Lakip KESDM Tahun 2011

RINGKASAN EKSEKUTIF

CAPAIAN KINERJA TAHUN 2011

Kementerian ESDM merupakan Kementerian yang memiliki lingkup tugas cukup luas,

setidaknya mencakup 4 bidang strategis yaitu: bidang migas, bidang ketenagalistrikan, bidang

mineral dan batubara, dan bidang energi baru, terbarukan dan konservasi energi serta bidang

lainnya.

Berdasarkan Perpres 24 tahun 2010 tentang Kedudukan Tugas dan Fungsi Kementerian Negara

serta Susunan Organisasi Tugas dan Fungsi Eselon I Kementerian Negara, tugas Kementerian

ESDM adalah menyelenggarakan urusan di bidang energi dan sumber daya mineral dalam

pemerintahan, untuk membantu Presiden dalam menyelenggarakan pemerintahan negara.

Sedangkan dalam melaksanakan tugasnya, Kementerian ESDM menyelenggarakan fungsi antara

lain: perumusan, penetapan, dan pelaksanaan kebijakan di bidang energi dan sumber daya

mineral; pengelolaan barang milik kekayaan negara yang menjadi tanggung jawab Kementerian

ESDM; pengawasan atas pelaksanaan tugas di lingkungan Kementerian ESDM; dan pelaksanaan

kegiatan teknis yang berskala nasional.

Sesuai dengan tugas dan fungsi di atas, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral memiliki

peran stategis dalam pembangunan nasional. Peran tersebut meliputi berbagai aspek yang

dalam pelaksanaannya membutuhkan adanya kerja sama dan koordinasi dengan seluruh

pemangku kepentingan (stakeholders).

Sektor ESDM tetap menjadi andalan dan berpengaruh dalam mendukung pembangunan dan

perekonomian nasional, baik melalui sisi fiskal, moneter maupun sektor riil. Disamping itu sektor

ESDM juga memiliki peranan penting yaitu sebagai penjamin sumber pasokan (energi dan

minerba) yang didukung oleh harga energi yang terjangkau dan kemampuan meningkatkan

nilai tambah.

PERAN SEKTOR ESDM

Laporan Akuntabilitas Kinerja Pemerintah ( LAKIP ) KESDM Tahun 2011

Dari sisi fiskal, sektor ESDM berkontribusi terhadap penerimaan negara (revenue) tapi di

sisi lain menimbulkan konsekuensi subsidi energi. Dari moneter, komoditas ESDM yang

bersifat adminestered price akan berperan terhadap besaran/dinamika inflasi nasional.

Sedangkan dari sektor riil, secara timbal balik, sektor ESDM berperan terhadap tumbuhnya

investasi dan di saat bersamaan juga membutuhkan investasi untuk berkembang.

Semua ini pada akhirnya akan menjadi landas gerak untuk pembangunan nasional yang

dilakukan melalui four tracks yaitu pertumbuhan (pro-growth), penciptaan lapangan kerja

(pro-job), pemerataan pembangunan dengan orientasi pengentasan kemiskinan (pro-poor),

dan kepedulian terhadap lingkungan (pro-environment).

Peran Kementerian ESDM tersebut juga dilaksanakan berdasarkan landasan hukum yang

sudah sesuai dengan hirarki. Dimulai dari landasan konstitusional yaitu UUD 1945 pasal 33

ayat 2, 3 dan 5, kemudian landasan kebijakan nasional yaitu RPJP dan landasan operasional

yang terdiri dari 5 Undang-undang dan peraturan turunannya sebagai amanat dari

peraturan yang lebih tinggi dan/atau dalam rangka melaksanakan tugas dan fungsi

penyelenggaraan negara.

Kinerja sektor ESDM secara umum dapat dinilai dari capaian indikator kinerja sektor ESDM

yang mencakup antara lain, penerimaan sektor ESDM, subsidi energi, investasi, pasokan

energi dan mineral, dan pembangunan daerah (Dana Bagi Hasil dan Community

Development). Selain itu, capaian kinerja sektor ESDM juga dapat terlihat dari kegiatan

atau capaian-capaian pembangunan yang berhasil dilaksanakan selama tahun berjalan

seperti pembangunan infrastruktur, penandatangangan kontrak-kontrak ESDM,

penyelesaian permasalahan, dan prestasi-prestasi kinerja strategis lainnya.

KERANGKA LEGISLASI KESDM

taE ykS aD R M n aau rn tetu ahk Kesej


Peran Kementerian ESDM tersebut juga dilaksanakan berdasarkan landasan hukum yang

sudah sesuai dengan hirarki. Dimulai dari landasan konstitusional yaitu UUD 1945 pasal 33

ayat (2), (3) dan (5), kemudian landasan kebijakan nasional yaitu RPJP dan landasan

operasional yang terdiri dari 5 Undang-undang dan peraturan turunannya sebagai amanat

dari peraturan yang lebih tinggi dan/atau dalam rangka melaksanakan tugas dan fungsi

penyelenggaraan negara.

Dalam implementasi pola pikir pengelolaan energi dan sumber daya mineral nasional dijabarkan

menjadi 7 tujuan dan 14 sasaran strategis yang saling terkait untuk melaksanakan peran ESDM

sebagai penjamin sumber pasokan (energi dan minerba) yang didukung oleh harga energi yang

terjangkau dan kemampuan meningkatkan nilai tambah

PEMETAAN TUJUAN DAN SASARAN

Perwujudan tujuan dan sasaran strategis di atas membutuhkan proses perencanaan, pemantauan

dan evaluasi. Selanjutnya ukuran keberhasilan pencapaian kinerja sasaran strategis ini dilakukan

melalui penerapan Indikator Kinerja Utama (IKU) sebagai berikut:


INDIKATOR KINERJA UTAMA

Sebagaimana terlihat dalam bagan di atas, kinerja utama Sektor ESDM dapat menjadi indikator keberhasilan

pembangunan nasional, antara lain: penerimaan negara, pembangunan daerah, investasi, subsidi, penyediaan energi

dan bahan baku domestik serta efek berantai termasuk menciptakan lapangan kerja, yang secara tidak langsung

akan memperbaiki Human Development Index (HDI).

LAKIP KESDM Tahun 2011 merupakan LAKIP tahun kedua pelaksanaan Rencana Strategis KESDM Tahun 2010-2014,

oleh sebab itu disamping melaporkan perbandingan antara capaian kinerja (performance results) dengan Rencana

Kinerja (Performance Plan) Tahun 2011, dalam LAKIP Tahun 2011 ini juga berisi informasi capaian kinerja yang

relevan dari capaian kinerja periode sebelumnya.

Pada Tahun 2011 ini, telah dilaksanakan berbagai upaya dalam rangka pelaksanaan kebijakan ESDM. Hasil‐hasil

capaian strategis dari berbagai kegiatan Kementerian ESDM selama kurun waktu tersebut diuraikan, sebagai

berikut:

Penggerak Utama Perekonomian Nasional

Sebagai sumber penerimaan negara, sektor ESDM tiap tahunnya memberikan kontribusi sekitar 30% terhadap

penerimaan nasional. Pada tahun 2011, realisasi penerimaan sektor ESDM mencapai Rp. 352,15 triliun atau 29,4%

terhadap perkiraan penerimaan

nasional sebesar Rp. 1.199 triliun.

Penerimaan sektor ESDM tersebut,

bila dibandingkan dengan target

APBN-P 2011 yang sebesar Rp. 324

triliun, capaian kinerja mencapai

109%, sedangkan jika dibandingkan

dengan penerimaan tahun 2010

sebesar Rp. 289 triiliun adalah

sebesar 122%. Selanjutnya peran

atau kontribusi penerimaan negara

Penerimaan Nasional 100%

(1.199,5 Triliun)



sektor ESDM terhadap APBN adalah sebesar 29,4%, seperti dapat digambarkan dalam grafik di bawah ini.

Secara rinci, grafik di bawah ini

menunjukkan bahwa trend

realisasi penerimaan sektor ESDM

dalam 6 tahun terakhir mengalami

pertumbuhan positif. Hal ini

menunjukkan bukti bahwa sektor

ESDM masih mempunyai peran

yang besar dalam penerimaan

APBN.

Minyak dan gas bumi masih

merupakan komoditi primadona,

dimana 77% penerimaan sektor

ESDM atau Rp 272 triliun berasal

dari penerimaan migas, dan

selebihnya Rp 77 triliun dari

pertambangan umum (22%), Rp. 0,55 triliun dari panas bumi (0,2%), dan Rp. 1,76 triliun dari penerimaan lainnya

(0,5%).

Peningkatan Produksi Energi Nasional

Untuk mendukung peningkatan kebutuhan energi nasional yang terus bertumbuh maka dibutuhkan adanya

peningkatan produksi energi dan sumber daya mineral secara berkelanjutan.

Secara umum, produksi minyak dan gas bumi tahun 2011 lebih rendah dibandingkan tahun 2010. Di sisi lain,

produksi batubara mengalami peningkatan dari tahun 2010 sebesar 6%. Namun, apabila energi fosil dilihat sebagai

satu kesatuan (as single comodity), produksi energi fosil mengalami peningkatan dibandingkan tahun 2010.

Produksi energi fosil Indonesia tahun 2011 ditargetkan sebesar 6.239 ribu BOEPD (Barel Oil Ekuivalen Per Day). Pada

realisasinya, produksi energi fosil Indonesia tahun 2011 mencapai 5.782 ribu BOEPD atau 93% terhadap target tahun

2011. Produksi energi fosil tersebut ekivalen dengan 101,5% realisasi tahun 2010 sebesar 5.698 ribu BOEPD.

Peningkatan tersebut berasal dari produksi batubara yang diperkirakan mencapai 293 juta ton atau 106%

dibandingkan tahun 2010 sebesar 275 juta ton. Secara rinci capaian kinerja sasaran ini dapat dilihat pada tabel

berikut ini:

PRODUKSI ENERGI FOSIL


Meningkatnya Jumlah Investasi Sektor ESDM

Peningkatan jumlah produksi ESDM tidak dapat di lepaskan dari pertumbuhan jumlah investasi. Dengan demikian

jelas bahwa untuk menjamin ketersediaan energi dan sumber daya mineral secara merata dan berkesinambungan

juga dibutuhkan adanya pertumbuhan jumlah investasi.

Total investasi sektor ESDM pada tahun 2011 mencapai US$ 27,11 miliar, angka ini masih dibawah target yang

diharapkan yaitu sebesar US$ 30,4 miliar. Hal tersebut menjadi lesson learned bagi Kementerian ESDM untuk

peningkatan kinerja kedepan. Namun jika dibandingkan dengan investasi tahun 2010 sebesar US$ 22.098 juta (year

to date), terdapat peningkatan investasi sebesar 23%.

Tidak tercapainya target investasi tahun 2011 ini antara lain disebabkan karena kegiatan operasi sektor ESDM

mengalami kendala seperti pengadaan lahan terutama bidang minyak dan gas bumi di daerah, dan izin dari

Pemerintah Daerah. Sementara bidang ketenagalistrikan, tidak tercapainya rencana investasi tahun 2011

disebabkan oleh terkendalanya penyelesaian Proyek 10.000 MW Tahap I yang tidak sesuai jadwal akibat adanya

permasalahan-permasalahan seperti pengadaan lahan, perizinan daerah, dan kendala teknis pembangkit, dan

terlambatnya penerbitan DIPA SLA

Iklim investasi yang kondusif sangat penting bagi para pelaku usaha dan bagi Pemerintah sendiri, karena mayoritas

investasi di sektor ESDM berasal dari pendanaan swasta. Sebagai gambaran rencana investasi sektor ESDM tahun

2010-2014 diperkirakan sekitar Rp.

1.480 triliun. Mayoritas investasi

sektor ESDM dilakukan dari Non-

APBN yang terdiri dari swasta sekitar

Rp. 1.016 triliun dan BUMN sekitar

Rp. 384 triliun. Sedangkan porsi

pendanaan Pemerintah dalam

investasi tersebut hanya sekitar 5%

atau Rp. 80,7 triliun. Untuk tahun

2011, realisasi pendanaan Pemerintah

untuk investasi sektor ESDM hanya

sekitar 8,2% dari rata-rata total

investasi sektor ESDM sekitar Rp.

186,6 triliun.

Perkembangan nilai investasi sektor

energi dan sumber daya mineral,

sejak tahun 2005 sampai dengan

tahun 2011, dapat dilihat pada grafik di samping ini.

NILAI INVESTASI SEKTOR ESDM



Berkurangnya Subsidi Energi Sehingga Mengurangi Beban APBN

Salah satu hasil akhir yang ingin dicapai oleh Kementerian ESDM adalah berkurangnya subsidi BBM dan listrik guna

mengurangi beban APBN. Dari tabel dibawah ini, dapat dilihat bahwa pada tahun 2011 ini realisasi subsidi energi

yang terdiri dari BBM, LPG dan listrik keseluruhannya masih di bawah target yang ditetapkan.

No. Indikator Kinerja Satuan Target Realisasi Capaian

1. Jumlah subsidi BBM, BBN dan LPG

Rp Triliun 129,7 168,2 70,3%

Ribu KL 40,49 41,42 97,7%

2. Jumlah subsidi Listrik Rp Triliun 65,6 93,3 57,8%

Perkembangan besarnya subsidi energi selama 6 tahun terakhir, terlihat pada grafik dibawah ini.

Besarnya subsidi BBM/LPG bervariasi

tiap tahunnya, tergantung dari

konsumsi dan harga minyak. Jumlah

subsidi BBM, BBN, dan LPG di tahun

2011 ini mencapai Rp 261,5 Triliun atau

66,1% dari target yang ditetapkan. Hal

tersebut disebabkan karena realisasi

subsidi BBM, BBN dan LPG yang jauh

dibawah kuota akibat penguatan nilai

kurs rupiah. Jika dibandingkan dengan

jumlah subsidi di tahun 2010, pada

tahun 2011 ini jumlah subsidi

mengalami peningkatan 70%, hal ini disebabkan karena meningkatnya jumlah konsumsi BBM akibat bertambahnya

jumlah kendaraan bermotor.

Pembangunan Daerah

Disamping sebagai kontributor penting terhadap penerimaan nasional, sektor ESDM juga turut mendukung

pembangunan daerah, antara lain melalui dana bagi hasil (DBH), kegiatan community development (comdev) dan

corporate social responsibility (CSR), listrik perdesaan, program Desa Mandiri Energi (DME) dan penyediaan air bersih

(pemboran air tanah).

Capaian kinerja pendukung pembangunan daerah adalah sebagai berikut:

Indikator Kinerja Pembangunan Daerah Sektor ESDM


1. Jumlah dana bagi hasil sektor

ESDM

Rp Triliun 43,6 40,9 94%

2. Jumlah CSR sector ESDM Rp Miliar 1.565 1.658 106%

3. Jumlah jaringan distribusi Kms/ 15.813/ 17.306/ 104,65%



listrik(kms) dan gardu distribusi

listrik

MVA 370 369,6

4. Jumlah desa mandiri energi

(DME)

DME 50 51 102%

5. Jumlah sumur bor daerah sulit air Titik Bor 255 260 102%

Dana bagi hasil (DBH) adalah dana yang bersumber dari pendapatan APBN yang dialokasikan kepada daerah

berdasarkan angka persentase tertentu untuk mendanai kebutuhan daerah dalam rangka pelaksanaan

desentralisasi, sebagaimana Undang-Undang Nomor 33/2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah

Pusat dan Pemerintahan Daerah. DBH sektor

ESDM bersumber dari kegiatan minyak bumi,

gas bumi dan pertambangan umum, serta

panas bumi.

Dana Bagi Hasil (DBH) sektor ESDM pada

tahun 2011 ini mencapai sebesar Rp. 40,9

triliun yang terdiri dari minyak bumi Rp. 16,4

triliun, gas bumi Rp. 11,7 triliun,

pertambangan umum Rp. 12,3 triliun dan

panas bumi Rp. 0,5 triliun. Capaian DBH

tahun ini lebih rendah dari target yang telah

ditetapkan yaitu sebesar 43,6% atau capaian

kinerjanya sebesar 94%.

Di sektor energi dan sumber daya mineral, community development (comdev) adalah bagian dari tanggung jawab

korporat (Corporate Social Responsibility) yang merupakan komitmen bisnis untuk berkontribusi dalam

pembangunan ekonomi berkelanjutan, bekerja dengan para karyawan perusahaan, keluarga karyawan tersebut

berikut komunitas setempat (lokal) dan masyarakat secara keseluruhan, dalam rangka meningkatkan kualitas

kehidupan.

Kegiatan comdev dilakukan antara lain melalui: Ekonomi (peningkatan pendapatan, perbaikan jalan, sarana

pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah), Pendidikan dan Kebudayaan (kelompok usaha, pelatihan,

perencanaan), Kesehatan (kesehatan terpadu, air bersih), Lingkungan (penanaman bakau, reklamasi) dan lainnya

(kegiatan sosial, penyuluhan, pembangunan sarana olah raga).



Pada tahun 2011 realisasi

dana Comdev dan CSR sektor

ESDM yang digunakan untuk

pengembangan Masyarakat

dan untuk mendukung

kegiatan-kegiatan sangat

penting di masyarakat

melampaui target yang telah

ditetapkan sebesar 106%,

yaitu dari target 1,6 Triliun

realisasinya mencapai Rp 1,7

Triliun. Dana Comdev dan CSR ini berasal dari perusahaan pertambangan umum, perusahaan migas dan perusahaan

listrik.

Desa Mandiri Energi (DME) merupakan program yang baru diluncurkan pada tahun 2007 dan merupakan terobosan

dalam mendukung diversifikasi energi dan penyediaan energi daerah perdesaan. Program ini terdiri dari DME

berbasis Bahan Bakar Nabati (BBN) dan non-BBN.

DME berbasis BBN antara lain menggunakan

bahan baku energi jarak pagar, kelapa, sawit

singkong dan tebu. Sedangkan DME berbasis non-

BBN memanfaatkan sumber energi terbarukan

setempat antara lain mikrohidro, angin, surya dan

biomassa.

Pada tahun 2011 direncanakan pembangunan DME

sebanyak 50 desa, yang terdiri dari 35 DME

berbasis non-BBN dan 15 DME berbasis BBN.

Sampai dengan akhir Desember 2011, seluruh

pembangunan DME tersebut dapat terselesaikan,

bahkan sedikit melebihi target, yaitu 51 DME

karena adanya pengalihan jenis fisik dari PLT

Mikrohidro menjadi PLT Pikohidro (2 unit).

Sehingga total DME yang telah dibangun sejak

tahun 2009 sebanyak 191 DME.

Program pembangunan daerah lainnya, yang

bersentuhan langsung dengan masyarakat adalah

program penyediaan air bersih melalui pemboran air

tanah. Program tersebut dilakukan sejak tahun 1995

melalui pendanaan dari APBN. Sejak dimulainya

program pengeboran air tanah tersebut, lebih dari

satu juta jiwa telah menikmati ketersediaan air bersih

ini.

Pada tahun 2011 Kementerian ESDM menargetkan

sebanyak 260 lokasi titik bor yang dapat

direalisasikan, yang terdiri dari 255 titik/lokasi

No. Perusahaan2009

(Rp Miliar)2010

(Rp Miliar)

2011 (Rp Miliar)

Target Realisasi Capaian (%)

1. Perusahaan Migas

215.5 425.0 266 178 67%

2. Perusahaan Listrik

94.0 90.3 99 89 90%

3. Perusahaan Pertambangan Umum

1,002.4 952.2 1.200 1.391 116%

TOTAL 1,311.9 1,467.5 1.565 1.658 106%

Kementerian Energidan Sumber Daya MineralDirektorat Jenderal EnergiBaru Terbarukan danKonservasi Energi

€ EBTKE KESDM -2011

Riau

3 lokasi

Riau

1 lokasi

Kalteng

1 lokasi

Sulut

1 lokasi

DME BBN (SINGKONG)

PETA SEBARAN DME BBN 2011

Kalbar1 lokasi

Kalbar

1 lokasi

Sulbar

1 lokasi

DME BBN (NIPAH)

DME BBN (BIOMAS)

DME IMPLEMENTASI BIOGAS RT

Jabar1 lokasi

Jateng1 lokasi

NTB1 lokasi

DIY

1 lokasi

Riau2 lokasi

0

50

100

150

200

250

300

6 6 614

5 3 3 2

2434 28

6172

139

26

100

255

JUM

LA

H P

EN

GE

BO

RA

N

Jumlah Titik Pengeboran Air Tanah


pemboran air sumur dalam dan 5 titik/lokasi pemboran sumur pantau, untuk memenuhi kebutuhan air bersih di

daerah sulit air. Pelaksanaan kegiatan pem-boran tersebut menghasikan total debit air sebesar 2.256,12 liter/jam

dengan peruntukan sebanyak 626.700 Jiwa didaerah sulit air/desa tertinggal.

Meningkatnya Kemampuan Pemanfaatan Energi Terbarukan

Ketergantungan terhadap kebutuhan energi dari waktu ke waktu mengalami peningkatan, sedangkan kemampuan

ketersediaan sumberdaya energi konvensional dari waktu ke waktu mengalami penurunan akibat ekploitasi untuk

memenuhi kebutuhan tersebut. Untuk itu dilakukan upaya-upaya untuk meningkatkan kemampuan pemanfaatan

energi alternatif. Capaian kinerja usaha ini dalam tahun 2011 adalah sebagai berikut:


1. Pangsa energi primer untuk pembangkitlistrik

% 95,24 95,22 99,9

Pangsa Minyak Bumi % 12 19 158,3

Pangsa Gas Bumi % 30 26 86,7

Pangsa batubara % 49 46 93,9

Pangsa panas bumi % 4,24 4,22 99,5

2. Pangsa energi baru terbarukan lainnya % 7,08 7,08 100

Pangsa Tenaga Air % 7 7 100

Pangsa Bio Diesel Bio Energi % 0,08 0,08 100

Upaya pemanfaatan energi alternatif untuk

pembangkit tenaga listrik secara nasional dari

tahun ke tahun menunjukkan terjadinya

penurunan penggunaan BBM rata-rata 8% per

tahun, demikian pula halnya dengan penggunaan

batubara, gas, dan panas bumi sejak tahun 2007

sampai 2011 trend pertumbuhannya bergerak

positif dengan pertumbuhan rata-rata masing-

masing 2%, 8% dan 7% per tahun.

Selain hal tersebut diatas, dalam rangka upaya memenuhi kebutuhan energi domestik, diversifikasi energi

merupakan program prioritas, khususnya pengembangan energi baru terbarukan (EBT) atau energi alternatif non-

BBM. Pembangkit listrik EBT terdiri dari PLTP, PLTS, PLTB, PLTMH, Pikohidro dll dimana kapasitas terpasangnya

ditingkatkan terus setiap tahunnya. Pengembangan sumber-sumber energi dalam rangka diversifikasi energi

meningkat setiap tahun.

Dalam tahun 2011 ini, pangsa energi baru terbarukan telah mencapai 7,08% dari keseluruhan pangsa energi

nasional, yang terdiri dari eergi air 7% dan bio diesel 0,08% .

Energi PrimerTahun

2007 2008 2009 2010 2011

Batubara 43% 35% 39% 38% 46%

Gas 19% 17% 25% 25% 26%

BBM 27% 36% 25% 22% 19%

Panas Bumi 3% 3% 3% 3% 4%

Air 8% 9% 8% 12% 7%

Bio Diesel 0% 0% 0% 0% 0.08%



Pemberdayaan Kapasitas Nasional

Terwujudnya pemberdayaan nasional diukur melalui 2 indikator kinerja yaitu: penggunaan tenaga

kerja lokal dan penggunaan kandungan lokal (produk

dalam negeri).

Selanjutnya realisasi penggunaan tenaga kerja lokal

yang digunakan dalam pelaksanaan kegiatan sektor

ESDM adalah sebesar 55,5% dibandingkan target

48% atau melampaui target yang ditetapkan sebesar

115,6%. Begitu pula dengan penggunaan produk dalam negeri (local content) yang digunakan dalam

pelaksanaan kegiatan sektor ESDM di tahun 2011 ini

melebihi target yang ditetapkan sebesar 103%, atau dari target sebesar 48% terealisasi sebesar 55,5%.

Meningkatnya Kemampuan Pengungkapan dan Pemanfaatan Potensi ESDM

Kegiatan eskplorasi dan eksploitasi ESDM bukanlah pekerjaan yang mudah sebab umumnya potensi di sektor ini

berada di dalam perut bumi. Oleh sebab itu, dituntut kemampuan penguasaan teknologi yang tinggi. Terkait dengan

hal ini maka pemerintah berusaha untuk meningkatkan kemampuan pengungkapan dan pemanfaatan potensi ESDM

guna meningkatkan jumlah produksi yang akhirnya akan menjamin ketersediaan pasokan ESDM dalam negeri secara

berkesinambungan.

Selanjutnya, kegiatan eksplorasi dan eksploitasi ESDM harus didukung dengan penyediaan basis data yang baik

(misalnya berupa data usulan WKP, peta geologi, data dan informasi mitigasi), produk penelitian dan pengembangan

(misalnya berupa paten dan hak cipta, makalah dan pilot plant serta demo plant). Oleh sebab itu, capaian kinerja

sasaran ini juga digambarkan melalui berbagai indikator kinerja sebagaimana yang terlihat pada tabel di bawah ini:

No Indikator kinerja Satuan Target Realisasi Capaian

1. Jumlah peta geologi yang dihasilkan dan

digunakan

Peta 905 996 110%

2. Jumlah usulan Paten dan Hak Cipta Buah 6 6 100%

3. Jumlah masukan/rekomendasi kebijakan Rekomenda

si

43 43 100%

4. Pertambahan makalah Ilmiah yang dipublikasikan dalam Jurnal Nasional maupun

Internasional dan Laporan Ilmiah

Makalah 96 140 145,8%

5. Jumlah pilot plant, demo plant atau rancangan/produk rancang bangun penerapan

teknologi unggulan bidang Energi Dan Sumber

Daya Mineral

Pilot plant 31 31 100%

Terwujudnya Tata Kelola Kepemerintahan Yang Baik

Salah satu komitmen utama pemerintah yang dituangkan dalam RPJM 2010-2014 adalah perwujudan pemerintahan

yang baik (good governance). Keberhasilan hal ini dapat digambarkan melalui berbagai indikator antara lain: (1)

pengelolaan keuangan Negara melalui kualitas laporan keuangan; (2) penyelesaian tindak lanjut hasil pengawasan;

(3) penerapan manajemen berbasis kinerja. Secara umum hasil capaian kinerja dari sasaran-sasaran strategis yang

terkait dengan penerapan tata kelola pemerintahan yang baik telah menunjukkan capaian kinerja yang memuaskan.

Indikator kinerja Satuan

Target

Realisasi Capaian

1. Persentase Jumlah

Tenaga Kerja Nasional Sektor

ESDM

% 95.95 99 103

2. Persentase penggunaan barang

dan jasa produksi dalam negeri

% 48 55.5 115.6


Sebagai contoh opini hasil audit BPK terhadap laporan keuangan KESDM adalah Wajar Tanpa Pengecualian (WTP),

sedangkan capaian kinerja lainnya adalah:

No Indikator kinerja Satuan Target Realisasi Capaian

1. Penyelesaian LHP dan MHP

yang tepat waktu

LHP/ MHP 165 144 87.27%

2. Penyelesaian kasus atas

kewajiban penyetoran kepada kas negara

Rp

US

33.625.839.669,

5

2.342

390.577.928

0

1,162 %

0

3. Opini BPK terhadap LK Opini WTP WTP 100%

Berdasarkan evaluasi internal atas LAKIP DESDM dapat disimpulkan bahwa meskipun secara umum realisasi kinerja

telah sesuai dengan harapan, namun masih diperlukan komitmen dan langkah-langkah strategis melalui penajaman

berbagai program dan kegiatan, sehingga hasil pembangunan sektor ini dapat dimanfaatkan dengan sebaik-baiknya

untuk meningkatkan kesejahteraan masyarakat. Selain itu, guna menciptakan birokrasi yang efesien dan efektif,

Kementerian ESDM berkomitmen untuk melaksanakan reformasi birokrasi secara komprehensif sesuai dengan

Grand Design dan Roadmap Reformasi Birokrasi Nasional.




DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ...............................................................................................................i

RINGKASAN EKSEKUTIF .................................................................................................... iii

DAFTAR ISI ....................................................................................................................... xiii

DAFTAR TABEL ............................................................................................................... xiv

DAFTAR GRAFIK ............................................................................................................. xviii

DAFTAR GAMBAR ............................................................................................................. xx

DAFTAR ISTILAH . ........................................................................................................... xxiii

BAB 1 PENDAHULUAN .......................................................................................................1

1.1. Isu dan Kondisi Lingkungan Strategis Terkait Pengelolaan ESDM .....................2

1.2. Ringkasan Kinerja Kementerian ESDM Tahun 2006-2010.................................9

1.3. Peran dan Posisi KESDM Sebagai Regulator....................................................24

1.4. Tugas dan Fungsi KESDM ...............................................................................26

BAB 2 RPJM 2010 – 2014 .................................................................................................... 31

2.1. Kondisi Umum ............................................................................................... 31

2.2. Visi dan Misi Pembangunan Nasional ............................................................ 33

2.3. Prioritas dan Sasaran Pembangunan Nasional ..............................................34

2.4. Permasalahan dan Sasaran Pembangunan ....................................................35

2.5. Strategi dan Arah Kebijakan...........................................................................39

2.6. Program Pembangunan dan Target Tahun 2011 Sektor ESDM .....................41

BAB 3 PERENCANAAN STRATEGIS .................................................................................44

3.1.Visi dan Misi ......................................................................................................45

3.2.Tujuan dan Sasaran Strategis ...........................................................................46

3.3.Indikator Kinerja Utama ...................................................................................................... 54

BAB 4 RENCANA KINERJA ....................................................................................................................57

4.1. Rencana Kerja Pemerintah Tahun 2011 - Sektor ESDM ...................................................57

4.2.Kebijakan dan Strategi Tahun 2011 - Sektor ESDM .........................................................60

4.3. Rencana Kinerja Tahun 2011 - Kementerian ESDM ...........................................66

BAB 5 AKUNTABILITAS KINERJA ............................................................................................72

5.1. Gambaran Umum Pengukuran Capaian Kinerja Tahun 2011 ..................................72

5.2. Capaian Indikator Kinerja Utama ..........................................................................73

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1. Tahapan Program Percepatan 10.000 MW Tahap II ..............................................3

Tabel 1.2. Proyeksi Pangsa Penyediaan Per Jenis Energi (%) .................................................5

Tabel 1.3. Program Konversi Minyak Tanah ke LPG .......................................................... 8

Tabel 1.4. Penghematan Setelah Program Konversi ...........................................................13

Tabel 1.5. Supply dan Demand Produksi Batubara............................................................ 18

Tabel 1.6. Perkembangan Produksi Mineral ..................................................................... 19

Tabel 1.7. Perkembangan Produksi Mineral ..................................................................... 19

Tabel 1.8. Perkembangan Pembangunan Ketenagalistrikan ........................................... 20

Tabel 1.9. Bauran Energi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik ............................................ 20

Tabel 1.10. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM ......................................................................... 21

Tabel 1.11. Realisasi Anggaran KESDM 2006-2010 ........................................................... 24

Tabel 1.12. Jumlah Pegawai Negeri Sipil Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral29

Tabel 1.13. Jumlah Pegawai Negeri Sipil Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

Menurut Pendidikan TMT 1 Maret 2011 ........................................................... 30

Tabel 2.1. Sasaran Pembangunan Nasional Sektor ESDM ............................................... 37

Tabel 3.1. Indikator Sasaran dan Target Kinerja .............................................................. 52

Tabel 3.2. Target Indikator Kinerja Utama ....................................................................... 55

Tabel 4.1. Rencana Investasi Sektor ESDM ...................................................................... 65

Tabel 4.2. Tujuan 1: Terjaminnya pasokan energy dan bahan baku domestik

domestik .......................................................................................................... 66

Tabel 4.3. Tujuan 2: Meningkatnya investasi sektor ESDM .............................................. 67

Tabel 4.4. Tujuan 3: Terwujudnya peran penting sektor ESDM dalam penerimaan

Negara ............................................................................................................. 67

Tabel 4.5. Tujuan 4: Terwujudnya peningkatan peran sektor ESDM dalam

Pembangunan daerah ..................................................................................... 67

Tabel 4.6. Tujuan 5: Terwujudnya pengurangan beban subsidi BBM dan Listrik .............. 67

Tabel 4.7. Tujuan 6: Peningkatan peran penting sektor ESDM dalam peningkatan surplus

Neraca perdagangan dengan mengurangi impor............................................. 68

Tabel 4.8. Tujuan 7: Terwujudnya peningkatan efek berantai/ketenagakerjaan ............... 68

Tabel 5.1. Capaian Indikator Kinerja Utama ..................................................................... 73

Tabel 5.2. Daftar Penandatanganan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Tahun 2011............77


Tabel 5.3. Penandatanganan KKS WK GMB Tahun 2011 .................................................. 79

Tabel 5.4. Potensi Wilayah Kerja Panas Bumi ................................................................... 80

Tabel 5.5. Perkembangan Produksi Uap PLTP.................................................................. 82

Tabel 5.6. Produksi Biodiesel dan Bioethanol .................................................................. 83

Tabel 5.7. DMO Batubara Tahun 2011 ............................................................................. 87

Tabel 5.8. Tenaga Kerja Nasional dan Tenaga Kerja Asing .............................................. 88

Tabel 5.9. Indikator Kinerja Pemberdayaan Kapasitas Nasional ...................................... 89

Tabel 5.10. Supply Demand BBM Indonesia ....................................................................... 90

Tabel 5.11. Perkembangan DME Tahun 2009 -2011 .......................................................... 91

Tabel 5.12. Indikator Kinerja Sasaran 1 .............................................................................. 93

Tabel 5.13. Produksi Energi Fosil ....................................................................................... 94

Tabel 5.14. Produksi Batubara Tahun 2011.........................................................................102

Tabel 5.15. DMO Batubara Tahun 2011 .............................................................................103

Tabel 5.16. Produksi Mineral ..............................................................................................104

Tabel 5.17. Supply Demand BBM Indonesia .......................................................................106

Tabel 5.18. Kapasitas Desain Kilang LPG yang Beroperasi di Indonesia .............................108

Tabel 5.19. Indikator Kinerja Sasaran 2...............................................................................110

Tabel 5.20. Indikator Kinerja Sasaran 3 ..............................................................................112

Tabel 5.21. Pangsa Energi Primer ...................................................................................... 113

Tabel 5.22. Proyeksi Pangsa Penyediaan Per Jenis Energi (%) ...........................................114

Tabel 5.23. Kapasitas Terpasang PLTMH Tahun 2011 ........................................................ 115

Tabel 5.24. Kapasitas Terpasang PLT Bayu/Angin Per Provinsi .........................................116


Tabel 5.26. Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga ..................118

Tabel 5.27. Perkembangan Jumlah Sambungan Rumah yang Dialiri Gas Bumi...................118

Tabel 5.28. Perkembangan Jumlah Sambungan Rumah yang Dialiri Gas Bumi.....................122

Tabel 5.29. Perkembangan Pembangunan Ketenagalistrika................................................122

Tabel 5.30. Kapasitas Terpasang PLTP.................................................................................123

Tabel 5.31. Potensi Panas Bumi Indonesia 2011 (dalam Mwe)..............................................124

Tabel 5.32. Indikator Kinerja Sasaran 5 .............................................................................128

Tabel 5.33. Realisasi dan Target Elastisitas Energi Tahun 2009-2010....................................128

Tabel 5.34. Indikator Kinerja Sasaran 6.................................................................................132



Tabel 5.35. Investasi Sub SektorKetenagalistrikan..................................................................137

Tabel 5.36. Investasi 2007 – 2011 dan Rencana 2012 Sub Sektor Mineral dan Batubara .........137

Tabel 5.37. Indikator Kinerja Sasaran .....................................................................................138

Tabel 5.38. Kontribusi Penerimaan Sektor ESDM Terhadap Penerimaan Nasional.................141

Tabel 5.39 Perkembangan Penerimaan Negara Sub Sektor Migas Tahun 2007 – 2011............142

Tabel 5.40. PNBP Subsektor Minerba 2007-2012....................................................................143

Tabel 5.41. Indikator Kinerja Sasaran ....................................................................................144

Tabel 5.42. Dana Bagi Hasil Sub Sektor Mineral Batubara......................................................146

Tabel 5.43. Jumlah Daerah Penghasil Migas Tahun 2011 dan 2012.........................................147

Tabel 5.44. Dana Bagi Hasil Sub Sektor Migas........................................................................147

Tabel 5.45. Penggunaan Dana Comdev dan CSR Sektor ESDM..............................................148

Tabel 5.46. Pertumbuhan Anggaran Community Development Sub Sektor

Mineral dan Batubara..........................................................................................149

Tabel 5.47. Pembangunan Gardu dan Jaringan Distribusi.......................................................151

Tabel 5.48. Desa Mandiri Energi (DME) berbasis BBN..............................................................153

Tabel 5.49. Desa Mandiri Energi (DME) berbasis Non BBN......................................................153

Tabel 5.50. Jumlah Lokasi Pengeboran Air TanahTahun 2011.................................................154

Tabel 5.51. Lokasi Pemboran Air Tanah Tahun 2011...............................................................155


Tabel 5.53. Rencana dan Realisasi Volume BBM Bersubsidi ..............................................158

Tabel 5.54. Program Konversi Minyak Tanah ke LPG ........................................................161

Tabel 5.55. Subsidi BBN Tahun 2011 (Kilo Liter) ................................................................162

Tabel 5.56. Indikator Sasaran 10 ........................................................................................165

Tabel 5.57. Ekspor Minyak Bumi ........................................................................................165

Tabel 5.58. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi ..............................................................166

Tabel 5.59. Supply Deman BBM Indonesia .........................................................................167

Tabel 5.60. Impor Minyak Bumi Berdasarkan Negara Asal .................................................168

Tabel 5.61. Indikator Kinerja Sasaran 11 ............................................................................ 170

Tabel 5.62. Tenaga Kerja Nasional dan Asing Sub Sektor Migas ESDM ............................. 171

Tabel 5.63. Kekuatan Tenaga Kerja Sub Sektor Migas per Jenis Kegiatan ......................... 171

Tabel 5.64. Tenaga Kerja Sub Sektor Ketenagalistrikan Tahun 2010 ................................. 171

Tabel 5.65. Perbandingan Tenaga Kerja Asing dan Tenaga Kerja Lokal Sub Sektor Minerba172


Tabel 5.66. Indikator Kinerja Sasaran 12 ...................................................................... 172

Tabel 5.67. Rasio Tenaga Kerja Nasional dan Tenaga Kerja Asing ............................... 173

Tabel 5.68. Nilai Rencana Impor Barang Operasi dan Intervensi Verifikasi Rencana

Kebutuhan Barang Impor 2006 – 2011 ....................................................... 173

Tabel 5.69. Tabel Pemanfaatan Barang dan Jasa Dalam Negeri................................... 175



Tabel 5.72. Indikator Kinerja Sasaran 1 Penunjang ......................................................182

Tabel 5.73. Realisasi Penjualan BBM Non PSO ............................................................ 185

Tabel 5.74. Kuota BBM Tertentu ..................................................................................186

Tabel 5.75. Besaran Persentase Tarif Pengangkutan Gas Bumi Terhadap Volume

Gas Bumi yang Diangkut ...........................................................................194

Tabel 5.76. Realisasi Volume Gas Bumi yang Niagakan Setiap Badan Usaha ..............194

Tabel 5.77. Realisasi Volume Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa Setiap Badan Usaha 195


Tabel 5.79. Status Kegiatan Gunung Api Tahun 2011 ..................................................204

Tabel 5.80. Gunung Api yang Dapat Dipantau Langsung dari Kantor PVMBG .............206



Tabel 5.83. Capaian Kinerja KESDM Tahun 2011 ......................................................... 215

Tabel 5.84. Realisasi Anggaran Kementerian ESDM ....................................................218

Tabel 5.85. Peraturan Perundang-Undangan ..............................................................220

Tabel 5.86. Rasio Berita Positif, Negatif dan Netral .....................................................222


Tabel 5.88. Indikator Kinerja Sasaran 6 Penunjang ...................................................... 227

Tabel 5.89. Blok yang Direkomendasikan Untuk Ditawarkan Kembali ........................229

Tabel 5.90. Perbandingan Komposisi Gas Produk Gasifikasi Batubara Penerapan dan

PKN Dengan Pereaksi Oksigen dan Oksigen/Steam .................................. 231

Tabel 5.91. Distribusi Kecepatan Arus Line – 000 ......................................................... 233


Tabel 5.93. Realisasi Anggaran KESDM Tahun 2011 Per Unit Kerja Eselon I ................247

Tabel 5.94. Realisasi Anggaran KESDM Tahun 2011 Per Program ...............................248



DAFTAR GRAFIK

Grafik 1.1. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia dan Harga Minyak Mentah Dunia 1

Grafik 1.2. Produksi Minyak Indonesia Tahun 2011 .............................................................2

Grafik 1.3. Penerimaan Migas Indonesia .............................................................................2

Grafik 1.4. Perbandingan Realisasi Subsidi Energi vs Penerimaan Sektor Energi ................6

Grafik 1.5. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia (ICP) ......................................9

Grafik 1.6. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia dan Harga Minyak Mentah Dunia 10

Grafik 1.7. Lifting/Produksi Minyak Bumi .......................................................................... 11

Grafik 1.8. Volume BBM Jenis Tertentu & LPG Tertentu ................................................... 11

Grafik 1.9. Jumlah Subsidi Listrik, BBM & LPG ..................................................................12

Grafik 1.10. Perkembangan Target dan Realisasi Subsidi Listrik Tahun 2000-2010 ............ 13

Grafik 1.11. Penerimaan Sektor ESDM ...............................................................................14

Grafik 1.12. Nilai Investasi Sektor ESDM ............................................................................ 15

Grafik 1.13. Perkembangan Subsidi Energi ......................................................................... 15

Grafik 1.14. Produksi Minyak Bumi .....................................................................................16

Grafik 1.15. Produksi Gas Bumi ........................................................................................... 17

Grafik 1.16. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM .........................................................................21

Grafik 5.1. Produksi Produksi Uap Tenaga Panas Bumi (Ton) ...........................................82

Grafik 5.2. Produksi Listrik Tenaga Panas Bumi (MWh) ....................................................82

Grafik 5.3. Pemanfaatan Gas Bumi ...................................................................................86

Grafik 5.4. Perkembangan Intensitas Energi Final Indonesia Tahun 2000 - 2010 ...............88

Grafik 5.5. Produksi Minyak Bumi dan Kondensat Indonesia/Bulan Tahun 2011................95

Grafik 5.6. Perbandingan Produksi Minyak Bumi Tahun 2006 - 2011.................................95

Grafik 5.7. Produksi Gas Bumi Tahun 2007 – 2011 .............................................................98

Grafik 5.8. Produksi Batubara 2007 – 2011 dan Rencana 2012 ........................................102

Grafik 5.9. Perkembangan Kapasitas Kilang ................................................................... 105

Grafik 5.10. Supply Demand BBM dan Rencana Pembangunan Kilang .............................106

Grafik 5.11. Produksi LPG 2006 – 2011 ............................................................................. 107

Grafik 5.12. Supply Demand LPG ...................................................................................... 107

Grafik 5.13. Produksi LNG Tahun 2006 – 2011 ..................................................................109

Grafik 5.14. Realisasi Penyaluran Gas Sektor Pupuk 2011 ................................................. 112


Grafik 5.15. Kapasitas Terpasang PLT Bayu/Angin ........................................................... 116

Grafik 5.16. % Ratio Elektrofikasi .....................................................................................120

Grafik 5.17. Perkembangan Kapasitas Terpasang ............................................................. 121

Grafik 5.18. Perbandingan Intensitas Energi Primer Indonesia Dengan Negara Lain ........129

Grafik 5.19. Perkembangan Intensitas Energi Final Indonesia Tahun 2000 – 2010 ...........129

Grafik 5.20. Estimasi Emisi CO2 Berdasarkan Sektor Pengguna Utama ........................... 130

Grafik 5.21. Nilai Investasi Sektor ESDM........................................................................... 133

Grafik 5.22. Perkembangan Investasi Sub Sektor Migas .................................................. 134

Grafik 5.23. Penerimaan Nasional ....................................................................................140

Grafik 5.24. Penerimaan Sektor ESDM ............................................................................. 141

Grafik 5.25. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia (ICP) .................................142

Grafik 5.26. Realisasi Penerimaan Negara Sub Sektor Migas ...........................................142

Grafik 5.27. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM Tahun 2009 dan 2011...................................... 145

Grafik 5.28. Kegiatan CSR Sub Sektor Ketenagalistrikan ................................................. 150

Grafik 5.29. Jumlah Titik Pengeboran Air Tanah .............................................................. 155

Grafik 5.30. Jumlah Masyarakat yang Dapat Menikmati Air Bersih .................................. 155

Grafik 5.31. Perkembangan Subsidi BBM/LPG dan Listrik ................................................ 157

Grafik 5.32. Kuota dan Realisasi Konsumsi BBM PSO 2011 ............................................... 158

Grafik 5.33. Neraca Perdagangan Sektor ESDM ...............................................................164

Grafik 5.34. Tenaga Kerja Nasional dan Asing Sub Sektor Migas ESDM ........................... 171

Grafik 5.35. Rencana Kebutuhan Barang Impor ................................................................ 174

Grafik 5.36. Hasil Pengukuran T1 dan T2 Secara Digital di Sumur Tiruan ..........................177

Grafik 5.37. Jumlah Surat Keterangan Terdaftar Migas Tahun 2011 ................................. 179

Grafik 5.38. Realisasi Volume Penjualan Gas Bumi Melalui Pipa .......................................195

Grafik 5.39. Rencana dan Realisasi Penerimaan Iuran Badan Usaha .................................196

Grafik 5.40. Rencana dan Realisasi Penerimaan Iuran Badan Usaha tahun 2006 - 2012 ...196

Grafik 5.41. Perbandingan Jenis Kegiatan dan Status Tahapan Penyelidikan ...................203

Grafik 5.42. Kejadian Gerakan Tanah Pada Tahun 2011 ..................................................205

Grafik 5.43. Jumlah Pengunjung Museum Kegeologian ...................................................208

Grafik 5.45. Kejadian Gerakan Tanah Peningkatan Status Gunung Api Indonesia Tahun 2011 208

Grafik 5.46. Temperatur Ruang Bakar dengan Menggunakan Spray Burner 3 .................230

Grafik 5.47. Realisasi PNBP di Lingkungan Badan Litbang ESDM ....................................244



DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011 .........................................2

Gambar 1.2. Peta Lokasi Program Percepatan 10.000 MW Tahap I ...................................3

Gambar 1.3. Peta Lokasi PLTP ...........................................................................................5

Gambar 1.4. Perizinan Panas Bumi Kawasan Hutan – MOU Dengan Menteri Keuangan ...6

Gambar 1.5. Pengaturan BBM Bersubsidi...........................................................................7

Gambar 1.6. Dasar Pemberian Subsidi Listrik.....................................................................7

Gambar 1.7. Sarana dan Fasilitas Pendistribusian LPG.......................................................8

Gambar 1.8. Peta Cadangan Minyak Bumi .......................................................................16

Gambar 1.9. Peta Cadangan Gas Bumi ............................................................................. 17

Gambar 1.10. Peta Sumber Daya dan Cadangan Batubara ...............................................18

Gambar 1.11. Peta Sebaran Sumber Daya dan Cadangan Mineral Indonesia ....................19

Gambar 1.12. Peta Sebaran Desa Mandiri Energi ..............................................................22

Gambar 1.13. Jumlah Titik Pengeboran Air Tanah dan Jumlah Masyarakat yang Dapat

Menikmati Air Bersih....................................................................................23

Gambar 1.14. Pengelolaan Sub Sektor Migas.....................................................................24

Gambar 1.15. Pengelolaan Sub Sektor Ketenagalistrikan .................................................25

Gambar 1.16. Pengelolaan Sub Sektor Mineral Batubara dan Panas Bumi ........................25

Gambar 1.17. Tugas Pokok dan Fungsi KESDM .................................................................27

Gambar 1.18. Struktur Organisasi Kementerian ESDM .....................................................28

Gambar 1.19. Kekuatan PNS KESDM TMT Maret 2011 .....................................................29

Gambar 1.20. Kekuatan PNS KESDM Menurut Pendidikan ...............................................30

Gambar 3.1. Isu Strategis Terkait Pengelolaan ESDM ......................................................44

Gambar 3.2. Hubungan antara Tujuan Strategis ..............................................................46

Gambar 3.3. Pemetaan Tujuan dan sasaran ..................................................................... 51

Gambar 3.4. Indikator Kinerja Utama KESDM..................................................................54

Gambar 4.1. Kebijkaan Energi dan Sumber Daya Mineral ................................................60

Gambar 4.2. Peta Cekungan Hidrokarbon Indonesia ........................................................61

Gambar 4.3. Peta Cekungan Batubara dan CBM Indonesia ..............................................61

Gambar 4.4. Jalur Cepat Pengembangan BBN .................................................................62

Gambar 5.1. Proses pengukuran dan monitoring kinerja..................................................72


Gambar 5.2. Penawaran Wilayah Kerja Migas Tahap I ................................................76

Gambar 5.3. Penawaran Wilayah Kerja Migas Tahap II ................................................76

Gambar 5.4. Peta Wilayah Kerja CBM di Indonesia ......................................................78

Gambar 5.5. Peta Perusahaan Komersial Bioethanol yang Memiliki Ijin Usaha ...........83

Gambar 5.6. Peta Perusahaan Komersial Biodiesel yang Memiliki Ijin Usaha...............83

Gambar 5.7. Kompor yang Menggunakan Bahan Bakar Biogas ..................................84

Gambar 5.8. Kilang LPG & LNG di Indonesia ...............................................................85

Gambar 5.9. Alokasi Gas Bumi Taun 2011 ....................................................................86

Gambar 5.10. Bahan Bakar Nabati .................................................................................87

Gambar 5.11. Bahan Bakar Nabati yang Digunakan Pada Pembangunan DME .............91

Gambar 5.12. Cadangan Minyak Bumi Indonesia Tahun 2011 .......................................96

Gambar 5.13. Pelaksanaan Batu Pertama Proyek Banyu Urip di Kabupaten Bojonegoro

Jawa Timur, 6 Desember 2011 . ...............................................................97

Gambar 5.14. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011 ..................................99

Gambar 5.15. Persetujuan Percepatan Pengiriman Gas Dari West Natuna dan Tambahan

Pasokan ke PLN Jawa Barat Dalam Rangka Penghematan BBM . .........100

Gambar 5.16. Penandatanganan Principles of Agreement (POA) Terkait Rencana Eksplorasi

dan Eksploitasi Wilayah East Natuna di KESDM, 19 Agustus 2011 . .......100

Gambar 5.17. Cadangan Gas Bumi Indonesia Tahun 2011 ........................................... 101

Gambar 5.18. Penandatanganan Nota Kesepahaman Jual Beli CBM antara PT PLN (Persero)

Dan Virginia Indonesia Co. CBM Limited (VICO), di KESDM,

4 November 2011................................................................................... 101

Gambar 5.19. Kapasitas Kilang Minyak Indonesia ....................................................... 105

Gambar 5.20. Kilang LPG dan LNG di Indonesia ..........................................................109

Gambar 5.21. PLTMH Nirmala Kabupaten Ngada, Nusa Tenggara Timur ................... 115

Gambar 5.22. Metering Regulation Station (MR/S) Pipa Distribusi Gas Bumi

Untuk Rumah Tangga . .......................................................................... 119

Gambar 5.23. Tapping Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga ....................... 119

Gambar 5.24. Regulation Sector (R/S) Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga 119

Gambar 5.25. Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga ..... 119

Gambar 5.26. Jaringan Distribusi Gas Kota .................................................................. 119

Gambar 5.27. Rasio Elektrifikasi Per Wilayah...............................................................120



Gambar 5.28. Penandatanganan penugasan pembelian tenaga listrik kepada PT PLN

dan persetujuan harga jual tenaga listrik.............................................................121

Gambar 5.29. Kapasitas TerpasangPLTP...............................................................................123

Gambar 5.30. Penandatanganan MoU antara Menteri ESDM dengan Menteri

Kehutanan............124

Gambar 5.31. PLTP Lahendong Unit 4 .............................................................................125

Gambar 5.32.Lokasi Produksi Biogas Komunal Ciamis, Jawa Barat..........................................126

Gambar 5.33. PLTA Asahan, Sumatra Utara..............................................................................127

Gambar 5.34.PLTMH Suryalaya, Jawa Barat.............................................................................127

Gambar 5.35. PLT Angin, Nusa Penida Bali................................................................................127

Gambar 5.36.PLTS Bunaken.....................................................................................................127

Gambar 5.37. PLT Hybrid Pulau SeliuÅBangka...........................................................................127

Gambar 5.38.PLT Arus Laut......................................................................................................127

Gambar 5.39.Pencemaran Udara Oleh Asap Pabrik..................................................................129

Gambar 5.40.Pertemuan Indonesia-United States (U.S.) Energy Investment Roundtable

(EIR)....132

Gambar 5.41. Kegiatan Promosi Potensi Investasi Migas...........................................................136

Gambar 5.42.Sertifikat ISO 9001:2008......................................................................................136

Gambar 5.43.50 Wilayah Kerja Panas Bumi..............................................................................138

Gambar 5.44.Daerah Penghasil Migas......................................................................................147

Gambar 5.45.Pengelolaan Sumur Tua......................................................................................150

Gambar 5.46.Kegiatan CSR Sub Sektor Ketenagalistrikan........................................................151

Gambar 5.47. Unit Pengolah bioethanol kapasitas 400 l/hari Desa Gandang Barat,

Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah....................................................152

Gambar 5.48.Unit Pengolah bioethanol kapasitas 400 l/hari Desa Gandang Barat,

Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah.....................................................152

Gambar 5.49. Penandatanganan MoU Tentang Koordinasi Pelaksanaan Pembinaan dan

Pengawasan Penyelenggaraan Urusan Pemerintahan Bidang ESDM.. ............159

Gambar 5.50. Sosialisasi Penggunaan Alat Kendali (RFID) pada Kendaraan Angkutan Umum

Terminal Bus Senen, 20 Oktober 2011 .............................................................159

Gambar 5.51. Pelatihan Tenaga Penyuluh Lapangan Pengaturan BBM Bersubsidi Bagi

Supervisor SPBU di Wilayah Jakarta di KESDM, 25 April 2011 . ........................160

Gambar 5.52. Uji Coba Pemasangan RFID Sebagian dari Rangkaian Program Pengaturan BBM


Bersubsidi, di SPBU Nomor 3413102, daerah Matraman . ................................160

Gambar 5.53. Peta Program Konversi Minyak Tanah ke LPG ......................................... 161

Gambar 5.54. Perkembangan Target dan Realisasi Subsidi Listrik Tahun 2000 – 2010 ... 163

Gambar 5.55. Dasar Perhitungan Subsidi Listrik ............................................................. 163

Gambar 5.56. Neraca Minyak Bumi/BBM .......................................................................166

Gambar 5.57. Neraca Gas Bumi Tahun 2010 ................................................................... 167

Gambar 5.58. Diagram Rencana Pengembangan Alat .................................................... 176

Gambar 5.59. CBM 4 dan Hasil Produksi Gasnya .............................................................177

Gambar 5.60. Alat Analisis CBM ..................................................................................... 178

Gambar 5.61. Lokasi Penelitian Pemetaan Geologi Berbasis Penginderaan Jauh Tahun 2011 198

Gambar 5.62. Hasil Interpretasi Pemetaan Geologi Berbasis Penginderaan Jauh ..........198

Gambar 5.63. Lokasi Penelitian Cekungan Kendari – Muna – Button, Sulawesi Tenggara 199

Gambar 5.64. Lokasi Penelitian Cekungan Luwuk – Banggai, Sulawesi Tengah .............199

Gambar 5.65. Lokasi Penelitian Cekungan Wokam, Kep Aru Maluku .............................200

Gambar 5.66. Peta Usulan WKP Panas Bumi Tahun 2011 ...............................................201

Gambar 5.67. Peta Lokasi Penemuan Terbaru Panas Bumi Hasil Survei Pendahuluan 2011 202

Gambar 5.68. Transmisi Data Aktivitas Gunung Api Melalui Regional Center ................206

Gambar 5.69. Sistem Pemantauan Gunung Api di Indonesia Melalui Regional Center ...209

Gambar 5.70. Capaian Kinerja Sektor ESDM Tahun 2011 ...............................................214

Gambar 5.71. Sebaran Formasi Baong Top Matang (milisekon) .....................................228

Gambar 5.72. Idektifikasi Prospek Formasi Talang Akar .................................................229

Gambar 5.73. Uji Coba Pembakaran Dalam Ruang Bakar (Burner) ................................. 231

Gambar 5.74. Peralatan Pendukung Pilot Project .......................................................... 233

Gambar 5.75. Nilai ∆T Pada Musim Barat di Kedalaman 600m, (Aghina drr 2011) .........234

Gambar 5.76. Diagram Rencana Pengembangan Alat ....................................................241

Gambar 5.77. Setting Prototipe Pembakar Siklon yang Terintegrasi Dengan

Sistem Konveyor Nyumatik .......................................................................242

Gambar 5.78. Konfigurasi Sistem Gasifikasi Biomasa Circulating Fluidized Bed ..............243



DAFTAR ISTILAH

AMDAL Analisis Mengenai Dampak Lingkungan

APBN Anggaran Pendapatan Belanja Negara

APBN-P Anggaran Pendapatan Belanja Negara Perubahan

BBG Bahan Bakar Gas

BBL Bahan Bakar Lain

BBM Bahan Bakar Minyak

BBN Bahan Bakar Nabati

BOEPD Barrels of Oil Equivalent Per Day

BOPD Barrels of Oil per Day

BP MIGAS Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi

BPH MIGAS Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi

BPK Badan Pemeriksa Keuangan

BPKP Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan

BUMD Bahan Usaha Milik Daerah

BUMN Bahan Usaha Milik Negara

BUMS Badan Usaha Milik Swasta

CAR Capital Adequacy Ratio/Rasio Kecukupan Modal

CBM Coal Bed Methane

CNG Compressed Natural Gas

CSR Corporate Social Responsibility

DBH Dana Bagi Hasil

DIPA Daftar Isian Pelaksanaan Anggaran

DME Desa Mandiri Energi

EBT Energi Baru Terbarukan

GDP Gross Domestic Product

GMB Gas Metana (Methane) Batubara

GSA Gas Sales Agreement

GWh Gigawatt hour

HoA Head of Agreement


HOMC High Octane Mogas Component

IKU Indikator Kinerja Utama

IPP Independent Power Producers

IPTEK Ilmu Pengetahuan dan Teknologi

ISO International Organization for Standardization

IUKU Ijin Usaha Ketenagalistrikan untuk Umum

KEN Kebijakan Energi Nasional

KK Kontrak Kerja

KKKS Kontraktor Kontrak Kerja Sama

KKS Kontrak Kerja Sama

KL Kilo Liter

KP Kuasa Pertambangan

KPK Komisi Pemberantas Korupsi

kWh Kilowatt Hour

LHP Laporan Hasil PEmeriksaan

LPG Liquefied Petroleum Gas

LNG Liquefied Natural Gas

M. Ton Metric Ton

MBCD Thousand Barrels Per Calendar Day

MBOPD Thousand Barrels of Oil Per Day

MBPD Million Barrels Per Day

MHP Momerandum Hasil Pemeriksaan

Mitan Minyak Tanah

MK Mahkamah Konstitusi

MMSCFD Million Metric Standard Cubic Feet per Day

MMTPA Million Metric Tonne Per Annum

MTPA Metric Tons Per Annum

MW Megawatt

MWe Megawatt electrical

NPL Non Performace Loan

PDB Produk Domestik Bruto



PEN Pengolahan Energi Nasional

PETI Pertambangan Tanpa Ijin

PKK Pengukuran Kinerja Kegiatan

PKP2B Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara

PKUK Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan

PLN Perusahaan Listrik Negara

PLT Pembangkit Listrik Tenaga

PLTA Pembangkit Listrik Tenaga Air

PLTB Pembangkit Listrik Tenaga Bayu

PLTGU Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap

PLTMH Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro

PLTP Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

PLTS Pembangkit Listrik Tenaga Surya

PLTU Pembangkit Listrik Tenaga Uap

PNBP Penerimaan Negara Bukan Pajak

POD Plan of Development

PPS Pengukuran Pencapaian Sasaran

PSO Public Service Obligation

Renstra Perencanaan Strategis

RKA Rencana Kerja Anggaran

RKA-KL Rencana Kerja dan Anggaran Kementerian/Lembaga

RKP Rencana Kerja Pemerintah

RKT Rencana KErja Tahunan

RON Real Octane Number

RPJM Rencana Kerja Jangka Menengah

RPJMN Rencana Kerja Jangka Menengah Nasional

RSNI Revisi Standar Nasional Indonesia

SBM Setara Barel Minyak

SDM Sumber Daya Manusia

SNI Standar Nasional Indonesia

SPBU Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum


TCF Trillion Cubic Feet

TKA Tenaga Kerja Asing

TKI Tenaga Kerja Indonesia

TLHP Tindak Lanjut Hasil Pemeriksaan

TOE Tonne of Oil Equivalent

TSCF Triliun standar cubic feet

WDP Wajar Dengan Pengecualian

WKP Wilayah Kerja Pertambangan

WP Wilayah Pertambangan

WPN Wilayah Pencadangan Nasional

WTP Wajar Tanpa Pengecualian



1.1. Isu -isu Strategis Pengelolaan ESDM

ejolak ekonomi dunia masih didominasi oleh melambatnya pertumbuhan ekonomi

dunia pada kuarter kedua tahun 2011 termasuk Indonesia. Dampak tersebut telah

mempengaruhi kondisi nasional, khususnya terkait dengan pengelolaan sektor

energi dan sumber daya mineral. Secara umum setiap kenaikan harga minyak

mentah sebesar USD 1/barrel secara langsung akan menambah penerimaan

negara sebesar Rp. 3,50 Triliun, namun disisi lain subsidi akan bertambah sebesar Rp. 2,95 Triliun

dan Dana Bagi Hasil Migas Rp. 0,49 Triliun, sehingga masih diperoleh surplus sebesar Rp. 0,05

Triliun (Rp. 50 Miliar). Selain dampak langsung pada penerimaan dan subsidi minyak, kenaikan

penerimaan migas akan menaikkan total pendapatan APBN sehingga anggaran belanja untuk

Pendidikan dan belanja ke daerah yang berupa dana alokasi umum (DAU) akan meningkat juga,

sehingga secara menyeluruh keaikan harga minyak akan meningkatkan defisit APBN. Kemudian

dampak kenaikan harga minyak pada sektor riil, menyebabkan kenaikan harga BBM non subsidi

yang dikonsumsi oleh sektor industri. Hal ini berpotensi mengganggu stabilitas ekonomi makro,

antara lain meningkatnya inflasi dan peluang penyalahgunaan BBM bersubsidi.

Dampak fluktuasi harga minyak dunia menunjukkan bahwa aspek keamanan energi (energy

security) memerlukan perhatian serius. Pengelolaan energi memerlukan paradigma baru yang

berorientasi pada pemenuhan kebutuhan dalam negeri, penciptaan nilai tambah pemanfaatan

energi di dalam negeri, penekanan penggunaan energi yang lebih hemat, dan pengaturan harga

yang lebih mencerminkan nilai keekonomiannya, pengusahaan serta pertumbuhan ekonomi

daerah, termasuk pemanfaatan sumber-sumber energi primer setempat.

G


BAB IPENDAHULUAN

PERKEMBANGAN HARGA MINYAK MENTAH INDONESIA DAN

MINYAK MENTAH UTAMA DUNIA

Merujuk pada kondisi di atas, maka penyediaan energi berupa upaya peningkatan ketahanan energi

harus terus dilakukan. Ketahanan energi dapat ditinjau dari tiga komponen utama, yaitu

ketergantungan terhadap energi impor, ketergantungan terhadap energi minyak, dan efisiensi

pemanfaatan energi. Dengan kata lain, ketahanan energi yang tinggi ditunjukkan dengan

rendahnya ketergantungan terhadap energi impor, rendahnya pemanfaatan minyak serta

pemanfaatan energi yang efisien.

Beberapa isu strategis terkait pengelolaan sektor Energi dan Sumber Daya Mineral di tahun 2011,

dapat diuraikan sebagai berikut:

1) Isu strategis sub sektor minyak dan gas bumi

Realisasi produksi minyak bumi sampai dengan akhir Desember 2011 diperkirakan sebesar 902

ribu BOPD atau 95% dari target APBN-P 2011. Beberapa tahun terakhir ini, produksi minyak

Indonesia dibawah 1 juta BOPD, mengingat mayoritas lapangan yang berproduksi saat ini

merupakan lapangan tua.

Grafik 1.1. Perkembangan Harga Minyak Metah Indonesia dan Minyak Mentah Dunia



Namun dengan ditemukannya cadangan minyak di Blok Cepu (lapangan Banyu Urip) yang

cukup signifikan, diharapkan pada saat pengembangan lapangan Banyu Urip secara full scale

telah selesai, produksi minyak akan dapat kembali meningkat.

Produksi gas bumi tahun 2011 sesuai APBN-P ditargetkan sebesar 8.541 MMSCFD. Pada

realisasinya, produksi gas bumi tahun 2011 mencapai 8.443 MMSCFD atau 99% terhadap target

tahun 2011. Produksi gas tersebut ekivalen dengan 95% realisasi tahun 2010 sebesar 8.857

MMSCFD. Pada tahun 2011 ini, kebijakan alokasi gas untuk kebutuhan domestik (contracted

demand+potential demand) lebih diutamakan yaitu mencapai 58%, dari tahun ke tahun, ekspor

gas sudah mulai dikurangi, sebaliknya pemanfaatan domestik terus diintensifkan.

.

*) Status s/d Nop 2011 (Angka Produksi Net)

**) Penyaluran KKKS ke industri selain pengguna PGN

MMSCFD (%)

P U P U K 615,3 7 ,3

K IL A N G 89,5 1 ,1

P E T . K IM IA 93,5 1 ,1

K O N D E N S A S I 12,8 0 ,2

L P G 38,0 0 ,5

P G N 752,7 8 ,9

P L N 721,4 8 ,6

K R A K A T A U S T E E L 51,6 0 ,6

IN D U S T R I L AIN * * 552,1 6 ,6

C IT Y G A S 0,20 0 ,0 0 2

P E M A K A I A N S E N D IR I 544,6 6 ,5

S U B T O T A L D O M E S T I K 3 .4 7 1 ,9 4 1 ,2

F E E D K IL A N G L N G 3.543,7 4 2 ,0

L P G - 0 ,0

G A S P IP A 924,5 1 1 ,0

S U B T O T A L E K S P O R 4 .4 6 8 ,2 5 3 ,0

L O S S E S 488,3 5 ,8

T O T A L 8 .4 2 8 ,4 1 0 0

D O M E S T I K

E K S P O R

Grafik 1.2. Produksi Minyak Indonesia Tahun 2011 Grafik 1.3. Penerimaan Migas Indonesia

Produksi Dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011

Gambar 1.1. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011


2) Isu strategis sub sektor ketenagalistrikan

Terkait dengan energi domestik, permintaan kebutuhan energi listrik meningkat tiap tahunnya

dengan pertumbuhan tahun 2011 mencapai 11%/tahun. Kebutuhan listrik selalu melebihi dari

kapasitas terpasang yang ada. Krisis ekonomi 1998/1999, memiliki dampak sangat luas bagi

pembangunan ketenagalistrikan. Krisis tersebut, menyebabkan tidak adanya investasi yang

masuk dan pertumbuhan kapasitas pembangkit terhambat. Bahkan proyek-proyek IPP pun

menjadi terhenti. Untuk mengejar pertumbuhan kebutuhan tersebut, dilakukan upaya antara

lain pembangunan pembangkit listrik dengan program 10.000 MW tahap I, 10.000 MW tahap II

dan IPP.

PROGRAM PERCEPATAN 10.000 MW TAHAP I

N o T a h a p a n P r o y e kJ u m l a h

P r o y e k K a p a s i ta s T o t a l (M W )

P r o y e k P L N

1 P e rs ia p a n 1 5 3 .3 2 2

2 K o n s t ru k s i 4 1 5 4

3 B a t a l d i la k s a n a k a n 2 7 4 0

T o ta l 2 1 4 .2 1 6

P r o y e k IP P

1 P e rs ia p a n 6 3 4 .7 5 7

2 D iu b a h m e n ja d i p ro y e k P L N 1 1 2 0

3 P ro s e s h u k u m d i P T U N 1 5 5

4 B a t a l d i la k s a n a k a n 6 3 7 4

T o ta l 7 1 5 .3 0 6

Jumlah seluruh proyek pada Program 10.000 MW tahap II adalah 92 proyek dengan total kapasitas 9.522 MW. Pada

tahun 2012, akan ada 3 proyek yang beroperasi secara, yaitu: PLTU Kota Baru 2x7 MW, PLTU Ketapang 2x10 MW, dan

PLTU Bau-Bau 2x10 MW

Gambar 1.2. Peta Lokasi Program Percepatan 10.000 MW Tahap I

Tabel 1.1. Tahapan Program Percepatan 10.000 MW Tahap II



Rasio elektrifikasi tahun 2011 ditargetkan sebesar 70,4%, dan diperkirakan akan tercapai

sepenuhnya. Realisasi rasio desa berlistrik tahun 2011 lebih rendah dari target karena

banyaknya pemekaran desa. Kapasitas terpasang pembangkit listrik tahun 2011 ditargetkan

sebesar 37.884 MW. Pada realisasinya, kapasitas terpasang pembangkit tahun 2011

diperkirakan mencapai 37.353 MW atau 99% terhadap target tahun 2011.

Pada tanggal 1 November 2011, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM), Jero Wacik

menandatangani surat penugasan pembelian tenaga listrik yang bersumber dari pembangkit

panas bumi kepada PT. PLN (Persero) dan persetujuan harga jual tenaga listrik kepada pihak

swasta.

Dengan telah ditandatanganinya penugasan dan persetujuan harga jual tenaga listrik tersebut,

selanjutnya pengembang listrik swasta akan melakukan penandatanganan Power Purchase

Agreement (PPA) dengan PT. PLN (Persero), dan akan dilanjutkan dengan pembangunan sarana

dan prasarana yang diharapkan pada sekitar tahun kedua pembangkit baru tersebut sudah ada

yang beroperasi

Dengan telah beroperasinya pembangkit tersebut, maka akan meningkatkan jumlah

ketersediaan daya listrik sekitar 430 MW yang tersebar di beberapa wilayah Indonesia, yang

pada gilirannya akan meningkatkan hajat hidup masyarakat serta memajukan sektor

perekonomian.

3) Isu strategis sub sektor mineral dan batubara

Produksi batubara pada APBN-P 2011 ditargetkan sebesar 327 juta ton. Pada realisasinya,

produksi batubara tahun 2011 diperkirakan mencapai 293 juta ton atau 89% terhadap target

tahun 2011. Produksi Batubara 2011 hanya mencapai 89% dikarenakan belum semua data IUP

terkumpul dan saat ini sedang dalam proses pengumpulan data IUP untuk mendapatkan data

IUP yang lengkap. Data IUP yang tersaji adalah yang tercatat dan dilaporkan secara resmi ke

Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara c.q Direktorat Pembinaan Pengusahaan Batubara.

Sesuai dengan ketentuan dalam Undang-Undang Nomor 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan

Mineral dan Batubara, ketentuan dalam Pasal KK dan PKP2B harus disesuaikan (renegosiasi),

adapun untuk Kuasa Pertambangan (KP) berubah menjadi Izin Usaha Pertambangan (IUP).

Dari 37 KK yang melakukan renegosiasi, saat ini 9 KK telah menyetujui seluruh materi

renegosiasi (amandemen kontrak untuk 5 KK siap ditandatangani pada Februari 2012), 23 KK

setuju sebagian materi renegosiasi, dan 5 KK belum setuju seluruh materi renegosiasi.


Dari 74 PKP2B yang melakukan renegosiasi, saat ini 60 PKP2B telah menyetujui seluruh materi

renegosiasi (amandemen kontrak untuk 8 PKP2B siap ditandatangani pada Februari 2012) dan

14 PKP2B belum menyetujui seluruh materi renegosiasi.

Jumlah IUP yang terinventarisir sebanyak 10.235 IUP dan yang sudah berstatus clear and clean

sampai dengan 2 Maret 2012 adalah sebanyak 4.151 IUP.

4) Isu strategis sub sektor Energi Baru Terbarukan

Dalam rangka mengurangi ketergantungan terhadap penggunaan bahan bakar fosil yang

merupakan bahan bakar tidak terbarukan, dan beralih untuk pengembangan potensi Bahan

Bakar Nabati (BBN), Pemerintah melalui Perpres 5 Tahun 2006 menetapkan target penggunaan

BBN sebesar 5% dari total konsumsi energi pada tahun 2025.

Kemudian untuk mendukung Perpres 5 Tahun 2006 tersebut dan dalam rangka diversifikasi

energi, sejak tahun 2008 dilakukan pencampuran BBN dengan BBM dengan persentase

tertentu, sebagaimana Permen ESDM No. 32 Tahun 2008 Penyediaan, Pemanfaatan dan Tata

Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain. BBN juga dicampurkan dengan

BBM bersubsidi, dimana untuk BBN jenis biodiesel dicampurkan dengan minyak solar dan

bioetanol dengan bensin Premium. Prospek pengembangan bahan bakar nabati sangat

memungkinkan, terutama karena potensi ketersediaan lahan dan keanekaragaman bahan

baku.

Selain itu dalam rangka upaya memenuhi kebutuhan energi domestik di sub sektor

ketenagalistrikan, diversifikasi energi merupakan program prioritas, khususnya pengembangan

energi baru terbarukan (EBT) atau energi alternatif non-BBM. Pembangkit listrik EBT terdiri dari

PLTP, PLTS, PLTB, PLTMH, Pikohidro dll dimana kapasitas terpasangnya ditingkatkan terus

setiap tahunnya. Pengembangan sumber-sumber energi dalam rangka diversifikasi energi

meningkat setiap tahunnya.



Pada tahun 2011 pemanfaatan energi baru terbarukan yang terdiri dari tenaga air, Biomassa,

Surya (Matahari), Angin (Bayu), Hybrid, serta arus laut telah digunakan sebagai pembangkit

tenaga listrik dan menunjukkan kemajuan yang cukup tinggi. Dalam tahun 2011 ini pangsa

energi baru terbarukan telah mencapai 12% dari keseluruhan pangsa energi nasional. Dan

ditargetkan pada tahun 2025 pangsa EBT dapat mencapai 25% dari kseluruhan pangsa energi

nasional.

Khusus Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi telah memperlihatkan peningkatan kinerja

lebih dulu dari pada sumber EBT lainnya. Pada tahun 2011 Kapasitas Pembangkit Listrik

Tenaga Panas Bumi (PLTP) dalam APBN P ditargetkan sebesar 1.209 MW dan realisasinya

mencapai 1.226 MW atau 101% terhadap target tahun 2011.

SI BAYAK 12 M W

LA H EN DO N G 60 M W

D I EN G 60 M W

SA LA K 375 M W

W. WI NDU 227 M W

D A RA JAT 260 M W

KA M OJA NG 200 M W

KAPASITAS TERPASANG PLTP

Tabel 1.2. Proyeksi Pangsa Penyediaan Per Jenis Energi (%)

Gambar 1.3. Peta Lokasi PLTP


5) Pengendalian Subsidi Energi

Subsidi energi yang terdiri dari BBM/LPG dan listrik masih diterapkan dalam rangka

meningkatkan daya beli masyarakat dan mendukung aktifitas perekonomian. Di sisi lain subsidi

energi juga mengambil porsi yang cukup besar dalam APBN. Dapat dibayangkan jika anggaran

subsidi tersebut dipergunakan untuk pembangunan sektor lain yang lebih penting, seperti

transportasi umum, pendidikan, kesehatan, subsidi pangan, perawatan/pembangunan

infrastruktur, jalan, dan bantuan sosial, tentu dampak ekonominya juga baik. Namun perlu

disadari bahwa pergeseran subsidi energi menjadi subsidi langsung atau untuk anggaran sektor

lain, memiliki dampak politik dan sosial yang lebih tinggi. Sehingga upaya perlu dilakukan

secara bertahap.

Untuk tahun 2011, subsidi energi dialokasikan sebesar Rp 195,2 triliun yang terdiri dari subsidi

BBM/LPG sebesar Rp. 129,7 triliun dan subsidi listrik sebesar Rp. 65,5 triliun. Sampai dengan

akhir Desember 2011,

diperkirakan subsidi

energi akan melampaui

target, dengan rincian

subsidi BBM/LPG akan

mencapai Rp. 168,2

triliun atau 130% dari

alokasi pada APBN-P

2011.

Grafik 1.4. Perbandingan Realisasi Subsidi Energi vs Penerimaan Sektor ESDM

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total Subsidi Energi 98 ,1 121,1 221,1 118,5 140,4 26 1 , 5

Penerimaan sektor ESDM 222, 1 225 ,2 349,5 2 3 8 ,0 289 , 3 352 ,2

0

50

100

150

200

2 5 0

300

350

400

Rp. T

riliun

Gambar 1.4. Perizinan Panas Bumi Kawasan Hutan – MOU Dengan Menteri Keuangan



Secara umum, lebih tingginya realisasi subsidi energi tersebut disebabkan karena lebih

tingginya perkiraan realisasi ICP rata-rata dari APBN-P 2011 sebesar 95 USD/Barrel menjadi 111

USD/Barrel. Selain itu, kurs yang semula diperkirakan sebesar Rp. 8.700,- (APBN-P 2011)

diperkirakan akan menjadi Rp. 8.734,-. Namun demikian, meskipun subsidi energi lebih tinggi

dari target APBN-P 2011, tetapi kontribusi sektor ESDM terhadap penerimaan nasional masih

jauh lebih tinggi dibandingkan realisasi subsidi energi.

a) Subsidi BBM

Berdasarkan UU No. 22 tahun 2011 tentang APBN 2012, Pemerintah diminta untuk melakukan

pengendalian subsidi BBM melalui: Pengalokasian BBM bersubsidi secara lebih tepat sasaran

yang dilakukan dengan membatasi jumlah pengguna BBM bersubsidi serta memberikan

alternatif bahan bakar sebagai

pengganti BBM bersubsidi; dan

Pengendalian konsumsi BBM

bersubsidi yaitu dengan menurunkan

volume konsumsi (kuota) BBM

bersubsidi.

Pemerintah menyadari bahwa subsidi

yang sebetulnya merupakan hak

masyarakat ekonomi lemah ke bawah,

penyalurannya masih banyak yang

kurang tepat sasaran, sehingga juga dinikmati oleh masyarakat yang mampu secara ekonomi.

Oleh karena itu, kebijakan penataan ulang sistem penyaluran subsidi yang telah dilakukan pada

tahun 2011 dan akan tetap dilanjutkan dalam tahun 2012. Volume BBM bersubsidi,

dikendalikan antara lain melalui: optimalisasi program konversi minyak tanah ke LPG tabung 3

kg; peningkatan pemanfaatan energi alternatif seperti Bahan Bakar Nabati (BBN) dan Bahan

Bakar Gas (BBG); serta pembatasan volume konsumsi secara bertahap.

Realisasi volume BBM bersubsidi s.d. November 2011 sebesar 38 juta KL dan sampai dengan

akhir Desember 2011 diperkirakan mencapai lebih dari 41 juta KL. Lebih tingginya realisasi

subsidi BBM utamanya disebabkan karena konsumsi BBM bersubsidi mencapai 41 juta KL atau

lebih tinggi dari kuota sebesar 40 juta KL. Meskipun upaya-upaya pengawasan dan sosialisasi

BBM bersubsidi telah dilakukan namun belum bisa menahan tingginya konsumsi BBM yang

dipicu oleh meningkatnya pertumbuhan kendaraan dari yang diperkirakan dan tumbuhnya

pertumbuhan ekonomi Indonesia. Namun demikian, Pemerintah terus menerus melakukan

upaya pengendalian BBM bersubsidi dimana rencananya akan dilakukan program pengaturan

BBM bersubsidi pada tahun 2012 yang persiapannya sudah mulai dilakukan sejak tahun 2010 dan

sepanjang tahun 2011 ini.

Gambar 1.5. Pengaturan BBM Bersubsidi


Over kuota terjadi pada jenis BBM Premium dan Solar berturut-turut sekitar 3% dan 0,1% yang

disebabkan antara lain karena pertumbuhan jumlah kendaraan di atas rata-rata, tingginya harga

minyak dunia yang menyebabkan disparitas harga BBM bersubsidi dengan non-subsidi sehingga

memicu konsumen bermigrasi dari BBM non-subsidi ke BBM bersubsidi dan penyalahgunaan

BBM utamanya ke industri. Sedangkan untuk minyak tanah, telah berhasil dilakukan

penghematan konsumsi sebesar 3,4% dari kuota APBN-P. Hal tersebut utamanya karena

berhasilnya program konversi minyak tanah ke LPG.

b) Subsidi listrik

Subsidi listrik yang diperkirakan mencapai

Rp. 93,3 triliun atau 142% lebih tinggi dari

APBN-P 2011.Lebih tingginya realisasi

subsidi listrik tahun 2011 dibandingkan

APBN-P 2011, juga disebabkan karena

target pasokan gas sebesar 320 TBTU

hanya tercapai sebesar 284 TBTU. Selain

itu, mundurnya penyelesaian beberapa

PLTU pada Proyek 10.000 MW Tahap I,

repowering PLTU Batubara reguler, dan

menurunnya capacity factor, sehingga target semula pasokan batubara sebesar 37 juta ton

diperkirakan terealisasi 29 juta.

Faktor-faktor yang mempengaruhi besaran subsidi listrik antara lain: Nilai tukar Rupiah, Harga

crudi oil (ICP), Pertumbuhan penjualan listrik, Susut jaringan, Marjin usaha; Biaya Pokok

Penyediaan (BPP) Tenaga Listrik; dan Tarif Tenaga Listrik.

c) Subsidi BBN

Prospek pengembangan bahan bakar nabati sangat memungkinkan, terutama karena potensi

ketersediaan lahan dan keanekaragaman bahan baku. Namun, untuk mengantisipasi harga

BBN yang terkadang lebih tinggi dibandingkan BBM, maka diperlukan subsidi BBN.

Berdasarkan APBN 2011 dan APBN-P 2011 dialokasikan subsidi BBN, sebagai berikut:

Bioetanol (1%) sebesar Rp 2.000/liter dengan kuota sebesar 4 ribu Kilo Liter , dan subsidi

sebesar Rp.8 miliar.

Biodiesel (5%) sebesar Rp. .2.000/liter dengan kuota sebesar 600 ribu Kilo Liter , dan

subsidi sebesar Rp. 1,3 triliun.

Realisasi subsidi BBN untuk tahun 2011 mencapai Rp. 673,15 miliar dengan volume BBN

yang tersalurkan sebesar 336,6 ribu Kilo Liter atau 56% terhadap target tahun 2011.

Sedangkan produksi bioetanol belum dapat direalisasikan sama sekali karena harga indeks

pasar bioethanol terlalu rendah, sehingga tidak ada produsen yang memasok ke Pertamina.

Gambar 1.6. Dasar Pemberian Subsidi Listrik



Tabel 1.3. Program Konversi Minyak Tanah ke LPG

Gambar 1.7. Sarana dan Fasilitas Pendistribusian LPG

d) Subsidi LPG

Dalam rangka melanjutkan program konversi minyak tanah ke LPG, berdasarkan APBN dan

APBN-P tahun 2011 direncakanan isi ulang/refill LPG 3 kg sebesar 3,52 juta Metrik Ton. Realisasi

distribusi isi ulang/refill sebesar 3,28 juta MT status November 2011 atau mencapai 98,2% dari

target. Program konversi yang telah dilaksanakan sejak tahun 2007 ini, telah berhasil

mendistribusikan paket sebanyak 53.287.342 untuk rumah tangga, dan refill sebesar 7.997 ribu

MT.Nett penghematan setelah dikurangi biaya konversi s.d Juli 2011 mencapai Rp. 37,55 triliun.

‘

Uraian Satuan 2007 2008 2009 20102011

Akumul

asi

APBN-P Realisasi

Distribusi Paket

Perdana

Ribu

Paket

3.976 15.078 24.355 4.715 - - 53.287

Isi Ulang/Refill Ribu

MTon

21 547 1.767 2.714 3.522 3.283 7.997

Nett

Penghematan

Rp.

