INDONESIA PATHWAY 2050 CALCULATOR: PENYEDIAAN MINYAK DAN GAS BUMI. Ariana Soemanto

INDONESIA PATHWAY 2050 CALCULATOR: PENYEDIAAN MINYAK DAN GAS BUMI Ariana Soemanto Biro Perencanaan dan Kerja Sama - Sekretariat Jenderal KESDM ariana@esdm.go.id S A R I Melakukan perencanaan energi dengan energy modelling dapat dilakukan dengan berbagai tools populer, antara lain MARKAL dan LEAP. Namun, ada juga "Calculator 2050" yang merupakan energy modelling tools berbasis excel yang kemudian dikonversi menjadi bentuk webtool yang dikembangkan oleh The Department of Energy and Climate Change of the United Kingdom (DECC-UK). Kelebihan dari Calculator 2050 selain berbentuk web based dan bisa diakses siapapun, juga memberikan keleluasaan bagi siapapun untuk menciptakan skenario perencanaan energi ke depan sesuai versi atau kebutuhan masing-masing, dimana didalamnya mencakup supply and demand of fossil energy. Supply side dari fossil energy mencakup pengembangan minyak dan gas bumi (termasuk unconventional gas) di Indonesia selama ini, dan bagaimana membuat skenario pengembangan ke depan pada Indonesia Calculator 2050. Demand side dari fossil energy Indonesia mencakup policy, konsumsi, harga, dan infrastruktur serta obstacle yang dihadapi. Kata kunci : Calculator 2050, minyak, gas bumi, supply and demand 1. PENDAHULUAN "Calculator 2050" merupakan webtool untuk membuat skenario pengembangan energi dan dampak emisi gas rumah kaca (GRK) suatu negara sampai dengan tahun 2050. Calculator 2050 berisi pilihan skenario pengembangan berbagai macam komoditi energi, pembangkit listrik, dan perilaku konsumen energi pada tahun 2050. Setiap orang atau negara dapat membuat skenario pengembangan energi pada tahun 2050 sesuai dengan selera masing-masing dan melihat bagaimana dampak emisi GRK yang akan ditimbulkan dari pilihan skenarionya. Pilihan skenario akan tercermin dari level 1 hingga level 4 yang rencananya akan dikembangkan sebagai berikut: Skenario level 1: pengembangan supply dan demand energi yang pesimis atau tidak ada pengembangan dari kondisi saat ini. Skenario level 2: pengembangan supply dan demand energi dengan upaya realistis berdasarkan pengalaman selama ini. Skenario level 3: pengembangan supply dan demand energi dengan upaya optimis Pemerintah yang dapat dicapai dengan extra effort. Skenario level 4: pengembangan supply dan demand energi dengan skenario extraoptimistic berdasarkan potensi energi maksimum yang dimiliki dan diasumsikan tidak ada kendala apapun dalam pengembangannya (zero obstacle). Skenario level 2 dan level 3 merupakan area skenario yang most likely dilakukan Pemerintah berdasarkan Kebijakan Energi Nasional (KEN), Draft Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), dan Draft Rencana Strategis (Renstra) Indonesia 2050 Pathway Calculator (I2050PC): Penyediaan Minyak dan Gas Bumi ; Ariana Soemanto 19

