FORUM ENERGIZING INDONESIA Optimalisasi …fei-ilunigpkftui.com/assets/Seminar FEI-PGD 2017/9- Danny...
Transcript of FORUM ENERGIZING INDONESIA Optimalisasi …fei-ilunigpkftui.com/assets/Seminar FEI-PGD 2017/9- Danny...
PT PERUSAHAAN GAS NEGARA (Persero) Tbk
FORUM ENERGIZING INDONESIA
Optimalisasi Pemanfaatan Gas Bumi Domestik
untuk Ketahanan Energi Nasional Jakarta, 16 Maret 2017
Tantangan Pengelolaan Gas Bumi
Indonesia dengan Tantangan Spesifiknya Membutuhkan Postur Bauran Energi
Gas Bumi Dalam Target Postur Bauran Energi Untuk Ketahanan, Kemandirian dan Kedaulatan Energi Nasional
Pencapaian postur bauran energi ideal memiliki nilai stratejik untuk nasional yaitu:
a. Kemandirian energi melalui optimasi pemanfaatan energi domestik;
b. Ketahanan energi melalui penyediaan energi yang handal tanpa ada kepentingan yang lebih dominan;
c. Kedaulatan energi melalui pengurangan impor energi dan fokus pada energi domestik.
Sumber: RIJTGBN, PGN, Booz (2013), Diolah
Realitas Energi Indonesia
Sejak tahun 2004 mulai menjadi
Importir minyak.
Produksi minyak domestik sekitar
830 ribu barel per hari sedangkan
konsumsi mencapai 1,6 juta barel
per hari (2016). Sehingga
diperlukan Impor migas mencapai
sekitar 1 juta barel setara crude
per hari.
Beban impor minyak Indonesia
dapat dikurangi melalui konversi
minyak ke gas bumi
Rasio cadangan – produksi
minyak Indonesia menyisakan
12 tahun sedangkan gas bumi
37,9 tahun (BP World Energy
Review, 2015)
Produksi migas sejak tahun 2001 didominasi gas bumi
• Pemenuhan energi nasional dilakukan melalui
strategi bauran energi (KEN ditetapkan
dengan PP No. 79 Tahun 2014).
• Dengan kebutuhan energi yang terus
meningkat, porsi gas bumi dalam target
bauran energi nasional 22% sampai 24%.
• Porsi minyak menurun adapun energi primer
yang lain meningkat.
MB
OE
49 % 25 %
20 % 22 % 22 %
24 %
Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016
Tahun 2016, Indonesia
memproduksi gas bumi
+1.418 barel setara
minyak per hari (SKK
Migas, 2016) namun
hampir 42% masih
diekspor.
Optimalisasi pemanfaatan
gas bumi domestik dapat
mengurangi porsi impor
minyak sekaligus
penerapan energi bersih di
Indonesia
Sumber: KESDM, 2015
Infrastruktur gas bumi masih
minim (20% dari rencana)
sehingga membatasi pemanfaatan
gas bumi domestik
Kebutuhan infrastruktur domestik
sesuai dengan road map
penyediaan gas bumi 2015-2030
memerlukan investasi mencapai
48,2 milyar USD.
Tantangan Optimalisasi Gas Bumi Domestik
Fluktuasi produksi gas bumi di hulu
(volume, harga, waktu produksi)
1
Tidak terintegrasinya perencanaan
infrastruktur gas bumi nasional 2
Tidak menariknya skema
pengembangan infrastruktur 3
Tidak meratanya demand antar
wilayah dan antar segmen
pengguna
4
Regulasi yang tidak sesuai dengan
kebutuhan sektor 5
Tantangan sepanjang rantai nilai gas bumi dan tata kelola gas bumi
Konsep mengatasi tantangan:
Penyelarasan aspek pasokan – permintaan –
infrastruktur – harga dengan dukungan
perbaikan regulasi
Solusi Menjawab Tantangan
Pengelolaan Gas Bumi
Sinkronisasi Perencanaan Nasional
Rencana Induk Infrastruktur
Gas Bumi
RoadMap Klasterisasi Industri
Neraca Gas Bumi Indonesia Revitalisasi Pupuk Rencana Kelistrikan
+
• Keberhasilan penyaluran gas bumi membutuhkan sinkronisasi antara elemen Produksi/Alokasi Gas,
Infrastruktur, dan Demand, dikarenakan sifat gas bumi yang sulit (tidak praktis) untuk disimpan dan
penyalurannya tidak dapat menggunakan infrastruktur publik (berbeda dengan BBM).
• Keberhasilan sinkronisasi ini ditunjukkan oleh Harga yang merupakan keseimbangan antara:
o Harga hulu gas bumi (Upstream price) yang merefleksikan tingkat keekonomian serta
attractiveness dari investor
o Investment payback untuk pengembangan infrastruktur midstream (penyaluran dan distribusi
gas)
o Kemampuan dan kemauan beli pengguna gas
• Pengaturan sektor kedepan diarahkan untuk menghilangkan duplikasi pengembangan infrastruktur
dan kanibalisme pasar eksisting.