Triliun37,55


1.2. Ringkasan Kinerja Sektor ESDM Tahun 2006-2010

�

Kinerja sektor ESDM secara umum dapat dinilai dari capaian indikator kinerja sektor ESDM

yang mencakup antara lain asumsi makro sektor ESDM, penerimaan sektor ESDM, subsidi

energi, investasi, pasokan energi dan mineral, dan pembangunan daerah (Dana Bagi Hasil

dan Community Development). Selain itu, capaian kinerja sektor ESDM juga dapat terlihat

dari kegiatan atau capaian-capaian pembangunan yang berhasil dilaksanakan selama tahun

berjalan seperti pembangunan infrastruktur, penandatangangan kontrak-kontrak ESDM,

penyelesaian permasalahan, dan prestasi-prestasi kinerja strategis lainnya.

1) Capaian Kinerja Asumsi Makro

Asumsi makro merupakan indikator yang berpengaruh terhadap postur Anggaran

Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) secara keseluruhan. Beberapa asumsi makro APBN

yang terkait langsung dengan sektor ESDM meliputi harga minyak mentah Indonesia

(Indonesian Crude Price/ICP), Lifting minyak bumi, Volume Bahan Bakar Minyak (BBM)

bersubsidi, Subsidi Bahan Bakar Nabati (BBN), Volume Liquified Petroleum Gas (LPG)

bersubsidi, dan subsidi listrik. Khusus untuk subsidi listrik akan dibahas pada sub bab subsidi

energi.

a) Harga Minyak Mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP)

Perkembangan rata-rata harga minyak mentah Indonesia (ICP) sejak tahun 2005 sampai

dengan 2007 memperlihatkan kenaikan yang signifikan yaitu rata 15% per tahun, namun

pada tahun 2008 meningkat tajam dari US$ 69,69/barrel menjadi US$ 101,31/barrel atau

meningkat sebesar 45% ini disebabkan karena Faktor-faktor yang mempengaruhi

tingginya harga minyak antara lain: musim dingin ekstrim di Eropa dan Amerika

menyebabkan tingginya permintaan minyak mentah; krisis politik di Timur Tengah dan

Afrika Utara; Melemahnya nilai tukar dollar terhadap beberapa mata uang utama dunia;

menurunnya stok minyak mentah di Amerika Serikat dan Eropa, terhentinya suplai

minyak dari jalur pipa Trans – Alaska akibat terjadi kebocoran. Selanjutnya pada tahun

2009 harga minyak mentah Indonesia kembali anjlog pada angka US$ 58,55/barrel.

Kemudian pada akhir desember Pada akhir Desember 2010 kembali meningkat mencapai

US$ 78/barrel. Ini disebabkan karena kebutuhan minyak dunia sebesar 88 Juta Barel per-

hari, pasokan 89 juta barel per-hari, Kapasitas cadangan produksi OPEC sebesar 6 juta

Barel per hari yang siap diproduksikan dalam waktu yang singkat, cadangan komersial di

negara-negara OECD pada akhir Desember yang lalu dilaporkan masih dapat memasok

selama 57,5 hari (lebih tinggi dari rata-rata 5 tahun yg lalu 54,6 hari). Trend perkembangan

harga minyak mentah Indonesia dapat dilihat pada grafik dibawah ini.



Grafik 1.5. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia (ICP)

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

8 0

9 0

1 0 0

110

1 2 0

1 3 0

1 4 0

Jan F e b M a r Ap r M e i Jun Juli A g s Se p O k t No v D e s

US$ per bare l

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Secara umum setiap kenaikan harga minyak mentah sebesar USD 1/barrel secara langsung akan

menambah penerimaan negara sebesar Rp. 3,50 Triliun, tetapi subsidi akan bertambah sebesar

Rp. 2,95 Triliun dan Dana Bagi Hasil Migas Rp. 0,49 Triliun, sehingga masih diperoleh surplus

sebesar Rp. 0,05 Triliun (Rp. 50 Miliar). Selain dampak langsung pada penerimaan dan subsidi

minyak, kenaikan penerimaan migas akan menaikkan total pendapatan APBN sehingga

anggaran belanja untuk Pendidikan dan belanja ke daerah yang berupa dana alokasi umum

(DAU) akan meningkat juga, sehingga secara menyeluruh keaikan harga minyak akan

meningkatkan defisit APBN.

Grafik 1.6. Perkembangan Harga Minyak Metah Indonesia dan Minyak Mentah Dunia


Dampak kenaikan harga minyak pada sektor riil, yaitu kenaikan harga BBM non subsidi yang

dikonsumsi oleh sektor industri. Hal ini berpotensi mengganggu stabilitas ekonomi makro,

antara lain meningkatnya inflasi dan peluang penyalahgunaan BBM bersubsidi.

Untuk mengantisipasi dampak kenaikan harga minyak dunia perlu diperhatikan hal-hal sebagai

berikut :

Peningkatan pengawasan penyediaan dan pendistribusian BBM bersubsidi untuk

mengantisipasi penyelewengan penggunaannya akibat kenaikan harga BBM non subsidi.

Untuk menjaga agar kuota volume BBM bersubsidi tidak terlampaui (38,59 juta kilo liter).

Penerapan kebijakan pengaturan BBM bersubsidi yang telah disepakati dengan Komisi VII

DPR RI tanggal 13 Desember 2010.

Untuk menjaga subsidi listrik tidak mengalami kenaikan dari rencana subsidi sebesar Rp. 40,7

Triliun, dapat dilakukan melalui penambahan pasokan gas untuk pembangkit PLN dan

mempercepat penyelesaian program 10.000 MW tahap I.

Mengusulkan kepada Badan Anggaran DPR melalui Kementerian Keuangan untuk

mencadangkan anggaran dari windfall profit penerimaan migas untuk penanggulangan

kenaikan subsidi BBM dan listrik serta kenaikan BBM non subsidi untuk sektor riil lainnya.

b) Lifting/Produksi Minyak Bumi

Perkembangan lifting minyak bumi sejak tahun 2000 sampai dengan 2010 dapat dilihat pada

grafik di bawah ini, dimana sejak tahun 2000 sampai dengan tahun 2010 produksi/lifting

minyak minyak terus menurun dengan decline rate sekitar 10 persen per tahun. Namun,

decline rate ini dapat diturunkan menjadi sekitar 1 persen pada tahun 2006, sekitar 4 persen

pada tahun 2007, dan akhirnya produksi minyak dapat meningkat sekitar 3 persen pada

tahun 2008. Pada tahun 2010, produksi minyak terus menurun mencapai sebesar 944.9 ribu

barel per hari.

Grafik 1.7. Lifting/Produksi Minyak Bumi

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Total 1 .413 1 .340 1 .249 1 .14 1 .09 1 .06 1 .005 954 ,4 976 ,8 948 ,8 944 ,9

M inyak 1 .272 1 .208 1 .117 1 .01 965 , 934 , 883 ,0 836 ,0 853 ,8 826 ,5 823 ,7

Kondensat 141 ,4 131 ,9 131 ,8 133 , 128 , 127 ,3 122 ,6 118 ,4 123 ,0 122 ,3 121 ,2

Ribu

Bar

el P

erh

ari



Upaya-upaya strategis yang telah dilakukan untuk mencapai target antara lain:

Mendorong optimasi produksi pada lapangan eksisting termasuk penerapan EOR.

Meningkatkan kehandalan peralatan produksi dengan preventive/predictive maintenance

untuk mengurangi unplanned shutdown.

Melaksanakan percepatan pengembangan lapangan baru, dan lapangan /struktur idle

Pertamina EP.

Meningkatkan koordinasi untuk penyelesaian masalah yang terkait dengan regulasi,

perijinan dan tumpang tindih lahan dan keamanan.

c) Volume Bahan Bakar Minyak (BBM) bersubsidi

Sebagaimana diketahui, bahwa BBM

bersubsidi terdiri dari 3 jenis; yaitu Premium,

Minyak tanah dan Solar. Kuota volume BBM

bersubsidi 2010 mencapai 38,59 juta KL.

Pelaksanaan pendistribusian BBM bersubsidi

dilaksanakan oleh PT Pertamina selaku

badan usaha yang mendapatkan Penugasan

Penyediaan dan Pendistribusian BBM

bersubsidi (Public Service Obligation/PSO),

dan untuk tahun 2010 PT AKR Corporindo

dan PT Petronas Indonesia ikut

mendampingi PT Pertamina dalam

menyalurkan BBM bersubsidi untuk

beberapa wilayah di luar Jawa Bali meskipun dengan volume yang kecil. Jika dibandingkan

dengan jumlah subsidi di tahun 2009, pada tahun 2010 ini jumlah subsidi mengalami peningkatan

yang hampir 2 kali lipat, hal ini disebabkan karena meningkatnya jumlah konsumsi BBM akibat

bertambahnya jumlah kendaraan bermotor. Subsidi energi yang terdiri dari subsidi untuk

BBM/LPG dan listrik masih diterapkan dalam rangka mendukung daya beli masyarakat dan

aktivitas perekonomian. Besarnya subsidi BBM/LPG bervariasi tiap tahunnya, tergantung dari

konsumsi dan harga minyak. Grafik di samping ini menunjukkan perkembangan subsidi BBM

dalam 5 tahun terakhir. secara ringkas grafik ini menunjukkan kecenderungan penurunan

subsidi BBM dan juga pada subsidi listrik. Namun demikian khusus dalam tahun 2008 terdapat

lonjakan subsidi yang disebabkan oleh kenaikan harga minyak mentah dunia sebagai akibat dari

invasi Amerika ke Irak.

Grafik 1.8. Volume BBM Jenis Tertentu & LPG Tertentu


Jumlah subsidi BBM, BBN, dan LPG

di tahun 2010 ini mencapai Rp

88,89,35 Triliun. Hal tersebut

disebabkan karena realisasi subsidi

BBM, BBN dan LPG yang jauh

dibawah kuota akibat penguatan

nilai kurs rupiah.

d) Subsidi Bahan Bakar Nabati (BBN).




BBN sebesar 5% dari total konsumsi energi pada tahun 2025. Prospek pengembangan bahan

bakar nabati sangat memungkinkan, terutama karena potensi ketersediaan lahan dan

keanekaragaman bahan baku.

Dalam rangka diversifikasi energi, sejak tahun 2008 dilakukan pencampuran BBN dengan BBM

dengan persentase tertentu, sebagaimana Permen ESDM No. 32 Tahun 2008 Penyediaan,

Pemanfaatan Dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain. BBN

juga dicampurkan dengan BBM bersubsidi, dimana untuk BBN jenis biodiesel dicampurkan

dengan minyak solar dan bioetanol dengan bensin Premium.

Subsidi BBN mulai diberlakukan di tahun 2011, untuk mengantisipasi harga BBN yang

terkadang lebih tinggi dibandingkan BBM, maka diperlukan subsidi BBN. Berdasarkan APBN

2011 dan APBN-P 2011 dialokasikan subsidi BBN, sebagai berikut:





Realisasi subsidi BBN untuk tahun 2011 diperkirakan mencapai Rp. 673,15 miliar dengan

volume BBN yang tersalurkan sebesar 336,6 ribu Kilo Liter atau 56% terhadap target tahun

2011. Sedangkan produksi bioetanol belum dapat direalisasikan sama sekali karena harga



indeks pasar bioethanol terlalu rendah, sehingga tidak ada produsen yang memasok ke

Pertamina.

Upaya yang dilakukan Pemerintah, untuk mengurangi subsisi BBM adalah sebagai berikut:

Pengalihan Subsidi Harga ke Subsidi Langsung melalui revitalisasi Program Perlindungan

Dan Kesejahteraan Masyarakat

Pengurangan Volume (Q) BBM tertentu, dengan cara: menghemat pemakaian BBM;

mengembangkan energi pengganti (alternatif) BBM (BBG dan Bahan Bakar Lain), dan subsidi

BBM hanya untuk target konsumen dilaksanakan dengan Penerapan Sistem Distribusi

Tertutup

Pemilihan Harga Patokan BBM yang tepat dengan cara: menekan biaya distribusi BBM, dan

menghitung harga keekonomian penyediaan BBM

e) Volume Liquified Petroleum Gas (LPG) Bersubsidi


APBN-P tahun 2011 direncakanan isi ulang/refill LPG 3 kg sebesar 3,52 juta Metrik Ton. Realisasi

distribusi isi ulang/refill sebesar 2.948 ribu MT status November 2011 atau sesuai target.

Program konversi yang telah dilaksanakan sejak tahun 2007 ini, telah berhasil mendistribusikan

paket untuk 53.287.342 rumah tangga, dan refill sebesar 7.413 ribu MT.*)

Nett penghematan setelah dikurangi biaya konversi s.d Juli 2011 mencapai Rp. 37,54 triliun.

Uraian Satuan 2007 2008 2009 2010

2011

Akumulasi

2012

APBN/

APBN-P

Perk.

RealisasiAPBN

1. Distribusi Paket Perdana Ribu Paket 3.976 15.078 24.355 4.715 - - 53.287*) -

2. Isi Ulang/Refill Ribu MTon 21 547 1.767 2.714 3.522 3.283 7.997**) 3.606

3. Nett Penghematan Rp. Triliun 37,55***)

f) Subsidi Listrik

Realisasi subsidi listrik tahun 2010 lebih tinggi dari rencana yang ditargetkan, yaitu dari Rp 55,11

Triliun menjadi Rp 62,81 Triliun atau mengalami peningkatan sebesar 14%. Hal ini antara lain

disebabkan oleh:

Kenaikan penjualan tenaga listrik dari target 143,26 TWh menjadi 146,19 TWh;

Kenaikan penggunaan BBM dari target 6.420.058 KL menjadi 9.392.894 KL, yang

Tabel 1.4. Penghematan Setelah Program Konversi


disebabkan antara lain: keterlambatan penyelesaian PLTU Batubara, program mengatasi

pemadaman dalam tahun 2010, dan tidak tercapainya volume pasokan gas alam sesuai

target.

Adanya kekurangan pembayaran subsidi listrik pada tahun 2009 yang harus dibayar di

tahun 2010.

2).Capaian Kinerja Strategis

Selain capaian kinerja berdasarkan asumsi makro, Kinerja sektor ESDM secara umum juga dapat

dinilai dari capaian strategis kinerja sektor ESDM yang mencakup penerimaan sektor ESDM,

subsidi energi, investasi, pasokan energi dan mineral, dan pembangunan daerah (Dana Bagi Hasil

dan Community Development). Selain itu, capaian kinerja sektor ESDM juga dapat terlihat dari

kegiatan atau capaian-capaian pembangunan yang berhasil dilaksanakan selama tahun berjalan

seperti pembangunan infrastruktur, penandatangangan kontrak-kontrak ESDM, penyelesaian

permasalahan, dan prestasi-prestasi kinerja strategis lainnya. Secara rinci capaian strategis

kinerja sektor ESDM selama tahun 2006 sampai dengan 2010 dapat diuraikan sebagai berikut:

a) Penerimaan Sektor ESDM

Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral masih menjadi sumber penggerak utama roda

perekonomian nasional. Penerimaan negara sektor ESDM berasal dari 3 sumber yaitu dari sub

sektor migas, pertambangan umum, dan penerimaan negara bukan pajak dari sub sektor lainnya

yaitu dari hasil kegiatan pelayanan jasa penelitian dan pengembangan dan hasil kegiatan

pelayanan jasa pendidikan dan pelatihan ESDM

Grafik 1.10. Perkembangan Target dan Realisasi Subsidi Listrik Tahun 2000-2010



Sejak tahun 2006 sampai dengan 2008 sektor ESDM memperlihatkan pertumbuhan yang positif

dalam hal realisasi penerimaan Negara dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 25%. Namun pada

tahun 2009 penerimaan negara mengalami penurunan yang cukup tajam jika dibandingkan

dengan penerimaan Negara ditahun 2008 hingga mencapai 47%. Penurunan tersebut terjadi

karena menurunnya

produksi (lifting) minyak

bumi pada tahun 2009 dan

harga rata-rata minyak

dunia yang mengalami

penurunan sampai dengan

harga US$ 37/barel dan

pada akhir tahun 2009

meningkat menjadi US$

65/barel, harga tersebut jauh

lebih rendah jika

dibandingkan dengan harga

pada tahun 2008 yang

mencapai US$ 130-

140/barel. Selanjutnya pada tahun 2010, penerimaan negara sektor ESDM meningkat kembali

sebesar 21% dari penerimaan negara di tahun sebelumnya.

b) Investasi Sektor ESDM

Dalam rangka menjamin ketersediaan energi dan sumber daya mineral secara merata dan

berkesinambungan dibutuhkan adanya pertumbuhan jumlah investasi. Nilai investasi sektor ESDM

berasal dari sub sektor Migas, Pertambangan Umum dan Ketenagalistrikan.

Selama kurun waktu 5 tahun yaitu dari tahun 2006 sampai dengan 2010, trend kinerja peningkatan

jumlah investasi sektor ESDM menunjukkan peningkatan yang signifikan, dengan rata-rata

pertumbuhan 11%, kecuali

di tahun 2009 terjadi sedikit

penurunan jumlah investasi

sebesar 0,4%, penurunan

ini disebabkan karena

adanya penundaan rencana

kegiatan investasi di

berbagai perusahaan yang

antara lain disebabkan oleh

Grafik 1.12. Nilai Investasi Sektor ESDM

Grafik 1.11. Penerimaan Sektor ESDM


akibat tumpang-tindih dan kendala izin AMDAL yang diterbitkan daerah. Grafik realisasi nilai

investasi selama 6 tahun terakhir seperti yang terlihat pada grafik disamping.

c) Subsidi Energi

Salah satu outcome akhir yang ingin dicapai oleh KESDM adalah berkurangnya subsidi BBM guna

mengurangi beban APBN. Grafik di bawah ini menunjukkan perkembangan subsidi BBM dalam 5

tahun terakhir. Secara ringkas

grafik di bawah ini

menunjukkan kecenderungan

penurunan subsidi BBM. Namun

demikian khusus dalam tahun

2008 terdapat lonjakan subsidi

yang disebabkan oleh kenaikan

harga minyak mentah dunia

sebagai akibat dari invasi

Amerika ke Irak. Kemudian di

tahun 2009 terlihat kondisi

kecenderungan penurunan

subsidi yang tidak hanya terjadi

pada BBM tetapi juga pada subsidi listrik, hal tersebut disebabkan karena realisasi subsidi BBM,

BBN dan LPG yang jauh dibawah kuota akibat penguatan nilai kurs rupiah. Selanjutnya jumlah

subsidi di tahun 2010 ini kembali meningkat jika dibandingkan dengan jumlah subsidi di tahun

2009 hampir 2 kali lipat, hal ini disebabkan karena meningkatnya jumlah konsumsi BBM akibat

bertambahnya jumlah kendaraan bermotor.

d) Pasokan Energi Dan Mineral

Salah satu peran dominan sektor ESDM dalam pembangunan nasional adalah menjamin pasokan

energi dan mineral dalam negeri, baik untuk bahan bakar maupun bahan baku. Untuk

mewujudkan hal tersebut, pada dasarnya Indonesia memiliki sumber energi yang beranekaragam

dan jumlahnya memadai. Hingga saat ini, minyak bumi masih merupakan tulang punggung

energi Indonesia, meskipun cadangannya terbatas dan terdapat beraneka ragam sumber energi

non-BBM yang penggunaannya semakin digalakan oleh Pemerintah.

Untuk mendukung peningkatan kebutuhan energi nasional yang terus bertumbuh maka

dibutuhkan adanya peningkatan produksi energi dan sumber daya mineral secara berkelanjutan.

Masing-masing capaian/realisasi produksi ESDM yang terdiri dari Minyak Bumi, Gas Bumi,

Batubara dan Mineral seta Panas Bumi dalam 5 tahun terakhir diuraikan sebagai berikut:

Grafik 1.13. Perkembangan Subsidi Energi



Minyak Bumi

Selama lima tahun terakhir (2006 -2010) produksi minyak bumi cenderung terus menurun

dengan rata-rata penurunan sebesar 2% per tahun. Penurunan produksi minyak utamanya

disebabkan karena usia industri

minyak bumi yang sudah lebih dari

100 tahun dan sifat minyak bumi

yang habis pakai menyebabkan

penurunan produksi secara

alamiah. Hal tersebut perlu

diimbangi dengan penemuan

cadangan melalui intensifikasi

eksplorasi migas. Upaya-upaya

yang telah dilakukan tersebut

berhasil menekan penurunan

lifting/produksi minyak bumi pada

tingkat 3% yang seharusnya secara alamiah sekitar 12% untuk tahun 2009 – 2010.

Penurunan trend produksi minyak bumi sesungguhnya juga terjadi secara global. Produksi

minyak bumi dunia sudah mulai tergantikan dengan energi fosil lainnya seperti batubara, gas

bumi dan unconventional gas seperti CBM, shale gas, gas hydrates serta renewable energy.

Cadangan minyak bumi pada tahun

2010 sebesar 7.764,48 MMSTB, yang

terdiri dari cadangan terbukti

(proven) sebesar 4.230,17 MMSTB

dan cadangan potensial sebesar

3.534,31 MMSTB. Dengan tingkat

produksi seperti saat ini, maka

berdasarkan perbandingan antara

total cadangan minyak bumi dengan

tingkat produksi minyak saat ini

diperkirakan cadangan minyak bumi

masih dapat bertahan sekitar 23 tahun (dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan baru).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Total 1.413 1.340 1.249 1.14 1.09 1.06 1.005 954,4 976,8 948,8 944,9

Minyak 1.272 1.208 1.117 1.01 965, 934, 883,0 836,0 853,8 826,5 823,7

Kondensat 141,4 131,9 131,8 133, 128, 127,3 122,6 118,4 123,0 122,3 121,2

Rib

u B

are

l P

erh

ari

Grafik 1.14. Produksi Minyak Bumi

Grafik 1.8. Peta Cadangan Minyak Bumi


Gas Bumi

Sebelum tahun 2000-an, kondisi pemanfaatan gas bumi tidak seperti saat ini, dimana

kebutuhan domestik sangat tinggi. Pada saat itu, pemanfaatan gas bumi dari cadangan besar

biasanya untuk ekspor, sedangkan gas bumi dari cadangan yang kecil untuk domestik. Selain

itu, permintaan gas bumi domestik pada era tersebut juga masih sangat rendah, sehingga

kontrak-kontrak pengembangan gas bumi lebih dominan untuk ekspor. Kontrak-kontrak gas

bumi yang ditandatangani pada waktu itu merupakan kontrak jangka panjang. Maka, ketika

saat ini dimana permintaan domestik relatif tinggi, kontrak-kontrak tersebut tidak dapat serta

merta diubah untuk domestik, karena dapat berakibat pada pelanggaran kontrak (default).

Saat ini kebijakan alokasi gas lebih mengutamakan untuk pasokan domestik, cadangan besar

dapat digunakan baik untuk domestik maupun ekspor dan cadangan kecil untuk domestik. Dari

tahun ke tahun, ekspor gas sudah mulai dikurangi, sebaliknya pemanfaatan domestik terus

diintensifkan. Trend pemanfaatan gas bumi saat ini mulai meningkat untuk domestik

dibandingkan ekspor sebagaimana grafik terlampir, hal tersebut menunjukkan keberpihakan

untuk pemenuhan domestik. Berdasarkan Perjanjian Jual Beli Gas Bumi (PJBG) dari tahun 2003-

2010, porsi untuk domestik cukup besar yaitu sebesar 73,7%.

Adapun perkembangan produksi gas

bumi selama 5 tahun terakhir

berfluktuasi, pada tahun 2007

produksi gas bumi mengalami

penurunan sebesar 5% dari tahun

2006, namun di tahun berikutnya

cenderung terus meningkat, dengan

rata-rata pertumbuhan sebesar 7%.

Meskipun demikian, kemampuan

produksi gas bumi ini belum dapat

memenuhi kebutuhan gas bumi

yang terus meningkat. Upaya

pengembangan lapangan gas baru

cenderung menemukan cadangan

yang mengecil pada mayoritas

temuan lapangan gas. Sementara,

upaya pengembangan infrastruktur

gas bumi masih sangat terbatas.

Total Cadangan gas bumi pada tahun

2010 adalah sebesar 157.14 TSCF.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

MMSCFD

Produksi 7,927 7,690 8,318 8,644 8,278 8,179 8,093 7,686 7,883 8,386 9,336

Pemanfaatan 7,471 7,188 7,890 8,237 7,909 7,885 7,785 7,418 7,573 7,912 8,389

Dibakar 456 502 428 407 369 294 308 268 310 474 507

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Grafik 1.15. Produksi Gas Bumi



Tabel 1.5. Supply dan Demand Produksi Batubara

Cadangan tersebut mengalami penurunan sebesar -2.50 TSCF (1.56%) dibandingkan cadangan

gas bumi tahun 2009 sebesar 159.64 TSCF. Penurunan sebesar 2.50 TSCF tersebut terutama

berasal dari penurunan cadangan pada beberapa KKKS

seperti Pertamina Region Sumatera, Total Indonesie, BP Wiriagar Ltd., ConocoPhillips (Grissik),

Conoco Phillips, BP West Java, Star Energy (Kakap), CNOOC dan S. Persada Oil. Dengan

cadangan gas bumi sebesar 157.14 TSCF dan tingkat produksi sebesar 2,9 TSCF, maka

diharapkan dapat memasok energi hingga 50 tahun ke depan.

Batubara

Produksi batubara setiap tahunnya memperlihatkan pertumbuhan yaitu dengan rata-rata

sebesar 9%. Pertumbuhan ini menunjukkan trend yang positif dalam rangka meningkatkan

perekonomian nasional, karena secara tidak langsung juga meningkatkan penerimaan Negara.

Secara lengkap peningkatan supply dan demand produksi batubara sejak 2006-2010 setiap

tahunnya dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Supply /Demand

Realisasi (Juta Ton)

2006 2007 2008 2009 2010

Demand 48 54 69 56 84

Supply/Produksi 193 217 236 254 270

Ekspor 145 163 160 198 186

Pemanfaatan batubara untuk domestik sebagai energi alternatif pengganti BBM diproyeksikan

akan terus meningkat seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi listrik yang

menggunakan batubara sebagai bahan bakar pembangkit (Proyek Percepatan Pembangunan

Pembangkit Listrik 10.000 MW). Hasil pemanfaatan batubara untuk kebutuhan domestik selain

digunakan untuk kebutuhan listrik, juga digunakan untuk pabrik semen, usaha tekstil, kertas,

dan briket.


Gambar 1.10. Peta Sumber Daya dan Cadangan Batubara

Mineral

Indonesia telah lama dikenal dunia sebagai negara penghasil timah, nikel, bauksit, tembaga,

emas dan perak. Produksi Mineral di Indonesia dikelola oleh beberapa perusahaan besar,

seperti: PT. Freeport Indonesia yang menghasilkan tembaga, emas dan perak; PT Antam, Tbk

yang menghasilkan bijih nikel, emas dan perak; PT Timah, Tbk menghasilkan timah; dan PT.

Inco, Tbk menghasilkan nikel mate.

Perkembangan produksi mineral sejak tahun 2005 sampai dengan 2010 dan peta sebaran

sumber daya dan cadangan mineral, dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 1.6. Perkembangan Produksi Mineral 2005-2010



Listrik

Perkembangan total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional selama 5 tahun

terakhir mengalami

pertumbuhan rata-rata

sebesar 4% per tahun.

Sampai dengan akhir tahun

2010, total kapasitas

terpasang pembangkit

tenaga listrik nasional adalah

sebesar 33.823 MW yang

terdiri atas pembangkit milik

PT PLN (Persero) sebesar

26.212 MW, IPP sebesar 6.231

MW dan PPU sebesar 1.380

MW. Perkembangan

kapasitas terpasang pembangkit listrik

No

.PULAU 2006 2007 2008 2009 2010

1 Sumatera 4,275 4,615 4,951 5,300 5,909

2 Jawa-Bali 22,387 23,046 23,137 23,253 23,906

3 Kalimantan 1,000 1,121 1,178 1,277 1,602

4 Sulawesi 1,053 1,082 1,198 1,166 1,580

5Nusa

Tenggara273 267 265 252 282

6 Maluku 197 180 182 182 233

7 Papua 170 166 168 171 311

NASIONAL 29,354 30,477 31,077 31,602 33,823

Gambar 1.11. Peta Sebaran Sumber Daya dan Cadangan Mineral Indonesia

Tabel 1.7. Total Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional


per pulau dapat dilihat pada tabel di samping. Secara lengkap perkembangan pembangunan di

bidang ketenagalistrikan sejak tahun 2006 sampai dengan tahun 2010 dapat dilihat pada tabel

di bawah ini:

Uraian Satua

n

2006 2007 2008 2009 2010

Rasio Elektrifikasi % 63 64.34 65.1 65.79 67.15

Jumlah Desa Berlistrik

Desa 54.136 65.816 66.039 70.511 70.822

Jumlah KK Berlistrik

Ribu 33.118 35.630 36.230 37.950 39.696

Total Kapasitas Terpasang

MW 29,354 30,477 31,077 31,602 33,823

PLN MW 24.675 24.925 25.451 25.751 26.212

IPP MW 3.222 3.984 1.159 4.269 6.231

PPU MW 526 796 916 920 1.380

Produksi Listrik GWh 104.469 111.241 118.047 120.457168.665,2

1

PLN GWh 28.640 31.199 31.389.66 35.015 124.897,45

IPP GWh 133.108 142.441 149.437 155.472 43.767,76

Energi Baru Terbarukan

Ketergantungan terhadap kebutuhan energi dari waktu ke waktu mengalami peningkatan,

sedangkan kemampuan ketersediaan sumberdaya energi konvensional dari waktu ke waktu

mengalami penurunan akibat ekploitasi untuk memenuhi kebutuhan tersebut. Dalam rangka

mengurangi ketergantungan pada energi konvensional, perlu adanya kegiatan diversifikasi atau

penganekaragaman sumber daya energi agar ketersediaan energi terjamin. Diversifikasi energi

dilakukan melalui upaya pemanfaatan energi baru terbarukan (EBT), seperti panas bumi,

tenaga air, energi surya, energi angin, biomassa, dan energi nuklir. Dengan memanfaatkan EBT,

ketergantungan akan penggunaan bahan bakar fosil di dalam sistem penyediaan energi

nasional dapat menurun. Selain itu, isu pemanasan global yang dikaitkan dengan penggunaan

bahan bakar fosil merupakan salah satu alasan untuk menurunkan tingkat konsumsi bahan

Tabel 1.8. Perkembangan Pembangunan Ketenagalistrikan



bakar fosil. Melalui Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006, EBT diharapkan dapat berperan

minimal 17% dalam pemanfaatan energi nasional pada tahun 2025.

Dalam pelaksanaan diversifikasi energi, pangsa energi terbarukan yang bersumber dari air,

panas bumi, surya, bayu, dan sampah juga menunjukkan peran yang semakin berarti. Dalam

tahun 2010 pangsa energi baru terbarukan (air) telah mencapai 12% dari keseluruhan pangsa

energi nasional. Secara lengkap, capaian penggunaan EBT dapat diuakan sebagai berikut:

Perkembang-an bauran energi

primer pembangkit tenaga

listrik secara nasional dari

tahun ke tahun menunjukkan

terjadinya penurunan

penggunaan BBM dari 40%

pada tahun 2006 menjadi 22%

pada tahun 2010, selain itu

upaya untuk memperbaiki

bauran energi primer terlihat

dengan naiknya penggunaan

batubara

dari 27% pada tahun 2007 menjadi 38% pada tahun 2010 dan naiknya penggunaan gas dari 9%

pada tahun 2006 menjadi 25% pada tahun 2010.

e) Pembangunan Daerah

Dalam rangka meningkatkan kesejahteraan rakyat dan melindungi kemiskinan sesuai dengan

Peraturan Presiden (Perpres) No. 13 tahun 2009, maka sebagian pembangunan sektor ESDM

tetap diarahkan untuk melanjutkan pembangunan daerah. Peran sektor ESDM juga penting

sebagai pendorong pembangunan daerah. Peran sektor ESDM terhadap pembangunan daerah

diwujudkan, antara lain melalui dana bagi hasil (DBH), kegiatan pengembangan masyarakat atau

community development (comdev) atau corporate social responsibility (CSR). Selain itu terdapat

program pembangunan Desa Mandiri Energi (DME), dan Pemboran air tanah yang merupakan

program-program pro-rakyat sehingga pembangunan daerah dapat berjalan lebih efektif.

Energi

Primer

Tahun

2006 2007 2008 2009 2010

Batubara 27% 43% 35% 39% 38%

Gas 9% 19% 17% 25% 25%

BBM 40% 27% 36% 25% 22%

Panas

Bumi5% 3% 3% 3% 3%

Air 19% 8% 9% 8% 12%

Bio Diesel 0% 0% 0% 0% 0%

Tabel 1.9. Bauran Energi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik


Dana Bagi Hasil

Pada tahun 2010, Dana Bagi Hasil

(DBH) sector ESDM yang diserahkan

adalah sebesar Rp 35,8 Triliun atau

92,2% dari target sebesar Rp 38,9

Triliun. Meskipun tidak mencapai

target, namun jika dibandingkan

dengan DBH sector ESDM tahun 2009,

realisasi DBH tahun 2010 mengalami

peningkatan sebesar 13,9%, yaitu dari

Rp 31,5 Triliun (2009) menjadi Rp 35,8

Triliun (2010). Dana Bagi Hasil Sector

ESDM ini terdiri dari DBH minyak bumi

Rp. 14.6 Triliun, gas bumi Rp.10,5

Triliun dan pertambangan umum Rp.10.53 Triliun serta dari pertambangan panas bumi sebesar

Rp.0,20 Triliun. Perbandingan DBH tahun 2009 dan tahun 2010 serta rencana 2011, dapat dilihat

pada grafik di samping.

Besarnya DBH sektor ESDM selaras dengan penerimaan sektor ESDM. Kenaikan DBH dari

tahun 2005 sampai dengan 2009 menunjukan kenaikan sampai 53% yang merupakan

peningkatan peran sektor ESDM dalam mendukung pembangunan daerah.

Corporate Social Responsibility (CSR ) Sektor ESDM

Di sektor energi dan sumber daya mineral, community development (comdev) adalah bagian

dari tanggung jawab korporat (Corporate Social Responsibility) yang merupakan komitmen

bisnis untuk berkontribusi dalam pembangunan ekonomi berkelanjutan, bekerja dengan para

karyawan perusahaan, keluarga karyawan tersebut berikut komunitas setempat (lokal) dan

masyarakat secara keseluruhan, dalam rangka meningkatkan kualitas kehidupan.

Kegiatan comdev dilakukan antara lain melalui: Ekonomi (peningkatan pendapatan, perbaikan

jalan, sarana pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah), Pendidikan dan Kebudayaan

(kelompok usaha, pelatihan, perencanaan), Kesehatan (kesehatan terpadu, air bersih),

Lingkungan (penanaman bakau, reklamasi) dan lainnya (kegiatan sosial, penyuluhan,

pembangunan sarana olah raga).

Grafik 1.16. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM



Comdev dan CSR sektor ESDM

pada tahun 2010 menggunakan

dana sebesar Rp1.5 triliun yang

merupakan peningkatan 12% dari

dana yang dipergun akan tahun

2009 sebesar Rp. 1,3 triliun. Dana

Comdev dan CSR ini selalu

meningkat dari tahun ke tahun

yang menunjukkan perhatian yang

berkelanjutan terhadap

pengembangan kehidupan

masyarakat.

Desa Mandiri Energi (DME)

Desa Mandiri Energi (DME) merupakan program yang baru diluncurkan pada tahun 2007 dan

merupakan terobosan dalam mendukung diversifikasi energi dan penyediaan energi daerah

perdesaan. Program ini terdiri dari DME berbasis Bahan Bakar Nabati (BBN) dan non-BBN. DME

berbasis BBN antara lain menggunakan bahan baku energi jarak pagar, kelapa, sawit singkong

dan tebu. Sedangkan DME berbasis non-BBN memanfaatkan sumber energi terbarukan

setempat antara lain mikrohidro, angin, surya dan biomassa. Pemenuhan kebutuhan sumber

energi mandiri bagi desa-desa di Nusantara terus ditingkatkan agar program ini memberikan

manfaat langsung berupa kemandirian energi dan peningkatan ekonomi perdesaan melalui

pemberdayaan potensi daerah.

Total DME yang telah dibangun sejak tahun 2009 sampai dengan 2010 sebanyak 141 DME,

sehingga total seluruh desa dengan sumber energi mandiri telah terwujud sebanyak 633 desa,

dimana sebanyak 396 desa adalah DME berbasis Non-BBN dan 237 desa berbasis BBN.

No. Perusahaan2009 (Rp

Miliar)

2010 (Rp Miliar)

Target RealisasiCapaian

(%)

1.Perusahaan Migas

215.5 215.5 425.0 197.2

2.Perusahaan Listrik

94.0 90.3 90.3 100

3.Perusahaan Pertambangan Umum

1,002.4 1,308.2 952.2 72.8

TOTAL 1,311.9 1,614 1,467.5 90.9

Tabel 1.10. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM


Gambar 1.12. Peta Sebaran Desa Mandiri Energi

Pemboran Air Tanah

Penyediaan air bersih melalui pengeboran air tanah juga merupakan program strategis sektor

ESDM yang langsung bersentuhan dengan kebutuhan masyarakat. Penyediaan air tanah di

daerah sangat sulit air diharapkan mampu memenuhi kebutuhan air minum dan air baku

penduduk di desa tertinggal atau desa miskin. Hal ini diharapkan akan memicu rangkaian

dampak positif, secara sosial, ekonomi dan pengembangan wilayah.

Kegiatan penyediaan air bersih tersebut dilakukan tiap tahunnya melalui pendanaan APBN dari

tahun anggaran 1995/1996. Sejak dimulainya program pengeboran air tanah tersebut, lebih dari

satu juta jiwa telah menikmati ketersediaan air bersih ini.

Sejak tahun 1995 hingga 2010, jumlah titik bor air tanah yang telah direalisasikan adalah

sebanyak 533 buah titik bor dan jumlah masyarakat yang dapat menikmati air bersih di daerah

sulit air adalah sebanyak 1,167,113 jiwa, di bawah ini adalah grafik perkembangan jumlah titik

bor dan masyarakat yang dapat menikmati air bersih.



Gambar 1.13. Jumlah Titik Pengeboran Air Tanah dan Jumlah Masyarakat yang Dapat Menikmati Air Bersih

3) Capaian Kinerja Keuangan

Realisasi Keuangan Kementerian ESDM selama 5 tahun terakhir (2006 – 2010), dapat dilihat pada

tabel dibawah ini:

Unit Eselon I 2006 2007 2008 2009 2010

Sekretariat

Jenderal166.975 427.158,22 369.372,01 422.166,23 569.193,50

BPH Migas - - 192.790,61 170.838,30 227.878,11


Tabel 1.11. Realisasi Anggaran KESDM 2006-2010

Unit Eselon I 2006 2007 2008 2009 2010

Dekonsentra

si112.693 156.346,01 32.063,59 31.334,09 23.857,74

Inspektorat

Jenderal42.825 37.813,86 46.111,91 51.878,96 92.558,15

Direktorat

Jenderal Migas285.659 380.201,61 219.865,53 307.400,85 485.505,86

Direktorat

Jenderal LPE178.669 589.110,33 421.789,09 795.882,28 347.351,82

PT. PLN

(Persero)2.720.830

2.382.596,

04

2.819.293,0

13.272.716,39 1.843.527,71

Direktorat

Jenderal

Minerba dan

Pabum

132.869 283.735,51 239.397,72 214.385,09 331.273,83

Balitbang ESDM 368.876 546.783,39 358.706,22 333.961,10 579.013,06

Badiklat ESDM 316.352 334.917,32 371.031,26 259.302,59 383.508,96

Badan Geologi 297.474 362.272,53 373.139,48 276.162,91 622.785,97

Setjen DEN - - 37.205,71

Jumlah 4.623.2225.500.934,

83

5.443.560,

43

6.578.028,7

85.543.660,42

�1.3. Peran dan Posisi KESDM Sebagai Regulator

1) Lembaga Pengelolaan Sub Sektor Migas

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral merupakan pembuat kebijakan pada bidang hulu-

hilir migas. Untuk regulator keselamatan dan usaha penunjang hulu-hlir migas dilakukan oleh

Ditjen Migas sebagai perangkat Menteri ESDM. Disamping itu, regulator usaha hulu migas

juga dilakukan oleh Ditjen Migas. Sedangkan untuk hilir migas, pelaksanaan regulasi dilakukan

oleh Ditjen Migas dan BPH Migas. Ditjen Migas melakukan regulasi hilir yaitu untuk bahan

bakar lain (BBL) dan gas bumi non-pipa. Sedangkan pengawasan terhadap pelaksanaan

penyediaan dan pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Pengangkutan Gas Bumi melalui



pipa dilakukan oleh BPH Migas.

Pada tingkat mikro hulu migas, terdapat pelaku usaha yaitu Badan Usaha atau Bentuk Usaha

Tetap seperti Pertamina, Chevron, Medco dan badan usaha migas lainnya yang disebut

sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). Dalam pelaksanaan kegiatan usaha hulu

migas, terdapat BPMIGAS yang berperan dalam melakukan pengawasan terhadap

pelaksanaan Kontrak Kerja Sama oleh KKKS.

Selain itu, terdapat juga badan usaha yang bergerak dalam usaha penunjang migas. Badan

usaha tersebut yaitu pabrikasi peralatan dan melakukan jasa-jasa seperti konsultansi, G & G,

pemboran, inspeksi teknis, litbang, dikLat dan jasa-jasa lainnya.

Di rekt orat Jenderal Migas( Regul at or Kesel amat an dan Usaha Penunj ang Hul u-Hi l i r Mi gas)

MENTERI ESDMMENTERI ESDM

( Pembuat Kebi j akan Bi dang Hul u ( Pembuat Kebi j akan Bi dang Hul u –– Hi l i r Mi gas)Hi l i r Mi gas)

Di r ekt or at Jender al Mi gasDi r ekt or at Jender al Migas

( Regulat or Usaha Hul u)( Regulat or Usaha Hul u)

MAKRO ( Kebi jakan dan Regul asi ) :

Di r ekt or at Jender al MigasDi r ekt or at Jender al Mi gas

( Regul at or Hi l i r BBL dan( Regul at or Hi l i r BBL dan

Gas Bumi NonGas Bumi Non--Pipa)Pipa)BPH MI GASBPH MIGAS

Usaha Hul u Mi gas Usaha Hi l i r Mi gas

B P M IG A SB P M IG A S B a d a n U s a h a / B U TB a d a n U s a h a / B U T

H u lu M ig a sH u lu M ig a sB a d a n U s a h aB a d a n U s a h a

B B L * ) d a n G a s N o nB B L *) d a n G a s N o n -- P ip aP ip aB a d a n U s a h aB a d a n U s a h a

B B M d a n G a s P ip aB B M d a n G a s P ip a

KKS

MI KRO ( Pel aku Usaha) Re g u l as i Re g u l asi R e g u l asi

PENGELOLAAN SUB SEKTOR MINYAK DAN GAS BUMI

USAHA PENUNJANG MI GAS

*) BB L ( Bahan B akar La in)

Gambar 1.14. Pengelolaan Sub Sektor Migas

2) Lembaga Pengelolaan Sub Sektor Ketenagalistrikan

Pada sub sektor ketenagalistrikan, Menteri ESDM melakukan kebijakan, regulasi keteknikan

dan regulasi bisnis pada tataran makro. Sedangkan pada tingkat mikro, pengusahaan

ketenagalistrikan dilakukan oleh PLN sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan

(PKUK) yang meliputi pembangkitan, transmisi dan distribusi termasuk

pemasaran/penjualan. Terkait aspek korporasi, PLN berada di bawah Kementerian Negara

Badan Usaha Milik Negara. Sedangkan terkait aspek regulasi dan kebijakan, PLN berada di

bawah Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.

Disamping itu, pada tataran mikro juga terdapat badan usaha swasta seperti IPP, Koperasi,

BUMD, dll yang dapat melakukan usaha ketengalistrikan yang kemudian listriknya dijual

kepada PLN sebagai PKUK.


P R O V INS I

• T a n gg un gj a wa b p e ng e l o l a a n l i n t a s K a b up a t e n

d a n / a t a u b er d a mp a k r e g i o na l

• P e r da

K A BU P A TE N / K O T A

• T a n gg un gj a wa b p e ng e l o l a a n d i W i l a y a h

K a b u pa t e n / Ko t a

• P e r da

P E L AK U U S A H A

• B U MN / B U MD

• B a d a n U s a h a L a i n

P e me r i ntah c .q. D E SD M

• P en e t a p a n K e b i j a ka n d a n P e n g atur a n

• P en e t a p a n S t a n d a r d an P e do ma n

• P en g e l o l a a n e x i s t i n g k on t r a k p e r t a mb an g a n

• T a n gg un gj a wa b p e ng e l o l a a n m ine r b a b e r d am p a k

n a s i o na l d a n l int a s p r o v i n s i

• P e mb i n aa n d a n P e n g a wa s a n

Ha k P en gus a ha a n( E co nomi c R i g ht )

P e ny e l e ng ga r a a nP e ngu a sa a n P e r t amb an ga n(Mini n g R i g ht )

K ep emi l i k a n(Mine r a l Ri g ht)

+ D

esentralisasi

+ D

ekonsentrasi P

eru

ndang-u

ndangan

PENGELOLAAN

SUB SEKTOR MI NERAL, BATUBARA DAN PANAS BUMI

BA N GSA INDO N ESIA

N EG A RA

Gambar 1.15. Pengelolaan Sub Sektor Ketenagalistrikan

3) Lembaga Pengelolaan Sub Sektor Mineral, Batubara Dan Panas Bumi

Berdasarkan UUD 1945 pasal 33 ayat (3) bahwa bumi, air dan kekayaan alam yang terkandung

di dalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan untuk sebesar-besarnya untuk

kemakmuran rakyat. Dengan demikian kepemilikan sumber daya alam dikelola oleh negara

yang dalam hal ini pemerintah bertindak melakukan pengelolaan terhadap seluruh sumber

daya alam yang ada di bumi Indonesia. Pemerintah cq. Kementerian Energi dan Sumber Daya

Mineral melakukan

penetapan kebijakan

dan pengaturan,

penetapan standar dan

pedoman, pengelolaan

existing kontrak

pertambangan,

tanggung jawab

pengelolaan,

pembinaan dan

pengawasan terhadap

kegiatan

pertambangan mineral, batubara dan panas bumi.

Berdasarkan UU No. 32 tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah, tanggung jawab

pengelolaan sumber daya alam dapat dilakukan melalui Peraturan Daerah Provinsi untuk

wilayah lintas kabupaten dan/atau berdampak regional (dekonsentrasi) dan Peraturan Daerah

Kabupaten/Kota di

PENGELOLAAN SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN

D ESD M

TATARAN

MAKRO

KEBI JAKAN

MI KRO / KORPORASI

D ESD M

PKUK / PLN

D ESD M

REGULASI KETEKNI KAN

REGULASIBI SNI S

Transmi si Di st ri busi *Pembangki tan

BUMS ( I PP, KOPERASI , BUMD, DLL)

KEM ENTERIAN NEG AR A BUM N

* Mel i put i pemasaran / penj ual an



wilayah kabupaten/kota (desentralisasi), sedangkan hak pengusahaan dilakukan oleh pelaku

usaha seperti BUMN, BUMD maupun pelaku usaha lainnya.

1.4 Karakteristik Kelembagaan KESDM

1) Tugas dan Fungsi

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral dibentuk berdasarkan Surat Peraturan

Presiden Republik Indonesia Nomor 24 Tahun 2010 tentang Kedudukan, Tugas dan Fungsi

Kementerian Negara serta Susunan Organisasi Tugas dan Fungsi Eselon I Kementerian

Negara. Sesuai Peraturan Presiden tersebut, tugas pokok dan fungsi kementerian ESDM

seperti dibawah ini.

Kemen t e r i a n

E S D M

TUGAS POKOK DAN FUNGSI

KEMENTERIAN ESDM*)

Tugas:

Kement er ian Ener gi dan Sum ber Daya M iner al mempunyai t ugas menyelenggar akan urusan d i bidang

ener gi dan s umber daya m iner al dalam pem er i nt ahan unt uk membant u Presiden da lam

menyelenggarakan pem er intahan negar a.

Fungsi:

Dalam m elaks anakan tugasnya, Kement er i an ESDM menyelenggarakan fungsi:

1 . Per um usan, penet apan, dan pelaks anaan kebi jakan di b idang ener gi dan sumber daya m ineral

2 . Pengelolaan bar ang m i l ik kekayaan negara yang m enjadi t anggung jawab Kement er ian Ener gi dan

Sum ber Daya M iner al

3 . Pengaw asan atas pe laksanaan t ugas di l ingkungan Kement er i an Energi dan Sumber Daya M iner al

4 . Pelaks anaan bimb ingan teknis dan s uper visi a tas pelaksanaan urusan Kementer ian Energi dan

Sum ber Daya M iner al d i daerah

5 . Pelaks anaan kegiatan teknis yang ber s kala nasional

*) Per pr es No. 24 T ahun 2010 t ent ang K edudukan T ugas da n F ungs i Kement er i a n Negar a ser t a Susuna n Or gani s asi

T ugas da n F ungs i Esel on I K ement er i a n Negar a6

Gambar 1.17. Tugas Pokok dan Fungsi KESDM

Dalam menyelenggarakan fungsinya, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

mempunyai kewenangan:

1. Penetapan kebijakan untuk mendukung pembangunan secara makro di bidangnya;

2. Penyusunan rencana nasional secara makro di bidangnya;

3. Penetapan persyaratan akreditasi lembaga pendidikan dan sertifikasi tenaga

profesional/ahli serta persyaratan jabatan di bidangnya;

4. Pembinaan dan pengawasan atas penyelenggaraan otonomi daerah yang meliputi

pemberian pedoman, bimbingan, pelatihan, arahan, dan supervisi di bidangnya;

5. Penetapan pedoman pengelolaan dan perlindungan sumber daya alam di bidangnya;


6. Pengaturan penerapan perjanjian atau persetujuan internasional yang disahkan atas nama

negara di bidangnya;

7. Penetapan standar pemberian izin oleh daerah di bidangnya;

8. Penanggulangan bencana berskala nasional di bidangnya;

9. Penetapan kebijakan sistem informasi nasional di bidangnya;

10. Penetapan persyaratan kualifikasi usaha jasa di bidangnya;

11. Penyelesaian perselisihan antarprovinsi di bidangnya;

12. Pengaturan sistem lembaga perekonomian negara di bidangnya;

13. Pelancaran kegiatan distribusi bahan-bahan pokok di bidangnya;

14. Pengaturan survai dasar geologi dan air bawah tanah skala lebih kecil atau sama dengan 1

: 250.000, penyusunan peta tematis, dan inventarisasi sumber daya mineral dan energi

serta mitigasi bencana geologi;

15. Pengaturan pembangkit, transmisi, dan distribusi ketenagalistrikan yang masuk dalam

jaringan transmisi (grid) nasional dan pemanfaatan pembangkit listrik tenaga nukLir, serta

pengaturan pemanfaatan bahan tambang radio aktif;

16. Penetapan kebijakan intensifikasi, diversifikasi, konservasi, dan harga energi, serta

kebijakan jaringan transmisi (grid) nasional/regional listrik dan gas bumi;

17. Penetapan kriteria wilayah kerja usaha termasuk distribusi ketenagalistrikan dan

pertambangan;

18. Penetapan penyediaan dan tarif dasar listrik, bahan bakar minyak, bahan bakar gas, dan

gas bumi di dalam negeri;

19. Pemberian izin usaha inti minyak dan gas bumi, mulai dari eksplorasi sampai dengan

pengangkutan minyak dan gas bumi dengan pipa lintas provinsi, izin usaha inti listrik yang

meliputi pembangkitan lintas provinsi, transmisi dan distribusi, serta izin usaha non-inti

yang meliputi depot lintas provinsi dan pipa transmisi minyak dan gas bumi;

20. Kewenangan lain yang melekat dan telah dilaksanakan sesuai dengan ketentuan peraturan

perundang-undangan yang berlaku, yaitu:

Pengelolaan dan penyelenggaraan perlindungan sumber daya alam di wilayah laut di

luar 12 (dua belas) mil dan wilayah lintas propinsi di bidangnya,

Penetapan standar penyelidikan umum dan standar pengelolaan sumber daya mineral

dan energi, air bawah tanah dan mineral radio aktif, serta pemantauan dan penyelidikan

bencana alam geologi.

Pengaturan dan penetapan standar serta norma keselamatan di bidang energi, sumber

daya mineral, dan geologi.

Dalam menjalankan tugas yang telah dibebankan, Kementerian Energi dan Sumber Daya



Mineral memiliki susunan organisasi sebagai berikut :

1. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral;

2. Sekretariat Jenderal;

3. Inspektorat Jenderal;

4. Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi;

5. Direktorat Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi;

6. Direktorat Jenderal Mineral, Batubara dan Panas Bumi;

7. Badan Geologi;

8. Badan Penelitian dan Pengembangan Energi dan Sumber Daya Mineral;

9. Badan Pendidikan dan Pelatihan Energi dan Sumber Daya Mineral;

10. Badan Pelaksana Hilir Migas

11. Dewan Energi Nasional

12. Staf Ahli Menteri Bidang Sumber Daya Manusia dan Teknologi;

13. Staf Ahli Menteri Bidang Ekonomi dan Keuangan;

14. Staf Ahli Menteri Bidang Informasi dan Komunikasi;

15. Staf Ahli Menteri Bidang Kewilayahan dan Lingkungan Hidup;

16. Staf Ahli Menteri Bidang Kemasyarakatan dan Kelembagaan;

17. Pusat Data dan Informasi Energi dan Sumber Daya Mineral.

2) Struktur Organisasi

Struktur organisasi sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 18

Tahun 2010 tentang Organisasi dan Tata Kerja Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

adalah sebagai berikut :


Gam

bar

1.1

8.

Str

ukt

ur

Org

anis

asi K

em

ente

rian E

SD

M

3) Sumber Daya Manusia KESDM

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral terhitung mulai tanggal 1 Maret 2011 memiliki

jumlah pegawai sebanyak 6.096 pegawai yang tersebar di 11 unit Eselon I. Pada tahun 2011

ini tidak ada penambahan jumlah pegawai di lingkungan Kementerian ESDM karena adanya

kebijakan moratorium, sehingga jumlah pegawai di Kementerian ESDM masih sama dengan

jumlah di tahun 2010.

Penyebaran jumlah pegawai KESDM per unit Eselon I dapat dilihat pada tabel dan grafik di

bawah ini :

Tabel 1.12.JUMLAH PEGAWAI NEGERI SIPIL

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERALTMT 1 MARET 2012

NO UNITJENIS

KELAMIN JUMLAH KETERANGAN

P W

1 Sekretariat Jenderal 374 167 541Termasuk perbantuan Otorita Batam : 43 orang

2 Ditjen Migas 357 138 495 -

3 Ditjen Ketenagalistrikan 215 65 280Termasuk perbantuan PT. PLN : 15 orang

4 Ditjen Mineral dan Batubara 295 93 388 -

5 Ditjen EBT dan KE 124 60 184 -

6 Inspektorat Jenderal 143 56 199 -

7 Badan Geologi 1.109 230 1.339 -

8 Badan Litbang ESDM 952 295 1.247 -

9 Badan Diklat ESDM 757 192 949 -

10 Setjen DEN 39 24 63 -

JUMLAH TOTAL 4.365 1.320 5.685


Gambar 1.19. Kekuatan PNS KESDM TMT Maret 2011

Sedangkan berdasarkan strata pendidikan pegawai KESDM dapat dilihat pada tabel dan gragik dibawah

ini.

Tabel 1.13JUMLAH PEGAWAI NEGERI SIPIL

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERALMENURUT PENDIDIKANTMT 1 MARET 2012

NO UNITTINGKAT PENDIDIKAN

JUMLAHSD SLTP SLTA Diploma S1 Spesialis 1 S2 S3

1 Sekretariat Jenderal 20 18 178 29 234 - 69 7 541

2 Ditjen Migas 11 8 88 14 288 - 81 5 495

3 Ditjen Ketenagalistrikan 2 5 73 15 135 - 47 3 280

4Ditjen Mineral dan Batubara

6 5 108 21 196 - 49 3 388

5 Ditjen EBT dan KE - - 29 6 107 - 37 5 184

6 Inspektorat Jenderal 3 4 49 2 91 - 50 - 199

7 Badan Geologi 32 56 636 56 348 19 187 24 1.339

8 Badan Litbang ESDM 24 47 432 73 467 1 181 21 1.247

9 Badan Diklat ESDM 24 40 273 199 258 - 150 5 949

10 Setjen DEN - - 3 - 41 - 18 - 63

JUMLAH TOTAL 122 183 1868 418 2152 20 869 73 5.685



12 2 1 83

1 868

4 18

21 52

86973

SD SLTP SLTA DIPLOM A S 1 S 2 S 3

JUMLAH PEGAWAI NEGERI SIPIL KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

BERDASARKAN TINGKAT PENDIDIKAN

TMT 1 MARET 2012

Gambar 1.20. Kekuatan PNS KESDM Menurut Pendidikan


5.1. Gambaran Umum Pengukuran Capaian Kinerja Tahun 2011

ecara umum pengukuran capaian kinerja Kementerian Energi dan Sumber Daya

Mineral (KESDM) tahun 2011 dilakukan dengan cara membandingkan antara target

dengan realisasi masing-masing indikator kinerja. Namun demikian untuk beberapa

indikator kinerja sasaran dan kegiatan juga dilakukan perbandingan dengan realisasi

capaian kinerja tahun-tahun sebelumnya maupun dengan standar yang lazim.

Secara ringkas sebagian besar sasaran-sasaran strategis yang telah ditargetkan dapat dicapai,

namun demikian masih terdapat sebagian kecil sasaran strategis yang tidak berhasil diwujudkan

pada tahun 2011 ini. Terhadap sasaran maupun target indikator kinerja yang tidak berhasil

diwujudkan tersebut, KESDM telah melakukan evaluasi agar terdapat perbaikan penanganan di

masa mendatang. Analisis capaian kinerja tersebut selengkapnya tertuang pada bagian berikut

ini.

Pada dasarnya proses pengukuran dan monitoring kinerja dilakukan langsung oleh masing-

masing unit kerja utama yang bertanggung jawab atas pencapaian sasaran dan

program/kegiatan. Selanjutnya informasi kinerja dari unit-unit kerja tersebut disampaikan

kepada Biro Perencanaan dan Kerjasama dan Inspektorat Jenderal untuk dievaluasi lebih lanjut

sebelum diteruskan kepada pihak-pihak yang berkepentingan.

S

Gambar 5.1. Proses pengukuran dan monitoring kinerja


BAB VAKUNTABILITAS KINERJA

Secara khusus Biro Perencanaan dan kerjasama menghimpun informasi kinerja tersebut sebagai

satu kesatuan sebagai bahan utama untuk penyusunan LAKIP KESDM, sedangkan oleh

Inspektorat Jenderal KESDM data kinerja tersebut dievaluasi untuk memberi rekomendasi

perbaikan bagi setiap unit kerja yang terkait. Melalui proses ini diharapkan adanya upaya-upaya

perbaikan kinerja sehingga capaian kinerja dapat tercapai sebagaimana yang diharapkan.

5.2. Capaian Indikator Kinerja Utama

Indikator Kinerja Utama Kementerian ESDM, telah ditetapkan melalui Peraturan Menteri ESDM No. 12

Tahun 2009, tanggal 14 Juli 2009. Pada tahun 2011 ini, Capaian Kinerja Utama Kementerian ESDM

terhadap target yang telah ditetapkan di awal Tahun 2011 adalah sebagai berikut:

No. Uraian Satuan Target Realisasi Capaian (%)

1. Jumlah penerimaan negara Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral terhadap target APBN

Rp/Triliun 324,3 352,2 109

2. Jumlah investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral

Juta US$ 30.429 27.111 89

3. Jumlah Kontrak Kerja Sama Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral yang telah ditawarkan dan ditanda tangani:

a. Penawaran WK Migas WK 40 35 88

b. Penandatanganan KKS Migas KKS 27 27 100

c. Penawaran WK CBM WK 13 29 223

d. Penandatanganan KKS CBM KKS 10 19 190

e. Wilayah Kerja Pertambang-an Panas Bumi yang telah dilelang

WKP 9 5 55,6

4. Jumlah produksi :

a. Minyak bumi MBOPD 970 902 93

b. Gas bumi MMSCFD 8.541 8.435 99

c. Batubara Juta Ton 327 293 90

d. Mineral

Tembaga Ton 665.158 618.297 93

Emas Kg 102.562 78.148 76

Perak Kg 278.431 223.078 80

Tabel 5.1.Capaian Indikator Kinerja Utama




Ni + Co in matte Ton 70.500 70.936 100,6

Timah Ton 75.000 60.002 80

Bijih nikel Ton 8.500.000 8.522.128 100,2

Ferronikel Ni 18.000 19.990 111

Bauksit Mt 10.000.000 10.887.659 109

Bijih besi Mt 5.000.000 5.215.391 104

Granit M3 2.500.000 2.810.148 112

e. Listrik GWh 171.330,16 170.584,24 99

f. Uap panas bumi Juta ton 71 68,6 96,6

g. Bioetanol Kilo Liter 4.000 - -

h. Bio alkohol Kilo Liter 600.000 358.812 59,80 %

i. Biogas M3 28.800 13.835 48,04 %

5. Jumlah pengurangan Subsidi Energi :

a. BBM Juta KL 40,49 41,24 98,15

b. LPG 3 Kg Ribu M.Ton 3.522 3.283 93,21

c. BBN KL 600.000 336.574 56,10

c. Listrik Rp Triliun 65,48 93,29 57,53

6. Persentase pemanfaatan produk sektor ESDM :

a. Prosentase pemanfaatan hasil produksi minyak bumi domestik yang diolah menjadi LPG, BBM dan hasil olahannya

% 70 51.19 73

b. Persentase pemanfaatan produksi gas untuk kebutuhan domestik

% 58 41,2 81,9

c. Jumlah pemanfaatan batubara untuk kebutuhan domestik

Juta Ton 78.97 60,15 76,2

d. Persentase pemanfaatan BBN pada BBM Transportasi

% 2,5 2,52 100,8

e. Rasio Elektrifikasi % 70,4 70,4 100

f. Penurunan Intensitas Energi BOE/Kapita

2,9 3,3 84,83

7. Persentase peningkatan pemberdayaan kapasitas nasional:



a. Persentase Jumlah Tenaga Kerja Nasional Sektor ESDM terhadap Tenaga Kerja Sektor ESDM

% 95.95 99 103

b. Persentase penggunaan barang dan jasa produksi dalam negeri dalam pembangunan sektor ESDM

% 48 55.5 115.6

8. Persentase kemampuan pasokan energi (BBM) dalam negeri

% 70 59.04 84

9. Persentase peningkatan peran sektor ESDM dalam pembangunan daerah :

a. Jumlah Dana Bagi Hasil Rp Triliun 43,6 40,9 93,8

b. Jumlah CSR dan Community Development

Rp Miliar 1.565 1.658 105,9

c. Jumlah Desa Mandiiri Energi berbasis BBN

DME 50 51 98

d. Jumlah daerah sulit air yang kebutuhan air bersihnya dapat terpenuhi melalui sumur bor air tanah

Daerah 255 255 100

e. Jumlah wilayah yang teraliri jaringan gas untuk rumah tangga

Wilayah

SR

5

16.000

5

18.714

100

117

f. Jumlah wilayah yang terbangun fasilitas dan pemanfaatan gas untuk transportasi

Wilayah

SPBG

Bengkel

1

4

1

1

4

1

100

10. Persentase pemanfaatan energi Non BBM dalam rangka diversifikasi energi:

a.Pangsa Gas Bumi % 30 26 86,67

b.Pangsa Batubara % 49 46 93,88

c.Pangsa Panas Bumi % 4,24 4,22 99,5

d.Pangsa Tenaga Air 7 7 100

e.Pangsa Bio Diesel Bio Energi % 0,08 0,08 100



Penjelasan dari masing-masing indikator kinerja utama Kemenreeian ESDM tahun 2011,

diuraikan sebagai berikut:

1. Prosentase penerimaan negara Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral terhadap target

APBN

Sebagai sumber penerimaan negara, sektor ESDM tiap tahunnya memberikan kontribusi sekitar

30% terhadap penerimaan nasional. Pada tahun 2011, penerimaan sektor ESDM mencapai Rp.

352 triliun atau sekitar 29% terhadap perkiraan penerimaan nasional sebesar Rp. 1.199 triliun.

Penerimaan sektor ESDM tersebut mencapai 109% dari target APBN-P 2011 sebesar Rp. 324 triliun.

Lebih tingginya realisasi penerimaan migas antara lain disebabkan karena tingginya harga Minyak

Mentah Indonesia (ICP) dan nilai tukar Rupiah terhadap Dollar Amerika.

Besarnya penerimaan sektor ESDM tersebut belum termasuk deviden dari BUMN di lingkungan sektor

ESDM, pajak-pajak dari pengusahaan sektor ESDM yang terdiri dari PPN, PBBKB dan PBB dan royalti,

iuran tetap dari pemegang IUP yang ijinnya diterbitkan oleh Bupati dan sebagian masih diaudit.

2. Jumlah investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral.

Investasi sektor ESDM, baik melalui pendanaan APBN maupun non-APBN tersebut, pada

dasarnya merupakan dukungan dalam rangka mendorong perekonomian nasional. Total

investasi sektor ESDM tahun 2011 sebesar US$ 21,4 miliar. Tingginya investasi sektor ESDM

tersebut berasal dari investasi migas sebesar US$ 18,7 miliar atau 69% dari total investasi sektor

ESDM.

Secara umum, terjadi penurunan nilai investasi sektor ESDM dibandingkan tahun 2010. Hal

tersebut antara lain disebabkan karena kegiatan operasi sektor ESDM mengalami kendala seperti

pengadaan lahan terutama bidang minyak dan gas bumi di daerah, dan izin dari Pemerintah

Daerah. Sementara bidang ketenagalistrikan, tidak tercapainya rencana investasi tahun 2011

disebabkan oleh terkendalanya penyelesaian Proyek 10.000 MW Tahap I yang tidak sesuai jadwal

akibat adanya permasalahan-permasalahan seperti pengadaan lahan, perizinan daerah, dan

kendala teknis pembangkit, dan terlambatnya penerbitan DIPA SLA.

3. Jumlah Kontrak Kerja Sama Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral yang telah ditawarkan

dan ditanda tangani.

a. Penawaran Wilayah Kerja Migas

Mekanisme penawaran Wilayah Kerja dibagi menjadi dua yaitu melalui Lelang Reguler dan

Penawaran Langsung. Pada Tahun 2011 penawaran wilayah kerja migas dilakukan dalam


Gambar 5.2. Peta Penawaran Wilayah Kerja Migas Tahap I

dua tahap, yaitu:

Tahap Pertama periode 10 Juni 2011 – 7 Oktober 2011, ditawarkan 20 Wilayah Kerja

melalui Lelang Reguler

sebanyak 9 Wilayah Kerja

dan Penawaran Langsung


seperti terlihat pada gambar

disamping. Lelang Reguler 11

Wilayah Kerja tersebut

adalah: Bulu Rembang,

Offshore Timor Sea I,

Offshore Timor Sea II,

Halmahera I, Halmahera II,

Halmahera III, West Aru I,

West Aru II, Arafura Sea II. Penawaran Langsung 9 Wilayah Kerja tersebut adalah: Ranau,

Northeast Madura, West Tanjung, Belayan, East Simenggaris, North Ganal, Babar Selaru,

Obi, North Semai, West Berau, Semai IV.

Tahap kedua periode 10

Oktober 2011 – 22 Pebruari

2011, ditawarkan 15 Wilayah

Kerja, melalui Lelang Reguler

sebanyak 9 Wilayah Kerja dan

Penawaran Langsung

sebanyak 6 Wilayah Kerja.

Lelang Reguler 9 Wilayah

kerja tersebut adalah:

Kuningan, Offshore South

Java I, Offshore South Java II,

Offshore South Java III,

South East Sageri, East

Abadi, South West Salawati, West Berau, Kai. Penawaran Langsung 6 Wilayah Kerja

tersebut adalah Kalyani, South Baturaja, Nort Baturaja, Kuala Pembuang, Tanjung Aru,

South East Seram.

Gambar 5.3. Peta Penawaran Wilayah Kerja Migas Tahap II



b. Penandatanganan Wilayah Kerja Migas

Selama tahun 2011 telah ditandatangani 27 KKS dari target penandatanganan 27 KKS dengan

total investasi komitmen eksplorasi sebesar US $ 336,025 juta dan Bonus Tandatangan sebesar

US $ 81,5 juta, yaitu:

Tabel 5.2

Daftar Penandatanganan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Tahun 2011

No Perusahaan Wilayah Kerja Investasi(US $)

Sign Bonu(US $)

1 Lundin Gurita B.V Gurita 5,100,000 1,500,000

2 Techwin Energy South Betung Limited South Betung 6,100,000 1,000,000

3 Cooper Energy Sumbagsel Ltd Sumbagsel 5,900,000 1,000,000

4 Pt Schintar Marquisa Marquisa 5,500,000 1,000,000

5 Total Indonesia R&P West Papua Sw Bird’s Head R&P West Papua

19,500,000 5,000,000

6 PT Mandiri Panca Usaha Sembilang 1,100,000

7 Eni Arguni I Limited Arguni I 86,500,000 1,500,000

8 Pan Orient Energy East Jabung Pty Ltd East Jabung 7,675,000 1,500,000

9 Prabu Energy Pty Ltd Ranau 6,700,000 1,000,000

10 Techwin Energy Northeast Madura Ltd Northeast Madura 8,600,000 1,000,000

11 PT MRI Energy West Tanjung 3,600,000 1,000,000

12 PT Geraldo Energy Belayan 9,500,000 1,050,000

13 Sonlaw United Corporation East Simenggaris 11,550,000 1,030,000

14 Konsorsium Niko Resources (North Ganal) Limited-Statoil Indonesia North Ganal AS- North Ganal Energy Ltd-ENI North Ganal Limited- GDF Suez New Projects Indonesia BV

North Ganal 31,400,000 1,000,076

15 INPEX Banda Sea Ltd Babar Selaru 31,500,000 1,500,000

16 Konsorsium Niko Resources (Obi) Ltd-Statoil Indonesia OBI AS-Zimorex NV

Obi 1,800,000 10,000,076

17 Murphy Semai IV Ltd Semai IV 2,450,000 1,000,000

18 Hess (Indonesia-V) Limited Offshore Timor Sea I 2,300,000 1,100,000

19 Konsorsium Statoil Indonesia Halmahera II AS-Niko Resources (Halmahera II) Limited

Halmahera II 10,000,000 2,000,000

20 BP West Aru I Ltd West Aru I 1,200,000 1,250,000

21 BP West Aru II Ltd West Aru II 41,000,000 15,000,000

22 Eurorich Group Ltd Kalyani 5,600,000 1,000,000

23 PT Anugerah Mutiara Sentosa South Baturaja 5,400,000 1,000,000

24 PT Terra Global Vestal Baturaja North Baturaja 15,650,000 1,000,000


No Perusahaan Wilayah Kerja Investasi(US $)

Sign Bonu(US $)

25 PT Mentari Pembuang Internasional Kuala Pambuang 4,200,000 1,000,000

26 Konsorsium Krisenergy (Tanjung Aru) B.V-Neon Energy Indonesia PTE LTD-Natuna Ventures PTY LTD

Tanjung Aru 5,500,000 1,000,000

27 Niko Resources (South East Seram)Ltd South East Seram 1,800,000 1,500,000

1. Penawaran WK GMB

Mekanisme penawaran Wilayah Kerja GMB dibagi menjadi dua klasifikasi yaitu melalui

Penawaran Langsung berdasarkan Permen ESDM No. 33 Tahun 2006 dan melalui Lelang

Reguler dan Lelang Penawaran Langsung berdasarkan Permen ESDM No. 36 Tahun 2008.

Dari target 13 WK GMB yang ditawarkan, realisasi penawaran WK GMB tahun 2011

berjumlah 29 WK GMB, yaitu :

Berdasarkan Permen ESDM No. 33 Tahun 2006 terdapat 8 WK GMB yang ditawarkan

yaitu Blok GMB Muara Enim I, Muara Enim II, Tanjung IV, Belida, Lematang, Kutai II,

Suban I dan Suban II.

Berdasarkan Permen ESDM No. 36 Tahun 2008, terdapat 21 WK GMB yang ditawarkan

terdiri dari :

Lelang Penawaran Langsung

periode 10 Januari – 18 Maret

2011, ditawarkan Wilayah

Kerja sebanyak 6 Wilayah

Kerja

Lelang Reguler periode 10

Januari – 9 Mei 2011,

ditawarkan Wilayah Kerja




Penawaran Langsung periode

12 September – 27 Oktober

2011, ditawarkan Wilayah

Kerja sebanyak 8 Wilayah Kerja

(Gambar 3)

2. Penandatangan KKS WK GMB

Selama tahun 2011 telah ditandatangani 19 KKS WK GMB dari target penandatanganan 10

KKS. Berikut nama perusahaan yang menandatangani wilayah kerja gas metana batubara

pada tahun 2011:

Tabel 5.3

Penandatanganan KKS WK GMB Tahun 2011

NO PERUSAHAAN WILAYAH KERJA TANGGAL

1 Konsorsium PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 5 - PT Metana Enim Energi - Indo Cbm Sumbagsel 2 Pte. Ltd.

GMB Muara Enim II 01 April 2011

2 Konsorsium PT Pertamina Hulu Energi Metana Sumatera 4 - PT Baturaja Metana Indonesia

GMB Muara Enim III 01 April 2011

3 Konsorsium PT Pertamina Hulu Energi Metan Tanjung Iv - BP Tanjung Iv Limited

GMB Tanjung IV 01 April 2011

4 Konsorsium PT Transasia CBM - BP Kapuas I Limited

GMB Kapuas I 01 April 2011

5 Konsorsium PT Kapuas CBM Indonesia - Bp Kapuas Ii Limited

GMB Kapuas II 01 April 2011

6 Konsorsium PT Gas Methan Utama - BP Kapuas Iii Limited

GMB Kapuas III 01 April 2011

7 Konsorsium Senyiur Cbm Inc. - Total E&P Kutai Timur

GMB Kutai Timur 01 April 2011

8 PT Gas Methan Abadi GMB Kutai Barat 01 April 2011

9 Konsorsium PT Inti Gas Energi - PT Bukit Asam (Persero) Tbk

GMB Sijunjung 01 April 2011

10 Konsorsium PT Sele Raya Resources – PT Andalas Metana Energi

GMB Belida 01 Agustus 2011

Gambar 5.4. Peta Wilayah Kerja CBM di Indonesia


NO PERUSAHAAN WILAYAH KERJA TANGGAL

11 Konsorsium PT Medco CBM Lematang – PT Methanindo Energi Resources – PT Saka Energi Indonesia

GMB Lematang 01 Agustus 2011

12 Konsorsium Ephindo Kutai North Inc. – PT Resources Alam Energi

GMB Kutai II 01 Agustus 2011

13 Konsorsium PT Pertamina Hulu Energi Metana Suban I – PT Suban Energi

GMB Suban I 01 Agustus 2011

14 Konsorsium PT Pertamina Hulu Energi Metana Suban II – PT Suban Methan Gas

GMB Suban II" 01 Agustus 2011

15 Ephindo Mega Methana Inc GMB Melak Mendung I 01 Agustus 2011

16 Konsorsium Deep Industries Limited – Monnet Ispat & Energy Limited

GMB Melak Mendung III 01 Agustus 2011

17 PT Bangkanai Energi Resources GMB Bangkanai III 19 Desember 2011

18 PT Bangkanai Jaya Perkasa GMB Bangkanai IV 19 Desember 2011

19 PT Asam-Asam Methan Gas GMB Tanah Laut 19 Desember 2011

3. Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Panas Bumi yang telah dilelang.

Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Panas Bumi adalah wilayah yang ditetapkan dalam Izin

Usaha Pertambangan (IUP). Penetapan WKP panas bumi merupakan wewenang pemerintah

pusat dalam hal ini Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. Sedangkan kewenangan

pemberi perizinan tergantung dari letak di mana WKP tersebut berada.

Pada tahun 2011 ini target WKP panas bumi yang telah dilelang adalah sebanyak 9 WKP, dan

terealisasi sebesar 5 WKP atau capaian sebesar 55,6%. WKP yang berhasil dilelang adalah:

WKP Bonjol, WKP Danau Ranau, WKP Mataloko, WKP Gunung Ciremai, dan WKP Gunung.

Endut.

Potensi Wilayah Kerja Panas Bumi yang direncanakan akan dilelang tahun 2011, dapat dilihat

pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.4

Potensi Wilayah Kerja Panas Bumi

No NAMA WKP POTENSI (MW) KETERANGAN

1 Bonjol 200 Sudah ditetapkan

2 Danau Ranau 210 Sudah ditetapkan



4. Jumlah Produksi

a. Minyak Bumi

Produksi minyak bumi pada APBN-P 2011 ditargetkan sebesar 945 ribu barel per day (bpd). Pada

realisasinya, produksi minyak bumi tahun 2011 mencapai 902 ribu bpd atau 95% terhadap target

APBN-P 2011.

Penurunan produksi minyak utamanya disebabkan karena usia industri minyak bumi yang sudah

lebih dari 100 tahun dan sifat minyak bumi yang habis pakai menyebabkan penurunan produksi

secara alamiah dengan decline rate saat ini sekitar 12%/tahun. Hal tersebut perlu diimbangi dengan

penemuan cadangan melalui intensifikasi eksplorasi migas. Upaya-upaya yang telah dilakukan

berhasil menekan penurunan lifting/produksi minyak bumi pada tingkat 3% yang seharusnya secara

alamiah sekitar 12% untuk tahun 2009 – 2010.

Tidak tercapainya produksi minyak tahun 2011 antara lain disebabkan:

a. Kehilangan peluang produksi karena unplanned shutdown antara lain:

o Masalah peralatan (kerusakan kompresor/pompa; kerusakan pipa)

o Kejadian alam (a.l. penurunan temperatur akibat hujan dan banjir sehingga terjadi

pengentalan minyak, cuaca buruk/gelombang laut tinggi )

b. Kehilangan produksi karena kendala lain:

o Keterlambatan proyek /pengembangan lapangan

o Permasalahan offtaker

o Kendala subsurface (a.l. kenaikan water cut, problem kepasiran)

c. Perpanjangan planned shutdown

d. Kendala perijinan, khususnya ijin lokasi pemboran dan transportasi.

e. Permasalahan sosial (pencurian minyak dan demonstrasi masyarakat)

f. Penurunan trend produksi minyak bumi sesungguhnya juga terjadi secara global. Produksi

3 Matoloko 63 Sudah ditetapkan

4 Gn. Ciremai 150 Sudah ditetapkan

5 Gn. Endut 80 Sudah ditetapkan

6 Simbolon Samosir, 155 usulan pelelangan

7 Way-Rantai, 105 usulan pelelangan

8 Umbul-Telomoyo 120 usulan pelelangan

9 Bora-Pulu 152 usulan pelelangan




g. Apabila produksi minyak bumi dilihat secara keseluruhan bersama gas bumi dan batubara

(sebagai energi fosil), maka totalnya menjadi 5.769 ribu barel oil equivalen per day (boepd) atau

101% dari tahun 2010, sehingga melampaui target tahun 2011.

h. Cadangan minyak bumi pada tahun 2011 sebesar 7.732,27 MMSTB, yang terdiri dari cadangan

terbukti (proven) sebesar 4.039,57 MMSTB Dan cadangan potensial sebesar 3692,70 MMSTB.

Dengan tingkat produksi seperti saat ini, maka berdasarkan perbandingan antara total cadangan

minyak bumi dengan tingkat produksi minyak saat ini diperkirakan cadangan minyak bumi masih

dapat bertahan sekitar 23tahun (dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan baru).

b. Gas Bumi

Produksi gas bumi tahun 2011 ditargetkan sebesar 8.541 MMSCFD sesuai APNB 2011. Pada

realisasinya, produksi gas bumi tahun 2011 mencapai 8.443 MMSCFD atau 99% terhadap

target tahun 2011. Produksi gas tersebut ekivalen dengan 95% realisasi tahun 2010 sebesar

8.857 MMSCFD.

c. Batubara


produksi batubara tahun 2011 mencapai 293 juta ton atau 89% terhadap target tahun 2011.

Produksi batubara tersebut ekivalen dengan 106% realisasi tahun 2010 sebesar 275 juta ton.

Diterapkannya Domestic Market Obligation (DMO) batubara cukup efektif untuk turut

menjamin ketersediaan batubara dalam negeri. Pada tahun 2011, pasokan batubara domestik

diperkirakan mencapai 65 juta ton, sedangkan ekspor sebesar 209,1 juta ton.

Produksi Batubara 2011 hanya mencapai 89% dikarenakan belum semua data IUP terkumpul.

Data IUP yang tersaji adalah yang tercatat dan dilaporkan secara resmi ke Direktorat Jenderal

Mineral dan Batubara c.q Direktorat Pembinaan Pengusahaan Batubara

d. Mineral

Secara umum, produksi mineral tahun 2011 relatif baik, terdapat peningkatan produksi dari

beberapa komoditi mineral seperti logam timah, bijih besi, bijih nikel, ferro nike, dan granit

dibandingkan produksi tahun 2010.

Tidak tercapainya rencana produksi komoditas tembaga emas dan perak terjadi akibat

penurunan produksi PT Freeport Indonesia yang terjadi akibat demo dan pemogokan kerja

yang terjadi sejak triwulan III tahun 2011, yang berimbas pada berhentinya operasional PT

Freeport Indonesia.

Tidak tercapainya rencana produksi komoditas logam timah di tahun 2011 terjadi akibat



keputusan bersama pengusaha timah di Bangka dan Belitung untuk menghentikan ekspor

logam timah sejak Oktober 2011. Hal ini berimbas pada terhentinya aktivitas produksi logam

timah di Bangka Belitung.

e. Listrik

Terkait dengan energi domestik, permintaan kebutuhan energi listrik meningkat tiap

tahunnya dengan pertumbuhan tahun 2011 mencapai 11%/tahun. Kebutuhan listrik selalu

melebihi dari kapasitas terpasang yang ada. Krisis ekonomi 1998/1999, memiliki dampak

sangat luas bagi pembangunan ketenagalistrikan. Krisis tersebut, menyebabkan tidak adanya

investasi yang masuk dan pertumbuhan kapasitas pembangkit terhambat. Bahkan proyek-

proyek IPP pun menjadi terhenti. Untuk mengejar pertumbuhan kebutuhan tersebut,

dilakukan upaya antara lain pembangunan pembangkit listrik dengan program 10.000 MW

tahap I, 10.000 MW tahap II dan IPP.

Pada tahun 2011 ini ditargetkan produksi listrik mencapai 171.330,16 GWh, dan terealisasi

sebesar 170.584,24 GWh atau sebesar 99,6%

f. Uap panas bumi

Realisasi Produksi uap panas bumi pada tahun ini sebesar 68.610.109 ton dari targetkan

sebesar 71.000.000 ton, atau dengan kata lain capaian sebesar 96,6%.

Jumlah produksi uap panas bumi tersebut diperoleh dari PLTP Kamojang, Lahendong,

Sibayak, G.Salak, Darajat, Wayang windu dan Dieng. Secara rinci dapat dilihat pada Tabel dan

Grafik di bawah ini.

Tabel 5.5

Perkembangan Produksi Uap PLTP

No Area KapasitasProduksi (ton)

Total2008 2009 2010 2011

1 Kamojang 200 12.099.515 12.612.255 12.446.134 12.472.068 49.629.972

2 Lahendong 60 2.349.480 2.664.546 2.964.180 2.441.258 10.419.464

3 Sibayak 12 288.761 497.918 548.411 312.285 1.647.375

4 G.Salak 375 24.481.941 24.538.210 24.271.622 24.673.075 97.964.848

5 Darajat 255 13.487.496 13.977.250 14.264.431 14.131.343 55.860.520

6 W.windu 227 6.665.057 12.989.353 13.675.168 13.348.645 46.678.223

7 Dieng 60 1.644.159 780.457 1.221.300 1.231.435 4.877.351

TOTAL 1189 61.016.409 68.059.989 69.391.246 68.610.109


g. Bioetanol

Jumlah produksi bioethanol pada tahun ini belum mencapai seperti yang ditargetkan yaitu

sebesar 4.000 Kl, hal ini disebabkan harga Indeks Pasar bioethanol terlalu rendah, sehingga

tidak ada produsen yang memasok ke Pertamina.

