BAB I

PENDAHULUAN

1. Latar Belakang Permasalahan

Walaupun Indonesia termasuk negara yang termaju di dunia dalam pengembangan gas

bumi, khususnya gas bumi cair (liquefied natural gas: LNG) untuk diekspor, namun

pengembangan industri gas bumi di dalam negerinya sendiri masih sangat terlambat. Gas

bumi Indonesia hingga saat ini lebih banyak dimanfaatkan untuk ekspor, meskipun

kebutuhan untuk memanfaatkannya di dalam negeri terus meningkat, Undang-Undang No.

22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi berpotensi mengubah banyak hal mengenai

pengelolaan industri minyak dan gas bumi Indonesia. UU 22/2001 dimaksudkan untuk

menciptakan kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang mandiri, transparan, berdaya saing,

berwawasan pelestarian lingkungan, serta mendorong perkembangan potensi dan peranan

nasional. Beberapa ciri yang dapat dikemukakan dari UU 22/2001 tersebut adalah

pembagian yang lebih tegas antara fungsi-fungsi pemerintah, pengatur dan pelaku usaha,

pemecahan rantai usaha ke dalam beberapa kegiatan utama (unbundling) serta penekanan

pada liberalisasi sektor hilir.

UU 22/2001 dengan tegas menekankan prioritas pemanfaatan gas bumi Indonesia untuk

memenuhi kebutuhan dalam negeri. Sesuai amanat UU 22/2001, Badan Pelaksana Kegiatan

Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP MIGAS) dan Badan Pengatur Kegiatan Hilir Minyak dan Gas

Bumi (BPH MIGAS) telah dibentuk, masing-masing berdasarkan Peraturan Pemerintah No.

42/2002 dan Peraturan Pemerintah No. 67/2002. Perusahaan pertambangan minyak dan

gas bumi negara (PERTAMINA) yang dalam UU sebelumnya, yaitu UU No. 8/1971 bertindak

sebagai “pemain, pengatur, dan pemegang Kuasa Pertambangan” dengan UU 22/2001 dan

Keputusan Presiden No. 57/2002 telah diubah menjadi sebuah perusahaan berbentuk

Perseroan Terbatas (PT Persero). BPH MIGAS khususnya, mendapat tugas untuk

meningkatkan pemanfaatan gas bumi di dalam negeri dan melakukan sejumlah pengaturan

1

di bidang gas bumi. Walau beberapa hal telah dilakukan, namun demikian, bagaimana

strategi atau langkah-langkah untuk mewujudkan tujuan peningkatan pemanfaatan gas

bumi di dalam negeri belum dijabarkan secara jelas atau rinci.

Sebagai suatu seumber energi yang bersih dan relatif murah permasalahan pokok yang

dihadapi Indonesia mengenai gas bumi saat ini adalah karena untuk jangka waktu yang lama

telah terjadi surplus suplai gas di daerah produksi gas di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi

dan Papua, namun hanya sebagian kecil yang telah dimanfaatkan di dalam negeri oleh

industri pupuk, industri baja, pembangkit listrik dan sebagian kecil industri lainnya serta

oleh rumah tangga. Sehingga gas bumi tersebut selama ini hanya ditujukan untuk

memenuhi pasar ekspor ke luar negeri.

Di lain pihak di daerah pusat pertumbuhan ekonomi telah terjadi devisit suplai gas yang

kritis terutama di Jawa dimana permintaan akan gas bumi oleh pembangkit listrik dan

industri terus meningkat tajam dari tahun ke tahun. Bagaimana memecahkan permasalahan

ini dalam waktu cepat hanyalah dengan mempercepat pembangunan berbagai infrastruktur

yang menunjang penyaluran gas mulai dari pembangunan pipa transmisi, distribusi, kapal

pengangkut LNG, CNG dan angkutan darat untuk pendistribusiannya, sehingga gas bumi

tersebut dapat segera dinikmati dan tiba di konsumen akhir dalam waktu, volume serta

harga yang sesuai. Untuk ini juga perlu dilakukan pengaturan ulang yang baik sehingga

bisnis gas bumi dapat berkembang baik dalam menunjang pertumbuhan ekonomi di masa

depan.

