PetroGas Wira Jatim
PEMENUHAN DEFISIENSI GAS DI JAWA TIMUR Tantangan dan Kesempatan Bagi Industri Energi Nasional Abdul Muid dan Untung Suryanto*, Petrogas Wira Jatim - Surabaya
Abstrak Pemerintah Provinsi Jawa Timur sedang menghadapi masalah defisiensi energi listrik yang semakin mendesak untuk segera dipenuhi. Hal ini disebabkan oleh meningkatnya pertumbuhan industri di sepanjang pantai utara Jawa Timur meliputi Kabupaten Tuban, Lamongan, Gresik dan Surabaya. Pada saat ini pemasok terbesar gas terbesar adalah KPS BP Kangean disusul oleh Lapindo Brantas dan Kodeco meskipun ketiganya belum bisa memenuhi kebutuhan gas Jawa Timur mulai tahun 2003 ini. Worst case menunjukkan defisiensi gas sampai sekitar 200 MMCF/D di tahun 2004 dan 2005. Sebagai suatu perusahaan energi nasional milik Pemerintah Daerah Provinsi Jawa Timur, Petrogas Wira Jatim ditugasi untuk mencari solusi terpadu terhadap kekurangan pasokan gas bumi bersama-sama dengan semua pihak terkait (stakeholders). BP Indonesia dan Mobil Cepu Ltd. sedang menunggu keputusan Pemerintah untuk ijin perpanjangan kontrak di wilayah kerja Cepu dan Kangean sehingga program pengembangan lapangan gas mereka masih belum mulai dilakukan. Alternatif lain adalah pemanfaatan energi geothermal dan pembangunan fasilitas de-gasifikasi LNG dari Kalimantan Timur Bontang atau Papua Tangguh dimana penghitungan keekonomiannya sedang dilakukan. Hasil sementara menunjukkan prospek yang ekonomis dan perlu dipertimbangkan dengan cermat. Paper ini merupakan sumbang saran Petrogas Wira Jatim kepada Pemerintah c.q. Dirjen Migas untuk mendapatkan pertimbangan dalam menyusun strategi pemenuhan energi di Jawa Timur. Dalam kondisi seperti ini, timbul kesempatan luas bagi para pengusaha nasional memanfaatkan peluang usaha. Petrogas Wira Jatim sebagai badan usaha Pemda Jawa Timur telah siap beraliansi dengan badan usaha lainnya seperti Pertamina, PLN, PGN maupun para KPS untuk bersama-sama memenuhi kebutuhan pasokan gas bumi di Jawa Timur secara business to business (B to B).
Prakata Gubernur Jawa Timur telah meminta agar Pemerintah Pusat menangani kelangkaan gas di Jatim yang cukup serius karena pasokan dari PSC BP Kangean, Lapindo dan Kodeco sangat menurun sehingga sejumlah industri mengalami gangguan produksi. Hal ini telah langsung ditanggapi oleh pihak BPMigas yang menjelaskan kondisi terkini mengenai supply dan demand di Provinsi Jatim. Sebagai BUMD milik Pemerintah Provinsi Jawa Timur yang bergerak di bidang migas dan industri
1
pendukungnya, PT. PetroGas Wira Jatim merasa terpanggil untuk ikut menyumbangkan pikiran dan segala kemampuan baik tenaga professional maupun finansial untuk ikut mengatasi permasalahan berkurangnya pasokan gas yang telah berakibat pada kerugian bagi industri dan masyarakat Jatim. Pembahasan ini akan dimulai dengan topik East Java Gas Demand & Subsidi Pemerintah, Penyediaan Gas saat ini sebagai (probable case), peranan Petrogas Wira Jatim dalam penyediaan gas, dan akhirnya strategi pemenuhan kebutuhan gas yang terdiri dari East Java onshore/offshore gas development, gas degassification dan pengembangan energi panasbumi. Hal terakhir ini merupakan pemikiran teknis dari berbagai kemungkinan penggunaan energi terbarukan yang perlu ditindak lanjuti oleh para stakeholders terutama dari sisi ke ekonomian untuk perhitungan cost vs. benefit bagi semua pihak yang memutuskan untuk ikut aktif dalam pemenuhan kebutuhan energi yang bersumber pada fossil maupun non fossil fuel.