Tabel 5.6

Produksi Biodiesel dan Bioethanol

URAIAN SATUAN2010 2011

REALISASI RENCANA REALISASI

a. Biodiesel ribu KL 4.500,0 600,0 358.812

b. Bioethanol ribu KL 220,1 4.000,0 0

Grafik 5.2. Produksi Listrik Tenaga Panas Bumi (MWh)

Grafik 5.1. Produksi Uap Tenaga Panas Bumi (Ton)



PT . A n ug r a hK u r n i a

A ba d i

5 5. 00 0 K L /T h

PT .

I n d o l a mp u ng

Di s t i l l er y

5 0. 0 00 MT /T h

PT . EN3 Gr ee n

En e r g y

1 80 . 00 0 K l/T h

PT . K a wa n

s ej a t ip r i ma

10 . 2 40 K l /T h

PT . Pa s a d en a

B i o f u el sMa n di r i

E t ha no l : 9. 99 0

K L /t h

Bi o d i es el : 10 . 24 0

Kl/t h

PT . B er l i a n

En e r g y

1 0. 00 0K l /T h

PT . Mo l i n d o

Ra ya

5 0. 0 00 K l /T h

Kapas i t as T er pas ang Bioet hanol = 286. 686 KL/y ear

PETA PERUS AHAAN KOMERSI AL BIOETHANOL YANG MEMILIKI I J IN US AHA

h. Bio alkohol/Biodiesel

Jumlah produksi biodiesel pada tahun ini adalah 358.812 Kl, angka ini masih jauh dibawah dari

target yang ditetapkan yaitu sebesar 600.000 Kl, atau capaian kinerja sebesar 59,8 %, belum

tercapainya target dikarenakan kurangnya infrastruktur terkait dengan distribusi BBN di

Pertamina produksi biodiesel.

PETA PERUS AHAAN KOMERSIAL BIODIESEL YANG MEMILIKI IJ IN US AHA

PT . Pel i t a A g u n g

Ag r i I n d u s t r i e s

2 0 0. 0 00 MT / T h

P T . a n u g e r a h

i n t ig ema n u s a

40 . 00 0 MT /T h

PT . s u mi a s i h Ol eo

C h e m.

1 00 . 00 0 MT / t h

PT . e t er i n d o

Nu s a Gr a h a

4 0 . 0 0 0 MT /T h

PT . E t e r n a l

B u a n aC h e m,

I n d

40 . 00 0 MT /T h

PT . I n d o B i o f u e l s

E n e r g y

6 0. 0 00 MT / T h

PT . Da r me x

Bi o f u e l s

1 50 . 00 0

MT / t h

PT . Mu s i mMa s

4 2 0. 0 00 MT /T h

PT . Si n t o n g

A b a d i

35 . 0 00 K l / T h

P T . Pr i ma n u s a

Pa l ma E n e r g i

24 . 0 00 K l / T h

PT . Mu l t i k i mi a I n t i

P el a n g i

14 . 00 0 K l / T h

PT . C e me r l a n g

e n e r g ip er ka s a

4 00 . 00 0 MT l/T hPT . Pe t r o

A n d a l a n

N u s a n t a r a

1 50 . 00 0 K l / T h

PT . Bi o en e r g y

Pr a t a ma J a y a

66 . 00 0 MT / T h

PT . P a s a d e n a B i o f u e l s

Ma n d i r i

1 0 . 2 4 0 K l / t h

PT . Wa h a n aA b d i

t i r t at e h n i k a

1 3 . 2 0 0 K L /t h

PT . A l i a Ma d a

Pe r k a s a

11 . 0 00 K L /t h

PT . Da ma i

s ej a h t er a

s e n t o s a

1 20 . 00 0 MT /T h

PT . Oi l T a n k i n g

50 4 . 0 0 0 MT / T h

PT . C i l i a n d r a

25 0 . 0 0 0 MT / T h

PT . En er g i

a l t e r n a t i f

7 . 0 0 0 MT / T h

PT . T j e n g k a r en g Dj a y a

Bi o d i e s e l : 72 . 00 0 K l / t h

PT . Wi l ma r

B i o e n e r g y I n d

1 . 0 5 0. 0 00

MT / T h

Kapas i t as Ter pas ang Biodi es el = 4.506.629 KL /t ahun

Gambar 5.5. Peta Perusahaan Komersial Bioethanol yang Memiliki Ijin Usaha

Gambar 5.6. Peta Perusahaan Komersial Biodiesel yang Memiliki Ijin Usaha


i. Biogas

Dari target sebesar 28.800 M3 , realisasi

produksi biogas di tahun 2011 hanya

sebesar 13.835,76 M3 atau capaian kinerja

sebesar 48,04 %. Secara rinci jumlah

produksi biogas ini berasal dari :

Ditjen EBTKE 603 M3 (dari biogas

digester 6 M3 dan 20 M3 )

BIRU Hivos 8.082 M3 (biogas digester 6

M3)

Digester fiber SWEN 5.150 MÅ (kapasitas 4 M3, 5 M3, 6,4 M3, 7 M3, 11 M3, 17 M3, 100 M3)

5. Persentase Pengurangan volume Subsidi.

a. BBM

Sebagaimana diketahui bahwa BBM bersubsidi terdiri dari 3 jenis; yaitu Premium, Minyak tanah

dan Solar. Kuota volume BBM bersubsidi 2011 berdasarkan APBN 2011 dialokasikan sebesar 38,59

juta Kilo Liter (KL) dan mengalami perubahan berdasarkan APBN-P 2011 menjadi 40,49 juta KL.

Realisasi volume BBM bersubsidi s.d. November 2011 sebesar 38 juta KL dan sampai dengan akhir

Desember 2011 mencapai dari 41,24 juta KL. Dengan demikian persentase capaian kinerja adalah

sebesar 98,15%

Over kuota terjadi pada jenis BBM Premium dan Solar berturut-turut sekitar 3% dan 0,1% yang

disebabkan antara lain karena pertumbuhan jumlah kendaraan di atas rata-rata, tingginya harga

minyak dunia yang menyebabkan disparitas harga BBM bersubsidi dengan non-subsidi sehingga

memicu konsumen bermigrasi dari BBM non-subsidi ke BBM bersubsidi dan penyalahgunaan BBM

utamanya ke industri. Sedangkan untuk minyak tanah, telah berhasil dilakukan penghematan

konsumsi sebesar 3,4% dari kuota APBN-P. Hal tersebut utamanya karena berhasilnya program

konversi minyak tanah ke LPG.

b. LPG 3 Kg


APBN-P tahun 2011 direncakanan isi ulang/refill LPG 3 kg sebesar 3.522 Ribu Metrik Ton. Namun

realisasi distribusi isi ulang/refill sebesar berjumlah 3.283 Ribu Metrik Ton atau 93,21% dari target.

Program konversi yang telah dilaksanakan sejak tahun 2007 ini, telah berhasil mendistribusikan

paket untuk 53.287.342 rumah tangga, dan refill sebesar 7.413 ribu MT.Nett penghematan setelah

dikurangi biaya konversi s.d Juli 2011 mencapai Rp. 37,54 triliun

Gambar 5.7. Kompor yang menggunakan bahan Bakar Biogas



c. BBN



Pemanfaatan Dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain. BBN juga

dicampurkan dengan BBM bersubsidi, dimana untuk BBN jenis biodiesel dicampurkan dengan

minyak solar dan bioetanol dengan bensin Premium.

Namun, untuk mengantisipasi harga BBN yang terkadang lebih tinggi dibandingkan BBM, maka

diperlukan subsidi BBN. Berdasarkan APBN 2011 dan APBN-P 2011 dialokasikan subsidi BBN

sebesar (1%) untuk Bioetanol atau sebesar Rp 2.000/liter dengan kuota sebesar 4 ribu Kilo Liter,

sehingga subsidi ditargetkan sebesar Rp.8 miliar. Sedangkan untuk Biodiesel (5%) sebesar Rp.

.2.000/liter dengan kuota sebesar 600 ribu Kilo Liter , dan subsidi sebesar Rp. 1,3 triliun.

Realisasi subsidi BBN untuk tahun 2011 mencapai Rp. 673,15 miliar dengan volume BBN yang

tersalurkan sebesar 336,6 ribu Kilo Liter atau 56% terhadap target tahun 2011. Sedangkan produksi

bioetanol belum dapat direalisasikan sama sekali karena harga indeks pasar bioethanol terlalu

rendah, sehingga tidak ada produsen yang memasok ke Pertamina.

d. Listrik

Tahun 2011 subsidi listrik ditargetkan sebesar Rp 65,48 triliun, namun pada akhir tahun 2011

jumlah subsidi listrik yang terealisasi adalah sebesar Rp 93,29 triliun atau capaian kinerja

hanya sebesar 57,53%, besarnya realisasi subsidi listrik yang melebihi target pada tahun

2011 ini disebabkan oleh beberapa hal, antara lain:

1. Naiknya ICP dari semula 95 USD/barrel menjadi 111 USD/Barrel, kurs semula Rp 8.700

menjadi Rp 8.734;

2. Target pasokan gas sebesar 320 TBTU diperkirakan hanya tercapai sebesar 284 TBTU;

3. Mundurnya COD beberapa PLTU Batubara program 10.000 MW Tahap I, repowering PLTU

Batubara reguler, dan menurunnya capacity factor, sehingga target semula pasokan

batubara sebesar 37 juta ton diperkirakan terealisasi 29 juta ton.


6. Prosentase pemanfaatan produk sektor ESDM :

a. Prosentase pemanfaatan hasil produksi minyak bumi domestik yang diolah menjadi

LPG, BBM dan hasil olahannya.

Dengan adanya penambahan kilang-kilang gas baru setelah implementasi UU No. 22 Tahun

2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, maka kapasitas pengolahan gas bumi di dalam negeri


mengalami

peningkatan sebesar

1,37% dibanding tahun

2010 dikarenakan

pada bulan April 2011

kilang Yudistira Energi

dengan kapasitas 160

ton/ hari (58 MTPA)

mulai beroperasi,

dengan produksi

kilang LPG oleh

Pertamina sebesar

1156 MTPA, kilang

pola hulu sebesar

2.342 MTPA dan

kilang pola hilir

sebesar 724 MTPA, sehingga pasokan LPG dari kilang dalam negeri total sejumlah 4.222

MTPA.

Secara umum, persentase LPG di kilang dalam negeri pada tahun 2011 menurun sebesar

8,29% dibanding tahun 2010. Penurunan ini salah satunya disebabkan oleh tidak

beroperasinya kilang LPG milik KKKS Conoco Phillips di Belanak dikarenakan Calm Buoy

untuk LPG FSO (Gas Concord) tenggelam, dimana kapasitas LPG dari kilang tersebut bisa

mencapai 1.150 ton/ hari.

Gambar 5.8. Kilang LPG & LNG di Indonesia



b. Prosentase pemanfaatan produksi gas untuk kebutuhan domestik

Pada tahun 2011 ini kebijakan alokasi

gas untuk kebutuhan domestik

(contracted demand+potential

demand) lebih diutamakan yaitu

mencapai 58%, namun pada

kenyataan terealisasi sebesar 41,2%

atau 4.468,2 MMSCFD, menurun

sebesar 8,8% dibandingkan tahun

2010 yang sebesar 4.848 MMSCFD.

Sehingga capaian kinerja untuk

kinerja ini adalah sebesar 81,9%. Dari

tahun ke tahun, ekspor gas sudah

mulai dikurangi, sebaliknya

pemanfaatan domestik terus diintensifkan. Trend pemanfaatan gas bumi saat ini mulai

meningkat untuk domestik dibandingkan ekspor sebagaimana grafik di bawah ini, hal tersebut

menunjukkan keberpihakan untuk pemenuhan domestik.

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

BBTUD

Ekspor Domestik

Tangguh 710 BBTUD

c. Prosentase hasil pemanfaatan batubara untuk kebutuhan domestik.

Dalam rangka mencukupi kebutuhan batubara di dalam negeri, maka pemerintah menerapkan

kebijakan Domestic Market Obligation (DMO). Diterapkannya DMO batubara cukup efektif untuk

Ekspor

42%

peningkatan produksi

3,8 %Pupuk

11%

Listrik

24 %

Industri

19%

Gas Kota

0 ,023 %BBG Transportasi

0 ,19 %

Gambar 5.9. Alokasi Gas Bumi Tahun 2011(Contracted Demand+Potential Demand)

Tahun 2011 (contracted demand+potential demand) alokasi gas bumi untuk domestik 58%(peningkatan produksi pupuk, listrik, industri lain, gas kota dan BBG transportasi), ekspor 42%.

Grafik 5.3. Pemanfaatan Gas Bumi


turut menjamin ketersediaan batubara dalam negeri. Berdasarkan KepMen ESDM No. 2360

K/30/MEM/2010 Tentang Penetapan Kebutuhan Dan Persentase Minimal Penjualan Batubara

Untuk Kepentingan Dalam Negeri Tahun 2011, dinyatakan bahwa perkiraan kebutuhan batubara

untuk kepentingan dalam negeri (end user domestic) oleh pemakai batubara tahun 2011 adalah

sebesar 78,97 (tujuh puluh delapan koma sembilan puluh tujuh) juta ton.

Pemanfataan batubara untuk domestik pada tahun 2011 mencapai 60,15 juta ton atau sebesar

22,2% dari total produksi sebesar 293 Juta Ton, sedangkan untuk ekspor sebesar 209,1 juta ton.

Jumlah pemanfaatan batubara untuk domestik ini lebih rendah dari jumlah di tahun 2010 yang

mencapai 24,4% dari total produksi atau sebanyak 67 Juta Ton dari total produksi 275 Juta ton,

dan sisanya sebesar 208 Juta Ton untuk diekspor. Begitu pula bila dilihat dari pencapaian target

yang sebesar 78,97 juta ton,

hanya terealisasi sebesar

76,12%. Penurunan jumlah

DMO ini terjadi dikarenakan

mundurnya jadwal COD PLTU

mengakibatkan terjadinya

perubahan kebutuhan

domestik tahun 2011.

Secara rinci pemanfaatan

batubara untuk kebutuhan

dalam negeri dapat dilihat

pada tabel di samping.

d. Persentase pemanfaatan Bahan Bakar Nabati (BBN) pada BBM Transportasi

Sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM no 32/2008 mandatory (kewajiban) pemanfaatan BBN

untuk transportasi (baik dengan subsidi dan nonsubsidi) serta untuk industri mencapai antara 3-7

persen dari total bauran energi. Realisasi pemanfaatan Biodesel hingga April 2011 hanya

mencapai 116.449 kiloliter atau 8,98 persen dari kewajiban 1,297 juta kiloliter.

Pemanfaatan BBN pada BBM transportasi ditargetkan sebesar 2,5%, namun pada realisasinya

tercapai sedikit melebihi target yaitu sebesar 2,52 %, dengan demikian capaian kinerja ini adalah

sebesar 100,8%. Realisasi pemanfaatan bahan bakar nabati (BBN) jenis biodiesel pada tahun ini

mengalami peningkatan 5,22% dibandingkan tahun 2010 lalu.

1. PT.PLN (Persero) 37 61,52 4.000 – 5.200

2. IPP 8,97 14,91 4.000 – 5.200

3. PT.FREEPORT INDONESIA 0,83 1,38 5.650 – 6.150

4. PT.NEWMONT NUSA TENGGARA 0,47 0,78 5,200

5. PT.PUSAKA JAYA PALU POWER 0,19 0,32 5,000

1 PT INCO 0,14 0,23 5,900

2. PT.ANTAM.Tbk 0,20 0,33 > 6.600

1. SEMEN 8,86 14,73 4.100 – 6.300

2. TEKSTIL DAN PRODUK TEKSTIL 1,97 3,28 5.000 – 6.500

3. PUPUK 0,92 1,53 4.500 – 5.000

4. PULP 0,6 1 5.000 – 5.500

60,15 100

B. METALURGI

C . SEMEN, TEKSTIL, PUPUK DAN PULP

TOTAL

A. PLTU

N O. IND UST R ITON ASE

(JUTA

T ON)

% GC V (GAR)

Tabel 5.7. DMO Batubara Tahun 2011



Saat ini, Kementerian Energi dan Sumber

Daya Mineral c.q. Direktorat Jenderal Energi

Baru Terbarukan dan Konservasi Energi

sedang menggodog rancangan revisi indeks

harga BBN ke Kementerian Keuangan.

Dimana pada rancangan tersebut dijelaskan,

alasan dilakukan revisi harga karena

Peraturan Presiden Republik Indonesia

Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan

Energi Nasional untuk mengembangkan

sumber energi alternatif sebagai pengganti

Bahan Bakar Minyak (BBM), yang diikuti oleh

Instruksi Presiden Nomor 1 Tahun 2006

tentang Penyedian dan Pemanfaatan BBN sebagai Bahan Bakar Lain, didalam perkembangannya

(sejak tahun 2006), realisasi pemanfaatan BBN di Indonesia masih jauh dari target yang telah

ditetapkan dalam Peraturan Menteri (Permen) No 32 Tahun 2008 tentang Penyediaan,

Pemanfaatan dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati sebagai Bahan Bakar Lain.

e. Rasio Elektrifikasi

Rasio elektrifikasi tahun 2011 yang ditargetkan sebesar 70,4%, dapat tercapai sepenuhnya. Rasio

elektrifikasi tahun 2011 tersebut mengalami peningkatan sebesar 4,20% dibandingkan dengan

realisasi tahun 2010 sebesar 67,2%.

f. Penurunan Intensitas Energi

Intensitas energi adalah energi yang

dibutuhkan untuk meningkatkan

gross domestic product (GDP) atau

produk domestik bruto. Semakin

efisien suatu negara, maka

intensitasnya akan semakin kecil.

Intensitas energi Indonesia pada

tahun 2011 ini mencapai 3,41 BOE

(barrel-oil-equivalent) per kapita

(dihitung berdasarkan pertumbuhan

rata-rata 2% per tahun).

Perkembangan Intensitas konsumsi

energi per kapita dapat dilihat pada Gambar di samping ini.

Salah satu indeks yang biasa digunakan untuk mengukur kebutuhan energi terhadap

Grafik 5.4. Perkembangan Intensitas Energi Final Indonesia Tahun 2000-2010

Tabel 5.10. Bahan Bakar Nabati


perkembangan ekonomi sebuah negara adalah Elastisitas Energi, yaitu pertumbuhan kebutuhan

energi yang diperlukan untuk mencapai tingkat pertumbuhan ekonomi (GDP) tertentu. Angka

elastisitas energi di bawah 1,0 dicapai apabila energi yang tersedia telah dimanfaatkan secara

produktif. Elastisitas energi di Indonesia pada tahun 2010 adalah sebesar 1,6. Di negara-negara

maju elastisitas ekonomi berkisar antara 0,1% hingga 0,6%. Angka elastisitas di Indonesia masih

>1 yang mengindikasikan pemanfaatan energi belum efisien, hal ini ditandai dengan intensitas

energi yang tinggi.

7. Prosentase peningkatan pemberdayaan kapasitas nasional

a. Persentase Jumlah Tenaga Kerja Nasional (TKN) Sektor ESDM terhadap Jumlah Tenaga

Kerja Sektor ESDM.

Realisasi perbandingan penggunaan tenaga asing dan penggunaan tenaga kerja nasional di

Sektor ESDM pada tahun 2009 sampai dengan 2011 ini adalah sebagai berikut :

Tabel 5.8Tenaga Kerja Nasional dan Tenaga Kerja Asing

Sub Sector 2009 2010 2011

TKN TKA TKN TKA TKN TKA

Migas 275.908 3.088 291.455 4.270 276.532 3.211

Pertambangan Umum 130.509 994 143.067 1.017 181.267 1.308

Jumlah 406.417 4082 434.522 5.287 457.799 4.519

Jumlah Tenaga Kerja Sektor ESDM 410.499 439.809 462.318

Pada tahun 2011 ini penggunaan TKN mencapai 99% dari total tenaga kerja sektor ESDM, seperti

yang dapat dilihat pada tabel di atas. Perlu dijelaskan bahwa penetapan target sebesar 95,95%

berdasarkan capaian realisasi tahun 2010.

b. Persentase penggunaan barang dan jasa produksi dalam negeri dalam pembangunan sektor

ESDM

Secara keseluruhan realisasi persentase peningkatan pemberdayaan nasional adalah 109%. Perlu

diketahui, bahwa pemberdayaan kapasitas nasional sektor ESDM diukur dari 2 indikator kinerja yaitu:

penggunaan tenaga kerja lokal dan penggunaan kandungan lokal (produk dalam negeri).

Selanjutnya realisasi penggunaan tenaga kerja lokal yang digunakan dalam pelaksanaan kegiatan

sektor ESDM adalah sebesar 55,5% dibandingkan target 48% atau melampaui target yang ditetapkan

sebesar 115,6%. Begitu pula dengan penggunaan produk dalam negeri (local content) yang digunakan

dalam pelaksanaan kegiatan sektor ESDM di tahun 2011 ini melebihi target yang ditetapkan sebesar

103%, atau dari target sebesar 48% terealisasi sebesar 55,5%. Tabel pengukuran kinerja dari 2

indikator pendukung ini adalah:



Indikator kinerja Satuan Target Realisasi Capaian

1. Persentase Jumlah Tenaga Kerja Nasional Sektor ESDM terhadap Tenaga Kerja Sektor ESDM

% 95.95 99 103

2. Persentase penggunaan barang dan jasa produksi dalam negeri dalam pembangunan sektor ESDM

% 48 55.5 115.6

8. Prosentase Kemampuan pasokan energi (BBM) dalam negeri

Kebutuhan bahan bakar minyak dan gas bumi dalam negeri secara langsung menuntut adanya

ketersediaan fasilitas pengolahan migas yang cukup memadai, baik dari segi kapasitas maupun

maupun produksi. Meningkatnya konsumsi BBM di Indonesia terkait pertumbuhan jumlah

kendaraan bermotor tidak disertai dengan penambahan kapasitas produksi kilang, sehingga

kekurangan jumlah pasokan BBM di Indonesia dipenuhi dari impor.

Sampai dengan akhir tahun 2011, produki BBM mencapai 37,48 juta kiloliter (terdiri dari produksi

kilang Pertamina, kilang Pusdiklat Migas, kilang TPPI dan kilang TWU).

Pada tahun 2011 realisasi pemenuhan BBM dalam negeri hanya mencapai 59,4% dari target yang

ditetapkan sebesar 70% atau capaian kinerja adalah 84%. Realisasi pemenuhan pasokan energi

dalam negeri ini juga mengalami penurunan sebesar 13,4% dari realisasi ditahun 2010 yang

sebesar 68,22%.

Penghitungan realisasi pencapaian target adalah sebagai berikut: Produksi BBM dalam negeri

tahun 2011 mencapai 37,48 Juta KL, sedangkan konsumsi BBM sebesar 63,18 Juta KL, kelebihan

konsumsi dipenuhi dari impor sebesar 25,7 Juta KL.

Sebagian besar pasokan BBM untuk Indonesia, dipasok dari kilang milik Pertamina, dengan

status pada tahun 2011 terdapat lima kilang Pertamina yang aktif berproduksi.

Kapasitas total kilang minyak yang beroperasi di Indonesia pada akhir tahun 2011 adalah sebesar

1.157,1 MBCD yang terdiri atas:

1. Kilang PT Pertamina (Persero) dengan total kapasitas 1047,3 MBCD

- RU-II Dumai / Sungai Pakning : 177 MBCD

- RU-III Plaju / S. Gerong : 127,3 MBCD

- RU-IV Cilacap : 348 MBCD

- RU-V Balikpapan : 260 MBCD

Tabel 5.9Indikator Kinerja Pemberdayaan Kapasitas Nasional


- RU-VI Balongan : 125 MBCD

- RU-VII Kasim : 10 MBCD

2. Kilang Pusdkilat Migas Cepu dengan kapasitas 3,8 MBCD

3. Kilang PT Trans Pacific Petrochemical Indotama (TPPI) dengan kapasitas 100 MBCD,

mengolah bahan baku berupa kondensat.

4. Kilang PT Tri Wahana Universal (TWU) dengan kapasitas 6 MBCD

Selain berbahan baku minyak bumi/kondensat, BBM juga dapat dihasilkan dari bahan baku

lainnya, seperti di kilang PT Patra SK di Dumai yang berbahan baku uncorverted oil (kapasitas 25

MBCD) serta PT Primergy Solution (Gresik) yang menghasilkan BBM dari pelumas bekas

(kapasitas pelumas bekas 600 ton per bulan).

Tabel 5.10

PRODUKSI I MPOR TOTALKONSUMSI DALAM

NEGERIEKSPOR TOTAL

2000 42, 654, 625 16, 725, 175 59, 379, 800 55, 059, 335 55, 059, 335

2001 43, 680, 109 13, 760, 006 57, 440, 116 56, 855, 740 56, 855, 740

2002 43, 029, 258 16, 970, 455 59, 999, 714 57, 667, 388 57, 667, 388

2003 42, 520, 910 16, 896, 735 59, 417, 645 58, 361, 343 58, 361, 343

2004 43, 233, 064 19, 150, 684 62, 383, 748 62, 209, 235 62, 209, 235

2005 40, 991, 618 25, 848, 233 66, 839, 851 62, 534, 260 26, 483. 7 62, 560, 744

2006 38, 689, 741 20, 356, 241 59, 045, 982 58, 574, 788 153, 702. 7 58, 728, 491

2007 37, 552, 098 22, 906, 030 60, 458, 127 60, 7 17, 020 254, 416. 0 60, 971, 436

2008 38, 529, 142 23, 846, 535 62, 375, 677 60, 223, 609 284, 252. 4 60, 507, 861

2009 37, 940, 033 21, 985, 209 59, 925, 241 58, 277, 008 258, 638. 5 58, 535, 646

2010 37, 483, 960 26, 017, 420 63, 501, 380 62, 187, 080 504, 480. 0 62, 691, 560

2011 37, 483, 960 31, 290, 865 68, 774, 825 63, 188, 439 288, 838. 00 63, 477, 277

*Data Unaudited

SUPPLY DEM AND BBM INDONESIA

TAHUNSUPPLY (KL) DEMAND (KL)

9. Persentase peningkatan peran sektor ESDM dalam pembangunan daerah

Peran sektor ESDM juga penting sebagai pendorong pembangunan daerah. Peran sektor ESDM

terhadap pembangunan daerah diwujudkan, antara lain melalui dana bagi hasil (DBH), kegiatan

pengembangan masyarakat atau community development (comdev) atau corporate social responsibility

(CSR). Selain itu terdapat program pembangunan Desa Mandiri Energi (DME), dan Pemboran air tanah

yang merupakan program-program pro-rakyat sehingga pembangunan daerah dapat berjalan lebih

efektif.

a.Jumlah Dana Bagi Hasil

Dana bagi hasil (DBH) adalah dana yang bersumber dari pendapatan APBN yang dialokasikan

kepada daerah berdasarkan angka persentase tertentu untuk mendanai kebutuhan daerah dalam



rangka pelaksanaan desentralisasi, sebagaimana Undang-Undang Nomor 33/2004 tentang

Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintahan Daerah. DBH sektor ESDM

bersumber dari kegiatan minyak bumi, gas bumi dan pertambangan umum, serta panas bumi.

DBH sektor ESDM pada tahun 2011 mencapai sebesar Rp. 40,9 triliun yang terdiri dari minyak bumi

Rp. 16,4 triliun, gas bumi Rp. 11,7 triliun, pertambangan umum Rp. 12,3 triliun dan panas bumi Rp.

0,5 triliun.

b. Jumlah CSR dan Community Development

Di sektor energi dan sumber daya mineral, community development (comdev) adalah bagian dari

tanggung jawab korporat (Corporate Social Responsibility) yang merupakan komitmen bisnis untuk

berkontribusi dalam pembangunan ekonomi berkelanjutan, bekerja dengan para karyawan

perusahaan, keluarga karyawan tersebut berikut komunitas setempat (lokal) dan masyarakat secara

keseluruhan, dalam rangka meningkatkan kualitas kehidupan.

Kegiatan comdev dilakukan antara lain melalui: Ekonomi (peningkatan pendapatan, perbaikan jalan,

sarana pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah), Pendidikan dan Kebudayaan (kelompok

usaha, pelatihan, perencanaan), Kesehatan (kesehatan terpadu, air bersih), Lingkungan

(penanaman bakau, reklamasi) dan lainnya (kegiatan sosial, penyuluhan, pembangunan sarana olah

raga).

Rencana dana comdev sektor ESDM pada tahun 2011 sebesar Rp. 1,56 triliun, sedangkan terealisasi

sebesar Rp. 1,66 triliun atau 106% terhadap target 2011.

c. Jumlah Desa Mandiiri Energi berbasis BBN

Jumlah Desa Mandiri Energi (DME) berbasis BBN dan Non BBN sesuai dengan yang

ditargetkan, yaitu dari target sebesar 50 DME, terealisasi sebesar 51 DME atau capaian

kinerja sebesar 100 %. Realisasi melebihi target, dikarenakan terdapat pengalihan jenis fisik

dari PLT Mikrohidro menjadi PLT Pikohidro (2 unit).

Pembangunan DME tahun 2011 dilaksanakan di 17 Propinsi yang mencakup: DME berbasis

Singkong di 6 lokasi (5 propinsi), DME berbasis Nipah di 3 lokasi (2 propinsi), DME berbasis

Biomassa di 3 lokasi (1 propinsi), DME berbasis Biogas di 8 propinsi, DME berbasis PLTMH di 8

propinsi, DME berbasis PLT Pikohidro di 2 propinsi, DME yang menggunakan peralatan

kegiatan produktif sebanyak 9 propinsi.

Perkembangan DME yang berhasil diwujudkan Kementerian ESDM sejak tahun 2009 hingga

2011 dapat dilihat pada tabel dibawah ini:


Tabel 5.11

Perkembangan DME Tahun 2009-2011

No Indikator Realisasi DME

Total Kumulatif2009 2010 2011

1 DME berbasis Non BBN 62 34 19 115

2 DME berbasis BBN 28 16 32 75

Total DME 90 50 51 191

Gambar 5.11. Bahan Bakar Nabati yang Digunakan Pada Pembangunan DME

d. Jumlah daerah sulit air yang kebutuhan air bersihnya dapat terpenuhi melalui sumur bor

air tanah

Program pembangunan daerah lainnya, yang bersentuhan langsung dengan masyarakat adalah

program penyediaan air bersih melalui pemboran air tanah. Program tersebut dilakukan sejak tahun

1995 melalui pendanaan dari APBN.

Pada tahun 2011, telah dilaksanakan pemboran air tanah di 255 lokasi dengan peruntukan bagi

640.560 jiwa. Sedangkan selama periode 1995 sampai dengan 2011 ini, total pemboran air tanah

yang telah dilakukan sebanyak 784 titik yang tersebar di seluruh Indonesia dengan peruntukan bagi

sekitar 1,8 juta jiwa.

e.Jumlah wilayah yang teraliri jaringan gas untuk rumah tangga

Pada tahun 2011 ini telah dilaksanakan pembangunan gas kota di 5 kota yaitu Rusun Jabotabek,

Bontang, Sengkang, Sidoarjo (lanjutan) dan Bekasi (lanjutan). Dari target sebanyak 16.000

sambungan rumah tangga (SR) yang direncanakan akan dibangun pada 5 Kota (Wilayah) terealisasi

sebanyak 17.939 SR, atau capaian target sebesar 112%.

f. Jumlah wilayah yang terbangun fasilitas dan pemanfaatan gas untuk transportasi.

Target di tahun 2011 ini akan dibangun fasilitas dan pemanfaatan gas untuk transportasi



sebanyak 4 (empat) instalasi SPBG dan satu bengkel pemeliharaan peralatan BBG untuk

transportasi di Palembang. Semua target yang telah ditetapkan dapat direalisasikan, dengan kata

lain, capaian kinerja ini adalah 100%. Sebagai tambahan informasi kinerja, ditahun ini juga telah

dibagikan 200 Konverter Kit untuk angkutan kota dan taksi di Kota Palembang.

10. Persentase pemanfaatan energi Non BBM dalam rangka diversifikasi energi

Selain dengan memberdaya kan energi terbarukan, KESDM juga melakukan upaya untuk

mengurangi pembangkit tenaga listrik yang masih menggunakan produk minyak bumi (BBM)

dengan memberdayakan gas bumi, batubara, panas bumi dan air sebagai energi alternatif bahan

baku utama untuk pembangkit tenaga listrik.

a.Pangsa Gas Bumi

Pangsa gas bumi ditargetkan dapat mencapai 30% di tahun 2011 ini, namun yang dapat

direalisasikan sebesar 26%, atau 86,67%. Tidak tercapainya target pemanfaatan gas bumi sebagai

pembangkit tenaga listrik dikarenakan terlambatnya COD PLTU dalam FTP I, sehingga pasokan

gas yang disediakan untuk pembangkit tersebut tidak terpakai. Sebagai penggantinya

dioperasikannya PLTD sewa di beberapa sistem kelistrikan untuk memenuhi kebutuhan

tenaga listrik sementara karena belum beroperasinya pembangkit utama yang telah

direncanakan.

b. Pangsa Batubara

Batubara masih merupakan energi yang mendominasi energi mix bagi pembangkit tenaga

listrik, pada tahun ini pangsa batubara untuk pembangkit listrik mencapai 46% dari target

yang ditetapkan sebesar 49%, atau dengan kata lain capaian kinerja sebesar 93,88%.

c. Pangsa Panas Bumi

Pangsa energi panas bumi ditahun 2011 ini hampir mencapai target yang telah ditetapkan

yaitu sebesar 4,22 % dari target sebesar 4,24% atau capaian 99,6%. Hal ini disebabkan

adanya penambahan potensi energi lebih besar dari kenaikan jumlah kapasitas terpasang.

d. Pangsa Tenaga Air 7

Realisasi pangsa tenaga air pada tahun ini tercapai sesuai target yaitu sebesar 7%, namun angka ini

masih di bawah realisasi pada tahun 2010 yang mencapai 12%.

e.Pangsa Bio Diesel Bio Energi

Tahun 2011 ini bio diesel mulai dimanfaatkan sebagai pembangkit tenaga listrik, walaupun

pangsa biodiesel masih relatif rendah yaitu 0,08%, namun angka tersebut sesuai dengan

target yang ditetapkan. Jumlah bio diesel yang dimanfaatkan untuk pembangkit listrik pada

tahun ini adalah sebesar 4.253.839 KL.


5.3. Capaian Kinerja Tujuan Strategis

Tujuan I : Terjaminnya Pasokan Energi Dan Bahan Baku Domestik

Salah satu peran dominan sektor ESDM dalam pembangunan nasional adalah menjamin

pasokan energi dan mineral dalam negeri, baik untuk bahan bakar maupun bahan baku. Untuk

mewujudkan hal tersebut, pada dasarnya Indonesia memiliki sumber energi yang

beranekaragam dan jumlahnya memadai. Hingga saat ini, minyak bumi masih merupakan

tulang punggung energi Indonesia, meskipun cadangannya terbatas dan terdapat beraneka

ragam sumber energi non-BBM yang penggunaannya semakin digalakan oleh Pemerintah.

Dalam menjamin penyediaan energi domestik, telah dilakukan optimasi produksi energi fosil

yaitu minyak bumi, gas bumi dan batubara. Produksi minyak bumi, sebagai energi tidak

terbarukan, cenderung menurun dari tahun ke tahun. Mulai tahun 2007, produksi minyak

berada di bawah level 1 juta barel per hari. Namun, dengan adanya temuan cadangan baru

seperti Blok Cepu, maka dalam jangka pendek akan terjadi kenaikan produksi minyak Indonesia

yang tidak akan bertahan lama karena terjadi natural decline rate yang cukup tinggi sekitar

12%per tahun.

Sebagaimana diketahui, sekitar 60% produksi minyak Indonesia dipasok untuk kebutuhan

dalam negeri dan sisanya sebesar 40% untuk ekspor. Selanjutnya, terkait pasokan bahan baku

domestik, sektor ESDM memberikan kontribusi utamanya pada pasokan gas dan bahan

mineral. Pemakaian gas domestik dimanfaatkan untuk industri pupuk, kilang petrokimia,

kondensasi, LPG, PGN, PLN, Krakatau steel, industri lainnya. Selanjutnya pasca diterbitkan UU

Migas Nomor 22 tahun 2001, alokasi gas bumi domestik mencapai 63,5%, sedangkan alokasi

gas bumi ekspor sebesar 36,5%. Hal ini menunjukkan bahwa pada tataran kebijakan dan

perencanaan, upaya pengutamaan pasokan gas bumi domestik sudah berjalan sangat baik.

Meskipun saat ini kebijakan alokasi gas untuk domestik sudah diprioritaskan, namun ekspor gas

juga tetap diperlukan untuk mencapai skala keekonomian dari suatu lapangan gas bumi,

mengingat harga gas bumi domestik pada umumnya lebih rendah dibandingkan untuk ekspor.

Disamping gas bumi, bahan mineral juga berperan penting sebagai pemasok bahan baku

industri. Bahan mineral tersebut antara lain tembaga, emas, perak, bauksit, nikel, timah, intan

dan besi.

Dalam rangka mewujudkan tujuan di atas, ditetapkan 5 (lima) sasaran sebagai berikut:



Sasaran 1. Meningkatnya kemampuan pasokan energi untuk domestik

Keberhasilan pencapaian sasaran ini diukur melalui pencapaian 9 indikator kinerja sasaran yang

dikembangkan dari indikator kinerja program/kegiatan rencana kinerja tahun 2011. Indikator

kinerja sasaran beserta target, realisasi dan capaiannya diuraikan dalam tabel berikut:

No. Indikator Kinerja Satuan Target Realisasi Capaian (%)

1. Produksi minyak bumi MBOPD 945 902 95

2. Produksi gas bumi MBOEPD 1.534 1.516 99

3. Produksi CBM MBOEPD 0 0 -

4. Produksi batubara Juta Ton 327 293 89

5. Pasokan batubara untuk kebutuhan dalam negeri Juta Ton 79 65 82

6. Produksi mineral

Tembaga Ton 665.158 618.297 93

Emas Kg 102.562 78.148 76

Perak Kg 278.431 223.078 80

Ni + Co in matte Ton 70.500 70.936 100,6

Timah Ton 75.000 60.002 80

Bijih nikel Ton 8.500.000 8.522.128 100,2

Ferronikel Ni 18,000 19.990 111

Bauksit Mt 10.000.000 10.887.659 109

Bijih besi Mt 5.000.000 5.215.391 104

Granit M3 2.500.000 2.810.148 112

7. Produksi BBM Juta KL 36,5 37,23 102

8. Produksi LPG Juta Ton 2 2,32 116

9. Produksi LNG Juta Ton 23.29 21.97 94

Secara umum, produksi minyak dan gas bumi tahun 2011 lebih rendah dibandingkan tahun

2010. Di sisi lain, produksi batubara mengalami peningkatan dari tahun 2010 sebesar 6%.

Namun, apabila energi fosil dilihat sebagai satu kesatuan (as single comodity), produksi energi

fosil mengalami peningkatan dibandingkan tahun 2010.

Produksi energi fosil Indonesia tahun 2011 ditargetkan sebesar 6.239 ribu BOEPD (Barel Oil

Tabel 5.12Indikator Kinerja Sasaran 1


Ekuivalen Per Day). Pada realisasinya, produksi energi fosil Indonesia tahun 2011 mencapai

5.782 ribu BOEPD atau 93% terhadap target tahun 2011. Produksi energi fosil tersebut ekivalen

dengan 101,5% realisasi tahun 2010 sebesar 5.698 ribu BOEPD. Peningkatan tersebut berasal

dari produksi batubara yang diperkirakan mencapai 293 juta ton atau 106% dibandingkan

tahun 2010 sebesar 275 juta ton. Secara rinci capaian kinerja sasaran ini dapat dilihat pada tabel

berikut ini:

Tabel 5.12.Produksi Energi Fosil

Penjelasan atas capaian kinerja produksi energi fosil adalah sebagai berikut:

1. Produksi Minyak Bumi

Lifting minyak bumi tahun 2011 berdasarkan APBN 2011 ditargetkan sebesar 970 ribu BOPD

dan mengalami perubahan berdasarkan APBN-P 2011 menjadi sebesar 945 ribu BOPD.

Realisasi produksi minyak bumi sampai dengan akhir Desember 2011 sebesar 902 ribu

BOPD atau 95% dari

target APBN-P

2011. Beberapa

tahun terakhir ini,

produksi minyak

Indonesia dibawah

1 juta BOPD,

mengingat

mayoritas lapangan

yang berproduksi

saat ini merupakan

lapangan tua.

Namun dengan

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rib

u B

are

l P

erh

ari

Total 904 907 912 904 905 892 902 911 908 900 891 889 902

Minyak 791 794 798 793 797 788 798 800 798 792 789 773 793

Kondensat 113 113 113 112 108 104 105 111 110 108 102 116 110

Jan Peb Mar Apr Mei Jun Jul Agt Sep Okt Nop DesRata-

Rata

Grafik 5.5. Produksi Minyak Bumi dan Kondensat Indonesia/Bulan Tahun 2011



ditemukannya cadangan minyak di Blok Cepu (lapangan Banyu Urip) yang cukup signifikan,

diharapkan pada saat pengembangan lapangan Banyu Urip secara full scale telah selesai,

produksi minyak akan dapat kembali meningkat.

Belum tercapainya target produksi minyak tahun 2011 disebabkan antara lain :

i. Kehilangan peluang produksi karena unplanned shutdown antara lain:

1. Masalah peralatan (kerusakan kompresor/pompa; kerusakan pipa)

2. Kejadian alam (a.l. penurunan temperatur akibat hujan dan banjir sehingga terjadi

pengentalan minyak, cuaca buruk/gelombang laut tinggi )

ii. Kehilangan produksi karena kendala lain:

1. Keterlambatan proyek /pengembangan lapangan

2. Permasalahan offtaker

3. Kendala subsurface (a.l. kenaikan water cut, problem kepasiran)

iii. Perpanjangan planned shutdown.

iv. Kendala perijinan, khususnya ijin lokasi pemboran dan transportasi.

v. Permasalahan sosial (pencurian minyak dan demonstrasi masyarakat)

Perbandingan produksi minyak bumi sepanjang tahun 2006 hingga tahun 2011 terlihat pada

grafik di bawah ini :

Penurunan trend produksi minyak bumi sesungguhnya juga terjadi secara global. Produksi



Apabila produksi minyak bumi dilihat secara keseluruhan bersama gas bumi dan batubara

(sebagai energi fosil), maka totalnya menjadi 5.769 ribu barel oil equivalen per day (BOEPD)

atau 101% dari tahun 2010, sehingga melampaui target tahun 2011.

Grafik 5.3. Produksi Minyak Bumi

840

860

880

900

920

940

960

980

1.000

1.020

2006 2007 2008 2009 2010 2011

targ et 1.000 950 927 960 965 945

r eal isasi 1 .006 954 979 948 945 902

ribu

bar

el p

er d

ay (

bpd)

Grafik 5.6. Perbandingan Produksi Minyak Bumi Tahun 2006-2011


Cadangan minyak bumi pada tahun 2011 sebesar 7.732,27 MMSTB, yang terdiri dari cadangan

terbukti (proven) sebesar 4.039,57 MMSTB Dan cadangan potensial sebesar 3692,70 MMSTB.

Dengan tingkat produksi seperti saat ini, maka berdasarkan perbandingan antara total

cadangan minyak bumi dengan tingkat produksi minyak saat ini diperkirakan cadangan minyak

bumi masih dapat bertahan sekitar 23 tahun (dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan

baru).

Upaya-upaya strategis yang telah dilakukan untuk mencapai target antara lain:

● Mendorong optimasi produksi pada lapangan eksisting termasuk penerapan EOR.

● Meningkatkan kehandalan peralatan produksi dengan preventive/ predictive maintenance

untuk mengurangi unplanned shutdown.

● Melaksanakan percepatan pengembangan lapangan baru, dan lapangan /struktur idle

Pertamina EP.

● Meningkatkan koordinasi untuk penyelesaian masalah yang terkait dengan regulasi,

perijinan dan tumpang tindih lahan dan keamanan.

Dalam rangka peningkatan produksi minyak, diharapkan pada 2-3 tahun ke depan, produksi

minyak dari Blok Cepu dapat berproduksi full scale. Cadangan lapangan Banyu Urip Blok Cepu

diperkirakan lebih dari 450 juta barel minyak dan direncanakan dapat mencapai puncak

produksi (peak production) sebesar165.000 barel minyak per hari.

PAPUA

NATUNA

MALUKU

T ERBUKTI = 4,039.57 MMSTB

POT ENSIAL = 3.692.70 MMSTB

T OTAL = 7,732.27 MMSTB

NAD

SUMATERA UTARA

SUMATERA TENGAH

SUMATERA SELATAN

JAWA TIMUR

JAWA BARATSULAWESI

KALIMANTAN

CADANGAN MINYAK BUMI ( MMSTB )

110.85

3,847.79

838.00

360.65

599.40

1031.94

669.24

49.11 37.92

65.73

121.65

Gambar 5.12. Cadangan Minyak Bumi Indonesia Tahun 2011



Gambar 5.13. Peletakan Batu Pertama Proyek Banyu Urip di Kabupaten Bojonegoro, Jawa Timur, 6 Desember 2011


Pada tanggal 6 Desember 2011, Menteri ESDM melakukan kunjungan lapangan sekaligus

melakukan peletakan batu pertama Proyek Banyu Urip di Kabupaten Bojonegoro, Provinsi Jawa

Timur. Peletakan batu pertama ini menandai dimulainya pengerjaan pengembangan penuh

Proyek Banyu Urip.

Menteri ESDM, Jero Wacik meminta agar penyelesaian proyek ini bisa dipercepat mengingat

pentingnya kontribusi lapangan tersebut terhadap peningkatan produksi minyak nasional. Hal

ini sejalan dengan arahan Presiden Republik Indonesia Susilo Bambang Yudhoyono yang

meminta adanya langkah nyata dan aktif untuk mengantisipasi terjadinya ketahanan energi dan

pangan pada masa depan yang semakin kritis. Penyelesaian proyek ini diperkirakan akan

memakan waktu sekitar 36 bulan, tetapi Menteri ESDM meminta semua pihak agar bekerja

sama agar penyelesaiaan proyek ini bisa dipercepat. Percepatan tersebut sangat penting untuk

segera mewujudkan target Pemerintah meningkatkan produksi minyak menjadi 1 juta barel per

hari pada akhir tahun 2013.

2. Produksi Gas Bumi

Produksi gas bumi tahun 2011 sesuai APNB ditargetkan sebesar 8.541 MMSCFD atau setara

dengan 1.534 Ribu BOEPD. Pada realisasinya, produksi gas bumi tahun 2011 adalah sebesar

1.516 Ribu BOEPD atau 99% terhadap target tahun 2011. Produksi gas tersebut ekivalen

dengan 95% realisasi tahun 2010 sebesar 1.590 Ribu BOEPD.

Belum tercapainya target produksi gas bumi tahun 2011, disebabkan antara lain :

Tidak kembalinya produksi gas bumi setelah turn around di beberapa lapangan gas

Gangguan peralatan produksi seperti sulfinol absorber di PT. Arun, absorber dan valve di

NSO serta kompresor di ExxonMobil, terbakarnya FPSO Lentera Bangsa di CNOOC yang

mengakibatkan seumlah sumur harus ditutup.

Decline produksi alamiah dari sumur-sumur di lapangan yang sudah berproduksi relatif

lama (misal : VICO).

Upaya-upaya pencapaian produksi gas :

Pengembangan lapangan baru (a.l. Blok Cepu dan Donggi Senoro) termasuk percepatan

produksi sumur temuan eksplorasi.

Percepatan produksi dari lapangan-lapangan CBM (a.l. di Kalimantan Timur dan

Sumatera Selatan).

Meningkatkan kehandalan peralatan produksi dan keselamatan kerja untuk mengurangi

unplanned shutdown.

Meningkatkan koordinasi untuk penyelesaian masalah yang terkait dengan regulasi,

antara lain penerapan azas cabotage, perijinan pada lokasi kegiatan, tumpang tindih

lahan dan kawasan hutan dan pembebasan lahan



Perkembangan produksi gas bumi sejak tahun 2007 sampai dengan 2011 dapat dilihat pada

grafik di bawah ini:

Sebelum tahun 2000-an, kondisi pemanfaatan gas bumi tidak seperti saat ini, dimana

kebutuhan domestik sangat tinggi. Pada saat itu, pemanfaatan gas bumi dari cadangan

besar biasanya untuk ekspor, sedangkan gas bumi dari cadangan yang kecil untuk domestik.

Selain itu, permintaan gas bumi domestik pada era tersebut juga masih sangat rendah,

sehingga kontrak-kontrak pengembangan gas bumi lebih dominan untuk ekspor. Kontrak-

kontrak gas bumi yang ditandatangani pada waktu itu merupakan kontrak jangka panjang.

Maka, ketika saat ini dimana permintaan domestik relatif tinggi, kontrak-kontrak tersebut

tidak dapat serta merta diubah untuk domestik, karena dapat berakibat pada pelanggaran

kontrak (default).

Saat ini kebijakan alokasi gas lebih mengutamakan untuk pasokan domestik, cadangan besar

dapat digunakan baik untuk domestik maupun ekspor dan cadangan kecil untuk domestik.

Dari tahun ke tahun, ekspor gas sudah mulai dikurangi, sebaliknya pemanfaatan domestik

terus diintensifkan. Trend pemanfaatan gas bumi saat ini mulai meningkat untuk domestik

dibandingkan ekspor sebagaimana grafik terlampir, hal tersebut menunjukkan keberpihakan

untuk pemenuhan domestik. Berdasarkan Perjanjian Jual Beli Gas Bumi (PJBG) dari tahun

2003-2010, porsi untuk domestik cukup besar yaitu sebesar 73,7%.

2007 2008 2009 2010 2011

Produksi Gross 7.686 7.883 8.386 9.336 8.922

Produksi Nett 7.283 7.460 7.962 8.857 8.415

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

MM

SC

FD

Gambar 5.7. Produksi Gas Bumi Tahun 2007-2011


Dalam rangka mendorong pasokan gas dalam negeri, dan peningkatan penerimaa negara, pada

tanggal 26 Oktober 2011, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM) telah mengambil

keputusan untuk percepatan realisasi pengiriman gas bumi ke Singapura dari lapangan Gajah

Baru di West Natuna sesuai gas sale agreement (GSA) dan pengiriman ke dalam negeri sebesar

40 juta kaki kubik per hari melalui mekanisme Swap, yang akan dimanfaatkan untuk

pembangkit listrik PLN di Muara Tawar, Jawa Barat.

Dengan telah disetujuinya pengiriman gas ini maka pemerintah akan terhindar dari kewajiban

pembayaran penalti sebesar Rp 5 Miliar per hari, dan sejak saat pengaliran, negara berpotensi

memperoleh pendapatan sekitar Rp 15 Miliar per hari atau Rp 5,4 Triliun per tahun.

Selain daripada itu, pengiriman gas bumi ke PLN Jawa Barat sebesar 40 juta kaki kubik per hari

yang setara dengan 6000 barel BBM per hari yang dapat menghasilkan energi listrik sebesar 160

– 200 megawatt, sehingga PLN akan dapat menghemat biaya operasi sebesar Rp 2 – 3 Trilun

per tahun, yang diperoleh dari selisih harga pembelian BBM dan gas bumi.

Selanjutnya MESDM telah menginstruksikan kepada Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi

dan Kepala BP Migas untuk segera mengambil langkah-langkah dan meningkatkan koordinasi

dengan pihak terkait untuk menyelesaikan masalah Swap tersebut.

M M S C FD ( %)

P U P U K 615,3 7 ,3

K IL A N G 89,5 1 ,1

P E T . K IM IA 93,5 1 ,1

K O N D E N S A S I 12,8 0 ,2

L P G 38,0 0 ,5

P G N 752,7 8 ,9

P L N 721,4 8 ,6

K R A K A T A U S T E E L 51,6 0 ,6

IN D U S T R I L A I N * * 552,1 6 ,6

C IT Y G A S 0, 20 0 ,0 0 2

P E M A K A IAN S E N D IR I 544,6 6 ,5

SUB TOTAL DOMESTIK 3. 471, 9 41, 2

F E E D K IL A N G L N G 3. 543,7 4 2 ,0

L P G - 0 ,0

G A S P IP A 924,5 1 1 ,0

SUB TOTAL EKSPOR 4. 468, 2 53, 0

LOSSES 488,3 5, 8

T O T A L 8. 428, 4 100

DOMESTIK

EKSPOR

*) Status s/d Nop 2011 (Angka Produksi Net)

**) Penyaluran KKKS ke industri selain pengguna

PGN

Gambar 5.14. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2011



Gambar 5.15. Persetujuan percepatan pengiriman gas dari West Natuna dan tambahan pasokan ke PLN Jawa Barat dalam rangka penghematan BBM

Untuk optimalisasi pemanfaatan gas bumi dalam negeri, pemerintah akan terus mendorong

terbangunnya infrastuktur gas bumi baik melalui pipa maupun fasilitas terminal penerima gas

bumi di daerah-daerah yang telah diprogramkan pada wilayah pertumbuhan ekonomi,

sebagaimana direncanakan dalam MP3EI, maupun pada sentra-sentra industri yang telah ada.

Dalam rangka mempercepat produksi gas bumi di cadangan yang terdapat di Indonesia,

khususnya Wilayah East Natuna, pada tanggal 19 Agustus 2011, Pemerintah Principles of

Agreement (POA) terkait rencana eksplorasi dan eksploitasi Wilayah East Natuna bersama

dengan para stakeholder yaitu PT Pertamina (Persero), Esso Natuna Ltd, Total E&P Activities

Petrolieres dan Petronas. POA tersebut dimaksudkan untuk melanjutkan proses yang menuju

pada persiapan suatu kontrak kerja sama Wilayah East Natuna yang akan ditandatangani

kemudian, dimana Pemerintah berharap dengan akan ditandatanganinya kontrak kerja sama

wilayah East Natuna akan segera dilakukan pengembangan proyek Gas East Natuna.

Gambar 5.16. Penandatanganan Principles of Agreement (POA) terkait rencana eksplorasi Dan eksploitasi Wilayah East Natuna di KESDM, 19 Agustus 2011


Gambar 5.17. Cadangan Gas Bumi Indonesia Tahun 2011

Disamping penandatanganan Principle of Agreement, juga dilakukan penandatanganan Head of

Agreement antara PT. Pertamina EP, Mobil Cepu Ltd., Ampolex (Cepu) Pte., Ltd. dan PT.

Pertamina EP Cepu mengenai pelaksanaan unitisasi Lapangan Jambaran - Tiung Biru.

Cadangan gas bumi pada tahun 2011

sebesar 152,89 TSCF, yang terdiri

dari cadangan terbukti (proven)

sebesar 104,71 TSCF. Dan cadangan

potensial sebesar 48,18 TSCF.

Dengan tingkat produksi seperti saat

ini, maka berdasarkan

perbandingkan antara total

cadangan gas bumi dengan tingkat

produksi gas bumi saat ini,

diperkirakan cadangan gas bumi

masih dapat bertahan sekitar 49 Tahun (dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan baru).

Selain gas bumi konventional, Pemerintah juga mendorong unconventional resources seperti

Coal Bed Methane (CBM). Sejak ditandatanganinya Kontrak Kerja Sama (KKS) CBM yang

pertama di Indonesia pada tahun 2008, hingga saat ini total jumlah kontrak CBM yang telah

ditandatangani sebanyak 42 kontrak, yaitu 7 kontrak pada tahun 2008, 13 kontrak pada tahun

2009, 3 kontrak pada tahun 2010 dan 19 kontrak pada tahun 2011.

Dalam rangka mendukung CBM to power tahun 2011, saat ini telah ditandatangani 3 MoU

antara KKKS dengan konsumen gas dengan total gas sebesar 1,2 MMSCFD (3,6 MW), yaitu:

Vico (Blok CBM Sanga-Sanga) dengan PT PLN. Pasokan gas 0,5 MMSCFD untuk melistriki

+1,5 MW bagi masyarakat di wilayah Sanga-Sanga.

Sangatta West Cbm Inc. (Blok Sangatta I) dengan PT Kutai Timur Investama. Pasokan gas

0,5 MMSCFD untuk melistriki +1,5 MW masyarakat di wilayah Sangatta.

Medco CBM Sekayu (Blok CBM Sekayu) dengan Perusahaan Daerah Pertambangan dan

Energi Sumatera Selatan. Pasokan sekitar 0,2 MMSCFD untuk melistriki 0,6 MW masyarakat

di wilayah Sekayu.

PAPUA

NATUNA

MALUKU

TERBUKTI = 104 .71 TSCF

POTENSIAL = 48 .18 TSCF

TOTAL = 152 .89 TSCF

NAD

SUMATERA UTARA

SUMATERA TENGAH

SUMATERA SELATAN

JAWA TIMUR

JAWA BARATSULAWESI

KALIMANTAN

CADANGAN GAS BUMI ( TSCF )

1.29

9.01

15.79

50.94

4.24

5.73

17.36

3.83

15.22

23.91

5.56



3. CBM

Sampai pada tahun 2011 ini. Coal Bed Methane belum berproduksi, direncanakan baru

mulai produksi di tahun 2012.

4. Produksi Batubara

Energi di Indonesia berasal dari berbagai sumber energy, salah satunya adalah batubara.

Pasokan batubara untuk energi perlu dipenuhi dan dijaga supaya akses atau kemampuan

perusahaan batubara dalam memenuhi pasokan batubara dalam negeri dapat terukur

sehingga tidak terjadi kelangkaan batubara. Karena itu sebagai cara dalam memenuhi

pasokan batubara untuk dalam negeri. Pemerintah membuat kebijakan Domestic Market

Obligation (DMO). Kebijakan ini bertujuan untuk mewajibkan perusahaan batubara untuk

memenuhi batubara di dalam negeri.

Rencana produksi batubara nasional perlu disusun guna menjaga pasokan batubara juga

sebagai cara control pemerintah untuk menjaga kontinuitas pemanfaatan batubara untuk

mendukung pembangunan nasional.Rasio cadangan terhadap produksi dari tahun ke tahun

semakin kecil maka perencanan produksi batubara memiliki peran penting dalam konservasi

batubara.


produksi batubara tahun 2011 diperkirakan mencapai 293 juta ton atau 89% terhadap target

tahun 2011. Produksi Batubara 2011 hanya mencapai 89% dikarenakan belum semua data

IUP terkumpul dan saat ini sedang dalam proses pengumpulan data IUP untuk

mendapatkan data IUP yang lengkap. Data IUP yang tersaji adalah yang tercatat dan

dilaporkan secara resmi ke Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara c.q Direktorat

Gambar 5.18. Penandatanganan Nota Kesepahaman Jual Beli CBM antara PT PLN (Persero) dan Virginia Indonesia Co. CBM Limited (VICO), di KESDM, tanggal 4

November 2011


Pembinaan Pengusahaan Batubara. Produksi batubara tersebut ekivalen dengan 107%

realisasi tahun 2010 sebesar 275 juta ton, seperti pada tabel berikut :

Tabel 5.14

Produksi Batubara Tahun 2011

Produksi Batubara 2011 hanya mencapai 90% dikarenakan belum semua data IUP

terkumpul. Data IUP yang tersaji adalah yang tercatat dan dilaporkan secara resmi ke

Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara c.q Direktorat Pembinaan Pengusahaan Batubara.

Pertumbuhan produksi batubara selama 5 (lima) tahun terakhir sebesar 8%. Pertumbuhan

ini menunjukkan trend yang positif dalam rangka meningkatkan perekonomian nasional,

karena secara tidak langsung juga meningkatkan penerimaan Negara, sebagaimana terlihat

pada grafik di bawah ini.

5. Pasokan Batubara Untuk Kebutuhan Dalam Negeri

Dalam rangka mencukupi kebutuhan batubara di dalam negeri, maka pemerintah

menerapkan kebijakan DMO (Domestic Market Obligation) batubara. Diterapkannya DMO

batubara cukup efektif untuk turut menjamin ketersediaan batubara dalam negeri.

Berdasarkan KepMen ESDM No. 2360 K/30/MEM/2010 Tentang Penetapan Kebutuhan dan

Persentase Minimal Penjualan Batubara Untuk Kepentingan Dalam Negeri Tahun 2011,

dinyatakan bahwa Perkiraan kebutuhan batubara untuk kepentingan dalam negeri (end user

domestic) oleh pemakai batubara tahun 2011 adalah sebesar 78,97 juta ton. Namun target

tersebut mengalami perubahan yang diakomodir berdasarkan Kepmen ESDM nomor

Grafik 5.8. Produksi Batubara 2007-2011 dan Rencana 2012



1334.K/32/DJB/2011 tentang perubahan atas keputusan Menteri ESDM Nomor

2360.K/30/MEM/2010 tentang penetapan kebutuhan dan persentase minimal penjualan

batubara untuk kepentingan dalam negeri tahun 2011, sehingga komposisi DMO batubara

tahun 2011 setelah revisi, seperti tabel di bawah ini.

Tabel 5.15DMO Batubara Tahun 2011

NO PERUSAHAAN TONASE (JUTA TON) % GCV (GAR)

I

PLN 55,82 70,69 4.000 - 5.200IPP 8,97 11,36 4.000 - 5.200

PT FREEPORT INDONESIA 0,83 1,05 5.650 - 6.150

PT NEWMONT NUSA TENGGARA 0,47 0,60 5.200

PT PUSAKA JAYA PALU POWER 0,19 0,24 5.000

II METALURGIPT INCO 0,14 0,17 5,900PT ANTAM 0,20 0,25 ? 6.000

IIISEMEN 8,86 11,22 4.100 - 6.300TEKSTIL DAN PRODUK TEKSTIL *) 1,97 2,49 5.000 - 6.500

PUPUK 0,92 1,16 4.000 - 5.000PULP 0,60 0,76 4.500 - 5.500

78,97 100,0TOTAL

PLTU

SEMEN, PUPUK,PULP DAN TEKSTIL

6. Produksi Mineral

Indonesia telah lama dikenal dunia sebagai negara penghasil timah, nikel, bauksit, tembaga,

emas dan perak. Produksi Mineral di Indonesia dikelola oleh beberapa perusahaan besar,

seperti: PT. Freeport Indonesia yang menghasilkan tembaga, emas dan perak; PT Antam,

Tbk yang menghasilkan bijih nikel, emas dan perak; PT Timah, Tbk menghasilkan timah; dan

PT. Inco, Tbk menghasilkan nikel mate.

Penyusunan rencana produksi mineral oleh suatu perusahaan perlu mendapat perhatian dan

telaahan dikaitkan dengan kepentingan nasional berupa terjaminnya pasokan untuk

kebutuhan dalam negeri, optimalisasi pemanfaatan sumberdaya dan cadangan layak

tambang, intensitas kegiatan eksplorasi yang akan menambah jumlah cadangan layak

tambang dan memperpanjang masa operasi, kualitas dan kuantitas produk, cut of grade,

harga/permintaan pasar, keuntungan yang akan diperoleh, konservasi bahan galian, legal

aspek berupa tingkat produksi yang sesuai dengan dokumen Studi Kelayakan dan Amdal

yang disetujui, disamping memptenaGertimbangkan hambatan–hambatan pengusahaan.

Penyusunan Rencana Produksi Mineral perlu dilaksanakan untuk mengetahui kemampuan

produksi mineral dan batubara nasional sehingga dapat dijadikan acuan bagi pemerintah


dalam membuat kebijakan perencanaan produksi serta optimalisasi produksi dan

pemanfaatan suatu kegiatan pengusahaan bahan galian mineral.

Tabel 5.16. Produksi Mineral

1 Logam Tembaga ton 878.377 665.158 618.297

2 Emas kg 104.535 102.562 78.148

3 Perak kg 278.781 278.431 223.078

4 Logam Timah ton 49.496 75.000 60.002

5 Bauksit mt 15.699.741 10.000.000 10.887.659

6 Bijih Besi mt 3.865.385 5.000.000 5.215.391

7 Bijih Nikel ton 7.522.759 8.500.000 8.522.128

8 Ni+Co in matte ton 77.186 70.500 70.936

9 Ferro Nikel mt Ni 18.688 18.000 19.990

10 Intan crt n.a. n.a. n.a.

11 Granit m3 2.343.133 2.500.000 2.810.148

2011

Realisasi Rencana Realisasi*)NO KOMODITI SATUAN

2010

Dari tabel di atas, dapat disimpulkan, produksi mineral tahun 2011 relatif baik, terdapat

peningkatan produksi dari beberapa komoditi mineral seperti bijih besi 37%, bijih nikel

93% dan granit 44%. Namun, kondisi tersebut belum final dan masih dilakukan

pencatatan. Beberapa komoditas yang tidak tercapai berdasarkan rencana seperti

tembaga, emas, perak dan logam timah. Hal ini dikarenakan :

a. Tidak tercapainya rencana produksi komoditas tembaga emas dan perak terjadi

akibat penurunan produksi PT Freeport Indonesia yang terjadi akibat demo dan

pemogokan kerja yang terjadi sejak triwulan III tahun 2011, yang berimbas pada

berhentinya operasional PT Freeport Indonesia.

b. Tidak tercapainya rencana produksi komoditas logam timah di tahun 2011 terjadi

akibat keputusan bersama pengusaha timah di Bangka dan Belitung untuk

menghentikan ekspor logam timah sejak Oktober 2011. Hal ini berimbas pada

terhentinya aktivitas produksi logam timah di Bangka Belitung.

7. Produksi BBM

Kebutuhan bahan bakar minyak dan gas bumi dalam negeri secara langsung menuntut

adanya ketersediaan fasilitas pengolahan migas yang cukup memadai, baik dari segi

kapaitas maupun maupun produksi. Meningkatnya konsumsi BBM di Indonesia terkait

pertumbuhan jumlah kendaraan bermotor tidak disertai dengan penambahan kapasitas

produksi kilang, sehingga kekurangan jumlah pasokan BBM di Indonesia dipenuhi dari



impor. Sebagian besar pasokan BBM untuk Indonesia, dipasok dari kilang milik Pertamina,

dengan status pada tahun 2011 terdapat lima kilang Pertamina yang aktif berproduksi.

Kapasitas total kilang minyak yang beroperasi di Indonesia pada akhir tahun 2011 adalah

sebesar 1.157,1 MBCD yang terdiri atas:

1. Kilang PT Pertamina (Persero) dengan total kapasitas 1047,3 MBCD

- RU-II Dumai / Sungai Pakning : 177 MBCD

- RU-III Plaju / S. Gerong : 127,3 MBCD

- RU-IV Cilacap : 348 MBCD

- RU-V Balikpapan : 260 MBCD

- RU-VI Balongan : 125 MBCD

- RU-VII Kasim : 10 MBCD

2. Kilang Pusdkilat Migas Cepu dengan kapasitas 3,8 MBCD

3. Kilang PT Trans Pacific Petrochemical Indotama (TPPI) dengan kapasitas 100 MBCD,

mengolah bahan baku berupa kondensat.

4. Kilang PT Tri Wahana Universal (TWU) dengan kapasitas 6 MBCD

Selain berbahan baku minyak bumi/kondensat, BBM juga dapat dihasilkan dari bahan baku

lainnya, seperti di kilang PT Patra SK di Dumai yang berbahan baku uncorverted oil

(kapasitas 25 MBCD) serta PT Primergy Solution (Gresik) yang menghasilkan BBM dari

pelumas bekas (kapasitas pelumas bekas 600 ton per bulan).

Sampai dengan akhir tahun 2011, produki BBM mencapai 37,23 juta kiloliter (terdiri dari

produksi kilang Pertamina, kilang Pusdiklat Migas, kilang TPPI dan kilang TWU) dari 36,5

juta kiloliter yang ditargetkan, sehingga capaian produksi BBM di tahun ini mencapai 102%.


Perkembangan kilang di Indonesia tidak mengalami kemajuan semenjak RU VI Balongan

beroperasi pada tahun 1994. Semenjak itu, tidak ada lagi penambahan fasilitas kilang baru

milik Pertamina. Tercatat

hanya kilang milik swasta

dengan kapasitas kecil, yaitu

kilang milik PT TWU dan PT

TPPI di Jawa Timur yang

beroperasi. Penambahan

kilang baru oleh Pertamina

direncanakan akan dibangun

di Balongan II, Tuban dan

Banten. Sedangkan

pengembangan kilang

existing akan dilakukan

melalui penambahan

fasilitas RFCC di RU IV

Cilacap, proyek Centralized

Crude Terminal di RU V

Balikpapan, proyek Open

Access dan Calciner di RU II Dumai dan proyek revamping FCCU RU III Plaju. Dibawah ini

tabel suplly demand BBM di Indonesia, dimana terlihat bahwa supply demand BBM sedikit

Grafik 5.9. Perkembangan Kapasitas Kilang

Gambar 5.19. Kapasitas Kilang Minyak Indonesia



mengalami penurunan dalam sepuluh tahun terkahir, hal ini karena

adanya program pengalihan Minyak Tanah ke LPG yang telah berlangsung sejak tahun

2006, jumlah konsumsi masyarakat terutama sektor rumah tanga akan Bahan Bakar

Minyak yaitu Minyak Tanah mengalami penurunan karena sudah beralih kepada LPG.

PRODUKSI IM PO R TO TALKO NSUM SI DALAM

NEGERIEKSPO R TO TAL

2000 42.654.625 16.725.175 59.379.800 55.059.335 55.059.335

2001 43.680.109 13.760.006 57.440.116 56.855.740 56.855.740

2002 43.029.258 16.970.455 59.999.714 57.667.388 57.667.388

2003 42.520.910 16.896.735 59.417.645 58.361.343 58.361.343

2004 43.233.064 19.150.684 62.383.748 62.209.235 62.209.235

2005 40.991.618 25.848.233 66.839.851 62.534.260 26.483,7 62.560.744

2006 38.689.741 20.356.241 59.045.982 58.574.788 153.702,7 58.728.491

2007 37.552.098 22.906.030 60.458.127 60.717.020 254.416,0 60.971.436

2008 38.529.142 23.846.535 62.375.677 60.223.609 284.252,4 60.507.861

2009 37.940.033 21.985.209 59.925.241 58.277.008 258.638,5 58.535.646

2010 37.483.960 26.017.420 63.501.380 62.187.080 504.480,0 62.691.560

2011 37.483.960 31.290.865 68.774.825 63.188.439 288.838,00 63.477.277

*Data Unaudited

Tabel 5.17

Supply Demand BBM Indonesia

TAHUNSUPPLY (KL) DEM AND (KL)

Kebutuhan BBM dalam negeri saat ini sekitar 37% dipenuhi dari impor. Dengan

meningkatnya kebutuhan BBM dari tahun ke tahun, ketergantungan Indonesia pada impor

BBM diperkirakan akan semakin meningkat. Melihat kondisi yang ada, pemerintah telah

mendorong adanya pembangunan kilang minyak baru untuk meningkatkan kehandalan

penyediaan BBM dari dalam negeri.

Sebagai gambaran, pada tahun 2011 kapasitas kilang di dalam negeri mempunyai total 1157

MBCD, dengan estimasi produksi sebesar 676 MBCD, sedangkan angka konsumsi BBM

dalam negeri sebesar 1064 MBCD. Dengan demikian timbul defisit pasokan BBM sekitar 388

MBCD atau sekitar 36 % dari total kebutuhan nasional yang dipenuhi melalui impor BBM.

Sampai dengan tahun 2015, direncanakan hanya ada penambahan kapasitas produksi dari

mulai beroperasinya kilang Muba (0.8 MBCD) dan selesainya proyek RFCC kilang Cilacap (62

MCD). Maka dengan asumsi pertumbuhan konsumsi BBM nasional sebesar 4%/tahun, maka

proyeksi konsumsi BBM di tahun 2015 sebesar 1294 MBCD dan defisit BBM yang harus

dipenuhi dari BBM sebesar 575 MBCD atau sekitar 44% dari total kebutuhan BBM.


0

400 ,000

800 ,000

1 ,200 ,000

1,600,000

2,000,000

Vo

lum

e (

bb

l/h

ari)

Konsumsi Produksi Suplai Biofuel

Grafik 5.10. Supply Demand BBM dan Rencana Pembangunan Kilang

Grafik 5.11. Produksi LPG 2006-2011

Terkait penjelasan di atas, di tahun 2015 saja sudah dibutuhkan 3 unit pengolahan (kilang)

baru dengan kapasitas masing-

masing 200 MBCD. Jika rencana

pembangunan kilang ini terus

tertunda dan terkendala, maka

setiap tahunnya jumlah unit kilang

baru yang perlu dibangun akan

terus bertambah dan jumlah impor

BBM pun akan semakin besar.

Perkembangan dan perkiraan

Supply demand BBM dan rencana

pembangunan kilang sejak tahun

2005 sampai dengan 2015 dapat

dilihat pada grafik di samping.

8. Produksi LPG

Dengan adanya penambahan kilang-kilang gas baru setelah implementasi UU No. 22 Tahun

2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, maka kapasitas pengolahan gas bumi di dalam negeri


mengalami sebesar 1,37%

dibanding tahun 2010

dikarenakan pada bulan

April 2011 kilang Yudistira

Energi dengan kapasitas

160 ton/ hari (58 MTPA)

mulai beroperasi, dengan

produksi kilang LPG oleh

Pertamina sebesar 1156

MTPA, kilang pola hulu

sebesar 2342 MTPA dan

kilang pola hilir sebesar 724

MTPA, sehingga pasokan LPG

dari kilang dalam negeri total sejumlah 4222 MTPA. Secara umum, persentase LPG di kilang

dalam negeri pada tahun 2011 menurun sebesar 8.29% dibanding tahun 2010. Penurunan ini

salah satunya disebabkan oleh tidak beroperasinya kilang LPG milik KKKS Conoco Phillips di

Belanak dikarenakan Calm Buoy untuk LPG FSO (Gas Concord) tenggelam, dimana

SUPPLY DEMAND BBM DAN RENCANA

PEMBANGUNAN KILANG



0

1000

2000

3000

4000

5000

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Rib

u M

etr

ik T

on

Production Import Demand + Export

kapasitas LPG dari kilang tersebut bisa mencapai 1.150 ton/ hari. Grafik disamping ini adalah

profil produksi LPG dalam negeri selama enam tahun terakhir.

Dengan adanya program konversi minyak tanah ke LPG, konsumsi LPG nasional pada tahun

2011 diperkirakan mencapai

4,65 juta ton per tahun. Pada

tahun 2011 ini produksi LPG

adalah sebesar 2,32 juta ton,

meskipun angka produksi LPG

melebihi target yang

ditetapkan yaitu 2 juta ton,

namun jumlah ini lebih rendah

dari capaian di tahun 2010

sebesar 2,44 juta ton atau

menurun sekitar 5%.

Dengan demikian Indonesia masih membutuhkan sumber-sumber pasokan LPG baru baik

dari dalam maupun luar negeri, karena produksi LPG masih jauh dari kebutuhan konsumsi

LPG nasional.

Upaya-upaya yang sedang dilaksanakan saat ini adalah dengan mencari sumber-sumber

baru pasokan bahan baku gas bumi yang potensial seperti pemanfaatan lapangan gas

marginal sebagai bahan baku LPG maupun melalui upaya pemanfaatan alternatif bahan

bakar baru pengganti/ pencampur LPG yaitu dimethyl ether (DME), untuk mengurangi

konsumsi LPG.

Tabel 5.18

Kapasitas Desain Kilang LPG yang Beroperasi di Indonesia

Nama Badan Usaha Lokasi Kapasitas(Ton/hari)

Kapasitas(MTPA)

Kilang Minyak

PT. Pertamina (Persero) Dumai 185 68,00

PT. Pertamina (Persero) Musi 360 131,00

PT. Pertamina (Persero) Cilacap 630 318,00

PT. Pertamina (Persero) Balikpapan 250 91,00

Grafik 5.12. Supply Demand LPG


Nama Badan Usaha Lokasi Kapasitas(Ton/hari)

Kapasitas(MTPA)

PT. Pertamina (Persero) Balongan 1500 548,00

Sub Total Kilang Minyak 1.156,00

Kilang Gas Pola Hulu

PT. Pertamina (Persero) Bontang 2,74 1.000,00

Chevron T. Santan 247 90,00

Petrochina Arar 38 14,00

Petrochina Jabung 1,315 600,00

Conoco Phillips Belanak 1,151 525,00

Hess Ujung Pangkah 247 113,00

Sub Total Kilang Gas Pola Hulu 2.342,00

Kilang Gas Pola Hilir

PT. Pertamina (Persero) P. Brandan 120 44,00

PT. Pertamina (Persero) Mundu 100 37,00

PT. Maruta Bumi Prima Langkat 46,57 17,00

PT. Medco LPG Kaji Kaji 200 73,00

PT. Titis Sampurna Prabumulih 200 73,00

PT. Sumber Daya Kelola Tugu Barat 18 7,00

PT. Odira Energy Persada Tambun 150 55,00

PT. Surya Esa Perkasa Lembak 125 46,00

PT. Yudhistira Haka Perkasa Cilamaya 120 44,00

PT. Wahana Insannugraha Cemara 102,3 37,00

PT. Media Karya Sentosa Gresik 160 58,00

PT. Tuban LPG Indonesia Tuban 480 175,00

PT. Yudistira Energi Pondok Tengah 160 58,00

Sub Total Kilang Gas Pola Hilir 724,00

Total Kilang Gas 3.066,00

Grand Total Produksi LPG 4.222,00

9. Produksi LNG

Dengan beroperasinya kilang LNG BP Tangguh pada tahun 2009, produksi LNG dalam



Grafik 5.13. Produksi LNG Tahun 2006-2011

Gambar 5.20. Kilang LPG dan LNG di Indonesia

negeri saat ini dipenuhi oleh 3 kilang LNG yaitu kilang PT Arun, PT Badak dan BP Tangguh.

Produksi LNG tahun 2011 adalah sebesar 21,97 Juta MTon, mengalami penuru-nan sekitar

9,67 % dari tahun sebelumnya sebesar 24,10 Juta MTon.

Selain itu, untuk kilang LNG di tahun 2011 tidak ada peningkatan kapasitas

dikarenakan tidak ada kilang LNG yang terbangun. Di bawah ini adalah grafik

produksi LNG selama enam tahun terakhir.


Sasaran 2. Meningkatnya kemampuan pasokan bahan baku untuk domestik





1. Persentase pemenuhan kebutuhan bahan baku pupuk dan petrokimia

% 100 92.2 92.2%

Isu yang penting dalam rencana pengembangan pabrik pupuk adalah jaminan ketersediaan dan

kontinuitas pasokan bahan baku dalam periode yang panjang. Bahan baku pabrik pupuk urea

yang paling efisien selama ini adalah gas bumi. Sebagai alternatif pertama bahan baku

diupayakan akan menggunakan gas bumi dengan jaminan pasokan paling tidak selama 20 tahun.

Untuk itu perlu diadakan koordinasi dengan berbagai pihak terkait dalam mengupayakan

sumber-sumber gas yang diprioritaskan sebagai bahan baku pupuk.

Pemanfaatan gas bumi sangat tergantung pada tersedianya infrastruktur gas bumi yang dapat

digunakan untuk mengalirkan gas bumi dari lapangan kepada konsumen gas bumi atau yang

menghubungkan sumber-sumber gas bumi dengan pasar (konsumen). Sejauh ini perkembangan

jaringan pipa gas di Indonesia bersifat piecemeal, suatu jalur pipa baru dibangun apabila terjadi

transaksi pengiriman gas ke konsumen besar, yang kemudian diikuti oleh terbentuknya pasar di

daerah yang dilewati jalur pipa.

Untuk pemanfaatan gas bumi Indonesia yang optimal dibutuhkan suatu jaringan pipa transmisi dan

distribusi gas bumi yang terpadu yang menghubungkan multi produsen dan multi konsumen.

Namun, untuk membangun jaringan pipa gas terpadu tersebut diperlukan dana yang sangat

besar, sedangkan dana yang dimiliki Pemerintah sangat terbatas. Karena itu Pemerintah

mendorong pemanfaatan gas bumi pada mulut tambang, dalam hal ini industri yang merupakan

konsumen gas bumi dibangun disekitar lokasi cadangan gas bumi. Pembangunan industri dekat

dengan sumber gas bumi akan mengurangi biaya yang diperlukan untuk pembangunan

infrastruktur yang diperlukan untuk mengalirkan gas bumi, sehingga dapat menekan harga

gas bumi yang harus dibeli oleh konsumen. Permasalahan yang dihadapi oleh pabrik pupuk

adalah sebagai berikut:

Tabel 5.19. Indikator Kinerja Sasaran 2



a. Umur pabrik yang tua sudah di atas 30 tahun, dimana pada saat ini pemakaian gas

buminya 25% lebih tinggi dibandingkan dengan pabrik-pabrik yang menggunakan

teknologi baru yang hemat energi.

b. Penggantian peralatan dalam jumlah besar akan menyebabkan membesarnya biaya

investasi dan operasional; peralatan yang tidak diganti, memiliki potensi yang besar

terjadi kerusakan secara tiba-tiba yang dapat menyebabkan turunnya on stream days

yang meningkatkan biaya pemeliharaan dan menurunkan keandalan pabrik.

c. Suku cadang peralatan sulit diperoleh di pasaran dan jika bisa dipenuhi oleh vendor

maka harganya akan sangat mahal.

d. Sebagian besar pabrik pupuk yang menggunakan bahan baku gas bumi belum

mendapatkan alokasi jumlah gas yang cukup dalam jangka panjang.

Dalam rangka pemenuhan kebutuhan gas untuk industri pupuk, Pemerintah mengeluarkan

Instruksi Presiden Nomor 2 Tahun 2010 tentang Revitalisasi Industri Pupuk, dimana Kementerian

Energi dan Sumber Daya Mineral diinstruksikan untuk memprioritaskan alokasi pemenuhan

kebutuhan gas bumi untuk bahan baku dan energi industri pupuk. Revitalisasi tersebut

diprioritaskan terhadap pabrik yang sudah berumur di atas 25 tahun dan menggunakan energi ‚

30 MMBTU/ton Urea. Revitalisasi tersebut meliputi penggantian 5 (lima) pabrik pupuk yang

sudah berusia tua yaitu pabrik Pupuk Sriwidjaja (Pusri) II, III dan IV, pabrik Pupuk Kalimantan

Timur (PKT) 1 dan pabrik Pupuk Kujang Cikampek (PKC) 1A, serta pembangunan 1 (satu) pabrik

urea ammonia baru Petrokimia Gresik (PKG) II PT.

Status pasokan gas untuk pabrik pupuk baik yang eksisting maupun untuk rencana revitalisasi

pabrik pupuk tersebut adalah sebagai berikut:

a. Pupuk Sriwidjaja

− Pabrik Pusri IB, III dan IV yang kontrak gasnya berakhir pada tahun 2012 akan dialokasikan

gas dari Pertamina EP sebesar 166 MMSCFD dan dari Pertagas sebesar 14 MMSCFD selama

5 tahun sampai dengan 2017.

− Revitalisasi Pusri IIB dibutuhkan gas sebesar 63 MMSCFD (45 MMSCFD berasal dari

pengalihan gas Pusri II mulai tahun 2015 dan dilakukannya konversi bahan bakar gas

dengan batubara sebesar 18 MMSCFD).

− Revitalisasi Pusri IIIB dan IVB (gabungan menjadi Pusri IIIB) kebutuhan gasnya sebesar 70

MMSCFD, Pusri mengharapkan sumber gasnya berasal dari lapangan-lapangan gas di

Sumatera bagian Selatan atau melalui gasifikasi batubara di Tanjung Api Api.

b. Pupuk Kujang Cikampek


− Pasokan gas untuk PKC IB yang dipasok dari Pertamina EP dimana kontraknya berakhir

tahun 2011, sudah ada PJBG antara PKC dan Pertamina EP untuk pasokan gas sebesar 39

MMSCFD mulai tahun 2012-2016. Sedangkan PHE ONJW sebesar 57MMCSFD

− Untuk revitalisasi PKC IC sebagai pengganti PKC 1A, dimana berdasarkan rapat yang telah

dilakukan antara Ditjen Migas, Ditjen Industri Kimia Dasar, BPMIGAS, PT Pertamina EP dan

PKC pada tanggal 28 Juli 2011, dianjurkan kepada PKC untuk dapat melakukan pendekatan

langsung kepada Pertamina EP Cepu (PEPC) sebagai operator Lapangan Jambaran-Tiung

Biru, terhadap kemungkinan pengembangan lapangan gas lain di sekitar Blok Cepu dan

upside potential dari lapangan Kedung Keris dan Alas Tua

c. Pupuk Kalimantan Timur

− Telah ditandatanganinya Natural Gas Sale and Purchase Agreement (NGSPA) antara PKT

dengan Pearl Oil dan KKKS Blok Mahakam pada tanggal 20 Juni 2011 untuk volume gas

sebesar 84.800 MMBTU/hari (‚ 80 MMSCFD) selama 10 tahun mulai tahun 2012 sampai

dengan tahun 2021.