Kementerian ESDM 2015-2019. Skenario level 1 dan level 4 memberi keleluasaan bagi para pengguna (users) Calculator 2050 untuk membuat skenarionya secara bebas diluar skenario Pemerintah. Hal ini berdasarkan pada rasionalitas dan pengetahuannya masingmasing, yang pada akhirnya dapat menjadi masukan bagi Pemerintah dalam membuat kebijakan di bidang energi. Beberapa hal utama yang membuat Calculator 2050 sangat bermanfaat, antara lain: Mengetahui pathway pengembangan energi, baik dari sisi supply maupun demand, sejak kondisi saat ini (exsisting) hingga tahun 2050 yang dilakukan oleh Pemerintah (skenario level 2 dan 3) Mengetahui perkiraan kapan supply energi dalam negeri akan habis Mengetahui perkiraan kapan Indonesia akan impor energi Mengetahui dampak emisi GRK yang ditimbulkan dari pengembangan supply (pasokan) dan demand (permintaa n) energy Mengajak masyarakat untuk membuat skenario pengembangan energi dan memberikan rekomendasi kepada Pemerintah Aspek pengelolaan energi yang disentuh oleh Indonesia Calculator 2050 mencakup sisi supply dan demand. Tulisan ini difokuskan pada bagaimana energy supply dapat memenuhi energy demand, khususnya energi fosil minyak dan gas bumi (migas). Meskipun kebijakan pengembangan energi ke depan diutamakan kepada energi baru dan terbarukan, namun energi fosil tetap terus dioptimalkan dengan memegang prinsip pemanfaatan untuk domestik secara maksimal. Energi fosil yang dimaksud adalah migas dan batubara, yang sudah dikembangkan sejak lama, serta Coal Bed Methane (CBM) dan Shale Gas yang baru mulai dikembangkan namun belum berproduksi secara komersial dan masif. Pada Indonesia Calculator 2050, skenario pengembangan migas, batubara, CBM, dan shale gas berdasarkan kondisi saat ini dan rencana pengembangan jangka menengah dengan project dan policy yang sudah konfirmatif. Prediksi skenario sampai dengan tahun 2050 adalah bagaimana perkiraan pengembangan energi fosil tersebut, yang dilengkapi dengan penjelasan kondisi yang mendukung tercapainya skenario tersebut. 2. BASIC POLICY ENERGI KE DEPAN Keterkaitan antara berbagai kebijakan Pemerintah dalam pengembangan energi ke depan, baik Peraturan Pemerintah No. 79/2014 tentang KEN, Draft Renstra Kementerian ESDM 2015-2019, maupun yang disampaikan langsung oleh high level leader di Pemerintahan, antara lain: Percepatan pengembangan energi baru dan terbarukan, dengan memiliki sumber daya (resources) yang besar namun pemanfaatan masih minim, dan diversifikasi bahan bakar minyak ke energi non-minyak. Mengoptimalkan produksi migas untuk pemenuhan energi dalam negeri, termasuk migas non-konvensional seperti CBM dan Shale Gas. Mengurangi impor BBM untuk menjaga ketahanan energi nasional dan menjaga neraca perdagangan. Mempercepat pembangunan infrastruktur energi untuk mendukung pemenuhan energi domestik. Mengendalikan produksi dan ekspor batubara, dan meningkatkan pemanfaatannya untuk dalam negeri. Melakukan konservasi energi baik di sisi supply maupun demand. 3. KONDISI UMUM ENERGI INDONESIA Dahulu Indonesia dikenal sebagai negara yang kaya akan migas, terutama minyak bumi. Migas menjadi tulang punggung atau mayoritas sumber penerimaan negara pada Anggaran Pendapatan Belanja Negara (APBN). Namun, seiring dengan penurunan produksi minyak bumi, maka 20 M&E, Vol. 12, No. 4, Desember 2014

