4

BAB II Kajian Pustaka

II.1 Analisis input output

II.1.1 Tabel Input-Output

Hubungan timbal balik dan saling keterkaitan antara satuan kegiatan (sektor)

perekonomian dengan sektor lain secara menyeluruh dapat digambarkan

menggunakan tabel input-output. Tabel input-output pada dasarnya adalah matriks

yang menyajikan informasi tentang transaksi barang dan jasa serta saling keterkaitan

antara sektor satu dengan sektor lain dalam suatu wilayah pada suatu periode waktu

tertentu. Masing-masing baris pada tabel input-output menunjukkan bagaimana

output suatu sektor dialokasikan untuk memenuhi permintaan antara sektor lain dan

permintaan akhir. Sedangkan masing-masing kolom menunjukkan pemakaian input

antara dan input primer oleh suatu sektor di dalam proses produksi.

Untuk memperoleh gambaran tentang struktur tabel input-output, pada Tabel II.1

disajikan contoh tabel input-output untuk sistem perekonomian yang terdiri dari 2

sektor produksi, yaitu sektor 1 dan 2.

Tabel II.1 Contoh Tabel Input-Output untuk Sistem Perekonomian dengan Dua Sektor Produksi

Alokasi Output Permintaan Antara

Sektor Produksi Struktur Input 1 2

Permintaan Akhir

Jumlah Output

1 z11 Z12 Y1 X1 Input Antara

Sektor Produksi 2 Z21 Z22 Y2 X2

Nilai Tambah Bruto W1 W2 Jumlah Input X1 X2

Berdasarkan cara pengisian angka-angka ke dalam sistem matriks, maka dapat dilihat

bahwa angka-angka setiap sel pada Tabel II.1 memiliki makna ganda. Angka pada

5

suatu sel pada transaksi antara misal z12, jika dilihat menurut baris menunjukkan

besar output sektor 1 yang dialokasikan untuk memenuhi permintaan antara di sektor

2. Sedangkan jika dilihat menurut kolom, z12 mununjukkan besar input yang

digunakan oleh sektor 2 yang berasal dari sektor 1.

II.1.2 Demand-Side Input-Output Models

Apabila dilihat berdasarkan baris dari Tabel II.1, dapat disimpulkan bahwa Jumlah

Output suatu sektor, sama dengan jumlah ouput antara sektor tersebut,

ditambah dengan Permintaan Akhir, . Jadi untuk perekonomian dengan dua sektor

seperti contoh di atas,

dan

atau

Apabila setiap elemen dari kolom matriks transaksi dibagi dengan Jumlah Output dari

sektor yang sama, diperoleh matriks direct-input coefficient, . Jadi apabila elemen

matriks adalah maka . Persamaan untuk dapat ditulis sebagai

berikut,

Persamaan dapat ditulis ulang menjadi,

6

Jadi perubahan terhadap permintaan akhir, akan mengakibatkan perubahan pada

Jumlah Ouput, sebesar

Matriks disebut sebagai input inverse matrix.

II.1.3 Supply-Side Input-Output Models

Apabila setiap elemen baris dari matriks transaksi Z pada Tabel II.1 dibagi dengan

jumlah output dari baris tersebut, diperoleh matriks direct-output coefficient, . Jadi

apabila elemen matriks adalah maka . Persamaan untuk dapat

ditulis sebagai berikut,

Apabila dilihat berdasarkan kolom, Jumlah Output untuk suatu sektor, merupakan

jumlah dari input antara untuk sektor tersebut, ditambah dengan Nilai Tambah

Bruto, . Jadi untuk perekonomian dengan dua sektor seperti contoh di atas,

dan atau

Persamaan di atas dapat ditulis dalam bentuk matriks sebagai berikut,

7

Karena matriks dapat ditulis sebagai , persamaan di atas dapat diubah

menjadi,

Karena , maka

Jadi perubahan pada Nilai Tambah Bruto, akan menyebabkan perubahan pada

Jumlah Input, sebesar

Matriks disebut output inverse matrix.

II.1.4 Inter-Industrial Linkage Analysis

Di dalam kerangka model input-output, produksi suatu sektor memiliki dua efek pada

sektor lain. Jika sektor j menambah outputnya, maka akan ada pertambahan

kebutuhan dari sektor j ke sektor-sektor lain yang outputnya menjadi input bagi

sektor j untuk berproduksi. Hubungan antara suatu sektor ekonomi dengan sektor lain

di mana ia membeli input disebut backward linkage. Di sisi lain, pertambahan output

di sektor j berarti ada pertambahan jumlah produk j yang dapat dipakai oleh sektor

lain sebagai input. Jadi akan ada pertambahan supply dari sektor j untuk sektor-sektor

8

lain yang menggunakan barang j dalam produksinya. Hubungan antara suatu sektor

dengan sektor lain di mana ia menjual outputnya disebut forward linkage.

