangan Lapa-

ngan Minyak Bumi Marginal. Berdasarkan

Permen MESDM No. 0008/2005 ini insentif

diberikan berupa pemberian tambahan

pengembalian biaya operasi sebesar 20% jika

rate of return yang diperoleh kontraktor lebihkecil dari 15%.

Lapangan Brown Field

Hampir semua lapangan di Indonesia

sudah mengalami masa puncak produksi

tertinggi dan sekarang pada kondisi masa

penurunan dari produksi primary recovery.

Belakangan ini pemerintah telah berusaha

meningkatkan produksi minyak melalui pening-katan recovery dari lapangan Brown Field.

Beberapa metode yang biasa dilakukan untuk

meningkatkan perolehan minyak pada

lapangan Brown Field diantaranya adalah

dengan metode work over dan stimulation

maupun infill drilling dengan mengunakan

sumur horisontal. Jumlah lapangan Brown

Field di Indonesia diperkirakan 255 lapangan

saat ini, dengan metode insentif dan pena-

waran kontrak baru dari pemerintah, pengem-

bangan lapangan ini tentu akan memberikan

peluang investasi di sektor Hulu Migas.

Lapangan Frontier

Saat ini terdapat 22 cekungan yang belum

dieksplorasi, di mana sebagian besar terletak

di daerah laut dalam. Beberapa lapangan

Minyak Bumi di daerah frontier juga belum

tergarap. Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi

Pengembangan Lapangan Produksi

Drilling operation, Ciasem offshore



37/253


di daerah frontier dan laut dalam tentu membu-

tuhkan teknologi tinggi dan membutuhkan

dana yang besar.

Sedangkan untuk blok yang berada di

Indonesia Timur khususnya dan sebagian

daerah barat dengan kondisi serupa, di mana

tidak tersedia data sub surface yang memadai,

pemerintah memberikan kemudahan dengan

menerapkan model kontrak di mana kontraktor

tidak berkewajiban untuk menyampaikan

komitmen pasti berupa pemboran eksplorasi

pada 3 tahun pertama; dalam hal ini kontraktor

hanya diwajibkan melaksanakan survei

seismik, di mana kontraknya dibatasi maksimal

3 tahun. Apabila hasil survei seismik tidak

menemukan prospek yang siap di bor, maka

kontrak diakhiri.

Pengusahaan Sumur Tua

Selain kesempatan investasi di wilayah

kerja baru, peluang investasi juga terbuka

untuk mengusahakan dan memproduksikanMinyak Bumi di lapangan-lapangan tua

(mature field) mengingat terms and

conditions-nya dibedakan dari kontrak bagi

hasil konvensional. Untuk pengusahaan dan

pemroduksian minyak di Sumur Tua, Pemerin-

tah c.q Menteri ESDM telah mengeluarkan

Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008

tentang Pedoman Pengusahaan Pertam-

bangan Minyak Bumi pada Sumur Tua.

Berdasarkan Permen MESDM No. 01/2008 ini

KUD, BUMD, Usaha Kecil atau Koperasi

berkesempatan mengusahakan dan mem-

produksikan minyak di Sumur Tua bekerja

sama dengan Kontraktor KKS dengan me-

kanisme imbal hasil.

Farm In - Farm Out

Dalam penawaran wilayah kerja, dikenal

istilah Farm In - Farm Out, yaitu pengalihan

interest dari pemegang wilayah kerja yang ada

ke perusahaan lain atau bentuk konsorsium.

Beberapa investor lebih menyukai metode

Farm In maupun membeli melalui participating

interest dari suatu wilayah kerja yang jelas

sudah berproduksi, dengan alasan masalah

resiko investasi yang lebih rendah dan

prosesnya yang lebih cepat. Pada tahun 2010,

proses pengalihan interest mencapai 33 kasus

yang telah disetujui pemerintah.

Pengembangan Lapangan Produksi



38/253


Wilayah Kerja Gas Metana Batubara/Coal

Bed Methane (CBM)adalah daerah tertentu

yang diberikan kepada Badan Usaha atauBentuk Usaha Tetap di dalam Wilayah Hukum

Pertambangan Indonesia untuk melaksanakan

Pengusahaan Gas Metana Batubara.

