Pendahuluan

Menjelang akhir dasawarsa pertama milenium baru, kegiatan usaha eksplorasi dan eksploitasi mineral dan energi nasional utamanya sub sektor migas berangsur-angsur surut dari dunia pertambangan Indonesia, menyusul diberlakukannya UU No.22 Tahun 2001 Tentang Migas, dimana pasal 32 UU tersebut mewajibkan investor membayar berbagai pungutan terkait kegiatan usaha eksplorasinya di Indonesia. Sebagai gambaran, sepanjang 1978 s.d 1998  keberadaan sumur eksplorasi minyak bumi domestik selalu di atas 110 sumur. Saat UU Migas dibahas pemerintah dan DPR, sumur eksisting turun menjadi 90 sumur dan ketika UU No.22/ 2001 digulirkan hanya tinggal 62 sumur  bahkan sempat hanya tersisa 36 sumur pada 2003 meski kemudian terkoreksi kembali menjadi 62 sumur pada 2005.

Lesunya kegiatan usaha eksplorasi ditambah sejumlah Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Migas nasional yang  cenderung membiarkan Wilayah Kerjanya tanpa rencana pengembangan (PoD) yang jelas, berdampak pada semakin rendahnya produksi minyak bumi nasional (lifting) dari rata-rata di atas 1 juta bph pada 1997 menjadi hanya sekitar 934,8 ribu bph di tahun 2005 dan pada 2006 hanya mencapai 883 bph, sedangkan di tahun 2007  volume lifting  hanya sekitar 910 ribu bph dengan mengandalkan kucuran minyak dari sumur eksisting saja.

Pada 2008, volume lifting yang ditargetkan dalam APBN-P 2008 sebesar 927 ribu bph, sementara sejumlah KKKS besar yang dihimbau pemerintah untuk meningkatkan produksi minyaknya antara lain, Chevron Pasific Indonesia (CPI) dan Pertamina sampai menginjak akhir kwartal pertama 2008  belum dapat meningkatkan volume produksinya sesuai target yang ditetapkan  APBN-P 2008.

Minimnya volume lifting dan kapasitas produksi kilang domestik, telah mengkondisikan Indonesia terjebak dalam fase kritis energi seiring fenomena krisis listrik nasional serta kelangkaan LPG dan BBM PSO yang terjadi beberapa tahun belakangan ini. Di sisi lain, gejolak harga minyak global mencapai kisaran di atas US$ 120 per barel, terus menekan kinerja anggaran negara terkait biaya subsidi energi nasional dengan asumsi harga minyak Indonesia (ICP) dalam APBN-P 2008 hanya senilai US$95 per barel, yang berdampak pada kembali naiknya harga BBM PSO domestik hingga mencapai rata-rata 28,7%. Untuk itu, sejak awal 2008 pemerintah menggulirkan sejumlah paket kebijakan  sebagai upaya  menggairahkan kembali arus investasi baik di hulu maupun hilir migas.

Dewasa ini, Indonesia masih memiliki cadangan minyak terbukti sebesar 3,99 miliar barel yang diperkirakan baru habis dieksploitasi selama 11 tahun, dan masih memiliki potensi  cadangan sejumlah 4,41 mililar barel. Peluang investasi juga masih terbuka luas di sejumlah lapangan migas tersebar di Indonesia. Selain itu, pemerintah membuka kesempatan seluas-luasnya bagi kegiatan usaha hilir migas meliputi, pengilangan, pengangkutan, penyimpanan dan usaha niaga.

Dengan membahas permasalahan terkait krisis energi serta  tantangan dan peluang bisnis migas Indonesia 2008-2009,  menjadikan buku studi ini sangat bermanfaat bagi para pelaku usaha di sektor energi dan sumber daya mineral termasuk sejumlah Departemen terkait dan lembaga pembiayaan.

