REPUBLIK INDONESIA
BLUEPRINT PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL 2005 - 2025
JAKARTA, 2005 1
POLA PIKIR PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL Secara Terpadu untuk Mendukung Pembangunan Berkelanjutan PARADIGMA NASIONAL UUD 1945 Pasal 33
KONDISI SAAT INI
KEBIJAKAN DAN STRATEGI
UPAYA
PELUANG
PROGRAM
KENDALA
LINGKUNGAN STRATEGIS 2
KONDISI YANG DIHARAPKAN
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 dan impor 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 dalam negeri
3
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) 4
KONDISI YANG DIHARAPKAN
• • • • •
Kebijakan Energi Nasional sesuai dengan platform politik 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
5
SASARAN 1. Diterbitkannya Undang Undang Energi 2. Terwujudnya konsumsi energi per kapita minimal sebesar 10 SBM (RIKEN) dan rasio elektrifikasi 95% (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 9Pemanfaatan brown coal 9Coal Liquefaction (Lamp O, hlm 49) 9Briket 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, Rumah Tangga dan Bangunan Komersial) 6
SASARAN 3.
Terwujudnya kondisi ekonomi sehingga kemampuan / daya beli masyarakat meningkat
4.
Tersedianya infrastruktur energi :
5.
•
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 di titik 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
Tercapainya struktur harga energi sesuai keekonomiannya
7
PELUANG •
Keanekaragaman sumber daya energi: migas, batubara, panas bumi dan energi baru serta terbarukan lainnya
•
Pertumbuhan ekonomi yang semakin baik akan meningkatkan kebutuhan energi dalam 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
8
KENDALA •
Struktur harga energi belum mendukung diversifikasi dan konservasi energi
•
Adanya disparitas perkembangan ekonomi antar wilayah
•
Ketidaksesuaian antara persebaran sumber energi dan konsumen sehingga membutuhkan infrastruktur energi
•
Perbedaan harga energi fosil di pasar internasional dengan di dalam negeri yang disebabkan kemampuan / daya beli masyarakat yang masih rendah
•
Industri energi khususnya minyak dan gas bumi serta ketenagalistrikan pada umumnya belum kompetitif
•
Ketidakstabilan pasar dan harga energi fosil
•
Iklim investasi belum kondusif
9
KEBIJAKAN 1.
Visi Pengelolaan Energi Nasional adalah terjaminnya penyediaan energi untuk kepentingan nasional
2.
Misi Pengelolaan Energi Nasional adalah : •
Menjamin ketersediaan energi domestik
•
Meningkatkan nilai tambah sumber energi
•
Mengelola energi secara etis dan berkelanjutan termasuk memperhatikan pelestarian fungsi lingkungan
•
Menyediakan energi yang terjangkau untuk kaum dhuafa dan untuk daerah yang belum berkembang
•
Mengembangkan kemampuan dalam negeri yang meliputi kemampuan pendanaan, teknologi dan sumber daya manusia dalam rangka menuju kemandirian 10
KEBIJAKAN (lanjutan) 3. •
•
• •
4. • • • • • • •
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 tetap memberikan subsidi bagi masyarakat dhuafa (tidak mampu) Pelestarian lingkungan: Tingkat makro : pembangunan berkelanjutan Tingkat mikro : internalisasi eksternalitas 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 11
STRATEGI 1.
Mengembangkan mekanisme harga keekonomian energi
2.
Meningkatkan keamanan pasokan memperhatikan aspek lingkungan
3.
Menerapkan prinsip-prinsip good governance dan transparansi
4.
Mendorong investasi swasta bagi pengembangan energi
5.
Meningkatkan pemberdayaan masyarakat dalam pengelolaan energi
12
energi
dengan
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 domestik dan cadangan gas mencukupi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri maupun ekspor (dalam UU Migas ada konsep mengenai DMO gas yang mencakup juga insentif) – (Program Utama 10) – Penerapan DMO terhadap batubara, dengan memberikan insentif ekonomi untuk mendorong pasokan 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) 13
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) 14
UPAYA (lanjutan) • Strategi 4 : Mendorong Investasi Swasta bagi Pengembangan Energi, dengan upaya : – Penerapan insentif ekonomi, baik dalam bentuk fiskal maupun non fiskal, khususnya untuk pasokan energi bagi kebutuhan domestik, pengembangan energi baru terbarukan dan peningkatan 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 Energi yang 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) 15
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 Dhuafa 3. Pemberian Insentif Penyediaan Energi Alternatif, termasuk skema percepatan depresiasi 4. 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 Tangga 2. Meningkatkan Pemanfaatan Briket Batubara 3. Meningkatkan Rasio Elektrifikasi C. PROGRAM UTAMA 3 : PENERAPAN TAX ALLOWANCE 1. Peningkatan pasokan energi bagi kebutuhan domestik 2. Pengembangan energi alternatif 16
PROGRAM UTAMA D. 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 manajemen energi 2. Rumah Tangga dan Komersial: penerapan peralatan hemat energi 3. Transportasi: penerapan standar efisiensi bahan bakar 4. 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 eksplorasi 2. Migas: eksplorasi wilayah baru termasuk frontier areas dan laut dalam 3. Batubara: eksplorasi wilayah baru dan eksplorasi lanjutan untuk meningkatkan status cadangan 4. Panas bumi: eksplorasi pencarian potensi-potensi baru H. PROGRAM UTAMA 8 : INTENSIFIKASI PENCARIAN SUMBER-SUMBER ENERGI BARU TERBARUKAN 1. Survei potensi energi baru terbarukan 2. Pengembangan database potensi energi baru terbarukan I. PROGRAM UTAMA 9 : PENGEMBANGAN CADANGAN ENERGI STRATEGIS UNTUK KEAMANAN PASOKAN DALAM NEGERI 1. Peningkatan stok minyak dan batubara dalam negeri 2. Perbaikan dan pengembangan infrastruktur pasokan minyak bumi 17
PROGRAM UTAMA K. PROGRAM UTAMA 10 : PENINGKATAN PEMANFAATAN GAS DI DALAM NEGERI 1. Perbaikan dan pengembangan infrastruktur pasokan gas 2. Pengembangan pemanfaatan CNG, GTL, DME, LPG dan gas kota L. PROGRAM UTAMA 11 : PENGEMBANGAN DAN KOMERSIALISASI IPTEK ENERGI 1. 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 pengembangan IPTEK 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 Pemerintah 4. Peningkatan kemitraan antar stakeholders energi baik di dalam maupun di luar negeri 18
PROGRAM UTAMA M. PROGRAM UTAMA 12 : RESTRUKTURISASI INDUSTRI ENERGI (Lamp R1 s/d R7, hlm 65-71) 1. Penetapan aturan mengenai depletion premium 2. Penetapan aturan mekanisme open access infrastruktur energi N. PROGRAM UTAMA 13 : PERCEPATAN PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR ENERGI 1. Infrastruktur gas 2. Infrastruktur batubara 3. Infrastruktur listrik 4. Infrastruktur BBM 5. Infrasturktur energi alternatif BBM lainnya, termasuk BBG untuk sektor transportasi O. PROGRAM UTAMA 14 : SOSIALISASI 1. Pengembangan forum dialog 2. Pengembangan community development pada lingkup nasional 3. Pemanfaatan media massa (cetak dan elektronik) 4. Penggunaan BBG dan BXX pada kendaraan operasional di lingkungan DESDM 5. Penyediaan fasilitas bimbingan teknis bagi masyarakat, pengusaha dan industri dalam hal pemanfaatan energi baru terbarukan dan teknologi energi yang efisien P. PROGRAM UTAMA 15 : PENGEMBANGAN INDUSTRI DAN JASA ENERGI DALAM NEGERI 1. Pabrikasi teknologi energi dalam negeri 2. Jasa rekayasa energi dalam negeri
19
PROGRAM UTAMA Q. PROGRAM UTAMA 16 : PENGEMBANGAN ENERGI ALTERNATIF Bidang Pembangkitan Tenaga Listrik
Jenis Energi
Bidang Transportasi
Bidang Industri
Bidang Rumah Tangga dan Komersial
Batubara
Gas
Gas
Listrik
Gas
Listrik
Batubara
LPG
Panas Bumi
Bio Fuel
Hidrat Gas Bumi
Briket
Tenaga Air
Bahan Bakar Batubara Cair (Coal Liquefaction)
Biomassa
Gas Kota
Mikro Hidro
GTL (Gas to Liquid)
Biogas
DME (Dimethyl Ether)
Bahan Bakar Hidrogen, Fuel Cell
Energi Surya
Energi Surya
Hidrat Gas Bumi
Fuel Cell
Tenaga Angin
Hidrat Gas Bumi
Energi In Situ Nuklir Biodiesel 20
PROGRAM PENDUKUNG A.
