1
REPUBLIK INDONESIA
BLUEPRINTBLUEPRINTPENGELOLAAN ENERGI NASIONALPENGELOLAAN ENERGI NASIONAL
2005 2005 -- 20252025
JAKARTA, 2005
2
POLA PIKIRPENGELOLAAN ENERGI NASIONAL
Secara Terpadu untuk Mendukung Pembangunan Berkelanjutan
KONDISISAAT INI
KONDISI YANG
DIHARAPKAN
KEBIJAKAN DAN
STRATEGIUPAYA PROGRAM
LINGKUNGANSTRATEGIS
KENDALAKENDALAPELUANGPELUANG
PARADIGMA NASIONALUUD 1945 Pasal 33
3
KONDISI SAAT INI
Kondisi keenergian di Indonesia pada saat ini adalah :
• Kebijakan umum bidang energi (KUBE) : 1981, 1987, 1991, 1998 dan KEN 2003 (Lamp A1-A2, hlm 24-25) • Potensi sumber daya energi cukup besar (Lamp B1-B2, hlm 26-27)• Akses masyarakat terhadap energi masih terbatas (Lamp C, hlm 28)• Pangsa konsumsi BBM : 63% dari energi final (Lamp D, hlm 29)• Ekspor energi besar, impor BBM besar (Lamp E1-E2, hlm 30-31)
– Ekspor minyak bumi 514 ribu barel per hari, pemakaian dalam negeri 611 ribu barel per hari danimpor 487 ribu barel per hari
– Ekspor gas bumi 4,88 BCF per hari, pemakaian dalam negeri 3,47 BCF per hari– Ekspor batubara 92,5 juta ton per tahun, pemakaian dalam negeri 32,91 juta ton per tahun
• Harga ekspor gas dan batubara lebih tinggi dari harga pemasaran dalam negeri• Kemampuan / daya beli konsumen dalam negeri terhadap batubara dan gas rendah dan belum
adanya insentif ekonomi baik fiskal maupun non fiskal bagi energi fosil untuk pemakaian dalamnegeri
4
KONDISI SAAT INI
Kondisi keenergian di Indonesia pada saat ini adalah : (lanjutan)
• Struktur APBN masih tergantung penerimaan migas dan subsidi BBM (Lamp F, hlm 32)• Industri energi belum optimal
– Infrastruktur Energi Terbatas (Lamp G1 s/d G4, hal 33-36)– Harga energi (BBM, Gas untuk pabrik pupuk dan energi baru terbarukan) belum
mencapai keekonomian (Lamp H, hlm 40)– Pemanfaatan Energi Belum Efisien (Lamp I, hlm 41)
Kondisi tersebut mengakibatkan :
• Energi (Primer) Mix Timpang (Lamp K, hlm 43):– Pemanfaatan gas dalam negeri belum optimal– Pemanfaatan batubara dalam negeri belum optimal
• Karena adanya subsidi BBM pengembangan energi alternatif terhambat• Mempercepat Indonesia menjadi net importer minyak (Lamp L1-L2, hlm 44-45)• Subsidi BBM membengkak (Lamp M, hlm 46)
5
KONDISI YANG DIHARAPKAN
• Kebijakan Energi Nasional sesuai dengan platformpolitik Kabinet Indonesia Bersatu
• Meningkatnya akses masyarakat kepada energi• Meningkatnya keamanan pasokan energi• Meningkatnya kondisi ekonomi sehingga
kemampuan / daya beli masyarakat meningkat• Harga energi sesuai dengan keekonomiannya
6
SASARAN1. Diterbitkannya Undang Undang Energi
2. Terwujudnya konsumsi energi per kapita minimal sebesar 10 SBM (RIKEN) dan rasio elektrifikasi95% (RUKN) pada tahun 2025
3. Terwujudnya keamanan pasokan energi dalam negeri, melalui :• Tercapainya elastisitas energi lebih kecil dari 1 pada tahun 2025 (Lamp I- J, hlm 41-42)• Terwujudnya energi (primer) mix yang optimal (Lamp N1-N2, hlm 47-48) :
– Peranan minyak bumi menurun menjadi 26.2% pada 2025– Peranan gas bumi meningkat menjadi 30.6% pada tahun 2025– Peranan batubara meningkat menjadi 32.7% pada tahun 2025
Pemanfaatan brown coalCoal Liquefaction (Lamp O, hlm 49)Briket Batubara
– Peranan panas bumi meningkat menjadi 3.8% pada tahun 2025– Peranan energi baru dan terbarukan lainnya meningkat menjadi 4.4% pada tahun 2025
• Terpenuhinya pasokan energi fosil dalam negeri dengan mengurangi ekspor secara bertahap(perlu disusun Rencana Induk Pemanfaatan Energi untuk Industri, Transportasi, Listrik, RumahTangga dan Bangunan Komersial)
7
SASARAN3. Terwujudnya kondisi ekonomi sehingga kemampuan / daya beli masyarakat meningkat
4. Tersedianya infrastruktur energi :
• BBM : jaringan pipanisasi BBM di Jawa; kilang; depot; terminal transit
• Gas : jaringan pipanisasi Kalimantan–Jawa, Jawa Barat–Jawa Timur, Sumatera–Jawa; Integrated Indonesian Gas Pipeline; embrio dari Trans ASEAN Gas Pipeline (TAGP) – (Lamp G5, hlm 37) ; terminal regasifikasi LNG
• Batubara : sarana dan prasarana transportasi dari mulut tambang ke pelabuhan; pelabuhan dititik suplai dan di lokasi konsumen; sarana dan prasarana distribusi (Lamp G6, hlm 38)
• Listrik : ASEAN POWER GRID (Lamp G7, hlm 39) ; transmisi Jawa, Kalimantan, Sulawesi
5. Tercapainya struktur harga energi sesuai keekonomiannya
8
PELUANG
• Keanekaragaman sumber daya energi: migas, batubara, panas bumi dan energibaru serta terbarukan lainnya
• Pertumbuhan ekonomi yang semakin baik akan meningkatkan kebutuhan energidalam negeri dan kemampuan / daya beli masyarakat serta akan menjadi daya tarik investasi swasta yang diperlukan dalam pembangunan sektor energi
• Potensi peningkatan efisiensi energi cukup besar
• Potensi pasar energi nasional, regional dan internasional masih terbuka
9
KENDALA
• Struktur harga energi belum mendukung diversifikasi dan konservasi energi
• Adanya disparitas perkembangan ekonomi antar wilayah
• Ketidaksesuaian antara persebaran sumber energi dan konsumen sehingga membutuhkaninfrastruktur energi
• Perbedaan harga energi fosil di pasar internasional dengan di dalam negeri yang disebabkankemampuan / daya beli masyarakat yang masih rendah
• Industri energi khususnya minyak dan gas bumi serta ketenagalistrikan pada umumnya belumkompetitif
• Ketidakstabilan pasar dan harga energi fosil
• Iklim investasi belum kondusif
10
KEBIJAKAN
1. Visi Pengelolaan Energi Nasional adalah terjaminnya penyediaan energi untukkepentingan nasional
2. Misi Pengelolaan Energi Nasional adalah :
• Menjamin ketersediaan energi domestik
• Meningkatkan nilai tambah sumber energi
• Mengelola energi secara etis dan berkelanjutan termasuk memperhatikanpelestarian fungsi lingkungan
• Menyediakan energi yang terjangkau untuk kaum dhuafa dan untuk daerahyang belum berkembang
• Mengembangkan kemampuan dalam negeri yang meliputi kemampuanpendanaan, teknologi dan sumber daya manusia dalam rangka menujukemandirian
11
KEBIJAKAN (lanjutan)3. Kebijakan utama
• Sisi Penyediaan :- Meningkatkan kemampuan pasokan energi- Mengoptimalkan produksi energi- Konservasi sumber daya energi
