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 Produksi migas sejak tahun 2001 didominasi gas bumi
Realitas Energi Indonesia Sejak tahun 2004 mulai menjadi Importir minyak.
Beban impor minyak Indonesia dapat dikurangi melalui konversi minyak ke gas bumi
MBOE
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.
• Pemenuhan energi nasional dilakukan melalui strategi bauran energi (KEN ditetapkan dengan PP No. 79 Tahun 2014).
Rasio cadangan – produksi minyak Indonesia menyisakan 12 tahun sedangkan gas bumi 37,9 tahun (BP World Energy Review, 2015) Sumber: RIJTGBN, PGN, Booz (2013), Diolah
24 % 22 % 49 %
22 % 25 %
20 %
• 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.
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.
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
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. Sumber: KESDM, 2015
Tantangan Optimalisasi Gas Bumi Domestik Tantangan sepanjang rantai nilai gas bumi dan tata kelola gas bumi
1
Fluktuasi produksi gas bumi di hulu (volume, harga, waktu produksi)
2
Tidak terintegrasinya perencanaan infrastruktur gas bumi nasional
3
Tidak menariknya skema pengembangan infrastruktur
4
Tidak meratanya demand antar wilayah dan antar segmen pengguna
5
Regulasi yang tidak sesuai dengan kebutuhan sektor
Konsep mengatasi tantangan: Penyelarasan aspek pasokan – permintaan – infrastruktur – harga dengan dukungan perbaikan regulasi
Solusi Menjawab Tantangan Pengelolaan Gas Bumi
Sinkronisasi Perencanaan Nasional •
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.
•
Revitalisasi Pupuk
Rencana Kelistrikan
Rencana Induk Infrastruktur Gas Bumi
Neraca Gas Bumi Indonesia
+
+
RoadMap Klasterisasi Industri
• 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.
Perbaikan Regulasi 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
Proses revisi
4 Perpres No.40/2016
1
3
4 PP No. 36/2004
PP No. 30/2009 *
4
Aspek Alokasi dan Niaga Permen ESDM No. 06/2016
Permen ESDM No. 40/2016
3 2
4
Permen ESDM No. 07/2005
Aspek Niaga dan Pengusahaan
Aspek Infrastruktur
Peraturan BPH No. 15/2016
Peraturan BPH No. 15/2008
4
Peraturan BPH No. 8/2013
Proses revisi
* Kebijakan perubahan pengaturan harga BBM & gas bumi domestik yang ditetapkan oleh pemerintah sesuai hasil judicial review MK
Permen ESDM No. 19/2009
Proses revisi
Pengelolaan Hilir Gas Bumi secara Terintegrasi Perubahan Pola Penyaluran dari Point to Point ke Sistem Grid
Point to Point
Penyaluran melalui Pipa
Single Gas Source
Bulk Customer
Grid Portofolio Pasok
Portofolio Infrastruktur
Portofolio Demand
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)
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.
Perbaikan Pengaturan Harga Gas Bumi Tahapan Pelaksanaan Penyesuaian Harga Gas Domestik Kompetitif 1
Rasionalisasi
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
2
Pengelolaan Disparitas
3
Implementasi skema agregasi harga untuk mengelola disparitas harga gas seiring perubahan dari pola penyaluran point to point menuju sistem Grid.
Alokasi Untuk Nilai Tambah
Pembedaan harga untuk setiap segmen industri dengan prioritas pada sektor industri dengan nilai tambah terbesar.
Pengelolaan Disparitas Akurasi Alokasi
2
3
1d
4
1c Pengaturan
1a
Optimasi Keekonomian
Evaluasi Kewajaran
Tata Kelola Gas
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; Sistem – Tata Kelola Gas
Penetapan
1b
4
Strategi Harga Gas Domestik Kompetitif
Peran PGN menuju Ketahanan Energi Nasional
Pengelolaan Terintegrasi
GSPA
GTA
Gas Sales and Purchase Agreement
Gas Transportation Agreement (Toll Fee)
Off-Takers
Transporter Pipa Transmisi
Hulu Industri dan Pembangkit Listrik
GSA Gas Sales Agreement (Gas Price)
Komersial
Distributor/Wholesale FSRU
Jaringan Distribusi
Pengelolaan terintegrasi melalui penyediaan gas bumi secara bundled service (infrastruktur dan molekul gas bumi) dan pengembangan infrastruktur sampai ke pengguna akhir.
Rumah Tangga
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.
Transportasi CNG Station MRU
12
Penyediaan Pasokan Gas dari Berbagai Sumber
Bontang LNG Pertagas
1,595 MMscfd Volume pengelolaan distribution and transmission PGN pada 9M-2016
Inti Daya Latu Prima Ex. Jambi Merang
Tangguh LNG
Pertamina EP Asset 1 P. Susu Field
Pertamina EP Asset 1 Benggala 1 Field
Conoco Phillips Corridor PSC
PHE WMO West Madura Offshore PSC
Pertamina EP Asset 2 South Sumatera
Santos Madura Offshore PSC BBG&WNE, IKD, SNR Ex TSB
Pertamina TAC Ellipse Jatirarangon TAC Pertamina EP Asset 3
Lapindo Brantas Brantas PSC
Husky CNOOC Ex. Madura Strait PSC
Gagas Energi Indonesia Ex. WMO PSC
Conventional Gas Sources, Major Gas Suppliers Conventional Gas Sources LNG Sources
Penyediaan dari berbagai sumber pasok untuk menjamin kehandalan penyaluran gas bumi ke Pelanggan akhir
Pengembangan Infrastruktur Pipeline dan Beyond Pipeline Infrastruktur
PGN
saat
ini
merepresentasikan
± 80% dari seluruh infrastruktur gas hilir Indonesia Medan Pipa Transmisi
Gas Kota Tarakan
Batam Pekanbaru
Gas Kota Sorong
1
2 Palembang
5
3
4 Lampung
Pipa Transmisi Grissik – Duri
2
Pipa Transmisi Grissik – Batam – Singapore
3
Pipa Transmisi SSWJ
4
FSRU Jawa Barat (NR) FSRU Lampung
6
Pipa Transmisi Kalija Tahap I
5 MRU (DKI, Gresik, Bandung)
Jawa Bagian Timur
Jawa Bagian Barat
1
5
Jawa Bagian Tengah
FSRU Lampung
Pertambahan Panjang Pipa
FSRU Jawa Barat
Kilometer
Jaringan Distribusi Pipa Transmisi Eksisting Rencana Pipa FSRU
6
11 SPBG (Batam, Lampung, DKI, Bogor, Surabaya, Cilegon)
1 Cluster CNG (Jateng)
5845
5853
2011
2012
7026
6014
6067
2013
2014
2015
7278
2016
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