Wilayah Kerja Gas Metana Batubara

berasal dari :

1. Wilayah Terbuka Gas Metana Batubara

(sepenuhnya)

2. Wilayah Kerja yang tersedia (tidak ada

peminat/pemenang pada proses tender

sebelumnya)

3. Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi

4. Wilayah Pertambangan Batubara

(PKP2B/KP Batubara)

5. Wilayah Tumpang Tindih antara Wilayah

Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah

Kerja Pertambangan Batubara.

Berdasarkan Permen ESDM No. 036 Tahun

2008 Kontraktor Migas yang telah memenuhi

komitmen pasti 3 tahun pertama masa eksplo-

rasi di Wilayah Kerja Migas dan Kontraktor

PKP2B/Pemegang KP Batubara yang telah

melakukan kegiatan eksploitasi batubara

paling sedikit 3 tahun di Wilayah PKP2B atau

Wilayah KP Batubara diberi kesempatan

pertama untuk mengajukan Penawaran Lang-

sung melalui Evaluasi Bersama.

Sedangkan pada wilayah tumpang tindih

antara Wilayah kerja Migas dan Wilayah

PKP2B/KP Batubara, Kontraktor Migas diberi-

kan kesempatan pertama untuk mengajukan

usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi

Bersama.

Prosedur penawaran semua Wilayah Kerja

CBM, baik untuk Evaluasi Bersama maupun

Studi Bersama melalui proses lelang. Badan

Usaha/Bentuk Usaha Tetap yang telah melaku-

kan Evaluasi Bersama maupun Studi Bersama

hanya mempunyai hak untuk minimal meny-amakan terhadap penawaran tertinggi (right to

match).

Pengusahaan CBM

Deepseaice Drill Rig, Bintumi



39/253


Kilang BBM

Kebutuhan BBM dalam negeri saat ini

sekitar 37% dipenuhi dari impor. Dengan

meningkatnya kebutuhan BBM dari tahun ke

tahun, ketergantungan Indonesia terhadap

impor BBM diperkirakan akan semakin mening-

kat. Melihat kondisi yang ada, pemerintah

mendorong adanya pembangunan kilang

minyak baru untuk meningkatkan kehandalan

penyediaan BBM dari dalam negeri.

Ada beberapa rencana pembangunan

kilang minyak baru maupun rencana revitalisasi

kilang minyak yang telah ada. Program Revital-

isasi Kilang Minyak ini diluncurkan oleh

Pertamina pada tahun 2008 untuk mengejar

secara cepat kebutuhan tambahan kapasitas

penyediaan BBM yang saat ini sepertiganya

masih diimpor.

Dengan adanya rencana-rencana pem-

bangunan kilang tersebut, maka kebutuhan

BBM ke depan dapat diproyeksikan

sebagaimana Gambar 3.4.

Peran investor sangat diperlukan dalam

pembangunan kilang BBM, mengingat

teknologi dan biaya pembangunan yang relatif

mahal.

Kebutuhan BBM danRencana Pembangunan Kilang Baru

Nama Proyek Kapasitas (MBSD) Tahun Operasi

Kilang Banten tahap I 150 2014

Balongan Refinery II 200 2016

Tuban Jatim 200 2015

Tabel 3.1 Pembangunan Kilang Baru

Nama ProyekKapasitas

(MBSD)

Tahun

Operasi

UpgradingKilang Minyak Cilacap 20 2013

RefurbismentKilang Plaju(perbaikan unit FCC)

14,5 2013

RevampingKilang Minyak Dumai Up to 200 2014

UpgradingKilang Minyak Balikpapan 40 2015

Tabel 3.2 Revitalisasi Kilang Minyak

Gambar 3.4 Proyeksi Kebutuhan BBM

2000

0

300,000

600,000

900,000

1,200,000

1,500,000

1,800,000

2,100,000

2005 2010 2015 2020

Volume (bbl/hari)

Konsumsi Produksi DN Suplai BBM BBN

- Pertumbuhan demand sebesar 5 % per tahun- Suplai BBM = Produksi DN + Impor- Akhir th 2009 Kilang Tri Wahana Universal (6 ribu barel/hari)

dan Kilang Muba (0,8 ribu barel/hari) mulai beroperasi.- Akhir th 2014 Kilang Banten (150 ribu barel/hari) mulai beroperasi- Akhir th 2015 Kilang Balongan II

(200 ribu barel/hari) mulai beroperasi- Akhir th 2016 Kilang Tuban(200 ribu barel/hari) mulai beroperasi.