• Sisi Pemanfaatan :- Efisiensi pemanfaatan energi- Diversifikasi penggunaan sumber energi
• Mendorong harga energi ke arah harga keekonomian untuk pengembangan energi dengan tetapmemberikan subsidi bagi masyarakat dhuafa (tidak mampu)
• Pelestarian lingkungan:- Tingkat makro : pembangunan berkelanjutan- Tingkat mikro : internalisasi eksternalitas
4. Kebijakan pendukung :• Pengembangan infrastruktur energi untuk meningkatkan akses konsumen terhadap energi.• Perlindungan masyarakat tidak mampu.• Pelestarian lingkungan.• Kemitraan pemerintah dan dunia usaha• Pemberdayaan masyarakat• Pengembangan litbang dan diklat• Pemberdayaan fungsi koordinasi
12
STRATEGI
1. Mengembangkan mekanisme harga keekonomian energi
2. Meningkatkan keamanan pasokan energi denganmemperhatikan aspek lingkungan
3. Menerapkan prinsip-prinsip good governance dan transparansi
4. Mendorong investasi swasta bagi pengembangan energi
5. Meningkatkan pemberdayaan masyarakat dalam pengelolaanenergi
13
UPAYA• Strategi 1 : Mengembangkan Mekanisme Harga Keekonomian Energi, dengan upaya :
– Rasionalisasi harga energi (Program Utama 1, 2, 3, 4 dan 14)
– Penerapan mekanisme insentif ekonomi dan pajak energi (Program Utama 3, 4)
• Strategi 2 : Meningkatkan Keamanan Pasokan Energi dengan memperhatikan aspek lingkungan, dengan upaya :
– Peningkatan efisiensi energi, khususnya BBM (Program Utama 5, 6 dan 14)
– Peningkatan status cadangan terbukti energi dan cadangan energi strategis (SPR – Strategic Petroleum Reserves) – (Program Utama 7, 9)
– Penggunaan cadangan gas bumi baik cadangan besar ataupun kecil untuk kebutuhan domestikdan cadangan gas mencukupi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri maupun ekspor (dalamUU Migas ada konsep mengenai DMO gas yang mencakup juga insentif) – (Program Utama 10)
– Penerapan DMO terhadap batubara, dengan memberikan insentif ekonomi untuk mendorongpasokan dan penggunaan dalam negeri termasuk coal liquefaction, upgrading brown coal (UBC) dan gasifikasi batubara serta teknologi batubara bersih lainnya (Program Utama 3, 4, 9 dan 11, Program Pendukung 2)
– Pengembangan advanced energy technologies berdasarkan Landmark Teknologi Energi (Lamp P1 s/d P6, hlm 50 s/d 61) – (Program Utama 11 dan 14, Program Pendukung 2)
– Pengembangan potensi panas bumi untuk penggunaan langsung maupun tidak langsung(Program Utama 7 dan 14, Program Pendukung 2)
14
UPAYA (lanjutan)
• Strategi 2 : Meningkatkan Keamanan Pasokan Energi, dengan upaya : (lanjutan)
– Mengembangkan energi alternatif BBM non fosil lainnya (Program Utama 8, 11, 14, dan 16, Program Pendukung 2)
– Pengembangan pemanfaatan kendaraan berbahan bakar energi alternatif (Program Utama 3, 4, 10, 11, 13, 14, 15, dan 16, Program Pendukung 1)
– Penerapan depletion premium untuk menjaga keberlanjutan pasokan (Program Utama 12)
– Peningkatan pemanfaatan energi yang ramah lingkungan (Program Utama 4, 5, 10, 11 dan 16)
• Strategi 3 : Menerapkan Prinsip-Prinsip Good Governance dan Transparansi, dengan upaya :
– Penerapan mekanisme open access pada infrastruktur energi (Program Utama 12)
– Deregulasi di tingkat makro dan mikro (corporate) - (Program Utama 12)
• Harmonisasi pengaturan panas bumi dengan ketenagalistrikan (Program Utama 12)
• Harmonisasi pengaturan pemanfaatan kawasan hutan untuk pertambangan dan energi(Program Utama 12)
– Penetapan kelembagaan yang bertanggungjawab dalam pengaturan standarisasi dan spesifikasi produk-produk EBT dan pelaksana program kegiatan nuklir (Program Pendukung 2)
15
UPAYA (lanjutan)• Strategi 4 : Mendorong Investasi Swasta bagi Pengembangan Energi, dengan upaya :
– Penerapan insentif ekonomi, baik dalam bentuk fiskal maupun non fiskal, khususnya untukpasokan energi bagi kebutuhan domestik, pengembangan energi baru terbarukan danpeningkatan efisiensi energi (Program Utama 1, 2, 3, 4)
– Pemberian insentif ekonomi bagi investasi baru untuk pengembangan infrastruktur energi(Program Utama 1, 3 dan 13)
– Pengembangan infrastruktur energi (Program Utama 13)
– Pengembangan pasar domestik untuk energi alternatif, khususnya bio fuel (Program Utama 1, 3, 11, 13, 15 dan 16, Program Pendukung 1)
• Strategi 5 : Meningkatkan Pemberdayaan Masyarakat dalam Pengelolaan Pembangunan Energiyang Berkelanjutan, dengan upaya :
– Peningkatan kemampuan Nasional dalam pengembangan energi (Program Utama 15, Program Pendukung 1 dan 3)
– Penyelenggaraan sosialisasi energi alternatif secara kontinyu (Program Utama 14)
– Peningkatan peluang bisnis dan industri pabrikasi dengan fokus sumber energi baru terbarukan(Program Utama 11 dan 15)
– Peningkatan kesadaran masyarakat dalam efisiensi energi (Program Utama 14, Program Pendukung 3)
16
PROGRAM UTAMA A. PROGRAM UTAMA 1 : RASIONALISASI HARGA BBM (Lamp Q1-Q3, hlm 62-64)
1. Penerapan mekanisme penyesuaian harga BBM dengan beberapa alternatif:• Mekanisme penyesuaian harga pasar sepenuhnya secara otomatis untuk seluruh jenis
BBM• Mekanisme penyesuaian harga secara otomatis pada tingkat yang disubsidi untuk
seluruh jenis BBM• Mekanisme penyesuaian harga secara otomatis, khusus untuk jenis BBM tertentu
(minyak tanah rumah tangga dan minyak solar transportasi) secara fixed price• Mekanisme penyesuaian harga secara fixed price untuk seluruh jenis BBM
2. Penyediaan Subsidi Konsumen Energi Dhuafa3. Pemberian Insentif Penyediaan Energi Alternatif, termasuk skema percepatan depresiasi4. Penerapan Sistem Insentif untuk Mendorong Peningkatan Efisiensi Energi
B. PROGRAM UTAMA 2 : PENYEDIAAN ENERGI ALTERNATIF PENGGANTI MINYAK TANAH UNTUK RUMAH TANGGA
1. Meningkatkan Pemanfaatan LPG di Rumah Tangga2. Meningkatkan Pemanfaatan Briket Batubara3. Meningkatkan Rasio Elektrifikasi
C. PROGRAM UTAMA 3 : PENERAPAN TAX ALLOWANCE1. Peningkatan pasokan energi bagi kebutuhan domestik2. Pengembangan energi alternatif
17
PROGRAM UTAMAD. PROGRAM UTAMA 4 : PENERAPAN CARBON TAX SECARA BERTAHAP UNTUK
PENGEMBANGAN ENERGI BERSIH E. PROGRAM UTAMA 5 : PENERAPAN DEMAND SIDE MANAGEMENT
1. Industri, baik primer maupun sekunder: penerapan teknologi hemat energi dan manajemenenergi
