PT PERUSAHAAN GAS NEGARA (Persero) Tbk

FORUM ENERGIZING INDONESIA

Optimalisasi Pemanfaatan Gas Bumi Domestik

untuk Ketahanan Energi Nasional Jakarta, 16 Maret 2017

Tantangan Pengelolaan Gas Bumi

Indonesia dengan Tantangan Spesifiknya Membutuhkan Postur Bauran Energi

Gas Bumi Dalam Target Postur Bauran Energi Untuk Ketahanan, Kemandirian dan Kedaulatan Energi Nasional

Pencapaian postur bauran energi ideal memiliki nilai stratejik untuk nasional yaitu:

a. Kemandirian energi melalui optimasi pemanfaatan energi domestik;

b. Ketahanan energi melalui penyediaan energi yang handal tanpa ada kepentingan yang lebih dominan;

c. Kedaulatan energi melalui pengurangan impor energi dan fokus pada energi domestik.

Sumber: RIJTGBN, PGN, Booz (2013), Diolah

Realitas Energi Indonesia

Sejak tahun 2004 mulai menjadi

Importir minyak.

Produksi minyak domestik sekitar

830 ribu barel per hari sedangkan

konsumsi mencapai 1,6 juta barel

per hari (2016). Sehingga

diperlukan Impor migas mencapai

sekitar 1 juta barel setara crude

per hari.

Beban impor minyak Indonesia

dapat dikurangi melalui konversi

minyak ke gas bumi

Rasio cadangan – produksi

minyak Indonesia menyisakan

12 tahun sedangkan gas bumi

37,9 tahun (BP World Energy

Review, 2015)

Produksi migas sejak tahun 2001 didominasi gas bumi

• Pemenuhan energi nasional dilakukan melalui

strategi bauran energi (KEN ditetapkan

dengan PP No. 79 Tahun 2014).

• Dengan kebutuhan energi yang terus

meningkat, porsi gas bumi dalam target

bauran energi nasional 22% sampai 24%.

• Porsi minyak menurun adapun energi primer

yang lain meningkat.

MB

OE

49 % 25 %

20 % 22 % 22 %

24 %

Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia Tahun 2016

Tahun 2016, Indonesia

memproduksi gas bumi

+1.418 barel setara

minyak per hari (SKK

Migas, 2016) namun

hampir 42% masih

diekspor.

Optimalisasi pemanfaatan

gas bumi domestik dapat

mengurangi porsi impor

minyak sekaligus

penerapan energi bersih di

Indonesia

Sumber: KESDM, 2015

Infrastruktur gas bumi masih

minim (20% dari rencana)

sehingga membatasi pemanfaatan

gas bumi domestik

Kebutuhan infrastruktur domestik

sesuai dengan road map

penyediaan gas bumi 2015-2030

memerlukan investasi mencapai

48,2 milyar USD.

Tantangan Optimalisasi Gas Bumi Domestik

Fluktuasi produksi gas bumi di hulu

(volume, harga, waktu produksi)

1

Tidak terintegrasinya perencanaan

infrastruktur gas bumi nasional 2

Tidak menariknya skema

pengembangan infrastruktur 3

Tidak meratanya demand antar

wilayah dan antar segmen

pengguna

4

Regulasi yang tidak sesuai dengan

kebutuhan sektor 5

Tantangan sepanjang rantai nilai gas bumi dan tata kelola gas bumi

Konsep mengatasi tantangan:

Penyelarasan aspek pasokan – permintaan –

infrastruktur – harga dengan dukungan

perbaikan regulasi

Solusi Menjawab Tantangan

Pengelolaan Gas Bumi

Sinkronisasi Perencanaan Nasional

Rencana Induk Infrastruktur

Gas Bumi

RoadMap Klasterisasi Industri

Neraca Gas Bumi Indonesia Revitalisasi Pupuk Rencana Kelistrikan

+

• Keberhasilan penyaluran gas bumi membutuhkan sinkronisasi antara elemen Produksi/Alokasi Gas,

Infrastruktur, dan Demand, dikarenakan sifat gas bumi yang sulit (tidak praktis) untuk disimpan dan

penyalurannya tidak dapat menggunakan infrastruktur publik (berbeda dengan BBM).

• Keberhasilan sinkronisasi ini ditunjukkan oleh Harga yang merupakan keseimbangan antara:

o Harga hulu gas bumi (Upstream price) yang merefleksikan tingkat keekonomian serta

attractiveness dari investor

o Investment payback untuk pengembangan infrastruktur midstream (penyaluran dan distribusi

gas)

o Kemampuan dan kemauan beli pengguna gas

• Pengaturan sektor kedepan diarahkan untuk menghilangkan duplikasi pengembangan infrastruktur

dan kanibalisme pasar eksisting.

