blueprint pengelolaan energi nasional 2005 - Pusat Sumber Daya ...

REPUBLIK INDONESIA 

BLUEPRINT 

PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL 

2005 - 2025 

JAKARTA, 2005 

1

KONDISI 

SAAT INI 

POLA PIKIR 

PENGELOLAAN ENERGI NASIONAL 

Secara Terpadu untuk Mendukung Pembangunan Berkelanjutan 

KEBIJAKAN 

DAN 

STRATEGI 

PARADIGMA NASIONAL 

UUD 1945 Pasal 33 

PELUANG 

UPAYA PROGRAM 

LINGKUNGAN 

STRATEGIS 

2 

KENDALA 

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

1. Diterbitkannya Undang Undang Energi 

SASARAN 

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 

�Pemanfaatan brown coal 

�Coal Liquefaction (Lamp O, hlm 49) 

�Briket 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 : 

• 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 

5. 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. 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 

4. 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 energi dengan 

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

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 


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 

Jenis 

Energi 

Bidang Pembangkitan 

Tenaga Listrik 

Batubara 

Gas 

Panas Bumi 

Tenaga Air 

Mikro Hidro 

DME (Dimethyl Ether) 

Energi Surya 

Tenaga Angin 

Energi In Situ 

Nuklir 

Biodiesel 

Bidang Transportasi 

Gas 

Listrik 

Bio Fuel 

Bahan Bakar 

Batubara Cair (Coal 

Liquefaction) 

GTL (Gas to Liquid) 

Bahan Bakar 

Hidrogen, Fuel Cell 

Hidrat Gas Bumi 

20 

Bidang Industri 

Gas 

Batubara 

Hidrat Gas Bumi 

Biomassa 

Bidang Rumah Tangga 

dan Komersial 

Listrik 

LPG 

Briket 

Gas Kota 

Biogas 

Energi Surya 

Fuel Cell 

Hidrat Gas Bumi

PROGRAM PENDUKUNG 

A. PROGRAM PENDUKUNG 1 : PENINGKATAN KEMAMPUAN MASYARAKAT DALAM 

PENGUSAHAAN ENERGI 

B. PROGRAM PENDUKUNG 2 : PENATAAN KEMBALI KELEMBAGAAN ENERGI (Lamp S, hlm 72) 

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 

C. 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 


– 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

1981 

Kebijakan Umum 

Bidang Energi 

Kebijakan Utama 

1. Intensifikasi 

2. Diversifikasi 

3. Konservasi 

4. Indeksasi 

Kebijakan Penunjang 

1. Penelitian dan 

Pengembangan 

2. Industri Energi 

3. Iklim Investasi 

Kebijakan 

Pemanfaatan Akhir 

1. Industri 

2. Transportasi 

3. Rumah Tangga 

LAMPIRAN A2 

PERKEMBANGAN KEBIJAKAN ENERGI 

1987 


Bidang Energi 



3. Konservasi 




3. Harga Energi 

Kebijakan 


1. Industri 



1991 


Bidang Energi 



3. Konservasi 





Kebijakan 


1. Industri 



25 

1998 


Bidang Energi 

Kebijakan Utama 



3. Konservasi 


5. Lingkungan 

Kebijakan Pendukung 

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 

2003 

Kebijakan Energi 

Nasional 

Kebijakan 



3. Konservasi 

Kebijakan Pendukung 

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

Gas 

JENIS ENERGI 

FOSIL 

Minyak 

Batubara 

Biomass 

ENERGI 

NON FOSIL 

Tenaga Air 

Panas Bumi 

Mini/Micro hydro 

Tenaga Surya 

Tenaga Angin 

LAMPIRAN B1 

POTENSI ENERGI NASIONAL 2004 

SUMBER DAYA 

86,9 miliar barel 

384,7 TSCF 

57 miliar ton 

SUMBER DAYA 

845,00 juta BOE 

219,00 juta BOE 

458,75 MW 

Uranium (Nuklir) 24.112 Ton* e.q. 3 

GW utk 11 tahun 

* Hanya di Daerah Kalan - Kalbar 

CADANGAN 

(Proven + Possible) 

9 miliar barel 

182 TSCF 

19,3 miliar ton 

SETARA 

75,67 GW 

27,00 GW 

458,75 MW 

49,81 GW 

4,80 kWh/m 2 /hari 

9,29 GW 

26 

PRODUKSI 

(per Tahun) 

500 juta barel 

3,0 TSCF 

130 juta ton 

PEMANFAATAN 

6.851,00 GWh 

2.593,50 GWh 

RASIO CAD/PROD 

(tanpa eksplorasi) 

Tahun 

18 

61 

147 

KAPASITAS 

TERPASANG 

4.200,00 MW 

800,00 MW 

84,00 MW 

302,40 MW 

8,00 MW 

0,50 MW

LAMPIRAN B2 

SUMBER DAYA RADIOAKTIF INDONESIA 2004 

27

indeks (Jepang = 100) 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

LAMPIRAN C 

KONSUMSI ENERGI PER KAPITA 

VS INTENSITAS ENERGI 

Jepang OECD Thailand Indonesia Malaysia North Am. Germany 

• Intensitas Energi 

(toe per juta US$ PDB) 

� Jepang : 92,3 

� Indonesia : 470 

Intensitas Energi Energy Per Kapita 

28 

• Konsumsi Energi per Kapita 

(toe per kapita) 

� Jepang : 4,14 

� Indonesia : 0,467

LAMPIRAN D 

PERANAN BBM MASIH 63 % DALAM PEMAKAIAN 

ENERGI FINAL NASIONAL - 2003 

BBM 

63% 

29 

Gas 

17% 

LPG 

2% 

Batubara 

8% 

Listrik 

10%

PRODUKSI 

1125 

LAMPIRAN E1 

NERACA ENERGI 

MINYAK BUMI TAHUN 2004 (DALAM RIBU BAREL PER HARI) 

GAS BUMI TAHUN 2004 (DALAM BSCF PER HARI) 

PRODUKSI 

8.35 

BATUBARA TAHUN 2004 (DALAM JUTA TON PER TAHUN) 