Untuk info lebih lanjut, anda dapat menghubungi kami di no (021) 8093140 atau melauli email This e-mail address is being protected from spam bots, you need JavaScript enabled to view it / This e-mail address is being protected from spam bots, you need JavaScript enabled to view it

Daftar Isi

I. PENDAHULUAN
1.1.Latar Belakang
1.2.Ruang Lingkup Pembahasan Studi
1.3.Sumber Data dan Informasi

II. PERAN SEKTOR ESDM DALAM PEMBANGUNAN EKONOMI NASIONAL 2005-2008
2.1. Produksi Energi Nasional 2006-2008
2.1.1. Produksi Mineral Nasional 2006-2008
2.1.2. Target dan Realisasi Produksi Energi Listrik 2007-2008  
2.1.3. Target dan Realisasi Produksi Mineral Nasional 2007-2008
2.2. Ekspor-Impor Energi Nasional 2005-2008
2.2.1. Ekspor Energi 2005-2008
2.2.1.1. Impor Energi Nasional 2005-2008
2.2.2. Produksi dan Ekspor Mineral Nasional 2005-2008
2.3. Target dan Realisasi Penerimaan Negara Dari Sektor ESDM 2005-2008
2.3.1. Kontribusi Sektor ESDM Terhadap Perekonomian Nasional 2007    
2.3.1.1. Makro Ekonomi
2.3.1.2. Mikro Ekonomi
2.3.2. Target dan Realisasi Perolehan Negara Dari Sektor ESDM 2007-2008
2.4. Potret Investasi Sektor ESDM 2005-2008
2.4.1. Akselerasi dan Realisasi Investasi Migas 2008
2.4.2. Realisasi dan Rencana Investasi Sektor ESDM 2006-2008
2.5. Performa Subsidi BBM dan Listrik 2005-2008
2.5.1. Biaya Subsidi BBM, LPG dan Listrik Domestik 2007-2008

III. CADANGAN DAN KEGIATAN DULU MIGAS NASIONAL
3.1. Pendekatan dan Peran Migas Dalam Perekonomian Nasional 2007
3.1.1. Kegiatan Hulu Migas  
3.2. Cadangan Minyak Bumi Indonesia
3.2.1. Peta Lokasi Cadangan Minyak Bumi per 1 Januari 2006
3.2.2. Cadangan Terbukti dan Potensi Minyak Bumi 2001-2007
3.3. Cadangan Gas Bumi Indonesia
3.3.1. Peta Lokasi Cadangan Gas Bumi Indonesia per 1 Januari 2006
3.3.2. Cadangan Terbukti dan Potensi Gas Bumi 2001-2007
3.4. Kegiatan Hulu Migas
3.4.1. Investasi di Sektor Hulu Migas
3.4.2. Target Penyelesaian Revisi Pedoman Tata Kerja Migas 2007
3.4.2. Peta Penawaran 26 Wilayah Kerja (WK) Migas 2007
3.4.3. Penandatangan Kontrak Wilayah Kerja Migas 2003-2007
3.4.4. 18 Pemenang WK Migas
3.4.5. Penandatanganan Kontrak PSC dan JOB/ JOA 2003-2007
3.5. Kegiatan Usaha Eksplorasi Migas
3.5.1. Kegiatan Penyelidikan Seismic
3.5.1.1. Seismic 2D Km dan Seismic 3D Km2 dan Sumur   Minyak 2003-2007
3.5.2. Pemboran Eksplorasi  2007
3.5.3. Rencana Pengembangan (Plan of Development/ Pod) 2007
3.5.4. Proses Persetujuan PoD I 2007
3.5.5. Grafik Investasi KKKS PoD I
3.6. Progres Inventarisasi Pengusahaan Gas Metana B (GMB) di Indonesia
3.6.1. Dasar Hukum Pengusahaan GMB
3.6.2. Kondisi GMB Indonesia
3.6.3. GMB Tunduk Kepada Regime Gas
3.6.4. Pola Pengusahaan GMB
3.6.5. WK GMB Indonesia
3.6.6. Sistem Penawaran WK GMB
3.6.7. Kendala dan Alternatif Penyelesaian