Apabila backward linkage suatu sektor i lebih besar dibanding sektor j, dapat

disimpulkan bahwa nilai satu rupiah pertambahan output sektor i lebih

menguntungkan bagi ekonomi dibanding pertambahan yang sama dari sektor j

dipandang dari sudut aktivitas produksi yang akan dibangkitkannya. Apabila forward

linkage suatu sektor r, lebih besar dibanding sektor s, dapat disimpulkan bahwa satu

rupiah ekspansi output sektor r akan lebih bermanfaat dibanding pertambahan output

yang sama dari sektor s dipandang dari sudut keseluruhan aktivitas produksi yang

didukungnya.

BACKWARD LINKAGE Salah satu ukuran kekuatan backward linkage suatu sektor i adalah jumlah kolom ke i

dari direct-input coefficients matrix, yaitu . Karena koefisien-koefisien di

dalam matriks hanya mengukur efek langsung, biasanya variabel ini disebut

sebagai direct backward linkage, . Jadi

sehingga .

OUPUT MULTIPLIER Ukuran kekuatan backward linkage yang lebih komperhensif dari suatu sektor j

adalah jumlah elemen-elemen pada kolom ke j output invers matrix yaitu

. Koefisien-koefisien di dalam matriks memperhitungkan efek

langsung maupun tidak langsung sehingga variabel ini merupakan total backward

9

linkage atau lebih dikenal sebagai output multiplier masing-masing sektor, .

Jadi

Matriks baris untuk output multiplier tersebut adalah

.

FORWARD LINKAGE Paralel dengan backward linkage, direct forward linkage suatu sektor j, adalah

jumlah baris ke j dari matriks direct output coefficients, yaitu

Matriks kolom untuk direct forward linkage masing-masing sektor adalah

.

INPUT MULTIPLIER Input multiplier atau total forward linkage dari suatu sektor j, adalah

jumlah elemen-elemen pada baris ke j dari inverse output matriks, , yaitu

Matriks kolom input multiplier berbagai sektor dapat diperoleh dengan

10

II.2 Model kontrak pengusahaan migas indonesia

Model kontrak pengusahaan gas bumi Indonesa diperlukan sebagai landasan dalam

membuat analisa kebijakan dan pengambilan dasar keputusan pemberian insentif.

Dalam kajian ini hanya dibahan tentang kontrak kerja sama atau production sharing

contract. Kontrak lainnya seperti TAC dan JOB tidak di bahas karena merupakan

kontrak turunan dari PSC dan akan habis masa berlakunya dalam waktu dekat.

Sejak tahun 2001 yang lalu paradigma pengusahaan migas nasional berkembang

sedemikian rupa sejak diundangkannya UU No 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan

Gas Bumi. Dengan adanya UU Migas yang baru, maka aturan lama yang selama ini

menjadi pondasi kegiatan usaha Gas Bumi di Indonesia yaitu UU No 08 Tahun 1971

tentang Pertamina tidak berlaku lagi. Beberapa pokok perubahan paradigma tersebut

dapat dijelaskan dalam bagan pada Gambar II.1

Gambar II.1 Perubahan Paradigma Pengelolaan Gas Bumi Nasional

Dari gambar diatas, sebelum UU No 22 Tahun 2001, subyek utama kegiatan usaha

gas bumi adalah pemerintah, Pertamina dan PGN. Pemerintah bertanggung jawab

11

merumuskan kebijakan, pengaturan, pengawasan dan pembinaan, standar mutu dan

lindung lingkungan. Pertamina bertanggung jawab atas kegiatan usaha hulu dan hilir

gas. Kegiatan hulu dipegang oleh Pertamina sebagai pemegang kuasa pertambangan

seluruh Indonesia. Dalam pelaksanaannya, Pertamina bekerja sama dengan

Kontraktor hulu. Sedangkan untuk kegiatan usaha hilir gas, dilaksanakan Pertamina

secara monopolis. Disamping Pertamina, PGN melakukan kegiatan transmisi dan

distribusi gas bumi dengan segmen utama pemasokan gas ke rumah tangga,

pelanggan kecil, komersial dan industri. Masuknya PGN ke dalam bisnis gas, pada

awalnya diperuntukkan untuk mengembangkan gas kota (city gas). Namum

demikian, mengingat kemungkinan pengembangan city gas masih kurang

menggembirakan, pengembangan bisnis transmisi menjadi alternatif. Saat ini PGN

sudah merupakan perusahaan publik, dengan demikian, perannya sebagai

kepanjangan pemerintah dengan sendirinya sudah tidak berlaku lagi.

Dengan berlakunya UU No 22 Tahun 2001, subyek utama pelaku migas dipegang

oleh Ditjen Migas, BP Migas dan BPH Migas, sedangkan mekanisme usaha

diserahkan ke pasar terbuka yang memungkinkan masuknya badan usaha baru.

Berdasarkan UU Migas, Pemerintah menjalankan fungsi pengaturan (policy),

pembinaan, penentuan standar mutu, keselamatan kerja, lindung lingkungan dan

pemberian ijin usaha. Tanggung jawab utama Badan Pelaksana Migas adalah

mengatur dan mengawasi kegiatan usaha migas atas dasar kontrak kerjasama,

sedangkan BPH Migas berwenang untuk melakukan pengaturan dan pengawasan

kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian BBM dan pengangkutan gas bumi

melalui pipa. Badan ini juga punya hak untuk menetapkan harga gas bumi untuk

rumah tangga dan pelanggan kecil serta penyelesaian perselisihan usaha antar pelaku

bisnis hilir.