kontribusinya pada APBN juga menurun, meskipun masih tetap menjadi andalan, yaitu sekitar Rp. 305 triliun atau 21% dari total penerimaan negara tahun 2013. Saat ini, Indonesia lebih tepat dikatakan sebagai negara yang "kaya akan keanekaragaman energi", baik energi fosil maupun energi baru dan terbarukan. Sebut saja migas, batubara, CBM, shale gas, panas bumi, bahan bakar nabati, tenaga surya, air, angin, arus/gelombang laut, dan nuklir. Jika dibandingkan dengan negara penghasil minyak di timur tengah, sebenarnya produksi energi fosil Indonesia cukup besar yaitu 7,1 juta barrel of oil equivalent (boe) pada tahun 2013, namun tidak dalam bentuk minyak saja, melainkan terdiri dari migas dan batubara. 4. MINYAK BUMI Performa cadangan dan produksi minyak bumi relatif menurun sejak puncak produksi minyak Indonesia ke-2, yaitu sebesar 1,6 juta barrels per day (bpd) tahun 1995 (Gambar 1). Hal ini disebabkan karena selain usia lapangan minyak Indonesia yang sudah tua, gangguan produksi, dan faktor non-teknis, serta belum ditemukannya lagi cadangan minyak besar (big fish) selain Blok Cepu. Cadangan minyak bumi Indonesia tahun 2013 sebesar 7,55 miliar barel, terdiri dari cadangan terbukti sebesar 3,69 miliar barel dan potensial sebesar 3,86 miliar barel. Kinerja eksplorasi atau upaya penemuan cadangan perlu lebih Gambar 1. Perkembangan produksi migas Indonesia Indonesia 2050 Pathway Calculator (I2050PC): Penyediaan Minyak dan Gas Bumi ; Ariana Soemanto 21

digalakkan, karena jumlah barel minyak yang diproduksi dalam setahun tidak dapat diimbangi dengan jumlah barel penemuan cadangan baru. Reserves to production ratio (R/P) tahun 2013 sekitar 0,53, padahal idealnya R/P = 1. Produksi minyak bumi tahun 2013 sebesar 824 ribu bpd, sehingga dengan asumsi tidak ada penemuan cadangan minyak bumi, maka usia minyak bumi Indonesia hanya sekitar 12 tahun (berdasarkan cadangan terbukti). Pada September 2014 ini, produksi minyak bumi hanya mencapai 788 ribu Barrels of Oil per Day (BOPD) atau 3,67% di bawah dari target pada APBN-P 2014, yaitu sebesar 818 ribu bpd. Dari produksi minyak tersebut, hanya sekitar 60% yang dimanfaatkan untuk input kilang BBM domestik, selebihnya dimanfaatkan untuk ekspor. Ekspor minyak mentah Indonesia dilakukan ke beberapa negara antara lain Jepang, USA, Korea, Taiwan, dan Singapura. Indonesia juga melakukan impor minyak mentah sebagai input kilang BBM dalam negeri, antara lain dari negara Arab Saudi, Azerbaijan, Brunei, Angola, dan Nigeria. Sedangkan impor dalam bentuk produk BBM antara lain berasal dari Singapura, Korea Selatan, Malaysia, Kuwait, China, dan India. 5. KILANG DAN BBM Kapasitas kilang BBM Indonesia sebesar 1,16 juta bpd, yang mengolah minyak mentah sehingga menghasilkan BBM sekitar 649 ribu bpd. Padahal kebutuhan BBM lebih dari 1,3 juta bpd (Gambar 2). Sehingga diperlukan impor BBM sekitar 600 ribu bpd dengan nilai fantastis, yaitu lebih dari Rp. 1 triliun per hari. Skenario pengembangan kilang BBM jangka menengah, yaitu rencana penyelesaian kilang dengan skema Public Private Partnership (PPP) di Bontang yang ditargetkan akan selesai pada tahun 2019. Konsumsi BBM di Indonesia terbesar berasal dari sektor transportasi. Sekitar 63% konsumsi BBM sektor transportasi merupakan BBM bersubsidi yang pada APBN-P 2014 kuotanya Gambar 2. Kebutuhan BBM dan Kilang Minyak Indonesia 22 M&E, Vol. 12, No. 4, Desember 2014