IV. KEGIATAN EKSPLOITASI DAN PRODUKSI MIGAS NASIONAL
4.1. Pemboran Pengembangan Migas 2001-2007
4.2. Produksi Minyak Bumi dan Kondensat Nasional 2001-2007
4.2.1. Produksi Minyak Bumi Menurut Perusahaan 2007
4.2.2. Komposisi Produksi Minyak Nasional Menurut KKKS 2007
4.3. Target Produksi Minyak Bumi Nasional 2008
4.3.1. Sembilan Lapangan Baru Tambah Produksi Migas Nasional 2008
4.3.2. Reaktivasi Lima Ribu Sumur Minyak Tua 2008
4.3.3. Pertamina Minoritas di Blok Natuna D-Alpha
4.4. Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi 2003-2007
4.4.1. Neraca Gas Nasional
4.4.2. Produksi Gas Indonesia 2007
4.5. Produksi LPG dan LNG Nasional  2001-2007
4.6. Peningkatan Produksi Migas 2009
4.6.1. Plan of Production On Stream 2009
4.6.2. Daftar Lapangan On Stream 2007
4.6.3. Daftar Lapangan On Stream 2008
4.6.4. Daftar Lapangan On Stream 2009 Onward

V. KONDISI PASAR HULU MIGAS NASIONAL
5.1. Ekspor dan Impor Minyak Bumi Nasional
5.1.1. Ekspor Minyak Bumi (Crude Oil) 2005-2008
5.1.1.1. Perkembangan Ekspor Minyak Bumi 2005-2008
5.1.1.2. Ekspor Crude Oil  Indonesia Menurut Negara Tujuan
5.1.2. Impor Minyak Bumi Indonesia 2005-2008
5.1.2.1. Perkembangan Impor Crude Oil 2005-2008
5.1.2.2. Impor Crude Oil Indonesia Menurut Negara Tujuan
5.1.2.3. RI Impor Minyak Dari Libya 2008-2028
5.1.2.4. Kontroversi Impor Minyak Zatapi 2008
5.1.2.4.1. Zatapi dan Kejanggalan Prosedur Tender
5.1.2.4.2. Kronologi Kisruh Zatapi
5.1.2.4.3. Racikan Koktil Zatapi
5.1.3. Konsumsi Minyak Bumi Oleh Kilang Domestik
5.1.4. Kondisi Harga Crude Oil Indonesia
5.2. Ekspor Gas Bumi Nasional
5.1.1. Ekspor Gas Bumi 2005-2008
5.1.1.1. Perkembangan Ekspor Gas 2005-2008
5.1.1.2. Ekspor Gas  Indonesia Menurut Negara Tujuan
5.1.3. Produksi dan Pemanfaatan  Gas Bumi 2001-2007
5.1.4. Kondisi Harga Gas Domestik 2005-2008
5.1.5. Target Jual PGN 2008 Melambung 73%
5.1.5.1. PGN Investasi Terminal LNG Senilai US$1,78 Miliar
5.1.5.2. 2009 PGN Bangun Jaringan Pipa Gas 664 Km   
5.1.6. Progres dan Finalisasi Perpanjangan Kontrak LNG RI ke Jepang 2011-2021
5.1.7. Harga Ekspor Gas Priemer Oil ke Sembawang Corp US$38 per Barel
5.1.8. Pertamina E&P dan Cool Energy Jajaki Kerja Sama Pemurnian Gas
5.1.9. Tarik Ulur Negosiasi Harga LNG Senoro
5.1.10. CNOOC Sepakati Harga LNG Senoro
5.1.11. CNOOC Peroleh US$40 juta Atas 2% Saham Talisman di LNG Tangguh
5.1.12. BPMIGAS Himbau Inpex Percepat PoD Kilang LNG Masela