PROGRAM PENDUKUNG 1 : PENINGKATAN KEMAMPUAN MASYARAKAT DALAM PENGUSAHAAN ENERGI
B.
PROGRAM PENDUKUNG 2 : PENATAAN KEMBALI KELEMBAGAAN ENERGI (Lamp S, hlm 72)
C.
1.
Penetapan kebijakan energi nasional
2.
Revitalisasi BAKOREN dilakukan di RUU Energi untuk pelaksanaan kebijakan energi nasional
3.
Regulator energi
4.
Pengembangan teknologi dan sumberdaya manusia energi
5.
Penetapan spesifikasi dan standar komoditi EBT
PROGRAM PENDUKUNG 3 : PENGEMBANGAN KEMAMPUAN SUMBERDAYA MANUSIA NASIONAL 1.
STEM (Sekolah Tinggi Energi dan Mineral)
2.
Sertifikasi personil
3.
Standar kompetensi
4.
Kode etik profesi 21
Terima Kasih Situs DESDM
www.esdm.go.id www.mesdm.net 22
LAMPIRAN
23
LAMPIRAN A1 • •
•
•
BADAN 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
24
LAMPIRAN A2 PERKEMBANGAN KEBIJAKAN ENERGI 1981
1987
1991
1998
2003
Kebijakan Umum Bidang Energi
Kebijakan Umum Bidang Energi
Kebijakan Umum Bidang Energi
Kebijakan Umum Bidang Energi
Kebijakan Energi Nasional
Kebijakan Utama
Kebijakan Utama
Kebijakan 1. Intensifikasi 2. Diversifikasi 3. Konservasi
1. Intensifikasi 2. Diversifikasi 3. Konservasi
1. Intensifikasi 2. Diversifikasi 3. Konservasi
1. 2. 3. 4. 5.
Kebijakan Penunjang
Kebijakan Penunjang
Kebijakan Penunjang
Kebijakan Pendukung
Kebijakan Pendukung
1. Penelitian dan Pengembangan 2. Industri Energi 3. Iklim Investasi
1. Industri Energi
1. Industri Energi
2. Iklim Investasi 3. Harga Energi
2. Iklim Investasi 3. Harga Energi
Kebijakan Pemanfaatan Akhir
Kebijakan Pemanfaatan Akhir
Kebijakan Pemanfaatan Akhir
1. Industri 2. Transportasi 3. Rumah Tangga
1. Industri 2. Transportasi 3. Rumah Tangga
1. Industri 2. Transportasi 3. Rumah Tangga
1. Investasi 2. Insentif & Disinsentif 3. Standarisasi & Sertifikasi 4. Pengembangan Infrasturktur 5. Peningkatan Kualitas SDM 6. Sistem Informasi 7. Penelitian dan Pengembangan 8. Kelembagaan 9. Pengaturan
1. Infrastruktur 2. Penetapan mekanisme harga keekonomian 3. Perlindungan kaum dhuafa 4. Lingkungan 5. Kemitraan Pemerintah dan swasta 6. Pemberdayaan masyarakat 7. Litbang dan diklat 8. Koordinasi untuk optimalisasi energi mix
1. 2. 3. 4.
Intensifikasi Diversifikasi Konservasi Indeksasi
25
Diversifikasi Intensifikasi Konservasi Harga Energi Lingkungan
LAMPIRAN B1 POTENSI ENERGI NASIONAL 2004 (Proven + Possible)
PRODUKSI (per Tahun)
RASIO CAD/PROD (tanpa eksplorasi) Tahun
86,9 miliar barel
9 miliar barel
500 juta barel
18
384,7 TSCF
182 TSCF
3,0 TSCF
61
57 miliar ton
19,3 miliar ton
130 juta ton
147
SUMBER DAYA
SETARA
PEMANFAATAN
KAPASITAS TERPASANG
Tenaga Air
845,00 juta BOE
75,67 GW
6.851,00 GWh
4.200,00 MW
Panas Bumi
219,00 juta BOE
27,00 GW
2.593,50 GWh
800,00 MW
458,75 MW
458,75 MW
84,00 MW
49,81 GW
302,40 MW
Tenaga Surya
4,80 kWh/m2/hari
8,00 MW
Tenaga Angin
9,29 GW
0,50 MW
JENIS ENERGI FOSIL Minyak Gas Batubara
ENERGI NON FOSIL
Mini/Micro hydro
SUMBER DAYA
Biomass
Uranium (Nuklir)
CADANGAN
24.112 Ton* e.q. 3 GW utk 11 tahun
* Hanya di Daerah Kalan - Kalbar
26
LAMPIRAN B2 SUMBER DAYA RADIOAKTIF INDONESIA 2004
27
LAMPIRAN C KONSUMSI ENERGI PER KAPITA VS INTENSITAS ENERGI indeks (Jepang = 100)
600 500 400 300 200 100 0 Jepang
OECD
Thailand
Indonesia
Intensitas Energi
Malaysia
North Am.