• Demand gas bumi dari berbagai sektor
pengguna terutama pengguna besar
(pupuk, kelistrikan, baja)
• Demand gas bumi retail dikelola melalui
BU Niaga Gas Bumi
• Neraca Gas Bumi memuat supply –
demand gas bumi nasional
• Alokasi gas bumi diberikan Menteri
ESDM kepada pengguna akhir atau
BU Niaga Gas Bumi dengan
memperhatikan Neraca Gas Bumi
+
• Rencana Induk Infrastruktur Gas Bumi
memuat infrastruktur eksisting maupun
rencana pengembangan
• Izin pengembangan infrastruktur
diberikan Menteri ESDM atau kepala
BPH Migas kepada BU Hilir Gas Bumi
sesuai rezim perizinan infrastruktur dan
rencana induk.
Regulasi Tata kelola Gas Bumi Nasional masih dalam proses penyempurnaan, baik pada regulasi fundamental
maupun regulasi turunan. Proses penyempurnaan ini dilakukan oleh multi-stakeholder secara parsial dalam rangka
menunjang daya saing industri.
UUD 1945
UU No. 22/2001
PP No. 36/2004 PP No. 30/2009 *
Peraturan BPH
No. 8/2013
Permen ESDM
No. 19/2009
Peraturan BPH
No. 15/2008
Peraturan BPH
No. 15/2016
Permen ESDM
No. 07/2005
Permen ESDM
No. 06/2016
Aspek Alokasi
dan Niaga Aspek Infrastruktur
Aspek Niaga dan
Pengusahaan
1
2
3 4
Proses revisi
Proses revisi Proses revisi
4
3
4
* Kebijakan perubahan pengaturan harga BBM & gas bumi domestik yang ditetapkan oleh pemerintah sesuai hasil judicial review MK
Perpres No.40/2016
Permen ESDM
No. 40/2016
4
4
Perbaikan Regulasi
Perubahan Pola Penyaluran dari Point to Point ke Sistem Grid
Pengelolaan Hilir Gas Bumi secara Terintegrasi
Portofolio
Infrastruktur Portofolio Pasok Portofolio Demand
Perubahan pola penyaluran menjadi
sistem Grid akan membawa benefit :
1. Pasokan gas tersedia dari multi
source sehingga dapat melakukan
portofolio pasok untuk menjaga
kehandalan pasokan,
2. Keekonomian infrastruktur pipa
dihitung sebagai satu kesatuan
sehingga meningkatkan skala
keekonomian,
3. Jaminan jangka panjang untuk
utilisasi infrastruktur hilir melalui
penambahan supply point untuk
LNG,
4. Infrastruktur melayani penyaluran
gas bumi ke seluruh segmen
pengguna akhir.
Point to Point
Grid
Single Gas Source Bulk Customer
Penyaluran melalui Pipa Penyaluran point to point :
1. Single source sehingga sangat
tergantung kondisi produksi sumur
2. Keekonomian infrastruktur mengikuti
durasi ketersediaan pasokan gas
3. Tidak ada jaminan jangka panjang
untuk utilisasi infrastruktur hilir
4. Infrastruktur menyalurkan gas bumi
ke bulk customer saja (pembangkit,
industri)
Tahapan Pelaksanaan Penyesuaian Harga Gas Domestik Kompetitif
Rasionalisasi Pengelolaan
Disparitas
Alokasi Untuk Nilai
Tambah Tata Kelola Gas
a. Evaluasi kewajaran
biaya dan harga yang
ditetapkan (cost vs price);
b. Optimasi keekonomian
biaya infrastruktur melalui
pengaturan Pemerintah:
• Tingkat IRR = 12%
• Nilai OPEX sesuai
best practice
• Umur ekonomis ~
umur teknis dengan
penjaminan utilisasi
• Evaluasi kewajaran
nilai CAPEX;
c. Pengaturan besaran
margin dan biaya niaga
sesuai dengan best
practice
d. Penetapan biaya
infrastruktur dan niaga
Implementasi skema
agregasi harga untuk
mengelola disparitas harga
gas seiring perubahan dari
pola penyaluran point to point
menuju sistem Grid.
Pembedaan harga untuk setiap
segmen industri dengan
prioritas pada sektor industri
dengan nilai tambah terbesar.
Penyempurnaan tata kelola
gas bumi yang membangun
keberlanjutan :
• Pengembangan
infrastruktur dan pasar gas
di seluruh Indonesia
• Penyediaan gas bumi
domestik dengan harga
kompetitif dan handal
• Penentuan peran bagi
BUMN, BUMD, dan
swasta;
1 2 3 4
1d
2 3
4 1c
1b
1a Evaluasi
Kewajaran
Optimasi
Keekonomian
Pengaturan
Penetapan
Pengelolaan Disparitas Akurasi Alokasi
Sistem – Tata Kelola Gas
Strategi Harga Gas
Domestik Kompetitif
Perbaikan Pengaturan Harga Gas Bumi
Peran PGN menuju Ketahanan Energi
Nasional
12
Distributor/Wholesale
Hulu
Industri dan Pembangkit Listrik
Komersial
Rumah Tangga
Transportasi
MRU
CNG Station
Jaringan Distribusi
Transporter
Pipa Transmisi
Off-Takers
GTA Gas Transportation Agreement (Toll Fee)
GSA Gas Sales Agreement (Gas Price)
GSPA Gas Sales and Purchase Agreement
Pengelolaan terintegrasi melalui penyediaan gas bumi secara bundled
service (infrastruktur dan molekul gas bumi) dan pengembangan
infrastruktur sampai ke pengguna akhir.