Perkembangan Kontrak Gas Bumi di Indonesia

Sebagaimana telah dijelaskan pada bagian terdahulu, kontrak kerjasama yang banyak

berlaku saat ini adalah kontrak bagi hasil (production sharing contract-PSC). Dalam

12

perkembangannya dan pelaksanaannya PSC mengalami perubahan-perubahan

beberapa prinsip pokoknya. Perubahan-perubahan tersebut dilakukan akibat situasi

perminyakan baik di dalam maupun di luar negeri. Dengan adanya perubahan-

perubahan tersebut, prinsip PSC dapat dikelompokkan sebagai berikut:

PSC generasi pertama (1964-1977)

Kontrak ini merupakan bentuk awal PSC. Pada tahun 1974 terjadi lonjakan harga

minyak dunia sehingga pemerintah menetapkan kebijakan bahwa sejak tahun 1974,

Kontraktor wajib melaksanakan pembayaran tambahan kepada pemerintah. Prinsip-

prinsip pokok PSC generasi I adalah:

• Manajemen operasi di tangan pertamina

• Kontraktor menyediakan seluruh biaya operasi perminyakan

• Kontraktor akan memperoleh seluruh biaya operasinya, dengan ketentuan

maksimum 40 % setiap tahun.

• Dari 60 % dibagi menjadi:

Pertamina : 65 %

Kontraktor : 40 %

• Pertamina membayar pajak pendapatan kepada pemerintah

• Kontraktor wajib memenuhi kebutuhan BBM untuk dalam negeri secara

proporsional (maksimum 25 % bagiannya) dengan harga US $ 0.20/ bbl.

• Semua peralatan dan fasilitas yang dibeli oleh Kontraktor menjadi milik

pertamina.

• Dari interest Kontraktor ditawarkan kepada perusahaan nasional Indonesia

setelah lapangan dinyatakan komersial.

• Sejak tahun 1974 sampai dengan 1977, Kontraktor diwajibkan memberikan

tambahan pembayaran kepada pemerintah.

PSC generasi kedua (1978-1987)

13

Prinsip-prinsip pokok PSC generasi II adalah sebagai berikut :

• Tidak ada pembatasan biaya pengembalian biaya operasi yang diperhitungkan

oleh Kontraktor

• Setelah dikurangi biaya-biaya, pembagian hasil menjadi :

untuk minyak : 65,91 % untuk Pertamina, 34,09 % untuk Kontraktor.

Untuk gas : 31,8 % untuk Pertamina, 68,2 % untuk Kontraktor

• Kontraktor membayar pajak 56 % secara langsung kepada pemerintah

• Kontraktor mendapat insentif :

- harga ekspor penuh minyak mentah DMO setelah lima tahun pertama

produksi

- insentif pengembangan 20 % dari modal yang dikeluarkan untuk fasilitas

produksi.

PSC generasi ke III (1988-2001) Pada tahun 1984 pemerintah menetapkan peraturan perundang-undangan pajak baru

dengan tarif 48 %. Namun peraturan tersebut baru dapat diterapkan terhadap PSC

yang ditandatangani tahun 1988, karena dalam perundingan-perundingan yang

dilakukan, pihak Kontraktor masih mempunyai kecenderungan untuk menggunakan

peraturan perpajakan yang lama. Dengan demikian pembagian hasil berubah menjadi

:

- untuk minyak : 71.15 % untuk Pertamina, 28.85 % untuk Kontraktor

- untuk gas : 42.31 % untuk Pertamina, 57.69 % untuk Kontraktor

Bagian bersih setelah dikurangi pajak :

- untuk minyak : Pertamina/Kontraktor = 85 : 15

- untuk gas : Pertamina/Kontraktor = 70 : 30

PSC generasi ke IV (2001 – sekarang)

14

PSC generasi ini dikembangkan berdasarkan UU No 22 Tahun 2001. beberapa

ketentuan yang menonjol adalah

• Diterapkannya DMO gas sebesar 25% dari produksi,

• Penetapan split antara pemerintah dan Kontraktor yang bervariasi tergantung

keekonomian lapangan.

Untuk lebih menarik investor asing menanamkan modalnya di bidang migas di

Indonesia yang nampak mulai mengalami penurunan akibat tidak menentunya harga

minyak di pasar dunia, maka pemerintah mengeluarkan beberapa insentif sebagai

berikut.

Model Kontrak Bagi Hasil

Skematika dari rincian PSC di atas untuk minyak dan gas bumi dapat dilihat pada

Gambar II.2.