sebesar 46 juta Kilo Liter (KL). Padahal realisasi BBM bersubsidi tahun 2013 saja sudah 46,5 juta KL. Sehingga dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi dan konsumsi energi akibat bertambahnya jumlah kendaraan, maka seyogyanya pada tahun 2014 konsumsi BBM pasti akan lebih tinggi dari realisasi tahun 2013. 6. GAS BUMI Gas bumi Indonesia diharapkan dapat mengkompensasi menurunnya produksi minyak bumi. Cadangan gas bumi tahun 2013 sebesar 150,4 TSCF, dengan cadangan terbukti sebesar 101,5 TSCF dan cadangan potensial sebesar 48,9 TSCF. Produksi gas bumi Indonesia pada tahun 2013 adalah sebesar 8.130 mmscfd. Artinya, dengan asumsi tidak adanya penemuan cadangan gas baru, maka usia gas bumi Indonesia sekitar 34 tahun lagi (berdasarkan cadangan terbukti). Yang menarik dari pengelolaan gas bumi Indonesia adalah tantangan pemenuhan kebutuhan domestik. Bukti konkrit Pemerintah dalam memenuhi demand gas dalam negeri adalah porsi penyaluran gas bumi domestik yang semakin meningkat setiap tahunnya dari tahun 2003 sebesar 25% menjadi 57% pada tahun 2014. Sebaliknya, porsi penyaluran untuk ekspor relatif menurun. Sebagaimana pada Gambar 3 di bawah ini, bahwa terjadi lonjakan ekspor pada tahun 2010 yang disebabkan karena mulai beroperasinya LNG Tangguh Train 1 dan 2, dengan pengiriman utama ke Fujian, China pada pertengahan tahun 2009, namun puncak ekspor mulai terjadi di tahun 2010. Pada tahun 2011, porsi ekspor kembali menurun seiring dengan meningkatnya penyaluran untuk kebutuhan domestik. Yang menarik dari kebijakan Pemerintah ini adalah untuk pertama kali dalam sejarah Indonesia, mulai tahun 2013 penyaluran gas untuk domestik lebih besar daripada ekspor. Dalam rangka meningkatkan pemanfaatan gas bumi domestik, maka dilakukan pembangunan infrastruktur gas secara masif, antara lain Floating Storage Regasification Unit (FSRU), LNG Receiving Terminal, dan pipa transmisi gas. Beberapa infrastruktur gas bumi strategis yang telah dibangun, antara lain FSRU Jawa Barat 3 metric ton per annum (MTPA) dan FSRU Gambar 3. Pemenuhan gas bumi domestik dan ekspor Indonesia 2050 Pathway Calculator (I2050PC): Penyediaan Minyak dan Gas Bumi ; Ariana Soemanto 23

Lampung 3 MTPA. Selain itu, terdapat rencana LNG Regasification Unit Arun 3 MTPA dan pipa transmisi gas Arun-Belawan, yang dibangun oleh Pertamina dan diharapkan dapat beroperasi pada akhir tahun 2014 atau awal tahun 2015. Peresmian pembangunan ruas pipa gas bumi Kalija I (Kepodang-Semarang) oleh Presiden RI telah dilaksanakan pada tanggal 14 Maret 2014. Ruas pipa tersebut merupakan tahap awal pembangunan pipa Kalija (Bontang-Semarang), yang ditargetkan dapat beroperasi pada tahun 2015. Di samping pipa transmisi gas Kepodang- Semarang, beberapa infrastruktur gas lainnya yang masih dalam proses persiapan pembangunan antara lain LNG Donggi-Senoro, LNG Masela, LNG Tangguh Train-3, Floating Storage Cilegon, FSRU Jawa Tengah, Pipa transmisi gas Cirebon-Semarang, pipa Gresik- Semarang, dan Pipa Cirebon-Bekasi. Gas bumi dalam negeri dimanfaatkan untuk meningkatkan lifting minyak, pabrik pupuk, pembangkit listrik, industri, transportasi, dan rumah tangga. Mayoritas gas bumi domestik diserap oleh sektor industri, kemudian ketenagalistrikan, pupuk, dan lifting minyak. Pemanfaatan untuk transportasi (SPBG) dan rumah tangga (jaringan gas kota) masih kecil, kecuali LPG yang konsumsinya terus meningkat. Pada sektor pembangkit listrik, dari rencana penjualan tahun 2014 sebesar 198 TWh, sekitar 23% dihasilkan dari pembangkit listrik berbahan bakar gas dengan kebutuhan gas sekitar 1.160 mmscfd. Sedangkan porsi BBM sebesar 9,7% dengan kebutuhan sekitar 5,7 juta KL. Adapun key performance indicators (KPI) pembangkitan adalah bagaimana menurunkan porsi BBM pada energy mix pembangkit. Dalam enam tahun terakhir porsi BBM untuk pembangkit listrik telah berhasil diturunkan dari 25% pada tahun 2009 menjadi 9,7% pada tahun 2014. Dalam lima tahun ke depan penurunan akan terus dilakukan dan pada tahun 2019 ditargetkan sebesar 8,18%. Pemanfaatan gas untuk transportasi perlu digalakkan dengan pembangunan SPBG. Sampai dengan tahun 2013, total pembangunan SPBG dan jumlah SPBG eksisting yang dibangun melalui pendanaan APBN maupun swasta sebanyak 29 SPBG dan 2 Mobile Refueling Unit (MRU). SPBG dan MRU tersebut tersebar di wilayah Jabodetabek, Palembang, Surabaya, Semarang, Balikpapan, dan Riau. Tahun 2014 direncanakan pembangunan SPBG sebanyak 40 unit dan MRU sebanyak 8 unit, di mana 15 SPBG dan 1 MRU yang menggunakan dana APBN. Jumlah kumulatif pembangunan hingga tahun 2014 menjadi 69 SPBG dan 10 MRU. Rencana ke depan, pada periode 2015-2019 akan dilakukan pembangunan SPBG dengan pendanaan APBN sebanyak sepuluh SPBG atau dua SPBG per tahun. Selain itu, pada periode 2015-2019 juga direncanakan pembangunan SPBG oleh PGN (sebanyak 69 SPBG) dan Pertamina (sebanyak 39 SPBG). Sementara itu, rencana penyediaan gas untuk SPBG juga telah dialokasikan sekitar 40-58 mmscfd. Pembangunan jaringan gas kota (jargas) merupakan program strategis dalam rangka diversifikasi energi dari minyak tanah ke gas yang dilakukan melalui pendanaan APBN. Program jargas melalui APBN dilakukan sejak tahun 2008, yaitu dimulai dengan pelaksanaan font end engineering design (FEED) dan design engineering for detail construction (DEDC). Sejak pembangunan fisik jargas pertama kali dilaksanakan tahun 2009 hingga tahun 2013, telah diselesaikan di 17 kota dengan peruntukan bagi 73.511 sambungan rumah (SR), dimana 989 SR dilakukan oleh BUMN di Palembang dan Tarakan. Pembangunan jargas pada periode 2015-2019 rencananya dilakukan di sepuluh lokasi atau dua lokasi per tahun melalui pendanaan APBN. Di samping itu, juga direncanakan pembangunan jargas oleh PGN (sebanyak 172 lokasi) dan Pertamina (sebanyak 28 lokasi). Kebutuhan gas domestik khususnya untuk rumah tangga, industri, dan komersial juga dipenuhi oleh LPG. Khusus untuk LPG 3 kg, sejak konversi mitan ke LPG pertama kali dijalankan pada tahun 2007 hingga tahun 2013, telah didistribusikan paket perdana LPG 3 kg 24 M&E, Vol. 12, No. 4, Desember 2014