Kebutuhan Gas di Jawa Timur dan Subsidi Pemerintah Kebutuhan gas alam untuk industri dan energi listrik di Jawa Timur sangat tinggi seiring dengan pertumbuhan industri disepanjang pantai utara Jawa Timur meliputi Tuban, Lamongan, Gresik dan Surabaya. Sedangkan pemasok gas terbesar saat ini hanyalah dari Kangean PSC yang saat ini dioperasikan oleh BP Indonesia. Beberapa kali dalam setahun terakhir ini mengalami gangguan operasional sehingga pasok gas ke industri di Jawa Timur mengalami gangguan yang cukup significant tanpa ada kompensasi serta resiko yang berarti dari pihak supplier. Maka diperlukan suatu strategi kedepan untuk tidak hanya mengandalkan satu pemasok dan satu jenis energi saja (single source concept). Sementara gas bumi dapat pula dimanfaatkan untuk industri petrokimia dan industri non power lainnya, kebutuhan energi alternative menjadi lebih menonjol. Konsumen utama gas di Jawa Timur adalah Perusahaan Listrik Negara (PLN) Gresik, Petrokimia Gresik (PKG) Tahap I dan PKG Tahap II, Perusahaan Gas Negara (PGN) dan PLN Grati. Konsumen terbesar adalah PLN dengan lebih dari 50% kebutuhan gas di Jatim; selanjutnya disusul PGN yang terus menunjukkan peningkatan kebutuhan yang significant. Saat ini kemampuan pasok gas dari existing supplier (PSC Kangean yang dioperasikan oleh BP Indonesia) hanya tinggal sekitar 150 MMSCFD sedangkan kebutuhan pasar mencapai sekitar 400 MMSCFD sehingga terjadi defisit kekurangan gas sebesar 250 MMSCFD. Kekurangan ini ditutup oleh Lapindo Brantas (sekitar 70 MMCF/D), Kodeco Poleng (sekitar 25 MMCF/D) dan oleh Pertamina/Negara dengan membakar minyak solar yang harus disubsidi. Profile demand dan supply gas di Jawa Timur sejak tahun 1997 dapat digambarkan sbb (dikompilasikan dari berbagai sumber):
2
Gambar 1 --Skenario A. MobilExxon Cepu onstream di tahun 2005.
Demand and Supply Gas in East Java
800
MobilExxonCepu Santos
700
Amerada Hess Lapindo
500
Kodeco Pag
400 300
Grati PKGII
200 100
PGN PKG 20
10 20
09
08 20
07
06
20
20
05 20
04 20
03 20
02
01
20
20
00
99
20
19
98 19
97
0 19
Gresik
Year
Gambar 2--Skenario B. TerangSirasun Gas onstream di tahun 2005.
Demand and Supply Gas in East Java MobilExxonCepu T-S Amerada Hess Santos
800 700 500
Lapindo Kodeco Pag Grati PKGII
400 300 200 100
10
20
09
20
08
20
07
20
06
20
05
04
20
03
20
20
02
01
20
20
00
20
99
19
19
98
0 97
MMSCFD
600
19
MMSCFD
600
PGN PKG Gresik
Year
3
Dari gambar 1 dan 2 diatas dapat dilihat bahwa terhitung akhir tahun 2002 maka Jawa Timur sudah mulai kurang pasokan gas bagi industri dan kebutuhan listrik. Apabila tidak ada pengembangan lapangan baru untuk mendukung defisiensi gas dari lapangan BP Kangean, MobilExxon Cepu, ConocoPhillips Ketapang maupun Lapindo Brantas Wunut cluster maka diperkirakan sampai tahun 2010 Jawa Timur akan terus membakar minyak diesel untuk memenuhi kebutuhan energinya. Perhitungan subsidi secara kasar (data sekunder) akibat berkurangnya pasokan gas di Jatim adalah sbb : Harga diesel di Singapore : US$ 5.6 / mmbtu Harga jual Pertamina : US$ 2.1 / mmbtu Subsidi Pemerintah : US$ 3.5 / mmbtu Sementara itu Harga Gas : US$ 3.5 / mmbtu (dimana Pemerintah mendapatkan profit sharing dari penjualan gas tsb) Karena kekurangan gas di Jatim mencapai 250 MMSCFD (250 Juta Standar Cubic Feet Per Day) yang kurang lebih sama dengan 250 BBTU (250 Milyard British Thermal Unit) maka jika industri / PLN di Jatim membeli minyak diesel dengan harga US$ 2.1/mmbtu, subsidi yang harus dibayar Pemerintah adalah US$ 3.5 * 250,000 = US$ 875,000.00 / day (Delapan ratus tujuh puluh lima ribu US Dollar per day). Subsidi tersebut akan terus berjalan secara fluktuatif sampai dipenuhinya kebutuhan gas di Jatim yang diperkirakan baru bisa dipenuhi secara keseluruhan di tahun 2010. Resiko yang lain adalah pemadaman pembangkit PLN yang berimplikasi pada pemadaman bergilir di kalangan masyarakat.