15

Gambar II.2 Sistematika Kontrak Bagi Hasil (PSC) Migas Indonesia

16

Adapun penjelasan lebih lanjut dari diagram di atas adalah sebagai berikut:

a. Gross revenue (pendapatan kotor) adalah Lifting migas x harga. Lifting

merupakan minyak/gas yang dijual. Angka lifting tidak sama dengan angka

produksi sumur. Harga minyak ditentukan oleh pemerintah yang berpedoman

pada formulasi ICP (indonesia crude price), sedangkan harga gas berdasarkan

perjanjian antara Kontraktor dan pembelinya.

b. FTP (First Tranche Petroleum) adalah minyak atau gas awal yang disisihkan

sebelum dikurangi investment credit dan biaya operasi. Besarnya FTP adalah

20% (atau sesuai kontrak) dari gross revenue dan selanjutnya akan dibagi antara

pemerintah dan Kontraktor sesuai dengan porsi bagi hasil yang telah disepakati.

c. Investment credit

Sejenis insentif dari pemerintah untuk mendorong investor menanamkan

modalnya untuk mengembangkan penemuan migas. Investment credit diberikan

kepada Kontraktor sebesar persentase tertentu dari investasi kapital. Investment

credit merupakan obyek pajak.

d. Cost recovery

Jumlah biaya operasi yang dapat diganti sesuai dengan besarnya pengeluaran dan

prosedur akuntansi yang berlaku dalam suatu periode tertentu dan dikoreksi pada

akhir tahun. Apabila jumlah biaya operasi masih lebih besar dari jumlah gross

revenue pada periode yang bersangkutan, maka biaya operasi yang belum

tergantikan disebut “unrecovered cost” dan akan di”carry forward” ke tahun

berikutnya. Dengan demikian cost recovery terdiri atas biaya operasi tahun lalu

yang belum tergantikan, biaya operasi tahun yang bersangkutan, dan depresiasi

terhadap modal kapital tahun sebelumnya dan tahun berjalan.

e. Non Capital Cost

Biaya operasi yang berkaitan dengan operasi pada tahun berjalan, termasuk biaya-

biaya survey dan pemboran eksplorasi, pemboran pengembangan, meliputi tenaga

kerja, material, jasa, transportasi serta biaya umum dan administrasi dan lain-lain.

f. Capital Cost

17

Seluruh biaya yang dikeluarkan untuk pembelian/pembangunan aset yang

mempunyai umur manfaat lebih dari 1 (satu) tahun.

g. Depresiasi

Nilai susut suatu barang yang berumur manfaat lebih dari 1 (satu) tahun , dihitung

berdasarkan beberapa metode: straight line, declining balance, double declining

balance, delining balance with lump sum payment atau declining balance with

straight line switch.

h. Equity to be split (ETS)

Sejumlah perolehan setelah dikurangi dengan investment credit dan cost recovery

yang dibagi antara pemerintah dengan Kontraktor sesuai dengan share yang telah

ditentukan.

i. Indonesia share

Bagian pemerintah dari ETS. Besarnya sesuai dengan share yang ditentukan

dalam kontrak.

j. Contractor share

Bagian Kontraktor dari ETS. Besarnya sesuai dengan share yang ditentukan

dalam kontrak.

k. DMO

Domestic Market Obligation (DMO) adalah kewajiban Kontraktor kepada

pemerintah untuk menyerahkan sejumlah 25% dari bagian migas dalam rangka

untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar dalam negeri. DMO akan dikenakan

apabila ETS lebih besar dari FTP.

l. DMO Fee

Imbalan yang diberikan pemerintah atas penyerahan DMO dengan ketentuan 60

bulan pertama sejak produksi harganya 100 % ICP dan selanjutnya 10% (atau

sesuai kontrak) ICP.

m. Taxable income

Pendapatan Kontraktor sebelum kena pajak. Merupakan penjumlahan DMO fee,

contractor share sesudah DMO, dan investment credit.

n. Government Tax

18

Pajak yang harus dibayar oleh Kontraktor sesuai dengan perundangan yang

berlaku.

o. Net contractor income

Pendapatan Kontraktor setelah dikurangi biaya-biaya operasi, pajak dan lain-lain.

p. Bonus-bonus

Pendapatan yang harus dibayar Kontraktor pada pemerintah atas prestasi produksi

yang telah dicapai.

q. Indonesia take

Seluruh pendapatan bersih Indonesia dari migas baik yang berasal dari ETS,

DMO, bonus-bonus, maupun pajak.

r. Contractor take

Seluruh pendapatan bersih Kontraktor dari migas setelah dikurangi biaya-biaya

dan pajak.

II.3 Cadangan

Cadangan gas bumi Indonesia status 1 Januari 2006 sebesar 185.8 TCF, terdiri dari

97,3 TSCF proven reserve, dan 88,5 TSCF potential reserve. Sebaran cadangan gas

bumi nasional diperlihatkan pada Gambar II.3 dan Gambar

II.4

19

Sumber, Ditjen Migas 2007

Gambar II.3 Cadangan Gas Bumi Indonesia (Status 01 Januari 2007)

Pada Gambar II.3 diperlihatkan cadangan gas Indonesia sebagian besar terkonsentrasi

di Natuna, Kalimantan, Papua dan Sumatera Selatan. Cadangan gas di Natuna belum

dieksplorasi, sedangkan cadangan di Papua masih dalam tahap pengembangan.