• Demand gas bumi dari berbagai sektor

pengguna terutama pengguna besar

(pupuk, kelistrikan, baja)

• Demand gas bumi retail dikelola melalui

BU Niaga Gas Bumi

• Neraca Gas Bumi memuat supply –

demand gas bumi nasional

• Alokasi gas bumi diberikan Menteri

ESDM kepada pengguna akhir atau

BU Niaga Gas Bumi dengan

memperhatikan Neraca Gas Bumi

+

• Rencana Induk Infrastruktur Gas Bumi

memuat infrastruktur eksisting maupun

rencana pengembangan

• Izin pengembangan infrastruktur

diberikan Menteri ESDM atau kepala

BPH Migas kepada BU Hilir Gas Bumi

sesuai rezim perizinan infrastruktur dan

rencana induk.

Regulasi Tata kelola Gas Bumi Nasional masih dalam proses penyempurnaan, baik pada regulasi fundamental

maupun regulasi turunan. Proses penyempurnaan ini dilakukan oleh multi-stakeholder secara parsial dalam rangka

menunjang daya saing industri.

UUD 1945

UU No. 22/2001

PP No. 36/2004 PP No. 30/2009 *

Peraturan BPH

No. 8/2013

Permen ESDM

No. 19/2009

Peraturan BPH

No. 15/2008

Peraturan BPH

No. 15/2016

Permen ESDM

No. 07/2005

Permen ESDM

No. 06/2016

Aspek Alokasi

dan Niaga Aspek Infrastruktur

Aspek Niaga dan

Pengusahaan

1

2

3 4

Proses revisi

Proses revisi Proses revisi

4

3

4

* Kebijakan perubahan pengaturan harga BBM & gas bumi domestik yang ditetapkan oleh pemerintah sesuai hasil judicial review MK

Perpres No.40/2016

Permen ESDM

No. 40/2016

4

4

Perbaikan Regulasi

Perubahan Pola Penyaluran dari Point to Point ke Sistem Grid

Pengelolaan Hilir Gas Bumi secara Terintegrasi

Portofolio

Infrastruktur Portofolio Pasok Portofolio Demand

Perubahan pola penyaluran menjadi

sistem Grid akan membawa benefit :

1. Pasokan gas tersedia dari multi

source sehingga dapat melakukan

portofolio pasok untuk menjaga

kehandalan pasokan,

2. Keekonomian infrastruktur pipa

dihitung sebagai satu kesatuan

sehingga meningkatkan skala

keekonomian,

3. Jaminan jangka panjang untuk

utilisasi infrastruktur hilir melalui

penambahan supply point untuk

LNG,

4. Infrastruktur melayani penyaluran

gas bumi ke seluruh segmen

pengguna akhir.

Point to Point

Grid

Single Gas Source Bulk Customer

Penyaluran melalui Pipa Penyaluran point to point :

1. Single source sehingga sangat

tergantung kondisi produksi sumur

2. Keekonomian infrastruktur mengikuti

durasi ketersediaan pasokan gas

3. Tidak ada jaminan jangka panjang

untuk utilisasi infrastruktur hilir

4. Infrastruktur menyalurkan gas bumi

ke bulk customer saja (pembangkit,

industri)

Tahapan Pelaksanaan Penyesuaian Harga Gas Domestik Kompetitif

Rasionalisasi Pengelolaan

Disparitas

Alokasi Untuk Nilai

Tambah Tata Kelola Gas

a. Evaluasi kewajaran

biaya dan harga yang

ditetapkan (cost vs price);

b. Optimasi keekonomian

biaya infrastruktur melalui

pengaturan Pemerintah:

• Tingkat IRR = 12%

• Nilai OPEX sesuai

best practice

• Umur ekonomis ~

umur teknis dengan

penjaminan utilisasi

• Evaluasi kewajaran

nilai CAPEX;

c. Pengaturan besaran

margin dan biaya niaga

sesuai dengan best

practice

d. Penetapan biaya

infrastruktur dan niaga

Implementasi skema

agregasi harga untuk

mengelola disparitas harga

gas seiring perubahan dari

pola penyaluran point to point

menuju sistem Grid.

Pembedaan harga untuk setiap

segmen industri dengan

prioritas pada sektor industri

dengan nilai tambah terbesar.

Penyempurnaan tata kelola

gas bumi yang membangun

keberlanjutan :

• Pengembangan

infrastruktur dan pasar gas

di seluruh Indonesia

• Penyediaan gas bumi

domestik dengan harga

kompetitif dan handal

• Penentuan peran bagi

BUMN, BUMD, dan

swasta;

1 2 3 4

1d

2 3

4 1c

1b

1a Evaluasi

Kewajaran

Optimasi

Keekonomian

Pengaturan

Penetapan

Pengelolaan Disparitas Akurasi Alokasi

Sistem – Tata Kelola Gas

Strategi Harga Gas

Domestik Kompetitif

Perbaikan Pengaturan Harga Gas Bumi

Peran PGN menuju Ketahanan Energi

Nasional

12

Distributor/Wholesale

Hulu

Industri dan Pembangkit Listrik

Komersial

Rumah Tangga

Transportasi

MRU

CNG Station

Jaringan Distribusi

Transporter

Pipa Transmisi

Off-Takers

GTA Gas Transportation Agreement (Toll Fee)

GSA Gas Sales Agreement (Gas Price)

GSPA Gas Sales and Purchase Agreement

Pengelolaan terintegrasi melalui penyediaan gas bumi secara bundled

service (infrastruktur dan molekul gas bumi) dan pengembangan

infrastruktur sampai ke pengguna akhir.