MUBAKAPASITAS: 0,8 MBSD

PRIVATE, UNDER CONSTRUCTION

PLANNING

TAMBAHAN KAPASITAS 550,8 MBSD

BANTEN IKAPASITAS: 150 MBSD

BALONGAN IIKAPASITAS: 200 MBSD

TUBANKAPASITAS: 200 MBSD

Gambar 3.3 Rencana Pembangunan Kilang Minyak


40/253


Kilang LPG

Sejak diberlakukannya UU Migas, kesempatan berbisnis

LPG terbuka lebar. Ini karena pihak-pihak selain Pertamina

berkesempatan memasuki bisnis LPG. Kesempatan ini pun

direspon positif oleh para pelaku usaha. Ini terlihat dari

adanya LPG yang dipasarkan dengan merk-merk seperti Blue

Gas dan My Gas selain merk Pertamina sendiri.

LPG dapat dihasilkan dari kilang minyak maupun kilang

gas. Kilang LPG yang berbahan baku gas bumi ada yang

mengikuti pola hulu atau pola hilir. Untuk kilang LPG pola hulu

umumnya dimiliki oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama

(KKKS), sedangkan kilang LPG pola hilir dimiliki oleh Badan

Usaha yang telah memperoleh izin usaha pengolahan gas

bumi yang diterbitkan oleh pemerintah.

Peluang usaha LPG sendiri kedepan semakin prospek

mengingat adanya kebijakan konversi minyak tanah ke LPG.

Dengan kebijakan ini diperkirakan pasar LPG dalam negeri

akan meningkat tajam, dari kisaran 1,2 juta MT/th menjadi 5,6

juta MT/th pada tahun 2012.

Pada tahun 2009 beberapa kilang LPG mulai beroperasi

antara lain : Conoco Philips (Natuna, 420 MTPA), Hess (Ujung

Pangkah, 90 MTPA), PT. Media Karya Sentosa (Gresik, 58

MTPA), PT. Yudhistira Haka Perkasa (Cilamaya, 44 MTPA), PT.

Wahana Insan Nugraha (37 MTPA) dan PT. Badak (Bontang,

1000 MTPA). Sedangkan tahun 2010 ini PT. Gasuma FederalIndonesia (Tuban, 22 MTPA) direncanakan mulai beroperasi

pada tahun 2010 dan pada tahun 2011 ada penambahan 131

MTPA lagi dari PT. Tuban LPG Indonesia.

Kilang LNG

Kilang LNG sekarang ini ada tiga lokasi, yaitu Arun,

Bontang dan Tangguh. Dikarenakan kebutuhan dan

penemuan lapangan gas yang relatif besar, maka untuk

masa-masa mendatang pemerintah merencanakan penam-

bahan kilang LNG di Natuna, Donggi-Senoro dan Masela,

selain optimasi di kilang eksisting. Peluang untuk investasi

pengembangan maupun pembangunan kilang LNG masih

terbuka luas saat ini, mengingat di masa depan kebutuhan

akan bahan bakar gas semakin besar dan diprioritaskan.

Sama halnya dengan kilang LPG, kilang LNG ada yang

mengikuti pola hulu dan ada pula yang mengikuti pola hilir.

Yang termasuk kilang LNG pola hulu adalah kilang PT Arun (di

NAD, 12,85 MMTPA), kilang PT Badak (di Bontang, Kaltim,

21,64 MMTPA) dan kilang LNG BP (di Tangguh, 7,6 MMTPA).