Supply gas alam Indonesia selama ini berasal dari Kalimantan dan Sumatera Selatan

yang saat ini telah mengalami penurunan produksi secara alami.

20

Sumatera Selatan13.3%

Jawa Barat3.3%

Jawa Timur5.6%

Sulawesi2.5%

Papua13.0%

Kalimantan26.3%

Sumatera Tengah4.2%

Sumatera Utara0.7%

NAD2.4%

Natuna28.9%

Sumber: Ditjen Migas, 2006

Gambar II.4 Distribusi Cadangan Gas Bumi Indonesia

II.4 Produksi dan Pemanfaatan

Produksi gas bumi nasional dalam 2 tahun terakhir mengalami penurunan walaupun

cadangan gas bumi nasional sebagaimana diulas di atas terus mengalami kenaikan.

Pada tahun 2004 produksi nasional mencapai 3,03 TCF, sedangkan pada tahun 2003

3,16 TCF dan tahun 2002 3,04 TCF. Penurunan produksi ini disebabkan disebabkan

menurunnya produksi di Aceh akibat gangguan keamanan. Sedangkan untuk wilayah

Kalimantan Timur terjadi kenaikan, terutama disebabkan pemindahan beban produksi

untuk memenuhi komitmen dengan pembeli luar negeri akibat ditutupnya ladang gas

di Aceh. Demikian pula produksi gas di Jawa Timur sudah mengalami penurunan

disebabkan menurunnya produksi gas lapangan Kangean. Lebih lanjut tentang

produksi gas bumi di Indonesia dapat di lihat pada Tabel II.2.

21

Tabel II.2 Produksi Gas Bumi Nasional 2001-2006

Tahun Total Sales(mmscfd) Total Gross(mmscfd)

2001 6,274.3 7,551.6

2002 7,021.4 8,276.0

2003 7,158.0 8,533.5

2004 7,127.2 8,384.3

2005 6,984.5 8,249.9

2006 7,068.2 8,279.2

Sumber: Ditjen Migas 2005

Pada tahun 2004 Indonesia memproduksi 8,3 BSCFD atau sekitar 3,03 TSCF.

Dari jumlah tersebut 444,84 BSCF digunakan untuk keperluan sendiri. Yang

dimaksud dengan digunakan sendiri adalah penggunaan gas bumi untuk kebutuhan

aktivitas produksi, pengolahan dan kompresi gas bumi pada pipa transmisi gas bumi.

Total pemanfaatan gas bumi diluar pemakaian sendiri adalah 2,585 TSCF. Dari

jumlah tesebut 62,2 % digunakan untuk ekspor. Hanya 37,8 % yang digunakan untuk

keperluan domestik. Data pemanfaatan gas bumi dapat dilihat pada Tabel II.3.

22

Tabel II.3 Pemanfaatan Gas Bumi

Ekspor 1.607.971

Ekspor ke Singapura 145.474

Ekspor LNG 1.462.497

Ekspor LPG 0.000

Domestik 977.320

Pembangkit Listrik 169.457

Pupuk Petrokimia 253.708

Gas Kota 253.230

Kilang Minyak 20.497

LPG Plant 33.058

Pabrik Semen 0.000

Lain-lain 247.371

Total 2.585.290

Sumber: Ditjen Migas 2005

II.5 Data Pasokan dan Kebutuhan Gas Bumi

Data pasokan dan permintaan gas bumi di representasikan dengan neraca pasokan dan

permintaan gas bumi. Neraca pasokan dan permintaan gas bumi atau gas balance

menunjukkan perbandingan antara supply dan demand gas bumi dalam suatu cakupan

geografis tertentu dan rentang waktu tertentu.

23

Pasokan atau supply terbagi dalam 3 kategori :

- Existing Supply

Supply berasal dari lapangan sedang dan siap berproduksi. Existing supply

menggunakan perhitungan (90%P1) untuk LNG dan (90% P1 + 50 % P2)

untuk gas pipa. Formulasi tersebut digunakan untuk mendapatkan tingkat

keyakinan terhadap estimasi cadangan dan mengantisipasi resiko alamiah

kondisi reservoir.

- Project Supply

Project Supply adalah pasokan gas yang akan dihasilkan (estimasi) dari

lapangan migas yang sedang dan akan dikembangkan. Formulasi yang

digunakan sama dengan existing supply. Project supply meliputi:

1. On Going

POD telah disetujui dan proses konstruksi sedang berlangsung

2. Plan

POD disetujui dan fasilitas konstruksi belum dibangun

3. Confirmed

Pasokan gas yang diperkirakan dari lapangan migas dimana POD sedang

diproses.