Model pengelolaan terintegrasi menjamin percepatan pemanfaatan gas

bumi domestik untuk efisiensi nasional

Pengelolaan gas dilakukan oleh PGN secara terintegrasi untuk seluruh

wilayah sehingga memungkinkan didapatkannya pemerataan

Accessibility dan mengakomodasi Affordability dari setiap daerah.

Pengelolaan Terintegrasi

FSRU

Conoco Phillips

Corridor PSC

Pertamina EP Asset 1

P. Susu Field

Pertagas Inti Daya Latu Prima

Ex. Jambi Merang

Pertamina EP Asset 1

Benggala 1 Field

Pertamina EP Asset 2

South Sumatera

Pertamina TAC Ellipse

Jatirarangon TAC

Pertamina EP

Asset 3

Tangguh LNG

Bontang LNG

PHE WMO

West Madura Offshore PSC

Santos

Madura Offshore PSC

Lapindo Brantas

Brantas PSC

BBG&WNE, IKD, SNR

Ex TSB

Husky CNOOC

Ex. Madura Strait PSC

Gagas Energi Indonesia

Ex. WMO PSC

Conventional Gas Sources, Major Gas Suppliers

Conventional Gas Sources

LNG Sources

1,595 MMscfd Volume pengelolaan distribution and

transmission PGN pada 9M-2016

Penyediaan Pasokan Gas dari Berbagai Sumber

Penyediaan dari berbagai sumber pasok untuk menjamin kehandalan

penyaluran gas bumi ke Pelanggan akhir

Pengembangan Infrastruktur Pipeline dan Beyond Pipeline

6 Pipa Transmisi Kalija Tahap I

Jaringan Distribusi

Pipa Transmisi Eksisting

Rencana Pipa

FSRU

Pipa Transmisi SSWJ

Pipa Transmisi Grissik – Duri

Pipa Transmisi Grissik – Batam – Singapore

3

2

1

3

2 1

5

4

5

4

FSRU Jawa Barat (NR)

FSRU Lampung

FSRU Lampung FSRU Jawa Barat

Medan

Pipa Transmisi

Pekanbaru

Batam

Jawa Bagian Barat

Lampung 6

Gas Kota Tarakan

Gas Kota Sorong

Infrastruktur PGN saat ini merepresentasikan

± 80% dari seluruh infrastruktur gas hilir Indonesia

5 MRU (DKI, Gresik, Bandung) 1 Cluster CNG (Jateng)

11 SPBG (Batam,

Lampung, DKI, Bogor,

Surabaya, Cilegon)

Jawa Bagian Timur

5845 5853 6014 6067

7026 7278

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Kilo

met

er

Pertambahan Panjang Pipa

Jawa Bagian Tengah

Palembang

Penyaluran Gas Bumi ke Seluruh Segmen Pengguna

PGN melayani seluruh segmen pengguna domestik melalui penyaluran secara langsung ke pengguna akhir, untuk

mengelola competitiveness gas bumi (nilai tambah pemanfaatan gas bumi, willingness to pay pengguna).

1. Pengelolaan gas bumi domestik oleh PGN dalam 10 tahun terakhir, mengalami kenaikan signifikan sebesar 61 %

2. Pengelolaan gas PGN 9M - 2016 (distribusi dan transportasi) sebesar 1.595 MMSCFD setara dengan

pengelolaan 280 ribu BOEPD atau 40% dari total produksi gas bumi Indonesia tahun 2016

Closing Remarks

1. Optimalisasi pemanfaatan gas bumi domestik untuk mencapai target porsi gas bumi

dalam bauran energi nasional sangat penting dalam mewujudkan kemandirian,

ketahanan dan kedaulatan energi.

2. Penyelarasan aspek pasok – permintaan – infrastruktur – harga dengan dukungan

perbaikan regulasi diperlukan untuk menjawab tantangan dalam optimalisasi

pemanfaatan gas bumi domestik.

3. Pengelolaan gas bumi terintegrasi melalui perubahan pola penyaluran dari Point to

Point menjadi sistem Grid dan perbaikan pengaturan harga gas bumi akan

membawa benefit berupa kehandalan pasokan gas, perluasan jangkauan layanan

dan akses, serta harga gas bumi yang optimal melalui portofolio pasokan dan

jaminan utilisasi infrastuktur secara jangka panjang.

Terima Kasih