Sedangkan yang termasuk kilang LNG pola hilir adalah milik

PT Senoro Donggi LNG (di Sulawesi Tengah, 2 MMTPA). Pada

tahun 2014 rencananya akan dibangun kilang LNG dengan

kapasitas 335 MMSCFD. Pembangunan kilang LNG ini

melengkapi kebutuhan infrastruktur untuk memenuhi paso-

kan gas alam cair di Jawa dan Sumatera dimana pemerintah

akan membangun tiga terminal penampungan gas alam cair

(Floating Storage Receiving Terminal, FSRT). FSRT ini diban-

gun di Sumatera Utara, Jawa Timur dan Jawa Barat, diperkira-

kan mulai beroperasi pada akhir tahun 2011.Terminal penampungan terapung itu akan dimanfaatkan

untuk menampung pasokan LNG dari Blok Tangguh dan Blok

Mahakam Kalimantan serta LNG dari lokasi lain seperti Qatar.

Kebutuhan BBM danRencana Pembangunan Kilang Baru

2005

0

2010 2015 2020

MPTA

Production

Import

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

PELUANG BISNIS LPG

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

CONTRACTED DOMESTIC

CONTRACTED EXPORT

COMMITED DOMESTIC

POTENTIAL DOMESTIC

POTENTIAL DOMESTIC

POTENTIAL EXPORT

0

14,000

MMSCFD

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

Gambar 3.5 LPG Supply - Demand Gambar 3.6 Gas Supply - Demand (2007 - 2015)


41/253


Pengangkutan dan Penyimpanan Migas

Dengan semakin terbatasnya keleluasaan

pasokan BBM ke SPBU-SPBU di Jawa yangpadat penduduk maka diperlukan sarana

transportasi yang aman dan mampu

mengangkut BBM dalam jumlah besar dan

sebagai mata rantai dalam pendistribusian

BBM, ketersediaan infrastruktur penyimpanan

juga sangat penting. Terlebih mengingat

kondisi geografis Indonesia yang kepulauan.

Mengingat infrastruktur penyimpanan yang

ada saat ini masih terkonsentrasi di Pulau Jawa

(48%), maka sangat perlu dikembangkan

penyimpanan BBM di luar pulau Jawa yang

disesuaikan dengan tingkat konsumsi

masing-masing daerah untuk mendukung

kelancaran pendistribusian BBM. Hal ini mem-

berikan peluang bagi badan usaha dalam

usaha penyimpanan BBM khususnya bagi

daerah-daerah di luar Pulau Jawa.

Selain fasilitas penyimpanan untuk BBM,

fasilitas penyimpanan untuk minyak mentah

juga diperlukan mengingat besarnya impor

minyak mentah domestik. Sebagian besar

impor berasal dari Timur Tengah untuk kebutu-

han kilang Cilacap.

Niaga Migas

Untuk mengantisipasi kebutuhan BBM

dalam negeri yang meningkat, perlu diadakan

fasilitas pendukung yang memadai. Untuk itu

di beberapa tempat dibangun transit terminal

baru, pemeliharaan dan pembangunan sarana

lainnya seperti Depot Pengisian Pesawat

Udara (DPPU) dan Stasiun Pengisian Bahan

Bakar (SPBU) melalui pola swastanisasi.

Bisnis SPBU di Indonesia memiliki prospek

yang cerah. Saat ini jumlah SPBU di Indonesiahanya sekitar 3.547 SPBU, dimana 3.515 buah

dimiliki oleh PT. Pertamina dan sisanya dimiliki

oleh Badan Usaha Swasta. Besaran konsumsi

BBM untuk transportasi pada kisaran 30an juta

kl/th. Dengan jumlah SPBU seperti di atas,

maka rata-rata penjualan setiap SPBU pada

2010 berada pada kisaran 21 kl/hari.Nilai ini masih cukup menarik bila ditinjau

dari margin BBM jenis Premium dan Solar

adalah Rp 180/l serta Pertamax Rp 325/l.

Karena dengan nilai investasi awal di luar tanah

berkisar antara Rp 3,5 - 4,5 milyar, diharapkan

investasi dapat kembali dalam jangka 7 tahun.

Dengan meningkatnya jumlah kendaraan

bermotor serta berubahnya komposisi jenis

kendaraan (saat ini didominasi oleh sepeda

motor), maka peluang membangun SPBU baru

juga terbuka.