Cadangan Gas di Jawa Timur Dari studi awal yang kita miliki ( published data mid 2002 ) beberapa lapangan yang potensial untuk dikembangkan guna mengisi kekurangan supply gas adalah sebagai berikut : PSC
Lapangan
Potensial Rate
On Stream
Amerada Hess Santos BP Kangean EMOI Cepu
Pangkah Oyong/Maleo Terang/Sirasun Jambaran/Cendana
60 MMSCFD 100 MMSCFD 300 MMSCFD 300 MMSCFD
2006 2006 2007 2008
Studi tersebut didasarkan atas survey existing gas market yang telah terbukti dan belum mengantisipasi adanya penambahan-penambahan baru kebutuhan listrik dan industri 4
dengan skenario kasus-kasus pertumbuhan ekonomi yang optimis. Di tahun 2008 ada indikasi surplus, sehingga posisi BP Indonesia di Terang Sirasun & EMOI Cepu di lapangan Jambaran / Cendana berlaku back to back / saling menggantikan. Artinya, jika PSC Terang Sirasun tidak diperpanjang, maka Lapangan Jambaran / Cendana harus dikembangkan, demikian pula sebaliknya. Lapangan lain yang bisa langsung dikembangkan tanpa ada kerumitan kontrak seperti kasus BPI di Kangean & EMOI di Cepu adalah lapangan milik Pertamina di Kedung Tuban & Randu Blatung Jateng, ConocoPhillips Ketapang, Santos Oyong/Maleo Madura Strait, Amerada Hess Pangkah dan kemungkinan pengembangan lapangan gas Pertamina Suci di Gresik. Alternatif lain, khususnya untuk memenuhi kebutuhan listrik adalah degasifikasi gas dari luar Jatim, pipanisasi gas dan pengembangan panas bumi (geothermal) yang ada di Jawa Timur seperti Gunung Ijen & Gunung Willis yang pernah disurvei pendahuluan. Berikut adalah garis besar beberapa solusi alternative untuk memenuhi kekurangan pasokan gas di Jatim dengan inti dari solusi ini jangka pendek dan jangka panjang berdasarkan skala prioritas: 1. 2. 3. 4.
East Java Onshore/Offshore Gas Development Project Pipanisasi Gas Kalimantan Timur De-gasification dari LNG Kalimantan Timur East Java Geothermal Development
Asumsi Kebutuhan Gas Pertumbuhan ekonomi yang mulai tumbuh di Jatim/Jateng seiring dengan pertumbuhan kebutuhan akan energi listrik, gas kota dan petrochemical. Dengan assumi pertumbuhan kebutuhan listrik 8-10% per tahun maka untuk Jatim dibutuhkan tambahan 500 MMSCFD gas supply. Dengan demikian tersedia space market yang cukup besar untuk market gas di Jatim. Jarak Cepu dengan Jatim tidak lebih dari 120 km yang bisa disupply dengan onshore pipeline terintegrasi dengan supply ke PLN, PGN dan Petrokimia Gresik. Kecuali itu juga terbuka market untuk Pabrik Semen di Tuban dan Gresik untuk kebutuhan plant. Power plant Tambak Lorok di Semarang saat ini mempunyai kapasitas 300 MW dan ada kemungkinan ditingkatkan lagi menjadi 600 MW, dengan perkiraan supply saat ini 200 MMSCFD dengan kemungkinan masih bisa ditingkatkan lagi menjadi 400 MMSCFD. Saat ini power plant tersebut masih menggunakan minyak diesel sebagai bahan bakar, yang masih disubsidi dengan pemerintah. Dari gambaran tersebut diatas, tersedia space market yang cukup di Jateng Tambak Lorok yang saat ini diincar oleh Muriah PSC (BP) untuk disupply gas dari Lapangan Kepodang dengan supply pipa lebih dari 175 km
5
offshore dengan harga lebih dari 3 USD/MBTU onsite. Jarak Cepu dan Kedung Tuban Field ke Semarang tidak lebih dari 130 km. Kedua option market ke Jateng dan Jatim akan memberi peluang space market sekitar 700 MMSCFD starting 2007. Suatu jumlah market yang sangat potential dan dapat menggerakkan perekonomian rakyat setempat dan meningkatkan pendapatan negara.
Strategi Pemenuhan Kebutuhan Gas Jawa Timur Setelah membahas kondisi terkni maka akan kita bahas dan teliti kondisi pasokan di Jawa Timur dengan beberapa alternative sumber pasokan kebutuhan gas bumi.