sebanyak 55 juta paket. Dari sisi volume, penyediaan LPG 3 kg semakin meningkat setiap tahunnya, sebanyak 0,021 juta metric ton (MT) pada tahun 2007 menjadi sekitar 4,4 juta MT pada tahun 2013. Kumulatif volume LPG yang telah disediakan sampai dengan tahun 2013 sebesar 16,88 juta MT. Sedangkan kumulatif volume penarikan minyak tanah dari substitusi untuk periode yang sama didapat sebesar 39,52 juta KL dan diperoleh penghematan sebesar Rp. 107,8 triliun. Pendistribusian paket perdana LPG 3 Kg pada tahun 2013 dilakukan di sepuluh provinsi, yaitu Aceh, Sumatera Barat, Kepulauan Bangka Belitung, Kalimantan Tengah, Kalimantan Utara, Kalimantan Selatan, Sulawesi Utara, Gorontalo, Sulawesi Tenggara, dan Sulawesi Tengah. Pada tahun 2014 ini direncanakan akan didistribusikan paket perdana LPG 3 Kg di 30 Provinsi yang belum terkonversi, yaitu sebanyak 1,63 juta paket perdana dan penyaluran volume LPG 3 kg sebanyak 5,01 juta MT berdasarkan APBN-P 2014. Konversi minyak tanah ke LPG terdiri dari dua kegiatan, yaitu pembagian paket perdana gratis dan penyediaan LPG 3 kg. Pembagian paket perdana direncanakan hanya pada tahun 2015 sebesar 812.507 paket. Penyediaan LPG 3 kg terus ditingkatkan sehingga pada tahun 2015 direncanakan sebesar 5,77 juta MT dan pada tahun 2019 sebanyak 7,28 juta MT. 7. UNCONVENTIONAL GAS Indonesia sebagai negara yang kaya akan keanekaragaman energi juga dianugerahi CBM sebagai salah satu unconventional gas. Unconventional gas merupakan sumber daya yang relatif masih sulit dan mahal untuk dikembangkan namun memiliki potensi yang (biasanya) lebih besar dari conventional gas. Berdasarkan penelitian Ditjen Migas dan Advance Resources International, Inc. pada tahun 2003, sumber daya CBM Indonesia disinyalir sekitar 453 trillion cubic feet (TCF). CBM dapat menjadi andalan baru untuk mendukung pemenuhan kebutuhan gas domestik yang semakin meningkat, namun Indonesia masih relatif awam dalam pengembangannya. Sejak ditandatangani Kontrak Kerja Sama (KKS) CBM yang pertama di Indonesia pada tanggal 27 Mei 2008, hingga saat ini telah ditandatangani sebanyak 54 kontrak CBM. Pada perkembangannya, dari 54 kontrak CBM tersebut, belum ada yang memasuki tahap Plan of Development (POD) atau pengembangan secara komersil. Sebagai bentuk percepatan pada tahun 2011 telah ditandatangani tiga Memorandum of Understanding (MoU) antara Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S) dengan konsumen untuk ketenagalistrikan dengan total gas sebesar 1,2 mmscfd (setara dengan 3,6 MW), yaitu: Vico (Blok CBM Sanga-Sanga) dengan PT PLN. Pasokan gas sebesar 0,5 mmscfd untuk melistriki ± 1,5 MW masyarakat di wilayah Sanga-Sanga, Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur. Sangatta West CBM Inc. (Blok Sangatta I) dengan PT Kutai Timur Investama. Pasokan gas sebesar 0,5 mmscfd untuk melistriki ± 1,5 MW masyarakat di wilayah Sangatta, Kalimantan Timur. Medco CBM Sekayu (Blok CBM Sekayu) dengan Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi Sumatera Selatan. Pasokan gas sebesar 0,2 mmscfd untuk melistriki 0,6 MW masyarakat di wilayah Sekayu, Musi Banyuasin, Sumatera Selatan. Dalam neraca gas bumi Indonesia hingga tahun 2030, CBM belum dimasukkan karena belum dapat memberikan kepastian akan produksi CBM secara komersial Indonesia dapat terjadi. Apabila hingga tahun 2020 belum ada POD CBM, maka sekitar 23 KKS CBM akan diterminasi karena telah melewati batas waktu maksimal eksplorasi, yaitu 10 tahun. Sehingga Kontraktor CBM tersebut belum dapat menikmati profit (keuntungan) dan terpaksa harus menanggung biaya investasi selama ini tanpa bisa di cost recovery. Indonesia 2050 Pathway Calculator (I2050PC): Penyediaan Minyak dan Gas Bumi ; Ariana Soemanto 25