Kajian ini berupaya untuk dapat memberikan gambaran mengenai industri gas bumi secara

umum, industri hilir gas bumi, model pengembangan industri hilir gas bumi, serta melihat

pengalaman dari negara lain dalam mengembangkan industri hilir gas bumi. Berdasarkan

pemahaman terhadap teori, analisis dan pengalaman negara lain bagaimana

mengembangkan industri gas bumi mereka, kajian ini mencoba menarik pelajaran

khususnya mengenai pengembangan industri hilir gas bumi untuk dapat diterapkan dalam 2

situasi dan kondisi Indonesia. Di tengah reformasi sektor energi yang sedang dilakukan di

Indonesia sehingga belum optimalnya pengembangan industri hilir gas bumi di tanah air,

kajian ini berharap juga dapat memberikan sumbangannya bagi proses transformasi industri

hilir gas bumi Indonesia dan mendukung peningkatan percepatan pemanfaatan gas bumi di

dalam negeri.

2. Perumusan Masalah

Sesuai dengan kebijakan pemerintah yang dituangkan dalam Peraturan Presiden No.5 tahun 2006, tentang kebijakan energi nasional telah dinyatakan bahwa porsi atau peran gas bumi sebagai energy mix diproyeksikan untuk meningkat dari 20,6% pada saat ini menjadi sebesar 30% peranannya pada tahun 2025. Hal ini akan menimbulkan berbagai konsekwensi nyata bahwa produksi dan penggunaan gas alam di dalam negeri harus ditingkatkan dengan laju pertumbuhan yang tinggi, sebaliknya ketergantungan kepada energi minyak bumi harus diturunkan dengan tajam. Disisi lain juga menunjukkan bahwa jika ketergantungan kepada BBM dapat dikurangi secara tajam, maka pertumbuhan ekonomi dapat lebih cepat dan semakin banyak penerimaan Negara yang dapat dihemat, karena berkurangnya subsidi bbm dan energi yang harus ditanggung oleh pemerintah dalam APBN dari tahun ketahun. Dengan berkurangnya subsidi energi maka akan semakin banyak dana APBN yang tersedia untuk pembiayaan pembangunan, sehingga pemerataan pembangunan dan peningkatan kesejahteraan rakyat dapat dicapai melalui percepatan pertumbuhan ekonomi.

Upaya ini juga didukung oleh kenyataan atas sumber daya yang kita miliki, bahwa kita lebih banyak memiliki cadangan gas bumi dibanding dengan cadangan minyak, dilain pihak masa era bonanza minyak telah berlalu, karena minyak yang dapat diproduksi dari tahun ketahun telah mulai menurun. Bahkan untuk memenuhi kebutuhan BBM di dalam negeri, pemerintah harus mengimpor baik minyak mentah maupun BBM dengan biaya yang mahal. Sehingga dalam menghadapi masa transisi ini kita harus lebih bijaksana dan kerja keras, yaitu bagaimana pemenuhan kebutuhan energi secara berkelanjutan yang terus meningkat sejalan dengan pertumbuhan ekonomi dapat tersedia dengan harga yang terjangkau dan dimanfaatkan secara hemat. Gas bumi merupakan sumber energi yang paling tepat dan siap menjadi energi pengganti minyak, karena lebih bersih dan akrab lingkungan. Hal ini diperkirakan akan sangat mempengaruhi dan mendorong terjadinya pergeseran pola konsumsi energi kearah gas bumi di dalam negeri.

3

Dilain pihak juga banyak factor eksternal dan global yang terjadi yang akan mempengaruhi pola konsumsi gas bumi di dalam negeri seperti:

1. Fluktuasi kenaikan harga minyak yang tajam di pasar internasional telah berdampak langsung terhadap permintaan dan harga gas di dalam negeri terutama oleh industri dan pembangkit listrik yang ingin beralih dari BBM ke gas bumi;

2. Kurangnya pasokan gas kepada industri dan pembangkit listrik semakin terasa disebabkan oleh karena kendala terbatasnya infrastruktur jaringan transmisi dan distribusi gas bumi mulai dari hulu sampai hilir;