Energy Per Kapita
• Konsumsi Energi per Kapita (toe per kapita) ¾ Jepang : 4,14 ¾ Indonesia : 0,467
• Intensitas Energi (toe per juta US$ PDB) ¾ Jepang : 92,3 ¾ Indonesia : 470 28
Germany
LAMPIRAN D PERANAN BBM MASIH 63 % DALAM PEMAKAIAN ENERGI FINAL NASIONAL - 2003
BBM 63% Batubara 8%
Gas 17%
29
LPG 2%
Listrik 10%
LAMPIRAN E1 NERACA ENERGI MINYAK BUMI TAHUN 2004 (DALAM RIBU BAREL PER HARI) EKSPOR PRODUKSI
514
1125
PASOKAN DALAM NEGERI 611
GAS BUMI TAHUN 2004 (DALAM BSCF PER HARI) EKSPOR PRODUKSI
4.88
8.35
DOMESTIK 3.47
BATUBARA TAHUN 2004 (DALAM JUTA TON PER TAHUN) EKSPOR PRODUKSI
92,50 DOMESTIK
131,72
32,91 30
IMPOR 487
LAMPIRAN E2 NERACA EKSPOR – IMPOR MINYAK MENTAH / BBM (DALAM RIBU BAREL PER HARI) M.M. EKSPOR
514
HASIL PRODUK KILANG (NON BBM) 284 KIL. BBM KIL. MANDIRI
KIL. MANDIRI*)
1.125
KIL. BBM**)
284
131
M.M. DOMESTIK 127 M.M. IMPOR 3 LIFTING/ PRODUKSI M.M. INDONESIA :
227 57
PENJUALAN NON BBM
968
PRODUK KILANG (BBM) 822 KIL. BBM KIL. MANDIRI
726 96
BBM IMPOR
212
PENJ BBM SUSUT DIST.
1.028 6 1.034
M.M. DOMESTIK 484 M.M. IMPOR 484 M.M. IMPOR M. MENTAH FEEDSTOCK
487 471 16
Catatan : *) Kilang Mandiri : Kilang Balongan, Kasim dan PetroKimia **) Kilang BBM : UP I s/d UP V & Kilang Cepu dan CPD
31
PERUBAHAN STOK BBM
(0)
LAMPIRAN F KETERGANTUNGAN APBN TERHADAP MIGAS (APBN 2005) APBN *)
Perkiraan Realisasi **)
Perubahan
(Rp. Triliun)
(Rp. Triliun)
US$ 24/barel
US$ 35/barel
Penerimaan
60,7
103,5
42,8 (+42,8)
Subsidi BBM
19,0
60,1 (39,80)
-41,1 (-20,80)
Bagi Hasil Migas
9,3
15,8
-6,5 (-6,5)
Total Perubahan *) Kurs **) Kurs Volume ()
: Rp. 8.600/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hari : Rp. 8.900/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hari : 59,63 juta KL : Setelah diberlakukan Perpres No. 22/2005 tanggal 28 Februari 2005 32
(Rp. Triliun)
-4,8 (+15,56)
LAMPIRAN G1. KILANG DAN MODA TRANSPORTASI BBM THAILAND
LAOS
Manila
Transit Terminal
Bangkok CAMBODIA
Philipines
Ban Mabtapud
Phnom Penh
Pipeline Distribution
South
VIETNAM
Tanker
China
Ho Chi Minh City
Oil Refinery
Sea Erawan
Khanon Songkhla
Bangkot Lawit
Jerneh Kota Kinibalu
Guntong Banda Aceh
Penang
West Natuna
LhokseumaweP. Brandan: 5 MBOPD WEST Kerteh Duyong Mogpu MALAYSIA
BRUNEI
Alpha
Bandara Seri Begawan
Kuala Lumpur
Port Klang Medan
Natuna
Bintul u
EAST MALAYSIA
Port Dickson
Pacific Ocean Manado
Dumai
SINGAPORE
Dumai : 120 MBOPD
Kuching
Ternate
Batam Bintan
Duri
S U
KALIMANTAN Samarinda
M A
Padang
T
Balikpapan
R A
Jambi
Attaka Tunu Bekapai
Sorong
Kasim : 10 MBOPD
Balikpapan : 260 MBOPD Jayapura
SULAWESI
S.Pakning : 50 MBOPD Grissik
HALMAHERA
Bontang
Musi 135.20 MBOPD
Banjarmasin
Palembang
BURU
IRIAN JAYA
SERAM
Ujung Pandang
Jakarta Bandung
Balongan : 125 MBOPD Semarang Cepu : 3.80 MBOPD MADURA Bangkalan JAVA
TOTAL REFINERY CAPACITY I Pagerungan N D O N E S I A 1,057,000 BOPD
Surabaya
Cilacap: 348 MBOPD
Yogyakarta
Indian Ocean
SUMBAWA
FLORES
Merauke
BALI LOMBOK TIMOR
SUMBA AUSTRALIA
33
LAMPIRAN G2. CADANGAN DAN JARINGAN PIPA GAS THAILAND
LAOS
Manila
Bangkok CAMBODIA
Philipines
Ban Mabtapud
Phnom Penh
VIETNAM
Ho Chi Minh City
South
Existing Pipeline
China
Planned Pipeline
Sea Erawan
Khanon Songkhla
Bangkot Lawit
3,756
Jerneh Kota Kinibalu
Guntong Banda Aceh
Penang
Lhokseumawe
Kuala Lumpur
Port Klang
Port Dickson
Singapore Gas Trunkline
0,720 Medan
West Natuna
WEST Kerteh Duyong Mogpu MALAYSIA
Natuna
Alpha
BRUNEI
Bandara Seri Begawan
51,627
Bintul u
EAST MALAYSIA
SINGAPORE
Duri
Pacific Ocean
11,516
Kuching
Ternate
Batam Bintan Bontang LNG Plant & Export Terminal
S U
KALIMANTAN Samarinda
M A
Padang
34,021 Manado
Dumai
T
Balikpapan
HALMAHERA
Attaka Tunu Bekapai
18,520 Sorong
R
3,894
A
Jambi
Jayapura
SULAWESI Grissik
5,855
Banjarmasin
Palembang
BURU
5,529 Jakarta
Ujung Pandang
Ardjuna Fields CirebonSemarang
0,11 3,854MADURA
JAVA
Bangkalan Surabaya
Indian Ocean
I Pagerungan N D O N E S I A
BALI
SUMBAWA
TOTAL RESERVES 2P : 142.462 BSCF
FLORES
Merauke
LOMBOK TIMOR
SUMBA
IRIAN JAYA
SERAM
Massela 3,00 AUSTRALIA
34
GAS RESERVE 2P (BSCF)
LAMPIRAN G3. PEMBANGKIT DAN TRANSMISI UTAMA LISTRIK THAILAND
LAOS
Manila
Bangkok CAMBODIA
Philipines
Ban Mabtapud
Phnom Penh
VIETNAM
Ho Chi Minh City
Existing Transmission
South
Planned Transmission
China
Power Plant
Sea Erawan
Khanon Songkhla
Bangkot Lawit
Jerneh Kota Kinibalu
Guntong Banda Aceh
Penang
Lhokseumawe
West Natuna
WEST Kerteh Duyong Mogpu MALAYSIA
BRUNEI
Alpha
Bandara Seri Begawan
Kuala Lumpur
Port Klang Medan
Natuna
Bintul u
EAST MALAYSIA
Port Dickson
Pacific Ocean Manado
Dumai
SINGAPORE Batam Bintan
Duri
Kuching
HALMAHERA
Bontang
S
Total Sumatera : 3,200 MW U
KALIMANTAN Samarinda
M A
Padang
Ternate