Pengalaman ini diharapkan dapat menjadi pelajaran, terutama bagi Pemerintah dalam menentukan besaran insentif, karena investor asing pun belum terbukti dapat memberikan kepastikan produksi CBM Indonesia. Seyogyanya Pemerintah mampu memberikan insentif yang lebih besar lagi sehingga internal rate of return (IRR) kontraktor lebih besar atau bagian Pemerintah menjadi lebih kecil dari kondisi biasanya. Tujuannya adalah untuk lebih merangsang pengembangan kontraktor CBM agar menggunakan teknologi dan pengalaman secara maksimal sehingga CBM Indonesia dapat terproduksi secara komersial. 8. PROYEKSI PRODUKSI MINYAK BUMI PADA INDONESIA 2050 CALCULATOR Telah dijelaskan sebelumnya bahwa terdapat leveling pada pilihan skenario pengembangan Indonesia 2050 Calculator, dimana proyeksi produksi minyak bumi adalah sebagai berikut: Level-1: Produksi minyak bumi pada tahun 2050 sebesar 82 ribu bpd. Produksi minyak bumi pada tahun 2012 sebesar 860 ribu bpd, dengan adanya pengembangan lapangan maka decline rate dapat ditahan menjadi sekitar 6%. Level-2: Produksi minyak bumi pada tahun 2050 sebesar 180 ribu bpd. Terdapat penambahan produksi, antara lain berasal dari Blok Cepu pada tahun 2015, lapangan bukit tua, dll. Selain itu, terdapat proyek enhanced oil recovery (EOR) sebesar 60 ribu bpd (2022), 14 ribu bpd (2023), dan 184 ribu (2030). Level-3: Produksi minyak bumi pada tahun 2050 sebesar 454 ribu bpd. Terdapat penambahan produksi selain pada level-2, antara lain berasal dari asumsi tambahan EOR dari 50% lapangan yang ada pada tahun 2031 dan proyek offshore yang dimulai tahun 2030. Effort yang dilakukan untuk memenuhi produksi tersebut, antara lain penyederhanaan izin, peningkatan data dan teknologi, serta insentif pajak. Level-4: Produksi minyak bumi pada tahun 2050 sebesar 1 juta bpd. Terdapat penam- Gambar 4. Pilihan skenario pengembangan produksi minyak bumi 2050 26 M&E, Vol. 12, No. 4, Desember 2014

bahan produksi selain pada level-3, antara lain berasal dari asumsi proyek offshore pada tahun 2030, tahun 2035, dan tahun 2040. Effort yang dilakukan untuk memenuhi produksi tersebut, antara lain penyederhanaan izin, peningkatan data dan teknologi, insentif pajak dan kontrak bagi hasil (production sharing contract - PSC) yang lebih menarik. 9. PROYEKSI PRODUKSI GAS BUMI PADA INDONESIA 2050 CALCULATOR Skenario leveling proyeksi produksi gas bumi pada Indonesia 2050 Calculator adalah sebagai berikut: Level-1: Produksi gas bumi pada tahun 2050 sebesar 371 mmscfd. Produksi gas bumi pada tahun 2012 sebesar 7181 mmscfd, dengan adanya pengembangan lapangan maka decline rate dapat ditahan menjadi sekitar 6%. Level-2: Produksi gas bumi pada tahun 2050 sebesar 968 mmscfd. Terdapat penambahan produksi yang berasal dari project supply, antara lain Donggi Senoro, Masela, IDD, Tangguh, dan potensial supply, East Natuna. Level-3: Produksi gas bumi pada tahun 2050 sebesar 5224 mmscfd. Terdapat penambahan produksi yang berasal dari Project supply dan potential supply (pada level-2), penemuan gas baru sekitar 57% dari cadangan yang ada, asumsi sebesar 2% yang berasal dari potensi CBM yang berproduksi