3. Kurangnya suplai gas bumi ke dalam negeri terutama untuk industri dan pembangkit listrik, hal ini menunjukkan bahwa pemerintah tidak memprioritaskan pemenuhan energi di dalam negeri yang sangat dibutuhkan untuk menunjang kemajuan industrialisasi nasional;

4. Adanya tekanan politik bahwa pemerintah lebih mementingkan menjual gas ke luar negeri dalam bentuk LNG maupun melalui pipa, dibanding dengan kewajibannya yang mendesak untuk memenuhi permintaan gas di dalam negeri. Padahal efek multiplaier yang diakibatkan oleh pemakain gas bumi didalam negeri lebih besar penciptaan nilai tambahnya dibanding dengan hasil devisa yang dihasilkan.

Semua hal ini merupakan indikasi nyata bahwa gas bumi sebagai sumber kekayaan bumi Indonesia lebih banyak dinikmati oleh pihak asing, dengan cara diijon dalam bentuk penjualan kontrak jangka panjang dengan pembeli di luar negeri. Padahal dilain pihak pemerintah meminta konsumen dalam negeri untuk mau beralih dari semula menggunakan BBM agar mulai menggunakan gas bumi, sehingga subsidi BBM dapat dihapus.

3. Tujuan Penelitian

Tujuan dari kegiatan kajian ini adalah agar dapat dihasilkan suatu pedoman dan arah

kebijakan yang jelas tentang mekanisme percepatan pembangunan industri gas bumi.

Tujuan selanjutnya adalah agar stakeholders yang terlibat termasuk pemerintah daerah

mempunyai landasan yang kuat serta cukup comprehensive dalam melakukan percepatan

pembangunan industri gas bumi. Sehingga dengan demikian dapat disusun suatu kebijakan

strategis jangka panjang berkaitan dengan percepatan pembangunan industri gas bumi,

sehingga berbagai permasalahan dan kondisi kritis akan demand dan suplai gas bumi yang

4

terjadi selama ini di dalam negeri dapat segera diatasi melalui tindakan nyata dan

perencanaan yang baik.

4. Metode Penelitian

Metode penelitan percepatan pembangunan industri gas bumi akan dilakukan dengan cara melakukan serangkaian seminar, dengan mengundang berbagai pihak yang secara langsung terlibat dalam industry ini baik dari kalangan pemerintah pusat, pemerintah daerah, maupun dari kalangan akademisi atau universitas, para pelaku usaha yang langsung terlibat dalam industri ini. Para pakar dan pengamat yang memiliki keahlian di bidang gas bumi diminta untuk menyampaikan bahan tulisan dan buah pikirannya untuk disampaikan dalam rangkaian seminar tersebut.

Untuk dapat memperoleh informasi yang akurat dari kalangan industry gas bumi ini, juga dilakukan interview langsung keberbagai pihak dengan melakukan kunjungan lapangan keberapa industri pengguna gas bumi meliputi pabrik kertas, pabrik pupuk, pabrik kaca, pabrik semen dan smelter tembaga, dan pemasok gas. diharapkan dengan kunjungan kerja tersebut dapat diperoleh berbagai informasi langsung mengenai permasalahan dan kondisi di lapangan yang dihadapi langsung oleh pelaku industri akan kebutuhan dan perkiraan

permintaan mendatang akan gas bumi, serta pentingnya penggunaan gas bumi dalam proses industri. Untuk menjaga independensi sumber informasi yang diperoleh dalam bentuk data primer, hasil pengolahan data yang dilakukan hanya akan disajikan secara agregat.

Cakupan data yang akan digunakan dalam kajian ini, akan dimulai dari periode 2001 sampai dengan 2011, sepanjang data tersebut tersedia dan cukup akurat untuk digunakan. Periode ini dinilai dapat mewakili perkembangan dan prilaku yang terjadi dalam industri gas bumi Indonesia, karena banyak perkembangan penting yang terjadi terutama yang menyangkut permintaan dan suplai gas bumi di dalam negeri, sehingga hal ini diperkirakan akan sangat berpengaruh terhadap kondisi pertumbuhan industri gas bumi nasional ini di masa depan.