Total Kalimantan : 800 MW
T
Balikpapan
R A
Jambi
Sorong
Attaka Tunu Bekapai
Jayapura
Total Sulawesi : 650 MW SULAWESI
Grissik
Banjarmasin
Palembang
IRIAN JAYA BURU Ujung Pandang
Jakarta
MADURA
Semarang
JAVA
Bangkalan Surabaya
Total Jawa Bali : 18,500 MW
Indian Ocean
I Pagerungan N D O N E S I A
BALI
SUMBAWA
SERAM
TOTALCAPACITY 24,000 MW
FLORES
LOMBOK TIMOR
SUMBA AUSTRALIA
35
Merauke
LAMPIRAN G4 CADANGAN, KAPASITAS DAN TERMINAL BATUBARA MAKSIMAL KAPASITAS PENGANGKUTAN (DWT)
Tanjung Redep* 5.000 Tanjung Bara 200.000 B l o r o* 8.000 Loa Tebu* 8.000
COAL RESERVE (%) PROVEN = 6.9 billion ton MEASURED = 12.4 billion ton TOTAL = 19.3 billion ton R/P = 147 years
Balikpapan 60.000 Tanah Merah 20.000
5.0
M SU
9.3
RA AT
12.2
KALIMANTAN
10.6
55.1
IRIAN JAYA
SULAWESI JAVA
North Pulau Laut 150.000 IBT – 70.000
Tarahan 40.000
Sembilang* 7.500
Pulau Baai 35.000
Air Tawar* 7.500
Kertapati 10.000
Banjarmasin* 10.000
Teluk Bayur 35.000
South Pulau Laut
Catatan : * River Terminal
S a t u i* 5.000 Kelanis* 10.000
36
200.000
LAMPIRAN G5 TRANS ASEAN GAS PIPELINE (TAGP) MYANMAR
LAOS
LEGENDS
CHINA
Existing Pipeline Future Pipline Possible Interrconnections
THAILAND
Trans-ASEAN Interconnections 1. Dumai to Malacca 2. West Natuna to Duyong 3. East Natuna to Bangkok via Duyong and Bongkot 4. East Natuna to Luzon via Brunei 5. Block B to Bangkok via Bongkot 6. Pauh to Arun
Philippine Sea CAMBODIA VIETNAM Gulf of Thailand
Andaman Sea
PHILIPPINES
South China Sea
5
Straits of Malacca 6
2
3
PACIFIC OCEAN
4 Celebes Sea
1
MALAYSIA
INDONESIA
INDONESIA
Java Sea Banda Sea
INDIAN OCEAN
37
LAMPIRAN G6 RENCANA SARANA PENGANGKUTAN LEWAT KERETA API DAN TERMINAL BATUBARA KALIMANTAN
Mangkapadie(New Port)
East Kalimantan KPC CT Tg. Sengatta(New Port) Bontang CT
Central Kalimantan
Balikpapan CT BalikpapanII (New Port)
Tg. Batu(New Port) NPLCT Tg. Selatan(New Port) 38
IBT
LAMPIRAN G7 ASEAN POWER GRID Hanoi
Yangon
Ventiane
Manila Bangkok Phnom Penh
Bandar Sri Begawan Kuala Lumpur Singapura
Jakarta Keterangan: Power Grid Natural Gas Field 11 proyek Asean Power Grid: 1) Republik Rakyat Laos – Thailand; 2) Myanmar – Thailand; 3) Thailand – Kamboja; 4) Kamboja – Vietnam 5) Sumatra (Indonesia) – Penisular (Malaysia);
6) Peninsular (Malaysia) – Singapura; 7) Sumatra (Indonesia) – Singapura; 8) Batam (Indonesia) – Singapura; 9) Sabah/Sarawak (Malaysia) – Brunei; 10)Sabah/Sarawak (Malaysia) – Kalimantan Barat (Indonesia) 11) Philipina – Sabah/Sarawak (Malaysia)
39
LAMPIRAN H HARGA BBM BELUM MENCAPAI KEEKONOMIANNYA H A R G A JENIS BBM
1
BIAYA POKOK 1)
TERENDAH 3)
2005 2)
% PATOKAN
PATOKAN 3) (ICP = US$ 35/Bbl)
• M. Tanah - R. Tangga - Industri
2.413
848 4) 700 2.200
30%
2.790
• Premium
2.566
2.400
85%
2.870
• M. Solar - Transportasi - Industri
2.253
2.145 4) 2.100 2.200
75%
2.700
• M. Diesel
2.204
2.300
90%
2.660
• M. Bakar
2.048
2.300
100%
2.300
1.920
)
TERTINGGI 3)
2.600
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 tertinggi 3 ) Harga Patokan = (MOPS+15%) + PPN 10% + (PBBKB 5% untuk Premium dan Solar Transportasi) 4 ) Harga rata-rata Harga Terendah menggunakan ICP US$ 30/Bbl dan Harga Tertinggi US$ 40/Bbl Nilai Tukar = Rp. 8.900,-/US$
40
LAMPIRAN I PERBANDINGAN ELASTISITAS PEMAKAIAN ENERGI 1998-2003 2.00 1.84 1.69
1.50 1.36 1.16 1.05 1.00 0.73
0.47
0.50
0.26 0.17 0.10
Catatan: Diolah dari data BP Statistical Review of World Energy 2004 dan IMF World Monetary Outlook 2004
41
G ER M AN Y
O M G D KI N
ED
JA PA N
A
(0.03)
U N IT
U N IT
(0.50)
C AN AD
ST AT ES
ED
FR AN C E
E G AP O R
SI N
AL Y IT
LA N D TH AI
IW AN TA
IN D O N ES IA M AL AY SI A
(0.12)
LAMPIRAN J PROYEKSI ENERGI PRIMER INDONESIA DAMPAK KONSERVASI ENERGI 6,000.0
5,000.0
3,000.0
2,000.0
1,000.0
20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23 20 24 20 25
Juta SBM
4,000.0
Skenario Tanpa Konservasi
42
Skenario RIKEN
LAMPIRAN K ENERGI (PRIMER) MIX TIMPANG (2003) Gas bumi 26.5%
Batubara 14.1% PLTA 3.4% Panas bumi 1.4% EBT Lainnya 0.2%
Minyak bumi 54.4%
43
LAMPIRAN L1 PROYEKSI NERACA MINYAK BUMI 600.0
Asumsi: lapangan minyak siap produksi (Lampiran L2) 500.0
300.0 200.0 100.0 0.0 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20
Juta SBM
400.0
Produksi-BAU Impor-BAU Ekspor-Skenario Fiskal
Ekspor-BAU Impor-Skenario Efisiensi 44
Impor-Skenario Gas & Coal Produksi-Skenario Fiskal
LAMPIRAN L2 LAPANGAN SIAP PRODUKSI
• • • • • •
Cepu/Jawa Timur Jeruk/Jawa Timur West Seno/Selat Makasar Belanak/Natuna Petrochina Pertamina
45
: 170 ribu bph : 50 ribu bph : 27 ribu bph : 50 ribu bph : 25 ribu bph : 30,6 ribu bph
80 70 60 REVIEW
50 APBN-P
Subsidi/Biaya Pokok Produksi (%)
LAMPIRAN M PENURUNAN SUBSIDI BBM (2000-2005)