1. Proyek Pengembangan Gas di Jawa Timur Kawasan Jawa Timur/Tengah tepatnya di Kab Bojonegoro dan Kab Blora mempunyai sumber cadangan gas alam yang sangat besar. Lokasi Cepu Block ( lampiran 1) saat ini dikelola melalui kontrak TAC oleh MobilExxon Cepu Ltd (MCL). Block gas lainnya dikuasai oleh PetroChina dan Pertamina. Dari data geologi dan geofisika yang selama ini ada, terindentifikasi cadangan gas di area tersebut sbb :
Block
Company
Cadangan (BSCF)
Cepu Kedung Tuban Suci Randu Blatung
MCL Pertamina Pertamina Pertamina
1250 1200 200 400
Total Gas
3050 BSCF (P1-P3)
(data dikumpulkan dari berbagai sumber)
Scenario Pengembangan
6
Skenario I : pengembangan akan terkonsentrasi di lapangan Cepu Block yang sudah tersedia infrastructur dari oil development sehingga diharapkan lebih efisien untuk target market di Jatim melalui supply pipa 24” 130 km dengan kapasitas produksi 300 MMSCFD. Perkiraan cadangan terbukti gas dari Block Cepu sebesar 1250 BSCF, cukup untuk supply 300 MMSCFD selama kurang lebih 10 tahun. Skenarion II : pengembangan untuk menunjang kelangsungan supply skenario I adalah pengembangan di Suci Fields yang mempunyai cadangan sekitar 200 BSCF hot tap dengan existing pipeline Bojonegoro-Jatim melalui pipa 18” 40 km dengan plateau 300 MMSCFD selama 5 tahun lagi sehingga total suplay ke Jatim 300 MMSCFD selama 15 tahun. Skenario III: meliputi integrasi pengembangan Kedung Tuban Field yang sebagian wilayah kerjanya dimiliki oleh MCL dan Pertamina, ditambah pengembangan lapangan Randu Blatung yang mempunyai reserves sekitar, 1600 BSCF. Potensi rate sekitar 300 MMSCFD ke Tambak Lorok Semarang dengan 24” diamater sepanjang 120 km. Akan lebih baik kalau associated gas dari MCL oil late development diikutkan dalam tahap pengembangan ini yang mempunyai potensi tambahan sekitar 100 MMSCFD selama 5 tahun. Sehingga total pengembangan gas ke market sector barat sekitar 300 MMSCFD selama 15 tahun.
Estimasi Beaya
Perkiraan biaya meliputi jumlah sumur, production facilities, cluster, flowline, pipeline, central processing plant, support . Dev. Cost,MM Opex,MM
Skenario I, 290 30
Skenario II 290 30
Skenario III 145 20
Detail perhitungan cost dapat dilihat dalam Tabel 1 berikut ini.
Field Project
Facilities
Cepu Block
KTB/RD
Suci
MCL
PN/MCL
PN
Skenario I
Skenario III
Skenario II
7
Well
Delineation Wells
3
3
2
Dev Wells
8
8
6
Unit Cost, MMUSD
5
5
5
Total Cost, MMUSD
55
55
40
Cluster
4
4
3
Unit Cost, MMUSD
10
10
10
Total Cost, MMUSD
40
40
30
Process
CPF
25
25
25
Production
Production Facilities
10
10
10
F/L
Flow Line
10
10
10
Pipe
Pipeline 24"
125
125
20
Other
GPA, House,
25
25
10
TOTAL
290
290
145
Facilities
2. Pipa Transmissi Kaltim-Jatim Setelah sukses dengan program pipa transmissi Grissik –Duri 28” – 536 km di tahun 1998 dan transmissi Grissk-Batam-Skra 28”- 470 km di bulan Agustus tahun 2003, maka PGN akan melanjutkan membangun jaringan pipa transmissi dan distribusi PTGI ( Pipa Transmissi Gas terpadu Indonesia) di Sumatera Selatan-Jawa Barat (SSWJ) dan extended SSWJ yang direncanakan selesai tahun 2006. Khusus untuk Jawa Timur mulai Oktober tahun 2003 akan dilakukan Feasibility Study untuk membandingkan pembangunan 1100 km pipa transmissi dari Bontang ke GresikJawa Timur (1100 km) dengan estimasi beaya sedikitnya US$ 800 juta. Investasi awal yang sebesar ini jelas membutuhkan feasibility studi yang handal dan dipercaya mengingat kebutuhan dana yang tidak mudah didapat dan nilai keekonomiannya yang belum tentu mendukung. Selain beaya investasi awal yang tinggi, system pipa transmissi mengharuskan konsumen di Jawa Timur untuk menggantungkan pada satu sumber gas di Kaltim yang dapat “ menyandera” masyarakat dan industri pemakai tanpa memberikan fleksibiltas cukup jika terjadi penurunan harga gas di tempat lain. PGN belum dapat memberikan gambaran kapan selesainya pembangunan pipa Kaltim-Jatim ini sementara kekurangan pasokan gas semakin nyata sejak tahun ini di Jatim.