5. Sitematika Penulisan Penulisan kajian ini akan dilakukan secara sistematis dan tulisan akan terdiri dalam enam bab sebagai berikut:

5

bab I akan ditulis mengenai latar belakang permasalahan, perumusan masalah, tujuan dilakukannyan penelitian percepatan pembangunan industri gas bumi, serta metode penelitan yang akan digunakan dalam penelitian ini. Bab II akan mencakup perkembangan industri gas bumi di Indonesia mulai dari sumberdaya energi hidrokarbon yang dimiliki sampai dengan teknologi gas bumi itu sendiri. Bab III akan diuraikan tantangan pengembangan gas bumi di Indonesia.Bab IV diuraikan perkembangan harga gas bumi di dalam negeri dan perkembangan harga gas dan LNG internasional. Bab V diuraikan upaya percepatan dan perluasan pasar gas bumi di dalam negeri. serta pada Bab VI akan disampaikan saran dan rekomendasi yang dapat digunakan untuk mempercepat pembagunan industri gas bumi nasional.

6

BAB II PERKEMBANGAN INDUSTRI GAS BUMI DI INDONESIA

1. Potensi Gas Bumi Indonesia

Sesuai dengan struktur geologi dan proses pembentukan hidrokarbon di alam, gas bumi yang terdapat di alam dapat dikelompokkan ke dalam empat jenis yang masing-masing adalah gas yang ditemukan bersama dengan minyak bumi (associated gas); gas yang tidak berkaitan dengan penemuan minyak bumi (non associated gas); Gas Metana Batubara (GMB), atau dikenal juga dengan nama CBM (Coalbed Methane) adalah gas bumi dengan komponen utama gas methane yang terjadi secara alamiah dalam proses pembentukan batubara (coalification) yang terperangkap dan terserap di dalam lapisan batubara; dan shele gas yang juga disebut gas hidrat potensinya sangat besar, gas ini terbentuk pada temperatur yang sangat rendah dengan tekanan tinggi, biasanya terdapat di palung laut dasar kontinen (lihat gambar 1).

Sesuai dengan letak geografis dan kondisi struktur geologi, Indonesia memiliki banyak cekungan migas. Berdasarkan data cadangan sumber daya yang dikeluarkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sampai tahun 2010 potensi sumber daya energy fosil atau hidrokarbon yang dimiliki masing-masing jenis energi ini adalah sebesar :

Tabel : Potensi Sumber Daya Energi Hydrocarbon Indonesia per 2010.

Energi fosil

Sumber Daya

Cadangan Terbukti

Potensial (Probable +Possible)

Total Produksi per tahun

Rasio Produksi/ Cadangan (tahun)

7

Minyak Bumi (Barel)

56,6 miliar

4,7 miliar 5,0 miliar 9,7 miliar

357 juta 20 tahun

Gas Bumi (TSCF)

334,5 90,3 86,2 176,5 2,7 60 tahun

Batubara (miliar ton)

104,5 5,5 13,5 19,0 229,2 juta 70 tahun

CBM (TSCF)

453 na

Shale Gas na na

Sumber : Kementerian ESDM.

Dari data tersebut menunjukkan bahwa kekayaan cadangan hydrokarbon yang dimiliki Indonesia terutama minyak bumi tidak seperti yang selalu digambarkan dan dibayangkan selama ini. Kenyataan yang ada di lapangan malah membuktikan bahwa kita memiliki lebih banyak cadangan gas bumi dari pada minyak bumi. Jika dibanding dengan tingkat produksi saat ini, produksi minyak bumi akan habis dalam jangka waktu 20 tahun, adapun cadangan gas bumi masih cukup tersedia dalam jumlah besar untuk diproduksi selama 60 tahun lagi. Bahkan akan lebih tinggi lagi jika ditambahkan dengan cadangan CBM sebesar 453 TSCF yang besarnya 3 kali lipat dari cadangan gas bumi yang ada saat ini serta shale gas. Di dunia pun menunjukkan bahwa cadangan gas dunia lima kali lipat lebih banyak dibanding dengan cadangan minyak. Indonesia juga memiliki shale gas yang cukup besar walaupun sampai saat ini belum diketahui besarnya jumlah sumber daya yang dimiliki namun indikasi awal yang diperoleh dari hasil pemboran oleh KKS/KPS cukup besar kemungkinannya meskipun sebagian besar berada di laut dalam.