2. Rumah Tangga dan Komersial: penerapan peralatan hemat energi3. Transportasi: penerapan standar efisiensi bahan bakar4. Pembangkit Listrik: penerapan teknologi hemat energi dan manajemen energi
F. PROGRAM UTAMA 6 : PEMANFAATAN GAS SUAR BAKAR (FLARE GAS)G. PROGRAM UTAMA 7 : PENINGKATAN KEGIATAN EKSPLORASI
1. Pemberian insentif ekonomi untuk meningkatkan investasi bagi kegiatan eksplorasi2. Migas: eksplorasi wilayah baru termasuk frontier areas dan laut dalam3. Batubara: eksplorasi wilayah baru dan eksplorasi lanjutan untuk meningkatkan status
cadangan4. Panas bumi: eksplorasi pencarian potensi-potensi baru
H. PROGRAM UTAMA 8 : INTENSIFIKASI PENCARIAN SUMBER-SUMBER ENERGI BARU TERBARUKAN1. Survei potensi energi baru terbarukan2. Pengembangan database potensi energi baru terbarukan
I. PROGRAM UTAMA 9 : PENGEMBANGAN CADANGAN ENERGI STRATEGIS UNTUK KEAMANAN PASOKAN DALAM NEGERI1. Peningkatan stok minyak dan batubara dalam negeri2. Perbaikan dan pengembangan infrastruktur pasokan minyak bumi
18
PROGRAM UTAMA K. PROGRAM UTAMA 10 : PENINGKATAN PEMANFAATAN GAS DI DALAM NEGERI
1. Perbaikan dan pengembangan infrastruktur pasokan gas2. Pengembangan pemanfaatan CNG, GTL, DME, LPG dan gas kota
L. PROGRAM UTAMA 11 : PENGEMBANGAN DAN KOMERSIALISASI IPTEK ENERGI1. Pengembangan IPTEK energi
• Aplikasi teknologi energi berbahan bakar ganda, antara lain batubara dengan energi lainnya, khususnya biomassa
• Teknologi batubara kalori rendah (Upgraded Brown Coal – UBC)• Batubara cair (Coal Liquefaction)• Teknologi energi ramah lingkungan• Integrated coal gasification• Pengembangan kendaraan berbahan bakar energi alternatif• CNG untuk pembangkit tenaga listrik• Mini LNG• Pemanfaatan LNG untuk transportasi• Ocean technology• Dimethyl ether (DME)• Coal bed methane• Hidrat gas bumi
2. Pengembangan mekanisme pendanaan Pemerintah/Pemerintah Daerah bagi penelitian dan pengembanganIPTEK energi
3. Komersialisasi IPTEK energi• Pengembangan model skema bisnis• Penerapan sistem insentif finansial• Pengembangan energi baru terbarukan dan eknologi energi efisien dalam kegiatan pengadaan yang
menggunakan dana Pemerintah4. Peningkatan kemitraan antar stakeholders energi baik di dalam maupun di luar negeri
19
PROGRAM UTAMA M. PROGRAM UTAMA 12 : RESTRUKTURISASI INDUSTRI ENERGI (Lamp R1 s/d R7, hlm 65-71)
1. Penetapan aturan mengenai depletion premium2. Penetapan aturan mekanisme open access infrastruktur energi
N. PROGRAM UTAMA 13 : PERCEPATAN PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR ENERGI1. Infrastruktur gas2. Infrastruktur batubara3. Infrastruktur listrik4. Infrastruktur BBM5. Infrasturktur energi alternatif BBM lainnya, termasuk BBG untuk sektor transportasi
O. PROGRAM UTAMA 14 : SOSIALISASI1. Pengembangan forum dialog2. Pengembangan community development pada lingkup nasional3. Pemanfaatan media massa (cetak dan elektronik)4. Penggunaan BBG dan BXX pada kendaraan operasional di lingkungan DESDM5. Penyediaan fasilitas bimbingan teknis bagi masyarakat, pengusaha dan industri dalam hal
pemanfaatan energi baru terbarukan dan teknologi energi yang efisienP. PROGRAM UTAMA 15 : PENGEMBANGAN INDUSTRI DAN JASA ENERGI DALAM NEGERI
1. Pabrikasi teknologi energi dalam negeri2. Jasa rekayasa energi dalam negeri
20
PROGRAM UTAMAQ. PROGRAM UTAMA 16 : PENGEMBANGAN ENERGI ALTERNATIF
Hidrat Gas BumiTenaga AnginEnergi In Situ
BiodieselNuklir
Fuel CellHidrat Gas BumiEnergi Surya
Energi SuryaBahan BakarHidrogen, Fuel Cell
DME (Dimethyl Ether)BiogasGTL (Gas to Liquid)Mikro Hidro
Gas KotaBiomassaBahan BakarBatubara Cair (Coal Liquefaction)
Tenaga AirBriketHidrat Gas BumiBio FuelPanas BumiLPGBatubaraListrikGasListrikGas GasBatubara
JenisEnergi
Bidang Rumah Tanggadan Komersial
Bidang IndustriBidang TransportasiBidang PembangkitanTenaga Listrik
21
PROGRAM PENDUKUNGA. PROGRAM PENDUKUNG 1 : PENINGKATAN KEMAMPUAN MASYARAKAT DALAM
PENGUSAHAAN ENERGI
B. PROGRAM PENDUKUNG 2 : PENATAAN KEMBALI KELEMBAGAAN ENERGI (Lamp S, hlm 72)1. Penetapan kebijakan energi nasional2. Revitalisasi BAKOREN dilakukan di RUU Energi untuk pelaksanaan kebijakan energi
nasional3. Regulator energi4. Pengembangan teknologi dan sumberdaya manusia energi5. Penetapan spesifikasi dan standar komoditi EBT
C. PROGRAM PENDUKUNG 3 : PENGEMBANGAN KEMAMPUAN SUMBERDAYA MANUSIA NASIONAL1. STEM (Sekolah Tinggi Energi dan Mineral)2. Sertifikasi personil3. Standar kompetensi4. Kode etik profesi
22
Terima Kasih
Situs DESDMwww.esdm.go.idwww.mesdm.net
23
LAMPIRAN
24
LAMPIRAN A1BADAN KOORDINASI ENERGI NASIONAL
(BAKOREN)• Dibentuk berdasarkan Keputusan Presiden No 46/1980 sebagaimana telah tiga kali diubah, terakhir dengan Keputusan Presiden No
23/2000• Tugas pokok:
– Merumuskan kebijakan Pemerintah dibidang pengembangan dan pemanfaatan energi secara terpadu– Merumuskan program pengembangan dan pemanfaatan energi secara nasional– Mengkoordinasikan pelaksanaan program dan kebijaksanaan dibidang energi oleh instansi yang bersangkutan
• Kewenangan dan tanggung jawab:– Menyusun dan mempersiapkan rancangan prioritas pengembangan dan penggunaan sumber daya energi nasional sesuai
dengan kemampuan penyediaan permodalan, tenaga kerja, keahlian, dan faktor-faktor lainnya– Menyiapkan penyusunan peraturan perundang-undangan bidang energi– Mempersiapkan pedoman pengawasan dan pembinaan atas pelaksanaan program pengembangan dan penggunaan sumber
energi– Mengadakan pengkajian tentang penelitian dan pengembangan sumber-sumber energi– Mengkoordinasikan penyelenggaraan kerjasama antara lembaga-lembaga penelitian dan pengembangan energi di dalam dan
luar negeri• Keanggotaan:
– Ketua merangkap anggota : Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral– Anggota:
• Menteri Perindustrian• Menteri Perhubungan• Menteri Keuangan• Menteri Negara Lingkungan Hidup• Menteri Negara Riset dan Teknologi• Menteri Negara Perencanaan Pembangunan Nasional• Kepala Badan Tenaga Nuklir Nasional