− Pasokan gas untuk PKT-1 / 5 sebesar 84.800 MMBTU/hari, dimulai tanggal 1 Januari 2012

sampai dengan 31 Desember 2021 (untuk PKT-1 sampai dengan Desember 2013 dan PKT-5

mulai Januari 2014 sampai dengan Desember 2021).

− Alokasi pasokan gas dari 1 Januari 2012 sampai dengan 31 Desember 2012 dipasok oleh

KKKS Mahakam, sedangkan mulai 1 Januari 2013 sampai 31 Desember 2021 dipasok oleh

KKKS Sebuku. KKKS Sebuku mengalami decline period mulai tahun 2017.

d. Petrokimia Gresik

Telah ditandatanganinya Memorandum of Agreement (MoA) antara PKG dengan Mobil Cepu

Ltd. untuk pabrik PKG II dengan volume gas sebesar 85 MMSCFD, dimana saat ini masih

dilakukan pembahasan untuk perpanjangan masa berlaku MoA tersebut.

e. Pupuk Iskandar Muda

− Pasokan gas untuk PIM tahun 2011 dialokasikan setara dengan 7 kargo LNG sampai dengan

21 Desember 2011, dimana 3 kargo dari ExxonMobil Oil Indonesia (EMOI) dan sebanyak 4

kargo dipasok dari Bontang melalui mekanisme Cargo Loading Agreement (CLA).

− Pada tanggal 15 Desember 2011 telah dilakukan rapat pembahasan pasokan gas untuk PIM

tahun 2012, dimana alokasi gas untuk tahun 2012 adalah 8 kargo (7 kargo berasal dari

Bontang dan 1 kargo dari ExxonMobil Oil indonesia (EMOI)).

− Dikarenakan pasokan gas untuk PIM tahun 2011 akan habis per tanggal 21 Desember 2011,

maka 1 kargo pada butir b ditarik ke Desember 2011 dan akan dipasok oleh Mahakam PSC.



− Mengingat bahwa PIM adalah BUMN yang mendapat penugasan untuk memasok pupuk

urea bersubsidi bagi petani di Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau Daratan dan

Riau Kepulauan, maka Pemerintah memutuskan bahwa harga gas tersebut pada butir c

disesuaikan dengan harga 2 kargo terakhir untuk PIM yaitu US$ 8/MMBTU.

-

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

Januari Februari Maret Apri l M e i Juni Juli Agustus Sepetember Oktober November Desember

MM

SCFD

Real isasi Penyaluran Gas Sektor Pupuk

2 0 11

TOTAL PUPUK DAILY CONTRACT QUANTITY

Sasaran 3. Meningkatnya pengembangan berbagai sumber energi dalam rangka

diversif ikasi energi





1. Pangsa energi primer untuk pembangkit listrik % 95,24 95,22 99,9

Pangsa Minyak Bumi % 12 19 158,3

Pangsa Gas Bumi % 30 26 86,7

Pangsa batubara % 49 46 93,9

Pangsa panas bumi % 4,24 4,22 99,5

2. Pangsa energi baru terbarukan lainnya % 7,08 7,08 100

Tabel 5.20

Indikator Kinerja Sasaran 3

Grafik 5.14. Realisasi Penyaluran Gas Sektor Pupuk 2011


Tabel 5.21Pangsa Energi Primer


Pangsa Tenaga Air % 7 7 100

Pangsa Bio Diesel Bio Energi % 0,08 0,08 100

1. Pangsa energi primer untuk pembangkit listrik

Selain dengan memberdayakan energi terbarukan, KESDM juga melakukan upaya untuk

mengurangi pembangkit tenaga listrik yang masih menggunakan produk minyak bumi (BBM)

dengan memberdayakan batubara, gas bumi, panas bumi dan air sebagai bahan baku utama

energi alternatif untuk pembangkit tenaga listrik.

Upaya pemanfaatan energi alternatif untuk pembangkit tenaga listrik secara nasional dari

tahun ke tahun menunjukkan terjadinya penurunan penggunaan BBM rata-rata 8% per tahun,

demikian pula halnya dengan penggunaan batubara, gas, dan panas bumi sejak tahun 2007

sampai 2011 trend pertumbuhannya bergerak positif dengan pertumbuhan rata-rata masing-

masing 2%, 8% dan 7% per tahun.

Secara rinci perkembangan pangsa masing-masing energi untuk pembangkit listrik sejak

tahun 2007 hingga 2011, tertuang dalam tabel di bawah ini.

Energi PrimerTahun

2007 2008 2009 2010 2011

Batubara 43% 35% 39% 38% 46%

Gas 19% 17% 25% 25% 26%

BBM 27% 36% 25% 22% 19%

Panas Bumi 3% 3% 3% 3% 4%

Air 8% 9% 8% 12% 7%

Bio Diesel 0% 0% 0% 0% 0.08%

2. Pangsa energi baru terbarukan

Dalam rangka upaya memenuhi kebutuhan energi domestik, diversifikasi energi merupakan

program prioritas, khususnya pengembangan energi baru terbarukan (EBT) atau energi

alternatif non-BBM. Pembangkit listrik EBT terdiri dari PLTP, PLTS, PLTB, PLTMH, Pikohidro

dll dimana kapasitas terpasangnya ditingkatkan terus setiap tahunnya. Pengembangan

sumber-sumber energi dalam rangka diversifikasi energi meningkat setiap tahun.

Dalam tahun 2011 ini, pangsa energi baru terbarukan telah mencapai 7,08% dari keseluruhan



pangsa energi nasional, yang terdiri dari eergi air 7% dan bio diesel 0,08% .

Tabel 5.22Proyeksi Pangsa Penyediaan Per Jenis Energi (%)

Pada tahun 2011 pemanfaatan energi baru terbarukan yang terdiri dari tenaga air, Biomassa,

Surya (Matahari), Angin (Bayu), Hybrid, serta arus laut telah digunakan sebagai pembangkit

tenaga listrik dan menunjukkan kemajuan yang cukup signifikan. Secara rinci penggunaan

eenrgi baru terbarukan sebagai pembangkit tenga listrik, diuraikan sebagai berikut:

Pembangkit Listrik Tenaga (PLT) Biomasa

Realisasi kapasitas total PLT Biomassa ditahun 2011 ini adalah sebesar 20,3 MW, angka

ini melebih dari target yaitu sebesar 10 MW atau capaian sebesar 203%. Total kapasitas

PLT Biomassa tersebut berasal dari:

oPLT biomassa di 3 (tiga) lokasi yang berada di Propinsi Riau sebesar 300 kW.

oPLT biomassa yang masuk ke dalam sistem kelistrikan PT PLN selama tahun 2011

sebesar.

Dalam rangka menarik pelaku usaha, diusulkan agar ditetapkan harga jual listrik (feed in

tarrif) berbasis biomassa, biogas dan sampah kota. Dimana harga jual listrik tersebut

dalam Permen ESDM No. 31 tahun 2009 belum ditetapkan.

Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)

Realisasi pembangunan pembangkit listrik tenaga air ditargetkan berkapasitas 4.768 MW.


Namun karena adanya beberapa PLTA yang dibangun oleh PLN yang semula ditargetkan

selesai di tahun 2012, sudah terealisasi di tahun 2011 sehingga total kapasitas

pembangunan PLTA mencapai 5.711,29 MW atau Capaian sebesar 119,78%.

Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH)

Pada tahun 2011 ini, pembangunan PLMTH ditargetkan sebesar 206,08 KW, namun yang

dapat direalisasikan adalah sebesar 204,02 KW atau capaian sebesar 99%. Dimana Lokasi

pembangunan PLTMH pada tahun ini meliputi 8 provinsi yaitu Sumatera Utara,

Gorontalo, Sulawesi Tengah, Sulawesi Utara, Jawa Barat, Kalimantan Tengah, NTT, dan

NTB. Rincian besarnya kapasitas terpasang PLTMH dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.23Kapasitas Terpasang PLTMH Tahun 2011

No Pekerjaan Daya Terpasang (KW)

1 PLTMH Dulamayo, Gorontalo, Gorontalo 30,53

2 PLTMH Harumandala, Ciamis, Jawa Barat 24,4

3 PLTMH Tumbang Lapan, Gunung Mas, Kalimantan Tengah 30

4 PLTMH Nirmala, Ngada, NTT 29

5 PLTMH Tetebatu, Lombok Timur, NTB 35

6 PLTMH Laine, Sangihe, Sulawesi Utara 13,89

7 PLTMH Lamontoli, Morowali, Sulawesi Tengah 16

8 PLTMH Hasinggahan, Samosir, Sumatera Utara 23

9 Pikohidro I, Banjarnegara, Jawa Tengah 1,1

10 Pikohidro II, Banjarnegara, Jawa Tengah 1,1

TOTAL 204,02



Pembangkit Listrik Tenaga Angin/Bayu (PLTA/PLTB)

Pada tahun 2011 target

kapasitas terpasang yang

akan dibangun dari PLT

Angin/Bayu adalah sebesar

1.809 KW, namun tidak dapat

direalisasikan, hal ini

disebabkan karena kegiatan

pembangunan PLTB tidak

dilaksanakan, dan

direncanakan akan dilaksanakan di tahun berikutnya. Dibawah ini perkembangan kapasitas

terpasang PLTB sejak tahun 2005 hingga 2010.

Grafik 5.15. Kapasitas Terpasang PLT Bayu/Angin

Grafik 5.21. PLTMH Nirmala Kabupaten Ngada, Nusa Tenggara Timur


Tabel 5.24

Kapasitas Terpasang PLT Bayu/Angin Per Provinsi

Pembangkit Listrik Tenaga Hybrid

Pembangkit Listrik Tenaga Hybrid adalah merupakan salah satu alternatif Pembangikit Listrik

Tenaga Surya (PLTS) yang memanfaatkan sumber energi gabungan misalnya dari tenaga surya

dan motor diesel. Kegiatan pembangunan PLT Hybrid pada tahun 2011 ini juga tidak dapat

dicapai sesuai dengan yang ditargetkan yaitu sebesar 425 KW. Tidak dilaksanakaannya

kegiatan ini disebabkan karena tidak ada peserta pelelangan yang memenuhi persyaratan

teknis.

Pembangkit Listrik Tenaga (PLT) Arus Laut

Kegiatan pembangunan PLT Arus Laut yang direncanakan berkapasitas terpasang sebesar 10

KW juga tidak dapat dilaksanakan dikarenakan tidak ada peserta pelelangan yang memenuhi

persyaratan teknis.

Sasaran 4. Meningkatnya pembangunan infrastruktur energi dan mineral




NNoo PPuullaauuKKaappaassiittaass PPeerr TTaahhuunn ((KKww))

22000055 22000066 22000077 22000088 22000099 22001100 22001111

1 Sumatra 1,5 81,5 81,5 81,5 81,5 85,6 85,6

2 Jawa 285,7 285,7 285,7 285,7 285,7 300,0 300,0

3 Kalimantan 0 0 0 0 0 0 0

4 Sulawesi 148,7 228,7 388,7 588,7 588,7 618,1 618,1

5 Bali,NTT, NTB 591,05 591,05 911,05 911,05 911,05 956,6 956,6

6 Maluku, Papua 2 2 2 2 2 2 2

TOTAL 1.029,0 1.189,0 1.670,0 1.870,0 1.870,0 1.962,5 1.962,5





1. Jumlah Sambungan Rumah (SR) yang terpasang/teraliri jaringan gas bumi (gas kota) untuk rumah tangga

SR 16.000 18.714 117%

2. Rasio elektrifikasi % 70,4 70,4 100%

3. Jumlah Kapasitas pembangkit listrik MW 37.884 37.353 98,6%

4. Jumlah Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP)

MW 1.209 1.226,1 101,4%

5. Jumlah lokasi fasilitas pembangkit Energi Baru Terbarukan (EBT)

Lokasi 4.601 4.175 90,7%

Penjelasan tentang capaian kinerja masing-masing indikator tersebut adalah sebagai berikut:

1. Jumlah Sambungan Rumah (SR) yang terpasang/teraliri jaringan gas bumi (gas kota)

untuk rumah tangga.

Setelah diberlakukannya Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas

Bumi, Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi, Peraturan Presiden Nomor 5

Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional, Pemerintah Cq. Ditjen Migas menyusun

langkah untuk mendiversifikasi energy. Saat ini, upaya peningkatan pemanfaatan bahan

bakar gas bumi untuk rumah tangga dan pelanggan kecil terhambat karena terbatasnya

infrastruktur yang menghubungkan gas bumi dari sumbernya ke konsumen. Kurang

berkembangnya infrastruktur gas bumi tersebut dikerenakan kendala keekonomian,

sehingga badan usaha belum tertarik untuk mengembangkannya. Oleh karena itu, perlu

keterlibatan pemerintah untuk mempercepat penggunaan bahan bakar gas tersebut.

Salah satu langkahnya adalah dengan membangun Jaringan Distribusi Gas Bumi untuk

Rumah Tangga dengan alokasi rata-rata untuk kota terpilih sejumlah 4000 Sambungan

Rumah (SR). Pada tahun 2010 diresmikan Road Map Pembangunan Jaringan Distribusi Gas

Bumi untuk Rumah Tangga (Jargas) sampai dengan tahun 2014 yang pelaksanaannya selalu

dipantau oleh Unit Kerja Presiden Bidang Pengawasan dan Pengendalian Pembangunan

(UKP4), sebagaimana terlihat pada tabel di bawah ini.


Pembangunan Jargas telah mulai dilaksanakan dari tahun 2009 dan sampai sekarang telah 6

Kota yang dibangun, yaitu Palembang, Surabaya, Bekasi, Sidoarjo, Tarakan, dan Depok

dengan jumlah sebanyak 19.366 SR.

Pola mekanisme pengelolaan jaringan gas pasca konstruksi adalah Penetapan Status

Penggunaan (PSP) kepada operator yang dipilih berdasarkan lelang yang diselenggarakan

oleh Ditjen Migas. operator dimaksud adalah Badan Usaha ataupun Badan Usaha lain

(BUMN, BUMD, Koperasi) yang bergerak salah satunya di bidang usaha migas. Program

Jargas ini diharapkan menjadi pemacu operator terpilih untuk mengembangkan jaringan

yang ada untuk kepentingan masyarakat.

Pada tahun 2011, pembangunan Jargas dilaksanakan di Bekasi (lanjutan), Sidoarjo (lanjutan),

Sengkang, Bontang, dan 9 Rusun di Jabotabek. Pembangunan fisik Jargas meliputi

pembangunan Metering Regulation Station (MR/S) bila dibutuhkan, Regulation Sector (RS)

yang dapat memenuhi maksimal 400 Sambungan Rumah, jaringan pipa yang panjang dan

susunan diameter yang bervariasi (Carbon Steel (CS) ƒ 4 inch, pipa Poly Ethylene (PE)

berukuran ƒ 180 mm, ƒ 90 mm, ƒ 63 mm, ƒ 32 mm, dan ƒ 20 mm), serta meter dan

regulator pada setiap sambungan rumah.

Tabel 5.26 Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga



Tabel 5.27

Perkembangan Jumlah Sambungan Rumah yang Dialiri Gas Bumi

2009 2010 2011

Wilayah/Kota Jumlah (SR) Wilayah/Kota Jumlah (SR) Wilayah/Kota Jumlah (SR)

Palembang

Surabaya

6.211 Sidoarjo

Tarakan Depok

Bekasi

13.166 Jabotabek

Bontang

Sengkang

Sidoarjo Bekasi

18,714

Metering Regulating Statio n (MR/S) Pipa Distribusi Gas Bumi Tapping Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga

Untuk Rumah Tangga

Regulation Sector (R/S) Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk RT Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi untuk RT

Kegiatan lain selain konstruksi ialah Front End Engineering Design/Design Engineering for

Detail Construction (FEED/DEDC) untuk Kota Cirebon, Kota Jambi, Kota Prabumulih,

Kabupaten Sidoarjo (lanjutan) dan Kabupaten Bogor dan Upaya Pengelolaan

Lingkungan/Upaya Pemantauan Lingkungan (UKL/UPL) untuk Kota Cirebon, Kota Jambi,

Kota Prabumulih, Kabupaten Bogor dan 9 Rusun di Jabotabek. Kemudian, telah dilakukan

kegiatan sosialisasi Jargas di kota-kota yang akan dibangun Jargas dengan materi

pengenalan jaringan gas bumi sampai cara penggunaan dan pemeliharaan fasilitasnya oleh

masyarakat.

Gambar 5.22. Metering Regulating Station (MR/S) Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga

Gambar 5.23. Tapping Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga

Gambar 5.24. Regulation Sector (R/S) Pipa Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga

Gambar 5.25. Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi Untuk Rumah Tangga


Grafik 5.13. Perkembangan Ratio Elektrifikasi

OOppeerraassiioonnaall

Proses

PPeennggaawwaassaann

PPeemmbbaanngguunnaann

PPrree FFeeaassiibbiilliittyy

SSttuuddyy

UUKKLL && UUPPLL

SSuurrvveeyy FFEEEEDD DDEEDDCC

KKaajjiiaann AAsseett PPaassccaa

KKoonnssttrruukkssiiKKaajjiiaann SSkkeennaarriioo

PPeennggooppeerraassiiaann

PPeennggaaddaaaann &&

KKoonnssttrruukkssii

22000088 22000099

Wilayah yang direncanakan akan dibangun :

• Kabupaten Blora;

• Palembang (Kel. Lorok Pakjo dan Kel. Siring Agung)

• Bekasi (Kel. Pejuang dan Kel. Kali Abang)

• Depok (Kel. Bakti Jaya dan Kel. Depok Jaya)

• Surabaya (Kel. Kalirungkut dan Kel. Rungkut Kidul)

• Medan (Kel. Sunggal dan Kel. Sei Sikambing)

AAssppeekk LLeeggaall

PPeennggooppeerraassiiaann

JJaarriinnggaann

22000077 22001111

GGaass SSaalleess

AAggrreeeemmeenntt

PPeerriijjiinnaann && KKoooorrddiinnaassii

Front End

Engineering DesignDetail Engineering Design for

Construction

AAllookkaassii GGaass

PPrroosseess PPeelleellaannggaann

UUmmuumm

Skema pembangunan jaringan distribusi gas bumi tersebut adalah sebagai berikut:

2. Rasio elektrif ikasi

Terkait dengan energi domestik, permintaan kebutuhan energi listrik meningkat tiap

tahunnya dengan pertumbuhan tahun 2011 mencapai 11%/tahun. Kebutuhan listrik selalu

melebihi dari kapasitas terpasang yang ada. Krisis ekonomi 1998/1999, memiliki dampak

sangat luas bagi pembangunan ketenagalistrikan. Krisis tersebut, menyebabkan tidak

adanya investasi yang masuk dan

pertumbuhan kapasitas pembangkit

terhambat. Bahkan proyek-proyek IPP

pun menjadi terhenti. Untuk mengejar

pertumbuhan kebutuhan tersebut,

dilakukan upaya antara lain

pembangunan pembangkit listrik

dengan program 10.000 MW tahap I,

10.000 MW tahap II dan IPP.

Rasio elektrifikasi tahun 2011

ditargetkan sebesar 70,4%, dan

terealisasi sebesar 72,95%. Rasio

elektrifikasi tahun 2011 tersebut melebihi target sebesar 3,6% dan mengalami peningkatan

sebesar 8,5% dibandingkan dengan realisasi tahun 2010 sebesar 67,2%.

Gambar 5.26. Jaringan Distribusi Gas Kota



Realisasi rasio elektrifikasi per propinsi dapat terlihat pada peta dibawah ini.

Gambar 5.27. Rasio Elektrifikasi Per Wilayah


Jumlah Kapasitas Pembangkit l istrik

Kapasitas terpasang pembangkit listrik tahun 2011 ditargetkan sebesar 37.884 MW. Pada

realisasinya, kapasitas terpasang pembangkit tahun 2011 mencapai 37.353 MW atau 99%

terhadap target tahun 2011. Kapasitas terpasang pembangkit tersebut ekivalen dengan 110%

realisasi tahun 2010 sebesar 33.923 MW, dengan total tambahan sebesar 3.430 MW, dengan

rincian sebagai berikut:

Program 10.000 MW tahap I sebesar 2.590 MW, yang berasal dari 3 pembangkit yang telah

COD; yaitu PLTU dramayu Unit 2

dan 3 (660 MW); PLTU Suralaya

(1x625 MW); dan PLTU Lontar

Unit 1 (315 MW); serta

pembangkit yang telah beroperasi

namun belum COD; yaitu: PLTU

Lontar Unit 2 (315 MW), PLTU

Rembang (2x315 MW), PLTU

Amurang Unit 1 (25 MW) dan

PLTU Kendari (2x10 MW).

Program IPP sebesar : 840 MW,

yang terdiri dari 2 pembangkit yang telah COD; yaitu PLTA Asahan 1 (180 MW0 dan PLTU

Tanjung Jati B (660 MW).

Pada tanggal 1 November 2011, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM), Jero

Wacik menandatangani surat

penugasan pembelian tenaga listrik

yang bersumber dari pembangkit panas

bumi kepada PT. PLN (Persero) dan

persetujuan harga jual tenaga listrik

kepada pihak swasta. Dengan telah

ditandatanganinya penugasan dan

persetujuan harga jual tenaga listrik

tersebut, selanjutnya pengembang

listrik swasta akan melakukan penanda-

tanganan Power Purchase Agreement

(PPA) dengan PT. PLN (Persero),

dan akan dilanjutkan dengan

pembangunan sarana dan prasarana

Gambar 5.26. Penandatanganan penugasan pembelian tenaga listrik kepada PT PLN dan persetujuan harga jual tenaga listrik, di KESDM,

tanggal 1 November 2011

-

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

22,500

25,000

27,500

30,000

32,500

35,000

37,500

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

PPU 825 812 1,087 1,118 1,174 1,202 1,380 1,380

IPP 3,590 3,593 4,913 5,695 5,872 6,034 6,231 6,891

PLN 21,302 22,346 23,355 23,664 24,031 24,366 26,212 29,132

MW

Grafik 5.17. Perkembangan Kapasitas Terpasang



Realisasi Rencana Realisasi1. % 8,63 7,9 11,5

2. Rasio Elektrifikasi % 67,2 70,4 70,4

3. Rasio Desa Berlistrik % 92,50 95,50 92,58

4. Total Kapasitas Terpasang MW 33.923 37.884 37.353

a. PLN MW 26.639 30.037 29.229

b. Independent Power Producers (IPP) MW 6.151 7.001 6.991

c. Private Power Utilities (PPU) MW 1.133 846 1.133

5. Produksi Listrik

1. Produksi Sendiri (PLN) GWh 124.897,45 137.660,56 140.941,48

2. Pembelian (IPP) GWh 43.767,76 39.726,66 36.281,10

3. Produksi Bruto (1) + (2) GWh 168.665,21 177.387,22 177.222,58

4. Pemakaian Sendiri GWh 5.537,90 6.057,06 6.638,34

5. Produksi Net (3) - (4) GWh 163.127,31 171.330,16 170.584,24

6. Pembangkit EBT dan infrastruktur lainnya

- PLTP mW 1.189,00 1.209,00 1226,1

- PLTA

- PLTMH kW - 525 347

- PLTS kWp -

- PLTS Terpusat kWp

- PLTB kW

- PLT Hybrid Surya-Angin kW 425

- PLT Biomassa mW 10 20

- Gardu Induk 90 120

- Gardu Distribusi Unit/kVA 45,0 377,8 334,0

- Jaringan Distribusi 5.674,00 16.555,08 14.953,91

No URAIAN SATUAN2010 2011

Pertumbuhan kebutuhan listrik

yang diharapkan pada sekitar tahun kedua pembangkit baru tersebut sudah ada yang

beroperasi.

Dengan telah beroperasinya pembangkit tersebut, maka akan meningkatkan jumlah

ketersediaan daya listrik sekitar 430 MW yang tersebar di beberapa wilayah Indonesia, yang

pada gilirannya akan meningkatkan hajat hidup masyarakat serta memajukan sektor

perekonomian.

Tabel 5.28

Perkembangan Jumlah Sambungan Rumah yang Dialiri Gas Bumi


Secara lengkap perkembangan pembangunan di bidang ketenagalistrikan sejak tahun 2005

sampai dengan tahun 2011 dapat dilihat pada tabel di bawah ini:

Uraian Satuan 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Rasio Elektrifikasi % 62.09 63 64.34 65.1 65.79 67.15 72,95

Jumlah Desa Berlistrik

Desa 53.546 54.136 65.816 66.039 70.511 70.822

Jumlah KK Berlistrik Ribu 32.175 33.118 35.630 36.230 37.950 39.696

Total Kapasitas Terpasang

MW 26.091 28.422 29.705 30.526 30.940 31.111

PLN MW 22.346 24.675 24.925 25.451 25.751 25.526

IPP MW 3.222 3.222 3.984 1.159 4.269 5.739

PPU MW 523 526 796 916 920 846

Produksi Listrik GWh 101.282 104.469 111.241 118.047 120.457 168.665,21

PLN GWh 26.088 28.640 31.199 31.389.66 35.015 124.897,45

IPP GWh 127.370 133.108 142.441 149.437 155.472 43.767,76

4. Jumlah Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP)

Pada tahun 2011 Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) dalam APBN P

ditargetkan sebesar 1.209 MW dan realisasinya mencapai 1.226 MW atau 101% terhadap

target tahun 2011. Kapasitas PLTP tersebut ekivalen dengan 103% realisasi kapasitas PLTP

tahun 2010 sebesar 1.189 MW.

Kapasitas total PLTP sebesar 1.226,1 MW didapat dari:

Penambahan PLTP Lahendong Unit 4 (20 MW) & Ulumbu (100 KW)

Uprating PLTP Salak dari 375 MW menjadi 377 MW

Uprating PLTP darajat dari 255 MW menjadi 270 MW

Perkembangan Kapasitas Terpasang PLTP sejak tahun 2009 sampai dengan 2011, secara

rinci dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.29Perkembangan Pembangunan Ketenagalistrikan



Tabel 5.30

Kapasitas Terpasang PLTP

N

o. Nama PLTP Lokasi

Kapasitas Terpasang (MW)

2009 2010 2011

1 Sibayak Sibayak – Sinabung, SUMUT 12 12 12

2 Salak Cibeureum – Parabakti,

JABAR 375 375 377

3Wayang

Windu

Pangalengan, JABAR227 227 227

4 Kamojang Kamojang – Darajat, JABAR 200 200 200

5 Darajat Kamojang – Darajat, JABAR 255 255 270

6 Dieng Dataran Tinggi Dieng,

JATENG60 60 60

7 Lahendong Lahendong – Tompaso,

SULUT60 60

80

TOTAL 1.189 1.226

SIBAYAK 12 MW

LAHENDONG 60 MW

DIENG 60 MW

SALAK 375 MW

W.WINDU 227 MW

DARAJAT 260 MW

KAMOJANG 200 MW

KAPASITAS TERPASANG PLTP

Gambar 5.29. Kapasitas Terpasang PLTP


Selain itu juga telah ditetapkan Wilayah Kerja Pertambangan (WKP) Panas Bumi sebanyak 5

WKP melalui Kepmen ESDM No. 1151 K/30/MEM/2011.

Beberapa capaian terkait panas bumi lainnya, antara lain:

Dikeluarkannya Permen ESDM No. 02 Tahun 2011 tentang Penugasan kepada PT PLN

(Persero) untuk

melakukan pembelian

tenaga listrik dari

Pembangkit Listrik

Tenaga Panas Bumi

(PLTP) dan Harga

Patokan Pembelian

Tenaga Listrik oleh PT

PLN (Persero) dari PLTP.

Penandatanganan Nota

Kesepahaman antar

Menteri ESDM dengan

Menteri Kehutanan

tentang Koordinasi dan

Percepatan Perizinan

Pengusahaan Panas Bumi pada Kawasan Hutan Produksi, Kawasan Hutan Lindung dan

Kawasan Konservasi.

Gambar 5.30. Penandatanganan MoU antara Menteri ESDM dengan Menteri Kehutanan terkait perizinan pengusahaan panas bumi di

kawasan hutan produksi, hutan lindung dan kawasan konservasi, di KESDM, tanggal 19 Desember 2011



Tabel 5.31Potensi Panas Bumi Indonesia 2011 (dalam Mwe)

5. Jumlah lokasi fasil itas Energi Baru Terbarukan (EBT)

Sebagaimana diketahui bahwa dalam rangka pemenuhan kebutuhan energi domestik,

Pemerintah juga memprioritaskan program diversifikasi energi, khususnya pengembangan

energi baru terbarukan (EBT) dan energi alternatif non-BBM lainnya, Pengembangan

sumber-sumber energi dalam rangka diversifikasi energi meningkat setiap tahunnya.

Pada tahun ini, terdapat penambahan indikator kinerja pada sasaran “meningkatnya

pembangunan infrastruktur energi dan mineral”, hal ini disebabkan karena adanya

Reorganisasi Kementerian ESDM, dimana Unit Kerja Utama yang dahulu Direktorat Jenderal

Listrik dan Pemanfaatan Energi dipecah dua yaitu menjadi Direktorat Jenderal

Ketenagalistrikan dan Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi.

Dengan demikian pengembangan EBT menjadi fokus bagi kinerja Ditjen EBTKE.

Jumlah lokasi fasilitas Energi Baru Terbarukan (EBT) menjadi tambahan indikator kinerja

dalam mencapai sasaran meningkatkan pembangunan infrastruktur energi yaitu dalam

No PulauJumlah

Lokasi

Energi Potensi (Mwe)

TotalTerpasan

g

Sumber Daya Cadangan

Spekulatif HipotetisTerdug

aMungkin

Terbukt

i

1 Sumatera 86 4.785 2.086 6.250 15 380 13516 12

2 Jawa 71 1.935 1.836 3.848 658 1.815 10.092 1.124

3 Bali-Nusa Tenggara

27 410 359 983 0 15 1.767

4 Kalimantan 8 155 0 0 0 0 155

5 Sulawesi 55 925 67 1.313 150 78 2.533 60

6 Maluku 26 620 43 376 0 0 1.039

7 Papua 3 75 0 0 0 0 75

Total 276 8.905 4391 12.770 823 2.288 29.177 1.196

13296 15881

29.177

Catatan: Jumlah Lapangan/Daerah Panas Bumi = 285 lokasi.


rangka mengukur seberapa besar peningkatan pembangunan infrastruktur di bidang energi

baru terbarukan. Pada tahun ini, jumlah lokasi fasilitas EBT yang ditargetkan adalah

sebanyak 4.601 lokasi dan terealiasi sebanyak 4.175 lokasi, atau besarnya capaian knerja

adalah sebesar 90%. Secara rinci capaian kinerja tersebut diuraikan sebagai berikut:

Jumlah lokasi fasilitas produksi panas bumi

Realisasi lokasi fasilitas produksi Panas Bumi sebanyak 2 lokasi yaitu: PLTP Lahendong

Unit 4 (20 MW) dan PLTP Ulumbu (100 KW).

Jumlah lokasi fasilitas produksi biogas

Jumlah lokasi fasilitas produksi Biogas ditahun 2011 ini adalah sebanyak 17 lokasi yaitu:

9 lokasi yang berasal dari DJ EBTKE yakni Provinsi Lampung, Jawa Barat (2 lokasi),

Jogjakarta, Bali, Nusa Tenggara Barat, Nusa Tenggara Timur, Kalimantan Selatan, dan

Sulawesi Barat, dan 8 lokasi dari Biogas BIRU Hivos yakni di Provinsi Jawa Barat, Jawa

tengah, Jogjakarta, Jawa Timur, Bali, Nusa Tenggara Barat, Nusa Tenggara Timur dan

Sulawesi Selatan.

5.31. PLTP Lahendong Unit 4



Jumlah lokasi fasilitas PLTA

Jumlah lokasi fasilitas PLTA pada tahun ini adalah sebanyak 60 lokasi, pelaksanaan

pembangunan dilaksanakan oleh PT. PLN (Persero).

Jumlah lokasi fasilitas PLTMH

Lokasi fasilitas PLTMH pada tahun ini terealisasi sebanyak 738 lokasi yang tersebar di 8

provinsi yaitu Sumatera Utara, Gorontalo, Sulawesi Tengah, Sulawesi Utara, Jawa Barat,

Kalimantan Selatan, NTT, NTB. Sebanyak 10 lokasi belum dapat direalisasikan di tahun ini

disebabkan karena FS dan DED Tidak Sesuai dengan data di lapangan dan adanya

permasalahan lahan yang belum bisa diselesaikan

Jumlah lokasi fasilitas PLT Surya

Jumlah lokasi fasilitas PLTS ditargetkan pada tahun 2011 terakumulasi sebanyak 3.682

lokasi, namun pada tahun ini kegiatan pembangunan PLTS tidak dapat dilaksanakan,

sehingga akumulasi PLTS hingga tahun 2011 masih sebanyak 3.262 lokasi. Pelaksanaan

pembangunan PLTS direncanakan akan dilaksanakan pada tahun berikutnya.

5.32. Lokasi Produksi Biogas Komunal Ciamis, Jawa Barat


Jumlah lokasi fasilitas PLT Angin

Sama dengan PLT Surya, jumlah lokasi fasilitas PLT Angin tidak ada penambahan pada

tahun 2011ini sehingga akumulasi lokasi fasilitas PLT Angin adalah sebanyak 73 lokasi.

Jumlah lokasi fasilitas PLT Hybrid

Jumlah Lokasi fasilitas PLT Hybrid juga tidak ada penambahan pada tahun ini dengan

akumulasi sebanyak 29 lokasi. Tidak adanya penambahan lokasi PLT Hybrid ini

dikarenakan tidak ada peserta pelelangan yang memenuhi persyaratan teknis. Gambar di

bawah ini adalah PLT Hybrid yang mengkombinasikan Pembangkit Listrik Tenaga Surya

dan Tenaga Bayu (PLTS dan PLTB), dimana terlihat beberapa tiang tinggi dengan baling-

baling diatasnya yang merupakan gugusan Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (Angin) dan

sederet Panel surya yang menghiasi area.

Jumlah lokasi fasilitas PLT Arus Laut

Jumlah lokasi fasilitas PLT Arus Laut yang ditargetkan pada tahun ini adalah 1 (satu)

lokasi, namun masih belum dapat direalisasikan dikarenakan tidak ada peserta

pelelangan yang memenuhi persyaratan teknis.

Gambar 5.33. PLTA Asahan, Sumatra Utara Gambar 5.34. PLTMH Suryalaya, Jawa Barat

Gambar 5.36. PLTS Bunaken, Sulawesi UtaraGambar 5.35. PLT Angin, Nusa Penida, Bali



Sasaran 5. Peningkatan efisiensi pemakaian dan pengolahan energi





1. Elast isitas Energi % 1,8 1,99 89,4%

2. Penurunan emisi CO2 % 5.9 7 (*) 81.35%

*Berdasarkan angka estimasi

Penjelasan atas capaian kinerja dari tabel di atas adalah sebagai berikut:

1. Elastisitas Energi

Elastisitas energi adalah perbandingan antara pertumbuhan konsumsi energi dan

pertumbuhan ekonomi (umumnya dinyatakan dalam GDP atau Gross Domestic Product).

Berdasarkan Perpres Nomor 5 tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional, target

elastisitas energi Indonesia pada tahun 2025 adalah lebih kecil dari 1, atau dengan kata lain

nilai pertumbuhan konsumsi energi diharapkan tidak akan melebihi nilai pertumbuhan

ekonomi.

Salah satu tujuan strategis dalam penyediaan pasokan energi dan mineral untuk kebutuhan


Gambar 5.37. PLT Hybrid (Kombinasi Pembangkit Listrik Tenaga Surya dan Tenaga

Bayu), Pulau Seliu, Bangka Belitung

Gambar 5.38. PLT Arus Laut


domestik adalah peningkatan efisiensi pemakaian dan pengolahan energi, dimana tingkat

elastisitas energi perlu diturunkan terus. Pada tahun 2011 elastisitas energi Indonesia berada

pada angka 1,99.

Adapun perkembangan elastisitas energi dan target pencapaian sejak tahun 2009 sampai

dengan 2011, dapat dilihat pada tabel di bawah ini:

Table 5.33

Realisasi dan Target Elastisitas Energi Tahun 2009-2010

Indikator kinerja 2009 2010 2011 2014

Realisasi Elastisitas Energi 1,8 1,64 1,99 -.

Target Elastisitas Energi 1,64 1,64 1,48

Salah satu indeks yang biasa digunakan untuk mengukur kebutuhan energi terhadap

perkembangan ekonomi sebuah negara adalah Elastisitas Energi, yaitu pertumbuhan

kebutuhan energi yang diperlukan untuk mencapai tingkat pertumbuhan ekonomi (GDP)

tertentu. Angka elastisitas energi di bawah 1,0 dicapai apabila energi yang tersedia telah

dimanfaatkan secara produktif. Elastisitas energi di Indonesia pada tahun 2010 adalah

sebesar 1,6. Di negara-negara maju elastisitas ekonomi berkisar antara 0,1% hingga 0,6%.

Angka elastisitas di Indonesia

masih >1 yang

mengindikasikan

pemanfaatan energi belum

efisien, hal ini ditandai dengan

intensitas energi yang tinggi.

Pemanfaatan energi yang

efisien melalui penerapan

konservasi energi masih

menghadapi berbagai

hambatan antara lain:

budaya hemat energi masih

sulit diterapkan,

kemampuan SDM masih rendah sehingga sikap masyarakat terhadap teknologi juga rendah.

Grafik 5.17. Perbandingan Intensitas Energi Primer Indonesia Dengan Negara Lain



Intensitas energi adalah energi yang dibutuhkan untuk meningkatkan gross domestic product

(GDP) atau produk domestik

bruto. Semakin efisien suatu

negara, maka intensitasnya akan

semakin kecil. Intensitas energi

Indonesia sebesar 3.34 BOE

(barrel-oil-equivalent) per capita.

Intensitas konsumpsi energi per

kapita dapat dilihat pada Gambar

di samping ini.

2. Penurunan emisi CO2

Sektor energi secara global di kategorikan sebagai sektor yang berkontribusi sangat signifikan

dalam penumpukan GRK di atmosfer. Banyak negara menyadari bahwa diperlukan perubahan

pengelolaan sistem energi agar dapat mengurangi emisi CO2 dari penggunaannya namun

tetap dapat menjaga dan menjamin ketahanan energi yang dibutuhkan dalam pembangunan

ekonomi.

Ketergantungan yang tinggi terhadap bahan bakar fosil yaitu BBM, gas bumi dan batubara

akan berdampak pada

meningkatnya emisi gas

rumah kaca. Sebagai

konsekuensi dari hal

tersebut emisi gas rumah

kaca (karbon dioksida (CO2)

di atmosfir akan mengalami

peningkatan. Situasi ini

menjadi perhatian dunia

semenjak dampak dari

perubahan emisi gas

rumah kaca khususnya CO2 menjadi pemicu utama kenaikan temperatur bumi yang

menyebabkan perubahan iklim global.

Emisi gas rumah kaca dari sektor energi diperkirakan akan meningkat sekitar 7% dari tahun

2006 hingga tahun 2025 sejalan dengan kenaikan konsumsi energi khususnya dari bahan bakar

Grafik 5.19. Perkembangan Intensitas Energi Final Indonesia Tahun 2000-2010

Gambar 5.39. Pencemaran Udara Oleh Asap Pabrik


minyak bumi. Penggunaan energi yang bersumber pada energi baru, peningkatan efisiensi

energi dan pengembangan teknologi yang bersih terutama dalam menangkap dan

penyimpanan karbon akan mengurangi efek gas rumah kaca.

Beberapa potensi program yang bisa mengurangi efek gas rumah kaca antara lain:

- Pengembangan program percepatan pembangkit listrik 10000 MW tahap II yang sebagian

besar berasal dari energi baru terbarukan (panas bumi dan tenaga air).

- Penggantian bahan bakar minyak dengan bahan bakar nabati (untuk sektor transportasi)

- Penggantian bahan bakar minyak menjadi CNG (untuk sektor transportasi) seperti

penggunaan pada bus

- Pengembangan gas kota

- Promosi lampu hemat energi

- Program konversi minyak tanah ke LPG

- Pengembangan DME dengan menggunakan energi baru terbarukan yang potensial (angin,

cahaya matahari, air, dan lain-lain).

- Pengurangan pembakaran gas di flare stack.

Grafik 5.20. Estimasi Emisi CO2 Berdasarkan Sektor Pengguna Utama



Tujuan II : Terwujudnya Peningkatan Investasi Sektor ESDM

Investasi sektor ESDM, baik melalui pendanaan APBN maupun non-APBN tersebut, pada

dasarnya merupakan dukungan dalam rangka mendorong perekonomian nasional.

Peningkatan jumlah produksi ESDM tidak dapat di lepaskan dari pertumbuhan jumlah investasi.

Dengan demikian jelas bahwa untuk menjamin ketersediaan energi dan sumber daya mineral

secara merata dan berkesinambungan juga dibutuhkan adanya pertumbuhan jumlah investasi.

Iklim investasi yang kondusif sangat penting bagi para pelaku usaha dan bagi Pemerintah sendiri,

karena mayoritas investasi di sektor ESDM berasal dari pendanaan swasta. Sebagai gambaran,

rencana investasi sektor ESDM tahun 2010-2014 diperkirakan sekitar Rp. 1.480 triliun.

Kementerian ESDM selalu berperan dalam mendorong peningkatan aktifitas investasi di sektor

ESDM. Nilai Investasi sektor ESDM sejak tahun 2005 hingga 2008 terus meningkat sekitar 67%

dari US$ 11,9 miliar menjadi US$ 19,9 miliar. Sumbangan terbesar investasi sektor ESDM, berasal

dari investasi migas dengan porsi sekitar 70% tiap tahunnya. Namun pada tahun 2009 terjadi

penurunan akibat penundaan rencana kegiatan investasi di berbagai perusahaan yang antara lain

disebabkan oleh akibat tumpang-tindih birokrasi (khususnya antara pemerintah pusat dengan

pemerintah daerah) dan kendala izin AMDAL yang diterbitkan daerah. Selanjutnya pada tahun

2010, total investasi kembali meningkat sebesar 10%, yaitu dari sebesar US$ 19,9 miliar menjadi

US$ 219 miliar ditahun 2010.

Belum optimalnya investasi untuk pengembangan sektor energi dan sumber daya mineral,

disebabkan antara lain oleh tumpang tindih wilayah pertambangan dengan kehutanan,

perkebunan; lamanya pemberian izin pinjam pakai wilayah hutan; alokasi tanah adat/tanah

ulayat, dan belum dicapainya nilai keekonomian harga uap/listrik dalam pengembangan panas

bumi.

Di sub sektor ketenagalistrikan, keterbatasan kemampuan penyediaan tenaga listrik untuk

memenuhi pertumbuhan beban akibat investasi untuk penambahan kapasitas terpasang relatif

kecil. Penambahan kapasitas pembangkit ini diakibatkan antara lain oleh keterbatasan

kemampuan pendanaan ketenagalistrikan baik dari Pemerintah, BUMN, maupun swasta dan

rendahnya ketertarikan investor untuk berinvestasi. Keterbatasan pendanaan APBN untuk

pembangunan infrastruktur dan eksploitasi potensi sektor energi dan sumber daya mineral

selama ini diatasi dengan mengoptimalkan investasi baik dari dalam maupun luar negeri.

Dalam rangka mewujudkan peningkatan investasi sector ESDM, ditetapkan 1 (satu) sasaran

sebagai berikut:


Sasaran 6. Meningkatnya investasi sektor ESDM




Table 5.34



1 Jumlah Investasi Sektor ESDM : US$ Juta 30.429 27.111 89%

Jumlah Investasi sub sektor migas US$ Juta 16.854 18.696 111%

Jumlah Investasi bidang ketenagalistrikan US$ Juta 9.739 4.948 51%

Jumlah investasi sub sektor mineral danbatubara

US$ Juta 3.200 3.412 107

Jumlah Investasi bidang energi baru terbarukan

US$ Juta 463 55 12%

Total investasi sektor ESDM pada tahun 2011 mencapai US$ 27,11 miliar, angka ini masih

dibawah target yang diharapkan yaitu sebesar US$ 30,4 miliar. Namun jika dibandingkan dengan

investasi tahun 2010 sebesar US$ 22.098 juta (year to date), terdapat peningkatan investasi

sebesar 23%.

Tidak tercapainya target investasi tahun 2011 ini antara lain disebabkan karena kegiatan operasi

sektor ESDM mengalami kendala seperti pengadaan lahan terutama bidang minyak dan gas

bumi di daerah, dan izin dari Pemerintah Daerah. Sementara bidang ketenagalistrikan, tidak

tercapainya rencana investasi tahun 2011 disebabkan oleh terkendalanya penyelesaian Proyek

10.000 MW Tahap I yang tidak sesuai jadwal akibat adanya permasalahan-permasalahan seperti

pengadaan lahan, perizinan daerah, dan kendala teknis pembangkit, dan terlambatnya

penerbitan DIPA SLA.

Dalam mendukung investasi, pada tanggal 9-10 Mei 2011 telah diselenggarakan Pertemuan

Indonesia-United States (U.S.) Energy Investment Roundtable (EIR) di Hotel Gran Melia Jakarta

dengan tujuan untuk menyorot peluang investasi energi di Indonesia dan untuk membahas

langkah-langkah kebijakan yang bisa membuat kesempatan ini lebih menarik untuk sektor

swasta dari Amerika Serikat. Fokus pertemuan adalah investasi, khususnya pada sektor migas

serta tenaga panas bumi dan biofuel. Pertemuan ini akan dibagi menjadi pertemuan semi public

serta pertemuan G-G. Pertemuan Indonesia-US EIR merupakan salah satu hasil kerja sama



bilateral bidang energi antara Indonesia dan Amerika Serikat yang selama ini terjalin melalui

Indonesia-US Energy Policy Dialogue (EPD).

Iklim investasi yang kondusif sangat penting bagi para pelaku usaha dan bagi Pemerintah sendiri,

karena mayoritas investasi di sektor ESDM berasal dari pendanaan swasta. Sebagai gambaran

rencana investasi sektor ESDM tahun 2010-2014 diperkirakan sekitar Rp. 1.480 triliun. Mayoritas

investasi sektor ESDM dilakukan dari Non-APBN yang terdiri dari swasta sekitar Rp. 1.016 triliun

dan BUMN sekitar Rp. 384 triliun. Sedangkan porsi pendanaan Pemerintah dalam investasi

tersebut hanya sekitar 5% atau Rp. 80,7 triliun. Untuk tahun 2011, realisasi pendanaan

Pemerintah untuk investasi sektor ESDM hanya sekitar 8,2% dari rata-rata total investasi sektor

ESDM sekitar Rp. 186,6 triliun.

Perkembangan nilai investasi sektor energi dan sumber daya mineral, sejak tahun 2005 sampai

dengan tahun 2011, dapat dilihat pada grafik di bawah ini.

Gambar 5.40. Pertemuan Indonesia-United States (U.S.) Energy Investment Roundtable (EIR)

di Hotel Gran Melia Jakarta, tanggal 9-10 Mei 2011

Grafik 5.20. Nilai Investasi Sektor ESDM


Investasi sub sektor migas

Sektor ESDM selalu menorehkan tinta emas dalam aktifitas investasinya. Total investasi

sektor ESDM tahun 2011 sebesar US$ 27,11 Miliar. Sumbangan terbesar investasi sektor

ESDM, berasal dari investasi migas dengan porsi sekitar US$ 18,7 Miliar. Terjadi peningkatan

investasi sebesar 37% dari tahun 2010 sebesar US$ 13,7 Miliar. Hal tersebut menandakan

bahwa iklim investasi Indonesia, khususnya di sektor ESDM masih cukup kondusif.

Realisasi investasi di kegiatan usaha hulu sebesar US$ 17,03 miliar berasal dari expenditure

KKKS Produksi sebesar US$ 15,74 miliar dan KKKS Non Produksi sebesar US$ 1,33 miliar. Nilai

ini menunjukkan kenaikan belanja di fase produksi yang mencapai US$ 4,71 miliar

dibandingkan periode tahun sebelumnya (US$ 11,03 miliar). Kenaikan expenditure di fase

produksi ini karena harga rata-rata minyak dunia meningkat dari 77,45 $/Barel di tahun 2010

menjadi 107,5 $/Barel sehingga KKKS Produksi lebih memilih mengalokasikan modalnya di

fase produksi daripada fase development atau eksplorasi. Selain itu di fase produksi resiko

investasi lebih kecil. Sejalan dengan target pemerintah untuk mempertahankan produksi

sekitar 975 MBPD, nilai expenditure yang besar akan berasal dari KKKS Produksi di fase

pengembangan dan produksi. Mengingat mayoritas produksi minyak nasional (92%) berasal

dari lapangan – lapangan tua (mature) sehingga memerlukan biaya yang relatif lebih tinggi

(maintenance yang lebih sering, workover, biaya artificial lift tambahan, EOR, dll).

Di sektor hilir realisasi investasi pada tahun 2011 diharapkan terjadi dengan terealisasinya

rencana investasi untuk pembangunan kilang minyak baru, revitalisasi kilang, pembangunan

FSRU di Sumatera Utara dan Jawa Barat serta sektor-sektor niaga yang tumbuh. Sampai

dengan Nopember 2011, investasi hilir migas mencapai 1,66 miliar US$, dengan investasi

terbesar berasal dari sektor pengangkutan sebesar 0,55 miliar US$ (didominasi oleh investasi

pengangkutan LPG dan pengangkutan gas bumi melalui pipa), disusul pengolahan sebesar

0,53 miliar US$ (progress 30% Kilang LNG Donggi Senoro) serta penyimpanan sebesar 0,4

miliar US$, terakhir niaga 0,01 miliar US$.

Grafik 5.22. Perkembangan Investasi Sub Sektor Migas



Nilai investasi pada kegiatan sub sektor migas selama tahun 2004 – 2008 terus meningkat.

Namun pada tahun 2009 terjadi penurunan akibat turunnya komitmen investasi dan masalah

teknis antara lain : efisiensi pengadaan, penundaan kegiatan pemboran dan penundaan

proyek karena belum ada persetujuan selain itu ada kekhawatiran investor terkait kepastian

cost recovery. Secara eksternal penurunan ini sebagai imbas kelesuan perekonomian dunia

saat itu akibat krisis ekonomi negara-negara maju. Namun pada tahun 2010, realisasi investasi

sub sector migas kembali meningkat mencapai US$ 13,5 miliar. Dan tada tahun 2011 ini

realisasi investasi migas melebihi target sebesar 11%, yaitu dari target 16,85 miliar US$,

terealisasi sebesar 18,69 miliar US$.

Upaya-upaya yang dilakukan dalam mempertahankan atau meningkatkan iklim investasi di

sub sektor migas antara lain adalah:

1. Penerapan asas cabotage pada kegiatan usaha migas

Dalam rangka meminimize asas cabotage pada kegiatan usaha migas yang dapat

menurunkan minat investor dan pada akhirnya akan dapat menghambat kegiatan

eksplorasi dan produksi migas yang mengakibatkan terganggunya kelangsungan produksi

migas, terhentinya penemuan cadangan baru, menurunnya penerimaan negara, dan tidak

tercapainya ketahanan energi nasional, pada tanggal 4 April 2011 telah diterbitkan

Peraturan Pemerintah Nomor 22 Tahun 2011 tentang Perubahan Atas Peraturan

Pemerintah Nomor 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan. Kementrian

Perhubungan juga telah menerbitkan Peraturan Menteri Nomor PM 48 Tahun 2011

tentang Tata Cara dan Persyaratan Pemberian Izin Penggunaan Kapal Asing Untuk

Kegiatan Lain yang Tidak Termasuk Kegiatan Mengangkut Penumpang dan/atau Barang

Dalam Kegiatan Angkutan Laut Dalam Negeri.

2. Tumpang tindih lahan

Telah diidentifikasi 57 kasus tumpang tindih lahan di kegiatan usaha hulu migas dengan 5

tipologi permasalahan tumpang tindih beserta usulan, yaitu :

Tipologi 1 : Tumpang tindih dengan kawasan peruntukan pertambangan non migas di

mana usulan penyelesaiannya perlu disusun Permen ESDM sebagai bahan

acuan dalam menentukan kesepakatan kerjasama antar sektor

pertambangan (pemilik ijin KP dan KKKS).

Tipologi 2: Tumpang tindih dengan kawasan hutan produksi dan hutan lindung, dimana

usulan penyelesaiannya KESDM perlu terlibat dalam penyusunan

Permenhut tersebut untuk mengantisipasi potensi masalah di masa

mendatang.


Tipologi 3 : Tumpang tindih dengan kawasan hutan produksi yang telah dibebani hak,

dimana usulan penyelesaiannya KESDM perlu terlibat dalam penyusunan

Permenhut tersebut mengingat kesepakan kerja sama hanya bergantung

kepada negosiasi antar sektor (pemilik ijin HTI/HPH dan KKKS)

Tipologi 4: Tumpang tindih dengan kawasan hutan konservasi, dimana usulan

penyelesaiannya terkait dengan kontrak kerja sama migas yang telah ada

sebelum berlakunya Undang-undang Nomor 41 Tahun 1999 tentang

Kehutanan, perlu diusulkan revisi Undang-undang Nomor 41 Tahun 1999

tentang Kehutanan untuk menambahkan satu pasal yang mengakomodir

kontrak-kontrak kerja sama migas yang ditandatangani sebelum tahun

1999.

Tipologi 5 : Tumpang tindih dengan kawasan budidaya non hutan dan non tambang, di

mana usulan penyelesaiannya adalah revisi PP No. 26 agar sektor ESDM

dapat dilampirkan, sehingga Perpes No.54/2008 (tentang Penataan Ruang

Kawasan Jabodetabekpunjur) selanjutnya dapat direvisi untuk disesuaikan

Dari 5 (lima) tipologi dan usulan-usulan tersebut, hanya Kawasan Hutan Produksi dan

Hutan Lindung serta Kawasan Hutan Produksi yang Dibebani hak yang telah

dilaksanakan, dimana Kementrian ESDM telah ikut terlibat dalam penyusunan Peraturan

Menteri Kehutanan No. P.18/Menhut-II/2011 tentang Pedoman Pinjam Pakai Kawasan

Hutan.

3. Pemberian Insentif

Pembangunan Kilang Minyak

Dalam rangka ketersediaan (security of supply) BBM guna memenuhi kebutuhan di

dalam negeri, maka sangat diperlukan pembangunan kilang minyak baru di Indonesia.

Dengan mempertimbangkan usaha pengolahan minyak bumi membutuhkan investasi

yang sangat besar dan keekonomian usaha yang cukup marginal dengan tingkat resiko

yang cukup besar, maka sangat diperlukan insentif investasi untuk pembangunan kilang

minyak.

Pembangunan Floating Storage Regasification Unit (FSRU)

Dalam rangka mengurangi kekurangan pasokan gas di beberapa wilayah yang terjadi di

Indonesia memerlukan pembangunan infrastruktur seperti Floating Storage

Regasification Unit (FSRU). Investasi yang diperlukan untuk pembangunan FSRU sangat

besar dan sebagian masih menggunakan teknologi yang belum dihasilkan di Indonesia.

Besarnya Investasi yang diperlukan tersebut berakibat pada harga gas di konsumen

akhir. Penurunan biaya investasi memallui pemberian fasilitas fiskal akan membantu



menurunkan harga gas di konsumen akhir sehingga mampu terjangkau oleh industry /

konsumen kecil.

Fasilitas Impor Barang Operasi

Kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi merupakan kegiatan yang membutuhkan

investasi sangat besar dan tingkat resiko yang sangat tinggi serta teknologi tinggi.

Untuk manarik minat investor dan meningkatkan investasi pada kegiatan eksplorasi

minyak dan gas bumi dimana sebagian besar peralatan masih diimpor, maka diperlukan

fasilitas impor barang operasi dalam kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi.

Pengembangan Migas Non Konvensional

Dalam rangka membantu diversifikasi energi dan mengurangi ketergantungan pada

BBM (Bahan Bakar Minyak) sehingga ketahanan energi nasional menjadi lebih baik

perlu dilakukan pengembangan migas non konvensional yang mencakup Coalbed

Methane. Shale gas, Tight Gas Sand, dan Methane Hydrate.

Gambar 5.41. Kegiatan Promosi Potensi Investasi Migas


Selain melakukan hal-hal tersebut di atas, dalam rangka meningkatkan investasi Kementerian

ESDM juga melakukan promosi potensi investasi migas guna meningkatkan produksi minyak

dan gas bumi melalui penyebarluasan data, informasi dan peluang usaha pada kegiatan migas

di Indonesia dengan melakukan pameran, baik di dalam maupun luar negeri. Serta peningkatan

pelayanan investasi migas terpadu, dengan sertifikasi manajemen mutu ISO 9001:2008.

Promosi investasi migas melalui kegiatan pameran telah dilakukan di Canada pada September

2011, India pada 13-14 Oktober 2011, dan Jakarta pada tanggal 21 Oktober 2011.

Materi pameran yang ditampilkan pada seminar dalam pameran ini adalah terkait potensi dan

peluang investasi kegiatan usaha hulu dan hilir migas serta CMB, meliputi:

- Cadangan minyak dan gas bumi serta CBM

- Wilayah kerja minyak dan gas bumi

- Tender wilayah kerja minyak dan gas bumi Indonesia tahun 2011

- Supply-demand BBM dan rencana pembangunan kilang minyak

- Kilang minyak bumi, LPG dan LNG

- Fasilitas tanki penyimpanan minyak bumi

- Rencana induk jaringan transmisi dan distribusi gas bumi nasional

- Neraca gas bumi

- Infrastruktur gas bumi

Investasi sub sektor ketenagalistrikan

Pada tahun 2011 realisasi investasi sektor Ketenagalistrikan mencapai US$ 4,95 Juta, jumlah

Gambar 5.42. Sertifikat ISO 9001:2008



ini jauh dibawah dari yang ditargetkan sebesar US$ 9,74 juta, atau hanya tercapai 51%.

Sedangkan bila dibandingkan dengan besarnya investasi ditahun 2010 yang sebesar US$ 4.968

Juta, investasi di tahun 2011 hanya sedikit lebih rendah yaitu 0,2%. Rendahnya nilai investasi

pada sub sektor ketenagalistrikan disebabkan Sementara bidang ketenagalistrikan, tidak

tercapainya rencana investasi tahun 2011 disebabkan oleh terkendalanya penyelesaian Proyek

10.000 MW Tahap I yang tidak sesuai jadwal akibat adanya permasalahan-permasalahan

seperti pengadaan lahan, perizinan daerah, dan kendala teknis pembangkit, dan terlambatnya

penerbitan DIPA SLA.

Perkembangan investasi sub sector ketenagalistrikan sejak 2005 – 2011, seperti terlihat pada

tabel di bawah ini.

Tabel 5.35

Investasi Sub Sektor Ketenagalistrikan

Tahun 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Investasi

Ketenagalistrikan2.553,75 2.637,55 3.252,99 3.320,06 4.759,90 4.968 4.948

Investasi sub sektor pertambangan umum (mineral, batubara)

Pertumbuhan investasi selama lima tahun terakhir pada sub sektor mineral dan batubara

sebesar 25% berasal dari perusahaan KK, PKP2B, IUP BUMN dan Izin Usaha Jasa

Pertambangan (IUJP). Pertumbuhan yang positif ini menunjukkan bahwa industry

pertambangan Indonesia menuju ke arah yang lebih baik lagi dan tingkat kepercayaan yang

tumbuh dari investor yang ingin menanamkan modalnya di industry pertambangan.

Tabel 5.36

Investasi 2007 – 2011 dan Rencana 2012

Sub Sektor Mineral dan Batubara

PERUSAHAANREALISASI Rencana

2007 2008 2009 2010 2011 2012

KK 727,75 963,3 754,18 1.479,00 1.235,54 1.366,30

PKP2B 293,83 399,15 769,87 764,4 958,09 966,47

IUP BUMN 158,06 165,58 61,76 38,3 232 417,3

IUJP 275 465 624 904,82 986,67 1.000,00

JUMLAH 1.454,64 1.993,03 2.209,81 3.186,52 3.412,30 3.750,07


Nilai realisasi investasi pada sub sektor mineral dan batubara pada tahun 2011 mencapai US$

3.412 Juta, angka ini melampaui dari nilai investasi yang ditargetkan yaitu sebesar US$ 3.200

Juta atau mencapai 106,6% dari target yang ditetapkan. Bila dibandingkan dengan capaian

pada tahun 2010, nilai investasi sector mineral dan batubara tahun ini juga mengalami

peningkatan sebesar 7%, yaitu dari US$ 3.186,52 juta (tahun 2010) menjadi US$ 3.412 juta

(tahun 2010).

Kontribusi investasi berasal dari investasi perusahaan KK, PKP2B, IUP BUMN dan Izin Usaha

Jasa Pertambangan (IUJP). Meningkatnya nilai investasi pada sektor pertambangan umum ini

disebabkan oleh adanya beberapa perusahaan KK (Kontrak Karya) dan PKP2B (Pengusahaan

Kegiatan Pengelolaan Pertambangan Batubara) melakukan peningkatan tahap kegiatan dari

FS (feasibility study) ke Konstruksi dan dari Konstruksi ke Produksi.

Dalam rangka meningkatkan investasi di sub sektor Mineral dan batubara, Kementerian ESDM

melalui Ditjen Mineral dan Batubara telah melakukan berbagai cara yaitu dengan

melaksanakan berbagai promosi dan melakukan kerjasama bilateral, regional dan multilateral.

Kegiatan bilateral yang dilakukan antara lain Indonesia Thailand Energy Forum (ITEF),

Indonesia-Japan Coal Policy Dialogue (IJCPD) dan Indonesia-Korea Energy Forum (IKEF),

Kerjasama regional yang dilakukan, yaitu The 1st ASEAN Fuel Policy For Power Generation

Workshop, ASEAN Forum On Coal (AFOC) Ke – 9, The 29th Senior Official Meeting on Energy

(SOME) dan The 11th ASEAN Senior Official Meeting On Minerals (ASOMM), The 8th ASOMM

WG, The 4th ASOMM+3 Consultation and The 3rd AMMin. Kerjasama multilateral yang

dilakukan antara lain 8th ASEAN+3 Energy Security Forum, The 2nd Senior Official Meeting

on Energy (SOME) – Russian Dialogue dan The 2nd Mining Initiative

Investasi sub sektor Energi Baru dan Terbarukan

Jumlah investasi di bidang energi baru terbarukan pada tahun 2011 terealisasi sebesar US$ 55

juta, angka ini sangat rendah jika dibandingkan dengan target yang telah ditetapkan yaitu

sebesar US$ 463 Juta, atau dengan kata lain hanya capaian kinerja sebesar 12%. Hal ini

disebabkan karena dari 50 WKP Panas bumi yang semula dapat ditetapkan di tahun 2011 ini,

hanya 5 WKP Panas bumi yang berhasil ditetapkan yaitu Bonjol, Danau Ranau, Mataloko,

Gunung Ciremai dan Gunung Endut.

Dibandingkan dengan tahun 2010 realisasi investasi di bidang energi baru terbarukan juga

jauh lebih rendah hanya mencapai 20%, yaitu dari US$ 280 Juta di tahun 2010 dan US$ 55 Juta

di tahun 2011. Pada tahun 2010 terdapat 45 WKP Panas Bumi yang telah ditetapkan oleh

pemerintah, dengan 30 WKP telah ada pengembang (IUP) dan 15 WKP masih dalam tahap

pelelangan. Sebanyak 15 WKP tersebut merupakan milik Pertamina dan 6 WKP di antaranya

merupakan WKP tahap produksi, yang menghasilkan total energi listrik sebesar 1.189 MW.

Dari 45 WKP yang telah ditetapkan tersebut, 19 WKP merupakan WKP yang telah ditetapkan



sebelum berlakunya UU No. 27 Tahun 2003 tentang Panas Bumi dan setelah terbit UU No. 27

Tahun 2003 yaitu 31 WKP.

Di bawah ini adalah peta Wilayah Kerja Panas Bumi yang direncanakan akan ditetapkan di tahun 2011.

Tujuan III : Terwujudnya peran penting sektor ESDM dalam penerimaan negara

Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral masih menjadi sumber penggerak utama roda

perekonomian nasional. Sebagai sumber penerimaan negara, sektor ESDM tiap tahunnya

memberikan kontribusi setidaknya 30% terhadap penerimaan negara.

Pada tahun 2008 tercatat sekitar Rp. 349,5 triliun atau 36,3% kontribusi sektor ESDM terhadap

penerimaan negara yang terdiri dari penerimaan migas Rp. 304,4 triliun (31,6%), pertambangan

umum Rp. 42,7 triliun (4,4%) dan lain-lain Rp. 2,4 triliun (0,3%). Sedangkan Pada tahun 2009,

sektor ESDM mencatatkan realisasi penerimaan negara sebesar Rp 238,2 triliun atau sebesar 24%

dari total penerimaan negara (APBN). Kemudian di tahun 2010, angka realisasi penerimaan negara

Sektor ESDM terus meningkat cukup tajam yaitu mencapai Rp 289,04 triliun atau meningkat

sebesar 21,22%. Angka ini juga melebihi rencana atau target yang ditetapkan pada APBN tahun

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi

€ EBTKE KESDM - 2011

50 WILAYAH KERJA PANAS BUMI2 WKP di NAD

provinsi

Jaboi

Seulawah Agam

4 WKP diSUMUT provinsi

Gn. Sibayak – Sinabung

Gn. Sibual – Buali

Sipaholon Ria-ria

Sorik Marapi - Roburan -

Sampuraga

1 WKP JAMBI

provinsi

Sungai Penuh

3 WKP diSUMSEL

provinsi

Lumut Balai

Rantau Dedap

Danau Ranau

1 WKP di

MALUKU

provinsi Tulehu

2 WKP di MALUT

provinsi

Jailolo

Songa Wayaua

2 WKP diSULUT

provinsi

Kotamobagu

Lahendong-Tompaso

1 WKP di

GORONTALO

provinsi Suwawa

1 WKP

diSULTENG

provinsi

Marana

Catatan: TerpasangGambar 5.43. 50 Wilayah Kerja Panas Bumi


2010 yaitu sebesar Rp 276,85 triliun atau capaian kinerjanya sebesar 104%.

Minyak dan gas bumi masih merupakan penghasil penerimaan negara terbesar. Pada tahun 80an,

komoditi migas merupakan sumber utama bagi penerimaan negara, dimana kontribusinya

bahkan mencapai lebih dari 70%. Penerimaan dan kontribusi migas terhadap APBN tersebut

sangat dipengaruhi oleh tingkat produksi dan harga minyak. Sejak pertengahan tahun 90an

produksi minyak bumi, yang merupakan energi habis pakai, mulai menurun.

Namun demikian, seiring dengan optimisme dan kerja keras, meskipun produksi minyak nasional

relatif menurun, realisasi penerimaan migas selalu melebihi dari target yang ditetapkan setiap

tahunnya. Dengan proporsi produksi migas yang selalu jauh lebih besar dibandingkan dengan

komoditi lainnya di sektor ESDM, maka realisasi total penerimaan sektor ESDM juga selalu lebih

tinggi dari targetnya.

Penerimaan sektor ESDM tersebut belum termasuk dividen dari BUMN di lingkungan sektor

ESDM, pajak-pajak dari pengusahaan sektor ESDM terdiri dari PPN, PBBKB dan PBB serta usaha

pertambangan KP yang ijinnya diterbitkan oleh Bupati.

Jenis-jenis penerimaan yang terangkum dalam Indikator tujuan dari penerimaan negara sektor

ESDM berasal dari sub-sektor minyak dan gas, PNPB dari pertambangan umum, kegiatan jasa

penelitian dan pengembangan, dari kegiatan di Badan Diklat dan dari BPH Migas.

Dalam rangka mewujudkan peningkatan investasi sector ESDM, ditetapkan 1 (satu) sasaran

sebagai berikut:

Sasaran 7. Terwujudnya peran penting sektor ESDM dalam penerimaan negara




Tabel 5.37.



1Total Penerimaan Negara Sektor ESDM

Rp Triliun 324,34 352,15 109%

Jumlah penerimaan negara sub sektor migas

Rp Triliun 249,59 278,39 109%

Jumlah penerimaan negara subsektor pertambangan umum (mineral,

Rp Triliun 73,53 77,39 116%




1Total Penerimaan Negara Sektor ESDM

Rp Triliun 324,34 352,15 109%

batubara)

Jumlah penerimaan negara dari subsector energi bari terbarukan

Rp Triliun 0,35 0,55 155%

Jumlah Penerimaan lain-lain (Balitbang, Badiklat, BPH Migas)

Rp Triliun 0,86 1,76 206%

Sebagai sumber penerimaan negara, sektor ESDM tiap tahunnya memberikan kontribusi sekitar

30% terhadap penerimaan nasional. Pada tahun 2011, realisasi penerimaan sektor ESDM mencapai

Rp. 352,15 triliun atau 29,4% terhadap perkiraan penerimaan nasional sebesar Rp. 1.199 triliun.

Penerimaan sektor ESDM tersebut, bila dibandingkan dengan target APBN-P 2011 yang sebesar

Rp. 324 triliun, capaian kinerja mencapai 109%, sedangkan jika dibandingkan dengan penerimaan

tahun 2010 sebesar Rp. 289 triiliun adalah sebesar 122%i.

Lebih tingginya realisasi

penerimaan migas antara lain

disebabkan karena tingginya

harga Minyak Mentah

Indonesia (ICP) dan nilai tukar

Rupiah terhadap Dollar

Amerika, serta Faktor

dominan yang

mempengaruhi besarnya

penerimaan sektor ESDM

yaitu produksi dan harga.

Harga minyak Indonesia atau

Indonesian Crude Price (ICP)

dan produksi/lifting minyak

bumi merupakan asumsi

dasar yang sangat menentukan dalam postur APBN. Secara rinci kontribusi penerimaan sektor

ESDM terhadap penerimaan nasional dapat di lihat pada tabel berikut:

Penerimaan Nasional 100%

(1.199,5 Triliun)

Grafik 5.23. Penerimaan Nasional


Tabel 5.38.

Kontribusi Penerimaan Sektor ESDM Terhadap Penerimaan Nasional

2010

Realisasi APBN APBN-P REALISASI% terhadap

APBN-P

% terhadap

Tahun 2010

2 3 4 5 6=5/4 7=5/2

1. PENERIMAAN MIGAS 220.987 217.226 249.595 272.449 109% 123%

2. PENERIMAAN PERTAMBANGAN UMUM 66.825 66.511 73.529 77.387 105% 116%

3. PENERIMAAN PANAS BUMI 516 356 356 551 155% 107%

4. PENERIMAAN LAIN-LAIN 959 1.511 857 1.763 206% 184%

TOTAL 289.287 285.604 324.337 352.150 109% 122%

PENERIMAAN NASIONAL 995.272 1.104.902 1.169.915 1.199.500 103% 121%

% KONTRIBUSI SEKTOR ESDM 29,1% 25,8% 27,7% 29,4%

Kurs (Rupiah/US$) 9.087 9.250 8.700 8.734

ICP (US$/barel) 79,4 80,0 95,0 111,8

Lifting minyak (ribu bpd) 954 970 945 903

Uraian penerimaan2011

1

Minyak dan gas bumi masih merupakan komoditi primadona, dimana 77% penerimaan sektor

ESDM atau Rp 272 triliun berasal dari penerimaan migas, dan selebihnya Rp 77 triliun dari

pertambangan umum (22%), Rp. 0,55 triliun dari panas bumi (0,2%), dan Rp. 1,76 triliun dari

penerimaan lainnya (0,5%).

Besarnya penerimaan sektor ESDM tersebut belum termasuk deviden dari BUMN di lingkungan

sektor ESDM, pajak-pajak dari pengusahaan sektor ESDM yang terdiri dari PPN, PBBKB dan PBB

dan royalti, iuran tetap dari pemegang IUP yang ijinnya diterbitkan oleh Bupati dan sebagian

masih diaudit.

Secara rinci, grafik di bawah ini menunjukkan bahwa trend realisasi penerimaan sektor ESDM

dalam 6 tahun terakhir mengalami pertumbuhan positif. Hal ini menunjukkan bukti bahwa sektor

ESDM masih mempunyai peran yang besar dalam penerimaan APBN.



Penerimaan negara sub sektor migas

Berdasarkan realisasi pembayaran dan penjualan migas bagian negara serta kewajiban-

kewajiban Kontraktor KKS ke Kas Negara, perkiraan realisasi penerimaan negara sektor migas

didasarkan pada tagihan atas lifting Pemerintah periode Desember 2010 s/d Nopember 2011

sedangkan realisasi penerimaan negara sektor migas meliputi penyelesaian tagihan dan

settement pemindahbukuan pada periode Januari 2011 s/d Desember 2011 yang telah diterima

dalam rekening BUN 502.000000.

Besaran jumlah penerimaan

negara sektor migas

dipengaruhi antara lain

realisasi lifting migas, harga

minyak mentah Indonesia

(ICP) dan kurs. Walaupun

realisasi lifting migas

diperkirakan belum dapat

mencapai target yang

ditetapkan dalam APBNP

yaitu sebesar 945 MBOPD,

namun realisasi ICP tahun

2011 sebesar US$109.94/

barel (melebihi target yang

ditetapkan)telah memberikan kontribusi yang cukup tinggi sehingga realisasi penerimaan

60 , 00

70 , 00

80 , 00

90 , 00

100 , 00

110 , 00

120 , 00

130 , 00

140 , 00

01-D

es

07-D

es

13-D

es

17-D

es

23-D

es

29-D

es

04-J

an

10-J

an

14-J

an

20-J

an

26-J

an

01

-Feb

07

-Feb

11

-Feb

17

-Feb

23

-Feb

01

-Mar

07

-Mar

11

-Mar

17

-Mar

23

-Mar

29

-Mar

04-A

pr

08-A

pr

14-A

pr

20-A

pr

26-A

pr

02-M

ei

06-M

ei

12-M

ei

18-M

ei

24-M

ei

30-M

ei

03-J

un

09-J

un

15-J

un

21-J

un

27-J

un

01

-Ju

l

07

-Ju

l

13

-Ju

l

19

-Ju

l

25

-Ju

l

29

-Ju

l

04-A

gust

10-A

gust

16-A

gust

22-A

gust

26-A

gust

01-S

ep

07-S

ep

13-S

ep

19-S

ep

23-S

ep

29-S

ep

05-O

kt

11-O

kt

17-O

kt

21-O

kt

27-O

kt

02-N

op

08-N

op

14-N

op

18-N

op

24-N

op

30-N

op

06-D

es

12-D

es

16-D

es

22-D

es

28-D

es

US$ per barel

WTI (NYMEX)

Brent (IPE)

SLC/Minas

Rata-2 ICP dari 50 jenis Minyak Indonesia

Rata-2 Des '10-Nov'11*)

Rata-2 ICP Jan-Des'11*)

*) Rata - rata sampai tgl 30 Desember 2 011

97 ,09

103 ,31

91 ,37

113 ,07

123 ,36

115 ,18 113 ,82 117 ,15111 ,67

111 ,00 109 ,25

112 ,94

110 ,70 *)

Grafik 5.25. Perkembangan Harga Minyak Mentah Indonesia (ICP)

Grafik 5.24. Penerimaan Sektor ESDM


negara melebihi target yang ditetapkan yaitu mencapai 129% dari APBN dan 112% dari

APBNP.

Penerimaan Negara Sub Sektor Mineral dan

Batubara

Subsektor mineral dan batubara memiliki peran yang strategis dalam pencapaian

pembangunan ekonomi Indonesia. Hasil kontribusi yang nyata adalah penerimaan Negara

bukan pajak dari subsektor pertambangan umum. Kontribusi yang diberikan ini adalah hasil

kerja keras semua pihak dalam membangun dan meningkatkan industri pertambangan

Indonesia.

Realisasi Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) dari subsektor minerba tahun 2011 adalah

24,7 triliun yang terdiri dari deadrent 270 miliar, royalty 15 triliun dan penjualan hasil tambang

7 triliun. Angka ini melebihi target APBN-P 2011 yaitu sebesar Rp 16,5 Trilyun, dengan

demikian capaian kinerja mencapai 150%. Selain mencapai target yang telah ditetapkan,

penerimaan Negara sub sektor pertambangan umum tahun 2011 juga mengalami peningkatan

yang cukup besar bila dibandingkan dengan tahun 2010, yaitu dari sebesar Rp 18.6 Triliun pada

tahun 2010 dan sebesar Rp 24.7 Triliun di tahun 2010, atau peningkatan mencapai 24,5%. Jika

dibandingkan dengan total penerimaan Negara sector ESDM, sub sektor pertambangan

umum ini memberikan kontribusi sebesar 23% dari total penerimaan sektor ESDM yang

sebesar 286 triliun rupiah

Pertumbuhan penerimaan Negara bukan pajak selama lima tahun terakhir sebesar 30%. Data

perkembangan lima tahun terakhir dan rencana 2012 dapat dilihat pada tabel berikut :

Tahun APBN APBN-P Realisasi%

(APBN)

% (APBN-

P)

2007 188.495,36 151.162,88 177.503,24 94 117

2008 166.028,31 257.186,97 304.378,67 183 118

2009 226.791,04 183.607,02 184.689,60 81 101

2010 174.394,09 215.020,32 220.987,10 127 103

2011 215.335,95 249.594,60 278.389,50 129 112

Grafik 5.26. Realisasi Penerimaan Negara Sub sektor Migas

Tabel 5.39Perkembangan Penerimaan Negara Sub Sektor Migas

Tahun 2007 – 2011 (Rp.Miliar)



Tabel 5.40

PNBP Subsektor Minerba 2007-2012

Penerimaan Negara Sub Sektor Energi Baru dan Terbarukan (EBT)

Jumlah PNBP sub sektor EBT pada tahun 2011 adalah sebesar Rp 0,551, jumlah ini melampaui

angka yang ditargetkan, yaitu sebesar Rp 0,356 Triliun atau capaian kinerja mencapai 154,8 %.

PNBP sub sektor EBT berasal dari proyek Panas Bumi yang telah mencapai NOI (Kamojang,

Darajat, dan Salak)

Penerimaan Negara Sub Sektor Lainnya

Selain penerimaan negara dari sub sektor migas dan pertambangan umum, KESDM juga

menyumbangkan penerimaan negara bukan pajak dari sub sektor lainnya yaitu dari hasil

kegiatan pelayanan jasa penelitian dan pengembangan dan hasil kegiatan pelayanan jasa

pendidikan dan pelatihan ESDM serta dari Badan Pelaksana Hilir Migas (BPH Migas) yang

pada tahun 2011 ini terealisasi sebesar 783 Miliar dari target sebesar Rp 436 Miliar atau 180%.

Seperti halnya sub sector migas dan pertambangan umum, penerimaan Negara dari sector

lainnya pada tahun 2011 ini juga mengalami peningkatan penerimaan bila dibandingkan

dengan tahun 2010, yaitu dari Rp 711.9 Miliar di tahun 2010 meningkat menjadi Rp 977 Miliar

pada tahun 2011 atau meningkat sebesar 37%.

Tujuan IV : Terwujudnya peningkatan peran sektor ESDM dalam pembangunan daerah

Disamping sebagai kontributor penting terhadap penerimaan nasional, peran sektor ESDM juga

penting sebagai pendorong pembangunan daerah. Peran sektor ESDM terhadap pembangunan

daerah diwujudkan, antara lain melalui dana bagi hasil (DBH), kegiatan pengembangan

masyarakat atau community development (comdev) atau corporate social responsibility (CSR).

Selain itu terdapat program pembangunan Desa Mandiri Energi (DME), dan Pemboran air tanah


yang merupakan program-program pro-rakyat sehingga pembangunan daerah dapat berjalan

lebih efektif.

Melalui program penyediaan listrik perdesaan telah dibangun pembangkit listrik dari energi

terbarukan seperti pembangkit listrik tenaga mikro hidro (PLTMH), pembangkit listrik tenaga

bayu (PLTB), pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) serta jaringan tegangan menengah dan

jaringan tegangan rendah.

Penyediaan air bersih melalui pengeboran air tanah juga merupakan program strategis sektor

ESDM yang langsung bersentuhan dengan kebutuhan masyarakat. Penyediaan air tanah di

daerah sangat sulit air diharapkan mampu memenuhi kebutuhan air minum dan air baku

penduduk di desa tertinggal atau desa miskin. Hal ini diharapkan akan memicu rangkaian

dampak positif, secara sosial, ekonomi dan pengembangan wilayah.

Kegiatan penyediaan air bersih tersebut dilakukan tiap tahunnya melalui pendanaan APBN dari

tahun anggaran 1995/1996. Sejak dimulainya program pengeboran air tanah tersebut, lebih dari

satu juta jiwa telah menikmati ketersediaan air bersih ini.

Desa Mandiri Energi (DME) merupakan program yang baru diluncurkan pada tahun 2007 dan

merupakan terobosan dalam mendukung diversifikasi energi dan penyediaan energi daerah

perdesaan. Program ini terdiri dari DME berbasis Bahan Bakar Nabati (BBN) dan non-BBN. DME



setempat antara lain mikrohidro, angin, surya dan biomassa. Pemenuhan kebutuhan sumber

energi mandiri bagi desa-desa di Nusantara terus ditingkatkan agar program ini memberikan

manfaat langsung berupa kemandirian energi dan peningkatan ekonomi perdesaan melalui

pemberdayaan potensi daerah.

Dalam rangka mewujudkan peningkatan peran sector ESDM dalam pembangunan daerah,

ditetapkan 1 (satu) sasaran sebagai berikut:

Sasaran 8. Terwujudnya peningkatan peran sektor ESDM dalam pembangunan daerah






Tabel 5.41



1. Jumlah dana bagi hasil sektor ESDM Rp Triliun 43,6 40,9 94%

Jumlah dana bagi hasil subsektorMigas

Rp Triliun 34,9 28,1 80%

Jumlah dana bagi hasil subsektor Mineral dan batubara

Rp Triliun 8,3 12,3 148%

Jumlah dana bagi hasil subsektor panas bumi

Rp Triliun 0,4 0,5 128%

2. Jumlah CSR sector ESDM Rp Miliar 1.565 1.658 106%

Jumlah CSR subsektor Minerba Pabum

Rp Miliar 1.200 1.391 116%

Jumlah CSR subsektor Listrik dan Pemanfaatan Energi

Rp Miliar 99 89 90%

Jumlah CSR subsektor Migas Rp Miliar 266 178 67%

3. Jumlah jaringan distribusi listrik(kms) dan gardu distribusi listrik

Kms/MVA

15.813/ 370

17.306/ 369,6

104,65%

4. Jumlah desa mandiri energi (DME) DME 50 51 102%


1. Dana Bagi Hasil (DBH) Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral

Dana bagi hasil (DBH) adalah dana yang bersumber dari pendapatan APBN yang dialokasikan

kepada daerah berdasarkan angka persentase tertentu untuk mendanai kebutuhan daerah dalam

rangka pelaksanaan desentralisasi, sebagaimana Undang-Undang Nomor 33/2004 tentang

Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintahan Daerah. DBH sektor ESDM

bersumber dari kegiatan minyak bumi, gas bumi dan pertambangan umum, serta panas bumi.

DBH sektor ESDM pada tahun 2011 ini mencapai sebesar Rp. 40,9 triliun yang terdiri dari minyak

bumi Rp. 16,4 triliun, gas bumi Rp. 11,7 triliun, pertambangan umum Rp. 12,3 triliun dan panas

bumi Rp. 0,5 triliun. Capaian DBH tahun ini lebih rendah dari target yang telah ditetapkan yaitu

sebesar 43,6% atau capaian kinerjanya sebesar 94%.

Meskipun tidak mencapai target, namun jika dibandingkan dengan capaian ditahun 2010, Dana


Bagi Hasil (DBH) Sektor ESDM mengalami peningkatan sebesar 14% yaitu dari Rp 35,8 Triliun di

tahun 2010 menjadi Rp 40,9 Triliun di tahun 2011.

Perbandingan DBH tahun 2009 sampai dengan tahun 2011, dapat dilihat pada grafik di bawah

ini.

Besarnya DBH sektor ESDM selaras dengan penerimaan sektor ESDM. Kenaikan DBH dari tahun

2009 sampai dengan 2011 menunjukan kenaikan sampai 30% yang merupakan peningkatan

peran sektor ESDM dalam mendukung pembangunan daerah.

Dana Bagi Hasil sub sektor Mineral Batubara dan Panas Bumi

Pada sub sector Mineral, Batubara dan Panas Bumi, realisasi DBH di tahun 2011 ini mencapai

Rp 12,3 Triliun dari target sebesar Rp 8,29 Triliun atau capaian kinerja sebesar 148%. Bila

dibandingkan dengan tahun 2010, realisasi DBH sub sector minerba pabum tahun 2011 juga

mengalami peningkatan sebesar 19,3%.