40 30 20 10 0 2000
2001
2002
2003
2004 *)
2005 **)
Waktu *) **)
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$35/bbl, kurs Rp.8.900/US$
46
LAMPIRAN N1 SASARAN ENERGI MIX NASIONAL 2025 ENERGI (PRIMER) MIX NASIONAL TAHUN 2003
Gas bumi 26.5% Batubara 14.1% PLTA 3.4% Panas bumi 1.4% EBT Lainnya 0.2%
ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025 (SKENARIO BaU)
ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025 (SKENARIO OPTIMALISASI) Minyak bumi 54.4%
Batubara 34.6%
PLTMH 0.216%
Panas bumi 1.1%
Gas bumi 20.6%
Biofuel 1.335%
Batubara 32.7%
PLTA 1.9%
Tenaga surya 0.020% PLTA 2.4% Panas bumi 3.8%
PLTMH 0.1%
OPTIMALISASI PENGELOLAAN ENERGI Minyak bumi 41.7%
47
Other 4.4%
Tenaga angin 0.028% Fuel cell 0.000% Biomassa 0.766%
Gas bumi 30.6% Nuklir 1.993% Minyak bumi 26.2%
LAMPIRAN N2 SASARAN OPTIMALISASI PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL 70.0
60.0
Upaya I 50.0
Upaya III Upaya II
%
40.0
32.7% 30.6% 26.2%
30.0
20.0
10.0
Upaya V
Upaya IV
4.4% 3.8% 2000
2005
MINYAK BUMI GAS BUMI BATUBARA
2010
2015
EBT LAINNYA PANAS BUMI PLTA 48
2020
2025
EKSPEKTASI Business as Usual
LAMPIRAN O ROADMAP BROWN COAL LIQUEFACTION (BCL)
• Design Pilot Plant • FS Demo Plant
• CP No.1 Beroperasi (6000 TPD) 8.1 MBOE/th • Konstruksi CP No.2
Pembangunan Demo Plant, 3000 TPD
Pembangunan Pilot Plant
Konstruksi CP No.3, 6000 TPD
• Demo Plant Beroperasi (3000 T/th) • FS dan Engineering Design CP
• CP No. 2 Beroperasi (6000 TPD) (8.1 MBOE/th)
Penambahan Reaktor 3000 TPD
Pilot Plant Beroperasi
• CP No. 3 Beroperasi (6000 TPD) (8.1 MBOE/th)
1 TPD
2005
2007 2006
2009 2008
2010
2011
2012
2013
2015 2014
Catatan : FS : Feasibility Study (Studi Kelayakan) CP : Commercial Plant
49
2016
2017
2018
2019
2021 2023 2025 2020 2022 2024
LAMPIRAN P1 ROADMAP PENGEMBANGAN PANAS BUMI 2004-2025
2004
2008
2012
2016
2020
807 MW (produksi)
2000 MW
3442 MW
4600 MW
6000 MW
1193 MW WKP yang ada
1442 MW WKP yang ada
1158 MW WKP yang ada + WKP baru
50
1400 MW WKP baru
2025 9500 MW (target)
3500 MW WKP baru
LAMPIRAN P2 ROADMAP ENERGI ANGIN 2005-2010 Market
Product
Technology
Pengguna Khusus dan onGrid 6-12c$/kWh
SKEA skala s/d 300 kW
SKEA skala menengah 300 kW (kandungan lokal tinggi)
R&D
low speed generator permanent magnet, advanced airfoil , light material and control systems
Pembuatan peta potensi energi angin global berdasarkan titik pengukuran
2010-2015
2015-2025
600 kW off grid, 25 MW on Grid terpasang 5-8c$/kWh
5 MW off grid 250 MW on Grid terpasang <5c$/kWh
SKEA skala s/d 750 kW
SKEA skala s/d > 1 MW
SKEA skala menegah/besar, 750 kW (kandungan lokal tinggi)
SKEA skala besar s/d > 1 MW (kandungan lokal tinggi)
low speed generator permanent magnet, advanced airfoil , light material and control systems
low speed generator permanent magnet, advanced airfoil , light material and control systems
Pembuatan peta potensi energi angin regional dan peta pengguna
51
Pembuatan peta potensi energi angin global berdasarkan titik pengukuran
LAMPIRAN P3.1 ROADMAP INDUSTRI ENERGI NUKLIR 2025 2005-2010
2011-2015
2016-2025 PLTN 1, 2, 3 & 4 beroperasi Tahun 2016, 2017, 2023 & 2024 4-5% listrik Jamali, < 4 cUS$/kWh
Market
Product
Technology /Eksplorasi
Desain pabrik pengolahan bahan dan elemen bakar nuklir
Eksplorasi daerah potensial di Indonesia Pemilihan teknologi bahan bakar nuklir
Teknologi reaktor dan sistem PLTN
Litbang teknologi daur bahan nuklir Litbang operasi dan perawatan PLTN
Kajian teknoekonomi bahan bakar nuklir
Desain sistem dan komponen PLTN
Rancang-bangun pabrikasi bahan bakar nuklir dan limbah
Persiapan pembangunan & operasi
R&D
Konstruksi PLTN 3 & 4 Tahun 2018 dan 2019
Konstruksi PLTN 1 & 2 Tahun 2010 dan 2011
Basis data untuk pengambilan kebijakan pengelolaan energi nuklir jangka panjang
Litbang keselamatan PLTN
Pemetaan cadangan uranium di seluruh wilayah Indonesia
52
Peta Cadangan Uranium di seluruh Indonesia
Desain dan rancang-bangun Sistem & komponen PLTN Pabrikasi bahan bakar nuklir dan proses pengolahan limbah
Litbang industri komponen PLTN
LAMPIRAN P3.2 ROADMAP PEMBANGUNAN ENERGI NUKLIR 2000-2025
Pembentukan “Owner” Sosialisasi PLTN
2000
Perencanaan Energi Nasional Opsi Nuklir
Konstruksi PLTN-2
Tender PLTN 3&4
Tender PLTN 1&2
Konstruksi PLTN-4 Operasi PLTN-4
Operasi PLTN-2
2005
2010
Keputusan Pembangunan PLTN
Konstruksi PLTN-1
2015
2020
Operasi PLTN-3
Operasi PLTN-1 Konstruksi PLTN-3
53
2025
LAMPIRAN P4.1 BIODIESEL TECHNOLOGY ROADMAP Year Market
2005-2010
2011-2015
Pemanfaatan Biodiesel Sebesar 2% Konsumsi Solar 720.000 kL
2016-2025
Pemanfaatan Biodiesel Sebesar 3% Konsumsi Solar 1.5 juta kL
Pemanfaatan Biodiesel Sebesar 5% Konsumsi Solar 4.7 juta kL