Pasokan gas yang diperkirakan dari lapangan migas dimana POD belum

diusulkan namun cadangan dan besar pasokan telah dievaluasi secara In-

House (belum dievaluasi oleh BPMIGAS)

24

- Potential Supply

Potential supply diperkirakan akan dihasilkan dari lapangan yang

cadangannya masih dikategorikan sebagai cadangan possible (P3) atau dari

cadangan new discovery. Tingkat keyakinan 90%, 50% dan 25% dari

cadangan , merupakan klasifikasi tingkat keyakinan terhadap estimasi.

Sedangkan permintaan terbagi menjadi beberapa kategori:

- Contracted Demand

Contracted Demand adalah kebutuhan gas yang didasarkan pada perjanjian

jual beli gas (PJBG/GSA) dimana pasokan sudah atau akan siap mengalir,

meliputi:

o GSA (on stream)

o GSA (going to stream)

- Committed Demand :

Committed Demand terbagi menjadi:

o Existing Capacity (feedstock/kapasitas sisa)

Kebutuhan gas didasarkan pada kapasitas pabrik yang terpasang atau sisa

kapasitas pabrik yang belum terpenuhi. Kebutuhan gas yang dialokasikan

untuk PJBG yang akan berakhir pada tahun tertentu dan diprioritaskan

antara lain Pupuk, PLN, Kilang Minyak dan Industri lain

o Confirmed Demand (HoA/MoU/Negosiasi)

Kebutuhan gas didasarkan pada pokok-pokok perjanjian (HoA), dimana

volume dan profil pasokan gas serta harga gas masih dievaluasi.

Confirmed demand juga dapat didasarkan pada Memorandum of

25

Understanding (MoU) dan proses negosiasi yang dilakukan antara KKKS

dengan para calon pembeli.

- Potential Demand :

Potential Demand adalah kebutuhan gas yang didasarkan pada hasil survey

yang dilakukan oleh KKKS

Data pasokan dan kebutuhan gas nasional menunjukkan fluktuasi supply gas bumi

disebabkan menurunnya existing supply, sedangkan project supply dan potential

supply tidak mengalami kenaikan yang signifikan. Sementara itu, contracted demand

gas bumi memang mengalami penurunan, sedangkan comitted demand dan potential

demand mengalami kenaikan signifikan (lihat Gambar II.5). Kenaikan demand gas

bumi yang paling utama datang dari pemanfaatan untuk bahan bakar industri

domestik dan kebutuhan pembangkit tenaga listrik (lihat Gambar II.6).

Gambar II.5 Grafik supply dan demand berdasarkan status kontrak gas bumi

nasional 2007-2015.

26

Gambar II.6 Grafik supply dan demand gas bumi nasional 2007-2015 berdasarkan

sektor pemanfaatan.

Data pasokan dan kebutuhan gas bumi di atas merupakan kompilasi dari data pasokan

dan kebutuhan gas bumi dari sebelas region di seluruh Indonesia. Region ditetapkan

berdasarkan jumlah cadangan gas dan besar demand gas di wilayah tersebut serta

keterhubungan jaringan pipa

Region I meliputi wilayah Nanggroe Aceh Darussalam. Data Region I menunjukkan

baik supply maupun demand gas bumi di region ini menurun. Penurunan ini

disebabkan penurunan existing supply dan ekspor meskipun project supply

meningkat. Kebutuhan untuk bahan baku industri dan pembangkit listrik di region ini

antara tahun 2007-2015 tetap. Grafik supply dan demand berdasarkan status kontrak

dapat dilihat pada Gambar II.7. Grafik supply dan demand berdasarkan pemanfaatan

dapat dilihat pada Gambar II.8.

27

Gambar II.7 Grafik supply dan demand gas bumi Region I 2007-2015 berdasarkan

status kontrak.

28

Gambar II.8 Grafik supply dan demand gas bumi Region I 2007-2015 berdasarkan

sektor pemanfaatan.

Region II meliputi wilayah Sumatera Bagian Utara. Data region ini menunjukkan

bahwa demand jauh lebih besar dibanding supply. Baik potential demand maupun

comitted demand mengalami pertumbuhan yang besar sepanjang 2007-2015. Hal ini

disebabkan peningkatan kebutuhan gas untuk dimanfaatkan sebagai bahan bakar

industri. Meskipun tidak sebesar kebutuhan bahan bakar industri, kebutuhan gas

untuk pembangkit listrik juga mengalami peningkatan. Grafik supply dan demand gas

bumi di Region II berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.9. Grafik

supply dan demand gas bumi di Region II berdasarkan sektor pemanfaatan dapat

dilihat pada Gambar II.10.

29

Gambar II.9 Grafik supply dan demand gas bumi Region II 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

30

Gambar II.10 Grafik supply dan demand gas bumi Region II 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region III meliputi wilayah Sumatera Bagian Tengah dan Sumatera Bagian Selatan

serta Jawa Bagian Barat. Di region ini banyak terdapat pembangkit listrik tenaga gas

PT PLN dan industri kimia dasar seperti pabrik ammonia-urea yang menggunakan

gas bumi sebagai bahan baku serta industri lain yang membutuhkan gas bumi sebagai

bahan bakar. Supply gas di region ini antara 2007-2015 cenderung stagnan meskipun

ada tambahan potential supply. Demand gas Region III termasuk yang tertinggi

dibanding region lain. Demand gas region ini mengalami kenaikan antara tahun 2007-

2015. Peningkatan demand didorong oleh sektor bahan bakar industri dan listrik.

Sedangkan demand untuk bahan baku industri cukup stabil. Grafik supply dan

demand gas bumi di Region III berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar

II.11. Grafik supply dan demand gas bumi di Region III berdasarkan sektor

pemanfaatan dapat dilihat pada Gambar II.12.