mulai tahun 2031, dan asumsi sebesar 0,5% dari potensi shale gas yang berproduksi mulai tahun 2040. Effort yang dilakukan untuk memenuhi produksi tersebut, antara lain penyederhanaan izin, peningkatan data dan teknologi, dan insentif pajak. Level-4: Produksi gas bumi pada tahun 2050 sebesar 9479 mmscfd. Terdapat penam- Gambar 5. Gambaran pilihan skenario pengembangan produksi gas bumi 2050 Indonesia 2050 Pathway Calculator (I2050PC): Penyediaan Minyak dan Gas Bumi ; Ariana Soemanto 27

bahan produksi yang berasal dari Project supply dan potential supply, penemuan gas baru sekitar 34% dari potensi gas, asumsi sebesar 4% dari potensi CBM yang berproduksi mulai tahun 2031, dan asumsi sebesar 1% yang berasal dari potensi shale gas yang berproduksi mulai tahun 2040. Effort yang dilakukan untuk memenuhi produksi tersebut, antara lain penyederhanaan izin, peningkatan data dan teknologi, insentif pajak dan PSC yang lebih menarik. 10. KESIMPULAN Dari hasil studi atas perencanaan energi melalui energy modelling Indonesia 2050 Calculator, diperoleh beberapa pokok kesimpulan utama, yaitu: a. Produksi minyak dan gas bumi nasional ke depan dapat ditingkatkan dengan melakukan berbagai upaya (efforts) sejak saat ini yang mencakup pengembangan wilayah Indonesia Timur dan implementasi secondary and tertiary recovery. b. Dua rekomendasi upaya menuju eksplorasi migas masif yaitu: 1) Badan Geologi Kementerian ESDM dengan pendanaan APBN melakukan kegiatan survei sebagai rekomendasi penyiapan wilayah kerja (WK) migas. Ditjen Migas langsung menawarkan calon wilayah kerja migas tersebut, tanpa mengganggu penawaran WK migas yang telah diprogramkan oleh Ditjen migas. Siapa tahu bisa laku juga. 2) Badan Geologi dan Badan Litbang ESDM melalui Puslitbangtek Migas "Lemigas" menyiapkan rekomendasi penyiapan WK migas di wilayah terbuka dengan bantuan data dari WK aktif di daerah sekitarnya, saat ini data tersebut masih dipegang oleh para kontraktor. Hal ini akan sangat membantu meningkatkan kualitas data calon WK sehingga pada saat penawaran WK menjadi lebih menarik. c. Kecenderungan semakin besarnya peran cadangan wilayah offshore harus sejalan dengan insentif yang diberikan oleh Pemerintah melalui penyederhanaan izin, peningkatan data dan teknologi, insentif pajak, serta peningkatan kapasitas dan kemampuan perusahaan-perusahaan nasional dalam hal-hal teknis dan manajemen operasi serta produksi wilayah offshore. d. Infrastruktur energi perlu lebih dimasifkan, antara lain dengan memperbanyak penggunaan skema PPP yang saat ini sangat jarang dimanfaatkan oleh sektor energi dan memperbanyak Penyertaan Modal Pemerintah (PMP) pada BUMN, khususnya untuk pembangunan SPBG oleh Pertamina sebagaimana sejak dahulu telah dilakukan oleh PLN untuk pembangunan proyek ketenagalistrikan (menggunakan APBN). e. Skenario pengembangan produksi migas pada Indonesia 2050 Calculator merupakan asumsi yang masih dapat disempurnakan sesuai perkembangan terbaru. DAFTAR PUSTAKA Peraturan Pemerintah No. 79 Tahun 2014 tentang Kebijakan Energi Nasional. SKK Migas, 2014, Realisasi Pemanfaatan Gas Bumi Tahun 2013. KESDM, 2014, Draft Rencana Strategis Kementerian ESDM 2015-2019.. 28 M&E, Vol. 12, No. 4, Desember 2014