PRODUKSI 

131,72 

30 

EKSPOR 

514 

PASOKAN 

DALAM NEGERI 

611 

EKSPOR 

4.88 

DOMESTIK 

3.47 

EKSPOR 

92,50 

DOMESTIK 

32,91 

IMPOR 

487

LAMPIRAN E2 

NERACA EKSPOR – IMPOR MINYAK MENTAH / BBM 

(DALAM RIBU BAREL PER HARI) 

LIFTING/ PRODUKSI 

M.M. INDONESIA : 1.125 

Catatan : 

*) Kilang Mandiri : Kilang Balongan, Kasim dan PetroKimia 

**) Kilang BBM : UP I s/d UP V & Kilang Cepu dan CPD 

M.M. EKSPOR 514 

KIL. MANDIRI*) 131 

M.M. DOMESTIK 127 

M.M. IMPOR 3 

KIL. BBM**) 968 

M.M. DOMESTIK 484 

M.M. IMPOR 484 

M.M. IMPOR 487 

M. MENTAH 471 

FEEDSTOCK 16 

31 

HASIL PRODUK KILANG 

(NON BBM) 284 

KIL. BBM 227 

KIL. MANDIRI 57 

PRODUK KILANG 

(BBM) 822 

KIL. BBM 726 

KIL. MANDIRI 96 

BBM IMPOR 212 

PENJUALAN 

NON BBM 284 

PENJ BBM 1.028 

SUSUT DIST. 6 

1.034 

PERUBAHAN 

STOK BBM (0)

LAMPIRAN F 

KETERGANTUNGAN APBN TERHADAP MIGAS 

(APBN 2005) 

Penerimaan 

Subsidi BBM 

Bagi Hasil Migas 

APBN *) 

(Rp. Triliun) 

US$ 24/barel US$ 35/barel 

60,7 

19,0 

9,3 

Total Perubahan 

Perkiraan Realisasi **) 

(Rp. Triliun) 

32 

103,5 

60,1 (39,80) 

15,8 

*) Kurs : Rp. 8.600/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hari 

**) Kurs : Rp. 8.900/US$; Produksi : 1,125 juta barel/hari 

Volume : 59,63 juta KL 

( ) : Setelah diberlakukan Perpres No. 22/2005 tanggal 28 Februari 2005 

Perubahan 

(Rp. Triliun) 

42,8 (+42,8) 

-41,1 (-20,80) 

-6,5 (-6,5) 

-4,8 (+15,56)

Banda Aceh 

LAMPIRAN G1. KILANG DAN MODA TRANSPORTASI BBM 

Khanon 

Songkhla 

Penang 

THAILAND LAOS 

Bangkok 

CAMBODIA 

Ban Mabtapud 

Erawan 

Bangkot 

Lawit 

Phnom 

Penh 

Jerneh 

LhokseumaweP. 

Brandan: 5 MBOPD WEST Kerteh Duyong 

MALAYSIA 

Kuala 

Mogpu 

Medan 

Port Klang 

Lumpur 

Port Dickson 

Dumai 

Dumai : 120 MBOPD 

Padang 

Duri 

S U M A T R A 

Guntong 

SINGAPORE 

Batam Bintan 

Jambi 

VIETNAM 

Ho Chi 

Minh City 

West 

Natuna 

S.Pakning : 50 MBOPD 

Grissik Musi 135.20 MBOPD 

Palembang 

Natuna Alpha 

Kuching 

South 

China 

Sea 

Jakarta 

Bandung 

Balongan : 125 MBOPD 

Semarang Cepu : 3.80 MBOPD 

MADURA 

J A V A Bangkalan 

Surabaya 

Cilacap: 348 MBOPD 

Yogyakarta 

BALI 

Indian Ocean 

BRUNEI 

Bandara Seri 

Begawan 

Bintul 

u 

EAST 

MALAYSIA 

KALIMANTAN 

Banjarmasin 

Samarinda 

Balikpapan 

LOMBOK 

Kota 

Kinibalu 

Philipines 

Bontang 

Attaka 

Tunu 

Bekapai 

Balikpapan : 260 MBOPD 

Ujung 

Pandang 

SUMBAWA 

33 

SULAWESI 

SUMBA 

Manila 

FLORES 

Manado 

I N D O N E S I A 

Pagerungan 

Ternate 

TIMOR 

BURU 

HALMAHERA 

SERAM 

Transit Terminal 

Pipeline Distribution 

Tanker 

Oil Refinery 

Sorong 

Kasim : 10 MBOPD 

AUSTRALIA 

Pacific Ocean 

IRIAN JAYA 

TOTAL REFINERY CAPACITY 

1,057,000 BOPD 

Jayapura 

Merauke

3,756 

Banda Aceh 

Lhokseumawe 

LAMPIRAN G2. CADANGAN DAN JARINGAN PIPA GAS 

Khanon 

Songkhla 

0,720 

Medan 

Penang 

Padang 

THAILAND LAOS 

Bangkok 

CAMBODIA 

Ban Mabtapud 

Erawan 

Bangkot 

Lawit 

Grissik 

Phnom 

Penh 

Jerneh 

WEST Kerteh Duyong 

MALAYSIA 

Mogpu 

Kuala 

Port Klang Lumpur 

Port Dickson 

Dumai 

Duri 

11,516 

S U M A T R A 

Guntong 

Jambi 

Singapore 

Gas 

Trunkline 

SINGAPORE 

Batam Bintan 

5,855 

Palembang 

VIETNAM 

Ho Chi 

Minh City 

West 

Natuna 

Jakarta 

5,529 

Natuna Alpha 

51,627 

Kuching 

South 

China 

Sea 

Indian Ocean 

BRUNEI 

Bandara Seri 

Begawan 

Bintul 

u 

EAST 

MALAYSIA 

KALIMANTAN 

Banjarmasin 

Kota 

Kinibalu 

34,021 

Philipines 

Bontang LNG Plant 

& Export Terminal 

Samarinda 

Attaka 

Tunu 

Balikpapan 

Bekapai 

Ujung 

Pandang 

Ardjuna 

Fields 

CirebonSemarang 

0,11 3,854MADURA 

Bangkalan Pagerungan 

J A V A Surabaya 

BALI SUMBAWA 

LOMBOK 

34 

SULAWESI 

SUMBA 

Manila 

3,894 

FLORES 

Manado 


Ternate HALMAHERA 

TIMOR 

BURU 

SERAM 

Sorong 

AUSTRALIA 

18,520 

TOTAL RESERVES 

2P : 142.462 BSCF 

3,00 Massela 

GAS RESERVE 2P (BSCF) 

