BLUEPRINT PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL 2005 - 2025

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 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



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


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


51,627

Bintul u

EAST MALAYSIA

SINGAPORE

Duri

Pacific Ocean

11,516

Kuching

Ternate

Batam Bintan Bontang LNG Plant & Export Terminal

S U


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


Guntong Banda Aceh

Penang

Lhokseumawe

West Natuna

WEST Kerteh Duyong Mogpu MALAYSIA

BRUNEI

Alpha


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


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 1 MW

SKEA skala menegah/besar, 750 kW (kandungan lokal tinggi)

SKEA skala besar s/d > 1 MW (kandungan lokal tinggi)



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




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