STANDARD BIODIESEL NASIONAL
Product
Technology
R&D
Biodiesel Sawit & Jarak Pagar
Biodiesel Sawit, Jarak Pagar, Tumbuhan lain. Etanol dari (ekses) gliserin
Demo Plant Kapasitas1 - 8 Ton/hari (300 - 3000 Ton/tahun)
Biodiesel dari minyak sawit, jarak pagar dan tumbuhan lain
Teknologi Blending, (bio-)teknologi (ekses) gliserin
High/superior performance Biodiesel (angka setan tinggi, titik tuang rendah)
“High Performance Biodiesel Product Commercial Plant”
Commercial Plant Kapasitas 30.000 s/d 100.000 Ton/tahun
Test Property, Performance Dan standarisasi
Plant Desain Enjiniring Optimasi Dan Modifikasi Desain plant
Test Property, Performance Dan standarisasi Teknologi Pembuatan aditif
54
LAMPIRAN P4.2 ROADMAP GASOHOL Year Market Product
2005 – 2010
2011-2015
Sosialisasi Gasohol E-10 di Jakarta dan kota besar lainnya ( 2%)
Penggunaan Gasohol sebesar 3% Konsumsi Bensin
Gasohol E-10 (Bioetanol dari molases & pati)
Gasohol (Bioetanol dari pati dan nira)
2016-2025 Penggunaan Gasohol sebesar 5% konsumsi Bensin Gasohol (Bioetanol dari lignoselulosa, pati, nira )
STANDARD GASOHOL NASIONAL
Technology
R&D
Produksi bioetanol 99,5% dengan teknik dehidrasi kimiawi dan molecular sieving berbahan baku molases dan pati skala 8 KL/hari s/d Skala komersial 60 KL/hari
Dehidrasi bioetanol dg zeolit 3A
Sumber daya Karbohidrat untuk bahan baku bioetanol
Produksi bietanol 99,5% dg laju produksi dan rasio energi tinggi berbahan baku pati dan nira pada skala komersial 60 KL/hari
Pengemb. Membrane utk dehidrasi
Teknologi Proses Fermentasi
Perbaikan Strain Yeast
55
Produksi bioetanol dari lignoselulosa pada skala komersial 60 KL/hari
Pengemb. serat selulosa sbg bahan baku bietanol & bahan bakar
LAMPIRAN P4.2 ROADMAP GASOHOL (2) Pengembangan demo plant 8 kL/hari
Pembangunan 25 plant @ 60kL/hari
Pembangunan 17 plant @ 60kL/hari
Pembangunan 13 plant @ 60kL/hari
Pembangunan 8 plant @ 60kL/hari
2005
2006
2008
2016
2011
56
2025
LAMPIRAN P4.3 ROADMAP BIO OIL Year Market Product
2005 – 2010
2011-2015
Sosialisasi dan Penggunaan Bio Oil di di Jawa Barat ( 2%)
Penggunaan Bio Oil sebesar 2% Konsumsi Minyak Bakar
Bio Oil (Crude)
R&D
Produksi bio oil untuk keperluan panas dengan teknologi pirolisa cepat skala semi komersial 8 ton/hari s/d Skala komersial 100 ton/hari Konversi 20-60% Model Reaktor Pirolisa Cepat
Standard Bio Oil untuk keperluan panas dan mesin
Produksi dan upgrading bio oil pada skala komersial 50-100 ton/hari Konversi 60-80%
Penambah an Solvent
Emulsifikasi Teknologi Pirolisa Cepat
Sumber daya limbah biomasa sebagai baku bio oil 57
Penggunaan Bio Oil sebesar 2,5% konsumsi Minyak Bakar & IDO Bio Oil (treated)
Bio Oil (treated)
Standard Bio Oil untuk Keperluan Panas
Technology
2016-2025
Standard Bio Oil untuk keperluan panas dan transportasi
Produksi dan upgrading bio oil pada skala komersial 50-100 ton/hari
Catalytic vapor cracking dan hydrotreating biooil
LAMPIRAN P4.3 ROADMAP BIO OIL (2) Pengembangan Upgrade Bio Oil
Pembangunan demo plant bio oil 1 ton bhn baku/jam Demo plant bio oil 100 kg bhn baku/jam
2005
Pembangunan demo plant bio oil 4 ton bhn baku/jam
2009
2011
2016
Produksi Bio Oil 400 juta liter
Produksi Bio Oil 700 juta liter
58
2025 Produksi Bio Oil 900 juta liter
LAMPIRAN P5.1 ROADMAP ENERGI SURYA Year
2005
2010
Market
Penggunaan khusus Telekomunikasi, dll $5/W
Residential, Microgrids $2/W
Product
Utilitas, grid $0.5-1/W
Special PV panel
High Eff cells
PV panels, System contgrol Criystallin and thin film
Crystalline
Special bateries components Single crystal wafers
High purity gases
HP Quartz glass
Silicon purification
Criystallin, thin film, and concentrator
Thin film
Batteries, components
R&D
Resources
2025
Building integrated PV, architetural glass $3/W
PV Panels, Batteries,controls dan sistem
PV cell, panels
Technology
2015
Investment
Semi Crystalline wafers Special coating
Supply chain 59
Metalorganic gases High purity Silicon $20/kg
Competence
LAMPIRAN P5.2 SASARAN PENGEMBANGAN PEMANFAATAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA 2005 - 2025 16.8 MWp
2005
17,1 MWp
25,6 MWp
2010
2015
60
11.1 MWp
2020 2020
2025
LAMPIRAN P6 ROADMAP FUEL CELL Year
2005
Market
Residential, Special usage
Micro Power Plants for Residential
Product
Modul PEFC 2- 5 kW LC 30-40 %
System PEFC 50 kW LC 50-70 %
Technology
2010
H2 storage, components
R&D
Resources
Utilitas, RS, Hotels
Portable Electronics
PEFC 50 kW, DMFC 100 W SOFC 50 KW
PEFC (LC 70-90%), DMFC (LC 40%) SOFC (LC 30-50%)
PEFC 50 kW, DMFC 100 W SOFC 50 KW
PEFC (LC 70-90%), DMFC(LC 70-80%) SOFC (LC 50-80%)
SOFC
Electrolite membranes
Control, pumps, H2 generators
carbonnized Tech.