Existing Pipeline 

Planned Pipeline 

Pacific Ocean 

Jayapura 

IRIAN JAYA 

Merauke

Banda Aceh 

Lhokseumawe 

LAMPIRAN G3. PEMBANGKIT DAN TRANSMISI UTAMA LISTRIK 

Medan 

Khanon 

Songkhla 

Penang 

Padang 

THAILAND LAOS 

Bangkok 

CAMBODIA 

Ban Mabtapud 

Erawan 

Bangkot 

Lawit 

Grissik 

Phnom 

Penh 

Jerneh 

WEST Kerteh Duyong 

MALAYSIA 

Mogpu 

Kuala 

Port Klang 

Lumpur 

Port Dickson 

Dumai 

Duri 

Total Sumatera : 3,200 MW 

S U M A T R A 

Guntong 

SINGAPORE 

Batam Bintan 

Jambi 

Palembang 

VIETNAM 

Ho Chi 

Minh City 

West 

Natuna 

Jakarta 

Natuna Alpha 

Kuching 

Total Jawa Bali : 18,500 MW 

South 

China 

Sea 

Semarang MADURA 

J A V A Bangkalan Pagerungan 

Surabaya 

BALI SUMBAWA 

Indian Ocean 

BRUNEI 

Bandara Seri 

Begawan 

Bintul 

u 

EAST 

MALAYSIA 

KALIMANTAN 

Banjarmasin 

Samarinda 

Balikpapan 

LOMBOK 

Kota 

Kinibalu 

Philipines 

Total Kalimantan : 800 MW 

Bontang 

Attaka 

Tunu 

Bekapai 

Ujung 

Pandang 

35 

SULAWESI 

SUMBA 

Manila 

FLORES 

Manado 

Total Sulawesi : 650 MW 


Ternate HALMAHERA 

TIMOR 

BURU 

SERAM 

Sorong 

TOTALCAPACITY 

24,000 MW 

AUSTRALIA 

Existing Transmission 

Planned Transmission 

Power Plant 

Pacific Ocean 

Jayapura 

IRIAN JAYA 

Merauke

LAMPIRAN G4 

CADANGAN, KAPASITAS DAN TERMINAL 

BATUBARA 

MAKSIMAL KAPASITAS PENGANGKUTAN (DWT) 

COAL RESERVE (%) 

PROVEN = 6.9 billion ton 

MEASURED = 12.4 billion ton 

TOTAL = 19.3 billion ton 

R/P = 147 years 

5.0 

SUMATRA 

12.2 

Tarahan 40.000 

Pulau Baai 35.000 

Kertapati 10.000 

Teluk Bayur 35.000 

Catatan : 

* River Terminal 

55.1 

JAVA 

KALIMANTAN 

10.6 

9.3 

36 

SULAWESI 

Tanjung Redep* 5.000 

Tanjung Bara 200.000 

B l o r o* 8.000 

Loa Tebu* 8.000 

Balikpapan 60.000 

Tanah Merah 20.000 

IRIAN JAYA 

North Pulau Laut 150.000 

IBT – 70.000 

Sembilang* 7.500 

Air Tawar* 7.500 

Banjarmasin* 10.000 

South Pulau Laut 200.000 

S a t u i* 5.000 

Kelanis* 10.000

MYANMAR 

Andaman 

Sea 

Straits of 

Malacca 

6 

INDIAN OCEAN 

LAMPIRAN G5 

TRANS ASEAN GAS PIPELINE (TAGP) 

LAOS 

THAILAND 

1 

CAMBODIA 

Gulf of 

Thailand 

5 

2 

3 

CHINA 

VIETNAM 

South China Sea 

4 

INDONESIA 

MALAYSIA 

Java Sea 

INDONESIA 

37 

Celebes Sea 

Philippine Sea 

PHILIPPINES 

Banda Sea 

LEGENDS 

PACIFIC OCEAN 

Existing Pipeline 

Future Pipline 

Possible Interrconnections 

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

LAMPIRAN G6 

RENCANA SARANA PENGANGKUTAN LEWAT 

KERETA API DAN TERMINAL BATUBARA 

KALIMANTAN 

Central 

Kalimantan 

Tg. Selatan(New Port) 

38 

East Kalimantan 

Mangkapadie(New Port) 

KPC CT 

Tg. Sengatta(New Port) 

Bontang CT 

BalikpapanCT 

BalikpapanII (New Port) 

Tg. Batu(New Port) 

NPLCT 

IBT

Yangon 

Keterangan: 

Power Grid 

Natural Gas Field 

Bangkok 

Ventiane 

Kuala Lumpur 

Singapura 

Hanoi 

Phnom Penh 

LAMPIRAN G7 

ASEAN POWER GRID 

Bandar Sri Begawan 

Jakarta 

11 proyek Asean Power Grid: 

1) Republik Rakyat Laos – Thailand; 6) Peninsular (Malaysia) – Singapura; 

2) Myanmar – Thailand; 7) Sumatra (Indonesia) – Singapura; 

3) Thailand – Kamboja; 8) Batam (Indonesia) – Singapura; 

4) Kamboja – Vietnam 9) Sabah/Sarawak (Malaysia) – Brunei; 

5) Sumatra (Indonesia) – Penisular (Malaysia); 10)Sabah/Sarawak (Malaysia) – Kalimantan Barat (Indonesia) 

11) Philipina – Sabah/Sarawak (Malaysia) 

39 

Manila

LAMPIRAN H 

HARGA BBM BELUM MENCAPAI KEEKONOMIANNYA 

JENIS BBM 

• M. Tanah 

- R. Tangga 

- Industri 

• Premium 

• M. Solar 

- Transportasi 

- Industri 

• M. Diesel 

• M. Bakar 

BIAYA 

POKOK 

1 ) 

2.413 

2.566 

2.253 

2.204 

2.048 

TERENDAH 

3 ) 

1.920 

H A R G A 

2005 2 ) 

848 4 ) 

700 

2.200 

2.400 

2.145 4 ) 