– Sekretaris merangkap anggota :• Sekretaris I : Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi• Sekretaris II : Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi
25
LAMPIRAN A2PERKEMBANGAN KEBIJAKAN ENERGI
Kebijakan EnergiNasional
Kebijakan UmumBidang Energi
Kebijakan UmumBidang Energi
Kebijakan UmumBidang Energi
Kebijakan UmumBidang Energi
20031998199119871981
1. Industri2. Transportasi3. Rumah Tangga
1. Industri2. Transportasi3. Rumah Tangga
1. Industri2. Transportasi3. Rumah Tangga
KebijakanPemanfaatan Akhir
KebijakanPemanfaatan Akhir
KebijakanPemanfaatan Akhir
1. Infrastruktur2. Penetapan mekanisme
harga keekonomian3. Perlindungan kaum
dhuafa4. Lingkungan5. Kemitraan Pemerintah
dan swasta6. Pemberdayaan
masyarakat7. Litbang dan diklat8. Koordinasi untuk
optimalisasi energi mix
1. Investasi2. Insentif & Disinsentif3. Standarisasi &
Sertifikasi4. Pengembangan
Infrasturktur5. Peningkatan Kualitas
SDM6. Sistem Informasi7. Penelitian dan
Pengembangan8. Kelembagaan9. Pengaturan
1. Industri Energi
2. Iklim Investasi3. Harga Energi
1. Industri Energi
2. Iklim Investasi3. Harga Energi
1. Penelitian danPengembangan
2. Industri Energi3. Iklim Investasi
Kebijakan PendukungKebijakan PendukungKebijakan PenunjangKebijakan PenunjangKebijakan Penunjang
1. Intensifikasi2. Diversifikasi3. Konservasi
1. Diversifikasi2. Intensifikasi3. Konservasi4. Harga Energi5. Lingkungan
1. Intensifikasi2. Diversifikasi3. Konservasi
1. Intensifikasi2. Diversifikasi3. Konservasi
1. Intensifikasi2. Diversifikasi3. Konservasi4. Indeksasi
KebijakanKebijakan UtamaKebijakan Utama
26
LAMPIRAN B1 POTENSI ENERGI NASIONAL 2004
147130 juta ton19,3 miliar ton57 miliar tonBatubara
613,0 TSCF182 TSCF384,7 TSCFGas
18500 juta barel9 miliar barel86,9 miliar barelMinyak
RASIO CAD/PROD(tanpa eksplorasi)
TahunPRODUKSI(per Tahun)
CADANGAN(Proven + Possible)SUMBER DAYA
JENIS ENERGIFOSIL
24.112 Ton* e.q. 3 GW utk 11 tahunUranium (Nuklir)
8,00 MW4,80 kWh/m2/hariTenaga Surya
302,40 MW49,81 GWBiomass
4.200,00 MW6.851,00 GWh75,67 GW845,00 juta BOETenaga Air
800,00 MW2.593,50 GWh27,00 GW219,00 juta BOEPanas Bumi
84,00 MW458,75 MW458,75 MWMini/Micro hydro
KAPASITAS TERPASANGPEMANFAATAN SETARASUMBER DAYA
ENERGINON FOSIL
0,50 MW9,29 GWTenaga Angin
* Hanya di Daerah Kalan - Kalbar
27
LAMPIRAN B2 SUMBER DAYA RADIOAKTIF INDONESIA 2004
28
0
100
200
300
400
500
600
Jepang OECD Thailand Indonesia Malaysia North Am. Germany
inde
ks (J
epan
g =
100)
Intensitas Energi Energy Per Kapita
• Intensitas Energi(toe per juta US$ PDB)
Jepang : 92,3Indonesia : 470
• Konsumsi Energi per Kapita(toe per kapita)
Jepang : 4,14Indonesia : 0,467
LAMPIRAN CKONSUMSI ENERGI PER KAPITA
VS INTENSITAS ENERGI
29
LAMPIRAN D PERANAN BBM MASIH 63 % DALAM PEMAKAIAN
ENERGI FINAL NASIONAL - 2003
Batubara8%
Listrik10%
LPG2%Gas
17%
BBM63%
30
LAMPIRAN E1 NERACA ENERGI
PRODUKSI
1125
EKSPOR
514
PASOKAN DALAM NEGERI
611
IMPOR
487
MINYAK BUMI TAHUN 2004 (DALAM RIBU BAREL PER HARI)
PRODUKSI
8.35
EKSPOR
4.88
DOMESTIK
3.47
GAS BUMI TAHUN 2004 (DALAM BSCF PER HARI)
PRODUKSI
131,72
EKSPOR
92,50
DOMESTIK
32,91
BATUBARA TAHUN 2004 (DALAM JUTA TON PER TAHUN)
31
LIFTING/ PRODUKSIM.M. INDONESIA : 1.125
M.M. EKSPOR 514
KIL. MANDIRI*) 131
M.M. DOMESTIK 127M.M. IMPOR 3
KIL. BBM**) 968
M.M. DOMESTIK 484M.M. IMPOR 484
M.M. IMPOR 487
M. MENTAH 471FEEDSTOCK 16
HASIL PRODUK KILANG(NON BBM) 284
KIL. BBM 227KIL. MANDIRI 57
PRODUK KILANG(BBM) 822
KIL. BBM 726KIL. MANDIRI 96
BBM IMPOR 212
PENJUALANNON BBM 284
PENJ BBM 1.028SUSUT DIST. 6
1.034
PERUBAHANSTOK BBM (0)
Catatan :
*) Kilang Mandiri : Kilang Balongan, Kasim dan PetroKimia
**) Kilang BBM : UP I s/d UP V & Kilang Cepu dan CPD
(DALAM RIBU BAREL PER HARI)
LAMPIRAN E2NERACA EKSPOR – IMPOR MINYAK MENTAH / BBM
32
US$ 24/barel US$ 35/barel
-4,8 (+15,56)
-6,5 (-6,5)
-41,1 (-20,80)
42,8 (+42,8)
Total Perubahan
103,560,7Penerimaan
15,89,3Bagi Hasil Migas
60,1 (39,80)19,0Subsidi BBM
Perubahan(Rp. Triliun)
Perkiraan Realisasi **) (Rp. Triliun)
APBN *)(Rp. Triliun)
LAMPIRAN FKETERGANTUNGAN APBN TERHADAP MIGAS
(APBN 2005)
*) Kurs : Rp. 8.600/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hari**) Kurs : Rp. 8.900/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hariVolume : 59,63 juta KL( ) : Setelah diberlakukan Perpres No. 22/2005 tanggal 28 Februari 2005
33
Grissik Palembang
Semarang
Pacific Ocean
AUSTRALIA
Indian Ocean
Bangkok
Phnom Penh
Ban Mabtapud
Ho Chi Minh City
CAMBODIA
VIETNAM
THAILAND LAOS
Khanon
Songkhla
Erawan
Bangkot
LawitJerneh
WESTMALAYSIA
Penang
Kerteh
Kuala Lumpur
Manila
Philipines
South
China
Sea
Natuna Alpha
Kota KinibaluBRUNEI
Bandara Seri Begawan
BintuluEAST
MALAYSIA
Kuching
Banda Aceh
Lhokseumawe
Medan
Duri
S U M A T R A Jambi
BintanSINGAPORE
Samarinda
Balikpapan
Bontang
AttakaTunu
BekapaiKALIMANTAN
Banjarmasin
Manado
SULAWESI
BURU SERAM
Ternate
Sorong
IRIAN JAYA
JakartaJ A V A
SurabayaBangkalan
BALISUMBAWA
LOMBOK
FLORES
SUMBATIMOR
DuyongWest Natuna
Mogpu
Dumai
Batam
Guntong
MADURA
LAMPIRAN G1. KILANG DAN MODA TRANSPORTASI BBM
Bandung
Yogyakarta
Transit Terminal
Pipeline Distribution
Tanker
Oil Refinery
P. Brandan: 5 MBOPD
Balongan : 125 MBOPD
Kasim : 10 MBOPD
Musi 135.20 MBOPD
Balikpapan : 260 MBOPD
UjungPandang
Pagerungan
HALMAHERA
TOTAL REFINERY CAPACITY1,057,000 BOPD
Jayapura
Merauke
Cepu : 3.80 MBOPD
S.Pakning : 50 MBOPD
Cilacap: 348 MBOPD
Dumai : 120 MBOPD
Padang
Port KlangPort Dickson
I N D O N E S I A
34
Grissik Palembang
Semarang
LAMPIRAN G2. CADANGAN DAN JARINGAN PIPA GAS
Pacific Ocean
AUSTRALIA
Indian Ocean
Bangkok
Phnom Penh
Ban Mabtapud
Ho Chi Minh City
CAMBODIA
VIETNAM
THAILAND LAOS
Khanon
Songkhla
Erawan
Bangkot
LawitJerneh
WESTMALAYSIA
Penang
Kerteh
Kuala Lumpur
Manila
Philipines
South
China
SeaS
inga
pore
G
as
Trun
klin
e
Natuna Alpha
Kota KinibaluBRUNEI
Bandara Seri Begawan
BintuluEAST
MALAYSIA
Kuching
Banda Aceh
Lhokseumawe
Medan
Duri
Padang
S U M A T R A Jambi
BintanSINGAPORE
Samarinda
Balikpapan
Bontang LNG Plant& Export Terminal Attaka
TunuBekapai
KALIMANTAN
Banjarmasin
Manado
SULAWESI
UjungPandang
BURU SERAM
Ternate HALMAHERA
Sorong
IRIAN JAYA
JakartaJ A V A Surabaya