2025 Vechile,
PEFC Temp <120 C
PEFC temp <80C
MEA electrodes
2015
low cost materials Ceramic metal joining
low cost graphite
Investment
catalyst
Supply chain 61
H2 Storage, low cost generators
Competence
LAMPIRAN Q1 KEBIJAKAN SUBSIDI HARGA BBM TENTATIF TAHAP I
TAHAP II
TAHAP III
TAHAP IV
TAHAP V
M. Tanah - Rumah Tangga
R
R
R
R
R
- Industri
R
R
R
R
NR
NR
Industri
2
Premium
R
R
R
R
SR/NR
NR
Angk. Pribadi, Angk. Umum, Motor/Ojek
3
M. Solar - Transportasi
R
R
R
R
R
- Industri
R
R
R
R
NR
NR
Industri, PLN, Pertambangan
4
M. Diesel
R
R
SR
NR
NR
NR
Industri, PLN, Angk. Laut Domestik Kapal Berbendera Asing, Kapal Tujuan Luar Negeri, Pertambangan
5
M. Bakar
R
R
NR
NR
NR
NR
Industri, PLN, Angk. Laut Domestik Kapal Berbendera Asing, Kapal Tujuan Luar Negeri, Pertambangan
6
Avtur
R
NR
NR
NR
NR
NR
Industri Penerbangan
7
Avgas
R
NR
NR
NR
NR
NR
Industri Penerbangan
No.
JENIS BBM
1
R = Regulated SR = Semi Regulated NR = Non Regulated Kategori BBM (Tahap II) Kategori Non BBM (Tahap III)
: : : : :
TAHAP SELANJUT -NYA R
R
Rumah Tangga, Usaha Kecil, komersial, nelayan tradisional
NR
Harga ditetapkan Pemerintah (masih mengandung subsidi harga) Harga menuju kepada harga keekonomian (masih mengandung subsidi harga) Harga Patokan (sudah tidak mengandung subsidi harga) Premium, M.Tanah, M.Solar, M.Diesel, M.Bakar M. Bakar, Avtur, Avgas, LPG, Pelumas, Aspal, Parasilin, dll
62
KONSUMEN
Angk. Pribadi, Angk. Umum, Angk. Laut, Kapal Penangkap ikan,
LAMPIRAN Q2 KEBIJAKAN PENYESUAIAN TARIF DASAR LISTRIK (TDL) Realisasi (karena perubahan nilai tukar)
Sen $/kWh
Rencana
Batas Atas (Cap)
TDL KEEKONOMIAN
Automatic Tariff Adjustment
X Bantuan Dana Investasi Pemerintah
Surplus untuk Dana Investasi
5,5 - 6
Batas Bawah (Floor)
Biaya Pokok Penyediaan Subsidi Listrik Terarah
PERTIMBANGAN EKONOMI
TDL rata-rata 3
TDL “Duafa” (s.d. 450 VA) 1 Tahun PERTIMBANGAN POLSOSKAM
63
LAMPIRAN Q3 GAMBARAN TAHAPAN RASIONALISASI HARGA BBM Rp/liter
Batas Atas (Cap) 3)
HARGA KEEKONOMIAN
Return Fee Pelaksana PSO
PERTIMBANGAN EKONOMI
BPP4) Subsidi BBM
H
aB g r a
BM
Batas Bawah (Floor)3)
ta -r a a t ra
, RT h na i) a k t rtas a y in spo M i ( tran d i bs olar u rs s Be yak M in BB M 2005
?
PENUGASAN PERTAMINA1)
2
2010
Tahun
)
PERTIMBANGAN POLSOSKAM 1 2
) Sesuai UU No.22/2001 penugasan PERTAMINA sampai November 2005 ) Penugasan PSO dapat kepada PERTAMINA atau lembaga lain
64
3
) Sesuai amandemen UU 22/2001 tentang Migas ) Saat ini mengacu pada MOPS + 15%
4
LAMPIRAN R1 KERANGKA REGULASI ENERGI REGULASI
KEBIJAKAN Domain
NONREGULASI
REGULASI KETEKNIKAN
REGULASI BISNIS
INFRASTRUKTUR TEKNOLOGI
KESELAMATAN
Aspek PEKERJA Materi
Makro (Institusi)
Ketentuan ttg a.l.: • Rencana Umum • Prioritas Pemanfaatan •DMO • Penggunaan Teknologi • Pembagian Wilayah • Penetapan Jaringan Nasional
Ketentuan ttg a.l.: • Perizinan • Harga jual dan pentarifan • Wilayah usaha
Menteri c.q Dirjen ybs
Menteri c.q Dirjen ybs*)
Ketentuan ttg a.l.: • Standarisasi • Pemberlakuan standar • K3
LINGKUNGAN
UMUM Ketentuan ttg a.l.: • Standarisasi • Pemberlakuan standar • Persyaratan instalasi
INSTALASI
Ketentuan ttg Ketentuan ttg a.l.: a.l.: • Standarisasi • Standarisasi • Pemberlakuan • Pemberlakuan standar standar • Kawasan Keselamatan • AMDAL Operasi (KKO) • Pengamanan Obyek Vital (Obvit)
Ketentuan ttg a.l.: • Badan Layanan Umum • Badan yg Mewakili kepemilikan pemerintah
Ketentuan ttg a.l.: • Akreditasi • Sertifikasi • Kalibrasi • Metrologi
Menteri c.q “Unit yang menangani pelayanan geologi”
Menteri c.q Dirjen ybs
Menteri c.q. Balitbang BPH MIGAS **)
Mikro (Korporasi/ Lembaga
Menteri c.q. Diklat
Mineral : BUMN (PT. Timah, PT. Aneka Tambang); Batubara : BUMN (PT.BA), Panas Bumi :BUMN ( - ) ; Migas : BUMN (PT. Pertamina, PT PGN) ; Listrik : BUMN (PT. PLN) ;
Non-BUMN (a.l. Rio Tinto, NMH) Non-BUMN (a.l. KPC, Arutmin) Non-BUMN (a.l. PT. Geo Dipa Energy) Non-BUMN (a.l. PT. CPI, Medco) Non-BUMN (PT. Indonesia Power, PT PJB, PT. PLN Batam, PT. Paiton Energy)
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)
65
• Lembaga Akreditasi • Lembaga Setifikasi
BP MIGAS (BHMN)
*) Kecuali regulasi ekonomi untuk : - Hilir Migas di semua wilayah **) Khusus untuk Hilir Migas di semua wilayah
LAMPIRAN R2 KONSTALASI INDUSTRI PRIMER–SEKUNDER INDUSTRI PRIMER Hulu (Mengangkat dari perut bumi)
Sumber Daya Migas
INDUSTRI SEKUNDER (Meningkatkan Nilai Tambah)