Secara rinci DBH sub sector Minerba pabum, sejak tahun 2009 sampai dengan 2011 dapat

dilihat pada table berikut ini :

Tabel 5.42

Dana Bagi Hasil Sub Sektor Mineral Batubara

Sub Sektor 2009 20102011

Rencana Realisasi

Pertambangan umum (mineral dan Batubara)

8.2 10.53 8,3 12,3

Pertambangan Panas Bumi 1.1 0.20 0,4 0,5

TOTAL 9.3 10.73 8.7 12.8

Grafik 5.26. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM

Grafik 5.27. Dana Bagi Hasil Sektor ESDM Tahun 2009 dan 2011



Dana bagi hasil sub sektor Minyak dan Gas Bumi

Sesuai dengan ketentuan dalam Pasal 27 PP No.55 tahun 2005 tentang Dana Perimbangan

yang antara lain menyatakan bahwa Menteri Teknis menetapkan daerah penghasil dan

dasar penghitungan SDA paling lambat 60 hari sebelum tahun anggaran bersangkutan

setelah berkonsultasi dengan Kementerian Dalam Negeri serta hasil pembahasan RAPBN

2012 di Badan Anggaran DPR-RI, maka Ditjen Migas telah melaksanakan koordinasi

dengan instansi pusat terkait dalam rangka menyiapkan konsep lampiran SK MESDM

tentang Penetapan daerah penghasil dan dasar penghitungan bagian daerah penghasil

migas.

Dalam proses penyusunan usulan penetapan daerah penghasil migas, Ditjen Migas

berkoordinasi dengan Direktorat Jenderal Anggaran dan Direktorat Perimbangan Keuangan

Kementerian Keuangan dan BPMIGAS terkait dengan asumsi lifting migas, ICP dan bagi

hasil SDA migas, dengan Kementerian Dalam Negeri terkait isu-isu penegasan batas

wilayah daerah khususnya daerah penghasil migas dan pemekaran daerah serta dengan

Kontraktor KKS terkait perkiraan angka lifting migas dan justifikasi produksi.

Adapun SK MESDM tentang penetapan daerah penghasil dan dasar penghitungan (lifting)

migas yang telah diterbitkan pada tahun 2011 adalah sebagai berikut:

a. SK MESDM No. 0218 K/80/MEM/2011 tanggal 7 Februari 2011 tentang Penetapan daerah

penghasil dan dasar penghitungan bagian daerah penghasil pertambangan umum,

pertambangan panas bumi, minyak bumi dan gas bumi untuk tahun 2011.

b. SK MESDM No. 2899 K/80/MEM/2011 tanggal 9 November 2011 tentang Perubahan atas

SKMESDM No. 0218 K/80/MEM/2011 tentang Penetapan daerah penghasil dan dasar

penghitungan bagian daerah penghasil pertambangan umum, pertambangan panas

bumi, minyak bumi dan gas bumi untuk tahun 2011

c. SK MESDM No. 2965 K/80/MEM/2011 tanggal 18 November 2011 tentang Penetapan

daerah penghasil dan dasar penghitungan bagian daerah penghasil pertambangan

umum, pertambangan panas bumi, minyak bumi dan gas bumi untuk tahun 2012.

SK MESDM tentang penetapan daerah penghasil dan dasar penghitungan lifting migas

yang telah diterbitkan tersebut selanjutnya disampaikan ke Kementerian Keuangan sebagai

dasar dalam penyusunan peraturan Menteri Keuangan untuk penetapan perkiraan dana

bagi hasil daerah SDA migasnya.


Tabel 5.43

Jumlah Daerah Penghasil Migas Tahun 2011 dan 2012

Pada tahun 2011, realisasi Dana Bagi hasil Sub Sector Migas sebesar Rp 28,1 Triliun, dimana

angka ini lebih rendah dari target yang ditetapkan sebesar Rp 34.9 Triliun, atau mencapai

80,5%. Namun jka dibandingkan dengan capaian di tahun 2010, realisasi peneriman DBH

tahun 2011 masih lebih tinggi atau mengalami peningkatan sebesar 12%.

Perbandingan DBH Sub sector Migas sejak Tahun 2009 sampai dengan 2011 dapat dilihat

pada tabel di bawah ini:

Tabel 5.44

Dana Bagi Hasil Sub Sektor Migas

Komoditi 2009 20102011

Rencana Realisasi

Minyak bumi 12.4 14.6 19.5 17.1

Gas bumi 9.8 10.5 15.4 11.9

TOTAL 22.2 25.1 34,9 28,1

Gambar 5.44. Daerah Penghasil Migas



2. Corporate Social Responsibility (CSR ) Sektor ESDM

Di sektor energi dan sumber daya mineral, community development (comdev) adalah bagian dari

tanggung jawab korporat (Corporate Social Responsibility) yang merupakan komitmen bisnis

untuk berkontribusi dalam pembangunan ekonomi berkelanjutan, bekerja dengan para

karyawan perusahaan, keluarga karyawan tersebut berikut komunitas setempat (lokal) dan


Kegiatan comdev dilakukan antara lain melalui: Ekonomi (peningkatan pendapatan, perbaikan

jalan, sarana pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah), Pendidikan dan Kebudayaan




Secara umum, CSR dilakukan antara lain berdasarkan Undang-undang No. 40/2007 tentang

Perseroan Terbatas, disamping UU lainnya seperti UU sektoral. Untuk sektor ESDM dasar

hukum sektoral antara lain UU Migas, UU Pertambangan Mineral dan Batubara dan Peraturan

Pelaksananya.

Untuk Badan Usaha Milik Negara (BUMN) selain kewajiban CSR, terdapat kewajiban lainnya

yaitu Program Kemitraan dan Bina Lingkungan (PKBL). Hal tersebut diatur berdasarkan

Peraturan Menteri BUMN No. Per-05/MBU/2007 tentang Program Kemitraan BUMN dengan

Usaha Kecil dan Program Bina Lingkungan. Di dalam Permen tersebut dijelaskan bahwa

besarnya Program Kemitram (PK) yaitu max 2% dari penyisihan laba setelah pajak. Sedangkan

besarnya program Bina Lingkungan (BL) yaitu BL max 2% dari penyisihan laba setelah pajak.

Perbedaan PKBL dan CSR, yaitu: PKBL mengacu pada Permen BUMN No. 05 tahun 2001 dan

CSR mengacu pada UU No. 40 tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas dimana besarnya tidak

secara spesifik disebutkan pada UU tersebut. Terkait dengan sumber dananya, PKBL bersumber

dari profit sedangkan CSR bersumber dari operational budget. Sedangkan dari sisi pelaporan,

PKBL dilaporkan kepada Menteri BUMN sedangkan CSR dilaporkan ke Presiden Director dan

CEO.

Pada tahun 2011 realisasi dana Comdev dan CSR sektor ESDM yang digunakan untuk

pengembangan Masyarakat dan untuk mendukung kegiatan-kegiatan sangat penting di

masyarakat melampaui target yang telah ditetapkan sebesar 106%, yaitu dari target 1,6 Triliun

realisasinya mencapai Rp 1,7 Triliun. Dana Comdev dan CSR ini berasal dari perusahaan

pertambangan umum, perusahaan migas dan perusahaan listrik.

Dana Comdev dan CSR ini selalu meningkat dari tahun ke tahun yang menunjukkan perhatian

yang berkelanjutan terhadap pengembangan kehidupan masyarakat.

Secara rinci, table di bawah ini memperlihatkan peningkatan dana Comdev dan CSR pada tahun

2009 sampai dengan 2011.


Tabel 5.45Penggunaan Dana Comdev dan CSR Sektor ESDM

Corporate Social Responsibility (CSR) Sub Sektor Mineral dan batubara

Pada tahun 2011 ini, realisasi penggunaan dana CSR pada sub sector mineral, batubara, dan air

tanah adalah sebesar Rp 1.391 Milyar atau 116% bila dibandingkan dengan target sebesar 1.200

Milyar. Realisasi tahun 2011 ini juga jauh melebihi dari realisasi di tahun 2009 sebesar Rp 952

Milyar, atau terjadi peningkatan sebesar 46%. Dana CSR ini digunakan untuk kegiatan bagi hasil

daerah penghasil pertambangan umum; Pengelolaan air tanah; dan Pengembangan briket

batubara dan mineral.

Pada tahun 2011, secara rutin dilakukan kunjungan ke perusahaan, dalam rangka pembinaan

dan pengawasan pelaksanaan CD serta sebagai bahan evaluasi. Dari evaluasi tersebut,

Pelaksanan Program CD masih terdapat Kendala di dalam implementasinya, antara lain, belum

adanya aturan atau prosedur baku yang dapat menjadi acuan perusahaan untuk melakukan

kegiatan atau program CD, yang sesuai dengan kondisi dan kebutuhan masyarakat sekitar

tambang. Upaya-upaya yg dilakukan antara lain, melakukan sosialisasi dan evaluasi terhadap

perusahaan PKK dan PKP2B didalam pelaksanaan CD dan menyusun Kepmen tentang

pelaksaan CD pada perusahaan tambang.

Tabel 5.46Pertumbuhan Anggaran Community Development

Sub Sektor Mineral dan Batubara

No. Perusahaan

2009 (Rp Miliar)

2010(Rp Miliar)

2011 (Rp Miliar)


1. Perusahaan Migas 215.5 425.0 266 178 67%

2. Perusahaan Listrik 94.0 90.3 99 89 90%

3. Perusahaan Pertambangan Umum

1,002.4 952.2 1.200 1.391 116%

TOTAL 1,311.9 1,467.5 1.565 1.658 106%



Pertumbuhan anggaran untuk community development mengalami pertumbuhan yang positif

sebesar 8%/tahun. Anggaran community development untuk BUMN dalam kurun waktu lima

tahun terakhir sebesar 127%. Anggaran community development untuk PKP2B dalam kurun

waktu lima tahun terakhir sebesar 16% dan Anggaran community development untuk KK dalam

kurun waktu lima tahun terakhir sebesar 4%. Anggaran community development untuk tahun

2011 lebih rendah dari tahun 2010 dikarenakan data tahun 2011 belum semuanya masuk dan

ditjen minerba masih menginput data tersebut.

Program CSR yang dijalankan perusahaan, yaitu :

a. Hubungan Masyarakat, berupa Keagamaan, Sosial, Budaya dan Olahraga

b. Pelayanan Masyarakat, berupa Bantuan Bencana Alam dan Donasi/Charity/Filantropi

c. Pemberdayaan Masyarakat, berupa Kesehatan, Pendidikan, Ekonomi dan Agriculture

d. Pengembangan Infrastruktur, berupa Sarana, seperti Sarana Ibadah, Sarana Umum, Sarana

Kesehatan, dll.

Corporate Social Responsibility (CSR) Subsektor Minyak dan Gas Bumi

Di sektor energi dan sumber daya mineral, community development (comdev) merupakan

bagian dari tanggung jawab korporat (corporat social responsibility) yang merupakan komitmen

bisnis untuk berkontribusi dalam pembangunan ekonomi berkelanjutan, bekerja dengan para

karyawan perusahaan, keluarga karyawan tersebut berikut komunitas setempat dan


Realisasi CSR subsektor Migas pada tahun 2011 adalah sebesar Rp 178,4 Milyar, angka ini jauh

dibawah target yang ditetapkan yaitu sebesar Rp 266,4 Miliar atau hanya mencapai 67%. Begitu

pula jika dibandingkan dengan realisasi tahun 2010 menurun sangat drastis yaitu dari sebesar

Rp 425 Milyar menjadi Rp 178,4 Milyar.

Dana CSR sebesar Rp 178,4 Milyar ini digunakan untuk kerjasama PT Pertamina dengan KUD

dalam pengelolaan sumur tua;

Program Pembangunan

Jaringan Gas Bumi untuk

rumah tangga, transportasi

dan usaha kecil; dan

Pengembangan industri

penunjang migas dalam negeri.

Kegiatan comdev dilakukan

antara lain melalui kegiatan

ekonomi (peningkatan

Gambar 5.45. Pengelolaan Sumur Tua


pendapatan, perbaikan jalan, sarana pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah),

pendidikan dan kebudayaan (kelompok usaha, pelatihan, perencanaan), kesehatan (kesehatan

terpadu, air bersih), lingkungan (penanaman bakau, reklamasi) dan lainnya (kegiatan sosial,

penyuluhan, pembangu-nan sarana olah raga). Besarnya dana comdev sub sektor migas pada

tahun 2012 direncana-kan sebesar Rp 392,6 miliar.

Corporate Social Responsibility (CSR) Sub Sektor Kelistrikan dan pengembangan Energi Baru

Terbarukan (EBT)

Penggunaan dana CSR di Sub Sektor Kelistrikan dan pengembangan EBT pada tahun 2011

adalah sebesar Rp 89 Milyar, dibandingkan dengan realisasi di tahun 2010 Dana CSR untuk Sub

Sektor kelistrikan mengalami sedikit penurunan sebesar 1,4% yaitu dari Rp 90,3 Milyar ditahun

2010 menjadi Rp 89 Milyar di tahun 2011.

Dana CSR ini digunakan untuk pembangunan Listrik Pedesaan (PLTS, PLTB, PLTMH);

Memberikan kesempatan kepada UKM untuk pembangkitan energi terbarukan dengan

kapasitas 1 MW (Skala kecil) dan 1-10 MW (Skala menengah); membangun Desa Mandiri Energi

(DME); dan Pengembangan Bahan Bakar Nabati; serta Pengembangan Biomassa. Disamping

itu dana CSR ini juga digunakan untuk Ekonomi (peningkatan pendapatan, perbaikan jalan,

sarana pertanian, pembangunan/perbaikan sarana ibadah), Pendidikan dan Kebudayaan




Grafik 5.28. Kegiatan CSR Sub Sektor Ketenagalistrikan



3. Jumlah jaringan distribusi l istrik(kms) dan gardu distribusi l istrik.

Pembangunan daerah juga dilakukan melalui program listrik perdesaan (lisdes), yaitu melalui

pembangunan Gardu Distribusi dan Jaringan Distribusi. Pada tahun 2011, realisasi

pembangunan gardu distribusi tercapai sesuai dengan target yaitu 369,6 MVA atau 100%.

Angka ini meningkat tajam bila dibandingkan dengan realisasi di tahun 2010, yaitu mencapai

800%.

Demikian pula dengan pembangunan jaringan distribusi, di tahun 2011 realisasi melebihi target,

yaitu sebesar 17.306 Kms atau 109,4%. Jika dibandingkan dengan realisasi tahun 2010 juga

mengalami peningkatan yag sangat besar yaitu dari 5.674 Kms di tahun 2010 menjadi 17.306

Kms di tahun 2011 atau meningkat sebesar 300%.

Secara rinci target dan realisasi pembangunan gardu dan jaringan distribusi dapat dilhat pada

tabel dibawah ini.

Tabel 5.47Pembangunan Gardu dan Jaringan Distribusi

Indikator Kinerja Satuan Realisasi 2010

2011


1. Gardu Distribusi MVA 45 370 369,6 99,9%

2. Jaringan Distribusi Kms 5.674 15.813 17.306 109,4%

Gambar 5.46. Kegiatan CSR Sub Sektor Ketenagalistrikan


4. Desa Mandiri Energi

Desa Mandiri Energi (DME) adalah desa yang dapat menyediakan energi bagi desa itu sendiri

sehingga bisa membuka lapangan kerja, mengurangi kemiskinan dan menciptakan kegiatan-

kegiatan produktif. Desa Mandiri

Energi (DME) merupakan

terobosan dalam mendukung

diversifikasi energi dan

penyediaan energi daerah.

Desa Mandiri Energi (DME)

merupakan program yang baru

diluncurkan pada tahun 2007 dan

merupakan terobosan dalam

mendukung diversifikasi energi

dan penyediaan energi daerah

perdesaan. Program ini terdiri dari

DME berbasis Bahan Bakar Nabati

(BBN) dan non-BBN. DME



setempat antara lain mikrohidro, angin, surya dan biomassa.

Pemenuhan kebutuhan sumber

energi mandiri bagi desa-desa di

Nusantara terus ditingkatkan agar

program ini memberikan manfaat

langsung berupa kemandirian energi

dan peningkatan ekonomi perdesaan

melalui pemberdayaan potensi

daerah.

Pada tahun 2011 direncanakan

pembangunan DME sebanyak 50

desa, yang terdiri dari 35 DME

berbasis non-BBN dan 15 DME

berbasis BBN. Sampai dengan akhir

Desember 2011, seluruh pembangunan DME tersebut dapat terselesaikan, bahkan sedikit

melebihi target, yaitu 51 DME karena adanya pengalihan jenis fisik dari PLT Mikrohidro menjadi

PLT Pikohidro (2 unit). Sehingga total DME yang telah dibangun sejak tahun 2009 sebanyak 191

DME.

Pembangunan DME tahun 2011 dilaksanakan di 17 Propinsi yang mencakup: DME berbasis

Singkong di 6 lokasi (5 propinsi), DME berbasis Nipah di 3 lokasi (2 propinsi), DME berbasis

Biomassa di 3 lokasi (1 propinsi), DME berbasis Biogas di 8 propinsi, DME berbasis PLTMH di 8

propinsi, DME berbasis PLT Pikohidro di 2 propinsi, DME yang menggunakan peralatan

kegiatan produktif sebanyak 9 propinsi.

Gambar 5.47. Unit Pengolah bioethanol kapasitas 400 l/hari Desa

Gandang Barat, Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah

Gambar 5.48. Unit Pengolah bioethanol kapasitas 400 l/hari Desa Gandang Barat, Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah



S

Secara rinci lokasi DME yang berhasil diwujudkan di tahun 2011 ini dapat dilihat pada tabel berikut:

Tabel 5.48

Desa Mandiri Energi (DME) berbasis BBN

No Provinsi Kabupaten Kecamatan Desa

DME BERBASIS NIPAH

1 Kalimantan Barat Pontianak Mempawah Hilir Pasir

2 Riau Bengkalis Siak Kecil Lubuk Muda3 Riau Bengkalis Bantan Pambang

DME BERBASIS BIOMASSA

4 Riau Indragiri Hilir Keritang Sencalang5 Riau Siak Dayun Suka Mulya6 Riau Indragiri Hilir Kempas Harapan Tani

DME BERBASIS SINGKONG

7 Jawa Tengah Boyolali Banyuono Cipangan

8 Jawa Barat Bekasi Tambun Selatan Sumber Jaya9 Kalimantan Barat Kubu Raya Sei Raya Kel. Sei Raya10 Kalimantan Tengah Pulang Pisau Maliku Gandang Barat11 Sulawesi Barat Mamuju Utara Pasang Kayu Karya Bersama

12 Sulawesi Barat Mamuju Utara Babalamotu PolewaliDME BERBASIS BIOGAS

13 NTB Lombok Tengah Batu Keliang Utara Lantan14 NTB Lombok Utara Tanjung Sigar & Tegal15 NTB Lombok Barat Narmada Sesaot16 NTB Lombok Timur Aikmel Kalijaga Timur17 NTB Lombok Timur Selong Kelayu Jorong18 Jawa Tengah Sragen Sambirejo sukorejo19 Jawa Tengah Sragen Sambirejo Jambeyan20 Jawa Tengah Sragen Sambirejo Jetis21 Bali Bangli Kintamani Batur Selatan

Gambar 5.30. Peta Lokasi DME BBN dan Non BBN

Kementerian Energi dan Sumber Daya MineralDirektorat Jenderal EnergiBaru Terbarukan danKonservasi Energi


Riau3 lokasi

Riau1 lokasi

Kalteng1 lokasi

Sulut1 lokasi

DME BBN (SINGKONG)

PETA SEBARAN DME BBN 2011

Kalbar1 lokasi

Kalbar1 lokasi

Sulbar1 lokasi

DME BBN (NIPAH)

DME BBN (BIOMAS)

DME IMPLEMENTASI

BIOGAS RT

Jabar1 lokasi

Jateng1 lokasi

NTB1 lokasi

DIY1 lokasi

Riau2 lokasi

Kementerian EnergidanSumberDayaMineralDirektoratJenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi


Sumut

Lampung

Jatim NTB

Kalteng

Kalsel

Sulut

Gorontalo

Sulteng

DME PLTMH

PETA SEBARAN DME NON BBN 2011

NTTJabar

Sulsel

Sultra

Papua

Riau

Maluku

Kalbar

Bengkulu

DME ARUS LAUT

PENGADAAN DAN PEMASANGAN PERALATAN PRODUKTIF

NTT

Sumut

Lampung

2 lokasi

Sumsel

Bangka Belitung

Jabar

Jateng

Sulteng

Sulbar

NTB



22 Lampung Metro Metro Selaras Rejomulyo23 Lampung Lampung Barat Ngambur Pekon Gedong Cahaya24 Lampung Pesawaran Padang Cermin Pesawaran Indah25 Lampung Tanggamus Air Naningan Sinar Jawa26 Jawa Barat Sumedang Pamulihan Haurgombong27 Jawa Barat Ciamis Purwadadi Karangpaningal

28 DIY Sleman Cangkringan Umbulharjo

29 NTT Sumba Barat Daya Laura Lete Kendo30 NTT Sumba Barat Daya Kodi Utara Bukambero31 NTT Sumba Barat Daya Kodi Utara Rama dana

Tabel 5.49Desa Mandiri Energi (DME) berbasis Non BBN


1 PLTMH Dulamayo, Gorontalo Gorontalo Telaga Dulamayo

2 PLTMH Harumandala, Ciamis, Jawa Barat

Ciamis Cigugur Harumandala

3 PLTMH Tumbang Lapan, Gunung Mas, Kalteng

Gunung Mas Tumbang Miri Tumbang Lapan

4 PLTMH Nirmala, Ngada, NTT Ngada Golewa Nirmala

5 PLTMH Tetebatu, Lombok Timur, NTB

Lombok Timur

Sikur Tetebatu

6 PLTMH Laine, Sangihe, Sulawesi Utara

Sangihe Manganituv Selatan Laine

7 PLTMH Lamontoli, Morowali, Sulawesi Tengah

Morowali Bungku Selatan Lamontoli

8 PLTMH Hasinggahan, Samosir, Sumatera Utara

Samosir Sianjur Mula-Mula Hasinggahan

9 Peralatan Produktif di Sumatera Utara

Tapanuli Selatan

Saipar Dolok Hole Huta Tonga Turunan

10 Peralatan Produktif di Jawa Tengah Pekalongan Petungkriono Tlogopakis

11 Peralatan Produktif di Sulawesi Barat

Mamasa Sumarorong Batanguru

12 Peralatan Produktif di Lampung (Lokasi di Kab. Lampung Utara)

Lampung Utara

Tanjung Raja Sukasari

13 Peralatan Produktif di Sumatera Selatan

Muara Enim Semendo Darat Tengah

Rekimai Jaya

14 Peralatan Produktif di Bangka Belitung

Bangka tengah

Lubuk Besar Perlang

15 Peralatan Produktif di Nusa Tenggara Barat

Lombok Barat

Lingsar Murpeji, Desa Dasan Geria

16 PLT Pikohidro Wanarata, Banjarnegara di Jawa Tengah

Banjarnegara Susukan Dusun Wanarata, Desa Gumelem Kulon

17 PLT Pikohidro Jombok, Banjarnegara di Jawa Tengah

Banjarnegara Punggelan Dusun Jombok, Desa Petuguran

18 Peralatan Produktif di Dusun Gringging, Kecamatan

Banjarnegara Pagedongan Dusun Gringging, Desa




Pagedongan, Jawa Tengah Pesangkalan

19 Peralatan Produktif di Dusun Wanarata, Kecamatan Susukan, Jawa Tengah

Banjarnegara Susukan Dusun Wanarata, Desa Gumelem Kulon

20 Peralatan Produktif di Dusun Jombok, Kecamatan Punggelan, Jawa Tengah

Banjarnegara Punggelan Dusun Jombok, Desa Petuguran

5. Jumlah sumur bor daerah sulit air.

Program pembangunan daerah lainnya, yang bersentuhan langsung dengan masyarakat adalah

program penyediaan air bersih melalui pemboran air tanah. Program tersebut dilakukan sejak

tahun 1995 melalui pendanaan dari APBN. Sejak dimulainya program pengeboran air tanah

tersebut, lebih dari satu juta jiwa telah menikmati ketersediaan air bersih ini.

Pada tahun 2011 Kementerian ESDM menargetkan sebanyak 260 lokasi titik bor yang dapat

direalisasikan, yang terdiri dari 255 titik/lokasi pemboran air sumur dalam dan 5 titik/lokasi

pemboran sumur pantau, untuk memenuhi kebutuhan air bersih di daerah sulit air. Pelaksanaan

kegiatan pem-boran tersebut menghasikan total debit air sebesar 2.256,12 liter/jam dengan

peruntukan sebanyak 626.700 Jiwa didaerah sulit air/desa tertinggal.

Dengan demikian, selama periode 1995 sampai dengan 2011 ini, total pemboran air tanah yang

telah dilakukan sebanyak 784 titik yang tersebar di seluruh Indonesia dengan peruntukan bagi

sekitar 1,8 juta jiwa. Perkembangan jumlah titik bor air tanah dan masyarakat yang dapat

menikmati air bersih sejak tahun 1995

Jumlah lokasi Lokasi 100 255 255 784

Jumlah peruntukan Jiwa 251.200 626.700 626.700 1.807.673

Uraian Satuan

2011

Realisasi Rencana RealisasiKumulatif

s.d. Des 2011

2010

Tabel 5.50Jumlah Lokasi Pengeboran Air TanahTahun 2011


sampai dengan 2011, seperti grafik di bawah ini.

Lokasi Jumlah

1. Banten2. Jawa Barat3. Jawa Tengah4. Jawa Timur5. D.I Yogyakarta6. Nagroe Aceh Darusalam7. Sumatera Barat8. Sumatera Utara9. Riau10. Kepulauan Riau11. Sumatera Selatan12. Jambi13. Lampung14. Nusa Tenggara Barat 15. Nusa Tanggara Timur16. Kalimantan Barat17. Kalimantan Selatan18. Kalimantan Timur19. Sulawesi Selatan20. Sulawesi Tenggara21. Sulawesi Barat22. Maluku Utara23. Maluku24. Papua25. Papua Barat

16 lokasi20 lokasi44 lokasi38 lokasi15 lokasi7 lokasi4 lokasi

11 lokasi6 lokasi2 lokasi7 lokasi1 lokasi

12 lokasi14 lokasi26 lokasi8 lokasi1 lokasi2 lokasi6 lokasi4 lokasi1 lokasi1 lokasi1 lokasi6 lokasi2 lokasi

DKI Jakarta (lokasi sumur pantau)

5 Lokasi

0

50

100

150

200

250

300

6 6 614

5 3 3 2

2434 28

6172

139

26

100

255

JUM

LA

H P

EN

GE

BO

RA

N

Jumlah Titik Pengeboran Air TanahTabel 5.51

Lokasi Pemboran Air TanahTahun 2011

Grafik 5.29. Jumlah Titik Pengeboran Air Tanah

Grafik 5.30. Jumlah Masyarakat yang Dapat Menikmati Air Bersih



Grafik 5.25. Kebijakan dan Volume BBM bersubsidi

(KEBIJAKAN DAN VOLUME)

KEBIJAKAN SUBSIDI BBM

No JENIS BBM TAHAP I TAHAP II TAHAP IIITAHAP IV

(2010?)

1 M. Tanah S S S S

2 Premium S S S NS

3 M. Solar S S S NS

4 M. Diesel S S N S N S

5 M. Bakar S S NS NS

6 Avtur S NS NS NS

7 Avgas S NS NS NS

No JENIS BBM TAHAP I TAHAP II TAHAP IIITAHAP IV

(2010?)

1 M. Tanah S S S S

2 Premium S S S NS

3 M. Solar S S S NS

4 M. Diesel S S N S N S

5 M. Bakar S S NS NS

6 Avtur S NS NS NS

7 Avgas S NS NS NS

S = SubsidiNS = Non Subsidi

2009

VOLUME BBM BERSUBSIDI

2006 2009 2010 ( ? )

BBM Non -Subsidi

BBM Subsidi

BBM bersubsidi: 100.000 kL M. Tanah

60

40

20

0

Ju

ta K

L

VOLUME BBM BERSUBSIDI

2006 2009 2010 ( ? )

BBM Non -Subsidi

BBM Subsidi

BBM bersubsidi: 100.000 kL M. Tanah

60

40

20

0

Ju

ta K

L

BBM -SUBSIDI (KEBIJAKAN DAN VOLUME)

Tujuan V : Terwujudnya pengurangan beban subsidi BBM dan Listrik

Sebagaimana diketahui subsidi energi yang terdiri dari subsidi untuk BBM/LPG dan listrik masih

diterapkan dalam rangka mendukung daya beli masyarakat dan aktivitas perekonomian.

Besarnya subsidi BBM/LPG bervariasi tiap tahunnya, tergantung dari kuantitas konsumsi dan

fluktuasi harga minyak. Adapun subsidi untuk LPG dimulai saat diterapkannya program konversi

minyak tanah ke LPG tahun 2007.



Pemanfaatan Dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain. BBN juga

dicampurkan dengan BBM bersubsidi, dimana untuk BBN jenis biodiesel dicampurkan dengan

minyak solar dan bioetanol dengan bensin Premium.

Kebijakan subsidi BBM yang terdiri dari 3 jenis; yaitu Premium, Minyak tanah dan Solar

dilaksanakan secara bertahap, dimana saat ini jumlah dan jenis BBM yang disubsidi semakin

sedikit yaitu minyak tanah, bensin, premium, dan solar. Volume minyak tanah bersubsidi mulai

dikurangi tiap tahunnya seiring dengan diterapkannya program konversi minyak tanah ke LPG.

Selain itu, pengawasan

peruntukan minyak tanah terus

membaik dengan adanya kartu

kendali minyak tanah. Adapun

dalam rangka jaminan pasokan

BBM, untuk wilayah yang telah

dilakukan konversi minyak

tanah ke LPG, minyak tanah

tetap dijual dengan harga

keekonomian.

Pelaksanaan pendistribusian

BBM bersubsidi dilaksanakan

oleh PT Pertamina selaku

badan usaha yang

mendapatkan Penugasan

Penyediaan dan Pendistribusian

BBM bersubsidi (Public Service

Obligation/PSO), dan untuk tahun 2010 dan 2011, PT AKR Corporindo dan PT Petronas Indonesia

ikut mendampingi PT Pertamina dalam menyalurkan BBM bersubsidi untuk beberapa wilayah di


luar Jawa Bali meskipun dengan volume yang kecil.

Terkait dengan subsidi LPG, sampai dengan bulan Juli 2010 telah dibagikan sebanyak 45,6 juta

paket perdana kepada rumah tangga dan usaha mikro. Sampai dengan akhir 2010, telah

diprogramkan untuk membagikan sebanyak 52,9 juta paket perdana. Sedangkan untuk tahun

2011 direncanakan akan didistribusikan sebanyak 3,82 juta paket perdana.

Di sub sektor ketenaga-listrikan, dilaksanakan pengelompokan pelanggan dimana untuk

pelanggan kelompok Sosial (S-1 sampai dengan S-3), Rumah Tangga (R-1 dan R-2), Bisnis (B-1

sampai dengan B-3 ), Industri (I-1 sampai dengan I-4), Pemerintah (P-1 dan P-2), berlaku harga

jual di bawah harga Biaya Pokok Produksi (BPP), artinya hampir seluruh pelanggan listrik masih

mendapatkan subsidi.

Dalam rangka mengurangi beban subsidi BBM dan Listrik, ditetapkan 1 (satu) sasaran dalam

tahun 2010, yaitu sebagai berikut:

Sasaran 9. Terwujudnya pengurangan beban subsidi BBM dan Listrik




Tabel 5.52Indikator Sasaran 9


1. Jumlah subsidi BBM, BBN dan LPG Rp Triliun 129,7 168,2 70,3%

Ribu KL 40,49 41,42 97,7%

2. Jumlah subsidi Listrik Rp Triliun 65,6 93,3 57,8%

Salah satu hasil akhir yang ingin dicapai oleh Kementerian ESDM adalah berkurangnya subsidi

BBM dan listrik guna mengurangi beban APBN. Dari tabel diatas, dapat dilihat bahwa pada

tahun 2011 ini realisasi subsidi energi yang terdiri dari BBM, LPG dan listrik keseluruhannya

masih di bawah target yang ditetapkan. Perkembangan besarnya subsidi energi selama 6 tahun

terakhir, terlihat pada grafik dibawah ini.



1. Subsidi BBM & LPG

Sebagaimana diketahui, bahwa BBM bersubsidi terdiri dari 3 jenis; yaitu Premium, Minyak

tanah dan Solar. Kuota volume BBM bersubsidi 2011 berdasarkan APBN 2011 dialokasikan

sebesar 38,59 juta Kilo Liter (KL) dan mengalami perubahan berdasarkan APBN-P 2011

menjadi 40,49 juta KL.

Pelaksanaan pendistribusian BBM bersubsidi dilaksanakan oleh PT Pertamina selaku badan

usaha yang mendapatkan Penugasan Penyediaan dan Pendistribusian BBM bersubsidi

(Public Service Obligation/PSO), dan untuk tahun 2010 dan 2011, PT AKR Corporindo dan PT

Petronas Indonesia ikut mendampingi PT Pertamina dalam menyalurkan BBM bersubsidi

untuk beberapa wilayah di luar Jawa Bali meskipun dengan volume yang kecil. Sebagai

gambaran, untuk tahun 2011 dari kuota BBM bersubsidi sebesar 40,49 juta kilo liter, PT AKR

mendapat alokasi untuk mendistribusikan BBM bersubsidi sebesar 0,25% dan Petronas

sebesar 0,05%, selebihnya sebesar 99,69% didistribusikan oleh PT Pertamina.

Realisasi volume BBM bersubsidi s.d. November 2011 sebesar 38 juta KL dan sampai dengan

akhir Desember 2011 diperkirakan mencapai lebih dari 41 juta KL.

Over kuota terjadi pada jenis BBM Premium dan Solar berturut-turut sekitar 3% dan 0,1%

yang disebabkan antara lain karena pertumbuhan jumlah kendaraan di atas rata-rata,

tingginya harga minyak dunia yang menyebabkan disparitas harga BBM bersubsidi dengan

non-subsidi sehingga memicu konsumen bermigrasi dari BBM non-subsidi ke BBM

bersubsidi dan penyalahgunaan BBM utamanya ke industri. Sedangkan untuk minyak tanah,

telah berhasil dilakukan penghematan konsumsi sebesar 3,4% dari kuota APBN-P. Hal

Grafik 5.31. Perkembangan Subsidi BBM/LPG dan Listrik


tersebut utamanya karena berhasilnya program konversi minyak tanah ke LPG.

Secara rinci, tabel di bawah ini menunjukkan perbandingan realisasi subsidi energi tahun

2010 dengan tahun 2011.

U r a ia n 2 0 1 02 0 11

Ta r g e t R e a l is a s i C a p a ia n

Vo lu m e B B M + B B N(J u ta K ilo L ite r )

3 8 ,5 9 4 0 ,4 9 4 1 ,2 4 9 7 ,7 %

• P re m iu m /B io e th a n o l 2 3 ,1 9 2 4 ,5 4 2 5 ,3 3 9 6 ,8 %

• K e ro s e n e 2 ,3 2 1 ,8 0 1 ,7 4 1 0 3 ,3 %

• S o la r/B io d ie s e l 1 3 ,0 8 1 4 ,1 5 1 4 ,1 7 9 9 ,9 %

IC P (U S $ /b b l) 8 0 9 5 1 1 1 ,8

S u b s id i (R p T r iliu n ) 9 5 .9 1 1 2 9 .7 2 1 6 8 .2 6 7 0 ,3 %

K u r s (R p / 1 U S $ ) 9 .2 5 0 8 7 0 0 8 .7 3 4

Pada tahun 2011 realisasi subsidi energi sebesar Rp. 168,26 triliun atau melebihi dari kuota

yang ditargetkan sebesar Rp. 129,72 triliun. Jika dibandingkan dengan realisasi tahun 2010, di

tahun 2011 ini jumlah subsidi energi mengalami kenaikan yang sangat besar yaitu mencapai

75%.

Untuk mengupayakan pendistribusian BBM tepat sasaran dan tepat volume dilakukan

upaya-upaya antara lain: Peningkatan pengawasan bersama aparat penegak hukum dan

Pemda, melakukan investigasi (capulbaket) di lapangan dan memberikan sanksi/penegakan

hukum terhadap APMS dan SPBU yang menyimpang, dan penguatan kelembagaan.

Tabel 5.37Rencana dan Realisasi Volume BBM Bersubsidi

Grafik 5.32. Kuota dan Realisasi Konsumsi BBM PSO 2011



Selain itu, pada tanggal 19 Agustus 2011 telah dilakuan MoU atau Keputusan Bersama

antara Menteri ESDM dengan Menteri Dalam Negeri antara lain mencakup peran dan

tanggung jawab Pemda dalam perencanaan kebutuhan BBM bersubsidi dan pengawasan

pendistristribusiannya.

Pemerintah juga terus melakukan

sosialisasi dan himbauan kepada

masyarakat untuk tidak menggunakan

BBM bersubsidi, termasuk sosialisasi

volume BBM bersubsidi kepada masing-

masing Pemerintah Daerah

kabupaten/kota. Telah dilakukan

pembukaan outlet SPBU Non subsidi di 21

lokasi di DKI, Kalimantan, Sumatera dan

Sulawesi terutama di daerah yang berada

di jalur angkutan industri tambang dan

perkebunan.

Dalam rangka memantapkan persiapan

pelaksanaan pengaturan BBM bersubsidi,

pada tanggal 31 Maret 2011 dilakukan

sosialisasi untuk Kapolda/Kapolsek se-

Jabodetabek dan sekitarnya di

Kementerian ESDM. Pertemuan kali ini

dimaksudkan untuk lebih memantapkan

Gambar 5.49. Penandatanganan MoU Tentang Koordinasi Pelaksanaan Pembinaan dan Pengawasan Penyelenggaraan Urusan Pemerintahan Bidang ESDM

Gambar 5.50. Sosialisasi penggunaan alat kendali (RFID) pada kendaraan angkutan umum, di

Terminal Bus Senen, 20 Oktober 2011


pemahaman atas kebijakan pengaturan BBM bersubsidi, pola pengawasan dan

operasionalnya.

Dalam rangka implementasi program pengaturan BBM bersubsidi yang rencananya

dilaksanakan pada tahun 2012, dilakukan persiapan-persiapan antara lain:

Telah dilakukan Kajian pengaturan BBM bersubsidi yang dilakukan oleh konsorsium

Perguruan Tinggi (UGM, ITB, dan UI) yang hasilnya telah disampaikan kepada Komisi VII

DPR-RI pada Maret 2011.

Telah dibentuk 5 (lima) Pokja; yaitu: Pokja Penyiapan Infrastruktur, Pokja Pengawasan,

Pokja Sosialisasi, Pokja Regulasi, dan Pokja Sosial Ekonomi.

Sejak Desember 2010 Pemerintah secara rutin melakukan rapat koordinasi persiapan

pengaturan BBM bersubsidi dengan melibatkan Bappenas, Kemenkeu, Kemenhub,

Kemkominfo, Kemendagri, POLRI, beberapa Pemda, BPH Migas, PT Pertamina

(Persero).

Pada tahun 2011 ini dilaksanakan pemasangan alat kendali (Radio Frequency

Identification Device/RFID) pada sekitar 1.000 angkutan umum (Angkot) di Jakarta,

trayek Senen-Kampung Melayu. Uji coba RFID tersebut pertama kali dilakukan pada

tanggal 25 Agustus 2011 di SPBU Nomor 3413102 di daerah Matraman. Untuk tahun

2012 direncanakan pemasangan alat kendali untuk 30.000 kendaraan di beberapa kota

besar di Jawa Bali.

Pada tanggal 25 April 2011 KESDM melakukan Pelatihan Tenaga Penyuluh Lapangan

Pengaturan BBM Bersubsidi bagi

Supervisor SPBU di Wilayah Jakarta. Hal

tersebut dimaksudkan untuk lebih

memantapkan kemampuan petugas SPBU

sehingga dapat memberikan pemahaman

kepada masyarakat atau pengguna BBM

pada umumnya, mengenai jenis-jenis BBM

yang ada termasuk adanya BBM Bersubsidi

dan Non Subsidi dan pemanfaatan BBM

Bersubsidi serta penggunaan BBM sesuai

spesifikasi mesin kendaraan.

Gambar 5.51. Pelatihan Tenaga Penyuluh Lapangan Pengaturan BBM Bersubsidi bagi Supervisor SPBU di Wilayah Jakarta

di KESDM 25 April 2011



Dalam rangka menuju pemanfaatan BBM subsidi yang tepat volume dan tepat sasaran, pada

tanggal 20 Oktober 2011 juga telah dilakukan Uji Coba Penggunaan Alat Kendali di Terminal

Bus Senen. Hal ini merupakan rangkaian kegiatan untuk persiapan pelaksanaan pengaturan

BBM bersubsidi dengan tujuan menguji kehandalan sistem alat kendali RFID (Radio Frequency

Identification) dan untuk memetakan

pola konsumsi BBM khususnya untuk

angkutan umum.

Uji coba ini rencananya akan

dilaksanakan dengan memasang RFID

Tag pada Mikrolet sejumlah 3.000 unit,

dan memasang perangkat alat di 4 SPBU

di Jakarta. Untuk tahap awal pada

tanggal 25 Agustus 2011, telah

dilaksanakan peresmian uji coba alat

kendali RFID di SPBU Nomor 3413102 di

daerah Matraman. Dalam rangka melanjutkan program konversi minyak tanah ke LPG,

berdasarkan APBN dan APBN-P tahun 2011 direncakanan isi ulang/refill LPG 3 kg sebesar 3,52

juta Metrik Ton. Realisasi distribusi isi ulang/refill sebesar 3,28 juta MT status November 2011 atau

mencapai 98,2% dari target. Program konversi yang telah dilaksanakan sejak tahun 2007 ini,

telah berhasil mendistribusikan paket sebanyak 53.287.342 untuk rumah tangga, dan refill

sebesar 7.997 ribu MT. Nett penghematan setelah dikurangi biaya konversi s.d Juli 2011

mencapai Rp. 37,55 triliun.

Tabel 5.54

Program Konversi Minyak Tanah ke LPG

Uraian Satuan 2007 2008 2009 2010

2011

AkumulasiAPBN/

APBN-PRealisasi

Distribusi

Paket

Perdana

Ribu

Paket

3.976 15.078 24.355 4.715 - - 53.287

Isi

Ulang/Refill

Ribu

MTon

21 547 1.767 2.714 3.522 3.283 7.997

Nett

Penghemata

n

Rp.

Triliun37,55

Gambar 5.52. Uji coba pemasangan RFID sebagian dari rangkaian program Pengaturan BBM bersubsidi, di SPBU

Nomor 3413102, daerah Matraman





BBN sebesar 5% dari total konsumsi energi pada tahun 2025.

Kemudian untuk mendukung Perpres 5 Tahun 2006 tersebut dan dalam rangka diversifikasi

energi, sejak tahun 2008 dilakukan pencampuran BBN dengan BBM dengan persentase

tertentu, sebagaimana Permen ESDM No. 32 Tahun 2008 Penyediaan, Pemanfaatan Dan Tata

Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain. BBN juga dicampurkan dengan

BBM bersubsidi, dimana untuk BBN jenis biodiesel dicampurkan dengan minyak solar dan

bioetanol dengan bensin Premium.

Prospek pengembangan bahan bakar nabati sangat memungkinkan, terutama karena potensi

ketersediaan lahan dan keanekaragaman bahan baku. Namun, untuk mengantisipasi harga

BBN yang terkadang lebih tinggi dibandingkan BBM, maka diperlukan subsidi BBN.

Berdasarkan APBN 2011 dan APBN-P 2011 dialokasikan subsidi BBN, sebagai berikut:





Gambar 5.53. Peta Program Konversi Minyak Tanah ke LPG



Realisasi subsidi BBN untuk tahun 2011 mencapai Rp. 673,15 miliar dengan volume BBN

yang tersalurkan sebesar 336,6 ribu Kilo Liter atau 56% terhadap target tahun 2011.

Sedangkan produksi bioetanol belum dapat direalisasikan sama sekali karena harga indeks

pasar bioethanol terlalu rendah, sehingga tidak ada produsen yang memasok ke Pertamina.

Tabel 5.39Subsidi BBN Tahun 2011 (Kilo Liter)

PRODUK

2011

APBN (KL) APBN-P (KL) Realisasi (KL)Subsidi (Rp.

Miliar)

Bioethanol 4.000 4.000 - -

Biodiesel 600.000 600.000 336.574 673,15

TOTAL 604.000 604.000 673,15

Jumlah subsidi BBM, BBN, dan LPG di tahun 2011 ini mencapai Rp 82,35 Triliun atau 107,4%

dari target yang ditetapkan. Hal tersebut disebabkan karena realisasi subsidi BBM, BBN dan

LPG yang jauh dibawah kuota akibat penguatan nilai kurs rupiah. Jika dibandingkan dengan

jumlah subsidi di tahun 2010, pada tahun 2011 ini jumlah subsidi mengalami peningkatan

yang hampir 2 kali lipat. Hal ini disebabkan oleh meningkatnya jumlah konsumsi BBM akibat

bertambahnya jumlah kendaraan bermotor.

2. Subsidi Listrik

Semenjak berlakunya kebijakan subsidi diperluas, alokasi anggaran dan realisasi subsidi

listrik sangat berfluktuasi dan cenderung meningkat. Akibatnya, komposisi subsidi listrik dari

total subsidi dalam APBN mengalami peningkatan dan menjadi salah satu penyebab

berkurangnya ruang fiskal. Kenaikan harga bahan bakar yang melampaui harga normal

seperti kejadian tahun 2008 mengakibatkan pembengkakan subsidi yang cukup besar

sehingga menimbulkan risiko kerentanan fiscal sustainability.

Pada tahun 2011 ini realisasi subsidi listrik jauh diatas dari jumlah target yang ditetapkan

yaitu mencapai Rp 93,29 Triliun sedangkan targetnya adalah sebesar Rp 65,48 triliun.

Membengkaknya subsidi tahun 2011 ini disebabkan oleh karena beberapa hal, antara lain:

1. Naiknya ICP dari semula 95 USD/barrel menjadi 111 USD/Barrel, kurs semula Rp 8.700

menjadi Rp 8.734;


2. Target pasokan gas sebesar 320 TBTU diperkirakan hanya tercapai sebesar 284 TBTU;

3. Mundurnya COD beberapa PLTU Batubara program 10.000 MW Tahap I, repowering PLTU

Batubara reguler, dan menurunnya capacity factor, sehingga target semula pasokan

batubara sebesar 37 juta ton diperkirakan terealisasi 29 juta ton.

0

20

40

60

80

100

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Rp

Tri

liu

n

Perkembangan Subsidi Listrik Tahun 2005 - 2011

Alokasi

Realisasi

Dasar penghitungan subsidi listrik diilustrasikan seperti gambar di bawah ini:

Grafik 5.28. Perkembangan Target dan Realisasi Subsidi BBM

Gambar 5.55. Dasar Penghitungan Subsidi Listrik

Gambar 5.54. Perkembangan Target dan Realisasi Subsidi Listrik Tahun 2000-2010



Grafik 5.33. Neraca Perdagangan Sektor ESDM

Tujuan VI : Terwujudnya Peran Penting Sektor ESDM Dalam Peningkatan Surplus

Neraca Perdagangan dengan Mengurangi Impor

Sekitar 60% produksi minyak Indonesia dipasok untuk dalam negeri dan dan sisanya sebesar

40% untuk ekspor. Terkait Neraca Minyak Mentah Indonesia, saat ini ekspor sebesar 399 ribu

bph (61%) masih lebih besar dari impor sebesar 254 ribu bph (39%), atau ekspor lebih besar dari

impor (net exporter). Namun, jika impor BBM sebesar 418 ribu barel/hari juga diperhitungkan,

maka balance minyak berubah menjadi ekspor 399 ribu bph (37%) dan impor 672 bph (77%),

sehingga impor lebih besar daripada ekspor (net importer).

Dengan produksi minyak sebesar 945 ribu bph saat ini, sementara konsumsi dalam negeri

sebesar 1.038 ribu bph, maka impor BBM tetap diperlukan. Konsumsi terbesar terjadi pada

sektor transportasi (56%) dan diikuti oleh pembangkit listrik (18%), industri (13,5%) dan rumah

tangga (12,5%).

Sehubungan dengan resesi ekonomi global, dalam konteks perekonomian nasional,

pertumbuhan ekonomi Indonesia tahun 2010 ini masih positif, yaitu 5,5%. Pertumbuhan

ekonomi tersebut didukung oleh dominasi konsumsi domestik, belanja pemerintah yang lebih

tinggi, investasi yang relatif konstan dan pendapatan bersih ekspor (ekspor dikurangi impor)

yang masih positif.

Sektor ESDM selalu mencatatkan

surplus sejak tahun 2005 sampai

dengan 2009. Nilai impor per

tahun adalah antara 54 s.d. 64

persen dari nilai ekspornya,

sehingga neraca perdagangannya

selalu positif.

Pada tahun 2008, surplus dicapai

pada angka yaitu sebesar US$

17,9 miliar, dimana ekspornya

mencapai US$ 50,1 miliar dan

impornya US$ 32,2 miliar.

Demikian juga untuk tahun 2009 ini,

dimana dampak resesi global masih

kuat, meskipun nilai ekspor sektor ESDM menurun, namun nilai impornya juga menurun,

sehingga surplus masih dapat dipertahankan.

NERACA PERDAGANGAN SEKTOR ESDM


Guna mewujudkan Peran Penting Sektor ESDM Dalam Peningkatan Surplus Neraca

Perdagangan dengan Mengurangi Impor, maka dalam tahun 2010 ditetapkan 1 (satu) sasaran

sebagai berikut:

Sasaran 10. Optimalnya Ekspor dan Impor Sektor ESDM





1. Jumlah ekspor minyak mentah Juta barel 135 100,74 74,62%

2. Jumlah ekspor gas MMSCFD 4.153 4.468,2 107,6%

3. Jumlah impor BBM Juta KL 30,06 31,29 95,9%

4. Jumlah impor minyak mentah Juta Barel 90,04 91,48 98,4%

1. Jumlah ekspor minyak mentah

Produksi minyak mentah Indonesia terutama ditujukan untuk memenuhi kebutuhan

domestik, namun sebagian diekspor karena spesifikasinya t idak sesuai dengan kebutuhan

kilang dalam negeri.

Kilang minyak Indonesia dibangun pada saat produksi minyak Indonesia masih sekitar 1,5 juta

BOPD atau di atas kapasitas kilang (1,057 juta BOPD) dan masih dapat memenuhi konsumsi

dalam negeri. Perkembangan selanjutnya menunjukkan bahwa produksi minyak semakin

menurun dan dibawah kapasitas kilang dalam negeri. Sementara konsumsi meningkat namun

peningkatan kapasitas kilang sangat terbatas.

Realisasi ekspor minyak mentah pada tahun 2011 ini mencapai 100,74 juta barel atau lebih

rendah dari jumlah yang ditargetkan yaitu sebesar 135 juta barel atau 74,62%. Begitu pula jika

Tabel 5.56

Indikator Sasaran 10



dibandingkan dengan capaian pada tahun 2010, realisasi ekspor minyak mentah menurun

sebesar 20%, dimana pada tahun 2010 ekspor minyak mentah mencapai 121 juta barel.

Perkembangan ekspor minyak bumi ke berbagai negara sejak tahun 2004 sampai dengan

2011, dapat dilihat pada tabel berikut:

Tabel 5.41Ekspor Minyak Bumi

Tahun

Jepang USA Korea Taiwan Singapura Lainnya

TotalRibu

BarelPangsa

Ribu

BarelPangsa

Ribu

BarelPangsa

Ribu

BarelPangsa

Ribu

BarelPangsa

Ribu

BarelPangsa

2004 52.040 29,1% 11.930 6,7% 42.111 23,5% 6.029 3,4% 8.761 4,9% 57.998 32,4% 178.869

2005 43.628 27,3% 6.256 3,9% 40.108 25,1% 2.639 1,7% 7.612 4,8% 59.459 37,2% 159.703

2006 42.203 26,4% 8.950 5,6% 23.723 14,9% 7.249 4,5% 5.480 3,4% 47.355 29,7% 134.960

2007 45.892 28,7% 4.464 2,8% 18.051 11,3% 3.779 2,4% 7.796 4,9% 55.286 34,6% 135.267

2008 37.724 23,6% 4.740 3,0% 12.289 7,7% 1.981 1,2% 15.083 9,4% 100.778 63,1% 134.872

2009 25.783 16,1% 5.264 3,3% 19.394 12,1% 2.160 1,4% 11.649 7,3% 69.032 43,2% 133.282

2010 23.407 19,3% 4.779 3,9% 17.607 14,6% 1.961 1,6% 10.576 8,7% 62.671 51,8% 121.000

2011* 36.823 36,6% 5.553 5,5% 11.366 11,3% 1.489 1,5% 10.012 9,9% 35.500 35,2% 100.744

Rata-rata

2004-201136.494 25,9% 5.263 4,3% 23.081 15,1% 3.590 2,2% 10.213 6,7% 61.010 40,9% 137.677

Sedangkan neraca minyak bumi dapat dilihat pada gambar di bawah ini:

2 0 0 4 2005 2006 2 0 0 7 2008 2009 2010

Produks i M i n y a k Real i sas i A 1 . 0 9 8 1 . 0 5 9 1 . 0 0 5 954 979 949 945

(1 .150) (1.125) (1 .050) (1 .000) (1.000) (960) (965)

E k s p o r M i n y a k B 4 8 9 4 3 4 369 366 399 321 332

Im por M i n y a k C 4 0 4 3 2 2 317 314 247 311 277

Ref iner i Intake D 1 . 0 1 3 9 4 7 953 902 827 939 890

Im por B B M E 3 3 9 4 5 1 355 410 422 382 407

E k s p o r B B M F 1 7 7 1 1 9 103 120 31 112 8 ,7

P e r b e d a a a n Statist ik G = (D+E -F) – (H) 7 1 1 7 8 168 130 143 153 29

Penjua lan H 1 . 1 0 3 1 . 1 0 2 1 . 0 3 8 1 . 0 6 3 1 . 0 7 5 1 . 056 1 . 2 5 9

Sum ber: Dit jen M i g a s , dio lah o l e h Pusdatin

M B O P D = Ribu Barel Oil per Day

Kete rangan :1 ) H O M C (High O ctane M o g a s C o m ponen t ) 20

( 8 9 0 ,4 )K i lan g

(K a p a s i t a s

1 .1 5 7 M B O P D )

Pasokan BBM

(1.267,9)

Produksi(945)

EksporM inyak Bumi

(-331,5)

E k s p o rB B M

(-8,7)

ImporM inyak Bumi

(276,9 )

ImporBBM

(407,2)

Rumah Tangga55,13 (4%)

I n p u t L a i n n y a 1 )

(1 4 4 )

Pem bangkit Listrik111,3 (9%)

Industri176,6 (14%)

Transportasi 816,4 (65%)

BBM(703,8)

Non BBM(299,8)

Stok(156,9)

Komersial& Lainnnya100,1 (8%)

2. Jumlah ekspor gas bumi

Pasca diterbitkan UU Migas Nomor 22 tahun 2001, direncanakan alokasi gas bumi untuk

domestik mencapai 63,5%, sedangkan alokasi gas bumi untuk ekspor sebesar 36,5%. Hal ini

Gambar 5.56. Neraca Minyak Bumi/BBM


menunjukkan bahwa pada tataran kebijakan dan perencanaan, upaya pengutamaan pasokan

gas bumi domestik sudah berjalan sangat baik. Meskipun saat ini kebijakan alokasi gas untuk

domestik sudah diprioritaskan, namun ekspor gas juga tetap diperlukan untuk mencapai skala

keekonomian dari suatu lapangan gas bumi, mengingat harga gas bumi domestik pada

umumnya lebih rendah dibandingkan untuk ekspor.

Realisasi ekspor gas bumi tahun 2011 menurun sebesar 7,8% bila dibandingkan dengan tahun

2010, yaitu dari sebesar 4.848 MMSCFD menjadi 4.468 MMSCFD yang berasal dari Gas pipa

sebesar 924,5 MMSCFD dan LNG sebesar 3.543,7 MMSCFD. Secara rinci produksi dan

pemanfaatan gas bumi dapat di lihat pada gambar di bawah ini.

Tabel 5.58. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi

MMSCFD (%)

PUPUK 615,3 7,3

KILANG 89,5 1,1

PET. KIMIA 93,5 1,1

KONDENSASI 12,8 0,2

LPG 38,0 0,5

PGN 752,7 8,9

PLN 721,4 8,6

KRAKATAU ST EEL 51,6 0,6

INDUSTRI LAIN** 552,1 6,6

CIT Y GAS 0,20 0,002

PEMAKAIAN SENDIRI 544,6 6,5

SUB TOTAL DOM ESTIK 3.471,9 41,2

FEED KILANG LNG 3.543,7 42,0

LPG - 0,0

GAS PIPA 924,5 11,0

SUB TOTAL EKSPOR 4.468,2 53,0

LOSSES 488,3 5,8

T O T A L 8.428,4 100

DOM ESTIK

EKSPOR



HULU HILIR

Impor/Ekspor Produksi Pengolahan Pemakaian DomestikPenyaluran & Distribusi

Ekspor Gas

Ekspor LNG

915

Produksi

Flaring

506,6

LPG

1.041,7

(own use)

MINYAK

57,2

93,3

Minyak & Kondensat

945 MMBbl

Truk LPG

9.336

Impor LPG

LNG

3.911

= Custody Transfer Point (CTP)

192*

3.911

Rumah Tangga*

520 (92.9%)

Industri*

40 (7.1%)

Pupuk

618 (22.0%)

Pembangkit Listrik

737 (26,2%)

Distributor (PGN)

788 (28,0%)

-Komersial

-Industri

-RT

-Listrik

Petro Kimia

93 (3,3%)

Krakatau Steel

55 (1,9%)

Industri Lain

520 (18.5%)

2.810Pipa Gas

Data 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Rata-rata Prosentase

Produksi Gas bumi 8.279 8.180 8.093 7.686 7.883 8.386 9.336 8.263 50,0

Pemakaian Domestik 3.522 3.563 3.716 3.505 3.769 4.233 4.509 3.831 23,2

Ekspor 4.746 4.615 4.377 4.183 4.114 4.153 4.827 4.431 26,8

Gas Pipa 352 492 443 620 642 806 915 610 13,8

LNG 4.393 4.126 3.934 3.563 3.473 3.347 3.911 3.821 86,2

559*

3. Jumlah impor BBM

Realisasi impor BBM pada tahun 2011 mencapai 31,29 Juta KL, angka ini lebih t inggi dari

jumlah target yang ditetapkan yaitu sebesar 30,06 Juta KL, dengan demikian capai kinerja

mencapai 95,9%. Jika dibandingkan dengan capaian tahun 2010 juga masih lebih tinggi yaitu

mengalami kenaikan sebesar 20%. Ini menunjukkan bahwa konsumsi BBM di Indonesia relat if

masih t inggi sedangkan produksi BBM dalam negeri t idak dapat mencukupi kebutuhan akan

BBM, sehingga ketergantungan terhadap impor BBM semakin lama semakin besar.

Tabel di bawah ini adalah perkembangan supply demand BBM di Indonesia selama 12 tahun

terakhir.

P ROD UKS I IMP OR TOTA LK ONS UMSI DALA M

N EGE RIE KS POR TOTAL

2000 42.654.625 16.725.175 59.379.800 55.059.335 55.059.335

2001 43.680.109 13.760.006 57.440.116 56.855.740 56.855.740

2002 43.029.258 16.970.455 59.999.714 57.667.388 57.667.388

2003 42.520.910 16.896.735 59.417.645 58.361.343 58.361.343

2004 43.233.064 19.150.684 62.383.748 62.209.235 62.209.235

2005 40.991.618 25.848.233 66.839.851 62.534.260 26.483,7 62.560.744

2006 38.689.741 20.356.241 59.045.982 58.574.788 153.702,7 58.728.491

2007 37.552.098 22.906.030 60.458.127 60.717.020 254.416,0 60.971.436

2008 38.529.142 23.846.535 62.375.677 60.223.609 284.252,4 60.507.861

2009 37.940.033 21.985.209 59.925.241 58.277.008 258.638,5 58.535.646

2010 37.483.960 26.017.420 63.501.380 62.187.080 504.480,0 62.691.560

2011 37.483.960 31.290.865 68.774.825 63.188.439 288.838,00 63.477.277

*D ata Unaudited

Tabel 5.59

Supply Demand BBM Indonesia

TAHUNS UP PLY (KL) DE MAND (KL)

Gambar 5.57. Neraca Gas Bumi Tahun 2010


4. Jumlah impor minyak mentah

Produksi minyak mentah Indonesia terutama ditujukan untuk memenuhi kebutuhan

domestik, namun karena spesifikasinya t idak sesuai dengan kebutuhan kilang dalam negeri,

oleh karena itu untuk memenuhi kekurangan pasokan dalam negeri, dilakukan impor minyak

yang sesuai spesifikasi kilang minyak di Indonesia.

Realisasi impor minyak mentah pada tahun 2011 ini mencapai 91,48 Juta Barel, realisasi ini

lebih rendah dari capaian pada tahun 2010 yang sebesar 101,09 juta barel juta barel atau

mencapai 109,5%. Hal ini menunjukkan bahwa sedikit demi sedikit ketergantungan terhadap

impor minyak mentah mulai berkurang. Perkembangan impor minyak mentah secara rinci

dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.60

Impor Minyak Bumi Berdasarkan Negara Asal

NEGARA 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 *)

SAUDI ARABIA 41.339.170 37.879.588 39.370.973 41.104.335 37.492.581 37.778.523 44.050.541 35.485.274

THAILAND 4.929.038 26.697.782 16.242.111 - 7.514.801 11.453.001 10.344.698 -

MALAYSIA 8.980.884 11.194.281 12.295.808 13.436.675 12.898.109 17.006.829 24.451.592 1.155.327

VIETNAM 8.365.693 10.795.674 9.620.135 10.044.660 611.002 - 616.988 285.098

AUSTRALIA 6.287.874 9.574.905 7.180.910 8.759.629 6.421.267 4.142.384 - -

BRUNEI 3.674.660 8.715.524 - - - - - 7.748.804

NIGERIA 29.393.837 8.596.294 6.076.856 - - - - 16.689.013

CHINA 10.594.779 7.317.693 19.221.220 23.046.601 24.039.812 12.835.025 7.644.040

LIBYA 3.646.681 6.821.381 - - - - -

ALGERIA 8.068.368 5.164.111 5.661.452 5.087.133 1.746.944 650.537 - 4.686.907

PAPUA N GUINEA 3.134.773 4.986.874 - 1.000.534 1.588.075 - -

RWANDA 1.938.925 4.500.062 993.838 2.023.181 2.624.360 4.547.772 1.988.948

YAMAN 1.939.917 2.380.711 - 2.441.466 4.306.231 10.772.645 655.341

ANGOLA 2.943.342 2.004.092 - - - - -

IRAN 1.888.712 1.860.618 601.649 3.295.556 - - -

AZERBAIJAN - - 1.037.908 5.992.414 9.089.452 999.276 - 19.505.368

SUDAN - - - - - - - 567.538

IRAK - - - - - - -

TURKEY 7.478.917 19.933.385 11.340.882

TOTAL VOLUME IMPOR 137.126.653 148.489.589 118.302.860 116.232.183 115.811.551 97.005.665 120.119.377 101.093.030 91.485.762



Tujuan VII : Terwujudnya Peningkatan Efek Berantai/ Ketenagakerjaan

Sektor ESDM berkontribusi secara nyata sebagai penggerak utama pembangunan melalui efek

berantai (Multiplier Effect). Disamping pembangunan daerah dan Pengembangan Masyarakat

(Community Development), efek berantai tersebut dapat diidentifikasi dari kegiatan pembukaan

lapangan kerja, peningkatan nilai tambah dan peningkatan kegiatan ekonomi.

Sektor ESDM memberikan dampak backward linkage dan forward linkage. Keberadaan industri

ESDM membentuk backward linkage, yaitu terciptanya industri yang mendukung kegiatan

industri ESDM tersebut. Contoh dari industri tersebut antara lain industri material dan

peralatan di Batam seperti pabrikasi pipa, platform, alat-alat berat dan lain-lain. Selain itu,

adanya industri ESDM juga menghidupkan forward linkage dimana industri lain seperti pabrik

pupuk, petrokimia, dan industri lainnya tumbuh dan berkembang karena keberadaan dan

operasi industri ESDM.

Kebutuhan sektor ESDM terhadap tenaga kerja terdidik dan trampil banyak sekali membuka

lapangan kerja, meskipun sifat dari industri ESDM adalah capital intensive atau memerlukan

modal besar untuk beroperasi, bukan labour intensive atau memerlukan jumlah tenaga yang

banyak sekali untuk memulai operasi industrinya. Upaya peningkatan keterampilan sumber

daya manusia sektor ESDM sangat didukung melalui kerjasama yang intensif antara

pemerintah dan industri.

Salah satu upaya nyata adalah Peningkatan Kualitas SDM Nasional dalam Kegiatan Usaha

Migas yang ditujukan untuk memenuhi kebutuhan tenaga kerja migas tingkat terampil dan ahli

dalam negeri yang memiliki kualifikasi dengan pengakuan nasional dan internasional, dalam

rangka menjawab isu-isu strategis bidang migas, seperti: peningkatan cadangan dan produksi

migas nasional, pembangunan/peningkatan kapasitas sarana pengolahan, distribusi dan

transmisi migas, serta peningkatan jumlah dan kompetensi aparatur pusat maupun daerah di

bidang pengelolaan dan pengawasan kegiatan usaha migas.

Berdasarkan data yang terkumpul, telah terjadi peningkatan penyerapan tenaga kerja langsung

sebesar 167% dalam kurun waktu 3-4 tahun yaitu dari tahun 2005 sebesar 655 ribu tenaga kerja

menjadi 1,7 juta tenaga kerja pada tahun 2008. Angka ini belum termasuk tenaga kerja tidak

langsung yang terlibat dalam kegiatan pendukung. Namun demikian, akibat dampak resesi

global, pada tahun 2009 diperkirakan terjadi sedikit penurunan penyerapan tenaga kerja

langsung menjadi sekitar 1,6 juta tenaga kerja. Namun Dengan potensi yang sangat besar dan

perkembangan sektor ESDM, maka di tahun 2014 ditargetkan jumlah tenaga kerja yang

diserap sebanyak 3,3 juta tenaga kerja atau meningkat lebih dari dua kali lipat jumlah tenaga

yang terserap tahun 2009.


KESDM juga berupaya terus membina dan mengembangkan kegiatan usaha penunjang migas

sebagai pilar pertumbuhan perekonomian nasional melalui langkah-langkah utama, yaitu,

keberpihakan kepada perusahaan nasional dengan memberikan preferensi, insentif, aliansi

strategis (kemitraan), serta proteksi; pengendalian impor barang operasi migas yang bertujuan

untuk pemberdayaan produksi dalam negeri, disamping untuk mendapatkan fasilitas bebas bea

masuk dan pajak dalam rangka impor (PDRI); penyusunan dan menerbitkan ADP (Apreciation of

Domestic Product) List, yang memuat perusahaan/pabrikan yang sudah mampu memproduksi

barang dan jasa dalam negeri sebagai acuan dalam pengadaan barang dan jasa di Kegiatan

Usaha Migas; mewajibkan minimum TKDN (Tingkat Komponen Dalam Negeri) dalam setiap

pengadaan barang dan jasa dan penyiapan kebijakan untuk Perusahaan Migas Nasional yang

mendominasi pada industri migas.

Dalam rangka mewujudkan peningkatan Efek Berantai/ Ketenagakerjaan ditetapkan 4 (empat)

sasaran sebagai berikut:

Sasaran 11. Terwujudnya Penyerapan Tenaga Kerja




Tabel 5.61



Jumlah Tenaga Kerja Sektor ESDM Orang 1.216.569 1.024.997 98,4%

1. Jumlah tenaga kerja sub sektor

migas

Orang 283.659 279.743 98.6%


Ketenagalistrikan

Orang 787.000 562,679 71.5%


pertambangan umum

Orang 145.910 182.575 125%

Pada tahun 2011, jumlah tenaga kerja nasional yang berperan dalam berbagai kegiatan di sektor ESDM

adalah sebanyak 1.024.997 orang atau 98,4% dari target yang telah ditetapkan sebanyak

1.216.569 orang. Jumlah tenaga kerja ini terdiri dari tenaga kerja asing dan tenaga kerja nasional



dari t iga sub sektor yaitu sub sektor migas, ketenaglistrikan dan pertambangan umum.

Penjelasan rinci tentang capaian kinerja sasaran ini dijelaskan di bawah ini.

1. Jumlah tenaga kerja sub sektor migas

Realisasi penyerapan tenaga kerja pada sub sektor migas tahun 2011 adalah sebesar 279.743 orang

dari 283.659 orang yang ditargetkan atau capaiannya sebesar 98,6%. Dalam rangka menunjang

terwujudnya peningkatan efek berantai/ ketenagakerjaan, program yang telah dilaksanakan

pada tahun 2011 meliputi: program pembinaan dan pengawasan penggunaan TKA dan TKI di

subsektor migas yang bertujuan agar penggunaan TKA di subsektor migas dilaksanakan

secara efektif dan efisien dalam rangka alih teknologi kepada TKI. Hasil konsultasi teknis yang

dilaksanakan selama tahun 2011 adalah:

a. Rekomendasi RPTKA :

Telah diproses sebanyak 389 rekomendasi RPTKA, yang terdiri dari:

- Rekomendasi persetujuan sebanyak = 355 untuk 3211 posisi

- Rekomendasi penolakan sebanyak = 34 untuk 251 posisi.

b. Rekomendasi IMTA :

Telah di proses sebanyak 1166 rekomendasi IMTA, yang terdiri dari :

- Rekomendasi persetujuan IMTA = 1024 untuk 2424 Orang

- Rekomendasi penolakan IMTA = 142 untuk 251 Orang.

Berdasarkan hasil pemantauan, perbandingan jumlah tenaga kerja nasional (TKN) dan Tenaga

Kerja Asing sub sektor migas sejak tahun 2007 sampai dengan 2011, seperti table dan grafik

bawah ini

TahunJumlah Tenaga Kerja

TKN TKA Jumlah

2007

2008

2009

2010

2011

290.379

286.770

275.908

291.455

276.532

2.018

2.105

3.088

4.270

3.211

292.497

288.368

278.996

295.725

279.743

Grafik 5.34. Tenaga Kerja Nasional dan Asing sub sektormigas ESDM


Kekuatan tenaga kerja di Sub Sektor Migas per jenis kegiatan dapat dilihat pada tabel dibawah

ini:

Tabel 5.63

Kekuatan Tenaga Kerja Sub Sektor Migas per Jenis Kegiatan

2. Jumlah tenaga kerja sub sektor ketenagalistrikan

Pada tahun 2011 ini, realisasi penyerapan tenaga kerja sub sector ketenagalistrikan adalah

sebesar 562,679 orang atau sebesar 71,5% dari jumlah target yang ditetapkan sebanyak

787.000 orang. Jumlah tenaga kerja ini terdiri dari tenaga kerja asing dan tenaga kerja nasional

yang berasal dari 3 perusahaan pemberi kerja yaitu : PT PLN (Persero); Listrik swasta dan

usaha jasa penunjang tenaga listrik. Secara rinci jumlah tenaga kerja pada t iap-t iap

perusahaan tersaji dalam tabel di bawah ini.

Tabel 5.64

Tenaga Kerja Sub Sektor Ketenagalistrikan Tahun 2010

No. Perusahaan/Pemberi Kerja Jumlah (orang)

1. PT PLN (Persero): 48,629

PT PLN (Persero) Holding 42,046

Anak perusahaan 6,583

2. Listrik swasta/Independent Power Producer (IPP) 14,050

3. Usaha jasa penunjang tenaga listrik 500,000

Total 562,679

UNIT KERJA2011

WNI TKA %

Regulator 958 0 100

Kegiatan Hulu 27.416 1.137 4.15

Kegiatan Hilir 10.144 6 0.01

Jasa Penunjang 237.844 2.012 0.85

Kantor Perwakilan 145 56 38.62

Jumlah 276.532 3.211 1.44



3. Jumlah Tenaga Kerja Sub Sektor Mineral dan Batubara

Pada tahun 2011, jumlah tenaga kerja pada subsektor pertambangan umum yang meliputi

Mineral dan Batubara telah melakukan evaluasi terhadap tenaga kerja yang bekerja di

perusahaan PKP2B dan Kontrak Karya. Dari data statistik, tren penyerapan tenaga kerja terus

meningkat, seperti terlihat pada grafik disamping.

Tabel 5.65

Perbandingan Tenaga Kerja Asing Dan Tenaga Kerja Lokal

Sub Sektor Mineral Batubara

Dari tabel di atas terlihat bahwa jumlah tenaga kerja pada sub sector pertambangan umum pada

tahun 2011 ini meningkat sebesar 27% yaitu dari 144.084 orang di tahun 2010 menjadi 182.575

orang di tahun 2011.

Sasaran 12. Terwujudnya Pemberdayaan Nasional






1. Rasio tenaga kerja asing dengan tenaga kerja nasional

Rasio 100 : 1 100 : 1 100%

Perusahaan

2009 2010 2011

TKI TKA TKI TKA TKI TKA

Kontrak Karya

23.742 412 25.546 436 48.019 929

PKP2B 17.200 207 17.888 212 133.248 379

Sub Kontraktor

89.567 375 99.633 369

Jumlah 130.509 994 143.067 1.017 181.267 1.308

131.503 144.084 182.575


2. Persentase pemanfaatan barang dan jasa dalam negeri pada usaha minyak dan gas bumi

% 55 51 92,7%

3. Persentase Penggunaan Barang dan Jasa Produksi dalam negeri dalam pembangunan sub sektor Mineral dan Batubara

% 41 60 146%

Terwujudnya pemberdayaan nasional dapat diukur melalui 3 indikator kinerja seperti yang

tercantum pada tabel di atas, secara rinci dapat dijelaskan sebagai berikut:

1. Rasio tenaga kerja asing dengan tenaga kerja nasional

Realisasi penggunaan tenaga asing dengan penggunaan tenaga kerja nasional di Sektor ESDM

pada tahun 2009 sampai dengan 2011 ini adalah sebagai berikut :

Tabel 5.67Rasio Tenaga Kerja Nasional dan Tenaga Kerja Asing

Sub Sector 2009 2010 2011

TKN TKA TKN TKA TKN TKA

Migas 275.908 3.088 291.455 4.270 276.532 3.211

Pertambangan Umum 130.509 994 143.067 1.017 181.267 1.308

Jumlah 406.417 4082 434.522 5.287 457.799 4.519

Rasio 100 1 80 1 100 1

Dari tabeL di atas, terlihat perbandingan pemakaian TKN dan TKA antara tahun 2009 sampai

dengan 2011. Pada tahun 2009 penggunaan TKN terlihat jauh lebih banyak dibandingkan

dengan TKA dengan rasio 100 : 1. Pada tahun 2010, jumlah penggunaan TKN dan TKA

meningkat, namun penggunaan TKA meningkat lebih besar dibandingkan dengan penggunaan

TKN, sehingga rasio perbandingannya menjadi 80 :1. Kemudian pada tahun 2011 penggunaan

TKN kembali meningkat dibandingkan dengan penggunaan TKA dengan rasio 100 : 1, demikian

pula dengan penyerapan TKN meningkat 5% dibanding tahun 2010.

2. Persentase pemanfaatan barang dan jasa dalam negeri pada usaha minyak dan gas bumi

Dalam rangka peningkatan pengawasan dan pembinaan untuk pengadaan barang dan jasa

barang operasi perminyakan di lingkungan industri perminyakan, dilakukan kegiatan

pengawasan pemanfaatan barang dan jasa teknologi dan rekayasa rancang bangun dalam

negeri pada industri migas dan pengendalian dan pemantauan impor barang operasi

perminyakan yang mendukung aktivitas penilaian dan penandasahan Rencana Impor Barang

Masterlist (RIB/Masterlist).

Selama tahun 2011 telah ditandasahkan Rencana Kebutuhan Barang Impor yang diajukan oleh



Kontraktor KKS menjadi Rencana Impor Barang guna menunjang kegiatan operasi

perminyakan sesuai dengan kebutuhan operasi sebesar € US$ 3,5 milyar, dengan status

barang sewa sebesar € US$ 2,27 milyar dan barang bukan sewa sebesar € US$ 1,24 milyar

dengan rincian dalam bentuk barang jadi, sebesar € US$ 638,22 juta, dalam bentuk

Manufaktur Batam sebesar € US$ 470,53 juta, dan dalam Fabrikasi Dalam Negeri sebesar €

US$ 127,28 juta. Selanjutnya, hasil dari kegiatan verifikasi RKBI yang dilakukan memberikan

intervensi berupa quota impor sebesar US$ 15,48 Juta. Nilai sebesar ini merupakan nilai dari

barang impor yang dapat dicegah (tidak disetujui) dengan maksud agar dibelanjakan di dalam

negeri sesuai komitmen kontrak yang ada.

Tabel 5.68

Nilai Rencana Impor Barang Operasi Migas Dan Intervensi Verifikasi Rencana Kebutuhan

Barang Impor 2006-2011

URAIAN 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

NILAI RKBI (Juta

USD) 1,847.47 3,119.00 1,922.00 4,733.72 3,420.95 5,781.38 3,732.40

Nilai RIB (Juta

USD) 1,394.02 2,689.00 2,068.00 3,379.82 2,536.30 4,742.29 3,503.78

Barang Impor 940.72 2,160.00 1,421.00 2,789.25 1,672.91 4,167.73 2,905.97

MFG BATAM

(Juta USD) 239.22 425.00 499.00 474.52 750.70 474.74 470.53

FAB LOKAL (Juta

USD) 214.08 104.00 148.00 116.05 112.69 99.82 127.28

ADP (Juta USD) 156.99 631.00 652.89 754.29 619.54 2.26 11.65

Kuota Impor (Juta

USD) - - - - - 18.13 15,4

Berdasarkan data tersebut diatas, terlihat penurunan penggunaan barang operasi perminyakan

yang pengadaannya berasal dari luar negeri, hal ini karena adanya penurunan impor barang

sewa KKKS, sedangkan industri dalam negeri yaitu untuk barang-barang yang dimanufaktur di

Batam mengalami penurunan 0.8% dibandingkan tahun lalu dan fabrikasi di luar pulau Batam

mengalami peningkatan mencapai 27,5 % dari tahun lalu. Hal ini disebabkan karena

peningkatan pemanfaatan produk dalam negeri oleh KKKS. Tetapi secara keseluruhan terjadi

penurunan pemanfaatan penggunaan produk dalam negeri melalui mekanisme Rencana Impor

barang dari 57% tahun lalu saat ini hanya 51% dari target 55%. Dari hasil evaluasi, penurunan ini

diakibatkan :

- KKKS tidak percaya terhadap kualitas produksi dalam negeri

- Persyaratan lelang dalam hal spesifikasi barang KKKS, dimana spesifikasi tersebut tidak


dapat dipenuhi oleh produsen dalam negeri antara lain ukuran, jenis dan delivery.

3. Penggunaan Barang dan Jasa Produksi dalam negeri dalam pembangunan sektor

Pertambangan Umum

Penggunaan produksi dalam negeri untuk menggantikan barang impor tidak bisa dilakukan

sekaligus, namun perlu dilakukan upaya terus-menerus sejak sekarang agar target pencapaian

kandungan lokal secara maksimum dapat dicapai. Untuk menghasilkan produk yang tidak

kalah bersaing baik dalam segi kompetensi, mutu, harga dan jangka waktu penyerahan

barang/peralatan, maka dapat mengikuti perkembangan kemajuan teknologi di bidang

pertambangan.

Penggunaan barang dan jasa dalam negeri ditujukan untuk menekan biaya produksi dan

menumbuhkan ekonomi lokal, Dengan meningkatkan pengunaan barang dan jasa dalam

negeri diharapkan industri pertambangan akan lebih banyak dapat menampung tenaga kerja.

Salah satu cara yang dilakukan dalam meningkatkan pemanfaatan barang dan jasa dalam

negeri, Ditjen Minerba menghimbau agar instansi terkait yang membawahi langsung

pembinaan industri produksi dalam negeri dapat menjalin kerjasama yang baik dalam upaya

peningkatan volume dan jenis produksi dalam negeri yang dipasok kedalam industri

pertambangan di Indonesia.

Di bawah ini adalah tabel pemanfaatan barang dan jasa dalam negeri di subsektor mineral dan

batubara.

Grafik 5.35. Rencana kebutuhan barang impor

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Nilai RIB (Juta USD)

Barang Impor

MFG BATAM (Juta USD)

FAB LOKAL (Juta USD)

ADP (Juta USD)

Kuota Impor (Juta USD)



Tabel 5.69Tabel Pemanfaatan Barang dan Jasa Dalam Negeri

Jumlah penggunaan produk dalam negeri yang digunakan dalam pelaksanaan kegiatan sub

sektor mineral dan batubara telah mencapai 60%. Hal ini menunjukkan bahwa kwalitas produksi

dalam negeri tidak kalah baik dari barang impor, selain itu juga menunjukkan kepedulian usaha

industri untuk lebih menggunakan produk dalam negeri. Capaian kinerja pada tahun ini adalah

sebesar 146%, yaitu dari target sebesar 41% dapat direalisasikan sebesar 60%.

Perlu dijelaskan bahwa kebijakan penggunaan kandungan lokal bukan sebatas penggunaan sumber

daya manusia atau barang lokal, namun harus lebih luas dan besar. Maksudnya produsen dan

pasarnya harus dibawa ke Indonesia, sehingga multiplayer effect benar-benar dikembangkan dan

dimanfaatkan oleh masyarakat Indonesia . Hal ini telah diamanatkan dalam UU No. 4 Tahun 2009

pasal 106 yang secara tegas menyebutkan bahwa perusahaan tambang harus mengutamakan

tenaga kerja, barang dan jasa dalam negeri.

Sasaran 13.Peningkatan Nilai Tambah






1. Persentase peningkatan kemampuan nasional dalam merancang dan merakit instalasi peralatan migas

% 65 65 100%


Sektor ESDM berkontribusi secara nyata sebagai penggerak utama pembangunan melalui efek

berantai (Multiplier Effect). Disamping pembangunan daerah dan Pengembangan Masyarakat

(Community Development), efek berantai tersebut dapat diidentifikasi dari kegiatan pembukaan

lapangan kerja, peningkatan nilai tambah dan peningkatan kegiatan ekonomi.

Dalam rangka memberi peningkatan nilai tambah terhadap kemampuan nasional Sektor ESDM

melakukan pengembangan teknologi dalam bidang rekayasa (perancangan dan perakitan)

instalasi peralatan migas. Sebagaimana yang terlihat pada tabel diatas, bahwa untuk tahun 2010

target kinerja yang ditetapkan dapat dicapai seluruhnya atau 100%.

Pada tahun 2011 ini, Kementerian ESDM melalui Badan Litbang ESDM berhasil merealisasikan 1

buah paten di bidang minyak dan gas bumi yaitu Metode Formulasi Inhibitor Korosi dari Limbah

Industri Kelapa Sawit, dan 6 buah pilot plant yaitu: Pembuatan Surfaktan untuk Aplikasi

Pendesakan Minyak dengan Injeksi Kimia (Lanjutan); Aplikasi Nanoteknologi dan Bioengineering

untuk Peningkatan Perolehan Minyak; Studi Pengembangan Formula Pelumas Industri;

Percontohan Tabung ANG untuk Rumah Tangga; Pengembangan Teknologi Ultrasonography

Untuk Aplikasi Industri Bidang Migas; dan Rancang Bangun Adsorben Komponen Korosif Gas

Bumi.

Beberapa buah pilot plant dibidang migas diantaranya adalah sebagai berikut:

1. Pengembangan Teknologi Ultrasonography Untuk Aplikasi Industri Bidang Migas

Tujuan kegiatan adalah menentukan desain dan prototype peralatan well inspection berbasis

teknologi Ultrasonography.

Pada penelitian tahap I ini sistem yang telah berhasil direkayasa adalah bagian dari sistem

yang lebih lengkap dengan range jarak efektif 6 cm ke dinding, temperatur sensor yang sudah

diuji adalah 30 – 150 degC, dan untuk kemampuan tekanan yang diijinkan terhadap sensor

masih tekanan atmosfer.