2.100 

2.200 

2.300 

2.300 

% 

PATOKAN 

30% 

85% 

75% 

90% 

100% 

PATOKAN 

3 ) 

(ICP = US$ 

35/Bbl) 

2.790 

2.870 

2.700 

2.660 

2.300 

TERTINGGI 

3 ) 

2.600 

1 ) 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 

1.50 

1.00 

0.50 

- 

(0.50) 

INDONESIA 

1.84 

MALAYSIA 

1.69 

TAIWAN 

1.36 

THAILAND 

1.16 

Catatan: Diolah dari data BP Statistical Review of World Energy 2004 dan IMF World Monetary Outlook 2004 

41 

ITALY 

1.05 

SINGAPORE 

0.73 

FRANCE 

0.47 

UNITED STATES 

0.26 

CANADA 

0.17 

JAPAN 

0.10 

UNITED KINGDOM 

(0.03) 

GERMANY 

(0.12)

Juta SBM 

6,000.0 

5,000.0 

4,000.0 

3,000.0 

2,000.0 

1,000.0 

- 

LAMPIRAN J 

PROYEKSI ENERGI PRIMER INDONESIA 

DAMPAK KONSERVASI ENERGI 

42 

2002 

2003 

2004 

2005 

2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

2019 

2020 

2021 

2022 

2023 

2024 

2025 

Skenario Tanpa Konservasi Skenario RIKEN

LAMPIRAN K 

ENERGI (PRIMER) MIX TIMPANG 

(2003) 

Gas bumi 

26.5% 

Minyak bumi 

54.4% 

43 

Batubara 

14.1% 

PLTA 

3.4% 

Panas bumi 

1.4% 

EBT Lainnya 

0.2%

Juta SBM 

600.0 

500.0 

400.0 

300.0 

200.0 

100.0 

0.0 

2002 

LAMPIRAN L1 

PROYEKSI NERACA MINYAK BUMI 

Asumsi: lapangan minyak siap produksi (Lampiran L2) 

2003 

2004 


2006 

2007 

2008 

2009 

2010 

44 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

2019 

2020 

Produksi-BAU Ekspor-BAU Impor-Skenario Gas & Coal 

Impor-BAU Impor-Skenario Efisiensi Produksi-Skenario Fiskal 

Ekspor-Skenario Fiskal

LAMPIRAN L2 

LAPANGAN SIAP PRODUKSI 

• Cepu/Jawa Timur : 170 ribu bph 

• Jeruk/Jawa Timur : 50 ribu bph 

• West Seno/Selat Makasar : 27 ribu bph 

• Belanak/Natuna : 50 ribu bph 

• Petrochina : 25 ribu bph 

• Pertamina : 30,6 ribu bph 

45

Subsidi/Biaya Pokok Produksi (%) 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

LAMPIRAN M 

PENURUNAN SUBSIDI BBM (2000-2005) 

2000 2001 2002 2003 2004 *) 2005 **) 

W a k t u 

*) 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 

APBN-P 

REVIEW

Gas bumi 

20.6% 

LAMPIRAN N1 

SASARAN ENERGI MIX NASIONAL 2025 

ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025 

(SKENARIO BaU) 

Batubara 

34.6% 

Minyak bumi 

41.7% 

PLTA 

1.9% 

Panas bumi 

1.1% 

PLTMH 

0.1% 

ENERGI (PRIMER) MIX NASIONAL TAHUN 2003 

Gas bumi 

26.5% 

Minyak bumi 

54.4% 

OPTIMALISASI 

PENGELOLAAN 

ENERGI 

47 

Batubara 

14.1% 

PLTA 

3.4% 

Panas bumi 

1.4% 

EBT Lainnya 

0.2% 

Gas bumi 30.6% 

ENERGI MIX NASIONAL TAHUN 2025 

(SKENARIO OPTIMALISASI) 

Batubara 32.7% 

PLTA 2.4% 

Panas bumi 3.8% 

Other 4.4% 

Minyak bumi 26.2% 

PLTMH 0.216% 

Biofuel 1.335% 

Tenaga surya 0.020% 

Tenaga angin 0.028% 

Fuel cell 0.000% 

Biomassa 0.766% 

Nuklir 1.993%

% 

LAMPIRAN N2 

SASARAN OPTIMALISASI PENGELOLAAN ENERGI 

NASIONAL 

70.0 

60.0 

50.0 

40.0 

30.0 

20.0 

10.0 

- 

Upaya IV 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

MINYAK BUMI 

GAS BUMI 

BATUBARA 

Upaya I 

Upaya II 

EBT LAINNYA 

PANAS BUMI 

PLTA 

48 

Upaya III 

Upaya V 

EKSPEKTASI 

Business as Usual 

32.7% 

30.6% 

26.2% 

4.4% 

3.8%

2005 2006 

LAMPIRAN O 

ROADMAP BROWN COAL LIQUEFACTION (BCL) 

• Design Pilot Plant 

• FS Demo Plant 

Pembangunan Pilot 

Plant 

Catatan : 

Pilot Plant Beroperasi 

2007 

1 TPD 

2008 

Pembangunan Demo 

Plant, 3000 TPD 

2009 

FS : Feasibility Study (Studi Kelayakan) 

CP : Commercial Plant 

2010 2011 

• Demo Plant Beroperasi (3000 T/th) 

• FS dan Engineering Design CP 

Penambahan Reaktor 

3000 TPD 

2013 2015 

2012 2014 2016 

49 

• CP No.1 Beroperasi (6000 TPD) 

8.1 MBOE/th 

• Konstruksi CP No.2 

2017 

Konstruksi CP No.3, 6000 TPD 

2018 2019 

• CP No. 2 Beroperasi (6000 TPD) 

(8.1 MBOE/th) 

2020 

• CP No. 3 Beroperasi 

(6000 TPD) 

(8.1 MBOE/th) 

2021 2023 2025 

2022 2024

LAMPIRAN P1 

ROADMAP PENGEMBANGAN PANAS BUMI 2004-2025 

2004 2008 2012 2016 

2020 

807 MW 

(produksi) 

1193 MW WKP 

yang ada 

2000 MW 

1442 MW WKP 

yang ada 

3442 MW 

1158 MW 

WKP yang ada 

+ WKP baru 

50 

4600 MW 

1400 MW 

WKP baru 

6000 MW 

3500 MW 

WKP baru 

2025 

9500 MW 

(target)