Hilir (Mengolah menjadi produk energi / logam batangan)
Migas Eksplorasi / Eksploitasi
Mineral dan Batubara (Minerba) Sumber Eksplorasi / Daya Eksploitasi Minerba
Pengolahan
Pengangkutan/ Transmisi
Penyimpanan / Penimbunan
Niaga
A
Produk lanjut
Trader Tanpa Aset Smelter
Angkutan Khusus
Penimbunan
Niaga
B
Produk lanjut
Niaga Sumber Daya Panas Bumi
Panas Bumi Eksploitasi / Produksi
Pembangkitan Listrik
Transmisi
Distribusi Listrik
Penjualan
Agen
“Domain” Menteri yang bertanggung jawab di bidang Energi dan Mineral 66
C
Pelanggan Listrik
Hasil : A. Produk Energi B. Produk Mineral (logam/emas batangan) C.Listrik
LAMPIRAN R3 TAKSONOMI BIDANG USAHA DALAM STRUKTUR INDUSTRI PERMINYAKAN NASIONAL Ekspor (Crude) Aliran Crude Oil Aliran BBM dan/atau Hasil Olahan Lainnya
Impor (Crude)
Usaha Eksplorasi
Eksploitasi
Impor (BBM)
Usaha Penyimpanan (Crude Oil) Oil)
Aliran Transaksi
Usaha Pengolahan
Usaha Pengangkutan
Usaha Penyimpanan
Usaha Niaga Umum (dengan Aset) Aset)
Usaha Niaga Terbatas tanpa Aset (Trader) Trader) Industri Hulu
Usaha Eksplorasi/Produksi yang dijual adalah produk
Industri Hilir
Usaha Pengolahan, Pengangkutan dan Penyimpanan yang dijual adalah jasanya, sedangkan untuk Usaha Penjualan yang dijual adalah produknya
67
Ekspor (Produk Kilang)
Konsumen
End Users
Aliran Gas KK : Konsumen Kecil KM : Konsumen Menengah KB : Konsumen Besar
LAMPIRAN R4 TAKSONOMI BIDANG USAHA DALAM STRUKTUR INDUSTRI GAS BUMI NASIONAL Usaha Pengolahan2)
Usaha Pengangkutan2)
Usaha Penyimpanan2)
Usaha Niaga2)
(Pembedaan Konsumen Berdasarkan Kuantitas) Usaha
Pengapalan
Tanpa Aset
Receiving Terminal
Kilang LNG
Eksplorasi/Eksploitasi
Impor LNG LPG
Transmisi
Dengan Aset
Kilang LPG
Niaga Umum (Usaha Penjualan)
Distribusi Eksplorasi
Trader
Ekspor LNG LPG Gas
KK, KM, KB (melalui pipa atau bejana khusus)
Eksploitasi1) Angkutan Laut/ Darat
Storage
Pembotolan
KK,KM,KB KK,KM,KB KB
Angkutan Laut/ Darat CNG 3)
Industri Hulu
Industri Hilir
68
End Users
LAMPIRAN R5 PRINSIP – PRINSIP PENGATURAN INDUSTRI HILIR MIGAS PASAR “REGULATED”
PASAR “REGULATED”
Market Rules Gas Pipa dan BBM (Regulated/ Bersubsidi)
Market Rules “Others”
Fungsi Pengatur
Fungsi Pengatur
Fungsi Pengawas
Fungsi Pengawas Pengawasan
Pengawasan
Kondisi Pasar Pengaturan Gas Pipa
Kondisi Pasar Pengaturan “Others”
Oleh BPH – Migas (Pasal 46)
Oleh Menteri ESDM cq. Dirjen Migas
(Badan Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian BBM dan Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui Pipa)
69
LAMPIRAN R6 REGULASI INDUSTRI HILIR MIGAS : PRINSIP-PRINSIP PENANGANAN BARANG PUBLIK (PUBLIC GOODS) JENIS
REGULASI KETEKNIKAN *)
KEBIJAKAN
REGULASI USAHA **) YANG MENGATUR
YANG MENGAWASI
OBLIGATION TO SUPPLY
PENETAPAN PENYIDIKAN HARGA THD JUAL/ PENCURIAN/ TARIF***) PENGOPLOSAN
YANG MENGATUR
YANG MENGAWASI
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
BPH-Migas
Pertamina +)
Keppres
POLRI/PPNS ++)
BPH-Migas
Pertamina +)
Keppres
POLRI/PPNS ++)
BPH-Migas
Pertamina +)
Keppres
POLRI/PPNS ++)
BBM (Regulated) a.Premium
MESDM
b.Solar
MESDM
c.Minyak Tanah
MESDM
BBM (Non-Regulated) Pertamax
MESDM
MESDM cq. DiJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
BPH-Migas
Produsen
Pertamina/ Elnusa
POLRI/PPNS ++)
BBG (Regulated) Gas Kota
MESDM
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
BPH-Migas
BPH-Migas
Utilitas Gas (PGN)
Kepmen MESDM
POLRI/PPNS ++)
BBG (Non-Regulated) LPG
MESDM
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
MESDM cq. DJMigas
Produsen
Pertamina
POLRI/PPNS++)
Keterangan : *) Standar Mutu dan Keselamatan Migas **) Standar Pelayanan dan Harga Jual ***) Penetapan Kisaran harga oleh pemerintah
+) ++)
Penugasan selama masa transisi (s.d. Nopember 2005), sesuai UU 22/2001 Pasal 62 Sesuai UU 22/2001 Pasal 50
70
LAMPIRAN R7 TAKSONOMI BIDANG USAHA DALAM STRUKTUR INDUSTRI PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (UU No 15 Tahun 1985)
P
T
D
BU Pembangkitan
Dimiliki oleh PLN Dimiliki oleh Sektor Swasta
71
Konsumen
LAMPIRAN S KELEMBAGAAN BIDANG ENERGI Komunitas Industri Energi
Komunitas Ristek
Balitbang ESDM (Pengembangan)
Indigenous Tech.
Universitas (Riset Dasar) Lembaga (Riset Terapan) BPPT (Pengkajian Teknologi)
Tec h nolog y Pol icy
Pertamina PTBA PGN PLN Swasta
Tech. content
Imported Tech. Catatan : Usulan MESDM ini telah disetujui dalam paparan untuk Landmark Teknologi di BPPT 72
Pengembangan Kebijakan Ristek
Imported Tech.