Subsistem ini telah

menunjukkan bahwa

pantulan dinding sumur dapat

dideteksi dan dikonversi

menjadi data digital. Setelah

itu pantulan harus diusahakan

agar tidak hanya pada satu

titik tetapi dapat dibuat pada

ratusan bahkan ribuan titik

(pixel) yang mewakili dinding

sumur. Untuk pantulan

vertikal harus dengan sensor Gambar 5.58. Diagram rencana pengembangan alat.



dengan frekuensi yang lebih tinggi dan kemampuan jarak lebih jauh. Sensor yang ada

dimensinya masih terlalu besar sehingga belum memenuhi syarat untuk skala lapangan

.Untuk pemilihan bahan sampai tahun -1 ini masih pada bahan tahan karat stainless steel.

Dengan penguasaan teknologi Ultrasonography ini di harapkan akan memecahkan salah satu

masalah penurunan produksi migas nasional dan memberikan manfaat bagi pemerintah

untuk meningkatkan produksi minyak nasional dan pengembangan SDM di bidang Migas.

2. Rekayasa Instrumentasi Geofisika

Pada tahun pertama Rekayasa Instrumentasi Geofisika (log NMR) telah berhasil

menyelesaikan prototipe alat yang dapat dipakai untuk logging NMR di sumur tiruan.

Prototipe terdiri dari sensor dan alat-alat pendukungnya yang cukup banyak. Prototipe sudah

berfungsi pada skala laboratorium dan skala sumur tiruan terbukti dengan telah dapat

direkamnya longitudinal polarization time (T1) dan transversal. Pencapaian ini masih perlu

penyempurnaan lagi agar alat dapat dipakai untuk melakukan logging di sumur migas yang

sebenarnya. Kegiatan rekayasa telah mampu berinteraksi dengan partikel elementer yang

sangat kecil yakni proton yang ukurannya jauh lebih kecil dari pada atom dan menampilkan

perilaku gerakan mekanik yang terjadi akibat interaksi itu. Pengujian di sumur migas masih

terkendala oleh masalah mekanik yang penyelesaiannya tidak dapat dalam waktu singkat.

Masalah tersebut di antaranya adalah belum cocoknya sambungan kabel logging dengan

kabel yang menerima sinyal dari sensor, diameter NMR probe yang dirancang untuk sumur

migas sehingga tidak cocok untuk sumur CBM yang ukurannya lebih kecil. Penyelesaiannya

adalah dengan membubut

lagi “tube” sambungan

kabel atau memesan tube

tersebut dari luar negeri

(import).

Kegiatan yang dilakukan

adalah melanjutkan proses

dewatering pada kelima

sumur uji CBM untuk

dapat memproduksikan

gas metana; melakukan

optimasi produksi dan

kinerja pompa;

pengukuran terhadap kualitas air yang terproduksi terutama kandungan unsur logam beratnya

dan salinitas airnya; memanfaatkan gas terproduksi untuk dapat menghasilkan listrik dengan

melakukan pemasangan kompresor, genset, dan panel instalasi listrik.

Grafik 5.36. Hasil pengukuran T1 dan T2 secara digital di sumur tiruan pada 120 kedalaman yang berbeda. Level kedalaman a, b, c, d dan e diambil sebagai contoh uji


Pelaksanaan pemasangan dan dewatering dengan pompa Progressing Cavity Pump (PCP) telah

selesai dilakukan dan gas metana batubara telah mulai berproduksi kembali sumur CBM 3 dan

4 akan tetapi sumur CBM 5 belum ada tanda-tanda gas akan keluar.

Tidak lamanya umur elastomer pompa disebabkan karena runtuhan karat pada tubing dan

kontaminasi dengan gas metana dalam jumlah banyak. Air yang dihasilkan pada kegiatan

dewatering di masing-masing sumur berkisar antara 8 – 10 bbl/hari.

Setelah dilakukan kerja ulang, gas mulai keluar kembali pada sumur CBM 3 setelah 17 hari

dewatering sekitar 0.176 MScf/hari dan sumur CBM 4 setelah 10 hari dewatering dengan

produksi gasnya baru mencapai 0.194 Mscf/hari, dimana produksi sebelumnya bisa mencapai

10 MScf/hari.

Pemanfaatan gas untuk kelistrikan sudah dilakukan di sumur CBM 3 dan 4 dengan memasang

generator berkapasitas 12 KVA dan listrik yang dihasilkan sementara ini dipergunakan untuk

penerangan lokasi. Air hasil dewatering dari kelima sumur CBM dikatagorikan kedalam jenis

tawar hampir payau, dengan kandungan cloride (Cl-

) berkisar 400 - 1200 ppm. Hasil analisa

kimia unsur-unsur logam berat yang terkandung di dalam air CBM dapat dikatakan bahwa

kandungan unsur logam berat masih di bawah ambang batas yang dipersyaratkan dalam PP

No 85 tahun 1999 dari Menteri Lingkungan Hidup.

Gambar 5.59. CBM 4 dan Hasil Produksi Gasnya



3. Aplikasi Nanoteknologi dan Bioengineering untuk Peningkatan Perolehan Minyak;

Tujuan kegiatan adalah untuk mendapatkan data IFT (Inter Facial Tension) pepfactant dengan

minyak bumi, mengetahui apa yang berperan menentukan nilai IFT, dan mendapatkan

masukan untuk perancangan peptida surfaktan baru dengan kemampuan unggul

(IFT,stabilitas, dll) untuk peningkatan perolehan

minyak bumi hingga 70%.

Hasil dari penelitian ini diharapkan dapat memperoleh

10 sintesis peptida, karakterisasi kemurnian dan

struktur sekunder peptida pada 10 kondisi. Dan

karakteristik stabilitas suhu pada 5 kondisi dan

karakteristik integritas peptida terhadap perbedaan

konsentrasi dan pemotongan prolease pada 2

kondisi.

Sasaran 14. Peningkatan industri jasa (backward linkage) dan industri yang berbahan

baku dari sektor ESDM, antara lain pupuk (forward linkage)




Tabel 5.71



1. Peningkatan industri jasa penunjang

Jumlah industri jasa penunjang Migas Perusahaan 950 1239 97.5%

Jumlah industri jasa penunjang

ketenagalistrikan Perusahaan 680 624 96%

Jumlah industri jasa penunjang mineral dan batubara

Perusahaan 650 670 103%

2. Terpenuhinya bahan baku industri pupuk

Persentase pemenuhan bahan baku

industri pupuk % 100 92.2 92.2%

Gambar 5.60. Alat Analisis CBM


Grafik 5.37. Jumlah Surat Keterangan Terdaftar Migas Tahun 2011

1. Peningkatan industri jasa penunjang

Salah satu unsur penting dalam kegiatan usaha minyak dan gas bumi adalah adanya usaha

penunjang minyak dan gas bumi. Usaha penunjang migas berperan penting dalam berbagai

kegiatan usaha minyak dan gas bumi dari sektor hulu hingga hilir. Dengan demikian

keberadaannya sangat penting bagi berbagai pihak yang terkait, termasuk investor pada sub

sektor minyak dan gas bumi.

Besarnya tingkat kebutuhan usaha penunjang migas nasional diharapkan dapat dimanfaatkan

secara optimal sehingga dapat memberikan efek berantai (multiplier effect) bagi kegiatan

perekonomian dalam negeri.

Hal tersebut tentunya memerlukan pengelolaan dan pembinaan terhadap badan usaha

penunjang migas secara transparan, terbuka dan adil dengan lebih berpihak pada usaha jasa

penunjang migas dalam negeri yang secara teknis memenuhi persyaratan modal, kompetensi

dan kualifikasi. sehingga dapat menjamin kesetaraan kedudukan antara pengguna dan penyedia

barang dan jasa dalam hak dan kewajiban.

Bentuk pembinaan usaha penunjang migas yang dilakukan oleh Ditjen Migas adalah dengan

surat keterangan terdaftar yang diberikan kepada badan usaha penunjang migas yang kompeten

dan berkualifikasi serta memenuhi persyaratan teknis dan nonteknis.

Jumlah industri jasa penunjang mineral dan batubara

Usaha Jasa Pertambangan adalah jenis usaha yang kegiatannya berkaitan dengan tahapan

dan/atau bagian kegiatan usaha pertambangan. Penyelenggaraan usaha jasa pertambangan

bertujuan untuk: a) menunjang kelancaran dalam pelaksanaan kegiatan usaha



pertambangan; b) mewujudkan tertib penyelenggaraan usaha jasa pertambangan darn

meningkatkan kepatuhan terhadap ketentuan peraturan perundang-undangan; dan c)

mendorong pertumbuhan dan perkembangan ekonomi lokal dalam usaha pertambangan

melalui usaha jasa pertambangan dengan mewujudkan kekuatan ekonomi potensial menjadi

ekonomi riil.

Usaha jasa pertambangan dikelompokkan menjadi :

1. Usaha Jasa Pertambangan, yaitu usaha jasa yang kegiatannya berkaitan dengan tahapan

dan/atau bagian kegiatan usaha pertambangan

2. Usaha Jasa Pertambangan Non Inti, yaitu usaha jasa selain usaha jasa pertambangan yang

memberikan pelayanan jasa dalam mendukung kegiatan usaha pertambangan meliputi:

bidang-bidang di luar usaha jasa pertambangan

Ijin yang dikeluarkan untuk usaha jasa ada dua bentuk yaitu Ijin Usaha Jasa Pertambangan

(IUJP) untuk usaha jasa pertambangan; dan Surat Keterangan Terdaftar (SKT) untuk usaha

jasa pertambangn non inti. Dari permohonan yang dievaluasi pasca terbit Peraturan Menteri

ESDM Nomor 28 Tahun 2009 sekitar 62 % merupakan IUJP dan sebesar 38 % merupakan SKT.

Persentase Bidang Perusahaan Jasa yang masuk pasca terbit Peraturan Menteri ESDM Nomor

28 Tahun 2009, sebagai berikut :

- Tertinggi adalah bidang penambangan & pengangkutan (35 %)

- Terendah adalah bidang pengolahan dan pemurnian (1 %)

- Lain – lain: konstruksi (24 %); penyelidikan umum, explorasi & studi kelayakan (20 %);

lingkungan pertambangan, pascatambang & reklamasi (12 %); dan keselamatan &

kesehatan Kerja (7 %).

Jumlah industri jasa penunjang sub sektor mineral dan batubara tahun 2011 ini melampaui

batas dari target yang telah ditetapkan yaitu dari 650 perusahaan industri jasa yang

ditargetkan, realisasinya adalah sebnayak 670 perusahaan industri jasa, atau capaian kinerja

adalah sebesar 103%.

2. Terpenuhinya bahan baku industri pupuk

Isu yang penting dalam rencana pengembangan pabrik pupuk adalah jaminan ketersediaan dan

kontinuitas pasokan bahan baku dalam periode yang panjang. Bahan baku pabrik pupuk urea

yang paling efisien selama ini adalah gas bumi. Sebagai alternatif pertama bahan baku

diupayakan akan menggunakan gas bumi dengan jaminan pasokan paling tidak selama 20

tahun. Untuk itu perlu diadakan koordinasi dengan berbagai pihak terkait dalam mengupayakan

sumber-sumber gas yang diprioritaskan sebagai bahan baku pupuk.


Pemanfaatan gas bumi sangat tergantung pada tersedianya infrastruktur gas bumi yang dapat

digunakan untuk mengalirkan gas bumi dari lapangan kepada konsumen gas bumi atau yang

menghubungkan sumber-sumber gas bumi dengan pasar (konsumen). Sejauh ini perkembangan

jaringan pipa gas di Indonesia bersifat piecemeal, suatu jalur pipa baru dibangun apabila terjadi

transaksi pengiriman gas ke konsumen besar, yang kemudian diikuti oleh terbentuknya pasar di

daerah yang dilewati jalur pipa.

Untuk pemanfaatan gas bumi Indonesia yang optimal dibutuhkan suatu jaringan pipa transmisi dan

distribusi gas bumi yang terpadu yang menghubungkan multi produsen dan multi konsumen.

Namun, untuk membangun jaringan pipa gas terpadu tersebut diperlukan dana yang sangat

besar, sedangkan dana yang dimiliki Pemerintah sangat terbatas. Karena itu Pemerintah

mendorong pemanfaatan gas bumi pada mulut tambang, dalam hal ini industri yang merupakan

konsumen gas bumi dibangun disekitar lokasi cadangan gas bumi. Pembangunan industri dekat

dengan sumber gas bumi akan mengurangi biaya yang diperlukan untuk pembangunan

infrastruktur yang diperlukan untuk mengalirkan gas bumi, sehingga dapat menekan harga

gas bumi yang harus dibeli oleh konsumen. Permasalahan yang dihadapi oleh pabrik pupuk

adalah sebagai berikut:

a. Umur pabrik yang tua sudah di atas 30 tahun, dimana pada saat ini pemakaian gas

buminya 25% lebih tinggi dibandingkan dengan pabrik-pabrik yang menggunakan

teknologi baru yang hemat energi.

b. Penggantian peralatan dalam jumlah besar akan menyebabkan membesarnya biaya

investasi dan operasional; peralatan yang tidak diganti, memiliki potensi yang besar

terjadi kerusakan secara tiba-tiba yang dapat menyebabkan turunnya on stream days

yang meningkatkan biaya pemeliharaan dan menurunkan keandalan pabrik.

c. Suku cadang peralatan sulit diperoleh di pasaran dan jika bisa dipenuhi oleh vendor

maka harganya akan sangat mahal.

d. Sebagian besar pabrik pupuk yang menggunakan bahan baku gas bumi belum

mendapatkan alokasi jumlah gas yang cukup dalam jangka panjang.

Dalam rangka pemenuhan kebutuhan gas untuk industri pupuk, Pemerintah mengeluarkan

Instruksi Presiden Nomor 2 Tahun 2010 tentang Revitalisasi Industri Pupuk, dimana Kementerian

Energi dan Sumber Daya Mineral diinstruksikan untuk memprioritaskan alokasi pemenuhan

kebutuhan gas bumi untuk bahan baku dan energi industri pupuk. Revitalisasi tersebut

diprioritaskan terhadap pabrik yang sudah berumur di atas 25 tahun dan menggunakan energi €

30 MMBTU/ton Urea. Revitalisasi tersebut meliputi penggantian 5 (lima) pabrik pupuk yang

sudah berusia tua yaitu pabrik Pupuk Sriwidjaja (Pusri) II, III dan IV, pabrik Pupuk Kalimantan

Timur (PKT) 1 dan pabrik Pupuk Kujang Cikampek (PKC) 1A, serta pembangunan 1 (satu) pabrik

urea ammonia baru Petrokimia Gresik (PKG) II PT.



Status pasokan gas untuk pabrik pupuk baik yang eksisting maupun untuk rencana revitalisasi

pabrik pupuk tersebut adalah sebagai berikut:

a. Pupuk Sriwidjaja

− Pabrik Pusri IB, III dan IV yang kontrak gasnya berakhir pada tahun 2012 akan dialokasikan

gas dari Pertamina EP sebesar 166 MMSCFD dan dari Pertagas sebesar 14 MMSCFD selama

5 tahun sampai dengan 2017.

− Revitalisasi Pusri IIB dibutuhkan gas sebesar 63 MMSCFD (45 MMSCFD berasal dari

pengalihan gas Pusri II mulai tahun 2015 dan dilakukannya konversi bahan bakar gas

dengan batubara sebesar 18 MMSCFD).

− Revitalisasi Pusri IIIB dan IVB (gabungan menjadi Pusri IIIB) kebutuhan gasnya sebesar 70

MMSCFD, Pusri mengharapkan sumber gasnya berasal dari lapangan-lapangan gas di

Sumatera bagian Selatan atau melalui gasifikasi batubara di Tanjung Api Api.

b. Pupuk Kujang Cikampek

− Pasokan gas untuk PKC IB yang dipasok dari Pertamina EP dimana kontraknya berakhir

tahun 2011, sudah ada PJBG antara PKC dan Pertamina EP untuk pasokan gas sebesar 39

MMSCFD mulai tahun 2012-2016. Sedangkan PHE ONJW sebesar 57MMCSFD

− Untuk revitalisasi PKC IC sebagai pengganti PKC 1A, dimana berdasarkan rapat yang telah

dilakukan antara Ditjen Migas, Ditjen Industri Kimia Dasar, BPMIGAS, PT Pertamina EP dan

PKC pada tanggal 28 Juli 2011, dianjurkan kepada PKC untuk dapat melakukan pendekatan

langsung kepada Pertamina EP Cepu (PEPC) sebagai operator Lapangan Jambaran-Tiung

Biru, terhadap kemungkinan pengembangan lapangan gas lain di sekitar Blok Cepu dan

upside potential dari lapangan Kedung Keris dan Alas Tua

c. Pupuk Kalimantan Timur

− Telah ditandatanganinya Natural Gas Sale and Purchase Agreement (NGSPA) antara PKT

dengan Pearl Oil dan KKKS Blok Mahakam pada tanggal 20 Juni 2011 untuk volume gas

sebesar 84.800 MMBTU/hari (€ 80 MMSCFD) selama 10 tahun mulai tahun 2012 sampai

dengan tahun 2021.

− Pasokan gas untuk PKT-1 / 5 sebesar 84.800 MMBTU/hari, dimulai tanggal 1 Januari 2012

sampai dengan 31 Desember 2021 (untuk PKT-1 sampai dengan Desember 2013 dan PKT-5

mulai Januari 2014 sampai dengan Desember 2021).

− Alokasi pasokan gas dari 1 Januari 2012 sampai dengan 31 Desember 2012 dipasok oleh

KKKS Mahakam, sedangkan mulai 1 Januari 2013 sampai 31 Desember 2021 dipasok oleh

KKKS Sebuku. KKKS Sebuku mengalami decline period mulai tahun 2017.


d. Petrokimia Gresik

Telah ditandatanganinya Memorandum of Agreement (MoA) antara PKG dengan Mobil Cepu

Ltd. untuk pabrik PKG II dengan volume gas sebesar 85 MMSCFD, dimana saat ini masih

dilakukan pembahasan untuk perpanjangan masa berlaku MoA tersebut.

e. Pupuk Iskandar Muda

− Pasokan gas untuk PIM tahun 2011 dialokasikan setara dengan 7 kargo LNG sampai dengan

21 Desember 2011, dimana 3 kargo dari ExxonMobil Oil Indonesia (EMOI) dan sebanyak 4

kargo dipasok dari Bontang melalui mekanisme Cargo Loading Agreement (CLA).

− Pada tanggal 15 Desember 2011 telah dilakukan rapat pembahasan pasokan gas untuk PIM

tahun 2012, dimana alokasi gas untuk tahun 2012 adalah 8 kargo (7 kargo berasal dari

Bontang dan 1 kargo dari ExxonMobil Oil indonesia (EMOI)).

− Dikarenakan pasokan gas untuk PIM tahun 2011 akan habis per tanggal 21 Desember 2011,

maka 1 kargo pada butir b ditarik ke Desember 2011 dan akan dipasok oleh Mahakam PSC.

− Mengingat bahwa PIM adalah BUMN yang mendapat penugasan untuk memasok pupuk

urea bersubsidi bagi petani di Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau Daratan dan

Riau Kepulauan, maka Pemerintah memutuskan bahwa harga gas tersebut pada butir c

disesuaikan dengan harga 2 kargo terakhir untuk PIM yaitu US$ 8/MMBTU.

5.4. Capaian Kinerja Sasaran Penunjang

Selain sasaran-sasaran utama yang telah dikemukakan di atas, Kementerian ESDM juga

mempunyai sasaran penunjang yang t idak kalah pentingnya dengan sasaran utama dalam

rangka mewujudkan tujuan serta visi misi yang telah ditetapkan dalam Rencana Strategis

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Tahun 2010 dan 2014. Sasaran-sasaran penunjang

tersebut adalah sebagai berikut :

Sasaran 1 : Terwujudnya pengaturan & pengawasan penyediaan dan pendistribusian

bahan bakar minyak dan pengangkutan gas bumi melalui pipa yang

optimal.

Dalam rangka mewujudkan pengaturan dan pengawasan penyediaan dan pendistribusian bahan

bakar minyak dan pengangkutan gas bumi melalui pipa yang optimal, Kementerian ESDM

menetapkan indikator kinerja seperti tersebut ada tabel diatas. Adapun Pengaturan Dan

Pengawasan Penyediaan Dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Pengangkutan Gas Bumi

Melalui Pipa dilaksanakan oleh Badan Pengatur Hilir Migas (BPH Migas) yang dibentuk

berdasarkan UU No 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah



Nomor : 67 Tahun 2002, tugas pokok Badan Pengatur adalah melakukan pengawasan terhadap

pelaksanaan penyediaan dan distribusi Bahan Bakar Minyak dan pengangkutan Gas Bumi melalui

pipa, dalam suatu pengaturan agar ketersediaan dan distribusi BBM yang ditetapkan Pemerintah

dapat terjamin di seluruh wilayah Negara Kesatuan Republik Indonesia serta meningkatkan

pemanfaatan Gas Bumi di dalam negeri. Fungsi BPH Migas adalah melakukan pengawasan

terhadap pelaksanaan penyediaan dan pendsitribusian bahan bakar minyak dan pengangkutan

gas bumi melalui pipa, dalam suatu pengaturan agar ketersediaan dan distribusi bahan bakar

minyak yang ditetapkan pemerintah dapat terjamin di seluruh wilayah negara kesatuan Republik

Indonesia (NKRI) serta meningkatkan pemanfaatan gas bumi di dalam negeri.





1. Jumlah Badan Usaha yang mendaftarkan Nomor Registrasi Usaha (NRU) dari BPH Migas

Badan Usaha 10 13 130

2. Jumlah pengawasan Badan Usaha Niaga Umum dan terbatas pemegang izin usaha penyediaan dan pendistribusian BBM Non PSO

Badan Usaha 54 64 119

3. Jumlah pengawasan terhadap penugasan Badan Usaha untuk penyediaan dan pendistribusian Jenis BBM Tertentu (BBM Subsidi)

Pengawasan 8 11 230

4. Jumlah Pengelolaan Sistem Informasi Direktorat BBM dalam rangka pengawasan penyediaan dan pendistribusian BBM

Sistem Informasi(IT)

4 5 125

5. Jumlah rekomendasi/pertimbangan untuk penetapan kebijakan/penugasan

Rekomendasi/ Pertimbangan

Penetapan

4 3 75

6. Jumlah rancangan peraturan/juklak & juknis untuk penyediaan dan pendistribusian BBM Nasional

Rancangan/Juklak dan Juknis

6 3 50

Tabel 5.72Indikator Kinerja Sasaran 1 Penunjang


7. Jumlah daerah yang telah mengembangkan sistem pengawasan pendistribusian tertutup jenis BBM tertentu secara bertahap

Provinsi 8 0 0

8. Jumlah pemberian Hak Khusus pada kegiatan usaha Gas Bumi melalui Pipa

Ruas Transmisi

Pipa Dedicated hilir

4

7

5

15

182

9. Jumlah Badan Usaha yang telah melakukan penetapan pengaturan akses (Access Arrangement) pengangkutan gas bumi melalui pipa

Badan Usaha 4 2 50

10. Jumlah penetapan akun pengaturan Badan Usaha

Peraturan 1 1 100

11. Jumlah penetapan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa

4 Badan Usaha 4 2 50

12. Jumlah penetapan harga gas bumi untuk Rumah Tangga dan Pelanggan Kecil

Badan Usaha 6 4 67

13. Jumlah Pembangunan Ruas Transmisi Gas Bumi

Badan Usaha 2 2 100

14. Jumlah Pembangunan Pipa Dedicated Hilir

Badan Usaha 5 2 40

15. Jumlah Pembangunan Jaringan Pipa Gas Kota

Badan Usaha 4 4 100

16. Jumlah Volume Gas Bumi yang diniagakan Melalui Pipa

MMSCF 680.229,4 679.580,7 99,9

17. Jumlah Volume Gas Bumi yang diangkut Melalui Pipa

Juta MBTU 103.842,9 108.695,5 104,7

18. Jumlah laporan pertanggungjawaban administrative

Laporan 10 10 100

19. Jumlah regulasi yang disusun Regulasi 2 2 100

20. Jumlah sarana dan prasarana yang memenuhi standar

Paket 1 1 100

21. Jumlah penarikan iuran dari Badan Usaha Milyar 436 783 180



Uraian/penjelasan singkat tentang capaian indikator kinerja pada tabel di atas, adalah sebagai

berikut:

1. Jumlah Badan Usaha yang mendaftarkan Nomor Registrasi Usaha (NRU) dari BPH Migas

Setiap Badan Usaha yang akan melakukan kegiatan di bidang usaha hilir harus mengajukan

Nomor Registrasi Usaha (NRU) kepada BPH Migas sesuai dengan Peraturan BPH Migas No.

08/P/BPH Migas/X/2005 tanggal 10 Oktober 2005 tentang Kewajiban Pendaftaran Bagi

Badan Usaha yang Melaksanakan Kegiatan Usaha Bahan Bakar Minyak.

Sampai dengan bulan Desember tahun 2011, jumlah Izin Usaha Bidang Hilir Minyak Bumi

yang telah diterbitkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral sekitar 414 Izin

usaha, terdiri dari :

- 8 Izin Usaha Pengolahan;

- 10 Izin Usaha Pengolahan Sementara;

- 55 Izin Usaha Niaga Umum;

- 93 Izin Usaha Niaga Terbatas;

- 225 Izin Usaha Pengangkutan;

- 23 Izin Usaha Penyimpanan.

Dari jumlah tersebut diatas, Badan Usaha yang telah mengajukan dan memperoleh Nomor

Registrasi Usaha (NRU) sebanyak 103 Badan Usaha.

Pada tahun 2011 ini, telah diterbitkan 13 buah NRU bagi Badan Usaha yang telah

mengajukan NRU, jumlah ini melampaui jumlah target yang ditetapkan yaitu sebanyak 10

NRU, dengan demikian capaian kinerja untuk indikator ini adalah 130%. 13 NRU yang telah

terbit pada tahun 2011 adalah sebagai berikut :

1. PT Humpuss Intermoda Transportasi, Tbk (NRU Izin Usaha Pengangkutan)

2. PT Gresik Distribution Terminal (NRU Izin Usaha Penyimpanan)

3. PT Buma Niaga Perkasa (NRU Izin Usaha Niaga Umum)

4. PT Dovechem Maspion Terminal (NRU Izin Usaha Penyimpanan)

5. PT Mandiri Berkah Energi (NRU Izin Usaha Niaga Terbatas)

6. PT Odessey Shipping Lines (NRU Izin Usaha Pengangkutan)

7. PT Patra Buana Putra (NRU Izin Usaha Niaga Terbatas)

8. PT Permata Buana Putra (NRU Izin Usaha Pengangkutan)

9. PT Anugrah Aldhi Persada (NRU Izin Usaha Niaga Terbatas)

10. PT Adhimix Precast Indonesia (NRU Izin Usaha Niaga Terbatas)

11. PT Surya Parna Niaga (NRU Izin Usaha Niaga Umum)

12. PT Cosmic Pekanbaru (NRU Izin Usaha Niaga Umum)

13. PT Green Gold Alam Indonesia (NRU Izin Usaha Niaga Terbatas)


2. Jumlah pengawasan Badan Usaha Niaga Umum dan terbatas pemegang izin usaha

penyediaan dan pendistribusian BBM Non PSO

BPH Migas memiliki tugas melakukan pengaturan dan pengawasan ketersediaan dan

pendistribusian BBM di seluruh wilayah NKRI. Kegiatan pengawasan yang dilakukan meliputi

pengawasan terhadap penyediaan dan pendistribusian BBM yang dilakukan oleh Badan

Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Umum dan Izin Usaha Niaga Terbatas. Pada tahun 2011,

Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Umum dan Izin Usaha Niaga Terbatas

mentargetkan pengawasan kepada 54 Badan Usaha, namun kegiatan pengawasan yang

berhasil dilaksanakan adalah sebanyak 64 Badan Usaha, atau capaian kinerja sebesar 119%.

Selain itu, BPH Migas telah melakukan monitoring dan pengawasan terhadap kegiatan

penyediaan dan pendistribusian BBM Non-PSO terhadap 103 (seratus tiga) Badan Usaha.

Realisasi penjualan BBM Non-PSO Januari-September tahun 2011 mencapai 21,02 juta KL,

atau rata-rata sebesar 2,34 juta KL/Bulan. Hampir sebanyak 73,45 % penyediaan dan

pendistribusian BBM Non-PSO dilakukan oleh PT PERTAMINA, sedangkan sisanya dilakukan

oleh Badan-Badan Usaha lainnya, dengan komposisi sebagai berikut:

Tabel 5.73Realisasi Penjualan BBM Non PSO

Nama Badan Usaha

Realisasi Penjualan BBM Non PSO tahun 2011 (Januari-

September)

Rata-Rata Realisasi Penjualan BBM Non PSO

Perbulan

(Juta Kilo Liter) ( % ) (Juta Kilo Liter/Bulan)

PT Pertamina 15,44 73,45 1,72

Badan Usaha – Badan Usaha Lain

5,58 24,06 0,62

Total BBM Non PSO 21,02 100 2,34

3. Jumlah pengawasan terhadap penugasan Badan Usaha untuk penyediaan dan

pendistribusian Jenis BBM Tertentu (BBM Subsidi).

Dalam rangka memenuhi kebutuhan masyarakat akan BBM bersubsidi, BPH Migas

melakukan pengawasan terhadap Badan Usaha yang ditugaskan untuk penyediaan dan

pendistribusian jenis BBM bersubsidi Indonesia (Bensin Premium, Minyak Tanah, dan Minyak

Solar). Badan Usaha tersebut adalah PT Pertamina, PT AKR Corporindo Tbk, dan PT

Petronas Niaga.

Realisasi kegiatan pengawasan yang telah dilakukan selama tahun 2011 berjumlah 11 jenis

pengawasan dari 5 jenis pengawasan yang ditargetkan, hal ini merupakan sebuah prestasi,

dimana terlihat kegigihan BPH Migas dalam hal penyediaan dan pendistribusian BBM bagi



mastayakat. 11 jenis pengawasan yang telah dilaksanakan adalah sebagai berikut :

1. Pengawasan kegiatan penyediaan dan pendistribusian Jenis BBM Tertentu

(Bersubsidi/PSO),

2. Monitoring dan evaluasi pendistribusian sistem tertutup Jenis BBM Tertentu (BBM

Bersubsidi) dengan alat kendali di Kepulauan Riau (Pulau Bintan, Pulau Batam) dan Pulau

Bangka-Belitung,

3. Monitoring penyediaan dan pendistribusian Jenis BBM Tertentu pada Hari Besar Nasional,

4. Monitoring penerimaan dan pengeluaran Jenis BBM Tertentu di setiap rantai pasok untuk

mengantisipasi kelangkaan,

5. Pengawasan pendistribusian Jenis BBM Tertentu untuk transportasi laut,

6. Pengawasan penyaluran JBT di APMS dalam rangka pengamanan kebijakan satu harga,

7. Pengawasan dan evaluasi penyaluran Jenis BBM Tertentu (Bersubsidi) di wilayah

perbatasan,

8. Monitoring ketahanan stok dalam rangka menjaga ketersediaan BBM,

9. Monitoring penyediaan BBM dari produk kilang dalam negeri,

10. Pengawasan operasional pendistribusian BBM Berusbidi Badan Usaha P3JBT,

11. Monitoring dan evaluasi kegiatan pengembangan pengawasan sistem pendistribusian

tertutup Jenis BBM Tertentu (Bersubsidi) untuk transportasi laut.

Hasil pengawasan:

PT Pertamina masih memegang peran terbesar dengan kuota sebesar 99,69% dari total

kuota nasional APBN-P tahun 2011 sebesar 40,494 juta KL.

Kuota volume Jenis BBM Tertentu sesuai dengan APBN-P Tahun 2011 dan Realisasi

penjualan Jenis BBM Tertentu Periode Januari s.d Desember Tahun 2011 adalah sebagai

berikut:

Tabel 5.74 Kuota BBM Tertentu

Jenis BBM Tertentu

Volume Berdasarkan

Kuota APBNP-2011

Realisasi Tahun 2011

(Januari – Desember)

(Juta KL)Rata-Rata

(Juta KL/Bulan)(Juta KL)

Rata-Rata (Juta KL/Bulan)

Premium 24,539 2,045 25,527 2,127

Minyak Tanah 1,800 0,150 1,696 0,141

Minyak Solar 14,155 1,180 14,563 1,213

Total 40,494 3,375 41,786 4,481

Keterangan :

- Realisasi s/d Desember 2011 PT Pertamina (Jan-Sep 2011 Verified, Oktober-Desember 2011 realisasi MySAP)

- Realisasi s/d Desember 2011 Badan Usaha Pendamping (Jan-Sep 2011 Verified, Oktober-Desember 2011

Prognosa)


Berdasarkan realisasi volume pendistribusian Jenis BBM Tertentu rata-rata perbulan mulai

Januari sampai dengan Desember 2011 yaitu sebesar 4,481 juta KL/Bulan. Total realisasi Jenis

BBM Tertentu Januari sampai dengan Desember Tahun 2011 sebesar 41,786 Juta KL telah

melebihi kuota sejumlah 1,292 juta KL atau sebesar 3,2% dari Kuota Januari sampai dengan

Desember 2011 yang sejumlah 40,494 juta KL.

Berdasarkan tabel realisasi Januari - Desember 2011 di atas, nampak bahwa volume

penjualan Jenis BBM Tertentu tahun 2011 mengalami overkuota. Untuk jenis Bensin

Premium terdapat overkuota sebesar 4%, sementara untuk jenis Minyak Solar mengalami

overkuota sebesar 2,9%.

Dalam rangka membenahi payung hukum terhadap pengendalian penggunaan BBM

bersubsidi, maka mutlak diperlukan segera perubahan Perpres No. 55 tahun 2005 jo Perpres

No. 9 tahun 2006 tentang Harga Jual Eceran BBM Dalam Negeri yang terdiri atas Bensin

Premium, Kerosin (minyak tanah) dan Minyak Solar. Pada materi perubahan Perpres

tersebut diatas diatur ketentuan penggunaan yang boleh membeli BBM bersubsidi secara

jelas. Untuk pelaksanaannya secara operasional BPH Migas perlu diberi payung hukum untuk

mengatur pengendalian volume BBM bersubsidi untuk masing-masing pengguna,

disesuaikan dengan kebijakan yang ditetapkan Pemerintah.

4. Jumlah Pengelolaan Sistem Informasi Direktorat BBM dalam rangka pengawasan

penyediaan dan pendistribusian BBM

Dalam rangka memudahkan dalam hal pengawasan penyediaan dan pendistribusian BBM,

BPH Migas membuat suatu sistem informasi, dimana data-data penyediaan dan

pendistribusian BBM dapat dengan mudah dilihat, karena data selalu up date. Pada tahun

ini, sebanyak 5 buah sistem informasi berhasil di wujudkan dari 4 buah sistem informasi yang

ditargetkan. Secara rinci sistem informasi yang dapat di wujudkan adalahebagai berikut:

1. Monitoring dan Evaluasi Pendistribusian Sistem Tertutup Jenis BBM Tertentu (BBM

Bersubsidi) dengan alat kendali di Kepulauan Riau (Pulau Bintan dan Pulau Batam) dan

Bangka Belitung,

2. Pelaksanaan kegiatan registrasi Badan Usaha dan pengawasan kegiatan Badan usaha

pemilik NRU,

3. Monitoring penerimaan dan pengeluaran Jenis BBM Tertentu di setiap rantai pasok untuk

mengantisipasi kelangkaan,

4. Pengawasan pendistribusian Jenis BBM Tertentu untuk Transportasi Laut,

5. Monitoring dan pengelolaan kegiatan Teknologi Informasi Direktorat BBM dalam rangka

pengawasan pendistribusian BBM.



5. Jumlah rekomendasi/pertimbangan untuk penetapan kebijakan/penugasan

Rekomendasi/pertimbangan sangat diperlukan didalam menetapkan kebijakan/penugasan,

oleh karena itu ditahun ini BPH Migas menjadikan rekomendasi untuk penetapan

kebijakan/penugasan sebagai salah satu indikator dalam mencapai sasaran yang telah

ditetapkan. Rekomendasi yang dihasilkan tahun 2011 ini sebanyak 3 buah rekomendasi dari

target sebanyak 4 buah. Dengan kata lain capaian kinerja ini adalah sebesar 75%.

Rekomenadsi yang berhasil diwujudkan adalah sebagai berikut:

1. Penilaian kinerja Badan Usaha Pelaksana Penugasan Penyediaan dan Pendistribusian

Jenis BBM Tertentu.

2. Perencanaan kuota volume Jenis BBM Tertentu di setiap Kabupaten/Kota seluruh

wilayah NKRI tahun 2012.

3. Persiapan pelaksanaan penyediaan dan pendistribusian Jenis BBM Tertentu (P3JBT)

tahun 2012.

6. Jumlah rancangan peraturan/juklak & juknis untuk penyediaan dan pendistribusian BBM

Nasional

Salah satu kinerja yang t idak kalah penting adalah terwujudnya rancangan peraturan/juklak

dan juknis untuk penyediaan dan pendistribusian BBM nasional, tahun ini dari 6 buah

rancangan peraturan yang ditargetkan, hanya 3 buah rancangan peraturan yang dapat

direalisasikan, yaitu :

1. Peraturan tentang Penetapan WDN bagi Badan Usaha Pelaksana P3JBT (Penugasan

Penyediaan dan Pendistribusian Jenis BBM Tertentu),

2. Pedoman Penyediaan dan Pendistribusian JBT pada daerah yang belum terdapat

penyalur,

3. Juklak/juknis/SOP pengawasan penyediaan dan pendistribusian Jenis BBM Tertentu

7. Jumlah daerah yang telah mengembangkan sistem pengawasan pendistribusian

tertutup jenis BBM tertentu secara bertahap

Pengembangan sistem pengawasan pendistribusian Jenis BBM Tertentu secara bertahap

belum dapat direalisasikan. Untuk kegiatan Intensifikasi pengembangan pengawasan sistem

pendistribusian tertutup Jenis BBM Tertentu (Bersubsidi) untuk transportasi darat di Pulau

Bintan dan Pulau Batam Provinsi Kepulauan Riau dan Intensifikasi pengembangan

pengawasan sistem pendistribusian tertutup Jenis BBM Tertentu (Bersubsidi) untuk

transportasi darat di Pulau Bangka dan Belitung Provinsi Bangka-Belitung tidak terlaksana

karena gagalnya proses seleksi penyedia jasa kegiatan tersebut.


Pada tahun ini ditargetkan kegiatan Intensifikasi Pengembangan Pengawasan Sistem

Pendistribusian Tertutup Jenis BBM Tertentu (Bersubsidi) untuk transportasi laut dilakukan

pada wilayah WDN I Sumatera, wilayah WDN II Jawa Bali, wilayah WDN III.1 Kalimantan,

wilayah WDN III.2 Sulawesi, Maluku dan Papua, dan wilayah WDN IV NTB dan NTT, namun

tidak selesai dilaksanakan dimana rata-rata pencapaian kegiatan sebesar 27%.

8. Jumlah pemberian Hak Khusus pada kegiatan usaha Gas Bumi melalui Pipa

Dalam Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004, Hak Khusus adalah hak yang diberikan

Badan Pengatur kepada Badan Usaha untuk mengoperasikan Pengangkutan Gas Bumi

Melalui Pipa pada Ruas Transmisi dan/atau pada Wilayah Jaringan Distribusi berdasarkan

lelang.

Selanjutnya dalam Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor 19 Tahun

2010, Hak Khusus di bedakan menjadi 4 (empat) macam, yaitu :

Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Ruas Transmisi tertentu adalah

hak yang diberikan Badan Pengatur kepada Badan Usaha untuk mengoperasikan

Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Ruas Transmisi tertentu berdasarkan lelang.

Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Wilayah Jaringan Distribusi

tertentu adalah hak yang diberikan Badan Pengatur kepada Badan Usaha untuk

mengoperasikan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Wilayah Jaringan DIstribusi

tertentu berdasarkan lelang.

Hak Khusus Niaga Gas Bumi Melalui Pipa Dedicated Hilir adalah hak yang diberikan

Badan Pengatur kepada Badan Usaha untuk mengoperasikan Pengangkutan Gas Bumi

Melalui Pipa pada Pipa Dedicated Hilir pada Wilayah Niaga Tertentu tidak berdasarkan

lelang.

Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa Pada Pipa Dedicated Hilir adalah hak

yang diberikan Badan Pengatur kepada Badan Usaha untuk mengoperasikan

Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Pipa Dedicated Hilir pada Wilayah Niaga

Tertentu tidak berdasarkan lelang.

Dalam rangka mencapai terwujudnya pengaturan & pengawasan pengangkutan gas yang

optimal, dilakukan pemberian Hak Khusus Kegiatan Usaha Gas Bumi Melalui Pipa yang

sekaligus menjadi indikator kinerja keberhasilan. Ditargetkan 4 Ruas transmisi dan 7 Pipa

dedicated hilir dapat dicapai di tahun 2011 ini, namun pada realisasinya dapat melebihi target

sebesar 182%, yaitu dengan realisasi 20 Ruas transmisi dan 15 Pipa dedicated hilir.

Adapun rincian pemberian Hak Khusus kepada Badan Usaha yang melakukan kegiatan usaha

Gas Bumi melalui pipa tahun 2011 adalah sebagai berikut :



PT Pertamina Gas, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan

Gas Bumi Nomor 242/KD/BPH Migas/Kom/II/2011 tanggal 9 Pebruari 2011 tentang

Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedicated hilir Ruas pipa Pondok

Tengah - Tegal Gede di Kabupaten Bekasi;

PT Pertiwi Nusantara Resources, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur

Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor 243/KD/BPH Migas/Kom/II/2011 tanggal 9 Pebruari 2011

tentang Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedicated hilir Ruas pipa

Kandang Haur Timur - Hot Tap Pipa PT Pertagas KM 37 di Kabupaten Indramayu;

PT Mitra Energy Buana, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak

dan Gas Bumi Nomor 245/KD/BPH Migas/Kom/IV/2011 tanggal 11 April 2011 tentang

Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedicated hilir ruas pipa GMS PT

Pertagas PLTG Keramasan - PT Sunan Rubber, KP 0.7 - PT REMCO dan Metering KM 3 PT

Pertagas - PT Hok Tong di Palembang;

PT Energasindo Heksa Karya, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir

Minyak dan Gas Bumi Nomor 249/KD/BPH Migas/Kom/VII/2011 tanggal 20 Juli 2011

tentang Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedicated hilir dari Tempino

Kecil - Payo Selincah di Jambi;

PT Energasindo Heksa Karya, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir

Minyak dan Gas Bumi Nomor 250/KD/BPH Migas/Kom/VII/2011 tanggal 20 Juli 2011

tentang Pemberian Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa dari Tempino Kecil -

Payo Selincah di Jambi;

PT PGN (Persero) Tbk, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak

dan Gas Bumi Nomor 260/KD/BPH Migas/Kom/IX/2011 tanggal 7 September 2011 tentang

Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedicated hilir pada 10 (sepuluh)

Wilayah Distribusi antara lain Distribusi Palembang, Distribusi Tangerang – Serang –

Cilegon – Anyer, Distribusi Jakarta, Distribusi Bogor, Distribusi Bekasi, Distribusi Karawang -

Purwakarta - Subang, Distribusi Cirebon, Distribusi Medan - Binjai - Deli Serdang, Distribusi

Batam dan Distribusi Pekanbaru.

PT Mitra Energi Buana, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak

dan Gas Bumi Nomor 266/KT/BPH Migas/Kom/XII/2011 tanggal 9 Desember 2011 tentang

Pemberian Hak Khusus Niaga Gas Bumi melalui pipa dedcated hilir dari Tie Point LBCV

Musi 2 PT Pertamina Gas (Ruas Simpang Y - Pusri pipa diameter 14") sampai dengan PT

Aneka Bumi Pratama di Palembang;

PT Majuko Utama Indonesia, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir

Minyak dan Gas Bumi Nomor 267/KT/BPH Migas/Kom/XII/2011 tanggal 9 Desember 2011

tentang Pemberian Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa dari MS PT

Pertamina Cilegon, PT Chandra Asri Petrochemical dan PT Dong Jin di Cilegon;

PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk, berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan

Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor 268/KT/BPH Migas/Kom/XII/2011 tanggal 9

Desember 2011 tentang Pemberian Hak Khusus Pengangkutan Gas Bumi melalui Pipa Pada

Ruas Transmisi Wampu - Belawan, Pantai Pakam Timur - Hamparan Perak dan Hamparan

Perak - Paya Pasir di Sumatera Utara.


9. Jumlah Badan Usaha yang telah melakukan penetapan pengaturan akses (Access

Arrangement) pengangkutan gas bumi melalui pipa.

Badan Usaha yang telah mendapatkan Hak Khusus dari BPH Migas mempunyai kewajiban

untuk menerapkan “open access” terhadap fasilitas pengangkutan Gas Bumi yang dimilikinya

dengan tujuan agar penggunaan fasilitas tersebut menjadi lebih optimal dengan memberikan

“spare capacity” fasilitas yang belum dipakai sepenuhnya kepada pihak ketiga.

Pemanfaatan Bersama Fasilitas Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa atau yang dikenal

dengan Pengaturan Akses adalah suatu aturan yang memuat tentang hak dan kewajiban

transporter dan penggunaan pipa. Dalam Pengaturan Akses tersebut juga menerangkan

aturan yang menyangkut mekanisme bagaimana pihak ketiga dapat mengakses fasilitas

perpipaan milik transporter dan aturan-aturan lainnya seperti aturan yang berkaitan dengan

aspek teknis maupun legal. Mengingat bahwa fasilitas pengangkutan adalah milik Badan

Usaha Transporter, maka Pengaturan Akses pada dasarnya dibuat oleh Badan Usaha

Transporter, namun demikian agar suatu Pengaturan Akses memiliki jiwa etika bisnis yang

wajar, sehat dan transparan, maka BPH Migas berwenang untuk memberikan masukan-

masukan terhadap Pengaturan Akses yang dibuat oleh Badan Usaha Transporter. Secara

ringkas dinyatakan bahwa Pengaturan Akses adalah aturan yang dibuat oleh Badan Usaha

Transporter yang mana dalam mekanisme pembuatannya mengacu kepada petunjuk

pelaksanaan pembuatan Pengaturan Akses yang dikeluarkan oleh BPH Migas. Suatu

Pengaturan Akses secara legal dapat digunakan apabila Pengaturan Akses tersebut telah

disetujui dan ditetapkan oleh BPH Migas.

Kegiatan Penetapan Pengaturan Akses kepada Badan Usaha mencapai target 50% yaitu dari 4

Badan Usaha yang ditargetkan telah melakukan penetapan pengaturan akses (Access

Arrangement) pengangkutan gas bumi melalui pipa, hanya 2 Badan Usaha yang dapat

direalisasikan. Adapun persetujuan terhadap Pengaturan Akses (Access Arrangement) kepada

Badan Usaha oleh BPH Migas adalah :

PT Transportasi Gas Indonesia untuk Ruas Transmisi Grissik - Batas Negara Singapura

berdasarkan Surat Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor

261/AA/BPH Migas/Kom/IX/2011 tanggal 7 September 2011.

PT PGN (Persero) Tbk, untuk ruas pipa di Sumatera Utara berdasarkan Surat Keputusan

Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor 268/AA/BPH

Migas/Kom/XII/2011 tanggal 9 Desember 2011.

Pada saat ini BPH Migas sedang melakukan pembahasan dalam rangka penyusunan draft

Access Arrangement untuk beberapa ruas yang dioperasikan Badan Usaha, antara lain :



Access Arrangement untuk Ruas Transmisi Grissik – Duri yang dioperasikan oleh PT

Transportasi Gas Indonesia. Status saat ini menunggu penetapan oleh Komite BPH

Migas;

Access Arrangement untuk Ruas Tempino Kecil – PLN Payo Selincah yang dioperasikan

oleh PT Energasindo Heksa Karya. Status saat ini sedang dilakukan pembahasan antara

Direktorat Gas Bumi dengan PT Energasindo Heksa Karya;

Access Arrangement untuk Ruas Transmisi Kepodang – Tambak Lorok yang dioperasikan

oleh PT Bakrie & Brothers Tbk. Status saat ini menunggu keputusan Pemerintah

mengenai status pipa Kepodang - Tambak Lorok yang sebelumnya merupakan dedicated

hulu menjadi open access.

10. Jumlah penetapan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa

Tarif adalah biaya yang dipungut sehubungan dengan jasa Pengangkutan Gas Bumi Melalui

Pipa. Berdasarkan Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001, Peraturan Pemerintah Nomor 67

Tahun 2002 dan Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004, Badan Pengatur (BPH Migas)

mempunyai tugas yang meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan Tarif

pengangkutan Gas Bumi melalui pipa. Dalam menetapkan Tarif, BPH Migas menggunakan

prinsip tekno-ekonomi dan mempertimbangkan perhitungan keekonomian dari Badan

Usaha, kepentingan pemakai dan konsumen, hal ini agar tidak merugikan dan memberatkan

Badan Usaha dan konsumen, maka dalam menetapkan Tarif, Badan Pengatur wajib

memperhatikan kepentingan pemilik Gas Bumi, pemilik pipa dan konsumen.

Capaian kinerja ini terealisasi 50% dari target yang ditetapkan, yaitu dari 4 Badan Usaha yang

ditargetkan hanya 2 yang dapat direalisasikan. Penetapkan Tarif Pengangkutan Gas Bumi

melalui pipa yang dapat direalisasikan yaitu :

a. Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa pada ruas transmisi Wampu -

Belawan, Pantai Pakam Timur - Hamparan Perak dan Hamparan Perak - Paya Pasir di

Sumatera Utara kepada PT Perusahaan Gas Negaran (Persero) Tbk, berdasarkan

Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor : 270/Tarif/BPH

Migas/Kom/ XII/2011 tanggal 27 Desember 2011.

b. Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa pada ruas transmisi Tempino Kecil

- Payo Selincah kepada PT Energasindo Heksa Karya berdasarkan Keputusan Kepala

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor: 264/Tarif/BPH Migas/Kom/XII/2011

tanggal 9 Desember 2011.

Saat ini sedang dilakukan evaluasi penetapan 2 (dua) Tarif Pengangkutan Gas Bumi pada

ruas transmisi lainnya, yaitu :


a. Ruas pipa transmisi Gas Bumi SSWJ 1 milik PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk,

permohonan pengajuan usulan Tarif dalam proses evaluasi dan pembahasan oleh

BPH Migas. Terhadap usulan tersebut telah dilakukan verifikasi aset oleh lembaga

jasa penilai dan verifikasi volume.

b. Ruas pipa transmisi Gas Bumi Grissik - Duri milik PT Transportasi Gas Indonesia.

Permohonan pengajuan usulan Tarif telah dievaluasi oleh BPH Migas, namun karena

sesuatu hal PT Transportasi Gas Indonesia mencabut permohonan usulan Tarif

tersebut.

11. Jumlah penetapan harga gas bumi untuk Rumah Tangga dan Pelanggan Kecil

Sebagaimana tercantum dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001, Peraturan

Pemerintah Nomor 67 Tahun 2002 dan Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004, salah

satu tugas Badan Pengatur (BPH Migas) adalah pengaturan, penetapan dan pengawasan

mengenai harga Gas Bumi untuk rumah tangga dan pelanggan kecil. BPH Migas dalam

menetapkan harga Gas Bumi untuk rumah tangga dan pelanggan kecil mempertimbangkan

nilai keekonomian dari Badan Usaha serta kemampuan dan daya beli masyarakat, dengan

arti lain bahwa penetapan harga Gas Bumi oleh BPH Migas mempertimbangkan aspek teknis

dan ekonomis atas penyediaan Gas Bumi serta sesuai dengan kebijakan harga yang

ditetapkan Pemerintah.

Pada tahun 2011, BPH Migas telah menerbitkan Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak dan

Gas Bumi Nomor 22/P/BPH Migas/X/2011 tanggal 19 Juli 2011 tentang Penetapan Harga Gas

Bumi Untuk Rumah Tangga dan Pelanggan Kecil sebagai revisi/perubahan atas Peraturan

Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor: 03/P/BPH Migas/I/2005 tanggal 15

Januari 2005. Hal ini tidak terlepas dari adanya kebijakan Pemerintah untuk

mengembangkan jaringan distribusi gas baru untuk skenario pembangunan Kota Gas (gas

cluster) melalui mekanisme lelang bagi operator, dimana harga jual gas yang diterapkan

wajib mendapatkan persetujuan dari BPH Migas. Revisi atas peraturan ini yaitu dengan

menambahkan komponen-komponen biaya pembentuk harga gas dan sumber-sumber

investasi baru (baik yang dibangun Badan Usaha maupun Pemerintah) dalam rangka

mendorong pengembangan pembangunan infrastruktur baru.

Dalam Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor: 22/P/BPH Migas/X/2011

disebutkan bahwa penetapan dan penerapan harga Gas Bumi oleh BPH Migas digolongkan

menjadi beberapa kriteria tertentu berdasarkan pada kegiatan untuk keperluan komersil dan

non komersil dengan mengacu kepada volume pemakaian per bulan pelanggan.



Tahun ini ditargetkan 6 wilayah yang sudah ditetapkan Harga Gas Bumi untuk Rumah

Tangga dan Pelanggan Kecil, namun yang dapat direalisasikan sebanyak 4 wilayah atau

dengan kata lain capaian kinerja mencapai 67%. Wilayah tersebut adalah:

1. Kota Palembang kepada PT Sarana Pembangunan Palembang Jaya, berdasarkan

Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor : 20/P/BPH Migas/II/2011

tanggal 9 Pebruari 2011 tentang Harga Jual Gas Bumi Melalui Pipa untuk Konsumen

Rumah Tangga di Wilayah Jaringan Distribusi di Kota Palembang (Cluster Lorok Pakjo

dan Cluster Siring Agung). Adapun Harga Jual Gas Bumi yang ditetapkan adalah :

Rumah Tangga 1 (RT-1) meliputi Rumah Susun, Rumah Sederhana, Rumah Sangat

Sederhana dan sejenis ditetapkan sebesar Rp 2.250/m3;

Rumah Tangga 2 (RT-2) meliputi Rumah Menengah, Rumah Mewah, Apartemen dan

sejenis ditetapkan sebesar Rp 2.710/m3.

2. Kota Tarakan kepada Perusda Tarakan, berdasarkan Peraturan Badan Pengatur Hilir

Minyak dan Gas Bumi Nomor : 23/P/BPH Migas/VII/2011 tanggal 19 Juli 2011 tentang

Harga Jual Gas Bumi untuk Pelanggan Rumah Tangga Pada Jaringan Pipa Distribusi di

Kota Tarakan. Harga Jual Gas Bumi yang yang ditetapkan adalah sebesar Rp 2.802/m3.

3. Kota Depok kepada PT Jabar Energi, berdasarkan Peraturan Badan Pengatur Hilir Minyak

dan Gas Bumi Nomor : 24/P/BPH Migas/VII/2011 tanggal 19 Juli 2011 tentang Harga Jual

Gas Bumi untuk Pelanggan Rumah Tangga Pada Jaringan Pipa Distribusi di Kota Depok

(Kelurahan Beji dan Kelurahan Beji Timur). Harga Jual Gas Bumi yang ditetapkan adalah

sebesar Rp 2.790/m3.

4. Kota Bekasi kepada PT Sinergi Patriot Bekasi, berdasarkan Peraturan Badan Pengatur

Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor : 25/P/BPH Migas/XII/2011 tanggal 9 Desember 2011

tentang Harga Jual Gas Bumi melalui pipa PT Sinergi Patriot Bekasi untuk Konsumen

Rumah Tangga pada Jaringan Pipa Distribusi di Perumahan Bumi Bekasi Baru, Kelurahan

Bojong Rawa Lumbu, Kota Bekasi. Harga Jual Gas Bumi yang ditetapkan adalah sebesar

Rp 2.773/m3.

Permohonan usulan Harga Jual Gas Bumi PT Petrogas Jatim Utama untuk jaringan Gas

Bumi di Kota Surabaya dan Sidoarjo yang dibangun oleh Direktorat Jenderal Migas saat

ini masih dalam tahap evaluasi dan pembahasan. Hal ini dikarenakan pengusulan harga

oleh Badan Usaha sudah pada akhir tahun dan skema yang diusulkan tidak sesuai dengan

Peraturan BPH Migas Nomor : 22/P/BPH Migas/X/2011.


12. Jumlah Pembangunan Ruas Transmisi Gas Bumi

Dalam rangka Peningkatan Pengembangan Infrastruktur Jaringan Pipa Gas Bumi, BPH Migas

melaksanakan kegiatan lelang pembangunan ruas transmisi gas bumi, pada tahun ini 2

Badan Usaha berhasil melaksanakan pembangunan ruas transmisi gas bumi tersebut, atau

capaian 100%.

BPH Migas pada tahun 2006 telah melaksanakan lelang ruas transmisi Gas Bumi yaitu Gresik

- Semarang, Cirebon - Semarang dan Bontang - Semarang. Perkembangan rencana proyek

pembangunan ruas transmsi Gresik - Semarang yang dilaksanakan oleh PT Pertagas, saat ini

sedang dalam proses memperoleh izin dan FEED.

Untuk ruas transmisi Bontang (Kalimantan Timur) - Semarang (Jawa Tengah) / Kalija yang

dimenangkan oleh PT Bakrie & Brothers Tbk, BPH Migas telah mengusulkan pembangunan

pipa secara bertahap dengan membangun ruas transmisi Kepodang - Tambak Lorok sebagai

bagian dari Kalija kepada Menteri ESDM. Namun sampai saat ini masih menunggu

Keputusan Menteri ESDM mengenai perubahan status pipa yang semula dedicated hulu

menjadi pipa Open Access pada Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi

Nasional. Saat ini PT Bakrie & Brothers Tbk telah menyiapkan Access Arrangement ruas

transmisi Kepodang - Tambak Lorok, revisi AMDAL dan FEED. Untuk ruas Cirebon -

Semarang masih menunggu kepastian pasokan gas (LNG) melalui Floating Storage Receiving

Unit (FSRU) Jawa Tengah dan kepastian penyerapan gas oleh PLN sebagai "anchor buyer".

13. Jumlah Pembangunan Pipa Dedicated Hil ir

Sebagai upaya peningkatan pemanfaatan Gas Bumi di dalam negeri, saat ini dibangun 5

(lima) ruas pipa dedicated hilir sesuai dengan target yang telah ditetapkan, yaitu :

1. PT Surya Cipta Internusa untuk ruas pipa dari GRE Pertamina Gas - Kawasan Industri

Maspion dan Jaringan Distribusi ke Konsumen di Wilayah Gresik, Jawa Timur sepanjang

15.000 meter;

2. PT Bayu Buana Gemilang untuk ruas pipa dari Tandes - Perak sepanjang 7.139 meter dan

ruas pipa dari Waru - Platinum Karangpilang sepajang 6.300 meter;

3. PT Mitra Energy Buana untuk ruas dari Tie Point LBCV Musi 2 PT Pertamina Gas (Ruas

Simpang Y - Pusri pipa diameter 14") sampai dengan PT Aneka Bumi Pratama di

Palembang;

4. PT Inti Daya Latu Prima unuk ruas dari Tie in jalur pipa gas dari MRS Panaran ke MRS

IDLP di Simpang Kabil diameter 12 inch sepanjang 800 meter dan dari MRS IDLP ke PT

Dale Energy diameter 12 inch sepanjang 800 meter;

5. PT Sadikun Niagamas Raya di Gresik, Jawa Timur.



14. Jumlah Pembangunan Jaringan Pipa Gas Kota

Salah satu tugas dan fungsi BPH Migas sebagaimana diamanatkan dalam Undang-Undang

Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi adalah meningkatkan pemanfaatan

Gas Bumi di dalam negeri. Beranjak dari fungsi tersebut, maka sejak tahun 2007 BPH Migas

telah melakukan studi kelayakan teknis dan ekonomis pembangunan kota gas di beberapa

wilayah yang memiliki potensial sumber pasokan gas bumi, baik berupa lapangan gas

maupun wilayah yang dilewati pipa transmisi dan/atau distribusi Gas Bumi. Studi kelayakan

teknis dan ekonomis pembangunan kota gas tersebut dalam rangka meningkatkan

pemenuhan kebutuhan energi bagi masyarakat, khususnya pada sektor rumah tangga.

Pembangunan jaringan distribusi Gas Bumi untuk rumah tangga menjadi salah satu program

prioritas nasional yang bertujuan untuk diversifikasi energi, penyediaan energi bersih, aman

dan murah serta program komplementer konversi minyak tanah ke LPG guna meminimalkan

penggunaan Minyak Bumi. Di sisi Pemerintah, melalui program ini diharapkan dapat

mengurangi penggunaan minyak tanah sebagai bahan bakar sehingga mengurangi beban

subsidi, penghematan APBN untuk BBM.

Pembangunan infrastruktur jaringan Gas Bumi untuk rumah tangga membutuhkan biaya

yang besar, di sisi lain keuntungan/margin yang diperoleh kecil sehingga Badan Usaha tidak

tertarik membangun. Melihat kondisi demikian, maka Pemerintah melalui dana APBN

merealisasikan Pembangunan jaringan Gas Bumi tersebut sebagai stimulus untuk

mewujudkan Kota Gas.

Pada tahun 2011 ini, jumlah wilayah yang direncanakan akan dibangunan jaringan pipa gas

kota adalah 4 wilayah dan seluruhnya dapat direalisasikan yaitu tahun 2011 di Bontang,

Sengkang, Sidoarjo (Tahap II) dan Palembang (Tahap II).

Adapun wilayah/kota yang telah dilakukan studi pembentukan kota gas antara lain Blora,

Tarakan, Samarinda, Balikpapan, Bontang, Sorong, Lhokseumawe, Jambi, Prabumulih,

Semarang, Subang, Bojonegoro, Bangkalan, Tenggarong, Wajo, Pekanbaru, Bandar

Lampung, Muara Enim, Cilegon, Lhoksukon, Tanjung Jabung Barat, Tanjung Jabung Timur,

Musi Banyu Asin, Banyu Asin, Metro Lampung, Indramayu dan Luwuk Banggai.

Hasil studi kelayakan teknis dan ekonomis pembangunan kota gas tersebut selanjutnya

ditindaklanjuti oleh Direktorat Jenderal Migas untuk dilaksanakan Kajian Front End

Engineering Design Consctruction (FEED) dan Detail Engineering Desing Constrtuction (DEDC)

serta pelaksanaan pembangunannya. Adanya keterbatasan anggaran Pemerintah

menyebabkan realisasi pembangunan jaringan gas tidak dapat dilaksanakan secara cepat.

Beberapa wilayah/kota telah direalisasikan pembangunan jaringan gas antara lain tahun

2009 di kota Surabaya dan Palembang, tahun 2010 di kota Prabumulih, Bekasi, Depok,

Sidoarjo dan Tarakan.


15. Jumlah Volume Gas Bumi yang diniagakan Melalui Pipa

Berdasarkan Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 dinyatakan bahwa pembiayaan

operasional Badan Pengatur (BPH Migas) bersumber dari Iuran Badan Usaha yang diaturnya.

Selanjutnya dalam Peraturan Pemerintah Nomor 1 tahun 2006 tentang Besaran dan

Penggunaan Iuran Badan Usaha dalam Kegiatan Usaha Penyediaan dan Pendistribusian

Bahan Bakar Minyak dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa dinyatakan bahwa Badan

Usaha yang wajib membayar Iuran adalah Badan Usaha yang melakukan kegiatan

pengangkutan Gas Bumi melalui pipa, yaitu:

Badan Usaha pemegang Izin Usaha Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa (transporter)

pada Ruas Transmisi dan/atau Wilayah Jaringan Distribusi yang telah memiliki Hak

Khusus dari BPH Migas.

Badan Usaha pemegang Izin Usaha Niaga dengan Fasilitas (trader yang memiliki fasilitas)

yang telah memiliki Hak Khusus dari BPH Migas.

Besaran Iuran yang wajib dibayar oleh Badan Usaha yang melakukan Kegiatan Usaha

Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa pada Ruas Transmisi dan/atau pada Wilayah Jaringan

Distribusi sebagaimana dimaksud dalam Pasal 3 ayat (2) didasarkan pada perkalian jumlah

volume Gas Bumi yang diangkut melalui pipa per tahun dengan persentase dari tarif

pengangkutan Gas Bumi per seribu standard kaki kubik sebagai berikut :

Tabel 5.75

Besaran Persentase Tarif Pengangkutan Gas Bumiterhadap volume Gas Bumi yang diangkut

Volume Gas Bumi Yang Diangkut Melalui Pipa

Besaran Persentase Dari Tarif Pengangkutan Gas Bumi Per Seribu Standard Kaki Kubik

Sampai dengan 100 (seratus) Miliar Standard Kaki Kubik per tahun

3 % (tiga per seratus)

Di atas 100 (seratus) Miliar Standard Kaki Kubik per tahun

2 % (dua per seratus)

Kemudian besaran Iuran yang wajib dibayar oleh Badan Usaha yang melakukan kegiatan

usaha Niaga Gas Bumi sebagaimana dimaksud dalam Pasal 3 ayat (3) didasarkan pada

perkalian jumlah volume Gas Bumi yang dijual per tahun dengan 3 0/00 (tiga per seribu) dari

harga jual Gas Bumi per seribu standard kaki kubik.



Grafik 5.38. Realisasi Volume Penjualan Gas Bumi Melalui Pipa

Tabel 5.76Realisasi Volume Gas Bumi Yang Niagakan

Setiap Badan Usaha

BADAN USAHA NIAGA VOLUME PENJUALAN (MMBTU)

PT. PGN (Persero) Tbk 136,348,360.55

PT. Bayu Buana Gemilang 7,315,724.84

PT. Banten Inti Gasindo 1,270,047.73

PT. Energasindo Heksa Karya 8,028,237.19

PT. Odira Energy Persada 5,085,311.91

PT. Sadikun Niagamas Raya 1,316,172.05

PT. Mitra Energi Buana 668,046.28

PT. Krakatau Daya Listrik 520,837.10

PT. Pelangi Cakrawala Losarang 756,217.81

PT. Pertiwi Nusantara Resources 154,691.34

Total 161,463,646.81

Dalam Pasal 11 dan Pasal 13 Peraturan

Pemerintah Nomor 1 Tahun 2006, Badan

Usaha wajib menyampaikan kepada BPH

Migas rencana volume dan laporan realisasi

volume Gas Bumi yang diangkut melalui

pipa setiap triwulan. Pada tahun 2011,

realisasi volume Gas Bumi yang diniagakan

Badan Usaha yang melakukan kegiatan

usaha Gas Bumi melalui pipa sampai dengan

Triwulan III Tahun 2011 sebesar

161.463.646,81 MMBTU dengan rincian sebagaimana terlihat dalam tabel di atas.

16. Jumlah Volume Gas Bumi yang diangkut Melalui Pipa

Pada tahun 2011 pada triwulan III, realisasi volume pengangkutan sebesar 1.021.704.119,57

MSCF. Angka ini naik 1,37% dari volume pengangkutan sebelumnya pada triwulan yang

sama yaitu sebesar 1.007.844.002 MMSCF. Rincian volume pengangkutan Gas Bumi melalui

pipa setiap badan usaha adalah :


GrafikRencana VS Realisasi Iuran Badan Usaha Tahun 2006 s.d 2012

0

100

200

300

400

500

600

700

800

TH. 2006 TH. 2007 TH. 2008 TH. 2009 TH. 2010 TH. 2011 TH.2012*

Rencana

Realisasi

*) Perkiraan Penerimaan Iuran BPH Migas tahun 2012

Dalam Milyar Rupiah

17. Jumlah penarikan iuran dari Badan Usaha

Salah satu tugas pokok dan fungsi Sekretariat BPH Migas adalah penarikan iuran dari Badan

Usaha, iuran ini merupakan Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP). Pada tahun anggaran

2011 ini realisasi penerimaan iuran dari Badan Usaha melampui target dengan capaian

sebesar180%, yaitu dari target sebesar Rp 463 miliar dan realisasi sebesar Rp. 783 miliar.

Sasaran 2 : Pengungkapan Potensi Geologi Indonesia Untuk Kesejahteraan dan

Perlindungan Masyarakat.


dikembangkan dari indikator kinerja program/kegiatan rencana kinerja tahun 2011. Indikator kinerja

BADAN USAHA PENGANGKUTAN

VOLUME PENGANGKUTAN

(MSCF)

PT Pertamina Gas (Pertagas) 793.405.608,12

PT Transportasi Gas Indonesia 219.802.136,10

PT PGN (Persero) Tbk 8.496.375,36

Total 1.021.704.119,57

Tabel 5.59Realisasi volume pengangkutan Gas Bumi melalui

pipa Setiap Badan Usaha

Grafik 5.39. Rencana dan Realisasi Penerimaan Iuran Badan Usaha

Grafik 5.40. Rencana dan Realisasi Penerimaan Iuran Badan Usaha tahun 2006 - 2012.



sasaran beserta target, realisasi dan capaiannya diuraikan dalam tabel berikut:


1. Jumlah peta geologi yang dihasilkan dan digunakan Peta 905 996 110%

2. Jumlah lokasi penelitian/pemetaan cekungan sedimen Lokasi 4 3 75%


4. Rekomendasi Teknis Penataan Ruang berbasis Geologi Rekomendasi 100 95 95%

5. Jumlah usulan rekomendasi WKP, WUP, dan WPN Rekomendasi 68 71 104%

6. Jumlah wilayah keprospekan, potensi, dan status sumber daya geologi (panas bumi, batubara, CBM, Gambut, Bitumen padat, dan mineral)

Wilayah 75 71 95%

7. Jumlah rekomendasi teknis mitigasi bencana geologi Rekomendasi 109 296 272%

8. Jumlah gunung api yang dipantau untuk kegiatan gunungapi aktif tipe A dari Pos Pengamatan Gunung Api

GA dipantau melalui pos PGA

GA dipantau melalui 10 regional

center

68

37

68

37

100%

100%

9. Jumlah kawasan karst terpetakan pada skala 1:50.000 Kawan 2 2 100%

10. Jumlah lokasi yang telah dilakukan penyelidikan kondisi geologi teknik geodinamik dan infrastruktur

Lokasi 13 13 100%

11. Jumlah lokasi yang telah dilakukan pemetaan geologi lingkungan kawasan pertambangan untuk tata ruang pada skala 1:100.000

Lokasi 7 7 100%

12. Jumlah lokasi yang dilakukan pemetaan geologi lingkungan untuk tata ruang pada skala 1:100.000

Lokasi 13 13 100%

13. Jumlah layanan informasi publik melalui Museum Kegeologian

Pengunjung 500.000 441.344 88%

14. Jumlah lokasi pemetaan kawasan rawan bencana gunung api, peta geologi gunung api, peta zona kerentananan gerakan tanah, peta mikrozonasi, peta KRB gempa bumi, peta KRB tsunami dan peta risiko gempabumi/tsunami, gerakan tanah dan gunungapi .

Laporan / Peta 59 59 100%

15. Tersedianya informasi peringatan dini bencana gunungapi dan bencana geologi lainnya

Laporan dan informasi

peringatan dini

27 60 222%

16. Jumlah informasi Penelitian Dan Mitigasi Bencana Gunungapi, Gempabumi, Tsunami, Gerakan Tanah

Laporan 39 41 105%



17. Jumlah sosialisasi, publikasi, pameran, pelatihan kebencanaan dan penyusunan rencana kontinjensi

Dokumen 11 11 100%

18. Tersusunnya Pedoman Mitigasi Bencana Gunung Api dan Pedoman Mitigasi Gerakan Tanah, Gempa Bumi dan Tsunami

Dokumen 9 9 100%

19. Jumlah peta geofisika bersistem dan bertema yang dihasilkan dan digunakan

line km 100.000 49.000 49%

20. Jumlah kegiatan pengembangan museum geologi sebagai geo-edukasi dan destinasi geo-wisata

Kegiatan / Terbitan

16 17 106%

1. Jumlah peta geologi yang dihasilkan dan digunakan

Pada tahun 2011 ini, Kementerian ESDM mentargetkan sebanyak 905 lembar peta geologi yang

akan dihasilkan dan digunakan, namun pada realisasinya kinerja ini dapat melampaui target

yang ditetapkan yaitu sebanyak 996 atau capaian kinerja mencapai 110%. Rincian peta-peta

tersebut adalah sebagai berikut :

a. Kegiatan penelitian yang dilakukan di Pulau Kalimantan berhasil menghasilkan sebanyak

747 lembar peta dari 740 lembar peta yang ditargetkan. Metode yang dilakukan dalam

penelitian ini berbasis interpretasi penginderaan jauh(remote sensing) dengan skala

1:50.000. Di bawah ini adalah lokasi penelitian pemetaan geologi berbasis penginderaan

jauh dan hasil kegiatan interpretasi secara keseluruhan di lokasi penelitian Pulau Kalimantan.

Kegiatan Penelitian dan mitigasi bencana gunung api, gempa bumi, tsunami dan gerakan tanah

menghasilkan 41 peta.

GGaammbbaarr 55..6611.. LLookkaassii PPeenneelliittiiaann PPeemmeettaaaann GGeeoollooggiiBBeerrbbaassiiss PPeennggiinnddeerraaaann JJaauuhh TTaahhuunn 22001111

GGaammbbaarr 55..6622.. HHaassiill IInntteerrpprreettaassii PPeemmeettaaaann GGeeoollooggiiBBeerrbbaassiiss PPeennggiinnddeerraaaann JJaauuhh



b. Peta terbit KRB, peta Zona Resiko dan peta tematik lainnya seperti jalur pengungsian dan

sebagainya sebanyak 19 peta.

c. Kegiatan pemetaan kawasan rawan bencana gunung api, peta geologi gunung api, peta

zona kerentananan gerakan tanah, peta mikrozonasi, peta KRB gempa bumi, peta KRB

tsunami dan peta risiko gempabumi/tsunami, gerakan tanah dan gunungapi menghasilkan

59 peta.

d. Kegiatan Pemetaan kawasan kars yang dipetakan pada skala 1:50.000 menghasilkan 2 peta.

e. Kegiatan penyelidikan kondisi geologi teknik geodinamik dan infra struktur menghasilkan

13 peta.

f. Kegiatan pemetaan geologi lingkungan kawasan pertambangan untuk tata ruang pada

skala 1:100.000 menghasilkan 7 peta.

g. Pemetaan geologi lingkungan untuk tata ruang pada skala 1:100.000 menghasilkan 13 peta.

h. Pemetaan Penataan Ruang berbasis geologi menghasilkan 95 peta.

2. Jumlah lokasi penelitian/pemetaan cekungan sedimen

Jumlah lokasi penelitiaan/pemetaan cekungan sedimen yang meliputi kegiatan stratigrafi,

sedimentologi, struktur geologi, gaya berat, magnet, dan analisa secara laboratorium dan

geofisika ditargetkan pada tahun 2011 ini adalah sebanyak 4 lokasi cekungan sedimen, namun

yang dapat direalisasikan adalah 3 lokasi wilayah cekungan di Pulau Sulawesi yaitu :

1. Cekungan Kendari- Muna-Buton, Sulawesi Tenggara

Dilihat dari aspek sistem petroleumnya, di daerah penelitian sangat sulit mencari jenis

batuan Tersier yang bertindak sebagia batuan induk, karena hampir semuanya tersusun

oleh batugamping, batu napal, maupun konglomerat yang tidak mungkin sebagai penghasil

minyak.

GGaammbbaarr 55..6633.. LLookkaassii PPeenneelliittiiaann CCeekkuunnggaann KKeennddaarrii--MMuunnaa-- BBuuttttoonn,, SSuullaawweessii TTeennggggaarraa


2. Cekungan Luwuk-Banggai, Sulawesi Tengah

Dari pola-pola kontur anomaly magnet regional, dibagian barat daerah penelitian secara

regional mengindikasikan adanya pola struktur sesar yang berarah barat laut – tenggara.

Sedangkan dibagian Selatan nilai anomaly magnet relatif tidak berubah, yaitu berkisar -200

nT dan makin ke Utara nilai anomaly magnet relatif semakin naik dengan nilai bervariasi.

Perubahan nilai magnetik dari selatan keutara tersebut, dapat mengindikasikan bahwa

struktur sesar secara regional relatif berarah Barat-Timur.

3. Cekungan Wokam, Kep. Aru, Maluku

Secara administratif Kepulauan Wokam termasuk pada Kabupaten Kepulauan Aru. Dari

hasil penelitian gaya berat, batas cekungan Wokam diduga berada di bagian tengah

peta Kep. Aru (P. Wokam) yang dibatasi nilai kontur anomali antara +100 s/d +200 nT

membentuk pola cekungan dan kemungkinan cekungan sedimen lebih berkembang

kearah utara. Dengan geomorfologi yang terdiri dari, perbukitan rendah bertopografi

karst, dataran dengan karst lorong di beberapa tempat dan rawa.

GGaammbbaarr 55..6644.. LLookkaassii PPeenneelliittiiaann CCeekkuunnggaann LLuuwwuukk--BBaannggggaaii,, SSuullaawweessii TTeennggaahh

GGaammbbaarr 55..6655.. LLookkaassii PPeenneelliittiiaann CCeekkuunnggaann WWookkaamm,, KKeepp AArruu MMaalluukkuu



3. Rekomendasi Teknis Penataan Ruang berbasis Geologi

Kegiatan penyelidikan geologi lingkungan wilayah perkotaan, regional, pesisir dan pulau-

pulau kecil, pertambangan, kawasan karst, kawasan cagar alam geologi dan untuk seluruh

hasil penyelidikan tersebut adalah berupa rekomendasi kesesuaian peruntukan lahan yang

dapat dipergunakan oleh pemerintah daerah sebagai acuan dalam penyusunan Rencana Tata

Ruang Wilayah.

Pada Tahun anggaran 2011 ini sebanyak 100 rekomendasi ditargetkan dalam penataan ruang

berbasis geologi, pada realisasinya, 5 kegiatan Penataan Ruang belum dapat direalisasikan

dikarenakan terbatasnya sumber daya manusia di PAG untuk mengerjakan kegiatan ini.

Kegiatan tersebut ialah penataan ruang untuk kawasan rawan tsunami, pemetaan zona

kerentanan gerakan tanah, penyelidikan potensi air tanah dan konfigurasi akuifer dan

pemetaan kawasan rawan bencana gunung api di Pulau Lombok.Sementara untuk kegiatan

inventarisasi geologi lingkungan pascabencana geologi untuk evaluasi penataan ruang tidak

dilakukan karena pada tahun anggaran 2011 tidak terjadi bencana geologi.

4. Jumlah usulan rekomendasi WKP, WUP, dan WPN

Usulan rekomendasi WKP, WUP, dan WPN yang ditargetkan pada tahun 2011 ini adalah

sebanyak 68 rekomendasi dan terealisasi sebanyak 71 rekomendasi, atau capaian kinerja ini

sebesar 104%. Rincian rekomendasi yang terealisasi adalah sebagai berikut :

a. Usulan rekomendasi WKP panas bumi

No. Nama WKP Propinsi Potensi (MWe)

1. Arjuno Welirang Jawa Timur 200

2. Candi Umbul - Telomoyo Jawa Tengah 92

3. Bora Pulu Sulawesi Tengah 123

4. Gunung Lawu Jawa Tengah dan Jawa Timur 195

5. Kepahiang Bengkulu 180

GGaammbbaarr 55..6666.. PPeettaa UUssuullaann WWKKPP PPaannaass BBuummii TTaahhuunn 22001111


b. Usulan rekomendasi WUP dan 1 usulan rekomendasi WPN mineral logam

No Pulau WUP WPN

1 Sumatera 10 -

2 Jawa 2 -

3 Nusa Tenggara 3 -

4 Sulawesi 9 -

5 Maluku 3 -

6 Papua 3 1

Total 30 1

c. Usulan rekomendasi WUP dan 1 usulan rekomendasi WPN batubara

No Pulau WUP WPN

1 Sumatera 10 -

2 Kalimantan 13 1

3 Papua 7 -

Total 30 1

d. Usulan rekomendasi WKP CBM.

No Usulan WK CBM Wilayah/ Propinsi

1 Muara Tebo Jambi

2 Kota Tengah Jambi dan Sumatera Selatan

3 Tanjung - Tabalong Kalimantan Selatan

4 Tamiang Layang, Barito Timur Kalimantan Selatan

5. Jumlah wilayah keprospekan, potensi, dan status sumber daya geologi (panas bumi,

batubara, CBM, Gambut, Bitumen padat, dan mineral)

Kegiatan Pengungkapan potensi sumber daya geologi menghasilkan wilayah keprospekan,

potensi, dan status sumber daya geologi (Panas Bumi, Batubara, CBM, Gambut, Bitumen

Padat, dan Migas), pada tahun ini dari target sebanyak 75 wilayah kepropekan, tercapai 92%

atau sebanyak 69 wilayah keprospekan, yaitu :

a. 22 wilayah keprospekan, potensi, dan status sumber daya panas bumi, yang mencakup

penambahan 3 rekomendasi daerah keprospekan baru sumber daya panas bumi;

rekomendasi peningkatan status sumber daya yang terdapat 7 wilayah/daerah panas bumi,



mengalami peningkatan status sumber daya hipotetik menjadi cadangan terduga yaitu

pada daerah yang dilakukan survei terpadu geologi, geokimia dan geofisika panas bumi;

peningkatan kualitas data aliran panas pada 3 rekomendasi wilayah keprospekan panas

bumi, peningkatan kualitas data bawah permukaan pada 7 rekomendasi wilayah

keprospekan, potensi sumber daya panas bumi sesuai hasil survei magnetotellurik, dan

rekomendasi peningkatan kualitas data pada 2 wilayah keprospekan panas bumi dengan

survei landaian suhu panas bumi.

Pada kegiatan survei pendahuluan geologi dan geokimia panas bumi menghasilkan:

rekomendasi penambahan daerah keprospekan baru potensi panas bumisebanyak 9 daerah

prospek pada 3 wilayah keprospekan, yaitu: di wilayah Kalimantan Timur sebanyak 4 lokasi

(Sebakis, Sajau, Semolon, dan Mengkausar), Pulau Wetar-Maluku sebanyak 4 lokasi

(Warmong, Esulit, Lurang, dan Karbubu), dan Sulawesi Tengah sebanyak 1 lokasi (Ranang-

Kasimbar). Ada penambahan sumber daya spekulatif sebesar 115 MWe yang berasal dari

lokasi-lokasi di atas, kecuali untuk daerah Ranang-Kasimbar yang langsung dilakukan survei

terpadu pada tahun 2011 ini, memberikan potensi sebesar 10 MWe pada kelas cadangan

terduga.

Dengan demikian terdapat peningkatan status potensi panas bumi hasil dari survei terpadu

di atas, yaitu sebesar 180 MWe pada kelas Cadangan Terduga dan 227 MWe pada kelas

Sumber Daya Hipotetis. Perbandingan penambahan daerah prospek baru peningkatan

GGaammbbaarr 55..6677.. PPeettaa LLookkaassii PPeenneemmuuaann TTeerrbbaarruu PPaannaass BBuummii HHaassiill SSuurrvveeii PPeennddaahhuulluuaann 22001111


status potensi panas bumi dan Perbandingan Status Tahapan Penyelidikan Potensi Panas

Bumi 2008- 2011 dapat dilihat dalam grafik dibawah ini ini:

b. 15 wilayah keprospekan, potensi, dan status sumber energy fosil

Rekomendasi keprospekan potensi sumber energi fosil Tahun 2011 terdiri dari 9 buah

rekomendasi wilayah keprospekan (terdiri dari 6 rekomendasi wilayah hasil Penyelidikan

pendahuluan, 2 rekomendasi wilayah penyelidikan batubara bersistem dan 1 rekomendasi

wilayah kegiatan pengeboran) dan 6 buah rekomendasi keprospekan potensi sumber daya

gambut, Bitumen Padat dan Migas (terdiri dari: 1 rekomendasi wilayah keprospekan sumber

daya gambut; dan 5 rekomendasi wilayah keprospekan, potensi dan status sumber daya

bitumen padat).

c. 22 wilayah keprospekan, potensi, dan status sumber daya mineral

Kegiatan inventarisasi, prospeksi dan eksplorasi mineral dibedakan menjadi 2 jenis yaitu :

mineral logam dan mineral non logam.

Mineral logam. Tahun 2011 inventarisasi, prospeksi dan eksplorasi mineral logam

terlaksana sebanyak 12 lokasi atau (92,3%) dari target 13 wilayah keprospekan, dengan

keluaran/output 12 rekomendasi wilayah keprospekan mineral logam, yang terdiri dari

kegiatan: Eksplorasi Umum Logam Jarang di Kabupaten Tapanuli Selatan, Sumatera Utara;

Eksplorasi Umum Endapan Timah di Daerah Bangka Utara, Kabupaten Bangka Barat dan

Kabupaten Bangka, Bangka Belitung; Survey Geokimia Logam di Provinsi Sumatera Barat;

Prospeksi Pasir Besi di Kabupaten Lampung Barat, Lampung, Prospeksi Mineral Logam di

Kabupaten Sumba Timur, Nusa Tenggara Timur; Prospeksi Endapan Mangan di Kabupaten

Dompu, Nusa Tenggara Barat; Prospeksi Logam Emas di Pulau Obi, Kabupaten Halmahera

Selatan, Maluku Utara; Prospeksi Logam Emas di Kabupaten Sumbawa, Nusa Tenggara

GGrraaffiikk 55..4411.. PPeerrbbaannddiinnggaann JJeenniiss KKeeggiiaattaann ddaann SSttaattuuss TTaahhaappaann PPeennyyeelliiddiikkaann



Barat; Inventarisasi Mineral Logam di Kabupaten Jayapura, Papua, Inventarisasi Mineral

Logam di Kabupaten Kepulauan SITARO, Sulawesi Utara.