Pengangkutan,Penyimpanan & Niaga

Fasilitas Pengangkutan dan Niaga


42/253


Dengan meningkatnya kegiatan usaha

Minyak dan Gas Bumi membawa dampakterhadap kegiatan usaha penunjang migas

dengan memaksimalkan potensi nasional.

Peluang bisnis bagi usaha penunjang migas

berkaitan dengan usaha-usaha pencarian

cadangan migas, peningkatan produksi migas

dibidang usaha hulu migas dan usaha-usaha

peningkatan pelayanan melalui pengem-

bangan jenis dan kapasitas fasilitas penyaluran

produk migas di bidang usaha hilir migas.

Peranan Usaha penunjang meliputi Jasa

Konstruksi atau Non Konstruksi dan Industri

penunjang (material, peralatan dan pemanfaat

migas). Untuk Jasa Konstruksi terutama

dibutuhkan dalam pembangunan platform

mengingat kedepannya eksplorasi mengarah

ke laut. Sedangkan Jasa Non Konstruksi

banyak dibutuhkan mulai dari jasa survei

seismik sampai dengan pelatihan.

Industri Penunjang juga sangat dibutuhkan

dalam menunjang efektifitas eksplorasi dan

eksploitasi. Industri pipa, casing dan tubing,

Wellhead, dan bahan kimia merupakan produk

unggulan dan terbesar yang dibutuhkan oleh

sektor hulu.

Peluang InvestasiUsaha Penunjang Migas

Gambar 3.7 Nilai Investasi Hulu Migas

2011 2012 2013 2014MBOPD (Minyak) 970 990 1 1.01 4.935

MMSCFD (Gas) 8.915 8.926 8.646 9.144 44.552

Investasi(BUMN)

Investasi(SWASTA)

Unit/Lokasi - - 1 1 3

Barel/hari - - 62 150 337

Investasi(BUMN)

Investasi(SWASTA)

Unit/Lokasi - - - - 2 lokasi

KL - - - - 35

Investasi(SWASTA)

Uni t/ Lokasi 2 k il ang 3 k il ang - - 4 k il ang

(Ton/hari) 650 868 - - 1.268

Investasi(APBN)

Investasi

(BUMN)Investasi(SWASTA)

Unit/Lokasi 1

(Ton/tahun) 800 800

(BPD) 3

(Ton/hari) 54

Investasi (SWASTA) 148,03 199,67

Un it /Lo ka si 3 l ok as i 1 l ok as i 1 l oka si 5

(MMSCFD) 774 400 500 1.674

Investasi (BUMN) 182 204 387

Investasi(SWASTA)

Unit 1 1

(MMSCFD) 335 335

Investasi(BUMN)

Ruas 2 1 2 2 7

Km 85 200 516 675 1.476

Investasi 48 135 499 389 1.071

Unit/Lokasi 2 Lokasi 1 lokasi - - 9

Km 60 218,8 - - 472

Investasi (BUMN) 100 100 300

Investasi (SWASTA) 160,95 129,78 86,96 65,22 588,26

Unit/Lokasi 4 4 4 4 20

SR 16 16 16 16 80

Investasi(APBN)

Unit/Lokasi 1 lokasi 1 lokasi 1 1 5

MMSCFD 1 1 1 2 5

Investasi(SWASTA)

Unit/Lokasi - - - - 1

M.Ton/Hari - - - - 5

Investasi(SWASTA)

Kota 1 1 1 - 3

Unit 7 7 7 - 21

Investasi(APBN)

NO PROYEKKAPASITAS &

INVESTASI (US$ JUTA)