8
Kami sangat mengharapkan agar PGN dapat mengajak Petrogas untuk bersama-sama melakukan studi pendahuluan sehingga hasilnya dpat lebih diimplementasikan sesuai dengan kondisi setempat.
3. De-Gasifikasi LNG Impor Salah satu opsi untuk menanggulangi kekurangan pasokan gas di Jawa Timur saat ini adalah membangun de-gasifikasi LNG yang dipasok dari Bontang, Kalimantan Timur. Studi awal menunjukkan bahwa dengan harga beli US$ 2.50/MMBTU FOB Bontang, kapasitas produksi 375 BBTU/D akan memberikan harga jual US$ 3.15/MMBTU. Harga ini masih relatif lebih rendah dibandingkan dengan harga HSD sebesar US$ 5.60/MMBTU. Sedangkan dengan menggunakan harga gas FOB Qatar yang $1.50/MMBTU, freight cost $0.46/MMBTU dan lain-lainnya akan menghasilkan harga jual sekitar $ 2.60/MMBTU atau 21 % saving yang sangat signifikan.
Tabel 2 PEMANFAATAN GAS DI INDONESIA TAHUN 2002 Domestik MMCFD Pupuk&Petrokimia
Persentase
734.60
8.80
84.60
1.00
LPG
73.70
0.90
PLN
408.00
4.90
7.50
0.10
547.30
6.60
Kilang
Semen Pembangkit Listrik Industri Baja Industri lainnya Penggunaan sendiri Dibakar (dibuang)
82.60
1.00
177.60
2.10
1,020.40
12.20
424.50
5.10
3,660.80
42.70
LNG
4,082.00
54.50
LPG
6.60
0.10
Total domestik
Ekspor
Gas Total ekspor
104.80
2.70
4,183.40
57.30
Sumber: Kompas, 8 Juli, 2003
9
Analisa sensitivitas yang dapat mempengaruhi parameter kelayakan ekonomi dalam studi LNG ini adalah : • • • •
Perubahan harga jual gas dengan variable tetap lainnya Perubahan harga beli LNG FOB dengan variable tetap lainnya Perubahan freight cost LNG dengan variable tetap lainnya Perubahan Total Capital Investment dengan variable tetap lainnya
Dari hasil analisa sensitivitas diatas dapat disimpulkan bahwa hasil evaluasi keekonomian masih menunjukkan hasil yang layak untuk investasi jangka panjang karena NPV (8%) masih positif, IRR diatas suku bunga bank dan profitability index (PI) diatas 1. Meskipun keekonomian LNG ex Bontang agak marginal. Oleh karena itu disarankan agar terminal LNG regasifikasi harus segera dibangun untuk menutup gas defisiensi pasokan gas di Jawa Timur. Pemerintah melalui Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral baru-baru ini menegaskan bahwa LNG tidak akan dijual murah keluar negeri tetapi akan lebih dimanfaatkan untuk kepentingan domestik. Hal ini karena harga gas yang berlaku dipasaran luar negeri seperti Qatar, lebih rendah dari pada harga FOB dalam negeri sehingga sulit bersaing secara ekonomis. Meskipun memerlukan investasi awal yang besar (US$ 400 jutaan) namun demikian keunggulan LNG degasifikasi terutama terletak pada fleksibilitas sumber pasokan dibandingkan dengan pasokan melalui pipa gas yang khusus hanya bisa menerima dari Kalimantan Timur. Pihak PGN mengatakan bahwa LNG degasifikasi di P. Jawa merupakan alternatif yang perlu dipertimbangkan. Pada saat ini PT Petrogas Wira Jatim telah merencanakan untuk membangun suatu fasilitas shore base di daerah Paciran, Kabupaten Lamongan yang akan merupakan pangkalan bagi operasi migas yang terletak di lepas pantai utara Jawa Timur. Lamongan dipilih karena posisinya yang strategis di kawasan pantai utara Jawa Timur dengan kondisi pantai laut yang ideal untuk suatu pelabuhan khusus migas dan jaraknya relatif dekat dengan potensial gas market PLN dan Petrokimia Gresik. Hanya diperlukan pipa sepanjang 30 km. dengan ukuran 20” langsung ke konsumen. Kami telah melakukan analisa keekonomian dan masih dianggap menarik untuk dikembangkan lebih lanjut. Namun demikian, perlu lebih lanjut dikaji bersama oleh pihak yang terkait. Para key players seperti PLN, PGN, BPMigas, BATUR dan Pertamina hendaknya dilibatkan sejak dari proses awal sehingga dapat diterima oleh semua pihak
4. Energi Geothermal Salah satu strategi menanggulangi defisiensi gas di Jawa Timur adalah dengan memanfaatkan semua potensi energi alternatif di Jawa Timur dari gas, hydro, maupun 10
geothermal. Potensi geothermal menurut catatan Lab Geothermal ITB adalah sekitar 708 Mwe yang tersebar di sekitar G. Argopura, G. Arjuna dan G. Ijen. Energi geothermal mempunyai beberapa keuntungan antara lain : Merupakan sumber energi yang terbarukan Merupakan sumber energi sangat ramah lingkungan Dapat dikembangkan secara bertahap sesuai dengan kebutuhan Base Load dan tidak tergantung musim dengan tingkat effesiensi serta reliability tinggi Dapat dimanfaatkan langsung maupun tidak langsung Energi Alternatif untuk kebutuhan domestik Biaya pemeliharaan relatif kecil Dapat dikombinasikan dengan object wisata