Market 

Product 

Technology 

R & D 

LAMPIRAN P2 

ROADMAP ENERGI ANGIN 

2005-2010 2010-2015 2015-2025 

Pengguna Khusus dan 

onGrid 

6-12c$/kWh 

SKEA skala s/d 

300 kW 

SKEA skala menengah 

300 kW 

(kandungan lokal tinggi) 

low speed 

generator 

permanent magnet, 

advanced airfoil , 

light material and 

control systems 

Pembuatan peta 

potensi energi angin 

global berdasarkan 

titik pengukuran 

600 kW off grid, 

25 MW on Grid terpasang 

5-8c$/kWh 

SKEA skala s/d 750 kW 

SKEA skala menegah/besar, 

750 kW 


low speed 

generator 

permanent 

magnet, advanced 

airfoil , light material 

and control systems 


potensi energi 

angin regional dan 

peta pengguna 

51 

5 MW off grid 

250 MW on Grid terpasang 

1 MW 

SKEA skala besar s/d > 1 MW 


low speed 

generator 

permanent 

magnet, advanced 

airfoil , light material 

and control systems 


potensi energi 

angin global 

berdasarkan titik 

pengukuran

Market 

Market 

Product 

Product 

Technology 

Technology 

/Eksplorasi 

/Eksplorasi 

Eksplorasi 

R R & & D 

D 

LAMPIRAN P3.1 

ROADMAP INDUSTRI ENERGI NUKLIR 2025 

2005-2010 2005-2010 2005 2010 2011-2015 2011-2015 2011 2015 2016-2025 2016-2025 2016 2025 

Basis data untuk 

pengambilan kebijakan 

pengelolaan energi nuklir 

jangka panjang 

Eksplorasi daerah potensial 

di Indonesia 

Pemilihan teknologi bahan 

bakar nuklir 

Persiapan 

pembangunan 

& operasi 

Kajian teknoekonomi 

bahan 

bakar nuklir 

Litbang 

operasi dan 

perawatan 

PLTN 

Litbang teknologi 

daur bahan 

nuklir 

52 

PLTN 1, 2, 3 & 4 beroperasi 

Tahun 2016, 2017, 2023 & 2024 

4-5% listrik Jamali, < 4 cUS$/kWh 

Konstruksi PLTN 1 & 2 

Tahun 2010 dan 2011 

Konstruksi PLTN 3 & 4 

Tahun 2018 dan 2019 

Desain pabrik 

pengolahan bahan dan 

elemen bakar nuklir 

Desain sistem dan 

komponen PLTN 

Peta Cadangan 

Uranium di seluruh 

Indonesia 

Teknologi reaktor dan 

Desain dan rancang-bangun 

sistem PLTN 

Sistem & komponen PLTN 

Rancang-bangun pabrikasi 

bahan bakar nuklir dan limbah 

Litbang 

keselamatan 

PLTN 

Pemetaan cadangan uranium di seluruh wilayah 

Indonesia 

Pabrikasi bahan bakar nuklir 

dan proses pengolahan limbah 

Litbang 

industri 

komponen 

PLTN

LAMPIRAN P3.2 

ROADMAP PEMBANGUNAN ENERGI NUKLIR 2000-2025 

Sosialisasi 

PLTN 

2000 2005 2010 2015 

2020 

Perencanaan 

Energi Nasional 

Opsi Nuklir 

Pembentukan 

“Owner” 

Keputusan 

Pembangunan 

PLTN 

Tender 

PLTN 1&2 

Konstruksi 

PLTN-2 

Konstruksi 

PLTN-1 

53 

Tender 

PLTN 3&4 

Operasi 

PLTN-1 

Operasi 

PLTN-2 

Konstruksi 

PLTN-4 

Konstruksi 

PLTN-3 

Operasi 

PLTN-3 

Operasi 

PLTN-4 

2025

LAMPIRAN P4.1 

BIODIESEL TECHNOLOGY ROADMAP 

Year 2005-2010 2011-2015 2016-2025 

Market 

Product 

Technology 

R&D 

Pemanfaatan Biodiesel 

Sebesar 2% Konsumsi Solar 

720.000 kL 

Biodiesel 

Sawit 

& Jarak Pagar 

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 

Test Property, 

Performance 

Dan 

standarisasi 



1.5 juta kL 

STANDARD BIODIESEL NASIONAL 

Plant 

Desain 

Enjiniring 

54 

Biodiesel Sawit, 

Jarak Pagar, Tumbuhan lain. 

Etanol dari (ekses) gliserin 

Commercial Plant 

Kapasitas 30.000 s/d 

100.000 Ton/tahun 

Teknologi 

Pembuatan 

aditif 

Optimasi 

Dan 

Modifikasi 

Desain plant 



4.7 juta kL 

High/superior performance 

Biodiesel 

(angka setan tinggi, 

titik tuang rendah) 

Test Property, 

Performance 

Dan 

standarisasi 

“High Performance 

Biodiesel Product 

Commercial Plant”

LAMPIRAN P4.2 

ROADMAP GASOHOL 

Year 2005 – 2010 2011-2015 2016-2025 

Market 

Product 

Technology 

R & D 

Sosialisasi Gasohol E-10 

di Jakarta dan kota besar 

lainnya ( 2%) 

Gasohol E-10 

(Bioetanol dari molases & pati) 

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 

Pengemb. 