Mineral non logam. Tahun 2011 inventarisasi, prospeksi dan eksplorasi mineral non logam

terlaksana sebanyak 8 lokasi atau 100%, dari target 8 wilayah keprospekan, dengan

keluaran 8 rekomendasi wilayah keprospekan mineral non logam pada kegiatan: Eksplorasi

Umum Endapan Dolomit di Kabupaten Karo, Sumatera Utara; Prospeksi Bahan Baku Semen

di Kabupaten Kaimana, Papua Barat; Prospeksi Endapan Fosfat di Kabupaten Timor Tengah

Selatan, Nusa Tenggara Timur Inventarisasi Mineral Non Logam di Kabupaten Siak, Riau;

Inventarisasi Mineral Non Logam di Kabupaten Biak Numfor dan Kabupaten Sufiori, Papua.

Inventarisasi Mineral Non Logam di Kabupaten Aceh Jaya dan Kabupaten Aceh Barat, Aceh;

Penelitian Batuan Ultrabasa untuk bahan baku pupuk di Kabupaten Halmahera Timur,

Maluku Utara; Penelitian Agromineral di Kabupaten Jepara, Jawa Tengah.

d. 8 wilayah keprospekan, pemanfatan potensi, jenis bahan galian lain/mineral ikutan dan nilai

tambah keekonomian sumber daya geologi dan 2 wilayah/daerah zona bahaya dan sebaran

unsur-unsur

Kegiatan Penelitian dan Penyelidikan Konservasi Sumber Daya Geologi tahun 2011

terlaksana sebanyak 10 wilayah dengan keluaran 8 wilayah keprospekan, optimasi

pemanfatan potensi dan nilai tambah keekonomiansumber daya geologi dan 2

wilayah/daerah zona bahaya dan sebaran unsur-unsur yang berbahaya bagi kesehatan

lingkungan masyarakat

Penelitian dan Penyelidikan Konservasi Sumber Daya Geologi tahun 2011 dilakukan di

daerah Nabire-Papua; Konawe-Sulawesi Tenggara, Minahasa Utara-Sulawesi Utara;

Polewali Mandar-Sulawesi Barat; Halmahera selatan-Maluku Utara; Kapuas-Kalimantan

Tengah; Lingga-Kep. Riau; Garut-Jawa Barat.

Penelitian konservasi ini dilakukan sebagai upaya untuk mendorong pemanfaatan secara

optimal atas potensi sumber daya geologi, bahan galian mineral dan batubara termasuk

bahan galian lain dan mineral ikutan di wilayah usaha pertambangan, daerah bekas

tambang, PETI, Pertambangan Skala Kecil, Daerah Mud Vulkano dan mineral ikutan pada

daerah panas bumi.

6. Jumlah rekomendasi teknis mitigasi bencana geologi

Mulai Tahun 2011 ini, Kementerian ESDM melalui Pusat Vulkanologi dan Mitigasi Bencana

Geologi, Badan Geologi memberikan rekomendasi teknis kepada pemerintah daerah berkaitan

perubahan aktivitas gunung api, kejadian gempa bumi dan gerakan tanah. Informasi perubahan

status dan tingkat aktivitas serta rekomendasi teknis antisipasi bencana gunung api

disampaikan kepada Badan Nasional Penanggulangan Bencana (BNPB) dan instansi terkait

lainnya. Himbauan untuk meningkatkan kewaspadaan juga diberikan kepada Pemerintah


Daerah yang wilayahnya memiliki gunung api dan ramai dikunjungi wisatawan maupun pendaki

terutama pada peringatan Kemerdekaan RI, Hari Raya Lebaran, Natal dan Tahun Baru.

Berdasarkan hal tersebut diatas, jumlah rekomendasi teknis mitigasi bencana geologi dijadikan

salah satu indikator keberhasilan penunjang yang tidak kalah penting. Dari target sebanyak 109

rekomendasi yang ditetapkan, dapat direalisasikan sebanyak 296 rekomendasi, atau capaian

kinerja melebihi dari target yaitu sebesar 271%.

Uraian capaian indikator kinerja yang melampaui target tersebut yaitu : kegiatan tanggap

darurat bencana gempabumi, tsunami, gerakan tanah dan gunung api, penyelidikan pasca

gerakan tanah serta kegiatan pemberian tanggapan dan rekomendasi teknis kejadian gerakan

tanah (82 gerakan tanah) dan tanggapan gempa bumi dengan skala lebih dari 5 SR (114 gempa

bumi) serta rekomendasi teknis ketika gunung api mengalami peningkatan status (21 gunung

api) sehingga harus ditanggapi dan diberikan rekomendasi teknis walaupun tidak menimbulkan

korban jiwa tetapi hal ini dilaksanakan untuk meredam kepanikan masyarakat.

Kejadian gerakan tanah pada tahun 2011 tidak sebanyak kejadian gerakan tanah pada tahun

2010 hal ini disebabkan karena curah hujan pada tahun 2011 mengalami penurunan, demikian

juga kejadian gempa bumi dan letusan gunung api pada tahun 2011 dampaknya tidak separah

kejadian gempa bumi dan letusan gunung api tahun 2010.

Tabel 5.79Status Kegiatan Gunung Api Tahun 2011

No. Nama Gunungapi Status Sejak

1 G. Lokon Siaga 24 Juli 2011

2 G. Karangetang Siaga 08 Agustus 2011

3 G. Papandayan Siaga 13 Agustus 2011

4 G. Anak Krakatau Siaga 30 September 2011

5 G. Gamalama Siaga 04 Desember 2011

6 G. Ijen Siaga 18 Desember 2011

7 G. Gamkonora Waspada 03 Mei 2011

8 G. Dieng Waspada 10 Juni 2011

9 G. Bromo Waspada 13 Juni 2011

10 G. Marapi Waspada 03 Agustus 2011

11 G. Lewotobi Perempuan Waspada 31 Agustus 2011

12 G. Soputan Waspada 08 September 2011

13 G. Ibu Waspada 08 September 2011

14 G. Lewotobi Laki-Laki Waspada 22 September 2011

15 G. Tambora Waspada 09 Oktober 2011

16 G. Anak Ranakah Waspada 22 Oktober 2011



No. Nama Gunungapi Status Sejak

17 G. Sundoro Waspada 05 Desember 2011

18 G. Sinabung Waspada 07 Oktober 2010

19 G. Kerinci Waspada 09 September 2010

20 G. Talang Waspada 17 April 2010

21 G. Sangeang Api Waspada 04 Juni 2009

22 G. Semeru Waspada 16 Juli 2009

23 G. Dukono Waspada 13 Juni 2008

7. Jumlah gunung api yang dipantau untuk kegiatan gunungapi aktif tipe A dari Pos

Pengamatan Gunung Api

Kegiatan di bidang kegeologian yang tidak kalah penting adalah pemantauan kegiatan gunung

api yang dipantau melalui Pos PGA dan dipantau melalui 10 regional center, pada tahun ini dari

target sebanyak 68 gunung api aktif yang akan dipantau melalui Pos PGA, seluruhnya dapat

direalisasikan, atau capai kinerja sebesar 100 %. Demikian pula gunung api yang dipantau

melalui Regional Center (10 Regional Center) sebanyak 37 gunung api terealisasi 100%. Seluruh

data kegempaan tersebut ditransmisikan ke Pusat Vulkanologi dan Mitigasi Bencana Geologi di

Bandung melalui VSAT, khusus untuk Gunung Api Anak Krakatau data kegempaan ditransfer

melalui VSAT tanpa melalui Regional Center. Transmisi data deformasi (tilt dan GPS) dari

beberapa gunung api ke PVMBG melalui sistem SMS dan VSAT. Data tilt yang terpantau

melalui sistem SMS meliputi Gunung Api Talang, Gunung Api Merapi, Gunung Api

Kelud,Gunung Api Batur, dan Gunung Api Anak Krakatau. Sedangkan data GPS Gunung Api

Lokon terkirim melalui sistem VSAT. Transmisi data gas dari Gunung Api Dieng dan Gunung Api

Merapi dilakukan melalui sistem SMS.

GGrraaffiikk 55..4422.. KKeejjaaddiiaann GGeerraakkaann TTaannaahh PPaaddaa TTaahhuunn 22001111


Tabel 5.62Gunung Api Yang Dapat Dipantau Langsung Dari Kantor PVMBG

Melalui Sistem VSAT

No. Regional Center Gunung Api yang terpantau

1 Tomohon G. Karangetang, G. Ruang, G. Tangkoko, G. Lokon, G. Mahawu,

G. Soputan, G.Awu.

2 Semeru G. Semeru, G. Bromo, dan G. Lamongan

3 Batur G. Batur dan G. Agung

4 Guntur G. Guntur, G. Galunggung, G. Papandayan, dan G. Ciremai

5 Bukiitinggi G. Tandikat, G. Marapi dan G. Talang

6 Iya, Ende G. Iya, G. Rokatenda, G. Kelimutu

7 Inerie, Bajawa G. Inerie, G. Inelika, G. Ebulobo

8 Lewotolo G. Lewotolo, G. Ileboleng, G. Sirung, G. Iliwerung

9 Ternate G. Gamalama, G. Kie Besi, G. Dukono, G. Gamkonora, G. Ibu

10 Egon, Maumere G. Egon, G. Lewotobi, G. Lereboleng

8. Jumlah kawasan karst terpetakan pada skala 1:50.000

Kawasan karst yang berhasil dipetakan pada skala 1 : 50.000 adalah sebanyak 2 kawasan,

hal ini sesuai dengan target yang telah ditetapkan pada tahun 2011 ini.

GGaammbbaarr 55..6688.. TTrraannssmmiissii DDaattaa AAkkttiivviittaass GGuunnuunngg AAppii MMeellaalluuii RReeggiioonnaall CCeenntteerr



9. Jumlah lokasi yang telah dilakukan penyelidikan kondisi geologi teknik geodinamik dan

infrastruktur.

Pada tahun 2011 telah berhasil dilakukan penyelidikan kondisi geologi teknik geodinamik

dan infrastruktur sebanyak 13 lokasi, capaian ini sesuai dengan target yang telah ditetapkan

sebelumnya, atau dengan kata lain capaian kinerja adalah 100%.

10. Jumlah lokasi yang telah dilakukan pemetaan geologi lingkungan kawasan

pertambangan untuk tata ruang pada skala 1:100.000

Kementerian ESDM melalui Badan Geologi pada tahun anggaran 2011 telah melaksanakan

kegiatan Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan sebanyak 7 lokasi,

berikut adalah rincian lokasi kegiatan:

1. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan Mamuju Utara, Provinsi

Sulawesi Barat.

2. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan PertambanganPohuwatu, Provinsi Gorontalo.

3. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan Soppeng, Provinsi Sulawesi

Selatan.

4. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan PertambanganKapuas, Provinsi Kalimantan

Tengah.

5. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan Tapanuli Utara, Provinsi

Sumatera Utara.

6. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan Bima, Provinsi Nusa Tenggara

Barat.

7. Penyelidikan Geologi Lingkungan Kawasan Pertambangan Semarang, Propinsi Jawa

Tengah.

11. Jumlah lokasi yang dilakukan pemetaan geologi lingkungan untuk tata ruang pada skala

1:100.000

Pada tahun anggaran 2011 ini juga telah dilaksanakan pemetaan geologi lingkungan tata

ruang skala 1 : 100.000 sebanyak 13 lokasi, yang terdiri dari 4 kegiatan yaitu:

a. Kegiatan inventarisasi geologi lingkungan tata ruang di 6 lokasi yaitu: Wilayah Sumatera;

Kalimantan; Sulawesi; Bali dan Nusa Tenggara; Maluku dan Papua; Jawa.

b. Kegiatan Spatial Planning on Lombok Island-Cooperation with Georisk di Pulau Lombok

bekerjasama dengan Georisk sebanyak 4 lokasi yaitu : Makrozonasi dan Mikrozonasi

Bencana Gempa Bumi, Mataram, Nusa Tenggara Barat; Inventarsi Sumber Daya Mineral,

Lombok Barat; Pemetaan Geologi Teknik, Nusa Tenggara Barat; dan Penataan Ruang

Berbasis Geologi, Lombok Timur.

c. Kegiatan Penataan Ruang Pascabencana Geologi yaitu berupa Kajian Geologi Lingkungan


terhadap Banjir di Bandung Selatan.

d. Kegiatan Monitoring Geologi Lingkungan sebanyak 2 lokasi untuk Monitoring Perubahan

Fungsi Ruang Akibat Kerusakan Lingkungan Geologi, Lumpur Sidoarjo di Jawa Timur.

12. Jumlah layanan informasi publik melalui Museum Kegeologian

Sebagai salah satu kinerja pelayanan kepada masyarakat, indikator yang digunakan adalah

mengukur seberapa banyak masyarakat yang mengunjungi museum geologi yang terletak

di Bandung, Jawa Barat. Pada tahun ini jumlah pengunjung melebihi dari target yang telah

ditetapkan, yaitu dari target sebanyak 425.000 pengunjung, terealisasi sebanyak 441.344

pengunjung atau capaian kinerja sebesar 103,8%. Hal ini karena adanya penambahan jumlah

koleksi museum geologi dan peningkatan pelayanan kepada masyarakat mengenai

informasi kegeologian, informasi tersebut tidak hanya diperlukan oleh instansi yang

berhubungan dengan bidang kegeologian tetapi juga menarik bagi kalangan masyarakat.

13. Jumlah lokasi pemetaan kawasan rawan bencana gunung api, peta geologi gunung api,

peta zona kerentananan gerakan tanah, peta mikrozonasi, peta KRB gempa bumi, peta

KRB tsunami dan peta risiko

gempabumi/tsunami, gerakan tanah dan

gunungapi

Kondisi geologi Indonesia dengan faktor-

faktor geologi, klimatologi yang sangat

dominan menjadikan beberapa wilayah

Indonesia rawan akan bencana alam

gunungapi, gerakan tanah dan

gempabumi dan tsunami. Saat ini bencana

GGrraaffiikk 55..4433.. JJuummllaahh PPeenngguunnjjuunngg MMuusseeuumm KKeeggeeoollooggiiaann



tersebut belum dapat diprediksi kapan dan dimana terjadinya, tetapi dengan melakukan

pemetaan kawasan rawan bencana dapat dilakukakan identifikasi di daerah yang berpotensi

terjadi bencana jika terjadi letusan gunungapi, gempabumi/tsunami dan gerakan tanah.

Berdasarkan hal tersebut di atas, Kementerian ESDM melaksanakan Kegiatan pemetaan

kawasan rawan bencana gunung api, peta geologi gunung api, peta zona kerentananan

gerakan tanah, peta mikrozonasi, peta krb gempa bumi, peta krb tsunami dan peta risiko

gempabumi/tsunami, gerakan tanah dan gunung api yang pada tahun 2011 menghasilkan

peta kawasan rawan bencana dan

pemetaan/analisis risiko gunungapi dan

bencana geologi lainnya sebanyak 59

lembar peta, dengan demikian target yang

telah ditetapkan dapat terealisasi sebesar

100 %. Adapun peta-peta tersebut

digunakan sebagai peta dasar dalam

analisis risiko bencana dan digunakannya

peta-peta tersebut ke dalam penataan

ruang dan wilayah atau evaluasi tata ruang

dan wilayah berbasis bencana geologi.

Pemetaan/analisis risiko sangat diperlukan untuk mengetahui risiko dan kerugian yang

mungkin terjadi jika terjadi bencana geologi baik gunungapi, gempabumi/tsunami maupun

gerakan tanah. Dengan analisis risiko tersebut dapat disiapkan langkah-langkah

kesiapsiagaan baik melalui penanggulangan struktural maupun peningkatan kapasitas

masyarakat dalam menghadapi bencana gerakat dalam menghadapi bencana geologi.

Berdasarkan Undang-Undang Republik Indonesia No 24 Tahun 2007 Tentang

Penanggulangan Bencana harus menjadi perhatian yang sangat penting, kemudian pada

pasal 40 ayat 3 disebutkan Setiap kegiatan pembangunan yang mempunyai risiko tinggi

yang menimbulkan bencana dilengkapi dengan analisis risiko bencana sebagai bagian dari

usaha penanggulangan bencana sesuai dengan kewenangannya. Hal ini juga didukung

dengan adanya serta UU No. 26 TH 2007 tentang penataan ruang. Rencana Aksi Nasional

Tahun 2006 yang diluncurkan oleh BAPPENAS tentang Pengurangan Risiko Bencana.

14. Tersedianya informasi peringatan dini bencana gunungapi dan bencana geologi lainnya

Informasi peringatan dini gunungapi dilakukan melalui analisis aktivitas gunungapi dan

perubahan status dari normal-waspada-siaga-awas serta perubahan tingkatan status

gunungapi, ini dilakukan untuk memberi informasi atau peringatan sedini mungkin tentang

aktivitas gunungapi.

Grafik 5.45. Kejadian Gerakan Tanah peningkatan

status gunungapi di Indonesia Tahun 2011


Realisasi capaian kinerja kegiatan ini melampaui target yang ditetapkan, yaitu sebesar

222%. Semula target yang ditetapkan adalah 27 informasi, dan yang terealisasi adalah 60

informasi. Terlampauinya target kegiatan ini karena semula kegiatan peringatan dini

gunungapi yang direncanakan adalah di 10 lokasi, namun ditahun berjalan terjadi perubahan

status dari gunung api di Indonesia, sebanyak 21 gunung api menunjukkan perubahan

aktivitas. Di samping itu, juga ada penambahan kegiatan berupa peringatan dini potensi

terjadi gerakan tanah di seluruh provinsi di Indonesia pada setiap bulan. Jika dilihat akurasi

kegiatan, maka akurasi dari pembuatan peta peringatan dini perlu di tingkatkan karena

lokasi gerakan tanah masih terjadi pada peta prakiraan terjadi gerakan tanah di zona

menengah (19 kejadian atau 23 %) dan zona potensi gerakan tanah rendah (2 kejadian atau

3 %).

15. Jumlah informasi Penelitian Dan Mitigasi Bencana Gunungapi, Gempabumi, Tsunami,

Gerakan Tanah.

Capaian kinerja kegiatan penelitian dan mitigasi bencana gunungapi, gempabumi/tsunami

dan gerakan tanah ini pada tahun 2011 melebihi target yang ditetapkan yaitu dari target

sebesar 39 informasi, terealisasi sebanyak 41 informasi atau tercapai 105%. Realisasi

melebihi target karena adanya kegiatan tambahan berupa penyelidikan gas/lumpur di

GGaammbbaarr 55..6699.. SSiisstteemm PPeemmaannttaauuaann GGuunnuunngg AAppii ddii IInnddoonneessiiaa MMeellaalluuii RReeggiioonnaall CCeenntteerr



Danau Ranau (Sumatera Selatan) dan Bitung (Sulawesi Utara), dimana saat itu muncul gas

yang membuat masyarakat panik sehingga perlu dilakukan penyelidikan.

Informasi yang dihasilkan dari kegiatan Penelitian Dan Mitigasi Bencana Gunungapi,

Gempabumi, Tsunami, Gerakan Tanah, antara lain :

a. Informasi geofisika gunungapi di G. Inelika (NTT), G. Gede (Jawa Barat), G. Sundoro -

Sumbing (Jawa Tengah), G. Mahawu (Sulawesi Utara), dan G. Soputan (Sulawesi Utara);

b. Informasi deformasi gunungapi di G. Lewotobi (NTT), G. Kelimutu (NTT), G. Papandayan

(Jawa Barat), dan G. Awu (Sulawesi Utara);

c. Informasi Geokimia Gunungapi di G. Guntur (Jawa Barat), G. Salak (Jawa Barat), G.

Kelimutu (NTT), dan G. Sirung (NTT);

d. Informasi gunungapi di Sinabung (Sumatera Utara), G. Lokon (Sulawesi Utara), dan G.

Semeru (Jawa Timur), Penelitian Kaldera G. Batur, Penelitian Tephra Gunung Sinabung;

e. Informasi semburan lumpur/gas dilaksanakan di Sidoarjo (Jawa Timur), danau Ranau

(Sumatera Selatan) dan Bitung (Sulawesi Utara); Pemodelan bahaya tsunami lampung

dan cilacap, pemodelan bahaya lahar di G. Bromo, G. Merapi dan G. Karangetang,

Evaluasi modeling abu Gunung Gede dan G. Cermei;

f. Informasi Bencana Gempabumi di Sungai Penuh, Tarutung dan Gorontalo;

g. Informasi Tsunamigenik di Pantai Barat Sumut, Teluk Bima dan Seram;

h. Informasi Kestabilan Lereng dan Penyelidikan Banjir Bandang/Debris Flow di Nagreg,

Krui – Liwa, Manggarai, NTT dan Palu-Donggala;

i. Informasi gerakan tanah di Sumedang dan Karanganyar;

j. Informasi gerakan tanah di Cipanas dan Cipularang. Kegiatan penelitian dan mitigasi

tersebut bertujuan untuk memperlengkap database kebencanaan geologi serta berguna

dalam pengambilan keputusan meningkatkan aktivitas status gunung api.

16. Jumlah sosialisasi, publikasi, pameran, pelatihan kebencanaan dan penyusunan rencana

kontinjensi

Capaian kinerja kegiatan sosialisasi, publikasi, pameran, pelatihan kebencanaan dan

penyusunan rencana kontinjensi pada tahun 2011 ini sesuai dengan target 100%. Kegiatan

tersebut meliputi pelatihan penanggulangan bencana geologi di Bangli (Bali), Guci (Jawa

Tengah), Probolinggo (Jawa Timur) dan Bantul (DIY), Seminar/ Workshop Kebencanaan

Geologi di Bandung Barat dan Yogyakarta; Pameran mitigasi bencana geologi di Jakarta,

Manado, Tangerang, IDEC (Jakarta) dan di Yogyakarta; Penerbitan Buletin dan Jurnal

Bencana Geologi; Pembuatan Dokumentasi dan pengumpulan Bahan Informasi di G.


Bromo, G. Merapi, G. Rinjani dan G. Karangetang. Kegiatan ini bertujuan untuk memberikan

informasi kepada masyarakat dan pemerintah daerah mengenai kebencanaan geologi

sehingga dapat meningkatkan kesiapsiagaan masyarakat dan pemerintah daerah dalam

menghadapi ancaman bencana geologi.

17. Tersusunnya Pedoman Mitigasi Bencana Gunung Api dan Pedoman Mitigasi Gerakan

Tanah, Gempa Bumi dan Tsunami

Penyusunan Pedoman Mitigasi Bencana Gunung Api dan Pedoman Mitigasi Gerakan Tanah,

Gempa Bumi dan Tsunami merupakan kegiatan prioritas dalam mitigasi bencana geologi

yang bertujuan untuk memberikan acuan dalam pelaksanaan kegiatan dan penyusunan

dokumen sebagai antisipasi atau bagian dari kesiapsiagaan pemerintah daerah jika terjadi

bencana geologi.

Kegiatan penyusunan pedoman mitigasi bencana gunung api, gerakan tanah, gempa bumi

dan tsunami pada tahun 2011 ini sesuai target yaitu 9 pedoman Mitigasi Bencana Gunung

Api dan Pedoman Mitigasi Gerakan Tanah, Gempa Bumi dan Tsunami atau capaian kinerja

sebesar 100%.

Rincian 9 pedoman tersebut adalah sebagai berikut: Standar penyusunan peta gerakan

tanah (revisi); SNI legenda gerakan tanah (Revisi); Standar Operasional Prosedure Analisis

Risiko Bencana Geologi; Pedoman Rencana Kontijensi Gunungapi, Gempabumi, Tsunami

Dan Gerakan Tanah; serta 4 Dokumen Rencana Kontijensi di Kabupaten Ponorogo (Jawa

Timur), Kabupaten Banyumas (Jawa Tengah), Gunung Talang (Sumbar), Banyuwangi (Jawa

Timur) dan Bandung Barat (Jawa Barat).

18. Jumlah peta geofisika bersistem dan bertema yang dihasilkan dan digunakan

Pelaksanaan pemetaan geofisika pada tahun ini belum dapat mencapai target line km yang

diharapkan. Dari target 100.000 line km yang ditetapkan, hanya terealisasi 49.000 line km

yang dapat dilaksanakan. Hal ini disebabkan oleh beberapa alasan yaitu : terputusnya suplai

avtur dari pertamina jayapura karena keterlambatan kedatangan kapal tanker; terbatasnya

muatan cargo dari sentani ke wamena untuk membawa avtur karena muatan lebih

mengutamakan terlebih dahulu sembako; terjadinya insiden yang mengatasnamakan

masyarakat baliem di bandara wamena yang melarang helycopter terbang di wilayah

mereka; serta cuaca di pegunungan wamena yang tidak menguntungkan sering tertutup

awan, faktor ini yang paling besar menghambat pekerjaan, security officer melarang pindah

base operasi dengan alasan keselamatan personil sehingga memperlambat pekerjaan; dan

keterlambatan dirjen wilhan untuk mengirimkan security officer.



19. Jumlah kegiatan pengembangan museum geologi sebagai geo-edukasi dan destinasi

geo-wisata

Pada tahun 2011 ini Jumlah kegiatan pengembangan museum geologi sebagai geo-edukasi

dan destinasi geo-wisata yang berhasil dilaksanakan adalah sebanyak 17 kegiatan, capaian

ini melebihi target sebanyak 16 kegiatan, atau capaian kinerja mencapai 106%.

Sasaran 3 : Pemfasilitasian Yang Efektif Dan Efisien Untuk Menunjang Ketahanan

Energi Nasional.

Keberhasilan pencapaian sasaran ini diukur melalui pencapaian 6 indikator kinerja sasaran yang dikembangkan

dari indikator kinerja program/kegiatan rencana kinerja tahun 2011. Indikator kinerja sasaran beserta target,

realisasi dan capaiannya diuraikan dalam tabel berikut:


1. Jumlah laporan bahan perumusan dan perancangan kebijakan energi lintas sektor dan daerah

Laporan 12 12 100%

2. Jumlah laporan bahan penetapan RUEN dan asistensi RUED

Laporan 8 8 100%

3. Jumlah laporan persidangan DEN, hubungan masyarakat dan Keprotokolan

Laporan 10 10 100%

4. Jumlah bahan penetapan langkah -langkah penanggulangan kondisi krisis dan darurat energi

Laporan 6 6 100%

5. Persentase rekomendasi lokasi dan besaran (volume) cadangan penyangga energi

Laporan 3 3 100%

6. Jumlah laporan pengawasan pelaksanaan atas pelaksanaan kebijakan energi yang bersifat lintas sektor

Laporan 8 8 100%

Secara keseluruhan kinerja untuk mencapai sasaran mewujudkan pemfasilitasian yang efektif dan efisien

untuk menunjang Ketahanan Energi Nasional dapat direalisasikan dengan capaian kineja 100%.



Sasaran 4 : Perwujudan tata kelola pemerintahan yang baik.





1. Jumlah dokumen perencanaan yang sinergis Dokumen 3 3 100%

2. Jumlah dokumen kesepakatan kerja sama yang dilaksanakan untuk mendukung prioritas rencana strategis

Dokumen 5 5 100%

3. Pencapaian kinerja KESDM sesuai target % 100 94,8 94,8%

4. Persentase anggaran KESDM yang digunakan untuk menunjang Prioritas nasional

% 52 47,84 92%

5. Persentase Penyajian LK tepat waktu (e.g hari,minggu,dll)

% 100 100 100%

6. Opini BPK terhadap LK Jenis opini WTP WTP 100%

7. Prosentase efisiensi dan efektifitas pengelolaan keuangan KESDM

% 90 60,3 67%

8. Jumlah SOP yang dikembangkan SOP 150 218 145,3%

9. Jumlah rancangan peraturan perUUan sektor ESDM yang diselesaikan

Buah 25 22 88%

10. Jumlah bantuan hukum dan kasus yang dimenangkan dan diselesaikan

Kasus 4 14 350%

11. Rasio berita negatif dan positif % 5 : 11 5 : 11 100%

12. Persentase penghapusan BMN yangdipindahtangan-kan kepada pihak ketiga

% 75 100 133%




Uraian capaian kinerja masing-masing indikator kinerja sebagaimana tabel di atas, dijabarkan

sebagai berikut:

1. Jumlah dokumen perencanaan yang sinergis

Terciptanya sinergi dalam dokumen perencanaan merupakan tugas manajemen yang tidak

mudah untuk dilaksanakan, apalagi jika mencakup sumber-sumber daya yang banyak dan

beragam. Dokumen perencanaan strategis yang telah berhasil disusun pada tahun 2011 ini oleh

Kementerian ESDM berjumlah 3 dokumen, yaitu : Review Renstra KESDM 2010-2014;

Dokumen Rencana Kerja Kementerian ESDM dan Dokumen Rencana Kerja dan Anggaran

KESDM. Ketiga dokumen tersebut merupakan rangkaian dokumen perencanaan yang

saling terkait satu dengan lainnya serta selaras, dan merupakan acuan untuk pelaksanaan

kegiatan seluruh unit kerja dalam lingkungan organisasi KESDM. Sesuai dengan hasil

pengukuran kinerja, keseluruhan target kinerja tersebut dapat dicapai atau dengan nilai

capaian sebesar 100%.

2. Persentase dokumen kesepakatan kerja sama yang dilaksanakan untuk mendukung

prioritas rencana strategis

Salah satu kinerja sasaran penunjang yang tidak kalah penting adalah adanya dokumen

kesepakatan kerjasama dalam dan luar negeri yang berhasil ditandantangani dalam ranka

peningkatan invstasi di sektor energi dan sumber daya mineral. Pada tahun 2011 ini dari 5 buah

nota kesepahaman yang ditargetkan akan ditandatangani berhasil direalisasikan seluruhnya.

Dengan demikian capaian kinerja adalah 100%. Sebanyak 5 buah dokumen nota kesepahaman

(MOU) telah ditandatangani dan diimplementasikan adalah sebagai berikut:

1. Memorandum of Understanding (MoU) between The Ministry of Energy and Mineral

Resources of the Republic of Indonesia and The Ministry of Petroleum and Natural Gas of

the Republic of India on Cooperation in the Field of Oil and Gas yang ditandatangani pada

tanggal 25 Januari 2011 di New Delhi, India;

2. MoU antara Badan Geologi dan The China Geological Survey of the Ministry of Land and

Resources of the People's Republik of China (CGS) Concerning Scientific and Technical

Cooperation in The Field of Geoscience yang ditandatangani pada tanggal 18 Maret 2011

di Beijing, RRT;

3. Persetujuan antara Pemerintah RI dan Pemerintah Republik Perancis mengenai Kerja

Sama Energi dan Sumber Daya Mineral yang ditandatangani pada tanggal 1 Juli

2011di Jakarta;

4. Letter of Intent between The Ministry of Energy and Mineral Resources of the Republic of

Indonesia and he Minister of Economy of The Republic of Poland on Cooperation in The

Field of Energy and Mineral Resources yang ditandatangani pada tanggal 26 September

2011 di Jakarta;


5. Letter of Intent antara Badan Geologi dan Department of Geology and Minerals The

Ministry of Natural Resources and Environment of The Lao People’s Democratic Republic on

Cooperation in The Filed of Geology and Minerals yang ditandatangani pada 26 Desember

2011 di Vientiane, Laos.

3. Pencapaian kinerja KESDM sesuai target

Kinerja sektor ESDM secara umum dapat dinilai dari capaian indikator kinerja sektor ESDM yang

mencakup antara lain asumsi makro sektor ESDM yang meliputi harga minyak, lifting minyak

bumi, volume BBM bersubsidi, subsidi BBN dan volume LPG bersubsidi, selain itu juga dinilai dari

capaian strategis yang meliputi penerimaan sektor ESDM, subsidi energi, investasi, pasokan

energi dan mineral, dan pembangunan daerah (Dana Bagi Hasil dan Community Development).

Selain itu, capaian kinerja sektor ESDM juga dapat terlihat dari kegiatan atau capaian-capaian

pembangunan yang berhasil dilaksanakan selama tahun berjalan seperti pembangunan

infrastruktur, penandatangangan kontrak-kontrak ESDM, penyelesaian permasalahan, dan

prestasi-prestasi kinerja strategis lainnya.

Kementerian ESDM mentargetkan pencapaian kinerja secara keseluruhan di tahun 2011 adalah

sebesar 100%. Bila dibandingkan dengan targetnya capaian kinerja KESDM mencapai 94,8%,

namun jika dibandingkan capaian kinerja di tahun 2010 adalah sebesar 94,7%. Rincian capaian

kinerja tahun 2011 sesuai aspek tugas dan fungsi dapat dilihat pada tabel dibawah ini:

GGaammbbaarr 55..7700.. CCaappaaiiaann KKiinneerrjjaa SSeekkttoorr EESSDDMM TTaahhuunn 22001111



Tabel 5.83CAPAIAN KINERJA KESDM

TAHUN 2011

No. Uraian Satuan

2010 2011% Capaian thd 2011

% Capaian thd 2010

Realisasi Target

APBN-PRealisasi

CAPAIAN KINERJA KESDM (ASUMSI MAKRO DAN CAPAIAN STRATEGIS)

94,8 94,7

ASUMSI MAKRO 96,56 94,15

1.Harga minyak mentah Indonesia (ICP)

US$/barel 78,07 95 111,8 117,68 143,20

2.Produksi/Lifting Minyak Bumi

MBOPD 945 945 902 95,45 95,45

3. Volume BBM + BBNbersubsidi

Juta KL 38,23 40,49 41,24 101,85 107,87

• Premium/Bioethanol 22,93 24,54 25,33 103,22 110,47• Kerosene 2,35 1,8 1,74 96,67 74,04

• Solar/Biodiesel 12,95 14,15 13,89 98,16 107,26

4. Subsidi Bahan Bakar Nabati (BBN)

Rp./liter 100 100

• Tambahan Subsidi Biodiesel

2.000 2.000 2.000 100 100

• Tambahan Subsidi Bioethanol

2.000 2.000 2.000 100 100

5. Volume LPG bersubsidi Juta Ton 2,71 3,52 3,28 106,82 78,97

6. Subsidi Listrik Triliun Rp 58,11 65,5 93,29 57,57 39,46

CAPAIAN STRATEGIS 93,04 95,25

1.Total Penerimaan Negara Sektor ESDM

Rp Triliun 285,6 324,34 352,15 109 123

Jumlah penerimaan negara sub sektor migas

Rp Triliun 217,2 249,59 278,39 109 115

Jumlah penerimaan negara subsektor pertambangan umum (mineral, batubara)

Rp Triliun 66,5 73,53 77,39 116 116

Jumlah penerimaan negara dari subsector

Rp Triliun 0,4 0,35 0,55 155 115


No. Uraian Satuan

2010 2011% Capaian thd 2011

% Capaian thd 2010

Realisasi Target

APBN-PRealisasi

energi bari terbarukan

Jumlah Penerimaan lain-lain (Balitbang, Badiklat, BPH Migas)

Rp Triliun 1,5 0,86 1,76 206 127

2.Subsidi Energi 133,2 195,3 261,5 66,10 3,68

Jumlah subsidi BBM, BBN dan LPG

Rp Triliun 92,.5 129,7 168,2 70,3 18,16

Jumlah subsidi Listrik Rp Triliun 40,7 65,6 93,3 57,8 0

3.Jumlah Investasi Sektor ESDM :

US$ Miliar

22,1 30,4 27,1 89 123

Jumlah Investasi sub sektor migas

US$ Miliar 13,7 16.8 18,7 111 137

Jumlah Investasi bidang ketenagalistrikan

US$ Miliar 5,0 9.7 4,9 51 100

Jumlah investasi sub sektor mineral danbatubara

US$ Miliar 3,2 3,4 3,4 107 107

Jumlah Investasi bidang energi baru terbarukan

US$ Miliar 0,3 0,5 0,1 12 20

4.Pasokan energi dan mineral

96,5 99,8

Produksi minyak bumi MBOPD 945 945 902 95 95,35

Produksi gas bumi MBOEPD 1.590 1.534 1.516 99 95,45

Produksi batubara Juta Ton 270 327 293 89 108,52

Rasio elektrifikasi % 67,15 70,4 70,4 100 104,84

Jumlah Kapasitas pembangkit listrik

MW 33.923 37.884 37.353 98,6 110,11

Produksi mineral

oTembaga Ton 878.377 665.158 618.297 93 70,39

oEmas Kg 10.535 102.562 78.148 76 74,76

oPerak Kg 278.781 278.431 223.078 80 80,02

oNi + Co in matte Ton 77.186 70.500 70.936 100,6 91,90

oTimah Ton 49.496 75.000 60.002 80 121,23



No. Uraian Satuan

2010 2011% Capaian thd 2011

% Capaian thd 2010

Realisasi Target

APBN-PRealisasi

oBijih nikel Ton 7.522.759 8.500.000 8.522.128 100,2 113,28

oFerronikel Ni 18.688 18,000 19.990 111 106,97

oBauksit Mt 15.699.741 10.000.000 10.887.659 109 69,35

oBijih besi Mt 3.865.385 5.000.000 5.215.391 104 134,93

oGranit M3

2.343.133 2.500.000 2.810.148 112 119,93

5Pembangunan Daerah 104,6 126,8

Jumlah dana bagi hasil sektor ESDM

Rp Triliun 35,8 43,6 40,9 94 114.25

o Jumlah dana bagi hasil subsektor Migas

Rp Triliun 25,1 33,9 28,1 84 112

o Jumlah dana bagi hasil subsektor Mineral dan batubara

Rp Triliun 10,5 8,3 12,3 148,19 117,14

o Jumlah dana bagi hasil subsektor panas bumi

Rp Triliun 0,2 0,4 0,5 125 250

Jumlah CSR (Comdev) sektor ESDM

Rp Miliar 2.298 1.565 1.658 105,94 72,14

o Jumlah CSR subsektor Minerba Pabum

Rp Miliar 1.783 1,266 1.651 130,41 92,60

o Jumlah CSR subsektor Listrik dan Pemanfaatan Energi

Rp Miliar 90,3 99 89 89,90 98,56

o Jumlah CSR subsektor Migas

Rp Miliar 425 266 178 66,92 41,88

Jumlah desa mandiri energi (DME)

DME 50 50 51 102 102

Jumlah sumur bor daerah sulit air

Titik Bor 100 255 255 100 255

Penjelasan tentang faktor penyebab dan langkah-langkah ke depan dari capaian kinerja di atas

telah diuraikan pada tujuan dan sasaran yang terkait dengan masing-masing indikator kinerja.

4. Persentase penggunaan anggaran KESDM yang menunjang Prioritas nasional

Anggaran KESDM yang dituangkan dalam Rencana Kerja dan Anggaran

Kementerian/Lembaga (RKA-K/L) dimaksudkan untuk pelaksanaan kegiatan sesuai dengan

program nasional yang tercantum dalam RKP. Sesuai dengan penetpan kinerja yang telah

ditetapkan di awal tahun, tahun 2011 ini ditargetkan bahwa 52% dari total anggaran yang


ada digunakan untuk kegiatan sesuai prioritas nasional, namun yang berhasil dicapai tahun

2011 ini adalah sebesar 47,84%, sehingga capaian kinerja mencapai 92% dari yang

ditargetkan. Hasil capaian kinerja ini memberikan implikasi bahwa lebih dari 50% anggaran

KESDM digunakan untuk berbagai kegiatan yang bukan sebagai kegiatan prioritas dalam

RKP Tahun 2010. Sebagaio konsekuensi dari kondisi ini, maka perlu dilakukan penajaman

fokus program/kegiatan dalam tahun tahun mendatang yang mengacu pada prioritas

nasional dalam RKP.

5. Persentase Penyajian LK tepat waktu (e.g hari,minggu,dll)

Indikator sasaran ini digunakan untuk menggambarkan pertanggungjawaban APBN melalui

proses akuntansi yang telah dilaksanakan dengan tepat waktu, transparan dan akuntabel

dengan asumsi bahwa ketika suatu Laporan Keuangan disajikan tepat pada waktunya maka

dapat dikatakan prinsip transparansi dan akuntabilitas telah berjalan dengan baik karena

Laporan Keuangan yang benar idealnya harus memenuhi dua prinsip tersebut. Di tahun 2011,

persentase penyajian laporan keuangan tepat waktu mencapai target 100%.

6. Opini BPK terhadap Laporan Keuangan

Salah satu komitmen utama pemerintah yang dituangkan dalam RPJM 2004-2009 adalah

perwujudan pemerintahan yang baik (Good Governance). Keberhasilan hal ini dapat

digambarkan melalui berbagai indikator antara lain dalam pengelolaan keuangan negara.

Sejalan dengan hal ini salah satu sasaran stratejik yang ingin dicapai oleh KESDM adalah

terwujudnya laporan keuangan yang kredibel, yang diukur melalui opini hasil audit laporan

keuangan oleh auditor external (BPK).

Tahun 2011 ini, Kementerian ESDM berhasil mewujudkan target capaian kinerja yaitu hasil

opini BPK terhadap pengelolaan keuangan dengan predikat Wajar Tanpa Pengecualian

(WTP). Hasil ini tidak terlepas dari kerja keras unit pengelolaan keuangan di KESDM.

Perlu dijelaskan bahwa capaian kinerja ini merupakan jawaban atau penyelesaian atas

berbagai permasalahan pengelolaan keuangan selama ini, diantaranya: (1) Pencatatan dan

pelaporan Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) Sumber Daya Alam Pertambangan

Umum sudah tertangani dengan baik; (2) Seluruh pengelolmpokan jenis belanja pada saat

penganggaran telah sesuai dengan kegiatan yang dilakukan; dan (3) Pencatatan dan

pelaporan aset tetap juga telah memadai. Diharapkan di masa mendatang ukuran

kredibilitas laporan keuangan yang telah tercapai ini dapat terus dipertahankan.

7. Prosentase efisiensi dan efektifitas pengelolaan keuangan KESDM

Pagu anggaran KESDM Tahun 2011 sebesar Rp. 15,24 triliun yang terdiri dari pagu KESDM

murni sebesar Rp. 6,05 trilun dan pagu yang dilaksanakan oleh PT PLN (Persero) untuk



kegiatan Ikitring dan Lisdes sebesar Rp. 9,20 triliun. Realisasi anggaran KESDM murni

sekitar 70,1%, namun apabila dilihat dari total realisasi KESDM murni dan PT PLN (Persero)

mencapai 60,3%. Secara rinci realisasi anggaran Kementerian ESDM per Unit Eselon I dan

PT PLN (Persero), dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.84Realisasi Anggaran Kementerian ESDM

(M ilia r R p .) %

I. 6 .0 4 9 ,0 4 .2 3 8 ,0 7 0 ,1 % 6 .4 7 2

1 S e tje n 1 .0 7 5 ,9 9 5 9 ,2 8 9 ,2 % 8 5 8 ,0

2 Itje n 1 1 5 ,4 9 2 ,5 8 0 ,1 % 1 2 8 ,7

3 D J M ig a s 8 0 2 ,6 7 2 7 ,4 9 0 ,6 % 8 5 6 ,8

4 D J K e te n a g a lis t r i ka n 1 3 8 ,5 1 0 9 ,9 7 9 ,3 % 2 1 1 ,3 1

5 D J M in e rb a 4 0 0 ,4 2 2 5 ,8 5 6 ,4 % 4 0 6 ,6

6 D J E B T K E 9 4 7 ,4 1 9 6 ,9 2 0 ,8 % 1 .3 2 0 ,3

7 B a litb a n g 7 3 9 ,5 5 4 9 ,4 7 4 ,3 % 6 7 2 ,0

8 B a d ik la t 6 6 7 ,5 5 1 1 ,7 7 6 ,7 % 7 0 6 ,5

9 B a d a n G e o lo g i 8 7 3 ,6 6 8 6 ,7 7 8 ,6 % 9 7 1 ,0

1 0 B P H M ig a s 2 3 5 ,9 1 3 4 ,3 5 6 ,9 % 2 6 8 ,9

1 1 S e tje n D E N 5 2 ,3 4 4 ,4 8 4 ,9 % 7 1 ,8

I I . 9 .1 9 6 ,6 4 .9 6 2 ,4 5 4 ,0 % 9 .1 8 2 ,7

1 . Ik itr in g 6 .0 2 3 ,6 1 .9 8 3 ,7 3 2 ,9 %

2 . L isd e s 3 .1 7 3 ,0 2 .9 7 8 ,7 9 3 ,9 %

1 5 .2 4 5 ,6 9 .2 0 0 ,5 6 0 ,3 % 1 5 .6 5 5T O T A L K E S D M & P T P L N (I+ II)

P A G U

A N G G A R A N

T A 2 0 1 2

K E S D M

P T P L N (P e r s e r o )

U N IT N O

R E A L IS A S I

S .d 3 1 D e s . 2 0 1 1P A G U

D E F IN IT IF

T A 2 0 1 1

Penyebab realisasi anggaran KESDM dan PT PLN masih belum sesuai target, antara lain:

Izin Multiyears Contract proyek-proyek Ikitring baru disetujui pada akhir tahun 2011.

Persetujuan Pemanfaatan Penghematan sebesar 10% dari DIPA tahun 2011 dari

Kementerian Keuangan baru terbit (termasuk pemasangan PLTS pada Ditjen. EBTKE).

Pagu Blokir (*) yang besar Rp. 2,98 triliun, memerlukan proses pembukaan blokir yang

lama sehingga proses pelaksanaan kegiatan terlambat.

Realisasi belanja bersumber PNBP terkendala oleh sistem dimana diharuskan adanya

setoran penerimaan terlebih dahulu, baru dapat dicairkan.

Transisi ketentuan pengadaan barang dan jasa pemerintah dari Perpres No. 80 ke 54

menyebabkan terlambatnya proses pengadaan barang dan jasa, karena peserta

memerlukan waktu mempelajari terlebih dahulu.

Belum terealisasinya anggaran Penjelasan terkait realisasi anggaran KESDM:

Izin Multiyears Contract proyek-proyek Ikitring belum disetujui


Persetujuan Pemanfaatan Penghematan sebesar 10% dari DIPA tahun 2011 dari

Kementerian Keuangan baru terbit (termasuk pemasangan PLTS pada Ditjen. EBTKE).

Pagu Blokir (*) yang besar di awal tahun anggaran sebesar Rp2.979.354.806.000,-

memerlukan proses pembukaan blokir yang lama sehingga proses pelaksanaan

kegiatan terlambat.

Realisasi belanja bersumber PNBP terkendala oleh sistem dimana diharuskan adanya

setoran penerimaan terlebih dahulu, baru dapat dicairkan.

Transisi ketentuan pengadaan barang dan jasa pemerintah dari Perpres 80 ke 54

menyebabkan terlambatnya proses pengadaan barang dan jasa, karena peserta

memerlukan waktu mempelajari terlebih dahulu.

Keterlambatan pelaksanaan disebabkan besarnya blokir, keharusan penyetoran terlebih

dahulu untuk sumber dana PNBP serta masih transisinya pelaksanaan e-proc disamping

sebagian besar barang masih impor dan memerlukan proses fabrikasi menyebabkan

perilaku penyerapan/pelaksanaan anggaran belanja modal di KESDM berpola S-Curve.

8. Jumlah Standard Operating Procedure (SOP) yang dikembangkan

Indikator kinerja ini merupakan indikator tambahan dalam rangka mewujudkan tata kelola

pemerintah yang baik. SOP sangatlah diperlukan sebagai pedoman atau acuan untuk

melaksanakan tugas pekerjaan sesuai dengan tugas dan fungsi. Selain itu juga sebagai alat

penilaian kinerja berdasarkan indikator-indikator teknis, administratif dan prosedural yang

sesuai dengan tata kerja, prosedur kerja dan sistem kerja pada unit kerja yang

bersangkutan. Bila seluruh pekerjaan dilakukan sesuai SOP, diharapkan dapat terwujud

komitmen mengenai apa yang dikerjakan oleh satuan unit kerja dalam rangka memastikan

bahwa semua keputusan dan tindakan, serta penggunaan fasilitas-fasilitas proses yang

dilakukan oleh seluruh satuan unit kerja dalam organisasi berjalan secara efisien dan

efektif, konsisten, standar dan sistematis.

Pada tahun 2011 sebanyak 218 buah SOP telah diselesaikan dan diantaranya 64 buah SOP

telah disahkan yaitu SOP Badan Pengatur Hilir (BPH) Migas sebanyak 52 SOP; SOP

Sekretariat Jenderal sebnyak 4 SOP ; dan 8 Buah SOP Sekretariat Jenderal Dewan Energi

Nasional (DEN), sedangan 154 buah SOP Badan Geologi telah selesai namun belum

disahkan. Jumlah ini jauh melampaui batas target yaitu sebanyak 150 buah SOP. Dengan

demikian capaian kinerja ini adalah sebesar 145,3%.

9. Jumlah rancangan peraturan perUUan sektor ESDM yang diselesaikan

Jumlah rancangan peraturan per-UU-an sektor ESDM yang dapat diselesaikan di tahun ini

sebanyak 22 buah. Jumlah ini menurun jika dibandingkan dengan target yang ditetapkan

pada awal tahun sebanyak 25 buah. Dengan demikian capaian kinerja untuk mencapai

indikator sasaran ini sebesar 88%. Peraturan perUndang-Undangan yang dapat

diselesaikan di tahun 2011 sebanyak 22 buah dapat diuraikan sebagai berikut:



Tabel 5.85Peraturan PerUndang-Undangan

NO NOMOR/TANGGAL TENTANG

Peraturan /Keputusan Presiden

1. Peraturan Presiden Nomor 8 Tahun 2011

tanggal 7 Februari 2011

Tarif Tenaga Listrik Yang Disediakan Oleh Perusahaan Perseroan (Persero) PT Perusahaan Listrik Negara

2. Keputusan Presiden Nomor 26 Tahun 2011

Tanggal 13 September 2011

Penetapan Cekungan Air Tanah

Peraturan Menteri

1. 01 Tahun 2011, 7 Januari 2011

Berita Negara Nomor 4

Pedoman Teknis Pembongkaran Instalasi Lepas Pantai Minyak dan Gas Bumi

2. 02 Tahun 2011, 16 Februari 2011


Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik tenaga Panas Bumi dan Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT perusahaan Listrik Negara (Persero) Dari Pembangkit Listrik tenaga Panas Bumi

3. 03 Tahun 2011, 18 Februari 2011


Pengelolaan Kilang Minyak Bumi Dalam Rangka Pendidikan dan Pelatihan, Dan Pengelolaan Fasilitas Lube Oil Blending Plant Dalam Rangka Penelitian dan Pengembangan

4. 04 Tahun 2011, 24 Februari 2011


Penghargaan Energi

5. Peraturan Bersama MESDM dan Mendagri

05 Tahun 2011, 8 April 2011


Pembinaan dan Pengawasan Pendistribusian Tertutup Liquified Petroleum Gas Tertentu di Daerah

6. 06 Tahun 2011, 19 April 2011


Pembubuhan Label Tanda Hemat Energi Untuk Lampu Swabalast

7. 07 Tahun 2011, 11 Mei 2011


Kode Etik dan Tata Tertib Dewan Energi Nasional

8. 08 Tahun 2011, 13 Mei 2011


Petunjuk Teknis Penggunaan Dana Alokasi Khusus Bidang Listrik Perdesaan Tahun Anggaran 2011

9. 09 Tahun 2011, 13 Mei 2011


Ketentuan Pelaksanaan Tarif Tenaga Listrik Yang Disediakan Oleh Perusahaan Perseroan (Persero) PT Perusahaan Listrik Negara

10. 10 Tahun 2011, 3 Agustus 2011


Penetapan dan Pemberlakuan Standar Latih Kompetensi Tenaga Teknik Ketenagalistrikan Bidang Pembangkitan Tenaga Listrik Sub Bidang Operasi dan Sub Bidang Pemeliharaan

11. 11 Tahun 2011, 3 Agustus 2011 Pedoman Akreditasi Lembaga Penyelenggara


NO NOMOR/TANGGAL TENTANG

Peraturan /Keputusan Presiden

Berita Negara Nomor 468 Pendidikan dan Pelatihan Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral

12. 12 Tahun 2011, 11 Agustus 2011


Tata Cara Penetapan Wilayah Usaha Pertambangan dan Sistem Informasi Wilayah Pertambangan Minerba.

13. 13 Tahun 2011, 11 Agustus 2011


Kode Etik Pegawai Negeri Sipil Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

14. 14 Tahun 2011, 11 Agustus 2011


Pelimpahan Sebagian Urusan Pemerintahan di Bidang Energi dan Sumber Daya Mineral Kepada Gubernur Sebagai Wakil Pemerintah Dalam Rangka Penyelenggaraan Dekonsentrasi Tahun Anggaran 2011

15. 15 Tahun 2011, 9 September 2011


Pedoman Mitigasi Bencana Gunungapi, Gerakan Tanah, Gempabumi, dan Tsunami

16. 16 Tahun 2011, 1 November 2011


Kegiatan Penyaluran Bahan Bakar Minyak

17. 17 Tahun 2011, 21 Desember 2011


Penyelenggaraan Sistem Pengendalian Intern Pemerintah di Lingkungan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

18. 18 Tahun 2011, 21 Desember 2011


Jadwal Retensi Arsip Substantif Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

19. 19 Tahun 2011, 28 Desember 2011


Perubahan Kedua Atas Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2052 K/40/MEM/2001 tentang Standardisasi Kompetensi Tenaga Teknik Ketenagalistrikan

20. 20 Tahun 2011, 28 Desember 2011


Perubahan Kedua Atas Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1273 K/30/MEM/2002 tentang Komisi Akreditasi Kompetensi Ketenagalistrikan

10. Jumlah bantuan hukum dan kasus yang dimenangkan dan diselesaikan

Selama tahun 2011 Kementerian ESDM berhasil menyelesaikan dan memenangkan

sebanyak 14 perkara/kasus khusus untuk kasus yang telah diputuskan dan masih bergulir

didalam maupun diluar pengadilan. Angka tersebut jauh melebihi dari angka yang

ditargetkan sebanyak 4 kasus. Dengan demikian capaian kinerja ini mencapai 350%.

Meskipun capaian kinerja tahun 2011 tercapai melebihi target, namun masih terdapat

kendala-kendala dalam penyelesaian kasus-kasus tersebut, diantaranya adalah:

Lamanya penyelesaian kasus dikarenakan harus hadirnya para pihak yang berperkara;

Kurang koperatifnya pihak-pihak yang diperlukan dalam penyelesaian kasus;



Proses penyelesaian kasus di pengadilan sangat tergantung kepada kebijakan majelis

hakim yang memeriksa perkara, baik dari penentuan jadwal sidang maupun pengeluaran

putusan pengadilan;

Kurangnya sumber daya manusia untuk menangani banyaknya perkara yang masuk.

11. Rasio berita negatif, netral dan positif

Dalam rangka meningkatkan citra (image) suatu organisasi kepada masyarakat salah satunya

adalah melalui berbagai pemberitaan oleh media massa baik berita negatif maupun yang postifi.

Pemberitaan ini dikelompokkan menjadi kategori, yaitu: berita negatif dan positif. Oleh karena

itu indikator ini dijadikan salah satu ukuran keberhasilan Kementerian ESDM dalam

mempertahan citra tersebut kepada masyarakat.

Secara keseluruhan capaian kinerja rasio berita negatif, netral dan positif Kementerian ESDM

pada tahun 2011 tercapai sesuai dengan target yaitu 100%, dengan komposisi:

Tabel 5.66Rasio Berita Positif, Negatif dan Netral

Jenis Berita Satuan Target Realisasi Capaian

Negatif % 5 5 100%

Netral % 84 84 100%

Positif % 11 11 100%

Adapun Pemberitaan negatif di tahun 2011 yang fenomenal, diantaranya tentang:

1. KenaikanTarif Dasar Listrik (TDL) untuk sektor Industri.

2. Pemerintah dianggap lamban dalam mengambil keputusan untuk meringankan beban

subsidi, sementara harga minyak dunia semakin tinggi.

3. Ketidakjelasan Perpanjangan Kontrak Blok West Madura Offshore (WMO).

4. Lifting minyak yang tidak tercapai

5. Penolakan BP Migas terkait Keputusan Pergantian tiga Deputi BP Migas yang tidak

sesuai dengan usulan BP Migas

6. Disparitas harga antara BBM bersubsidi dan non subsidi menyebabkan penyelundupan

dan penyelewengan penggunaan komoditas tersebut semakin marak.

7. Minimnya dan tidak adanya kepastian pasokan gas bagi industri dalam negeri.


Sedangkan pemberitaan positif di tahun 2011 antara lain:

1. Meningkatnya investasi sektor Mineral dan Batubara.

2. Kepastian Pasokan gas bagi industri di dalam negeri. Hal ini dipastikan Usai

penandatanganan MoU antara PGN dan Forum Industri Pengguna Gas Bumi (FIPGB).

3. Pemerintah mewajibkan PLN membeli listrik dari pembangkit listrik tenaga panas

bumi dengan harga ditetapkan maksimal 9,7 sen dollar AS per kwh. Kewajiban tersebut

tertuang dalam peraturan menteri ESDM No 2/2011.

4. Rencana PT PLN (Persero) untuk meningkatkan rata-rata rasio elektrifikasi di kawasan

timur Indonesia (KTI) melalui pemanfaatan tenaga surya.

5. Ditandatanganinya proyek-proyek di bidang minyak dan gas bumi pada tahun 2011.

6. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) berjanji tidak meningkatkan

kuota ekspor gas ke luar negeri. pemerintah berencana untuk meningkatkan porsi PT

PLN menggunakan gas, dimaksudkan agar PT PLN dapat berkompetitif lebih baik.

7. Target peningkatan porsi penggunaan energi baru dan terbarukan (EBT) pada tahun

2025 dari 17% menjadi 25%, sebagai upaya mengurangi ketergantungan terhadap

energi fosil.

8. Penugasan pembelian tenaga listrik yang bersumber dari pembangkit panas bumi

kepada PT. PLN (Persero) dan persetujuan harga jual tenaga listrik kepada pihak

swasta.

9. Keputusan untuk percepatan realisasi pengiriman gas bumi ke Singapura dari lapangan

Gajah Baru di West Natuna sesuai gas sale agreement (GSA) dan pengiriman ke dalam

negeri sebesar 40 juta kaki kubik per hari melalui mekanisme Swap untuk PLN.

10. Penandatanganan Nota Kesepahaman tentang Koordinasi dan Percepatan Perizinan

Pengusahaan Panas Bumi pada Kawasan Hutan Produksi, Kawasan Hutan Lindung dan

Kawasan Konservasi.

Dalam rangka mendorong pemberitaan positif di media perlu dilakukan hal-hal sebagai

berikut:

1. Meningkatkan hubungan baik dengan media massa melalui program media gathering

atau media relation yang disertai dengan penjelasan terhadap isu-isu aktual di Sektor

ESDM.



2. Menjembatani media massa untuk bertemu dengan pejabat di Kementerian ESDM

terkait dengan isu yang sedang berkembang agar masyarakat mendapatkan gambaran

yang utuh.

3. Meningkatkan frekuensi penyebaran informasi berkaitan dengan capaian yang telah

berhasil dilakukan Kementerian ESDM melalui media massa.

12. Persentase penghapusan Barang Milik Negara (BMN) yang dipindahtangankan kepada

pihak ketiga

Indikator kinerja ini juga merupakan indikator tambahan dalam mewujudkan tata kelola

pemerintah yang baik. Pada tahun 2011 ini dalam rangka penghapusan Barang Milik

Negara telah diterbitkan Surat Keputusan (SK) Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

tentang Penghapusan Barang Milik Negara sebanyak 66 SK, yaitu 20 buah SK berasal dari

usulan unit utama/satker KESDM dan 46 SK berasal dari usulan Kontraktor Kontrak Kerja

Sama (KKKS). Jumlah tersebut telah sesuai dengan yang ditargetkan. Sehingga capaian

kinerja mencapai 100%.

Sasaran 5 : Perwujudan KESDM Yang Bersih, Akuntabel Dan Transparan.





1. Penyelesaian kasus atas kewajiban penyetoran kepada kas negara

Rp

US

33.625.839.669,5

2.342

390.577.928 1,162 %

2. Persentase penyelesaian LHPdan MHP tepat waktu

LHP/ MHP 165 144 87.27%

3. Persentase rekomendasi yang tuntas ditindaklanjuti dalam waktu 6 (enam) bulan

% 55

4. Jumlah pengaduan masyarakat yang selesai ditindak lanjuti

Pengaduan 14 14 100%



5. Indeks kepuasan unit eselon I atas pelaksanaan pendampingan dan konsultasi

Unit Es. I 9 0 0%

6. Jumlah pelaksanaan PKPT Obrik 165 163 98,8%

7. Persentase Pegawai Itjen yang mentaati ketentuan jam kerja

% 100 100 100%

8. Jumlah review laporan keuangan

Laporan 9 12 133,3%

9. Jumlah pemantauan tindaklanjut hasil pemeriksaan

Obrik 165 118 71,5%

10. Jumlah realisasi anggaran Rp 115.436.600.000 84.018.579.759 73%

Penjelasan dari masing-masing indikator kinerja di atas sebagai berikut:

1. Penyelesaian kasus atas kewajiban penyetoran kepada kas negara.

Penyelesaian kasus atas kewajiban penyetoran kepada kas negara merupakan parameter

yang terukur dalam mewujudkan ketertiban administrasi dan ketaatan pada peraturan

perundang-undangan yang berlaku (2K) dan terciptanya efisiensi, efektivitas dan

keekonomian (3 E) dalam setiap pelaksanaan tugas dan pengelolaan sumber daya dalam

penyelesaian kasus yang berpotensi merugikan negara dan uang negara yang diselamatkan.

Sepanjang tahun 2011 kembali terjadi peningkatan temuan kasus yang berpotensi

merugikan negara menjadi 89 dengan rincian 85 kasus yang kewajiban penyetoran kepada

negara dan 4 kasus yang merugikan negara. pada tahun 2011 dari target sebesar

Rp33.625.839.669,5 dan $2.342 telah direalisasikan sebesar Rp390.577.928. atau sebesar

1,162 %. Pencapaian realisasi 1,162 % disebabkan berbagai situasi di intern unit-unit terkait

dimana proses pelaksanaan rekomendasi yang diberikan oleh para auditor dari Inspektorat

Jenderal Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral tidak dapat ditindak lanjuti oleh unit

terkait dalam jangka waktu tahun anggaran 2011.

2. Persentase penyelesaian LHP dan MHP tepat waktu

Terselenggaranya Pelaksanaan tugas dan fungsi pemerintahan dan pembangunan secara

lancar dan tepat sasaran merupakan hasil yang ingin dicapai oleh seluruh unit/satuan kerja di

lingkungan KESDM, dan merupakan tugas Inspektorat Jenderal untuk mengawal atau

mendampingiagar terwujud good governance di lingkungan KESDM.



Pencapaian hasil dapat diwujudkan dengan Penyelesaian LHP/MHP yang tepat waktu. Hasil

pemeriksaan LHP/MHP tersebut akan tertuang dalam Laporan Hasil Pemeriksaan (LHP) dan

Memorandum Hasil Pemeriksaan (MHP) yang wajib diserahkan tepat waktu. Pada tahun

2011 Inspektorat Jenderal merencanakan melakukan pemeriksaan kepada 165 Obrik di

lingkungan ESDM, yang berhasil direalisasikan sampai dengan bulan November 2011 adalah

144 LHP/MHP dari realisasi PKPT 163 Obrik, sekitar 19 LHP/MHP belum terbit, belum

diterbitkan LHP/MHP karena proses penerbitan masih terkendala pada Obrik. Realisasi

LHP/MHP adalah 87,27%.

3. Jumlah pengaduan masyarakat yang selesai ditindak lanjuti.

Terselenggaranya sistem pengawasan dan sistem informasi pengawasan yang berdayaguna

juga harus didukung oleh tersedianya sarana dan prasarana yang memadai yaitu tampak dari

kemampuan dalam memproses pengaduan masyarakat. Pada tahun ini, jumlah pemantauan

pengaduan masyarakat yang ditargetkan dapat diproses/ditindaklanjuti adalah sebanyak 14

pengaduan. Inspektorat Jenderal mampu merealisasikan target tersebut yaitu sebanyak 14

obyek pemeriksaan atau sebesar 100%.

4. Indeks Kepuasan unit Eselon I atas pelaksanaan pendampingan dan konsultasi

(partnering dan consulting.

Penyelenggaraan kegiatan pada suatu instansi pemerintah, mulai dari perencanaan,

pelaksanaan, pengawasan sampai dengan pertanggungjawaban dilaksanakan secara tertib,

terkendali, serta efisien dan efektif. Untuk itu dibutuhkan sistem pengendalian internal

pemerintah yang handal dan dilandasi oleh rasa tanggung jawab sehingga member

keyakinan bahwa penyelenggaraan kegiatan pada suatu instansi pemerintah dapat

mencapai tujuannya secara efisien dan efektif.

Sistem pengendali internal adalah proses yang integral berupa tindakan dan kegiatan yang

dilakukan secara terus menerus oleh pimpinan dan seluruh pegawai untuk memberikan

keyakinan memadai atas tercapainya tujuan organisasi melalui kegiatan yang efektif, efisien,

keandalan pelaporan keuangan, pengamanan aset negara terhadap peraturan perundang-

undangan.

Kegiatan ini tidak dapat dilaksanakan ditahun 2011 ini, disebabkan Inspektorat Jenderal

belum melakukan survei pada unit-unit Eselon I di KESDM, namun akan dilaksanakan oleh

Inspektorat Jenderal Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral di tahun 2012.

5. Jumlah pelaksanaan PKPT

Tujuan yang ingin dicapai oleh seluruh unit/satuan kerja di lingkungan KESDM, dan

merupakan tugas Inspektorat Jenderal untuk mengawal atau mendampingi agar terwujud


good governance di lingkungan KESDM adalah terselenggaranya pelaksanaan tugas dan

fungsi pemerintahan dan pembangunan secara lancar dan tepat sasaran.

Pencapaian hasil dapat diwujudkan dengan realisasi pelaksanaan Program Kerja

Pengawasan Tahunan (PKPT) Inspektorat Jenderal, Penyelesaian LHP/MHP yang tepat

waktu, Pemantauan tindak lanjut hasil pemeriksaan, dan Pemantauan pengaduan

masyarakat yang telah diproses/ditindak lanjuti. Pencapaian sasaran terhitung dalam 1 (satu)

tahun anggaran 2011. PKPT menjadi panduan Inspektorat Jenderal dalam melaksanakan

pengawasan,didalamnya terbagi dan terjadwal setiap Obyek Pemeriksaan (Obrik) yang akan

diperiksa dan sesuai dengan kewenangan masing-masing keinspekturan. Hasil pemeriksaan

tersebut akan tertuang dalam Laporan Hasil Pemeriksaan (LHP) dan Memorandum Hasil

Pemeriksaan (MHP) yang wajib diserahkan tepat waktu. Pada tahun 2011 Inspektorat

Jenderal merencanakan melakukan pemeriksaan kepada 165 Obrik di lingkungan ESDM,

yang berhasil direalisasikan sampai dengan bulan November 2011 adalah 163 Obrik yaitu

sebesar 98,78 %, hal ini dikarenakan beberapa obyek pemeriksaan di lingkungan KESDM

yang telah direncanakan untuk diperiksa ternyata membutuhkan waktu ekstra, agar

pemeriksaan berjalan efektif maka beberapa unit tersebut direncanakan ulang pada tahun

2012.

6. Persentase Pegawai Itjen yang mentaati ketentuan jam kerja.

Berdasarkan ketentuan jam kerja yang berlaku, jam kerja pegawai Itjen hari senin s.d. kamis

adalah pukul 07:30 s.d. 16:00 WIB dengan waktu istirahat pukul 12:00 s.d. 13:00 WIB

sedangkan khusus hari jumat adalah pukul 07:30 s.d. 16:30 WIB dengan waktu istirahat pukul

11:30 s.d. 13:00 WIB. Untuk hari sabtu dan minggu atau hari libur nasional adalah hari libur,

kecuali karena ditugaskan secara kedinasan.Pegawai Inspektorat Jenderal yang mentaati

jam kerja berjumlah 211 orang. Artinya, bahwa jumlah Pegawai Inspektorat Jenderal yang

mentaati jam kerja mencapai 100%. Ini merupakan bukti pegawai Itjen dalam ketaatan

terhadap peraturan perundang-undangan.

Penetapan indikator kinerja Jumlah pegawai Inspektorat Jenderal KESDM yang mentaati jam

kerja diitujukan untuk mengukur ketaatan pegawai terhadap peraturan perundang–

undangan. Penetapan indikator ini juga mewujudkan aspek dalam rangka mewujudkan

reformasi birokrasi yaitu penegakan disiplin dan untuk mewujudkan PNS yang handal,

profesional, dan bermoral. Indikator tersebut diharapkan dapat mendorong PNS untuk lebih

produktif berdasarkan sistem karier dan sistem prestasi kerja.

Indikator tersebut tidak berhubungan dengan sasaran-sasaran strategis yang ditetapkan oleh

Eselon I untuk mencapai sasaran instansi/organisasi. Indikator ini lebih sesuai jika

dihubungkan dengan sasaran strategis Eselon II (Sekretaris Inspektorat Jenderal).



7. Jumlah review laporan keuangan

Sesuai dengan amanat Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 18 tahun

2010 pasal 545, dimana salah satu fungsi Inspektorat Jenderal adalah menyusun laporan

hasil pengawasan di lingkungan Kementerian ESDM, maka menghitung jumlah review

laporan keuangan dijadikan salah satu indikator keberhasilan Inspektorat Jenderal, hal ini

bertujuan untuk memberikan keyakinan akurasi, keandalan, keabsahan informasi yang

disajikan dalam laporan keuangan sebelum disampaikan oleh menteri/pimpinan lembaga

kepada Presiden melalui Menteri Keuangan. Review oleh Itjen pada kementerian

negara/lembaga tidak membatasi tugas pemeriksaan/pengawasan oleh lembaga

pemeriksa/pengawas lainnya sesuai dengan tugas kewenangannya. Reviu tidak memberikan

dasar untuk menyatakan pendapat seperti dalam audit, karena dalam review tidak

mencakup suatu pemahaman atas pengendalian intern, penetapan resiko pengendalian,

pengujian catatan akuntansi dan pengujian atas respon terhadap permintaan keterangan

dengan cara pemerolehan bahan bukti yang menguatkan melalui inspeksi, pengamatan atau

konfirmasi dan prosedur tertentu lainnya yang biasa dilakukan dalam audit. Pada tahun 2011

dari target 9 unit ternyata realisasi yang di capai adalah 12 unit , atau 66,67%. Angka 66, 67 %

dicapai dengan menggunakan rumus dua kali target dikurang realisasi dibagi target dan di

kali seratuspersen.

Hal ini disebabkan banyaknya unit kerja yang pada kenyataan dilapangan membutuhkan

sebuah review laporan keuangan untuk memberikan akuntabilitas laporan keuangan

sebelum laporan keuangan tersebut dilaporkan kepada pimpinan.

Dari target 9 laporan yang akan direview pada tahun 2011 ini, terealisasi sebanyak 12 laporan

atau capainya kinerja adalah sebesar 113,3%

8. Jumlah pemantauan tindak lanjut hasil pemeriksaan

Proses setelah LHP/MHP terbit, adalah melakukan pemantauan hasil pemeriksaan minimal

30 hari setelah terbitnya LHP/MHP untuk mengevaluasi dan menindaklanjuti rekomendasi-

rekomendasi tim pemeriksa terhadap Obrik yang bersangkutan, LHP dan MHP yang

ditindaklanjuti sampai dengan bulan Desember sebanyak 118 obyek pemeriksaan atau

sebesar 71.5%, hal ini dikarenakan selain melakukan pemantauan hasil pemeriksaan tahun

anggaran 2011, Inspektorat Jenderal juga melakukan pemantauan atas hasil pemeriksaan

pada akhir tahun 2010.


9. Jumlah realisasi anggaran

Pada tahun 2011 ini target Inspektorat Jenderal dalam hal penyerapan anggaran adalah

sebesar 100% atau Rp 115.436.600.000,-. Namun dalam pelaksanaannya terealisasi sebesar

73% atau Rp.84.018.579.759,-. Tidak terserapnya anggaran sesuai target disebabkan karena

beberapa sub kegiatan tidak dapat direalisasikan dengan pertimbangan realisasi prioritas

kegiatan pada tahun anggaran 2011 dan Itjen berusaha lebih efisien dan ekonomis.

Sasaran 6 : Perwujudan Kualitas Penelitian Dan Pengembangan Teknologi Sektor

Energi Dan Sumber Daya Mineral





1. Jumlah Kegiatan Penelitian dan Pengembangan Kegiatan 158 162 102,5

2. Jumlah Usulan Paten dan Hak Cipta Usulan Paten/Paten 6 6 100%

3. Jumlah Makalah Ilmiah yang Dipublikasikan Pada Jurnal baik di tingkat Nasional maupun Internasional dan Laporan Ilmiah

Makalah 96 140 145,8%

4. Jumlah Masukan/Rekomendasi Kebijakan Masukan/ Rekomendasi

43 43 100%

5. Jumlah Pilot Plant/Demo Plant/Rancangan Produk/Formula/ Rancang Bangun Penerapan Teknologi Unggulan bidang Energi dan Sumber Daya Mineral

Pilot Plant/Demo Plant/Rancangan/Ra

ncang Bangun

31 31 100%

6. Jumlah peta potensi geologi kelautan Peta 9 9 100%

7. Jumlah Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) kegiatan Jasa Penelitian dan Pengembangan terhadap target APBN yang ditetapkan

Miliar Rp 57,85 47,138 81,4%




Pada tahun 2011 ini, Kementerian ESDM menetapkan 7 indikator kinerja beserta targetnya

sepert i yang tertera pada tabel diatas untuk mengukur seberapa besar kinerja yang dapat

tercapai di bidang kelitbangan. Capaian kinerja di Bidang kelitbangan tahun 2011, secara rinci

diuraikan sebagai berikut :

1. Jumlah Kegiatan Penelitian dan Pengembangan

Bidang Kelitbangan Kementerian ESDM di tahun 2011 ini melaksanakan Kegiatan penelitian dan

pengembangan dengan target 158 kegiatan, namun pada realisasinya dapat di laksanakan

sebanyak 162 kegiatan atau capaian kinerja indikator ini adalah sebesar 102,5%. Realisasi yang

melampaui target ini karena adanya efisiensi anggaran, yang kemudian dimanfaatkan untuk

melaksanakan kegiatan lainnya.

Diantara 162 kegiatan tersebut, terdapat hasil litbang unggulan, diantaranya adalah:

a. Bidang Minyak dan Gas Bumi:

1) Kajian Proyek Percontohan Penemuan Cadangan Tight Shale Gas Reservoir;

Kegiatan yang dilakukan merupakan kajian dan identifikasi potensi tight shale gas

reservoir yang terdapat di Cekungan Sumatera Utara dan Kalimantan Selatan dengan

maksud untuk menemukan daerah-daerah prospek untuk dilakukan pemboran. Kegiatan

meliputi survey geologi lapangan dan evaluasi petroleum system. Hasil kegiatan berupa

peta-peta bawah permukaan yang mengindikasikan terperangkapnya gas pada batuan

prospek shale-gas.

Formasi yang prospek mengandung Shale

Gas di daerah Sumatra Utara adalah

batuan shale dari Formasi Bampo, Formasi

Belumai dan Formasi Baong.

Formasi Bampo menunjukkan kualitas

berpotensi shale gas yang baik, dengan

komposisi mineralogi yang cukup rapuh

dengan tingkat kerapuhan (BI) yaitu 0.70 -

0.74, mengandung material organik yang

sedang dengan TOC 0.76 - 0.84% dengan

tingkat kematangan mencapai matang

(Tmax 425 oC & 440 oC). Faktor yang

memperkecil kualitas adalah tingginya

kandungan smectite yang cukup besar (10 -

15%) yang mengakibatkan batuan dapat

Gambar 5.71. Sebaran Formasi Baong Top Matang (milisekon)


mengembang akibat terkena air yang nantinya akan menyumbat pori rekahan pada saat

fracturing.

Formasi Baong secara umum menunjukkan kualitas berpotensi shale gas cukup baik,

dicirikan oleh litologi yang umumnya batulempung, didominasi oleh kuarsa, lempung dan

kalsit, mengandung TOC cukup tinggi (0.63 - 1.4%) dengan tingkat kematangan

umumnya dikategorikan sebagai mendekati matang (Tmax 426 - 437oC), dan tingkat

kerapuhan yang cukup rapuh hingga rapuh sebesar 0.52 hingga 0.78. Pada beberapa

tempat kualitas Formasi Baong kurang baik dikarenakan tingginya kandungan smectite

(10 - 15%) yang mengakibatkan batuan dapat mengembang akibat terkena air yang

nantinya akan menyumbat pori rekahan pada saat Fracturing.

2) Pengembangan Tight Sand Reservoir dan Stratigraphic Trap Lapangan Migas Sumatera

Selatan

Kegiatan ini bertujuan untuk menemukan tambahan cadangan migas pada daerah

prospek dan lead yang terdapat pada lapangan Migas Sumatera Selatan.

Hasil pemetaan geologi bawah permukaan dan analisis perangkap stratigrafi trap

ditemukan beberapa kawasan prospek baru siap bor yang dihasilkan dari perangkap

stratigrafi trap sejumlah 5 (lima) kawasan prospek dengan luas area 26,886,220 m2, dan 2

(dua) kawasan prospek yang berasal dari tight sand reservoir dari batupasir Formasi

Talang Akar seluas 7,716,250 m2.

Gambar 5.72. Identifikasi Prospek Formasi Talang Akar



3) Kaji Ulang Data Geoscience Untuk Peningkatan Kualitas Informasi Wilayah Kerja Baru

Migas

Kegiatan dilakukan dengan menganalisis petroleum system, perhitungan sumberdaya

migas serta memberikan rekomendasi blok sebagai masukan/rekomendasi kebijakan

tentang hasil kaji ulang wilayah kerja migas.

Kaji ulang data geoscience bertujuan untuk meningkatkan penjualan Wilayah Kerja

Migas baru sehingga meningkatkan penerimaan devisa negara. Kaji ulang dilakukan

melalui tinjauan model dan evolusi tektonik cekungan, konsep sedimentologi dan

stratigrafi serta petroleum sistem dalam masing-masing wilayah kajian.

Setelah dilakukan kaji ulang, maka direkomendasikan beberapa blok untuk ditawarkan

kembali dengan melaksanakan tindak lanjut. Blok dimaksud antara lain Blok Arafura,

Blok South Bulungan, dan Blok Jangeru seperti yang terlihat pada tabel di bawah ini.

Tabel 5.89Blok yang Direkomendasikan Untuk Ditawarkan Kembali

NAMA BLOK

CEKUNGAN

TIPE CEKUNGAN

DATA PETROLEUM GEOLOGI DAN KEEKONOMIAN

TINDAK LANJUT

KUANTITAS KUALITAS

Arafura Aru Foreland Spasi seismik 20 – 50 km

Nav. Balancing mistie.sumur referensi pd setting geolberbeda.

Keberadaan SR blm meyakinkan (fase gas – lewat matang). Migrasi sblm terbentuk perangkap

Pemetaan paleogeografi dan fasies.Pemodelan dgn sumur terdekat.Pemetaan gravity konfigurasi detail.

South Bulungan

Tarakan TranstentionTranspression

4 Sumur, 2 dry Bbrp line seis.

Sedang jelek Di bagian. Utara masih menjanjikan, namun kurang ekonomis.

Pemetaan Lead & Prospek dan penghitungan Resource Assesment.

Jangeru Lariang ExtensionBasin Rift Divergent

Tdk ada sumur & data seismik

- Play Neogen (Up. Mios– Pliosen).Play Paleogen memungkinkan

Pemetaan top struktur Play Neogen & Paleogen dibuat Lead & Prosp.

b. Bidang Mineral dan Batubara

1) Optimasi Proses Prototype Plant Coal Water Fuel

Tujuan kegiatan adalah melaksanakan penelitian dan pengembangan CWF untuk

mendapatkan data optimum proses pembuatan CWF dengan batubara hasil upgrading

pada skala prototype plant, serta mendapatkan kontruksi burner dan tungku pembakar

CWF sebagai pengganti burner BBM.

Dari hasil percobaan optimasi pembuatan dan pembakaran CWF. dapat disimpulkan

beberapa hal sebagai berikut:


a. Proses penyalaan awal dibutuhkan pemanasan ruang bakar hingga mencapai 500-

600oC untuk dapat memasukkan CWF kedalam ruangan bakar harus dengan

pengaturan putaran motor pada frekuensi 7 Hz dengan kapasitas 35-45 kg/jam CWF.

b. Untuk dapat terjadinya pengkabutan dibutuhkan udara tekan 2.5 -3 bar

c. Pembakaran CWF yang terbaik dengan menggunakan spray burner 3 temperatur

tungku dapat mencapai >1121oC. Dalam proses ini masih terjadi sumbatan akan

tetapi relatif lama + dikarenakan adanya radiasi panas pada burner sehingga ada

sebagian CWF yang mengering yang dapat menyebabkan sumbatan.

2) Pengembangan Cold Model Fluidized Bed

Hasil yang dicapai adalah modifikasi desain distributor yang telah dilakukan

menghasilkan kinerja alat cold model fluidized bed yang lebih baik, di mana loopseal

dapat berfungsi mensirkulasikan pasir dengan baik. Hasil uji coba menunjukkan bahwa

kondisi bubbling dan circulating fluidization dapat tercapai, pasir dapat tersirkulasi

dengan baik pada laju alir udara ke riser sebesar 6 m/s.

Pasir dapat tersirkulasi dengan baik, namun laju sirkulasi pasir belum dapat ditentukan

disebabkan desain alat cold model fluidized bed belum sempurna. Pembagian loopseal

menjadi 2 bagian yaitu supply dan recyclechamber menyebabkan pasir tertumpuk di

recycle chamber dan riser, sehingga pasir tidak dapat tersirkulasi dengan sempurna.

Hasil gasifikasi batubara dengan pereaksi oksigen menunjukkan batubara Wara

menghasilkan komposisi gas H2 tertinggi, sementara komposisi gas CO untuk ketiga

batubara hampir tidak ada perbedaan yang signifikan. Pengaruh pereaksi terhadap

komposisi gas terlihat sangat signifikan pada batubara PKN.

Grafik 5.46. Temperatur ruang bakar dengan menggunakan spray

burner 3



Tabel 5.90

Perbandingan Komposisi Gas Produk Gasifikasi Batubara Penerapan dan

PKN Dengan Pereaksi Oksigen dan Oksigen/Steam

Batubara Pereaksi CO H2 CO2 CH4 C2H4 C2H6

Peranap Oksigen 33,6 17,5 34,6 12,5 0,7 1,1

Oksigen/steam 36,0 16,5 27,8 16,5 1,3 1,9

PKN Oksigen 34,6 9,4 43,3 11,0 0,7 0,9

Oksigen/steam 19,9 43,3 26,9 8,8 0,6 0,5

3) Pengembangan Proses Upgrading Batubara Peringkat Rendah (CDB)

Kegiatan pengembangan CDB pada tahun 2011 ini adalah menyiapkan peralatan

pulverized coal burner (tungku pembakaran batubara bubuk) dan rotary dryer sebagai

bagian dari peralat pilot plant CDB yang akan dibangun secara bertahap sampai dengan

tahun 2013. Pada kegiatan tahun 2011 ini juga dibahas mengenai beberapa teknologi

upgrading batubara dan keekonomian upgrading/pengeringan batubara dibandingkan

dengan blending batubara.

Kajian dibuat dengan tujuan mengetahui hambatan-hambatan teknis yang

menyebabkan penerapan teknologi pengeringan batubara di Indonesia masih belum

komersial dan memberikan usulan tentang upaya yang harus dilakukan untuk

mempercepat komersialisasi teknologi tersebut.

Pada tahun 2011 telah dilakukan desain, fabrikasi, konstruksi dan modifikasi pulverized

burner dan rotary dryer. Komponen alat pulverized burner terdiri dari screew feeder,

blower, ruang pembakaran dan

ruang pengenceran gas buang.