Bangkalan
BALI SUMBAWA
Pagerungan
LOMBOK
Cirebon
FLORES
SUMBATIMOR
I N D O N E S I A
DuyongWest Natuna
Port DicksonPort Klang
Mogpu
Dumai
Batam
Guntong
51,627
3,756
0,720
11,516
5,855
5,529
34,021
3,894
18,520
GAS RESERVE 2P (BSCF)
TOTAL RESERVES2P : 142.462 BSCF0,11
3,00Massela
ArdjunaFields
MADURA3,854
Existing Pipeline
Planned Pipeline
Jayapura
Merauke
35
Grissik Palembang
Semarang
Pacific Ocean
AUSTRALIA
Indian Ocean
Bangkok
Phnom Penh
Ban Mabtapud
Ho Chi Minh City
CAMBODIA
VIETNAM
THAILAND LAOS
Khanon
Songkhla
Erawan
Bangkot
LawitJerneh
WESTMALAYSIA
Penang
Kerteh
Kuala Lumpur
Manila
Philipines
South
China
Sea
Natuna Alpha
Kota KinibaluBRUNEI
Bandara Seri Begawan
BintuluEAST
MALAYSIA
Kuching
Banda Aceh
Lhokseumawe
Medan
Duri
Padang
S U M A T R A Jambi
BintanSINGAPORE
Samarinda
Balikpapan
Bontang
AttakaTunu
BekapaiKALIMANTAN
Banjarmasin
Manado
SULAWESI
UjungPandang
BURU SERAM
Ternate HALMAHERA
Sorong
IRIAN JAYA
JakartaJ A V A
SurabayaBangkalan
BALI SUMBAWA
Pagerungan
LOMBOK
FLORES
SUMBATIMOR
I N D O N E S I A
DuyongWest Natuna
Port Dickson
Port Klang
Mogpu
Dumai
Batam
Guntong
MADURA
LAMPIRAN G3. PEMBANGKIT DAN TRANSMISI UTAMA LISTRIK
TOTALCAPACITY24,000 MW
Total Jawa Bali : 18,500 MW
Total Sumatera : 3,200 MWTotal Kalimantan : 800 MW
Total Sulawesi : 650 MW
Existing Transmission
Planned Transmission
Power Plant
Jayapura
Merauke
36
LAMPIRAN G4CADANGAN, KAPASITAS DAN TERMINAL
BATUBARA
KALIMANTAN
SULAWESI
IRIAN JAYA
SUMATRA
JAVA
Tarahan 40.000 Pulau Baai 35.000 Kertapati 10.000 Teluk Bayur 35.000
Tanjung Redep* 5.000 Tanjung Bara 200.000 B l o r o* 8.000Loa Tebu* 8.000
Balikpapan 60.000 Tanah Merah 20.000
North Pulau Laut 150.000 IBT – 70.000Sembilang* 7.500Air Tawar* 7.500Banjarmasin* 10.000South Pulau Laut 200.000 S a t u i* 5.000Kelanis* 10.000
Catatan :* River Terminal
55.1
5.0
9.3
10.6
12.2
COAL RESERVE (%)PROVEN = 6.9 billion tonMEASURED = 12.4 billion tonTOTAL = 19.3 billion tonR/P = 147 years
MAKSIMAL KAPASITAS PENGANGKUTAN (DWT)
37
LAMPIRAN G5TRANS ASEAN GAS PIPELINE (TAGP)
INDONESIA
MALAYSIA
PHILIPPINES
VIETNAM
THAILAND
LAOSMYANMAR
CAMBODIA
South China Sea
Banda Sea
Celebes Sea
AndamanSea
Gulf of Thailand
Straits ofMalacca
INDIAN OCEAN
Java Sea
CHINA
3
1
2
5
4
Philippine Sea
PACIFIC OCEAN
LEGENDS
Existing PipelineFuture PiplinePossible Interrconnections
Trans-ASEAN Interconnections1. Dumai to Malacca2. West Natuna to Duyong3. East Natuna to Bangkok via Duyong and
Bongkot4. East Natuna to Luzon via Brunei5. Block B to Bangkok via Bongkot6. Pauh to Arun
6
INDONESIA
38
LAMPIRAN G6RENCANA SARANA PENGANGKUTAN LEWAT
KERETA API DAN TERMINAL BATUBARA KALIMANTAN
Mangkapadie(New Port)
Tg. Sengatta(New Port)KPC CT
Bontang CT
BalikpapanCTBalikpapanII (New Port)
NPLCT
IBTTg. Selatan(New Port)
Tg. Batu(New Port)
CentralKalimantan
East Kalimantan
39
LAMPIRAN G7ASEAN POWER GRID
11 proyek Asean Power Grid:1) Republik Rakyat Laos – Thailand; 6) Peninsular (Malaysia) – Singapura;2) Myanmar – Thailand; 7) Sumatra (Indonesia) – Singapura;3) Thailand – Kamboja; 8) Batam (Indonesia) – Singapura;4) Kamboja – Vietnam 9) Sabah/Sarawak (Malaysia) – Brunei;5) Sumatra (Indonesia) – Penisular (Malaysia); 10)Sabah/Sarawak (Malaysia) – Kalimantan Barat (Indonesia)
11) Philipina – Sabah/Sarawak (Malaysia)
Keterangan:
Power GridNatural Gas Field
Bandar Sri Begawan
Jakarta
Singapura
Kuala Lumpur
Phnom Penh
Bangkok
Yangon Hanoi
Ventiane
Manila
40
LAMPIRAN HHARGA BBM BELUM MENCAPAI KEEKONOMIANNYA
H A R G A
2.70075%2.145 4)2.1002.200
2.253• M. Solar- Transportasi- Industri
2.87085%2.4002.566• Premium
2.0482.204
2.413
BIAYA POKOK
1)
• M. Bakar• M. Diesel
• M. Tanah- R. Tangga- Industri
JENIS BBM
2.6002.300100%2.3001.9202.66090%2.300
2.79030%848 4)700
2.200
TERTINGGI 3)
PATOKAN 3)
(ICP = US$ 35/Bbl)
% PATOKAN
2005 2)TERENDAH 3)
1) Perhitungan BPP per jenis BBM menggunakan metode pendekatan Specific Gravity (SG); belum termasuk PPN 10% dan (PBBKB 5% untuk Premium dan Solar Transportasi);
2) Ditetapkan berdasarkan Peraturan Presiden No.22 Tahun 2005, untuk minyak bakar mengikuti harga terendah dan tertinggi3) Harga Patokan = (MOPS+15%) + PPN 10% + (PBBKB 5% untuk Premium dan Solar Transportasi)4) Harga rata-rataHarga Terendah menggunakan ICP US$ 30/Bbl dan Harga Tertinggi US$ 40/BblNilai Tukar = Rp. 8.900,-/US$
41
LAMPIRAN IPERBANDINGAN ELASTISITAS PEMAKAIAN ENERGI
1998-20031.84
1.69
1.36
1.161.05
0.73
0.47
0.260.17
0.10
(0.03)(0.12)
(0.50)
-
0.50
1.00
1.50
2.00
INDONESIAMALA
YSIA
TAIWAN
THAILAND
ITALYSIN
GAPORE
FRANCEUNITED S
TATES
CANADA
JAPAN
UNITED KIN
GDOMGERMANY
Catatan: Diolah dari data BP Statistical Review of World Energy 2004 dan IMF World Monetary Outlook 2004
42
LAMPIRAN JPROYEKSI ENERGI PRIMER INDONESIA
DAMPAK KONSERVASI ENERGI
-
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Juta
SB
M
Skenario Tanpa Konservasi Skenario RIKEN
43
LAMPIRAN KENERGI (PRIMER) MIX TIMPANG
(2003)
Minyak bumi54.4%
Gas bumi26.5% Batubara
14.1%
PLTA3.4%
Panas bumi1.4%
EBT Lainnya0.2%
44
LAMPIRAN L1PROYEKSI NERACA MINYAK BUMI
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Juta
SB
M
Produksi-BAU Ekspor-BAU Impor-Skenario Gas & CoalImpor-BAU Impor-Skenario Efisiensi Produksi-Skenario FiskalEkspor-Skenario Fiskal
Asumsi: lapangan minyak siap produksi (Lampiran L2)
45
LAMPIRAN L2LAPANGAN SIAP PRODUKSI
• Cepu/Jawa Timur : 170 ribu bph• Jeruk/Jawa Timur : 50 ribu bph• West Seno/Selat Makasar : 27 ribu bph• Belanak/Natuna : 50 ribu bph• Petrochina : 25 ribu bph• Pertamina : 30,6 ribu bph
46
*) Target; Untuk APBN-P, asumsi : volume BBM 59,63 juta KL, harga minyak mentah US$ 36/bbl, kurs Rp.8.900/US$**) UU APBN 2005 dengan asumsi : volume BBM 59,63 juta KL, harga minyak mentah US$ 24/bbl, kurs Rp.8.600/US$
Review : asumsi ICP = US$35/bbl, kurs Rp.8.900/US$
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2000 2001 2002 2003 2004 *) 2005 **)
W a k t u
Subs
idi/B
iaya
Pok
ok P
rodu
ksi
(%)
APB
N-P
REV
IEW
LAMPIRAN MPENURUNAN SUBSIDI BBM (2000-2005)
47
LAMPIRAN N1SASARAN ENERGI MIX NASIONAL 2025
ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025(SKENARIO BaU)
Minyak bumi41.7%
Gas bumi20.6%
Batubara34.6%
PLTA1.9%
Panas bumi1.1%
PLTMH0.1%
ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025(SKENARIO OPTIMALISASI)
PLTMH 0.216%
Biofuel 1.335%
Tenaga surya 0.020%
Tenaga angin 0.028%
Fuel cell 0.000%
Biomassa 0.766%
Nuklir 1.993%
Gas bumi 30.6%
Minyak bumi 26.2%
Other 4.4%
Panas bumi 3.8%
PLTA 2.4%
Batubara 32.7%
OPTIMALISASIPENGELOLAAN
ENERGI
ENERGI (PRIMER) MIX NASIONAL TAHUN 2003
Minyak bumi54.4%
Gas bumi26.5%
Batubara14.1%
PLTA3.4%
Panas bumi1.4%
EBT Lainnya0.2%
48
LAMPIRAN N2SASARAN OPTIMALISASI PENGELOLAAN ENERGI
NASIONAL
-
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
2000 2005 2010 2015 2020 2025
%
MINYAK BUMIGAS BUMIBATUBARA
EBT LAINNYAPANAS BUMIPLTA
EKSPEKTASIBusiness as Usual
26.2%
Upaya I
Upaya IIUpaya III
Upaya IV Upaya V
32.7%30.6%
3.8%4.4%
49
LAMPIRAN OROADMAP BROWN COAL LIQUEFACTION (BCL)
20052006
20072008
20092010
20112012 2014
2013 20152016
20172018
20192020
2025
• Design Pilot Plant• FS Demo Plant
Pembangunan Demo Plant, 3000 TPD
• CP No.1 Beroperasi (6000 TPD)8.1 MBOE/th
• Konstruksi CP No.2
Konstruksi CP No.3, 6000 TPD• Demo Plant Beroperasi (3000 T/th)• FS dan Engineering Design CP
Pembangunan Pilot Plant
Pilot Plant BeroperasiPenambahan Reaktor3000 TPD
• CP No. 2 Beroperasi (6000 TPD)(8.1 MBOE/th)
1 TPD
Catatan :
FS : Feasibility Study (Studi Kelayakan)
CP : Commercial Plant
20242023
20222021
• CP No. 3 Beroperasi(6000 TPD)(8.1 MBOE/th)
50
LAMPIRAN P1ROADMAP PENGEMBANGAN PANAS BUMI 2004-2025
2004 2020
3442 MW807 MW (produksi)
6000 MW
1193 MW WKP yang ada
2000 MW
1158 MW WKP yang ada
+ WKP baru
4600 MW
2008 2012 2016
1442 MW WKP yang ada
1400 MW WKP baru
2025
9500 MW(target)
3500 MW WKP baru
51
LAMPIRAN P2ROADMAP ENERGI ANGIN
2005-2010 2010-2015 2015-2025
R & D
Technology
Product
Market
SKEA skala s/d 300 kW
SKEA skala menengah300 kW
(kandungan lokal tinggi)
Pengguna Khusus danonGrid
6-12c$/kWh
SKEA skala menegah/besar, 750 kW
(kandungan lokal tinggi)
SKEA skala besar s/d > 1 MW (kandungan lokal tinggi)
low speed generator
permanent magnet, advanced airfoil , light material and control systems
SKEA skala s/d 750 kW
600 kW off grid, 25 MW on Grid terpasang
5-8c$/kWh
5 MW off grid250 MW on Grid terpasang
<5c$/kWh
SKEA skala s/d > 1 MW
low speed generator permanent
magnet, advanced airfoil , light material and control systems
low speed generator permanent
magnet, advanced airfoil , light material and control systems
Pembuatan petapotensi energi anginglobal berdasarkan
titik pengukuran
Pembuatan petapotensi energiangin global
berdasarkan titikpengukuran
Pembuatan petapotensi energi
angin regional danpeta pengguna
52
LAMPIRAN P3.1ROADMAP INDUSTRI ENERGI NUKLIR 2025
R & DR & D
TechnologyTechnology//EksplorasiEksplorasi
ProductProduct
MarketMarket
Eksplorasi daerah potensialdi Indonesia
PLTN 1, 2, 3 & 4 beroperasiTahun 2016, 2017, 2023 & 2024
4-5% listrik Jamali, < 4 cUS$/kWh
20052005--20102010 20112011--20152015 20162016--20252025
Litbangoperasi danperawatan
PLTN
Konstruksi PLTN 3 & 4Tahun 2018 dan 2019
Litbang teknologidaur bahan
nuklir
Teknologi reaktor dansistem PLTN
Basis data untukpengambilan kebijakan
pengelolaan energi nuklirjangka panjang
Peta CadanganUranium di seluruh
Indonesia
Konstruksi PLTN 1 & 2Tahun 2010 dan 2011
Persiapanpembangunan
& operasi
Kajian tekno-ekonomi bahan
bakar nuklir
Pemilihan teknologi bahanbakar nuklir
Rancang-bangun pabrikasibahan bakar nuklir dan limbah
Pabrikasi bahan bakar nuklirdan proses pengolahan limbah
Desain pabrikpengolahan bahan dan
elemen bakar nuklir
Litbangkeselamatan
PLTN
Pemetaan cadangan uranium di seluruh wilayahIndonesia
Desain dan rancang-bangunSistem & komponen PLTN
Desain sistem dankomponen PLTN
Litbangindustri
komponenPLTNR & DR & D
TechnologyTechnology//EksplorasiEksplorasi
ProductProduct
MarketMarket
Eksplorasi daerah potensialdi Indonesia
PLTN 1, 2, 3 & 4 beroperasiTahun 2016, 2017, 2023 & 2024
4-5% listrik Jamali, < 4 cUS$/kWh
20052005--20102010 20112011--20152015 20162016--20252025
Litbangoperasi danperawatan
PLTN
Konstruksi PLTN 3 & 4Tahun 2018 dan 2019
Litbang teknologidaur bahan
nuklir
Teknologi reaktor dansistem PLTN
Basis data untukpengambilan kebijakan
pengelolaan energi nuklirjangka panjang
Peta CadanganUranium di seluruh
Indonesia
Konstruksi PLTN 1 & 2Tahun 2010 dan 2011
Persiapanpembangunan
& operasi
Kajian tekno-ekonomi bahan
bakar nuklir
Pemilihan teknologi bahanbakar nuklir
Rancang-bangun pabrikasibahan bakar nuklir dan limbah
Pabrikasi bahan bakar nuklirdan proses pengolahan limbah
Desain pabrikpengolahan bahan dan
elemen bakar nuklir
Litbangkeselamatan
PLTN
Pemetaan cadangan uranium di seluruh wilayahIndonesia
Desain dan rancang-bangunSistem & komponen PLTN
Desain sistem dankomponen PLTN
Litbangindustri
komponenPLTN
53
LAMPIRAN P3.2ROADMAP PEMBANGUNAN ENERGI NUKLIR 2000-2025
2000 2020
KonstruksiPLTN-1
PerencanaanEnergi Nasional
Opsi Nuklir
KeputusanPembangunan
PLTN
Tender PLTN 1&2
OperasiPLTN-1
2005 2010 2015
SosialisasiPLTN
2025
KonstruksiPLTN-2
Pembentukan“Owner”
OperasiPLTN-2
OperasiPLTN-4
OperasiPLTN-3
KonstruksiPLTN-3
KonstruksiPLTN-4
Tender PLTN 3&4
54
LAMPIRAN P4.1BIODIESEL TECHNOLOGY ROADMAP
Market
Product
Technology
R&D
Pemanfaatan BiodieselSebesar 2% Konsumsi Solar
720.000 kL
BiodieselSawit
& Jarak Pagar
Biodiesel Sawit,Jarak Pagar, Tumbuhan lain.Etanol dari (ekses) gliserin
High/superior performance Biodiesel
(angka setan tinggi, titik tuang rendah)
Pemanfaatan BiodieselSebesar 3% Konsumsi Solar
1.5 juta kL
Test Property, Performance
Danstandarisasi
Year 2005-2010 2011-2015 2016-2025
Biodieseldari minyak sawit,jarak pagar dantumbuhan lain
Pemanfaatan BiodieselSebesar 5% Konsumsi Solar
4.7 juta kL
Demo PlantKapasitas1 - 8 Ton/hari(300 - 3000 Ton/tahun)
Commercial PlantKapasitas 30.000 s/d
100.000 Ton/tahun
“High PerformanceBiodiesel Product
Commercial Plant”
PlantDesain
Enjiniring
TeknologiPembuatan
aditif
STANDARD BIODIESEL NASIONAL
TeknologiBlending,
(bio-)teknologi(ekses)gliserin
