ABSTRAK
Indonesia memiliki cadangan gas non konvensional berupa shale gas yangcukup besar yaitu sebesar 574 Tcf (hypothetical resources), yang belumdiexplorasi hingga saat ini. Potensi shale gas ini perlu untuk segera dimanfaatkanuntuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri yang diperkirakan akan meningkatdengan pesat di masa akan datang. Data-data biaya CAPEX dan OPEX akandiambil dari contoh pengembangan shale gas di Marcellus basin sebagaibenchmark. Profil produksi gas diestimasi dengan menggunakan modelpersamaan exponensial menurun.Dari hasil analisa keekonomian diketahui bahwa pengembangan shale gas diSumatera Selatan akan potensial menguntungkan secara komersial apabila salesgas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU, FTP (first trance petroleum)sebesar 0% dan profil produksi sedang atau tinggi. Sedangkan bila sales gas dijualdengan harga awal 6 USD/MMBTU akan kurang menguntungkan bahkan padaprofil produksi tinggi sekalipun. Hasil analisa sensitivitas menunjukkan bahwaperubahan besaran harga gas dan produksi gas memberikan pengaruh positifterhadap IRR dan BEP, sedangkan perubahan besaran CAPEX memberikanpengaruh sebaliknya. Perubahan besaran harga gas memberikan pengaruh yanglebih besar baik terhadap IRR maupun BEP dibandingkan perubahan produksigas. Pemberian insentif berupa penetapan FTP sebesar 0% (dibandingkan dengankondisi normal FTP sebesar 20%) memberikan pengaruh yang relatif kecilterhadap IRR dan BEP. Apabila gas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU danFTP sebesar 0%, maka pada recovery factor sebesar 10% dari potensi kandunganshale gas di Sumatera Selatan, dapat diperoleh potensi pemasukan buatpemerintah Indonesia sebesar 352 trilyun rupiah.

---

ABSTRACT
Indonesia has hypothetical resources of unconventional shale gas about 574tcf that has not been explored yet. The potential of shale gas resources should beutilized to fulfill the fast growing demand of natural gas expected in the future.CAPEX and OPEX cost will be adopted from example of shale gas developmentof Marcellus shale as a benchmark. Gas production profile will be estimated byusing declining exponential model of equation.The economic analysis result shows that shale gas development in SouthSumatera will be feasible if initial price of sales gas is 10 USD/MMBTU, FTP is0% and gas production profile is medium or high type. On the other hand if initialsales gas price is at 6 USD/MMBTU then it will not be feasible even at highproduction profile. Sensitivity analysis result shows that sales gas price andproduction profile will give positive impact to IRR and BEP. In contrary, CAPEXwill give negative impact. Sales gas price will give higher impact than gasproduction. Government incentive like FTP at 0% (instead of 20% at normalcondition) will give insignificant impact to IRR and BEP. In case sales gas is at 10USD/MMBTU and FTP at 0%, with recovery factor of 10% from hypotheticalshale gas resources in South Sumatera, it is estimated that the potential income toIndonesian Government is about 352 trillion rupiah.