Model pengelolaan terintegrasi menjamin percepatan pemanfaatan gas
bumi domestik untuk efisiensi nasional
Pengelolaan gas dilakukan oleh PGN secara terintegrasi untuk seluruh
wilayah sehingga memungkinkan didapatkannya pemerataan
Accessibility dan mengakomodasi Affordability dari setiap daerah.
Pengelolaan Terintegrasi
FSRU
Conoco Phillips
Corridor PSC
Pertamina EP Asset 1
P. Susu Field
Pertagas Inti Daya Latu Prima
Ex. Jambi Merang
Pertamina EP Asset 1
Benggala 1 Field
Pertamina EP Asset 2
South Sumatera
Pertamina TAC Ellipse
Jatirarangon TAC
Pertamina EP
Asset 3
Tangguh LNG
Bontang LNG
PHE WMO
West Madura Offshore PSC
Santos
Madura Offshore PSC
Lapindo Brantas
Brantas PSC
BBG&WNE, IKD, SNR
Ex TSB
Husky CNOOC
Ex. Madura Strait PSC
Gagas Energi Indonesia
Ex. WMO PSC
Conventional Gas Sources, Major Gas Suppliers
Conventional Gas Sources
LNG Sources
1,595 MMscfd Volume pengelolaan distribution and
transmission PGN pada 9M-2016
Penyediaan Pasokan Gas dari Berbagai Sumber
Penyediaan dari berbagai sumber pasok untuk menjamin kehandalan
penyaluran gas bumi ke Pelanggan akhir
Pengembangan Infrastruktur Pipeline dan Beyond Pipeline
6 Pipa Transmisi Kalija Tahap I
Jaringan Distribusi
Pipa Transmisi Eksisting
Rencana Pipa
FSRU
Pipa Transmisi SSWJ
Pipa Transmisi Grissik – Duri
Pipa Transmisi Grissik – Batam – Singapore
3
2
1
3
2 1
5
4
5
4
FSRU Jawa Barat (NR)
FSRU Lampung
FSRU Lampung FSRU Jawa Barat
Medan
Pipa Transmisi
Pekanbaru
Batam
Jawa Bagian Barat
Lampung 6
Gas Kota Tarakan
Gas Kota Sorong
Infrastruktur PGN saat ini merepresentasikan
± 80% dari seluruh infrastruktur gas hilir Indonesia
5 MRU (DKI, Gresik, Bandung) 1 Cluster CNG (Jateng)
11 SPBG (Batam,
Lampung, DKI, Bogor,
Surabaya, Cilegon)
Jawa Bagian Timur
5845 5853 6014 6067
7026 7278
2011 2012 2013 2014 2015 2016
Kilo
met
er
Pertambahan Panjang Pipa
Jawa Bagian Tengah
Palembang
Penyaluran Gas Bumi ke Seluruh Segmen Pengguna
PGN melayani seluruh segmen pengguna domestik melalui penyaluran secara langsung ke pengguna akhir, untuk
mengelola competitiveness gas bumi (nilai tambah pemanfaatan gas bumi, willingness to pay pengguna).
1. Pengelolaan gas bumi domestik oleh PGN dalam 10 tahun terakhir, mengalami kenaikan signifikan sebesar 61 %
2. Pengelolaan gas PGN 9M - 2016 (distribusi dan transportasi) sebesar 1.595 MMSCFD setara dengan
pengelolaan 280 ribu BOEPD atau 40% dari total produksi gas bumi Indonesia tahun 2016
Closing Remarks
1. Optimalisasi pemanfaatan gas bumi domestik untuk mencapai target porsi gas bumi
dalam bauran energi nasional sangat penting dalam mewujudkan kemandirian,
ketahanan dan kedaulatan energi.
2. Penyelarasan aspek pasok – permintaan – infrastruktur – harga dengan dukungan
perbaikan regulasi diperlukan untuk menjawab tantangan dalam optimalisasi
pemanfaatan gas bumi domestik.
3. Pengelolaan gas bumi terintegrasi melalui perubahan pola penyaluran dari Point to
Point menjadi sistem Grid dan perbaikan pengaturan harga gas bumi akan
membawa benefit berupa kehandalan pasokan gas, perluasan jangkauan layanan
dan akses, serta harga gas bumi yang optimal melalui portofolio pasokan dan
jaminan utilisasi infrastuktur secara jangka panjang.
Terima Kasih