OptimasiDan
ModifikasiDesain plant
Test Property, Performance
Danstandarisasi
55
LAMPIRAN P4.2 ROADMAP GASOHOL
Sosialisasi Gasohol E-10 di Jakarta dan kota besar
lainnya ( 2%)
Gasohol E-10(Bioetanol dari molases & pati)
PerbaikanStrain Yeast
TeknologiProses
Fermentasi
Pengemb. Membrane utk
dehidrasi
Dehidrasibioetanol dg
zeolit 3A
Produksi bioetanol 99,5% dengan teknikdehidrasi kimiawi dan molecular sieving berbahan baku molases dan pati skala 8
KL/hari s/dSkala komersial 60 KL/hari
Produksi bietanol 99,5% dg laju produksidan rasio energi tinggi berbahan baku patidan nira pada skala komersial 60 KL/hari
Sumber dayaKarbohidrat untuk
bahan baku bioetanol
Pengemb. seratselulosa sbg bahan
baku bietanol & bahanbakar
Produksi bioetanol darilignoselulosa pada skala komersial
60 KL/hari
Product
Technology
R & D
Market
Year 2005 – 2010 2011-2015 2016-2025
Penggunaan Gasohol sebesar 3% Konsumsi
Bensin
Penggunaan Gasohol sebesar 5% konsumsi
Bensin
Gasohol (Bioetanol dari pati dannira)
Gasohol (Bioetanol darilignoselulosa, pati, nira )
STANDARD GASOHOL NASIONAL
56
LAMPIRAN P4.2ROADMAP GASOHOL (2)
2005 2011 2016 20252006 2008
Pengembangan demo plant 8 kL/hari
Pembangunan17 plant @ 60kL/hari
Pembangunan8 plant @ 60kL/hari
Pembangunan13 plant @ 60kL/hari
Pembangunan25 plant @ 60kL/hari
57
LAMPIRAN P4.3 ROADMAP BIO OIL
Technology
Sosialisasi danPenggunaan Bio Oil di di
Jawa Barat ( 2%)
Bio Oil(Crude)
Penambahan Solvent
TeknologiPirolisaCepat
EmulsifikasiModel
ReaktorPirolisa Cepat
Produksi bio oil untuk keperluan panasdengan teknologi pirolisa cepat skala
semi komersial 8 ton/hari s/dSkala komersial 100 ton/hari
Konversi 20-60%
Produksi dan upgrading bio oil pada skalakomersial 50-100 ton/hari
Konversi 60-80%
Sumber dayalimbah biomasasebagai baku bio
oil
Catalytic vapor cracking dan
hydrotreating biooil
Produksi dan upgrading bio oil padaskala komersial 50-100 ton/hari
Product
R & D
Market
Year 2005 – 2010 2011-2015 2016-2025
Penggunaan Bio Oil sebesar 2% Konsumsi
Minyak Bakar
Penggunaan Bio Oil sebesar 2,5% konsumsi
Minyak Bakar & IDO
Bio Oil(treated)
Bio Oil(treated)
Standard Bio Oil untuk Keperluan Panas Standard Bio Oil untuk keperluan panas dan mesin Standard Bio Oil untuk keperluan panas dantransportasi
58
LAMPIRAN P4.3ROADMAP BIO OIL (2)
2005 2009 2011 2016 2025
Pembangunan demo plant bio oil1 ton bhn baku/jam
Pembangunan demo plant bio oil4 ton bhn baku/jam
Produksi Bio Oil 400 juta liter
Demo plant bio oil100 kg bhn baku/jam
Pengembangan UpgradeBio Oil
Produksi Bio Oil 900 juta liter
Produksi Bio Oil 700 juta liter
59
LAMPIRAN P5.1ROADMAP ENERGI SURYA
Market
Product
Technology
R&D
Resources
Penggunaan khususTelekomunikasi, dll
$5/W
Residential, Microgrids
$2/W
PV cell, panelsPV Panels,
Batteries,controlsdan sistem
PV panels,System contgrol
Special PV panel
Building integratedPV, architetural glass
$3/W
CrystallineCriystallin
and thin film
Thin filmCriystallin,
thin film, and concentrator
Single crystalwafers
HPQuartz glass High purity
Silicon$20/kg
Investment Supply chain Competence
High Effcells
Utilitas, grid$0.5-1/W
Year 2005 2010 2015 2025
High purity gases
Semi Crystalline
wafers Metalorganicgases
Special bateriescomponents
Batteries, components Special
coatingSilicon
purification
60
LAMPIRAN P5.2SASARAN PENGEMBANGAN PEMANFAATAN
PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA2005 - 2025
2010 2015 2020
16.8 MWp 11.1 MWp25,6 MWp
2005 2020 2025
17,1 MWp
61
LAMPIRAN P6ROADMAP FUEL CELL
Market
Product
Technology
R&D
Resources
Residential,Special usage
Micro Power Plantsfor Residential
Modul PEFC 2- 5 kWLC 30-40 %
System PEFC 50 kWLC 50-70 %
PEFC 50 kW,DMFC 100 W
SOFC 50 KW
Vechile,
Portable Electronics
PEFCtemp <80C
PEFCTemp <120 C
PEFC (LC 70-90%),DMFC (LC 40%)
SOFC (LC 30-50%)
MEAelectrodes
Ceramic metal joining
Investment Supply chain Competence
PEFC 50 kW,DMFC 100 WSOFC 50 KW
Utilitas, RS, Hotels
Year 2005 2010 2015 2025
Electrolitemembranes
catalyst
H2 storage,components
low costgraphite
carbonnizedTech.
SOFC
PEFC (LC 70-90%),DMFC(LC 70-80%)SOFC (LC 50-80%)
Control,pumps,
H2 generatorsH2 Storage,
low cost generators
low cost materials
62
R = Regulated : Harga ditetapkan Pemerintah (masih mengandung subsidi harga)SR = Semi Regulated : Harga menuju kepada harga keekonomian (masih mengandung subsidi harga)NR = Non Regulated : Harga Patokan (sudah tidak mengandung subsidi harga)Kategori BBM (Tahap II) : Premium, M.Tanah, M.Solar, M.Diesel, M.BakarKategori Non BBM (Tahap III) : M. Bakar, Avtur, Avgas, LPG, Pelumas, Aspal, Parasilin, dll
Rumah Tangga, Usaha Kecil, komersial, nelayan tradisional
RRRRRRM. Tanah- Rumah Tangga
1
IndustriNRNRRRRR- Industri
NR
TENTATIF
R
R
R
R
R
R
R
TAHAP I
NR
NR
R
R
R
R
R
TAHAP II
NR
NR
NR
NR
NR
R
NR
TAHAP SELANJUT
-NYA
Industri, PLN, Pertambangan NRRR- Industri
NRNRAvgas7 Industri PenerbanganNR
Industri Penerbangan
Industri, PLN, Angk. Laut DomestikKapal Berbendera Asing, Kapal
Tujuan Luar Negeri, Pertambangan
Industri, PLN, Angk. Laut DomestikKapal Berbendera Asing, Kapal
Tujuan Luar Negeri, Pertambangan
Angk. Pribadi, Angk. Umum, Angk. Laut, Kapal Penangkap ikan,
Angk. Pribadi, Angk. Umum, Motor/Ojek
KONSUMEN
R
NRNRNRAvtur6
NRNRNRM. Bakar5
NRNRSRM. Diesel4
RRM. Solar- Transportasi
3
SR/NRRRPremium2
TAHAP V
TAHAP IV
TAHAP III
JENIS BBMNo.
LAMPIRAN Q1KEBIJAKAN SUBSIDI HARGA BBM
63
3
5,5 - 6
Tahun
Sen $/kWh
Biaya Pokok Penyediaan
TDL rata-rata
TDL “Duafa”(s.d. 450 VA)
1
PERTIMBANGAN EKONOMI
PERTIMBANGAN POLSOSKAM
TDL KEEKONOMIAN
Surplus untuk Dana InvestasiBantuan Dana Investasi Pemerintah
Subsidi ListrikTerarah
LAMPIRAN Q2KEBIJAKAN
PENYESUAIAN TARIF DASAR LISTRIK (TDL)
Automatic Tariff Adjustment
Realisasi(karena perubahan nilai tukar)
Rencana
Batas Bawah(Floor)
Batas Atas(Cap)
X
64
2010 Tahun
Rp/liter
BPP4)
Harga BBM rata-rata
BBM Bersubsidi (Minyak tanah RT,
Minyak solar transporta
si)
PER
TIM
BA
NG
AN
EK
ON
OM
I
PERTIMBANGAN POLSOSKAM
HARGA KEEKONOMIAN
Subsidi BBM
LAMPIRAN Q3GAMBARAN TAHAPAN RASIONALISASI HARGA BBM
PENUGASAN PERTAMINA1)
?