Gb. 3 Beberapa lokasi geothermal Jawa Timur
PKG
MADURA
PLN
SURABAYA PGN ORF
Arjuna
EAST JAVA
Ijen Argopura
BALI LOMBOK
•East Java Total Potential = 708 MW • Unit Cost = $ 220 MM for 2X55 MW • Unit Price US$ 0.4-0.6/kwh • Mengatasi Gas Defisiensi • Reserves Indonesia 20000 Mwe Equivalent 9 BBOE • 4% Utilization only
11
Dengan mendorong penggunaan geothermal untuk pembangkit listrik maka memberi peluang diversifikasi energi gas untuk petrochemical, sehingga memberi peluang multiplier effect yang lebih besar bagi pertumbuhan ekonomi rakyat Jatim. Studi awal pada tahun 1997 di Gunung Ijen, Bondowoso menunjukkan bahwa 7 kawah telah diidentifikasi : Bolalo, Tiwi, Kamojang, Coso, Wairakei, Oohaki dan the Geysers menunjukkan bahwa potensi power density factor berkisar antara 16.3 sampai 44.8 megawatt electricity/km2 (MWe/km2) bercirikan high temperature- volcanic hosted systems yang mampu dieksploitasi antara 7 sampai 30 tahun dengan estimated kapasitas 165 MWe. Namun beberapa tantangan yang perlu mendapat perhatian adalah Investasi Panas Bumi membutuhkan modal besar Berada di tempat terpencil sehingga membutuhkan tambahan infrastructure jaringan listrik Memerlukan peralatan khusus karena temperature tinggi dan korosif Dengan masih adanya subsidi BBM masih belum kompetitive Maka pemerintah melalui UU Panas Bumi hendaknya memberikan beberapa kemudahan untuk usaha panas bumi antara lain : Hak pengusahaan panas bumi disuatu wilayah kerja baik langsung maupun tidak langsung, pemerintah pusat maupun pemerintah daerah dapat menunjuk badan usaha milik swasta atau daerah melalui lelang terbuka. Izin wilayah kerja panas bumi izin diberikan oleh Pemda, sedangkan untuk wilayah kerja yang mencakup dua daerah izin diberikan oleh pemerintah pusat Sesuai ketentuan UU No 25/99, pembagian keuntungan adalah 20% Pemerintah Pusat dan 80% Pemerintah Daerah. Khusus untuk pembangkit listrik, pembagian keuntungan adalah 30% Pusat dan 70% Daerah Sebagai gambaran bahwa cadangan Indonesia dibidang geothermal setara dengan cadangan minyak 9 milyar ekuivalent gas dengan masa produksi 30 tahun dan hanya dimanfaatkan sampai saat ini 4% saja. Maka dibutuhkan terobosan kebijakan Pemerintah Pusat dan Daerah untuk mendorong pengusaha terjun dibidang geothermal. Beberapa parameter keekonomian adalah sbb : Development Cost US$ 2000/kw – US$ 3000/kw Investasi sumur US$ 2 MM – US$ 3 MM O&M 2 Cent – 3 Cent per KWH Pajak-pajak 44% ROR 20% jika harga jualnya sebesar 5 Cent/Kwh Ekonomic screening bisnis geothermal ini cukup menarik jika harga jual ke PLN sekitar US$ 0.05/kwh, namun justru inilah yang menjadi kendala karena PLN menghendaki
12
harga lebih rendah yaitu maksimum US$ 0.04/kwh. Jika hambatan tariff ini dapat diatasi oleh pihak PLN sebagai single power purchaser jelas akan membuat prospek geothermal di Jawa Timur akan lebih menarik bagi para investor baru. Selain faktor keekonomian, faktor lingkungan harus mendapat pertimbangan utama karena energi panas bumi adalah energi bersih lingkungan terbarukan sehingga berhak memperoleh kredit “carbon” . Petrogas Wira Jatim sebagai kepanjangan tangan pemerintah daerah pada saat ini akan melakukan feasibility studi dengan pihak Bappeda Jawa Timur untuk langkah awal. Kelak hasilnya dapat ditawarkan kepada investor panas bumi yang bersedia bekerjasama saling menguntungkan dalam tahap ekplorasi dan eksploitasi selanjutnya. Pola kerjasama operasi ini akan mengacu kepada UU 25/99. Karena RUU Panasbumi masih dalam tahap pembicaraan akhir dengan pihak DPR, pada saat ini belum ada pedoman khusus untuk pengusahaan energi geothermal seperti halnya batubara (KepMen 1453K/29/MEM/2000) yang diagram pengusahaannya dapat dilihat pada gambar 3 dibawah ini. Dalam konteks penyusunan undang-undang panas bumi, menurut hemat kami sudah selayaknya penanganan energi panas bumi dapat diperlakukan seperti pengusahaan batubara dengan memberikan sebagian besar kewenangan pengaturan dan perijinan untuk menggalakkan investasi local dengan memangkas jalur birokrasi.