31

Gambar II.11 Grafik supply dan demand gas bumi Region III 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

32

Gambar II.12 Grafik supply dan demand gas bumi Region III 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region IV meliputi wilayah Jawa Bagian Tengah. Di region ini existing supply

sangat kecil. Data menunjukkan adanya project supply yang diperkirakan mulai

terealisir setelah 2008. Pasokan tersebut mencapai lebih dari 190 MMSCFD dan akan

stabil hingga 2013. Setelah 2013, pasokan akan mengalami penurunan. Demand di

region ini antara tahun 2007-2015 akan mengalami peningkatan. Peningkatan demand

yang utama datang dari kebutuhan bahan bakar pembangkit listrik dan bahan bakar

industri. Grafik supply dan demand gas bumi di Region IV berdasarkan status

kontrak dapat dilihat pada Gambar II.13. Grafik supply dan demand gas bumi di

Region IV berdasarkan sektor pemanfaatan dapat dilihat pada Gambar II.14.

33

Gambar II.13 Grafik supply dan demand gas bumi Region IV 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

34

Gambar II.14 Grafik supply dan demand gas bumi Region IV 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region V meliputi wilayah Jawa Bagian Timur. Existing supply di region ini

mengalami penurunan demikian pula dengan contracted demand. Akan tetapi demand

secara keseluruhan mengalami peningkatan. Peningkatan ini datang dari semua sektor

pemanfaatan kecuali ekspor. Peningkatan terutama datang dari pemanfaatan untuk

bahan baku industri dan energi. Sementara itu kebutuhan untuk pembangkit listrik

cenderung fluktuatif. Grafik supply dan demand gas bumi di Region V berdasarkan

status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.15. Grafik supply dan demand gas bumi

di Region V berdasarkan sektor pemanfaatan dapat dilihat pada Gambar II.16.

35

Gambar II.15 Grafik supply dan demand gas bumi Region V 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

36

Gambar II.16 Grafik supply dan demand gas bumi Region V 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region VI meliputi wilayah Kalimantan Bagian Timur. Supply gas bumi di region ini

akan mengalami penurunan sepanjang 2007-2015 karena penurunan existing supply

meskipun ada project supply dan potential supply. Demand gas bumi di region ini

termasuk relatif tinggi karena ekspor yang cukup besar. Demand relatif stabil

sepanjang tahun 2007-2015, karena meskipun ekspor mengalami penurunan yang

signifikan, muncul demand baru dari sektor bahan bakar industri dan listrik. Demand

gas bumi untuk bahan baku industri di region ini relatif stabil. Grafik supply dan

demand gas bumi di Region VI berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar

II.17. Grafik supply dan demand gas bumi di Region VI berdasarkan sektor

pemanfaatan dapat dilihat pada Gambar II.18.

37

Gambar II.17 Grafik supply dan demand gas bumi Region VI 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

38

Gambar II.18 Grafik supply dan demand gas bumi Region VI 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region VII meliputi wilayah Sulawesi Bagian Tengah. Di region ini belum ada

existing supply dan contracted demand. Di region ini hanya terdapat project supply

yang diperkirakan akan mampu berproduksi setelah tahun 2009 dan akan memasok

sekitar 325 MMSCFD. Demand gas bumi di region ini mengalami kenaikan yang

signifikan sepanjang tahun 2007-2015. kenaikan yang terbesar muncul dari

kebutuhan energi dan pembangkit listrik. Grafik supply dan demand gas bumi di

Region VII berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.19. Grafik supply

dan demand gas bumi di Region VII berdasarkan sektor pemanfaatan dapat dilihat

pada Gambar II.20.

39

Gambar II.19 Grafik supply dan demand gas bumi Region VII 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

40

Gambar II.20 Grafik supply dan demand gas bumi Region VII 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region VIII meliputi wilayah Sulawesi Bagian Selatan. Supply gas bumi di region ini

sepanjang 2007-2015 akan cenderung stabil. Selain existing supply, terdapat project

supply yang akan berproduksi setelah 2007 dan menambah kapasitas hingga

mencapai 73 MMSCFD. Existing supply yang ada digunakan untuk kebutuhan bahan

bakar industri. Demand gas bumi di region ini sepanjang tahun 2007-2015 akan

mengalami kenaikan. Kenaikan ini muncul dari pemanfaatan gas bumi untuk

pembangkit listrik. Grafik supply dan demand gas bumi di Region VIII berdasarkan

status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.21. Grafik supply dan demand gas bumi

di Region VIII berdasarkan sektor pemanfaatan dapat dilihat pada Gambar II.22.