Ruang pengenceran gas buang

diperlukan untuk menurunkan

suhu gas buang dari pulverized

burner yang semula 900oC

menjadi sekitar 500oC. Gas buang

dengan suhu ini diperkirakan

cukup rendah untuk dipakai

sebagai energi pengeringan

batubara.

Gambar 5.73. Uji Coba Pembakaran Dalam Ruang Bakar (Burner)


Kegiatan pengembangan pilot plant CDB ini dilakukan melalui tahap-tahap sebagai

berikut:

a. Identifikasi peralatan yang akan dipakai

b. Pembuatan Burner

c. Instalasi Peralatan Pilot Plant

d. Instalasi Peralatan Pilot Plant CDB

Hasil uji coba peralatan CDB menunjukkan burner telah berfungsi dengan baik begitu

juga rotary dryer tetapi aliran panas dari burner ke rotary dryer tidak berfungsi optimal.

Dugaan sementara adalah kapasitas exhauster kurang besar sehingga perlu dilakukan

modifikasi lanjutan yang akan dilakukan pada tahun anggaran 2012.

c. Bidang Ketenagalistikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi

1) Pengembangan Peta Potensi Energi Baru Terbarukan Indonesia

Tujuan kegiatan ini adalah mengembangkan menyiapkan data dan informasi mengenai

potensi energi terbarukan dan menyajikannya dalam bentuk database berbasis peta

yang dapat diakses melalui website P3TKEBTKE, yang kegiatannya meliputi

pembuatan/pembangunan peta potensi energi terbarukan Indonesia dan membangun

database potensi energi terbarukan Indonesia berbasis peta (Peta Potensi EBT).

Database ini nantinya akan dapat diakses melalui website P3TKEBTKE,

menginventarisasi data hasil studi potensi EBT yang telah dilakukan oleh P3TKEBTKE

untuk komoditas energi angin, mikrohidro, biomasa, panas bumi dan surya, melakukan

studi potensi energi angin, mikrohidro dan biomassa untuk melengkapi data pada

daerah prospek yang belum memiliki data potensi. Database ini diolah dengan

menggunakan software WMS.8.3. Selain itu, diperlukan pula Arc Gis desktop 10, peta

digital, global mapper 12xx trial TOP, anemomoter dan perlengkapannya serta menara

ukur potensi angin.

Hal-hal yang telah dicapai dalam kegiatan tahun 2011 adalah instalasi alat ukur

kecepatan dan arah angin mulai awal Oktober 2011 di Desa Tegalsiwalan, Kec.

Tegalsiwalan, Kab. Probolinggo dengan hasil analisis data tgl 11 okt – 12 nov 2011

menunjukkan arah angin dominan dari selatan dan hasil analisis data tgl 11 okt – 12 nov

2011 menunjukkan kecepatan rata-rata pada 3 (tiga) ketinggian yang berbeda,

kecepatan rata-rata pada 20 m adalah 4.27 m/s, kecepatan rata-rata pada 30 m adalah

5.29 m/s dan kecepatan rata-rata pada 50 m adalah 6.55 m/s.

Selain itu dilakukan perbaikan existing sistem pengukur kecepatan dan arah angin. Di

Lokasi Tahuna, Sulawesi Utara, perbaikan sistem telah dilakukan dengan melakukan



penggantian data logger dan pemasangan PV modul untuk memastikan kontinuitas

suplai daya ke data logger. Di lokasi Lembeh, Sulawesi Utara, sistem memerlukan

perbaikan yaitu penggantian data logger.

Dari pengukuran kecepatan angin sesaat yang dilakukan di dua lokasi, yaitu Kabupaten

Serdang Bedagai, Sumatera Utara dan Kabupaten Maluku Barat Daya, Maluku

direkomendasikan pemasangan sistem pengukuran angin untuk mengetahui kecepatan

dan arah angin tahunan.

Hasil studi verifikasi data potensi mikrohidro di Kabupaten Polewali Mandar, Sulawesi

Barat adalah PLTMH Kunyik berkapasitas 22,5 kW dan PLTMH Kurrak berkapasitas 15

kW. Sedangkan di Kabupaten Nagekeo, NTT adalah PLTMH Bela berkapasitas 16 kW,

PLTMH Mulakoli berkapasitas 28 kW, dan PLTMH Wolokisa berkapasitas 26 kW.

Verifikasi data dilakukan untuk pengukuran potensi biomassa di Kabupaten Serdang

Bedagai, Sumatera Utara dan Kabupaten Maluku Barat Daya, Maluku.

2) Pilot Project PLTG Landfill Kapasitas 10 Kw Di TPA Bengkala Singaraja Bali

Tujuan kegiatan ini adalah terbangunnya Pilot Project PLTG Landfill 10 kw. Sebagai salah

satu upaya dalam penyediaan energi menggunakan sumber energi setempat, khususnya

sumber energi terbarukan, termasuk pengelolaan dan pemanfaatan sampah yang

memanfaatkan gas metan untuk bahan bakar pembangkit. Lokasi kegiatan di TPA

Bengkala Singaraja, Kabupaten Buleleng, Provinsi Bali.

Pembangunan pilot project ini sedang berlangsung. Problema yang sering dihadapi oleh

PLTG Sampah adalah kontinuitas produksi gas metan. Kajian teknologi gasifikasi antara

sanitary landfill dan landfill cell termasuk eksplorasi dan eksploitasi gas landfill

menunjukkan bahwa komposisi gas metan rata-rata di TPA Bengkala pada semua sumur

(12 sumur) di Blok 2 adalah sebesar 33.88 persen, sedangkan rata-rata pada 6 sumur

(tidak termasuk 6 sumur yang telah di-release) adalah sebesar 48.35 %. Dengan

mempertimbangkan produktivitas dan komposisi gasnya yang tidak stabil dan

tercampurnya gas-gas lain yang tidak dapat terbakar serta nilai kalor spesifik gas

sampah yang rendah maka digunakan teknologi organic rankine cycle (ORC) dalam

sistem pembangkit listrik.


d. Bidang Geologi Kelautan

1) Penelitian Potensi Energi Arus Laut sebagai EBT di Perairan Selat Molo, NTT

Dari hasil penelitian diperoleh hasil bahwa daerah ini cukup potensial dan memenuhi

syarat untuk penempatan turbin pembangkit listrik tenaga arus. Kedalaman maksimum

16 – 50 meter.

Berdasarkan distribusi harga kecepatan arus dari hasil pengukuran arus mobile

kecepatan arus rata-rata yang terukur 0,9 – 2,74 m/detik dengan kecepatan maksimum

yang terukur 4,95 m/detik. Sedangkan berdasarkan hasil pengukuran arus stasioner

menunjukkan , kecepatan arus tertinggi terjadi pada saat kondisi air pasang dan kondisi

air surut. Sedangkan kecepatan arus terendah terjadi pada saat kondisi air pasang

maksimum dan surut minimum (slack) dengan kecepatan maksimum yang terukur 1,85

m/detik.

Dalam penelitian dilakukan pengamatan terhadap distribusi data arah dan kecepatan

angin.

Tabel 5.71Distribusi Kecepatan Arus Line-000

Kedalaman (m)Kecepatan Arus Minimum (m/s)

Kecepatan Arus Maksimum (m/s)

Kecepatan Arus Rata-rata (m/s)

2,75 1,51 3,15 2,34

3,75 1,57 3,02 2,354,75 1,6 3,25 2,395,75 1,77 3,56 2,426,75 1,76 3,1 2,41

7,75 0,46 3,22 2,42

Scrubber dan Separator Turbin

Kondensor

Gambar 5.74. Peralatan pendukung pilot project

Generator Boiler Panel Kontrol



8,75 1,39 3,06 2,369,75 1,38 3,98 2,4310,75 1,38 3,77 2,39

11,75 1,68 4,95 2,4712,75 1,44 3,47 2,4113,75 1,46 4,78 2,5414,75 1,65 3,50 2,46

15,75 0,33 4,02 2,4916.75 1,2 3,63 2,5117,75 1,32 3,35 2,6118,75 1,58 4,22 2,74

19,75 1,67 3,81 2,6420,75 1,01 4,06 2,53

2) Kajian Indikasi Potensi Energi OTEC di Sulawesi Utara

Tujuan kajian adalah mendapatkan informasi data mengenai potensi energi samudera

yang dapat diberdayakan menjadi pembangkit listrik terutama di daerah-daerah yang

pertumbuhan ekonominya baik yang minim mendapatkan pasokan listrik.

Dari hasil kajian ini a diperoleh zona yang berpotensi untuk dilakukan penelitian lebih

lanjut yang disesuaikan dengan data kependudukan di daerah yang menjadi

penempatan sistem OTEC tersebut.

Daerah kajian termasuk kedalam perairan terbuka yang mempunyai kedalaman laut

yang cukup dalam sehingga sangat cocok untuk penempatan sistem OTEC. Dari hasil

analisis data sekunder nilai ΔT di seluruh wilayah Indonesia pada tiap musim berubah-

ubah, namun perubahan tersebut tidak terlalu jauh yang terlihat pada musim barat

(Desember, Januari, Februari).Pada musim timur (Juni, Juli, Agustus) terlihat bahwa

daerah di bagian selatan Jawa dan Laut Banda nilai ΔT mengalami penurunan drastis.

Hal ini dikarenakan terjadinya upwelling di perairan Laut Banda dan selatan jawa.

Sementara di perairan Teluk Tomini dan Laut Sulawesi Utara ΔT mengalami penurunan

sedikit, akan tetapi masih diatas 20⁰. Hasil analisis ini menunjukan bahwa daerah kajian

sangat berpotensi untuk diban

gun sistem OTEC.


2. Jumlah usulan paten dan hak cipta

Pada tahun 2011 ini, Kementerian ESDM melalui Badan Litbang ESDM berhasil merealisasikan

usulan paten dan hak cipta yang telah ditargetkan yaitu 6 buah paten di bidang minyak dan gas

bumi sebanyak 1 buah paten, mineral dan batubara sebanyak 2 buah paten, bidang

ketenagalistrikan sebanyak 1 buah paten, serta 3 buah hak cipta di bidang geologi kelautan.

Rincian paten/hak cipta yang dapat direalisasikan di tahun 2011 ini adalah sebagai berikut:

a) Bidang Minyak dan Gas Bumi

Usulan paten di bidang minyak dan gas bumi adalah Metode Formulasi Inhibitor Korosi dari

Limbah Industri Kelapa Sawit.

b) Bidang Mineral dan Batubara

Usulan paten dan hak cipta tahun 2011 di bidang mineral dan batubara kepada Direktorat

Hak kekayaan Intetelektual sebanyak 2 usulan, yaitu:

Gambar 5.75. Nilai ∆T pada Musim Barat di Kedalaman 600 m, (Aghina drr 2011)



1. Pembakar Siklon Gasifikasi (Gasification Cyclone Burner)

2. Kokas pengecoran dari batubara non coking Indonesia

c) Bidang Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi

Usulan paten dan hak cipta di bidang Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan

Konservasi Energi adalah keluarnya usulan paten Komposisi Material Pelat Bipolar Fuel Cell

dengan nomor permohonan P00201100177 tanggal 23 Maret 2011.

d) Bidang Geologi Kelautan

Usulan paten dan hak cipta di bidang geologi kelautan kepada Direktorat Hak kekayaan

Intelektual sebanyak 3 usulan, yaitu:

1. Usulan HAKI Buku Katalog Foraminifera Perairan Indonesia

2. Usulan HAKI Buku Mineral Philipsit di Tinggian ROO - Samudera Hindia

3. Usulan HAKI Rancang Bangun Radio Link Telemetri Data Multiplex

3. Makalah Ilmiah yang dipublikasikan Melalui Jurnal baik di tingkat Nasional maupun

Internasional dan Laporan Ilmiah.

Jumlah Makalah yang berhasil dipublikasikan di tahun 2011 ini melebihi dari target yang

cukup tinggi hingga mencapai 145,8%, yaitu dari 96 makalah yang ditargetkan, terealisasi

sebanyak 140 makalah. Topik makalah ini terdiri dari makalah di bidang minyak dan gas bumi,

Mineral dan batubra, Ketenagalistrikan dan energi baru, serta bidang geologi. Rincian dari 140

makalah tersebut adalah sebagai berikut :

a). Bidang Minyak dan Gas Bumi

Makalah ilmiah bidang Minyak dan Gas Bumi dimuat dalam Lembaran Publikasi Minyak dan

Gas Bumi “LEMIGAS” Volume 45 Nomor 1 – 3 Tahun 2011 dan Scientific Contribution Oil

and Gas Volume 34 Nomor 1 - 3 Tahun 2011. Makalah tersebut adalah sebagai berikut:

1. Meramu Bensin Ramah Lingkungan Dengan Pemanfaatan Butanol

2. Penanggulangan Tanah Terkontaminasi Limbah Minyak Di Area Kilang (Refinary Unit)

Menggunakan Teknik Bios

3. Potensi Pengembangan CNG Darat (Terestial CNG) di Indonesia

4. Pembuatan Bahan Bakar Minyak Solar 48 Bertitik Nyala Minimum 55‚ C dan 52‚ C Melalui

Cutting Distillation

5. Rancang Bangun Adsorben Mercuri Removal

6. Evaluasi Metode Estimasi Viskositas Kinematik Campuran Biner Base Oil Dan Aditif

Viscocity Modifiers (VMs)

7. Cadangan Strategis Minyak untuk Keamanan Energi Indonesia

8. Analisis Tingkat Penguapan pada Minyak Lumas Transmisi

9. Pemanfaatan Bakteri Thiobacillus Thioparus untuk Mendegradasi Kandungan Sulfur dalam

Gas Alam


10. Penggunaan Infra Red Oil Analyser Untuk Memantau Kondisi Minyak Lumas Mesin Diesel

11. Rancangan Dasar Perhitungan Proteksi Katodik dengan Menggunakan Anoda Karbon pada

Struktur Baja Anjungan Minyak di Lingkungan Air Laut

12. Potensi Pengembangan EOR untuk Peningkatan Produksi Minyak Indonesia

13.Geologi Pengideraan Jauh dalam Studi Evaluasi Lahan Migas di Cekungan Kutei Atas

Bagian Utara

14.Injeksi Surfaktan Polimer dengan Pola Quartered Five Sport pada Reservoir Minyak

15.Efek Berat Molekul Polietilen Glikol (PEG) pada Membran Solusa Asetat terhadap

Selektifitas Pemisahan Gas CO2/CH4

16.Pemodelan Sekuestrasi Gas CO2 pada Saline Aquifer dengan Mekanisme Perubahan Fase

dan Alterasi Mineral

17.Gas Alam untuk Bahan Bakar Gas dan Bahan Baku Petrokimia

18.Pemilihan Umpan Kilang Berdasarkan Pendekatan Jenis Minyak Bumi dan Yield Distilasi

19.Efisiensi Katalitik Konverter Dalam Mengurangi Emisi Karbon Monooksida dan Unburn

Hydrocarbon pada Bahan Bakar Bensin 88

20.Oksidasi Katalitik Karbon Monosikda pada Katalis Pt-Zeolit Alam Berpromotor Serium

21.Pengujian Kinerja Terbatas Minyak Solar Bertitik Nyala 55oC pada Multicylinder Test

Bench

22.Fluida Incompressible Sebagai Penyalur Tenaga dalam Sistem Hidrolik Tertutup

23. Perbandingan Biaya pada Teknik-Teknik Remediasi Tanah Tercemar Minyak Bumi

24.Pengaruh Mutu Bahan Bakar Diesel terhadap Pembentukan Emisi Partikulat Pada

Kendaraan Bermotor

25.Upaya Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca Melalui Bangunan Hijau

26.Prediksi Jumlah Emisi CO2 dari Kegiatan Transportasi Khusus Kereta Api dan Upaya yang

Bisa Dilakukan untuk Mengurangi Emisi

27.Kelayakan Pemanfaatan Gas Metana Batubara Untuk Pembangkit Listrik

28.Prediksi Kecepatan Gelombang S (Shear Wave) dengan Batas Hashin Sthrikman

Menggunakan Metoda Lee

29.Analisis Potensi Sumber Daya Hidrokarbon Cekungan Upper Kutai Bagian Selatan

Kalimantan Timur

30. Membangun Sistem Informasi Mikroba dan Nutrisi Potensial untuk Meor berbasis Database

31.Pengaruh Penambahan Aditif MX-1 dalam Minyak Solar 48 terhadap Perubahan Sifat-Sifat

Fisika/Kimia Utama dan Kinerja Mesin

32.Analisa Kerusakan Komponen Mesin Diesel Melalui Uji Fisika Kimia Minyak Lumas API CF-4

33. Development of Wright Blending Method in Viscocity Estimation of Liquid-Binary Mixture of

Base Oil and Olefin Copolymers (OCPs)

34.Tehnology Challenges in Indonesia Oil and Gas Development

35.Irreducible Water Saturation and ITS Governing Factors: Characteristics of Some

Sandstones in Western Indonesia

36.Reduction of Bacteria Cells Viability in Injection Water Using Ammonium Chloride

37.Environmental Study On Co2 Storage In The Deep Sea: An Overview

38. CO2 Storage Capacity Estimation of Depleted Oil and Gas Reservoirs in Indonesia

39.The Effect of Biocides Addition Againts Morphology any Size Distribution of Bacteria Cells

in Injection Water

40.The Jurassic-Cretaceous Paleogeography of The Sula Area, North Maluku



41.Oxidation Stability Improvement For Jatropha Biodiesel To Meet The International

Standard For Automotive Applications

42.Extraction of Naphthenic Acid from Indonesian Crude Oils by Methanol-Ammonium

Solution

43. Oligocene Palynological Zonation Scheme From East Java Sea

44.Rock Wettability Characteristics of Some Indonesian Limestones

45.Risks Analysis of Carbon Dioxide Storage in Geological Formations

46.Polymer Properties Determination For Designing Chemical Flooding

47.The Imprortance of Litho-Facies Distinection in Determining The Most Representative

Cementation Factors for Well-Log Evaluation: An Old Issue Persistently Neglected

48.Ranking of Indonesia Sedimentary Basin and Storage Capacity Estimates For CO2

Geological Storage

49.A Review of Biodiesel Development in Indonesia: Current Status, Future Potential And Its

Impact on The Environment

50.Characterization of Thermal Precipilator in Smoke Collector by Using Particle Counter

51.Comparison Valve Deposit Formed on Diesel Engine Caused by Biodiesel and Petroleum

Diesel Fuel


Makalah Ilmiah ini dimuat dalam Jurnal Teknologi Mineral dan Batubara Volume 7 Nomor 1-

4 Tahun 2011, Indonesian Mining Journal Volume 14 Nomor 1-3 Tahun 2011 , Jurnal Badiklat.

Makalah dimaksud adalah sebagai berikut:

1. Peluang dan tantangan Peningkatan Nilai tambah Batubara

2. Analisis Dampak Profitabilitas Pengusahaan Batubara Kalori Rendah terhdap Rencana

Penurunan Biaya DHBP bagi Pengusaha dan Pemerintah

3. Karakterisasi Mineral Ampas Pengolahan Bijih Emas Pongkor

4. Pembuatan bahan Refraktori Alumina dari Residu Bauksit

5. Penggunaan Metode Statistik K-Means Clustering pada Analisis Peruntukan Lahan Usaha

TambangBerbasis Sistem Informasi Geografi

6. Estimasi Biomassa Hutan Sekunder dan Daerah Reklamasi Menggunakan Teknologi

Inderaja dan Sistem Informasi Geografi

7. Kelayakan Usaha Pembuatan Batako, Paving Block dan Bata Merah Berbahan Baku Limbah

Hasil Pembakaran Batubara

8. Evaluasi Sistem Otomatisasi Pencadangan Wilayah Pertambangan Berbasis Sistem

Informasi Geografis di Dinas Pertambangan dan Energi Kota Kupang

9. Produksi, Konsumsi Semen dan Bahan Bakunya di Indonesia Periode 1997 – 2009 dan

Prospeknya 2010 – 2015

10. Runtunan Stratigrafi Sedimen Holosen Keterkaitannya dengan Kasiterit di Lepas Pantai

Tenggara P. Singkep, Kepulauan Riau

11. Eliminasi Oksida Besi dari Kaolin Nagreg dengan Metode Pemisahan Cairan-Cairan

12. Pembuatan dan Pembakaran CWF dari Batubara Hasil Proses Upgrading

13. Prospek Pengembangan Usaha Pembuatan Briket Batubara di Sumatera Barat Guna

Mengatasi Kelangkaan Minyak Tanah (Analisis Supply, Demand dan Finansial)


14. Biooksidasi Galium Sulfida Menggunakan Kultur Campuran Acidithiobacillus Ferrooxidans

dan A. Thiooxidans

15. Analisis Stabilitas Tanggul, Desain Rawa dan Lereng Tambang untuk Mendukung Operasi

Penambangan

16. Controll of Illegal Mining (PETI) in Indonesia: Policy and Program

17. Improvement of Low Rank Coal Properties by Various Upgrading Processess

18. Production of Activated Carbon from Subbituminous Coal Using Rotary Kiln and Cyclone

Burner

19. Toxicology Test on Coal Ash from Asam-Asam Coal Fired Power Plant, Tanah Laut – South

Kalimantan

20. De-Zincing of LeadCopper Sulphide Minerals Flotation

21. Mineralogical Characters of Karang Paningal Epithermal Vein Deposits, West Java

22. Geologic Aspects Controlling Maceral and Mineral Matter Content of Satui Coals - South

Kalimantan

23. The Effect of Hydrogen Pressure on the Preparation of Artificial Caking Coal for Coke Binder

24. Extraction of Pottasium from Feldspar and Leucite by Two Different Activation Methods:

Mechanical Activation (Milling) and High Temperature Activation (Roasting)

25. Structural Changes of Pomalaa Lateritic Ore due to Coal-Based Magnetizing Roasting

26. Upgrading Of Indonesia’s Bauxite By Washing Method

27. The Effect Of Bokashi Bottom Ash (Coal Combustion Waste) Dosage On The Growth And

The Heavy Metal Pb Content Of Vetiver Grass (Vetiveria Zizanioides)

28. Preliminary Study Of Particle Size Measurement Of Fine Phosphate Rocks Using Dynamic

Light Scattering Method

29. Leaching Of Lead From Anode Slime By Ammonium Acetate Solution

30. Effects Of Temperature And Nutrient Feed Onthe Production Of Oxalic Acid By Aspergillus

Niger

c) Bidang Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi

Makalah Ilmiah di bidang Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi

dimuat dalam Majalah Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan diterbitkan 2 kali dalam 1

tahun, yaitu di bulan Juni dan Desember. Judul-judul makalah tersebut yaitu:

1. Metode Penentuan Nilai Frekuensi Dan Nilai Kapasitor Minimum Generator Induksi Phasa

Tiga Berpenguatan Sendiri

2. Micro-Grid PLTS Untuk Menjaga Kualitas Daya Industri

3. Analisis Kandungan Energi Fluida Panas Bumi Entalpi

4. Dampak Biologis Limbah Bahang Terhadap Biota Perairan Di Sekitar Pembangkit Listrik

Tenaga Uap Suralaya

5. Boiler Mini Tekanan Rendah Berbahan Bakar Sampah Perkebunan Untuk Pembangkit Listrik

6. Perhitungan Emisi Biodiesel Dari Kelapa Sawit Sebagai Bahan Bakar Untuk Pembangkit

Listrik Tenaga Diesel

7. Pengaruh Konsentrasi Ion Bikarbonat Larutan Penjerab Terhadap Efisiensi Penjerab Sistem

Bio-FGD PLTU Batubara



8. Penentuan Debit Andalan Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro Dengan Metode Turc And

Solomon (Studi Kasus: PLTMH Puppuring, Kecamatan Alu, Kabupaten Polewali Mandar,

Provinsi Sulawesi Barat)

9. Prospek Pemanfaatan Biogas Dari Pengolahan Air Limbah Industri Tapioka

10. Karakteristik Asam Lemak Mikroalga Untuk Produksi Biodiesel

Sedangkan laporan ilmiahnya, yaitu:

1. Perancangan dan pembuatan sel tunam berbahan dasar polimer

2. Penelitian dan pengembangan Energi Angin untuk pembangkit listrik tenaga angin kapasitas

menengah

3. Penelitian dan pengembangan teknologi reservoir panas bumi

4. Penelitian dan pengembangan mikroalgae sebagai bahan baku biodisel

5. Pengembangan sistem gasifikasi biomasa untuk gas bakar dan gas sintesis

6. Optimasi proses fermentasi limbah industri tapioka sebagai sumber biogas

7. Analisis kinerja sistem photovoltaic (PV) mikrogrid

8. Kajian pemanfaatan energi arus laut sebagai pembangkit listrik tenaga arus laut

9. Penelitian dan pengembangan teknologi pembangkit listrik tenaga panas bumi

10. Penelitian dan pengembangan jaringan distribusi sistem terisolasi

11. Uji kinerja electronic load controller pada pembangkit listrik mikro hidro

12. Penelitian dan pengembangan teknologi solar tracker pada PLTS

13. Kajian konsumsi energi pemanfaat tenaga listrik

14. Pemanfaatan gas metan dari sanitary landfill untuk bahan bakar dan pembangkit listrik

15. Penelitian boiler mini tekanan rendah berbahan biomasa sebagai pembangkit listrik dan

pengering hasil pertanian/perkebunan


Makalah Ilmiah di bidang geologi kelautan dimuat dalam Jurnal Geologi Kelautan Nomor 1 – 2

Tahun 2011 dan Bulletin of The Marine Geology Nomor 1 -2 Tahun 2011 Judul-judul makalah

tersebut yaitu:

1. Fenomena Sediment Cloud di Perairan Tanjung Pontang, Banten

2. Abrasi Pantai dan Pendangkalan Kolam Pelabuhan Jetty Pertamina, Balongan Indramayu

melalui Analisis Arus Pasang Surut, Angin, dan Gelombang

3. Morfologi Dasar Laut Kaitannya dengan Proses Abrasi Pantai di Perairan Pulau Marore,

Sulawesi Utara

4. Penggunaan Metode Analisis Sinyal dalam Interpretasi Data Magnet di Perairan Selat Sunda

untuk Menentukan Arah dan Posisi Pipa Bawah Laut

5. Tinjauan Aspek-aspek Pembangunan yang Mempengaruhi Dampak Lingkungan Kawasan

Pesisir dan Laut

6. Pola Sebaran Gas Charged Sediment Dasar Laut di Perairan Sidoarjo, Jawa Timur

7. Kajian Identifikasi Infrastruktur Jaringan Pipa Migas Bawah Laut di Perairan Sebelah Utara

Provinsi Banten

8. Model 2D Pengaruh Gaya Horisontal Arus Pada Pemecah Gelombang di TPI Pancer Jawa

Timur


9. Pola Anomali Magnet Lokal dari Aplikasi Trend Surface Analysis (TSA) pada Pemetaan

Geologi Kelautan Bersistem di Perairan Selat Malaka Sumatera Utara

10. Foraminifera Perairan Balikpapan, Kalimantan Timur: Lingkungan Pengendapan dan

Pengaruhnya

11. Identification of Hard Rock Based on Shallow Seismic Interpretation and SPT Test for

Foundation of Bridge at Balang Island, Balikpapan Bay, East Kalimantan

12. Lihostratigraphic and Sedminetological Significants of Deepening Marine Sediments of the

Sambipitu Formation Gunung Kidul Residence, Yogyakarta

13. Abnormal Microfaunal Shells as Early Warning Indicator of Enviromental Changes

Surrounding Berau Delta, East Kalimantan

14. Fault Pattern and Active Deformation of Outer Arc Ridge of Northwest of Simeuleu Island,

Aceh, Indonesia

15. Abrasion Wave Obstructs Tourism Development in Coastal Regions of Binuanagen, Lebak-

Banten

16. The Influence of Sea-Level Changes on Sea-Bottom Morphology of Singkawang Waters West

Kalimantan Based on Analyses of Bathymetric and Seismic Data

17. Diagenetics Features of Paleo Lagoonal Reef of Tacipi Area, South Celebes

18. Sedimentation Rate Based on Oceanographic Parameters Reviews in Estuary of Kapuas,

Central Kalimantan

19. The Characteristic of Surficial Sediment Based on The Heavy Mineral Content at

Karangasem, East Bali Waters, Bali Province

20. Sand Distribution Modeling of Middle Miocene Reservoir of "East Tarakan a Field" in Eastern

Part of Tarakan Island, East Kalimantan

4. Jumlah masukan/rekomendasi kebijakan

Jumlah rekomendasi kebijakan yang ditargetkan oleh Kementerian ESDM , pada tahun 2011

adalah sebanyak 43 rekomendasi. Seluruh rekomendasi yang diragetkan dapat direaliasikan

atau dengan nilai capaian sebesar 100%. Rincian realisasi masukan/rekomendasi kebijakan

tahun 2010 adalah seperti diuraikan di bawah ini:


1. Pengembangan Basis Data Potensi CBM Di Indonesia (Cekungan Kutai)

2. Proyek Percontohan Penemuan Cadangan Tight Shale Gas Reservoir

3. Evaluasi Lahan Migas Cekungan Spermonde, Sulawesi Selatan

4. Pengembangan Tight Sand Reservoir dan Stratigraphic Trap Lapangan Migas Sumatra

Selatan

5. Penanganan Air Terproduksi Hasil Dewatering Sumur-Sumur CBM Di Sumatera Selatan

6. Konversi Katalitik Limbah Plastik Menjadi Senyawa Fraksi Gasoline

7. Pengaruh Kegiatan Industri Migas Terhadap Sumber Daya Hayati Perairan

8. Emisi CO2 Disektor Energi

9. Peningkatan Kualitas Biodiesel Dengan Pengembangan Teknologi Proses Pengolahan

Produksi Biodiesel

10. Pemanfaatan Mikroalga Untuk Reduksi CO2 Dengan Energi Alternatif Sebagai Hasil

Sampingnya



11. Studi Aplikasi dan Pengembangan Kinerja Bahan Bakar Alternatif Biofuel untuk

Transportasi, Industri dan Rumah Tangga

12. Studi Hubungan Kandungan Oksigenat dan Oksegen dalam Bensin untuk Pengembangan

Spesifikasi

13. Evaluasi Lahan Migas Daerah Barakan, Maluku

14. Kegiatan Evaluasi Model Fiskal Pengembangan "Coal Bed Methane" (CBM)

15. Dampak Kenaikan Harga BBM dan LPG Terhadap Struktur Perekonomian Indonesia

16. Penelitian Model Teknik Desorpsi Gas Metana Batubara

17. Kajian Survey Pengumpulan Data dlam Rangka Verifikasi Komponen-Komponen Harga LPG

PSO

18. Kaji Ulang Data Geoscience Untuk Peningkatan Kualitas Informasi Wilayah Kerja Baru

Migas

19. Koordinasi Tim Perubahan Iklim

20. Screening EOR Injeksi CO2 Lapangan -Lapangan di Cekungan Sumatra Selatan

21. Pengembangan Infrastruktur SPBG Daughter untuk Konversi BBG Angkutan Kota di

Jakarta Selatan


1. PNT Mineral

2. PNT Batubara

3. Batubara untuk Listrik

4. Tindak lanjut laporan gugus tugas renegosiasi KK/PKP2B dan PNT

5. Evaluasi dan penilaian pelaksanaan konservasi dan diverifikasi energi pada balitbang ESDM

6. Evaluasi studi kelayakan peningkatan produksi batubara PT. Mahakam Sumberdaya di

Ditjen Minerba

7. Evaluasi studi revisi studi kelayakan PT. Karya Bumi Baratama Ditjen Minerba

8. Evaluasi studi revisi studi kelayakan PT. Riau Bara Harum Ditjen Minerba

9. Evaluasi studi revisi studi kelayakan PT. Yamabumi palaka Ditjen Minerba

10. Evaluasi studi kelayakan peningkatan produksi batubara PT. Bangun Banua Persada

Kalimantan di Ditjen Minerba

11. Evaluasi revisi studi kelayakan blok Musirawas PT. Karya Bumi Baratama di Ditjen Minerba

12. Evaluasi revisi studi kelayakan produksi batubara PT. Tanjung Alam Jaya di Ditjen Minerba

13. Evaluasi revisi studi kelayakan produksi batubara PT. Borneo Indobara di Ditjen Minerba

c) Bidang Ketenagalistrikan dan Energi Baru Terbarukan


2. Kajian konsumsi energi pemanfaat tenaga listrik

3. Studi pembebanan Lampu Hemat Energi Terhadap Kualitas Daya


Potensi ESDM Dasar Laut di Landas Kontinen Indonesia di Luar 200 Mil Laut di Perairan Aceh

Barat


Gambar 5.76. Diagram rencana pengembangan alat

5. Jumlah pilot plant dan demo plant atau rancangan produk rancang bangun penerapan

teknologi unggulan bidang energi dan sumber daya mineral.

Pada tahun 2011 ini, Kementerian ESDM mentargetkan 31 pilot plant dari berbagai bidang, target

tersebut seluruhnya dapat direalisasikan atau dengan kata lain capaian kinerja adalah sesuai target

sebesar 100%. Rincian dari 31 pilot pnat masing-masing bidang adalah sebagai berikut:


1. Pembuatan Surfaktan untuk Aplikasi Pendesakan Minyak dengan Injeksi Kimia (Lanjutan)

2. Aplikasi Nanoteknologi dan Bioengineering untuk Peningkatan Perolehan Minyak

3. Studi Pengembangan Formula Pelumas Industri

4. Percontohan Tabung ANG untuk Rumah Tangga

5. Pengembangan Teknologi Ultrasonography Untuk Aplikasi Industri Bidang Migas

6. Rancang Bangun Adsorben Komponen Korosif Gas Bumi

Contoh salah satu pilot plant yang berhasil di laksanakan adalah Pengembangan Teknologi

Ultrasonography Untuk Aplikasi Industri Bidang Migas sebagai berikut:

Tujuan kegiatan adalah menentukan desain dan prototype peralatan well inspection

berbasis teknologi Ultrasonography.

Pada penelitian tahap I ini

sistem yang telah berhasil

direkayasa adalah bagian dari

sistem yang lebih lengkap

dengan range jarak efektif 6

cm ke dinding, temperatur

sensor yang sudah diuji adalah

30 – 150 degC, dan untuk

kemampuan tekanan yang

diijinkan terhadap sensor

masih tekanan atmosfer.

Subsistem ini telah

menunjukkan bahwa pantulan

dinding sumur dapat dideteksi

dan dikonversi menjadi

data digital. Setelah itu

pantulan harus diusahakan agar tidak hanya pada satu titik tetapi dapat dibuat pada

ratusan bahkan ribuan titik (pixel) yang mewakili dinding sumur. Untuk pantulan vertikal

harus dengan sensor dengan frekuensi yang lebih tinggi dan kemampuan jarak lebih jauh.



Sensor yang ada dimensinya masih terlalu besar sehingga belum memenuhi syarat untuk

skala lapangan .Untuk pemilihan bahan sampai tahun -1 ini masih pada bahan tahan karat

stainless steel.

Dengan penguasaan teknologi Ultrasonography ini di harapkan akan memecahkan salah

satu masalah penurunan produksi migas nasional dan memberikan manfaat bagi

pemerintah untuk meningkatkan produksi minyak nasional dan pengembangan SDM di

bidang Migas.


1. Pengembangan Proses UBC Skala Pilot Sebagai Pendukung Operasional Proses UBC Skala

Percontohan & Persiapan UBC Skala Komersial;

2. Percontohan Pengolahan Zeolit dan Bentonit, Jawa Barat;

3. Percontohan Pembuatan Pupuk Majemuk Skala Pilot Plant (lanjutan);

4. Percontohan Aplikasi Proses Upgrading Bauksit dan Tailing, Pencucian Bauksit, Jawa

Barat;

5. Percontohan Penelitian Pengolahan Emas dengan Sianidasi dan Cil Adsorption Skala Plitot

Plant.

6. Pengembangan Prototype Plant Kokas Dengan Bahan Bakar Batubara;

7. Optimasi Produksi Karbon Aktif Berbasis Batubara;

8. Pengembangan Proses UBC Skala Pilot Sebagai Pendukung Operasional Proses UBC Skala

Percontohan & Persiapan UBC Skala Komersial;

9. Pengembangan Konveyor Nyumatik Terintegrasi Dengan Preheated Udara Pembakar

Untuk Pembakar Siklon.

10. Rancang Bangun Otomatisasi Sistem Pengambilan Data "Pumping Test"

11. Rekayasa borholle wall imaging system untuk penentuan struktur batuan

12. Rekayasa dan Rancang Bangun Peralatan Otomatisasi untuk Mendukung Efisiensi &

Keselamatan Kerja

13. Rancangan Alat Untuk Mendeteksi Gas Metana Pada Tambang Batubara Bawah Tanah

Dengan Teknologi Sinar Infra-Merah

Contoh salah satu pilot plant yang berhasil di laksanakan adalah Prototipe Pembakar Siklon

Dengan Integrasi Konveyor Nyumatik Dan Pembakar Preheated Pengelolaan Abu

Tujuan kegiatan adalah meningkatkan kinerja pembakar siklon dengan didukung konveyor

nyumatik dan sistem kontrol abu sehingga meminimalkan kendala penanganan buangan

abu dan meningkatkan pangsa pasar dari pembakar siklon.

Efisiensi energi dari teknik konveyor nyumatik telah dapat ditingkatkan lagi menjadi 2,67%

dibanding percobaan sebelumnya yang baru mencapai 0,49%. Hal ini terutama disebabkan

telah dilakukan peningkatan efisiensi energi transpor dari peniup udara antara, yaitu yang

posisinya antara pengumpan dan peniup udara pada pembakar siklon. Peningkatan

efisiensi energi ini berdasarkan pada fungsi peniup udara antara ini yang hanya bertugas

memindahkan tepung batubara, tidak ukut berugas untuk memasukkan tepung batubara


Gambar 5.77. Setting Prototipe Pembakar Siklon yang Terintegrasi dengan Sistem Konveyor Nyumatik

ke dalam pembakar siklon yang memerlukan energi yang besar karena tepung batubara

harus masuk secara tangensial dan berpusar beberapa kali dalam silinder siklon.

Dengan telah berhasilnya disusun rangkaian konveyor nyumatik ini maka pengintegrasian

gilingan ke dalam sistem menjadi lebih mudah dilakukan karena dalam gilingan yang

digunakan terdapat kompartemen peniup yang tugasnya meniup keluar butir-butir

batubara yang telah tergiling halus sampai -30 mesh. Selanjutnya tepung batubara ini

diterima peniup udara antara yang akan mengestafetkan tepung tersebut ke peniup udara

antara selanjutnya menuju ke pembakar siklon.

Dengan diintegrasikannya gilingan ini maka industri tidak perlu lagi menangani tepung

batubara yang cukup merepotkan karena masalah debunya. Jadi industri dapat langsung

menggunakan batubara curah yang dapat diumpankan ke gilingan dan selanjutnya dapat

ditranspor dari jarak jauh menuju unit pembakar siklon dalam ruang pabrik.

c) Bidang Ketenagalistrikan dan Energi Baru Terbarukan

1. Perancangan dan pembuatan sel tunam berbahan dasar polimer (PEMFC)

2. Integrasi Sistem PLT Angin skala 100 kW

3. Pengembangan mikroalgae sebagai bahan baku biodiesel

4. Rancangan detail pembangunan gasifikasi biomasa tipe circulating fluidized bed

5. Pengembangan Peta Potensi EBT di Indonesia

6. Pembuatan Cetak Biru Desain PLTP Sistem Binari

7. Pengembangan Solar Tracker

8. Optimalisasi Kinerja Grid Connection dengan Multilevel Inverter


Berikut salah satu pilot plant/rancang bangun tersebut:

Rancangan Detail Pembangunan Gasifikasi Biomasa Tipe Circulating Fluidized Bed



Gambar 5.78. Konfigurasi Sistem Gasifikasi Biomasa Circulating Fluidized Bed

Uji kinerja gasifikasi biomasa di Purwakarta telah dapat dioperasikan dengan bahan baku

arang batok, serbuk gergaji, dan sekam padi, dan sudah dapat menghasilkan gas yang

mampu bakar selama € 5 jam serta telah dihasilkan rancangan sistem gasifikasi tipe

circulating fluidized bed kapasitas 100 kg dalam rangka pengembangan gasifikasi biomassa

untuk produksi gas s†ntesis.

Kegiatan perancangan teknis unit gasifikasi biomassa untuk gas sintesis tipe circulating

fluidized bed kapasitas 100 kg/jam umpan biomassa berupa gambar detail desain gasifikasi

circulating fluidized bed, layout dan isometric layout peralatan, proses

perhitungan/pemilihan peralatan, data dukung berupa price list dari peralatan-peralatan

yang akan digunakan membangun unit-unit yang tercantum dalam desain tersebut. Pada

Error! Reference source not found. berikut adalah konfigursi peralatan tersebut.


1. Rancang Bangun Sistem Peralatan Pengambilan Foram Plankton

2. Rancang Bangun Pengatur Gulungan Streamer

3. Rancang Bangun Float Tracking

Berikut salah satu pilot plant/rancang bangun tersebut:

Rancang Bangun Sistem Peralatan Pengambilan Foram Plankton

Pengambilan plankton pada rancang bangun ini menggunakan metoda sampling secara

miring (obelique) dengan tujuan untuk mendapatkan sampel plankton yang terperangkap

dari berbagai lapisan air. Konstruksi plankton nets dengan double nets bertujuan untuk

mendapatkan sample yang lebih banyak dan backup nets. Pengembangan ke depan dengan

penambahan flowmeter dengan tujuan ketelitian pengukuran jumlah air tersaring dengan

mengalikan jarak diantara dua titik tersebut dengan diameter plankton net.


6. Jumlah peta geologi kelautan

Kementerian ESDM ditahun 2011 ini menetapkan target pembuatan peta geologi kelautan

sebanyak 9 buah peta, seluruh peta dapat direalisasikan atau capaian kinerja sebesar 100%. Jumlah

9 peta tersebut dapat dilihat pada gambar dibawah ini:

Peta geologi kelautan yang dihasilkan pada tahun 2011 adalah sebagai berikut:

1. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 1215 (Selat Karimata)

2. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 1315 (Pontianak)

3. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 1812 (Kota Baru)

4. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 1316 (Singkawang)

5. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 1412 (Matua)

6. Peta Sebaran Sedimen Permukaan Dasar Laut Perairan Lembar 0817-0818 (Bagansiapiapi)

7. Peta Anomali Magnet Total Perairan Lembar 1312 (Laut Jawa)

8. Peta Anomali Magnet Total Perairan Lembar 1412 (Matua)

9. Peta Anomali Magnet Total Perairan Lembar 1312 (Tg. Puting)

7. Jumlah Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) kegiatan Jasa Penelitian dan

Pengembangan terhadap target APBN yang ditetapkan

Indikator kinerja output

untuk pencapaian sasaran

ini yaitu Penerimaan

Negara Bukan Pajak

(PNBP). Realisasi

Penerimaan Negara Bukan

Pajak (PNBP) sebesar Rp

Rp. 47.138.657.927,- (sekitar

76%) dari rencana Rp.

57.850.867.000,- yang

berasal dari pendapatan

jasa teknologi, dengan

rincian sebagai berikut:

1) P3TMB “tekMIRA” : Rp. 1.964.835.050,-

2) P3TMGB “LEMIGAS” : Rp. 45.129.799.217,-

3) P3TKEBTKE : Rp. 44.023.660,-

Grafik 5.47. Realisasi PNBP di lingkungan Badan Litbang ESDM



Sasaran 7 : Perwujudan Sumber Daya Manusia Sektor ESDM Yang Profesional, Berdaya

Saing Tinggi Dan Bermoral

Keberhasilan dan/atau tidak tercapainya target sasaran ini diukur melalui pencapaian 8 indikator

kinerja sasaran yang dikembangkan dari indikator kinerja program/kegiatan rencana kinerja tahun

2011. Indikator kinerja sasaran beserta target, realisasi dan capaiannya diuraikan dalam tabel

berikut :


1. Jumlah penyelenggaraan diklat dalam setahun

Diklat 545 613 112,47

2. Jumlah jenis diklat sektor ESDM yang diselenggarakan

Jenis 14 14 100,00

3. Jumlah peserta diklat yang selesai mengikuti diklat di Badan Diklat ESDM

Orang 14.625 12.894 88,16

4. Jumlah lulusan pendidikan formal tingkat Diploma I, II, III, dan IV PTK AKA Migas

Orang 250 248 99,20

5. Jumlah SDM yang ditingkatkan kemampuannya

Orang 2.379 3.000 126,10

6. Jumlah NSPK yang ditetapkan dan diberlakukan

NSPK 636 803 126,26

7. Jumlah Lembaga Diklat Pemerintah/Profesi(LDP) yang terakreditasi sebagai penyelenggara Diklat Teknis

LDP 8 9 112,50

8. Jumlah sarana diklat yang terakreditasi standar mutu

Unit 8 8 100,00

9. Jumlah kerjasama diklat yang diimplementasikan

Buah 133 143 107,52

10. Jumlah karya ilmiah yang dipublikasikan Terbitan 17 6 35,29



1. Jumlah penyelenggaraan diklat dalam setahun

Realisasi penyelenggaraan diklat pada tahun 2011 melebihi target dengan capaian sebesar

110,9%, hal ini disebabkan karena meningkatnya jumlah diklat untuk Aparatur yang cukup

t inggi yaitu mencapai 233 diklat serta diklat untuk industri/masyarakat sebanyak 192 diklat.

2. Jumlah jenis diklat sektor ESDM yang diselenggarakan

Pada tahun 2011 ini realisasi diklat yang diselenggarakan sesuai dengan target 100%.

3. Jumlah peserta diklat pada Badan Diklat ESDM

Jumlah peserta diklat bidang ESDM yang selesai mengikuti diklat yaitu sebanyak 12.894

orang peserta dari target sebanyak 14.625 orang peserta, atau capaian kinerja adalah

88,16%. Tidak tercapainya target disebabkan karena beberapa peserta diklat t idak

memenuhi persyaratan. Sehingga kelebihan anggaran dimanfaatkan ke program diklat lain.

4. Jumlah lulusan pendidikan formal tingkat Diploma I, II, III, dan IV

Jumlah lulusan pendidikan formal pada PTK AKA Migas pada tahun 2011 ini sebanyak 248

orang mahasiswa, jumlah ini sedikit dibawah dari jumlah yang ditargetkan yaitu 250 orang

mahasiswa, atau capaian kinerja sebesar 99,2%

5. Jumlah SDM yang ditingkatkan kemampuannya

Pada tahun 2011 ini, jumlah SDM yang dit ingkatkan kemampuannya melalui penyertaan

diklat, pemagangan, bimbingan teknis, forum komunikasi, forum konsensus,

seminar/workshop melebihi dari target sebesar 26,10%, yaitu dari target 2.379 orang,

tereralisasi sebanyak 3000 orang. Hal ini terjadi karena t ingginya kegiatan penyertaan diklat

pada pelat ihan/kursus, seminar, workshop, dan sejenisnya baik di dalam maupun diluar

negeri.

6. Jumlah NSPK (Standar, Pedoman, Bahan Ajar) diklat

Capaian NSPK (standar, pedoman, bahan ajar) adalah sebesar 126,26%. Peningkatan ini

terjadi karena intensitas penyusunan NSPK oleh Pusdiklat pada tahun 2011 meningkat,

khususnya NSPK diklat untuk bidang minyak dan gas bumi, serta geologi yang melebihi

target yang direncanakan.



7. Jumlah Lembaga Diklat Pemerintah/Profesi (LDP) yang terakreditasi sebagai

penyelenggara Diklat Teknis

Realisasi akreditasi Lembaga Diklat Pemerintah/Profesi di tahun 2011 ini adalah berjumlah 9

LDPdari target 8 LDP atau sebesar 112,5%. Capaian realisasi tahun ini berada jauh diatas

capaian tahun 2010 yang hanya mencapai 31%. Hal ini disebabkan karena telah

beroperasinya Komite Akreditasi LDP sektor ESDM, sehingga program akreditasi LDP untuk

LDP selain lembaga diklat di lingkungan KESDM sudah dapat dilakukan. Tidak sepert i di

tahun sebelumnya dimana belum beroperasinya Komite Akreditasi LDP sektor ESDM

karena peraturan perundang-undangan pendukungnya belum ditetapkannya. Akreditasi

yang direalisasikan tahun ini yaitu proses akreditasi baru dan/atau re-akreditasi Pusdiklat

Migas (manajemen mutu/ISO) dan Pusdiklat Mineral dan Batubara (untuk diklat manajemen

oleh Lembaga Administrasi Negara/LAN).

8. Jumlah sarana diklat yang terakreditasi standar mutu

Demikian pula dengan sarana diklat yang terakreditasi tahun ini secara keseluruhan dapat

mencapai target 100%, karena seluruh sarana yang dimiliki oleh seluruh unit kerja di

Badiklat ESDM telah memenuhi syarat untuk diakreditasi.

9. Jumlah kerjasama Diklat yang diimplementasikan

Jumlah kerja sama diklat yang diimplemantasikan pada tahun ini adalah sebanyak 143 buah

dari 133 buah yang ditargetkan, atau sebesar 107,52%. Seluruh kegiatan kerjasama diklat

baik di dalam maupun di luar negeri dapat diiimplementasikan dengan mitra kerja.

10. Jumlah karya ilmiah yang dipublikasikan

Jumlah karya ilmiah yang berhasil dipublikasikan pada tahun ini adalah sebanyak 6 buah

karya ilmiah dari target sebanyak 17 buah karya ilmiah atau hanya tercapai 35,3%.


5.5. Akuntabilitas Keuangan

Anggaran dan realisasi belanja dalam mendukung pelaksanaan tugas, fungsi, dan kewenangan

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral tahun 2011, adalah sebagai berikut:

Tabel 5.93

Realisasi Anggaran KESDM Tahun 2011

Per Unit kerja Eselon I

No ProgramPagu

Anggaran Realisasi %

1 Sekretariat Jenderal 1.144.326 791.410 67,83

2 Inspektorat Jenderal 115.437 84.060 72,80

3 BPH Migas 235.913 134.122 56,85

4 Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi 802.619 675.794 84,20

5 Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan 372.222 110.863 29,78

6 Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

947.407 180.547 19.06

7 Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara. 400.380 223.170.470 55,74

8 Badan Penelitian Dan Pengembangan Energi Dan Sumber Daya Mineral

739.465 547.427 74,03

9 Badan Pendidikan Dan Pelatihan Aparatur Energi Dan Sumber Daya Mineral

667.462 534.818 80,13

10 Badan Geologi 873.592 676.450 77,43

11 Sekeratariat Jenderal Dewan Energi Nasional

52.307 45.682 87,33

TOTAL KESDM 6.351.130 4.004.343 70,1

PT PLN Persero

a. Ikitring 6023,6 1.983,7 32,9

b. Lisdes 3,173 2.978,7 93,9

Total PLN 9.196,6 4.962,4 54,0

Total KESDM+PLN 15.245,6 9.200,5 60,3

Pagu anggaran KESDM tahun 2011 sebesar Rp. 15,2 triliun yang terdiri dari pagu KESDM murni

sebesar Rp. 6,3 trilun dan pagu yang dilaksanakan oleh PT PLN (Persero) untuk kegiatan Ikitring

dan Lisdes sebesar Rp. 9,2 triliun. Realisasi anggaran KESDM murni sekitar 70,1%, namun

apabila dilihat dari total realisasi KESDM murni dan PT PLN (Persero) mencapai 60,3%.

Realisasi anggaran belanja tahun 2011 sebesar Rp 9.200,5 Miliar digunakan untuk membiayai



12 program. Realisasi anggaran per program KESDM selama periode tahun 2011 dapat dirinci

sebagai berikut:

Tabel 5.94Realisasi Anggaran KESDM Tahun 2011

Per Program

No ProgramPagu

Anggaran Realisasi %

1 Dukungan Manajemen Dan Pelaksanaan Tugas Teknis Lainnya KESDM

895.190 628.268 70,18

2 Peningkatan Sarana Dan Prasarana Aparatur KESDM

249.136 163.142 65,48

3 Pengawasan Dan Peningkatan Akuntabilitas Aparatur Negara Kementerian Energi Dan Sumber Daya Mineral

115.437 84.060 72,80

4 Pengaturan Dan Pengawasan Penyediaan Dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak Dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa

235.913 134.122 56,85

5 Pengelolaan Dan Penyediaan Minyak Dan Gas Bumi

802.619 675.794 84,20

6 Pengelolaan Ketenagalistrikan 372.222 110.863 29,78

7 Pengelolaan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

947.407 180.547 19.06

8 Pembinaan Dan Pengusahaan Mineral danBatubara.

400.380 223.170.470 55,74

9 Penelitian Dan Pengembangan Energi Dan Sumber Daya Mineral

739.465 547.427 74,03

10 Pendidikan Dan Pelatihan Aparatur Energi Dan Sumber Daya Mineral

667.462 534.818 80,13

11 Penelitian, Mitigasi Dan Pelayanan Geologi 873.592 676.450 77,43

12 Dukungan Manajemen Dan Pelaksanaan Tugas Teknis Lainnya Dewan Energi Nasional

52.307 45.682 87,33

TOTAL 6.351.130 4.004.343 70,1

Penyebab realisasi anggaran KESDM dan PT PLN masih belum sesuai target, antara lain:

Izin Multiyears Contract proyek-proyek Ikitring baru disetujui pada akhir tahun 2011.

Persetujuan Pemanfaatan Penghematan sebesar 10% dari DIPA tahun 2011 dari Kementerian

Keuangan baru terbit (termasuk pemasangan PLTS pada Ditjen. EBTKE).

Pagu Blokir (*) yang besar Rp. 2,98 triliun, memerlukan proses pembukaan blokir yang lama

sehingga proses pelaksanaan kegiatan terlambat.


Realisasi belanja bersumber PNBP terkendala oleh sistem dimana diharuskan adanya setoran

penerimaan terlebih dahulu, baru dapat dicairkan.

Transisi ketentuan pengadaan barang dan jasa pemerintah dari Perpres No. 80 ke 54

menyebabkan terlambatnya proses pengadaan barang dan jasa, karena peserta memerlukan

waktu mempelajari terlebih dahulu

Keterlambatan pelaksanaan disebabkan besarnya blokir, keharusan penyetoran terlebih dahulu

untuk sumber dana PNBP serta masih transisinya pelaksanaan e-proc disamping sebagian besar

barang masih impor dan memerlukan proses fabrikasi menyebabkan perilaku

penyerapan/pelaksanaan anggaran belanja modal di KESDM berpola S-Curve.



PE

NG

UK

UR

AN

PE

NC

AP

AIA

N S

AS

AR

AN

KE

ME

NT

ER

IAN

EN

ER

GI

DA

N S

UM

BE

R D

AY

A M

INE

RA

L

TA

HU

N 2

01

1

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

SA

SA

RA

N S

TR

AT

EG

IS

1.M

enin

gkat

nya

kem

ampu

an p

asok

an

ener

gi u

ntuk

dom

estik

96,7

5

Pro

duks

i min

yak

bum

iM

BO

PD

945

902

95D

itjen

Mig

as

Pro

duks

i gas

bum

iM

BO

EP

D1.

534

1.51

699

Pro

duks

i CB

MM

BO

EP

D0

0-

Pro

duks

i bat

ubar

aJu

ta T

on32

729

389

Ditj

en M

iner

bapa

bum

Pas

okan

bat

ubar

a un

tuk

kebu

tuha

n da

lam

neg

eri

Juta

Ton

79

6582

Pro

duks

i min

eral

Te

mba

gaTo

n66

5.15

861

8.29

7 93

E

mas

Kg

102.

562

78.1

48

76

P

erak

Kg

278.

431

223.

078

80

N

i + C

o in

mat

teTo

n70

.500

70.9

36

100,

6

Ti

mah

Ton

75.0

0060

.002

80

B

ijih

nike

lTo

n8.

500.

000

8.52

2.12

8 10

0,2

Fe

rron

ikel

Ni

18,0

0019

.990

11

1

B

auks

itM

t10

.000

.000

10.8

87.6

59

109

B

ijih

besi

Mt

5.00

0.00

05.

215.

391

104

G

rani

tM

32.

500.

000

2.81

0.14

8 11

2

Pro

duks

i BB

MJu

ta K

L36

,537

,23

102

Ditj

en M

igas

Pro

duks

i LP

GJu

ta T

on2

2,32

116

Pro

duks

i LN

GJu

ta T

on23

.29

21.9

794

Pro

duks

i LN

GJu

ta T

on24

,12

24,1

099

.9

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

2.M

enin

gkat

nya

kem

ampu

an p

asok

an

baha

n ba

ku u

ntuk

do

mes

tik

Per

sent

ase

Pem

enuh

an

Keb

utuh

an B

ahan

Bak

u

Pup

uk D

an P

etro

kim

ia

%10

092

.292.2

Ditj

en M

igas

3.M

enin

gkat

nya

peng

emba

ngan

ber

baga

i su

mbe

r en

ergi

dal

am

rang

ka d

iver

sifik

asi e

nerg

i

100

Ditj

en K

eten

agal

istri

kan

Dite

jen

EB

TKE

Pan

gsa

ener

gi p

rimer

unt

uk

pem

bang

kitl

istri

k%

95,2

495

,22

99,9

Pan

gsa

Min

yak

Bum

i%

1219

158,

3

Pan

gsa

Gas

Bum

i%

3026

86,7

Pan

gsa

batu

bara

%49

4693

,9

Pan

gsa

pana

s bu

mi

%4,

244,

2299

,5

Pan

gsa

ener

gi b

aru

terb

aruk

an

lain

nya

%7,

087,

0810

0

Pan

gsa

Tena

ga A

ir%

77

100

Pan

gsa

Bio

Die

selB

io E

nerg

i%

0,08

0,08

100

4.M

enin

gkat

nya

pem

bang

unan

in

frast

rukt

ur e

nerg

i dan

m

iner

al

101,54

Jum

lah

Sam

bung

an R

umah

(S

R)

yang

terp

asan

g/te

ralir

i ja

ringa

n ga

s bu

mi (

gas

kota

) un

tuk

rum

ah ta

ngga

SR

16.0

0018

.714

117

Ditj

en M

igas

Ras

io e

lekt

rifik

asi

%70

,470

,410

0D

itjen

Ket

enag

alis

trika

n

Jum

lah

Kap

asita

s pe

mba

ngki

t lis

trik

MW

37.8

8437

.353

98,6

Jum

lah

Kap

asita

sP

emba

ngki

t Li

strik

Ten

aga

Pan

asbu

mi

(PLT

P)

MW

1.20

91.

226,

110

1,4

Ditj

en E

BTK

E

Jum

lah

loka

si fa

silit

as

pem

bang

kit E

nerg

i Bar

u Te

rbar

ukan

(E

BT)

Loka

si4.

601

4.17

590

,7

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

5.P

enin

gkat

an e

fisie

nsi

pem

akai

an d

an

peng

olah

an e

nerg

i

85,13

Ela

stis

itas

Ene

rgi

%1,

61.

688

.9D

itjen

Ket

enag

alis

trika

n

Pen

urun

an e

mis

i CO

2%

5.9

7 (*

)81

.35

Ditj

en M

igas

6.M

enin

gkat

nya

inve

stas

i se

ktor

ES

DM

Jum

lah

Inve

stas

i Sek

tor

ES

DM

:U

S$

Juta

30.4

2927

.111

89

Ju

mla

h In

vest

asi s

ub s

ekto

r m

igas

US

$ Ju

ta16

.854

18

.696

11

1%D

itjen

Mig

as

Ju

mla

h In

vest

asi b

idan

g ke

tena

galis

trika

nU

S$

Juta

9.73

94.

948

51%

Ditj

en K

eten

agal

istri

kan

Ju

mla

h in

vest

asi s

ub s

ekto

r m

iner

alda

nba

tuba

raU

S$

Juta

3.20

03.

412

107

Ditj

en M

iner

bapa

bum

Ju

mla

h In

vest

asi b

idan

g en

ergi

bar

u te

rbar

ukan

US

$ Ju

ta46

355

12D

itjen

EB

TKE

7.Te

rwuj

udny

a pe

ran

pent

ing

sekt

or E

SD

M

dala

m p

ener

imaa

n ne

gara

Tota

l Pen

erim

aan

Neg

ara

Sek

tor

ES

DM

Rp

Trili

un32

4,34

35

2,15

109

Ju

mla

h pe

nerim

aan

nega

rasu

b se

ktor

mig

asR

p Tr

iliun

249,

5927

8,39

109

Ditj

en M

igas

Ju

mla

h pe

nerim

aan

nega

ra

subs

ekto

r pe

rtam

bang

an

umum

(m

iner

al, b

atub

ara)

Rp

Trili

un73

,53

77,3

911

6D

itjen

Min

erba

Ju

mla

h pe

nerim

aan

nega

ra

dari

subs

ecto

ren

ergi

bar

i te

rbar

ukan

Rp

Trili

un0,

350,

5515

5D

itjen

EB

TKE

Ju

mla

h P

ener

imaa

n la

in-la

in

(Bal

itban

g, B

adik

lat,

BP

H

Mig

as)

Rp

Trili

un0,

86

1,76

20

6B

alitb

ang,

Bad

ikla

t, B

PH

M

igas

8.Te

rwuj

udny

a pe

ning

kata

n pe

ran

sekt

or E

SD

M

dala

m p

emba

ngun

an

daer

ah

103,66

Ditj

en M

iner

bapa

bum

Ditj

enM

igas

Ditj

en K

eten

agal

istri

kan

Ditj

en E

BTK

E

Jum

lah

dana

bag

i has

il se

ktor

E

SD

MR

p Tr

iliun

43,6

40,9

94

Ju

mla

h da

na b

agi h

asil

subs

ekto

rM

igas

Rp

Trili

un34

,928

,180

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Ju

mla

h da

na b

agi h

asil

subs

ekto

r Min

eral

dan

ba

tuba

ra

Rp

Trili

un8,

312

,314

8

Ju

mla

h da

na b

agi h

asil

subs

ekto

r pan

as b

umi

Rp

Trili

un0,

40,

512

8

Jum

lah

CS

R s

ecto

r ES

DM

Rp

Mili

ar1.

565

1.65

810

6

Ju

mla

h C

SR

sub

sekt

or

Min

erba

Pab

umR

p M

iliar

1.20

01.

391

116

Ju

mla

h C

SR

sub

sekt

or

List

rik d

an P

eman

faat

an

Ene

rgi

Rp

Mili

ar99

8990

Ju

mla

h C

SR

sub

sekt

or

Mig

asR

p M

iliar

266

178

67

Jum

lah

jarin

gan

dist

ribus

i lis

trik(

kms)

dan

gar

du d

istri

busi

lis

trik

Km

s/M

VA

15.8

13/

370

17.3

06/

369

,610

4,65

Jum

lah

desa

man

diri

ener

gi

(DM

E)

DM

E50

5110

2

Jum

lah

sum

ur b

or d

aera

h su

lit

air

Titik

Bor

255

260

102

9.Te

rwuj

udny

a pe

ngur

anga

n be

ban

subs

idi B

BM

dan

Lis

trik

64,05

Ditj

en M

igas

Ditj

en K

eten

agal

istri

kan

Jum

lah

subs

idi

BB

M, B

BN

dan

LPG

Rp

Trili

un12

9,7

168,

270

,3

Rib

u K

L40

,49

41,4

297

,7

Jum

lah

subs

idi L

istri

kR

p Tr

iliun

65,6

93,3

57,8

10.

Pen

ingk

atan

per

an

pent

ing

sekt

or E

SD

M

dala

m p

enin

gkat

an

surp

lus

nera

ca

perd

agan

gan

deng

an

men

gura

ngi i

mpo

r

94,13

Ditj

en M

igas

Jum

lah

eksp

or m

inya

k m

enta

hJu

ta b

arel

135

100,

7474

,62

Jum

lah

eksp

or g

asM

MS

CFD

4.15

3 4.

468,

210

7,6

Jum

lah

impo

r BB

MJu

ta K

L30

,06

31,2

995

,9

Jum

lah

impo

r min

yak

men

tah

Juta

Bar

el90

,04

91,4

898

,4

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

11.

Ter

wuj

udny

a pe

ning

kata

n te

naga

ker

jaJu

mla

h T

enag

a K

erja

Sek

tor

ES

DM

Ora

ng

1.21

6.56

91.

024.

997

98,3

6D

itjen

Min

erba

abum

Ditj

en M

igas

Ditj

en K

eten

agal

istr

ikan

Jum

lah

tena

ga k

erja

sub

sek

tor

mig

asO

rang

283.

659

279.

743

98.6

Jum

lah

tena

ga k

erja

sub

sek

tor

Ket

enag

alis

trik

anO

rang

787.

000

562,

679

71.5

Jum

lah

tena

ga k

erja

sub

sek

tor

pert

amba

ngan

um

umO

rang

145.

910

182.

575

125

12.

Ter

wuj

udny

ape

mbe

rday

aan

nasi

onal

112,

9D

itjen

Min

erba

Ditj

en M

igas

Ditj

en K

eten

agal

istr

ikan

Ras

io te

naga

ker

ja a

sing

de

ngan

tena

ga k

erja

nas

iona

lR

asio

100

: 110

0: 1

100

Per

sent

ase

pem

anfa

atan

ba

rang

dan

jasa

dal

am n

eger

i pa

da u

saha

min

yak

dan

gas

bum

i

%55

5192

,7

Per

sent

ase

Pen

ggun

aan

Bar

ang

dan

Jasa

Pro

duks

i da

lam

neg

eri d

alam

pe

mba

ngun

an s

ub s

ekto

r M

iner

al d

an B

atub

ara

%41

6014

6

13.

Pen

ingk

atan

nila

i tam

bah

Per

sent

ase

peni

ngka

tan

kem

ampu

an n

asio

nal d

alam

m

eran

cang

dan

mer

akit

inst

alas

i pe

rala

tan

mig

as

%65

6510

0D

itjen

Mig

as

14.

Pen

ingk

atan

indu

stri

jasa

(ba

ckw

ard

linka

ge)

dan

indu

stri

yang

be

rbah

an b

aku

dari

sekt

or E

SD

M, a

ntar

a la

in p

upuk

(fo

rwar

d lin

kage

):

95,5

Ditj

en M

iner

baab

um

Ditj

en M

igas

Ditj

en K

eten

agal

istr

ikan

Pen

ingk

atan

indu

stri

jasa

pe

nunj

ang

Pen

ingk

atan

indu

stri

jasa

pe

nunj

ang

Per

usah

aan

1270

1239

97.5

%

Ju

mla

h in

dust

ri ja

sa

penu

njan

g M

igas

Per

usah

aan

950

1239

97.5

%

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Ju

mla

h in

dust

ri ja

sa

penu

njan

g ke

tena

galis

trik

anP

erus

ahaa

n68

062

4 96

%

Ju

mla

h in

dust

ri ja

sa

penu

njan

g m

iner

al d

an

batu

bara

Per

usah

aan

650

670

103%

Ter

penu

hiny

a ba

han

baku

in

dust

ri pu

puk

Ter

penu

hiny

a ba

han

baku

in

dust

ri pu

puk

92,2

P

erse

ntas

e pe

men

uhan

ba

han

baku

indu

stri

pupu

k%

100

92.2

92.2

%

SA

SA

RA

N P

EN

UN

JAN

G

15.

Ter

wuj

udny

a pe

ngat

uran

&

pen

gaw

asan

pe

nyed

iaan

dan

pe

ndis

trib

usia

n ba

han

baka

r m

inya

k da

n pe

ngan

gkut

an g

as b

umi

mel

alui

pip

a ya

ng o

ptim

al

Jum

lah

Bad

an U

saha

yan

g m

enda

ftark

an N

omor

Reg

istr

asi

Usa

ha (

NR

U)

dari

BP

H M

igas

Bad

an U

saha

1013

130

BP

H M

igas

Jum

lah

peng

awas

an B

adan

Usa

ha

Nia

ga U

mum

dan

terb

atas

pe

meg

ang

izin

usa

ha p

enye

diaa

n da

n pe

ndis

trib

usia

n B

BM

Non

PS

O

Bad

an U

saha

5464

119

Jum

lah

peng

awas

an te

rhad

ap

penu

gasa

n B

adan

Usa

ha u

ntuk

pe

nyed

iaan

dan

pen

dist

ribus

ian

Jeni

s B

BM

Ter

tent

u(B

BM

Sub

sidi

)

Pen

gaw

asan

811

230

Jum

lah

Pen

gelo

laan

Sis

tem

In

form

asi D

irekt

orat

BB

M d

alam

ra

ngka

pen

gaw

asan

pen

yedi

aan

dan

pend

istr

ibus

ian

BB

M

Sis

tem

Info

rmas

i (I

T)

45

125

Jum

lah

reko

men

dasi

/per

timba

ngan

un

tuk

pene

tapa

n ke

bija

kan/

penu

gasa

n

Rek

omen

dasi

/ P

ertim

bang

an

Pen

etap

an

43

75

Jum

lah

ranc

anga

n pe

ratu

ran/

jukl

ak

& ju

knis

unt

uk p

enye

diaa

n da

n pe

ndis

trib

usia

n B

BM

Nas

iona

l

Ran

cang

an/J

ukla

k da

n Ju

knis

63

50

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Jum

lah

daer

ah y

ang

tela

h m

enge

mba

ngka

n si

stem

pe

ngaw

asan

pen

dist

ribus

ian

tertu

tup

jeni

s B

BM

terte

ntu

seca

ra

berta

hap

Pro

vins

i8

00

Jum

lah

pem

beria

n H

ak K

husu

s pa

da k

egia

tan

usah

a G

as B

umi

mel

alui

Pip

a

Rua

s Tr

ansm

isi

Pip

a D

edic

ated

hili

r

4 7

5 15

182

Jum

lah

Bad

an U

saha

yan

g te

lah

mel

akuk

an p

enet

apan

pen

gatu

ran

akse

s (A

cces

s A

rran

gem

ent)

peng

angk

utan

gas

bum

i mel

alui

pi

pa

Bad

an U

saha

42

50

Jum

lah

pene

tapa

n ak

un

peng

atur

an B

adan

Usa

haP

erat

uran

11

100

Jum

lah

pene

tapa

n ta

rif

peng

angk

utan

gas

bum

i mel

alui

pi

pa

4 B

adan

Usa

ha4

250

Jum

lah

pene

tapa

n ha

rga

gas

bum

i un

tuk

Rum

ah T

angg

a da

n P

elan

ggan

Kec

il

Bad

an U

saha

64

67

Jum

lah

Pem

bang

unan

Rua

s Tr

ansm

isi G

as B

umi

Bad

an U

saha

22

100

Jum

lah

Pem

bang

unan

Pip

a D

edic

ated

Hili

rB

adan

Usa

ha5

240

Jum

lah

Pem

bang

unan

Jar

inga

n P

ipa

Gas

Kot

aB

adan

Usa

ha4

410

0

Jum

lah

Vol

ume

Gas

Bum

i yan

g di

niag

akan

Mel

alui

Pip

aM

MS

CF

680.

229,

467

9.58

0,7

99,9

Jum

lah

Vol

ume

Gas

Bum

i yan

g di

angk

ut M

elal

ui P

ipa

Juta

MB

TU10

3.84

2,9

108.

695,

510

4,7

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Jum

lah

lapo

ran

perta

nggu

ngja

wab

an

adm

inis

trativ

e

Lapo

ran

1010

100

Jum

lah

regu

lasi

yan

g di

susu

nR

egul

asi

22

100

Jum

lah

sara

na d

an p

rasa

rana

yan

g m

emen

uhi s

tand

arP

aket

11

100

Jum

lah

pena

rikan

iura

n da

ri B

adan

U

saha

Mily

ar43

678

318

0

16.

Pen

gung

kapa

n po

tens

i ge

olog

i Ind

ones

ia u

ntuk

ke

seja

h-te

raan

dan

pe

rlind

unga

n m

asya

raka

t

Jum

lah

peta

geo

logi

yan

g di

hasi

lkan

dan

dig

unak

anP

eta

905

996

110

Bad

an G

eolo

gi

Jum

lah

loka

si

pene

litia

n/pe

met

aan

ceku

ngan

se

dim

en

Loka

si4

375

Jum

lah

sum

ur b

or d

aera

h su

lit a

irTi

tik B

or25

525

590

Rek

omen

dasi

Tek

nis

Pen

ataa

n R

uang

ber

basi

s G

eolo

giR

ekom

enda

si10

095

95

Jum

lah

usul

an r

ekom

enda

si

WK

P, W

UP

, dan

WP

NR

ekom

enda

si68

7110

4

Jum

lah

wila

yah

kepr

ospe

kan,

po

tens

i, da

n st

atus

sum

ber

daya

ge

olog

i (pa

nas

bum

i, ba

tuba

ra,

CB

M, G

ambu

t, B

itum

en p

adat

, da

n m

iner

al)

Wila

yah

7571

95

Jum

lah

reko

men

dasi

tekn

is

miti

gasi

ben

cana

geo

logi

Rek

omen

dasi

109

296

272

Jum

lah

gunu

ng a

pi y

ang

dipa

ntau

unt

uk k

egia

tan

gunu

ngap

i akt

if tip

e A

dar

i Pos

P

enga

mat

an G

unun

g A

pi

GA

dip

anta

um

elal

ui

pos

PG

AG

A d

ipan

tau

mel

alui

10

reg

iona

l cen

ter

68 37

68 37

100

100

Jum

lah

kaw

asan

kar

st

terp

etak

an p

ada

skal

a 1:

50.0

00K

awan

22

100

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Jum

lah

loka

si y

ang

tela

h di

laku

kan

peny

elid

ikan

kon

disi

ge

olog

i tek

nik

geod

inam

ik d

an

infra

stru

ktur

Loka

si13

1310

0

Jum

lah

loka

si y

ang

tela

h di

laku

kan

pem

etaa

n ge

olog

i lin

gkun

gan

kaw

asan

pe

rtam

bang

an u

ntuk

tata

ruan

g pa

da s

kala

1:1

00.0

00

Loka

si7

710

0

Jum

lah

loka

si y

ang

dila

kuka

n pe

met

aan

geol

ogi l

ingk

unga

n un

tuk

tata

ruan

g pa

da s

kala

1:

100.

000

Loka

si13

1310

0

Jum

lah

laya

nan

info

rmas

i pub

lik

mel

alui

Mus

eum

Keg

eolo

gian

Pen

gunj

ung

500.

000

441.

344

88

Jum

lah

loka

si p

emet

aan

kaw

asan

raw

an b

enca

na g

unun

g ap

i, pe

ta g

eolo

gi g

unun

g ap

i, pe

ta z

ona

kere

ntan

anan

ger

akan

ta

nah,

pet

a m

ikro

zona

si, p

eta

KR

B g

empa

bum

i, pe

ta K

RB

ts

unam

i dan

pet

a ris

iko

gem

pabu

mi/t

suna

mi,

gera

kan

tana

h da

n gu

nung

api .

Lapo

ran

/ Pet

a59

5910

0

Ters

edia

nya

info

rmas

i per

inga

tan

dini

ben

cana

gun

unga

pi d

an

benc

ana

geol

ogi l

ainn

ya

Lapo

ran

dan

info

rmas

i per

inga

tan

dini

2760

222

Jum

lah

info

rmas

i Pen

eliti

an D

an

Miti

gasi

Ben

cana

Gun

unga

pi,

Gem

pabu

mi,

Tsun

ami,

Ger

akan

Ta

nah

Lapo

ran

3941

105

Jum

lah

sosi

alis

asi,

publ

ikas

i, pa

mer

an, p

elat

ihan

keb

enca

naan

da

n pe

nyus

unan

renc

ana

kont

inje

nsi

Dok

umen

1111

100

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Ters

usun

nya

Ped

oman

Miti

gasi

B

enca

na G

unun

g A

pi d

an

Ped

oman

Miti

gasi

Ger

akan

Ta

nah,

Gem

pa B

umi d

an

Tsun

ami

Dok

umen

99

100

Jum

lah

peta

geo

fisik

a be

rsis

tem

da

n be

rtem

a ya

ng d

ihas

ilkan

dan

di

guna

kan

line

km10

0.00

049

.000

49

Jum

lah

kegi

atan

pen

gem

bang

an

mus

eum

geo

logi

seb

agai

geo

-ed

ukas

i dan

des

tinas

i geo

-wis

ata

Keg

iata

n / T

erbi

tan

1617

106

17.

Pem

fasi

litas

ian

yang

ef

ektif

dan

efis

ien

untu

k m

enun

jang

ket

ahan

an

ener

gi n

asio

nal.

Jum

lah

lapo

ran

baha

n pe

rum

usan

dan

per

anca

ngan

ke

bija

kan

ener

gi li

ntas

sek

tor

dan

daer

ah

Lapo

ran

1212

100

Set

jen

Dew

an E

nerg

i N

asio

nal

Jum

lah

lapo

ran

baha

n

pene

tapa

n R

UE

N d

an a

sist

ensi

R

UE

D

Lapo

ran

88

24.2

Jum

lah

lapo

ran

pers

idan

gan

DE

N, h

ubun

gan

mas

yara

kat

dan

Kep

roto

kola

n

Lapo

ran

1010

0

Jum

lah

baha

n pe

neta

pan

lang

kah

-lang

kah

pena

nggu

lang

an k

ondi

si k

risis

da

n da

rura

t ene

rgi

Lapo

ran

66

39.4

Per

sent

ase

reko

men

dasi

loka

si

dan

besa

ran

(vol

ume)

ca

dang

an p

enya

ngga

ene

rgi

Lapo

ran

33

100

18.

Per

wuj

udan

tata

kel

ola

pem

erin

taha

n ya

ng b

aik

Jum

lah

doku

men

per

enca

naan

ya

ng s

iner

gis

Dok

umen

33

100

Sek

reta

riat J

ende

ral

Jum

lah

doku

men

kes

epak

atan

ke

rja s

ama

yang

dila

ksan

akan

un

tuk

men

duku

ng p

riorit

as

renc

ana

stra

tegi

s

Dok

umen

55

100

Pen

capa

ian

kine

rja K

ES

DM

se

suai

targ

et%

100

94,8

94,8

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Per

sent

ase

angg

aran

KE

SD

M

yang

dig

unak

an u

ntuk

m

enun

jang

Prio

ritas

nas

iona

l

%52

47,8

492

Per

sent

ase

Pen

yajia

n LK

tepa

t w

aktu

(e.g

har

i,min

ggu,

dll)

%10

010

010

0

Opi

ni B

PK

terh

adap

LK

Jeni

s op

ini

WTP

WTP

100

Pro

sent

ase

efis

iens

i dan

efe

ktifit

as

peng

elol

aan

keua

ngan

KES

DM

%90

60,3

67

Jum

lah

SO

P y

ang

dike

mba

ngka

nS

OP

150

218

145,

3

Jum

lah

ranc

anga

n pe

ratu

ran

perU

Uan

sek

tor E

SD

M y

ang

dise

lesa

ikan

Bua

h25

2288

Jum

lah

bant

uan

huku

m d

an

kasu

s ya

ng d

imen

angk

an d

an

dise

lesa

ikan

Kas

us4

1435

0

Ras

io b

erita

neg

atif

dan

posi

tif%

5:

115

: 11

100

Per

sent

ase

peng

hapu

san

BM

Nya

ng d

ipin

daht

anga

n-ka

n ke

pada

pih

ak k

etig

a

%75

100

133

19.

Per

wuj

udan

KE

SD

M

yang

ber

sih,

aku

ntab

el

dan

trans

para

n

Pen

yele

saia

n ka

sus

atas

ke

waj

iban

pen

yeto

ran

kepa

da

kas

nega

ra

Per

sent

ase

peny

eles

aian

LH

Pda

n M

HP

tepa

t wak

tu

Rp

US

33.6

25.8

39.6

69,5

2.34

2

390.

577.

928

1,16

2 In

spek

tora

t Jen

dera

l

LHP

/ MH

P16

514

487

.27

Per

sent

ase

reko

men

dasi

yan

g tu

ntas

diti

ndak

lanj

uti d

alam

wak

tu

6 (e

nam

) bu

lan

%55

Jum

lah

peng

adua

n m

asya

raka

t ya

ng s

eles

ai d

itind

ak la

njut

iP

enga

duan

1414

100

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Inde

ks k

epua

san

unit

esel

on I

atas

pel

aksa

naan

pen

dam

ping

an

dan

kons

ulta

si

Uni

t Es.

I9

00

Jum

lah

pela

ksan

aan

PK

PT

Obr

ik16

516

398

,8

Per

sent

ase

Peg

awai

Itje

n ya

ng

men

taat

i ket

entu

an ja

m k

erja

%10

010

010

0

Jum

lah

revi

ew la

pora

n ke

uang

anLa

pora

n9

1213

3,3

Jum

lah

pem

anta

uan

tinda

klan

jut

hasi

l pem

erik

saan

Obr

ik16

511

871

,5

Jum

lah

real

isas

i ang

gara

nR

p11

5.43

6.60

0.00

084

.018

.579

.759

73

20.

Per

wuj

udan

kual

itas

pene

litia

n da

n pe

ngem

bang

an te

knol

ogi

sekt

or e

nerg

i dan

sum

ber

daya

min

eral

Jum

lah

Keg

iata

n P

enel

itian

dan

P

enge

mba

ngan

Keg

iata

n15

816

210

2,5

Bal

itban

g E

SD

M

Jum

lah

Usu

lan

Pat

en d

an H

ak

Cip

taU

sula

n P

aten

/Pat

en6

610

0

Jum

lah

Mak

alah

Ilm

iah

yang

D

ipub

likas

ikan

Pad

a Ju

rnal

bai

k

di ti

ngka

t Nas

iona

l mau

pun

Inte

rnas

iona

l dan

Lap

oran

Ilm

iah

Mak

alah

9614

014

5,8

Jum

lah

Mas

ukan

/Rek

omen

dasi

K

ebija

kan

Mas

ukan

/ R

ekom

enda

si43

4310

0

Jum

lah

Pilo

t Pla

nt/D

emo

Pla

nt/R

anca

ngan

P

rodu

k/F

orm

ula/

Ran

cang

B

angu

n P

ener

apan

Tek

nolo

gi

Ung

gula

n bi

dang

Ene

rgi d

an

Sum

ber

Day

a M

iner

al

Pilo

t Pla

nt/D

emo

Pla

nt/R

anca

ngan

/Ra

ncan

g B

angu

n

3131

100

Jum

lah

peta

pot

ensi

geo

logi

ke

laut

anP

eta

99

100

No

.

Sa

sara

n

Sa

tua

nT

arg

et

Re

ali

sasi

Pre

sen

tase

Pe

nca

pa

ian

(%)

Pe

na

ng

gu

ng

Ja

wa

b

Ura

ian

Ind

ika

tor

Jum

lah

Pen

erim

aan

Neg

ara

Buk

an P

ajak

(P

NB

P)

kegi

atan

Ja

sa P

enel

itian

dan

P

enge

mba

ngan

terh

adap

targ

et

AP

BN

yan

g di

teta

pkan

Mili

ar R

p57

,85

47,1

3881

,4

21.

Per

wuj

udan

sum

ber

daya

m

anus

ia s

ekto

r E

SD

M

yang

pro

fesi

onal

, ber

daya

sa

ing

tingg

i dan

ber

mor

al

Jum

lah

peny

elen

ggar

aan

dikl

at d

alam

set

ahun

Dik

lat

545

613

112,

47B

adik

lat E

SD

M

Jum

lah

jeni

s di

klat

sek

tor

ES

DM

yan

g di

sele

ngga

raka

nJe

nis

1414

100,

00

Jum

lah

pese

rta d

ikla

tyan

g se

lesa

i men

giku

ti di

klat

di

Bad

an D

ikla

t ES

DM

Ora

ng14

.625

12.8

9488

,16

Jum

lah

lulu

san

pend

idik

an

form

al ti

ngka

t Dip

lom

a I,

II, II

I, da

n IV

PT

KA

KA

Mig

as

Ora

ng25

024

899

,20

Jum

lah

SD

M y

ang

ditin

gkat

kan

kem

ampu

anny

aO

rang

2.37

93.

000

126,

10

Jum

lah

NS

PK

yan

g di

teta

pkan

da

n di

berla

kuka

nN

SP

K63

680

3 12

6,26

Jum

lah

Lem

baga

Dik

lat

Pem

erin

tah/

Pro

fesi

(LD

P)

yang

tera

kred

itasi

seb

agai

pe

nyel

engg

ara

Dik

lat T

ekni

s

LDP

89

112,

50

Jum

lah

sara

na d

ikla

t yan

g te

rakr

edita

si s

tand

ar m

utu

Uni

t8

810

0,00

Jum

lah

kerja

sam

a di

klat

yan

g di

impl

emen

tasi

kan

Bua

h13

314

310

7,52

Jum

lah

kary

a ilm

iah

yang

di

publ

ikas

ikan

Ter

bita

n17

635

,29

Lakip KESDM Tahun 2011

Documents

Transcript of Lakip KESDM Tahun 2011