PEMDA JATIM
Petrogas
PLN
PPA
Joint Venture
Investor (Amoseas/Unocal)
Joint Operation Contract
GSDM (Geologi Sumber Daya Mineral)
Gb.3 POLA KERJASAMA GEOTHERMAL JATIM
13
Potensi Geothermal di Jatim. A. Status Eksplorasi Rinci dan Eksplorasi Pendahuluan NO
NAMA PROSPEK
STATUS SAAT INI TAHAP NO.
KEGIATAN
1
G. Argopuro / G. Iyang
2
Eksplorasi Rinci
2
Telogo Ngebel/G.Wilis
2
Eksplorasi Rinci
3
G. Arjuno/ G. Welirang
2
Eksplorasi Rinci
4
G. Lamongan
2
Eksplorasi Rinci
5
G. Ijen
2
Eksplorasi Rinci
6
Pacitan
1
Eksplorasi Pendahuluan
7
Tirtosari
1
Eksplorasi Pendahuluan
8
Canggar-Tulungrejo
1
Eksplorasi Pendahuluan
9
Songgoriti
1
Eksplorasi Pendahuluan
10
G. Pandan
1
Eksplorasi Pendahuluan
B. Status Terduga No.
NAMA PROSPEK
JENIS RESERVOIR Dominasi air
LUAS (km2)
Temperatur (oC)
20
200
1
G. Argopuro/G. Iyang
2
G. Arjuno/G. Welirang
Dominasi air
20
200
3
G. Lamongan
Dominasi air
10
220
4
G. Ijen
Dominasi air
10
250
5
Telogo Ngebel/G. Wilis
Dominasi air
13
225
Perkiraan Cadangan Status Terduga No.
NAMA PROSPEK
POTENSI (Mwe)
1
G. Argopuro/G. Iyang
114
2
G. Arjuno/G. Welirang
114
3
G. Lamongan
114
4
G. Ijen
199
5
Telogo Ngebel/G. Wilis
167
TOTAL
708
14
Posisi PT. Petrogas Wira Jatim Salah satu alasan dibentuknya PWJ adalah mengelola asset energi Pemprov Jatim dan ikut mencari solusi terhadap berbagai permasalahan energi dengan mendapatkan asset cadangan gas dan minyak yang akan dikembangkan sendiri atau secara patungan secara optimal. Beberapa masalah pokok yang telah kita coba identifikasi dan segera dikembangkan strategi perusahaan untuk menjawab pertanyaan berikut: 1. Jika PSC Extension tidak disetujui Pemerintah Indonesia kepada BP Kangean tersebut, langkah apa yang harus dilakukan ? 2. Apakah MCL mampu menggantikan peran BP untuk mengatasi defisiensi gas ? 3. Bagaimana peran PSC – PSC yang lain? 4. Apakah ada energi alternative ataupun terobosan lainnya yang dapat segera mengatasi kesenjangan antara supply dan demand gas di Jawa Timur? Guna menghadapi tantangan di atas, selain didukung oleh tenaga profesional dibidangnya, PT. PWJ sejak sekarang sudah menyiapkan back-up financial dari berbagai pihak. PT Petrogas sudah mendapatkan surat jaminan (guarantee Letter) dukungan dana dari berbagai sumber berdasarkan skenario diatas.