Membrane utk 

dehidrasi 

Produksi bietanol 99,5% dg laju produksi 

dan rasio energi tinggi berbahan baku pati 

dan nira pada skala komersial 60 KL/hari 

Perbaikan 

Strain Yeast 

Penggunaan Gasohol 

sebesar 3% Konsumsi 

Bensin 

Gasohol (Bioetanol dari pati dan 

nira) 

STANDARD GASOHOL NASIONAL 

55 

Teknologi 

Proses 

Fermentasi 

Penggunaan Gasohol 

sebesar 5% konsumsi 

Bensin 

Gasohol (Bioetanol dari 

lignoselulosa, pati, nira ) 

Produksi bioetanol dari 

lignoselulosa pada skala komersial 

60 KL/hari 

Pengemb. serat 

selulosa sbg bahan 

baku bietanol & bahan 

bakar

Pengembangan demo 

plant 8 kL/hari 


Pembangunan 

17 plant @ 60kL/hari 

2006 2008 

Pembangunan 


LAMPIRAN P4.2 

ROADMAP GASOHOL (2) 

Pembangunan 


2011 

56 

Pembangunan 


2016 

2025

LAMPIRAN P4.3 

ROADMAP BIO OIL 

Year 2005 – 2010 2011-2015 2016-2025 

Market 

Product 

Technology 

R & D 

Sosialisasi dan 

Penggunaan Bio Oil di di 

Jawa Barat ( 2%) 

Bio Oil 

(Crude) 

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 

Sumber daya 

limbah biomasa 

sebagai baku bio 

oil 

Emulsifikasi 

Produksi dan upgrading bio oil pada skala 

komersial 50-100 ton/hari 

Konversi 60-80% 

57 

Penggunaan Bio Oil 

sebesar 2% Konsumsi 

Minyak Bakar 

Bio Oil 

(treated) 

Standard Bio Oil untuk Keperluan Panas Standard Bio Oil untuk keperluan panas dan mesin 

Teknologi 

Pirolisa 

Cepat 

Penambah 

an Solvent 

Penggunaan Bio Oil 

sebesar 2,5% konsumsi 

Minyak Bakar & IDO 

Bio Oil 

(treated) 

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

Demo plant bio oil 

100 kg bhn baku/jam 

Pembangunan demo plant bio oil 

1 ton bhn baku/jam 

LAMPIRAN P4.3 

ROADMAP BIO OIL (2) 

Pembangunan demo plant bio oil 

4 ton bhn baku/jam 

2005 2009 2011 2016 2025 

Produksi Bio Oil 

400 juta liter 

Pengembangan Upgrade 

Bio Oil 

58 


700 juta liter 


900 juta liter

Market 

Product 

Technology 

R&D 

Resources 

LAMPIRAN P5.1 

ROADMAP ENERGI SURYA 

Year 2005 2010 2015 2025 

Penggunaan khusus 

Telekomunikasi, dll 

$5/W 

PV cell, panels 

Crystalline 

Single crystal 

wafers 

Silicon 

purification 

Residential, 

Microgrids 

$2/W 

PV Panels, 

Batteries,controls 

dan sistem 

Criystallin 

and thin film 

Special bateries 

components 

Batteries, 

components 

High purity 

gases 

59 

Thin film 

Building integrated 

PV, architetural glass 

$3/W 

Semi 

Crystalline 

wafers 

Special PV panel 

PV panels, 

System contgrol 

Criystallin, 

thin film, and concentrator 

Metalorganic 

gases 

HP 

Quartz glass 

Special 

coating 

High purity 

Silicon 

$20/kg 

Utilitas, grid 

$0.5-1/W 

Investment Supply chain Competence 

High Eff 

cells

LAMPIRAN P5.2 

SASARAN PENGEMBANGAN PEMANFAATAN 

PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SURYA 

2005 - 2025 

16.8 MWp 25,6 MWp 

17,1 MWp 

11.1 MWp 

2005 2010 2015 2020 2025 

60

LAMPIRAN P6 

ROADMAP FUEL CELL 

Year 2005 2010 2015 2025 

Market 

Product 

Technology 

R&D 

Resources 

Residential, 

Special usage 

Modul PEFC 2- 5 kW 

LC 30-40 % 

PEFC 

temp

No. 

1 

2 

3 

4 

5 

6 

JENIS BBM 

M. Tanah 

- Rumah Tangga 

- Industri 

Premium 

M. Solar 

- Transportasi 

- Industri 

M. Diesel 

M. Bakar 

Avtur 

LAMPIRAN Q1 

KEBIJAKAN SUBSIDI HARGA BBM 

TAHAP 

I 

R 

R 

R 

R 

R 

R 

R 

R 

TAHAP 

II 

R 

R 

R 

R 

R 

R 

R 

NR 

TAHAP 

III 

R = Regulated : Harga ditetapkan Pemerintah (masih mengandung subsidi harga) 

SR = Semi Regulated : Harga menuju kepada harga keekonomian (masih mengandung subsidi harga) 

NR = Non Regulated : Harga Patokan (sudah tidak mengandung subsidi harga) 

Kategori BBM (Tahap II) : Premium, M.Tanah, M.Solar, M.Diesel, M.Bakar 

Kategori Non BBM (Tahap III) : M. Bakar, Avtur, Avgas, LPG, Pelumas, Aspal, Parasilin, dll 

R 

R 

R 

R 

R 

SR 

NR 

NR 

TAHAP 

IV 

R 

R 

62 

TENTATIF 

R 

NR 

TAHAP 

SELANJUT 

-NYA 

R 

NR 

NR 

Rumah Tangga, Usaha Kecil, 

komersial, nelayan tradisional 

Industri 

7 Avgas 

R NR NR NR NR NR 

Industri Penerbangan 

R 

R 

R 

NR 

NR 

NR 

TAHAP 

V 

SR/NR 

R 

NR 

NR 

NR 

NR 

R 

NR 

NR 

NR 

NR 

NR 

KONSUMEN 

Angk. Pribadi, Angk. Umum, 

Motor/Ojek 

Angk. Pribadi, Angk. Umum, 

Angk. Laut, Kapal Penangkap ikan, 

Industri, PLN, Pertambangan 

Industri, PLN, Angk. Laut Domestik 

Kapal Berbendera Asing, Kapal 

Tujuan Luar Negeri, Pertambangan 

Industri, PLN, Angk. Laut Domestik 

Kapal Berbendera Asing, Kapal 

Tujuan Luar Negeri, Pertambangan 

Industri Penerbangan

PERTIMBANGAN 

EKONOMI 

LAMPIRAN Q2 

KEBIJAKAN 

PENYESUAIAN TARIF DASAR LISTRIK (TDL) 

Sen $/kWh 

X 

5,5 - 6 

3 

1 

Realisasi 

(karena perubahan nilai tukar) 

Bantuan Dana Investasi Pemerintah 

Subsidi Listrik 

Terarah 

TDL rata-rata 

TDL “Duafa” 

(s.d. 450 VA) 

PERTIMBANGAN POLSOSKAM 

63 

Rencana 

TDL KEEKONOMIAN 

Automatic Tariff Adjustment 

Surplus untuk Dana Investasi 

Biaya Pokok Penyediaan 

Batas 

Atas 

(Cap) 

Tahun 

Batas 

Bawah 

(Floor)

PERTIMBANGAN 

EKONOMI 

HARGA 

KEEKONOMIAN 

LAMPIRAN Q3 

GAMBARAN TAHAPAN RASIONALISASI HARGA BBM 

BPP 4 ) 

Rp/liter 

Subsidi BBM 

Harga BBM rata-rata 

BBM Bersubsidi (Minyak tanah RT, 

Minyak solar transportasi) 

PENUGASAN PERTAMINA 1 ) 

PERTIMBANGAN POLSOSKAM 

64 

? 