1) Sesuai UU No.22/2001 penugasan PERTAMINA sampai November 2005 3) Sesuai amandemen UU 22/2001 tentang Migas2) Penugasan PSO dapat kepada PERTAMINA atau lembaga lain 4) Saat ini mengacu pada MOPS + 15%
2005
2)
Return
Batas Bawah(Floor)3)
Batas Atas(Cap) 3)
Fee Pelaksana
PSO
65
Mineral : BUMN (PT. Timah, PT. Aneka Tambang); Non-BUMN (a.l. Rio Tinto, NMH)Batubara : BUMN (PT.BA), Non-BUMN (a.l. KPC, Arutmin)Panas Bumi :BUMN ( - ) ; Non-BUMN (a.l. PT. Geo Dipa Energy)Migas : BUMN (PT. Pertamina, PT PGN) ; Non-BUMN (a.l. PT. CPI, Medco)Listrik : BUMN (PT. PLN) ; Non-BUMN (PT. Indonesia Power,
PT PJB, PT. PLN Batam, PT. Paiton Energy)
Mikro(Korporasi/ Lembaga
Makro(Institusi)
INFRASTRUKTUR TEKNOLOGI
KESELAMATAN
REGULASI KETEKNIKANREGULASIBISNIS
Ketentuan ttg a.l.:• Rencana Umum• Prioritas Pemanfaatan• D M O• Penggunaan
Teknologi• Pembagian Wilayah• Penetapan Jaringan
Nasional
KEBIJAKAN
Ketentuan ttg a.l.:• Standarisasi• Pemberlakuan
standar• Persyaratan
instalasi
UMUM
Ketentuan ttg a.l.:• Standarisasi• Pemberlakuan
standar• K3
PEKERJA
Ketentuan ttg a.l.:• Perizinan• Harga jual dan
pentarifan• Wilayah usaha
REGULASI
Ketentuan ttg a.l.:• Badan LayananUmum
• Badan yg Mewakilikepemilikanpemerintah
Ketentuan ttga.l.:• Akreditasi• Sertifikasi• Kalibrasi• Metrologi
Ketentuan ttga.l.:
• Standarisasi• Pemberlakuan
standar• KawasanKeselamatanOperasi (KKO)
• PengamananObyek Vital (Obvit)
Ketentuan ttga.l.:• Standarisasi• Pemberlakuan
standar• AMDAL
Materi
INSTALASILINGKUNGAN
NON-REGULASIDomain
Aspek
Keterangan:• Izin hanya dikeluarkan oleh Instansi Pemerintah• Lembaga Akreditasi adalah sesuai ketentuan perundang-undangan : - Bidang M.S.T.Q adalah KAN - Bidang Jasa Kontruksi adalah LPJK - Bidang Jasa Non-Konstruksi adalah Departemen Teknis (ESDM)• Sertifikasi dikeluarkan oleh lembaga sertifikasi yang telah diakreditasi• Metrologi legal (untuk keperluan transaksi perdagangan) adalah kewenangan Deperindag• Penetapan Standar Nasional Indonesia (SNI) oleh BSN, pemberlakuan SNI oleh Menteri Teknis (ESDM)
LAMPIRAN R1 KERANGKA REGULASI ENERGI
Menteri c.q Dirjen ybs Menteri c.q Dirjenybs*) Menteri c.q Dirjen ybs
BPH MIGAS **)
Menteri c.q“Unit yang menangani
pelayanan geologi”
BP MIGAS(BHMN)
*) Kecuali regulasi ekonomi untuk :- Hilir Migas di semua wilayah
**) Khusus untuk Hilir Migas di semua wilayah
• LembagaAkreditasi
• LembagaSetifikasi
Menteri c.q. Balitbang
Menteri c.q. Diklat
66
LAMPIRAN R2 KONSTALASI INDUSTRI PRIMER–SEKUNDER
Hulu (Mengangkat dari perut bumi)
Hilir (Mengolah menjadi produk energi / logam batangan)
Produk lanjut
Produk lanjut
“Domain” Menteri yang bertanggung jawab di bidang Energi dan Mineral
A. Produk EnergiB. Produk Mineral
(logam/emas batangan)C.Listrik
(Meningkatkan Nilai Tambah)
SumberDayaMigas
Eksplorasi / Eksploitasi
Eksplorasi / Eksploitasi
Eksploitasi / Produksi
Pengolahan
Smelter
PembangkitanListrik
Pengangkutan/ Transmisi
Angkutan Khusus
Transmisi
Penyimpanan / Penimbunan
Penimbunan
Distribusi Listrik
PelangganListrik
SumberDaya
Minerba
SumberDayaPanasBumi
Niaga
Niaga
Agen
Niaga
TraderTanpa Aset
Penjualan
Migas
Mineral dan Batubara(Minerba)
Panas Bumi
A
B
C
Hasil :
INDUSTRI PRIMER INDUSTRI SEKUNDER
67
LAMPIRAN R3 TAKSONOMI BIDANG USAHA
DALAMSTRUKTUR INDUSTRI PERMINYAKAN NASIONAL
EksplorasiEksplorasi EksploitasiEksploitasi UsahaUsahaPengolahanPengolahan
UsahaUsahaPengangkutanPengangkutan
UsahaUsahaPenyimpananPenyimpanan
UsahaUsaha NiagaNiagaUmumUmum
((dengandengan AsetAset))
UsahaUsaha NiagaNiagaTerbatasTerbatas
tanpatanpa AsetAset((TraderTrader))
Ekspor (Crude)
Impor (Crude)
Ekspor (ProdukKilang)
Impor (BBM)
Industri Hulu Industri Hilir End Users
Aliran Crude OilAliran BBM dan/atau HasilOlahan Lainnya
Aliran TransaksiUsahaUsaha
PenyimpananPenyimpanan((Crude OilCrude Oil))
UsahaUsaha
KonsumenKonsumen
Usaha Eksplorasi/Produksiyang dijual adalah produk
Usaha Pengolahan, Pengangkutan dan Penyimpanan yang dijual adalah jasanya, sedangkan untuk Usaha Penjualan yang dijual adalah produknya
68
LAMPIRAN R4 TAKSONOMI BIDANG USAHA
DALAM STRUKTUR INDUSTRI GAS BUMI NASIONAL
UsahaPenyimpanan2)
Impor
LNGLPG
Industri Hulu Industri Hilir End Users
Aliran Gas
UsahaPengangkutan2)
KK, KM, KB (melalui pipaatau bejanakhusus)
KK,KM,KB
KK,KM,KB
UsahaPengolahan2)
UsahaNiaga2) Ekspor
LNGLPGGas
KB
Kilang LPG
Kilang LNG
Pengapalan
Transmisi
Storage
ReceivingTerminal
Trader
Niaga Umum(Usaha
Penjualan)
KK : Konsumen KecilKM : Konsumen MenengahKB : Konsumen Besar(Pembedaan KonsumenBerdasarkan Kuantitas)
Eksploitasi1)Eksplorasi
Usaha
Eksplorasi/Eksploitasi
Dengan Aset
Tanpa Aset
PembotolanAngkutan
Laut/Darat
Angkutan Laut/ Darat CNG 3)
Distribusi
69
LAMPIRAN R5PRINSIP – PRINSIP
PENGATURAN INDUSTRI HILIR MIGAS
PASAR “REGULATED”
Market Rules“Others”
Market RulesGas Pipa dan
BBM (Regulated/Bersubsidi)
Fungsi Pengatur
FungsiPengawas
FungsiPengatur
Fungsi Pengawas
Kondisi Pasar
Gas Pipa
Kondisi Pasar
“Others”
Oleh Menteri ESDM cq. Dirjen Migas Oleh BPH – Migas (Pasal 46)
(Badan Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian BBM dan
Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui Pipa)
Pengaturan Pengaturan
PengawasanPengawasan
PASAR “REGULATED”
70
LAMPIRAN R6REGULASI INDUSTRI HILIR MIGAS :
PRINSIP-PRINSIP PENANGANAN BARANG PUBLIK (PUBLIC GOODS)
POLRI/PPNS++)PertaminaProdusenMESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDMBBG (Non-Regulated)
LPG
POLRI/PPNS ++)KepmenMESDM
Utilitas Gas (PGN)
BPH-MigasBPH-MigasMESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDMBBG (Regulated)
Gas Kota
POLRI/PPNS ++)Pertamina/Elnusa
ProdusenBPH-MigasMESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DiJMigas
MESDMBBM (Non-Regulated)
Pertamax
POLRI/PPNS ++)
POLRI/PPNS ++)
POLRI/PPNS ++)
Keppres
Keppres
Keppres
Pertamina +)
Pertamina +)
Pertamina +)
BPH-Migas
BPH-Migas
BPH-Migas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM
MESDM
MESDM
BBM (Regulated)a.Premium
b.Solar
c.Minyak Tanah
YANG MENGAWASI
YANG MENGATUR
YANG MENGAWASI
YANG MENGATUR
PENYIDIKAN THD
PENCURIAN/PENGOPLOSAN
PENETAPAN HARGA JUAL/
TARIF***)
OBLIGATION TO
SUPPLY
REGULASI USAHA **)
REGULASI KETEKNIKAN *)KEBIJAKANJENIS
Keterangan :*) Standar Mutu dan Keselamatan Migas +) Penugasan selama masa transisi (s.d. Nopember 2005), sesuai UU 22/2001 Pasal 62
**) Standar Pelayanan dan Harga Jual ++) Sesuai UU 22/2001 Pasal 50***) Penetapan Kisaran harga oleh pemerintah
71
P T D Konsumen
BUPembangkitan
LAMPIRAN R7 TAKSONOMI BIDANG USAHA
DALAM STRUKTUR INDUSTRI PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK
(UU No 15 Tahun 1985)
Dimiliki oleh Sektor Swasta
Dimiliki oleh PLN
72
PertaminaPTBAPGNPLNSwasta
Universitas(Riset Dasar)
Lembaga(Riset
Terapan)
BPPT(PengkajianTeknologi)
ImportedTech.
KomunitasIndustri Energi Komunitas Ristek
BalitbangESDM
(Pengembangan)
Tech. content
Pen
gem
bang
anK
ebija
kan
Ris
tek
Imported Tech.
Indigenous Tech.
Tech
nolo
gy P
olic
y
Tech
nolo
gy P
olic
y
LAMPIRAN SKELEMBAGAAN BIDANG ENERGI
Catatan :Usulan MESDM ini telah disetujui dalam paparan untuk Landmark Teknologi di BPPT