TAHUNTOTAL

1 Produksi Minyak dan GasBumi

402 0 106 1.427 2.449

2.915 3.92 3.97 5.93 19.605

0 1.859

- - - 4.4 4.4

2 Kilang minyak

0 0 1.438

- 10,16

6 Kilang LPG

13,44 13,44 13,44 40,32

3 Tangki BBM

- - -

- - 187,86

188 - - - 188

7 Kilang Hasil Olahan

8 LNG Receiving Terminal

348,2

95,61 28,72

2.809 2.809

10 Jaringan Transmisi Gas

11 Pipa Distribusi

5 55 698,5 1601,7

9 Kilang LNG

31,7 143,9

13 CNG (Mother Station)

8,69 1,61 1,61 3,18 20,58

12 Pipa Gas Untuk RumahTangga

29,6 27,4 29,6

- 1,5

15 Pemanfaatan Gas UntukAngkutan Umum(Pembangunan SPBG) 10,83 12,28 15,81 - 38,92

14 LPG (Depo dan Filling Plant)

- - -

Tabel 3.3 Proyek Infrastruktur Bidang Migasi 2011 - 2014

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Juta US$

Total

Produksi

Pengembangan

Eksplorasi

5.867,62

3.799,49

1.400,50

667,64

8.167,00

5.298,38

1.893,15

975,46

8.523,90

5.405,50

2.069,43

1.048,97

10.737,00

6.954,46

2.318,15

1.464,39

12.096,00

7.374,22

2.819,99

1.901,79

11.344,71 12.454,48

6.895,98 7.195,44

2.880,92 2.924,14

1.567,81 2.334,90

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


43/253


Peluang investasi di bidang penyediaan

infrastruktur gas bumi tidak kalah menariknya.

Salah satu infrastruktur yang sangat diperlukan

adalah jaringan pipa gas. Ketersediaan

jaringan pipa gas sangat diperlukan untuk

menunjang proses transmisi dan distribusi Gas

Bumi. Master Plan Jaringan Transmisi dan

Distribusi Gas Bumi Nasional seperti terlihat

pada gambar 4.9.

Sasaran pemerintah dalam jangka pendek

(2009) untuk jaringan transmisi dan distribusi,

termasuk juga jaringan gas kota adalah

penyempurnaan dan pemutahiran Rencana

Induk Jaringan Transmisi dan Wilayah Distri-

busi Gas Bumi Nasional dengan mengacu

pada ketersediaan pasokan dan kebutuhanpasar yang terintegrasi. Selain mengintegrasi-

kan Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas

Bumi sesuai dengan Rencana Induk Jaringan

Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional,

pemerintah juga merencanakan tersedianya

jaringan gas kota. Dalam jangka menengah

(2018), target pemerintah adalah terwujudnya

pembangunan Jaringan Transmisi dan Distri-

busi (termasuk jaringan gas kota) sepanjang

7.558,3 km dan 2.733,15 km seperti terlihat

pada tabel 4.8 berikut.

Sedangkan untuk jangka panjang (2025),

diharapkan pembangunan jaringan Transmisi

dan Distribusi sepanjang 15.166,6 km dan

5.466,3 km dapat terwujud.

Rencana IndukPipa Transmisi/Distribusi

Kategori Jar ingan Pipa

No Pulau Transmisi

(Km)

Distribusi

(Km)

1 Sumatera 1.661,3 843

2 Jawa 1.654 1.244,15

3 Kalimantan 1.975 302

4 Sulawesi 854 100

5 Natuna Timur 1.414 -

6

Maluku & Papua -

244

Total 7.558,3 2.773,15

Tabel 3.4 Master Plan Jaringan Pipa Transmisidan Distribusi Tahun 2018

Gambar 3.8 Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional


44/253


45/253


Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber

Daya Mineral Nomor 035 Tahun 2008, penawaran

dilakukan melalui:

Lelang (Reguler Tender)

Wilayah kerja secara berkala, disiapkan oleh Departe-

men Energi dan Sumber Daya Mineral cq. Direktorat

Jenderal Minyak dan Gas Bumi.

Penawaran Langsung (Direct Proposal Tender)

Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap (BU/BUT) mengaju-

kan usulan Wilayah Kerja kepada Departemen Energi

dan Sumber Daya Mineral. Usulan itu ditindaklanjuti

dengan studi bersama (joint study) di wilayah terbuka.

Sedangkan evaluasi bersama (joint evaluation)

dilaksanakan di Wilayah Kerja Migas dan pertam-

bangan batubara. Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap

yang telah mengajukan joint study/joint evaluation

Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL-1

Documents

Transcript of Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL-1