2010 

Tahun 

1 ) Sesuai UU No.22/2001 penugasan PERTAMINA sampai November 2005 3 ) Sesuai amandemen UU 22/2001 tentang Migas 

2 ) Penugasan PSO dapat kepada PERTAMINA atau lembaga lain 4 ) Saat ini mengacu pada MOPS + 15% 


Fee 

Pelaksana 

PSO 

2 ) 

Return 

Batas Atas 

(Cap) 3 ) 

Batas Bawah 

(Floor) 3 )

Aspek 

Materi 

Domain 

Makro 

(Institusi) 

Mikro 

(Korporasi/ 

Lembaga 

KEBIJAKAN 

Ketentuan ttg a.l.: 

• Rencana Umum 

• Prioritas Pemanfaatan 

•D M O 

• Penggunaan 

Teknologi 

• Pembagian Wilayah 

• Penetapan Jaringan 

Nasional 

Menteri c.q Dirjen ybs 

LAMPIRAN R1 

KERANGKA REGULASI ENERGI 

REGULASI 

BISNIS 


• Perizinan 

• Harga jual dan 

pentarifan 

• Wilayah usaha 

Menteri c.q Dirjen 

ybs*) 

BPH MIGAS **) 

PEKERJA 


• Standarisasi 

• Pemberlakuan 

standar 

•K3 

REGULASI 

UMUM 




standar 

• Persyaratan 

instalasi 

Mineral : BUMN (PT. Timah, PT. Aneka Tambang); Non-BUMN (a.l. Rio Tinto, NMH) 

Batubara : BUMN (PT.BA), Non-BUMN (a.l. KPC, Arutmin) 

Panas Bumi :BUMN ( - ) ; Non-BUMN (a.l. PT. Geo Dipa Energy) 

Migas : BUMN (PT. Pertamina, PT PGN) ; Non-BUMN (a.l. PT. CPI, Medco) 

Listrik : BUMN (PT. PLN) ; Non-BUMN (PT. Indonesia Power, 

PT PJB, PT. PLN Batam, 

PT. Paiton Energy) 

65 

REGULASI KETEKNIKAN 

KESELAMATAN 

Keterangan: 

• Izin hanya dikeluarkan oleh Instansi Pemerintah 

• Lembaga Akreditasi adalah sesuai ketentuan perundang-undangan : 

- Bidang M.S.T.Q adalah KAN 

- Bidang Jasa Kontruksi adalah LPJK 

- Bidang Jasa Non-Konstruksi adalah Departemen Teknis (ESDM) 

• Sertifikasi dikeluarkan oleh lembaga sertifikasi yang telah diakreditasi 

• Metrologi legal (untuk keperluan transaksi perdagangan) adalah kewenangan Deperindag 

• Penetapan Standar Nasional Indonesia (SNI) oleh BSN, pemberlakuan SNI oleh Menteri Teknis (ESDM) 

LINGKUNGAN 

Ketentuan ttg 

a.l.: 



standar 

•AMDAL 

Menteri c.q Dirjen ybs 

INSTALASI 

Ketentuan ttg 

a.l.: 



standar 

•Kawasan 

Keselamatan 

Operasi (KKO) 

• Pengamanan 

Obyek Vital 

(Obvit) 

INFRASTRUKTUR 

TEKNOLOGI 

Ketentuan ttg 

a.l.: 

• Akreditasi 

• Sertifikasi 

• Kalibrasi 

• Metrologi 

• Lembaga 

Akreditasi 

• Lembaga 

Setifikasi 

NON- 

REGULASI 


• Badan Layanan 

Umum 

• Badan yg Mewakili 

kepemilikan 

pemerintah 

Menteri c.q 

“Unit yang menangani 

pelayanan geologi” 

Menteri c.q. Balitbang 

BP MIGAS 

(BHMN) 

*) Kecuali regulasi ekonomi untuk : 

- Hilir Migas di semua wilayah 

**) Khusus untuk Hilir Migas di semua wilayah 

Menteri c.q. Diklat

Sumber 

Daya 

Migas 



Minerba 



Panas 

Bumi 

LAMPIRAN R2 

KONSTALASI INDUSTRI PRIMER–SEKUNDER 

Hulu (Mengangkat dari 

perut bumi) 

Migas 

Eksplorasi / 

Eksploitasi 

Mineral dan Batubara 

(Minerba) 

Eksplorasi / 

Eksploitasi 

Panas Bumi 

Eksploitasi / 

Produksi 

Pengolahan 

Smelter 

Hilir (Mengolah menjadi produk energi / logam batangan) 

Pembangkitan 

Listrik 

INDUSTRI PRIMER INDUSTRI SEKUNDER 

Pengangkutan/ 

Transmisi 

Angkutan 

Khusus 

Transmisi 

Penyimpanan / 

Penimbunan 

Penimbunan 

Distribusi 

Listrik 

“Domain” Menteri yang bertanggung jawab di bidang Energi dan Mineral 

66 

Niaga 

Trader 

Tanpa Aset 

Niaga 

Niaga 

Penjualan 

Agen 

A 

B 

C 

(Meningkatkan Nilai Tambah) 

Pelanggan 

Listrik 

Hasil : 

Produk 

lanjut 

Produk 

lanjut 

A. Produk Energi 

B. Produk Mineral 

(logam/emas batangan) 