Penutup dan Saran Guna segera mengakhiri defisiensi gas sebagai sumber energi di Jatim tersebut, Petrogas merekomendasikan sebagai berikut: PT Petrogas Wira Jatim (PWJ) diberi kesempatan yang sama (level playing field) untuk berusaha secara maksimal memenuhi kebutuhan energi di Jawa Timur dengan akuisisi wilayah kerja di daerah yang komersial. Sekitar 14 wilayah kerja komersial dengan 11 operator PSC termasuk Pertamina terletak di daerah Jawa Timur sementara 8 WK baru telah diberikan kepada operator PSC yang pada saat paper ini disusun belum jelas benar siapa saja operator tersebut dan bagaimana ketentuan kontraknya. Yang jelas bagi kami bahwa minat operator/investor migas tidak pernah surut untuk mendapatkan wilayah kerja di Jawa Timur. Operating cost PWJ relatif rendah sehingga membuat ladang-ladang migas marginal dan tua seperti lapangan tua peninggalan perusahaan Belanda di Kab. Tuban masih dapat secara ekonomis di eksploitasikan kembali. Kepmen mengenai lapangan tua di Jatim (dan Jawa tengah) hendaknya diamandemen untuk memberikan kesempatan pengusahaan secara professional modern.
15
Masalah perpanjangan PSC adalah hak preogatif Pemerintah Pusat yang sebaiknya diprioritaskan terutama dalam kasus BP Kangean sehingga ada kepastian hukum bagi operator PSC terkait. Namun demikian kami juga menghimbau agar Management BP Kangean bersikap akomodatif patriotis terhadap kepentingan Pemerintah. Sementara dalam kasus MCL Cepu, kami mengharap agar segera ada solusi akhir setelah mengikuti jalannya negosiasi melalui media sehingga benefitnya dapat segera dinikmati rakyat setempat. Kebutuhan pasokan energi di Jatim sangat nyata dan perlu segera dipenuhi. Opsi untuk membuat de-gasifikasi plant di Lamongan Jawa Timur dengan “mengimpor” LNG dari Kalimantan Timur perlu diuji dan segera direalisasikan untuk memenuhi defisiensi gas yang semakin besar. Dibandingkan dengan pipa transmissi Kaltim-Jatim, moda transportasi LNG ini dapat disupply dari berbagai sumber dan tidak tergantung dari Kalimantan Timur saja. Petrogas siap membantu dalam bidang EPCC dan membantu mencarikan sumber pendanaan. Pemerintah Daerah perlu segera membuat feasibility studi dan hasilnya di promosikan untuk mengundang investor geothermal yang berminat untuk segera melakukan usaha eksplorasi dan produksi karena diperlukan 7 tahun untuk sampai pada tahap produksi. RUU Pabum hendaknya meberikan kewenangan lebih besar kepada Pemerintah Daerah karena sifat pabum yang tidak eksportable dan site spesifik. Karena harga gas di Jatim dipengaruhi juga toll fee pipa gas antara Pagerungan – Porong – Gresik yang dikelola oleh PT. Trans Java Pipeline (PT. TJP), maka dispute yang terjadi antara Pertamina & PT. TJP harus segera diselesaikan secara arif dengan semangat winwin. Semakin lama dispute berlangsung maka semakin menderita masyarakat dan industri Jatim sementara para litigation lawyer dari kedua belah pihak akan semakin sejahtera.
Ucapan terimakasih Paper ini disusun oleh team ahli Petrogas Wira Jatim sebagai strategi perusahaan sekaligus sebagai sumbang saran kepada pimpinan Pemerintah Daerah Jawa Timur maupun kepada Pemerintah dalam hal ini para pimpinan Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral. Kami berterimakasih kepada semua pihak yang telah memberikan input dan dukungan data sehinga paper ini disusun untuk dipresentasikan di forum symposium IATMI 2003. Besar harapan kami bahwa kemajuan kesejahteraan rakyat Jawa Timur yang ditunjang oleh partisipasi aktif dalam eksplorasi dan eksploitasi migas akan didukung oleh para pelaku professional seperti para anggota IATMI.
16
Daftar Pustaka
Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral, 2002, Himpunan Peraturan Perundangundangan Otonomi Derah dan Peraturaan Pelaksanaan di Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral, 674 hal. Gubernur Jatim minta Pemerintah…, Harian Kompas, 12 September 2003, hal.13. Mahaka Elektra Nusantara-Calenergy International Ltd, 1997, Ijen Geothermal Development East Java Province, Java. Pusat Informasi Energi, Departemen Energi dam Sumber Daya Mineral, 2002, Prakiraan Energi Indonesia 2010, 135 hal. Pusat Informasi Energi, Departemen Energi dam Sumber Daya Mineral, 2002, Buku Pegangan Statistik Ekonomi Energi Indonesia 2002, 98 hal. Rencana Pengembangan Infrastruktur Gas Bumi di Indonesia Oleh PGN (Persero), 2003, Seminar Nasional Community Development di Industri Migas, IATMI Komsar Bandung. Petrogas Wira Jatim / Wira Engineering PT, 2003, Lamongan LNG Receiving and Regasification Terminals, an internal study and report.
17