41

Gambar II.21 Grafik supply dan demand gas bumi Region VIII 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

42

Gambar II.22 Grafik supply dan demand gas bumi Region VIII 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region IX meliputi wilayah Papua. Supply di region ini sepanjang tahun 2007-2015

akan meningkat. Existing supply memang masih kecil, hanya sekitar 1 MMSCFD.

Akan tetapi terdapat project supply yang akan mampu berproduksi penuh mulai tahun

2010 dengan kapasitas mencapai lebih dari 1080 MMSCFD. Project supply tersebut

sudah memiliki contracted demand untuk ekspor. Grafik supply dan demand gas

bumi di Region IX berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.23.

Grafik supply dan demand gas bumi di Region IX berdasarkan sektor pemanfaatan

dapat dilihat pada Gambar II.24.

43

Gambar II.23 Grafik supply dan demand gas bumi Region IX 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

44

Gambar II.24 Grafik supply dan demand gas bumi Region IX 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region X meliputi wilayah Masela. Di region ini hanya terdapat project supply yang

akan terealisir setelah tahun 2014. Demand untuk kebutuhan ekspor maupun

domestik sepanjang tahun 2007-2015 belum ada. Grafik supply dan demand gas bumi

di Region X berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.25. Grafik

supply dan demand gas bumi di Region X berdasarkan sektor pemanfaatan dapat

dilihat pada Gambar II.26.

45

Gambar II.25 Grafik supply dan demand gas bumi Region X 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

46

Gambar II.26 Grafik supply dan demand gas bumi Region X 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

Region XI meliputi wilayah Natuna. Supply gas bumi di region ini sepanjang tahun

2007-2015 akan mengalami kenaikan. Terdapat project supply yang akan terealisir

setelah tahun 2009 yang akan menambah kapasitas pasokan hingga mencapai lebih

dari 680 MMSCFD dan setelah tahun 2014 yang akan menambah kapasitas pasokan

hingga mencapai lebih dari 1600 MMSCFD. Contracted demand yang ada adalah

untuk kebutuhan ekspor. Belum ada comitted demand maupun potential demand yang

akan menyerap produksi dari project supply. Grafik supply dan demand gas bumi di

Region XI berdasarkan status kontrak dapat dilihat pada Gambar II.27. Grafik supply

dan demand gas bumi di Region XI berdasarkan sektor pemanfaatan dapat dilihat

pada Gambar II.28.

47

Gambar II.27 Grafik supply dan demand gas bumi Region XI 2007-2015

berdasarkan status kontrak.

48

Gambar II.28 Grafik supply dan demand gas bumi Region XI 2007-2015

berdasarkan sektor pemanfaatan.

II.6 Data pemanfaatan gas bumi

Gas bumi Indonesia dimanfaatkan untuk ekspor, bahan bakar pembangkit listrik, dan

bahan baku industri. Pada tahun 2006, total produksi kotor mencapai 8,185

MMSCFD. Angka tersebut berasal dari produksi Pertamina sebesar 957,5 MMSCFD

dan produksi PSC sebesar 7.225,5 MMSCFD. 65,4% dari produksi gas bumi tersebut

diekspor sedangkan 33,1% digunakan untuk kepentingan domestik. Dari 33,1% yang

digunanakan untuk kepentingan domestik tersebut, porsi terbesar digunakan oleh

industri nasional untuk bahan baku maupun sebagai bahan bakar. Penggunan untuk

pembangkit listrik oleh PLN hanya sekitar 4,6%. Neraca produksi dan pemanfaatan

dapat dilihat pada Gambar II.29 berikut ini.

49

Sumber: Migas 2006

Gambar II.29 Neraca produksi dan pemanfaatan gas bumi 2007 (Status Agustus 2007).

Grafik volume pemanfaatan gas bumi untuk masing-masing sektor tersebut dari tahun

ke tahun dapat dilihat pada Gambar II.30 berikut ini.

KPS 6.784 BSCFD

PRODUKSI

7.555 BSCFD

PER

TA

MIN

A

0.77

1 B

SCFD

DOMESTIK 45.3%

MMSCFD

(%)

PEMAKAIAN DOMESTIK PUPUK 570.5 7.6 KILANG 56.8 0.8 PETROKIMIA 134.2 1.8 KONDENSASI 28.2 0.4 LPG 95.2 1.3 PGN 868.8 11.5 PLN 463.8 6.1 KRAKATAU STEEL 75.2 1.0 INDUSTRI LAIN 139.7 1.8 PEMAKAIAN SENDIRI 752.9 10.0 SUSUT+FLARE 236.6 3.1 SUB TOTAL DOMESTIK 3,421.9 45.3 LNG 3520.7 46.6 LPG 0.0 0.0 GAS PIPA 612.6 8.1 SUB TOTAL EKSPOR 4,133.2 54.7 T O T A L 7 555 1 100

EKSPOR 54.7%

50

Sumber: Migas 2005

Gambar II.30 Grafik volume pemanfaatan gas bumi dari tahun ke tahun untuk masing-masing sektor.