C.Listrik

Eksplorasi Eksploitasi 

LAMPIRAN R3 

TAKSONOMI BIDANG USAHA 

DALAM 

STRUKTUR INDUSTRI PERMINYAKAN NASIONAL 

Aliran Crude Oil 

Aliran BBM 

dan/atau Hasil 

Olahan Lainnya 

Aliran Transaksi 

Usaha 

Usaha 

Pengolahan 

Usaha 

Pengangkutan 

67 

Usaha 

Penyimpanan 

(Crude Crude Oil) Oil 

Usaha 

Penyimpanan 

Usaha Niaga 

Umum 

(dengan dengan Aset) Aset 

Usaha Niaga 

Terbatas 

tanpa Aset 

(Trader Trader) 

Ekspor (Crude) 

Impor (Crude) 

Impor (BBM) 

Ekspor (Produk 

Kilang) 

Konsumen 

Industri Hulu Industri Hilir End Users 

Usaha Eksplorasi/Produksi 

yang dijual adalah produk 

Usaha Pengolahan, Pengangkutan dan Penyimpanan yang dijual adalah jasanya, 

sedangkan untuk Usaha Penjualan yang dijual adalah produknya

Aliran Gas 

KK : Konsumen Kecil 

KM : Konsumen Menengah 

KB : Konsumen Besar 

(Pembedaan Konsumen 

Berdasarkan Kuantitas) 

Eksplorasi 

Usaha 

Eksplorasi/Eksploitasi 

Eksploitasi 1 ) 

LAMPIRAN R4 


DALAM 

STRUKTUR INDUSTRI GAS BUMI NASIONAL 

Usaha 

Pengolahan 2 ) 

Kilang LNG 

Kilang LPG 

Usaha 

Pengangkutan 2 ) 

Pengapalan 

Transmisi 

Distribusi 

Angkutan 

Laut/ 

Darat 

Angkutan Laut/ 

Darat CNG 3 ) 

68 

Usaha 

Penyimpanan 2 ) 

Receiving 

Terminal 

Storage 

Usaha 

Niaga 2 ) 

Tanpa Aset 

Ekspor 

LNG 

LPG 

Gas 

Impor 

Industri Hulu Industri Hilir End Users 

Trader 

Dengan Aset 

Niaga Umum 

(Usaha 

Penjualan) 

Pembotolan 

LNG 

LPG 

KK, KM, KB 

(melalui pipa 

atau bejana 

khusus) 

KK,KM,KB 

KK,KM,KB 

KB

LAMPIRAN R5 

PRINSIP – PRINSIP 

PENGATURAN INDUSTRI HILIR MIGAS 

PASAR “REGULATED” 

Market Rules 

“Others” 

Fungsi 

Pengatur 

Pengaturan 

Fungsi 

Pengawas 

Pengawasan 

Kondisi 

Pasar 

“Others” 

Oleh Menteri ESDM cq. Dirjen Migas 

69 

PASAR “REGULATED” 

Market Rules 

Gas Pipa dan 

BBM (Regulated/ 

Bersubsidi) 

Fungsi 

Pengatur 

Pengaturan 

Kondisi 

Pasar 

Gas Pipa 

Fungsi 

Pengawas 

Pengawasan 

Oleh BPH – Migas (Pasal 46) 

(Badan Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian BBM dan 

Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui Pipa)

LAMPIRAN R6 

REGULASI INDUSTRI HILIR MIGAS : 

PRINSIP-PRINSIP PENANGANAN BARANG PUBLIK (PUBLIC GOODS) 

BBM (Regulated) 

a.Premium 

b.Solar 

JENIS 

c.Minyak Tanah 

BBM (Non-Regulated) 

Pertamax 

BBG (Regulated) 

Gas Kota 

BBG (Non-Regulated) 

LPG 

KEBIJAKAN 

MESDM 

MESDM 

MESDM 

MESDM 

MESDM 

MESDM 

Keterangan : 

* ) Standar Mutu dan Keselamatan Migas 

** ) Standar Pelayanan dan Harga Jual 

*** ) Penetapan Kisaran harga oleh pemerintah 

REGULASI 

KETEKNIKAN * ) 

YANG 

MENGATUR 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DiJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

YANG 

MENGAWASI 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

YANG 

MENGATUR 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

MESDM 

cq. DJMigas 

BPH-Migas 

MESDM 

cq. DJMigas 

70 

REGULASI 

USAHA ** ) 

YANG 

MENGAWASI 

BPH-Migas 

BPH-Migas 

BPH-Migas 

BPH-Migas 

BPH-Migas 

MESDM 

cq. DJMigas 

OBLIGATION 

TO 

SUPPLY 

Pertamina + ) 

Pertamina + ) 

Pertamina + ) 

Produsen 

Utilitas Gas 

(PGN) 

Produsen 

PENETAPAN PENYIDIKAN 

HARGA THD 

JUAL/ PENCURIAN/ 

TARIF PENGOPLOSAN 

*** ) 

Keppres 

Keppres 

Keppres 

Pertamina/ 

Elnusa 

Kepmen 

MESDM 

Pertamina 

+ ) Penugasan selama masa transisi (s.d. Nopember 2005), sesuai UU 22/2001 Pasal 62 

++ ) Sesuai UU 22/2001 Pasal 50 

POLRI/PPNS ++ ) 





POLRI/PPNS ++ )

LAMPIRAN R7 


DALAM 

STRUKTUR INDUSTRI PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK 

(UU No 15 Tahun 1985) 

P T D 

BU 

Pembangkitan 

Dimiliki oleh PLN 

Dimiliki oleh Sektor Swasta 

71 

Konsumen

Komunitas 

Industri Energi 

Pertamina 

PTBA 

PGN 

PLN 

Swasta 

LAMPIRAN S 

KELEMBAGAAN BIDANG ENERGI 

Balitbang 

ESDM 

(Pengembangan) 

Universitas 

(Riset Dasar) 

Lembaga 

(Riset 

Terapan) 

BPPT 

(Pengkajian 

Teknologi) 

72 

Komunitas Ristek 

Imported 

Tech. 

Tech. content 

Indigenous Tech. 

Technology Technology Policy Policy 

Imported Tech. 

Catatan : 

Usulan MESDM ini telah disetujui dalam paparan untuk Landmark Teknologi di BPPT 

Pengembangan Kebijakan Ristek

blueprint pengelolaan energi nasional 2005 - Pusat Sumber Daya ...

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?