VI. KONDISI PRODUK KILANG MINYAK NASIONAL (Hilir Minyak)
6.1. Kapasitas Kilang Minyak Domestik  2007
6.2. Produksi Kilang Minyak Domestik 1997-2008
6.3. Ekspor Produk Minyak Nasional (BBM) 2007
6.4. Impor Produk Minyak (BBM) 2007
6.5. Konsumsi BBM Nasional Menurut Sektor 2003-2007
6.6. Energi Mix Nasional 2005-2025
6.7. Pergerakan Harga Minyak Global, Produksi OPEC dan Defisit APBN 2008
6.7.1. Harga Minyak Global Berpotensi  Mencapai US$200 per Barel
6.7.2. Perolehan Negara Dari Migas, Lifting dan Subsidi APBN 2008
6.7.3. RAPBN-P 2008, Gejolak Subsidi dan Opsi Kenaikan Harga BBM
6.7.4. RAPBN-P 2008 dan Resiko Kenaikan Harga BBM
6.7.5. Optimalisasi Kontribusi Migas Untuk RAPBN-P 2008
6.7.6. Perubahan Asumsi Dasar Makro Ekonomi RAPBN-P 2008
6.7.7. Pengamanan RAPBN-P 2008 Butuh Rp15 Triliun
6.7.8. DPR Sepakati Asumsi APBN-P 2008
6.7.9. Optimalisasi Penerimaan Negara, Lifting dan Subsidi APBN-P 2008
6.7.10. Kenaikan BBM PSO Domestik dan Penghematan Susbsidi 2008
6.7.11. Laju Harga Minyak Global dan Revisi APBN-P 2008
6.7.12. Hedging Minyak Upaya Strategis Pengamanan APBN-P 2008
6.7.13. APBN-P 2008 Kembali Disesuaikan Juli Mendatang
6.7.14. APBN-P 2008 dan Irama Ekonomi Global
6.7.15. Fluktuatif Harga BBM Non PSO Kacaukan Rencana Produksi Industri Nasional
6.7.15.1. BBM Non PSO dan Kinerja Sektor Industri 2007-2008
6.7.15.2. BBM Non PSO Pukul Industri Tekstil dan Garmen Nasional
6.7.15.3. Lemahnya Pengawasan Picu Penyalahgunaan BBM Bersubsidi
6.7.15.4. Disparitas Harga dan Penyalahgunaan BBM PSO
6.7.15.4. Pertamina, MoPS Plus Alfa dan BBM PSO
 
VII. KONDISI HILIR GAS NASIONAL
6.8. Kapasitas Kilang LPG Domestik  2007
6.9. Produksi LPG Domestik 2001-2007
6.10. Ekspor LPG 2003-2007
6.11. Impor LPG Menurut Negara Asal 2004-2007
6.12. Konsumsi LPG Domestik Menurut Sektor 2006-2007
6.13. Pertamina dan Potret Problema Konversi Minyak Tanah ke LPG 2008
6.13.1. Kelangkaan Tabung dan LPG Dorong Lonjakan Harga
6.13.2. Disparitas Harga dan Penyalahgunaan LPG PSO 2008
6.14.  Empat BUMN Siap Produksi Tabung LPG 3 Kg Program Konversi  2008 

VIII Kebijakan Hulu Migas Nasional 2008
8.1. Target Penyelesaian Revisi Pedoman Tata Kerja Migas 2007
8.2. Enam Blue Print Reformasi Sektor Energi Nasional 2008-2009
8.3. Pertamina dan Badan Baru Tender Impor Minyak 2008
8.4. Performa Kontrak Migas Baru Batasi Cost Recovery
8.5. Kebijakan Gas Nasional Kebijakan Hilir Migas Nasional 2008
8.6. Program Kartu Kendali Kerosin Berlaku April 2008
8.7. Smart Card Ditunda Antara Juni, Juli sampai September 2008
8.8. Dampak Sosial Politik dan Ekonomi Pembatasan BBM PSO 2008
8.9. Program Pembatasan dan Kerawanan Penyimpangan BBM PSO
8.10. Peran BPH Migas, Pertamina dan Fenomena Kelangkaan BBM PSO

IX. PROYEKSI MIGAS NASIONAL
9.1. Upaya Sub Sektor Migas Dalam Menunjang Tercapainya Target Produksi Migas 2009
9.2. Peningkatan Produksi Migas 2009
9.2.1. Plan of Production On Stream 2009
9.2.2. Daftar Lapangan On Stream 2007
9.2.3. Daftar Lapangan On Stream 2008
9.2.4. Daftar Lapangan On Stream 2009 Onward
9.3. 10 Ladang Migas Mulai Produksi 2009-2013  

X. KESIMPULAN DAN REKOMENDASI

Lampiran
- Profil 79 KKKS Migas Nasional Status Eksplorasi 2007
- Profil 41 KKKS Migas  Nasional Status Produksi 2007
- UU No. 30 Tahun 2007 Tentang Energi
- UU No. 22 Tahun 2001 Tentang Migas