Melihat besarnya cadangan sumber daya gas bumi yang dimiliki, maka masa depan sumber energi utama Indonesia adalah dunia gas bumi. Gas bumi tidak boleh lagi hanya menjadi sebagai produk ikutan dari produksi minyak yang hampir tidak ada nilainya di dalam negeri seperti diperlakukan selama ini, sehingga sebagian masih dijadikan sebagai gas suar atau flaring. Harga gas bumi saat ini relatif lebih murah dibanding dengan harga minyak yang selalu menjadi harga acuan untuk penjualan gas.

8

Padahal Secara teknis gas bumi lebih bersih dan nilai bakarnya lebih tinggi dibanding minyak.

Karena potensi cadangan gas bumi yang dimiliki cukup besar, sehingga penghitungan nilai keekonomian lapangan gas juga harus berbeda dengan lapangan minyak. Bentuk bisnis dan transaksinya juga berbeda karena masih berada dibawah tanah gas bumi sudah dijual atau dikontrak dalam jangka panjang, sehingga nilai jual yang dilakukan pada saat ini adalah menjual prospek masa depan sumber daya energi tersebut sesuai dengan kegiatan pengembangan lapangan yang dilakukan secara baik (best eford).

Penemuan dan penigkatan produksi migas sangat ditentukan oleh kegiatan eksplorasi yang efektif dan terencana untuk mendapatkan cadangan migas yang baru, kegiatan eksplorasi berupa pemetaan geologi, survey seismic dan pemboran eksplorasi, merupakan tahap awal untuk meningkatkan produksi yang memerlukan investasi besar dan resiko yang tinggi, sehingga perlu didukung oleh iklim investasi yang baik. Cadangan terbukti atau proven jumlah hidrokarbon yang dapat diproduksi jumlahnya dapat dibuktikan dengan derajat kepatian yang tinggi, dari hasil analisa kualitatif log, penelitian dan pengujian kandungan sampai dengan tahapan dapat menghasilkan pada tingkat produksi yang komersial. Adapun cadangan probable dan possible masih memerlukan penelitian dan pemboran lebih lanjut.

Kegiatan survey seismic 3D yang dilakukan selama periode 2001-2011 menunjukkan adanya ambisi yang besar untuk melakukan kegiatan survei, hal ini tampak dari tingginya jumlah kilometer yang direncanakan akan disurvei, namun kenyataan yang terrealisasi jauh dari rencana. Berbagai kendala yang dihadapi di lapangan antara lain adalah: Diperlukannya pembebasan tanah yang akan digunakan untuk menunjang kegiatan seismic; Masalah perijinan dari Pemda; adanya tumpang tindih lahan wilayah kerja dengan kawasan hutan; masalah sosial masyarakat; masalah internal perusahaan; masalah teknis strategi strategi eksplorasi geologis dan geofisik yang dilakukan termasuk memobilisasi alat kelokasi kegiatan; Masalah pengadaan rig untuk pemboran atau kapal untuk kegiatan survei dilaut. Lihat tabel Perkembangan kegiatan survey seismik 2001-2011.

Adapun dari hasil kegiatan pemboran sumur eksplorasi yang dilakukan selama periode yang sama 2001 sampai dengan 2011 antara rencana kegiatan pemboran, realisasi kegiatan pemboran dengan adanya sumur yang menghasilkan (discovery) dapat menunjukkan besarnya sukses rasio. Dari tahun ketahun sukses rasio ini menunjukkan

9

angka yang semakin kecil, jika pada tahun 2001 sampai 2004 sukses rasio masih sebesar di atas 51,5% bahkan tahun 2001 bisa mencapai sebesar 55%, namun sejak tahun 2005 sampai 2010 rata sukses rasio ini rata2 hanya berada dikisaran 41%, jika dilihat bahwa kemajuan teknologi untuk menemukan cadangan migas telah banyak berkembang selama periode tersebut, namun tidak memberikan hasil yang cukup signifikant, hal ini menunjukkan bahwa cadangan migas yang ditemukan telah semakin sulit diperoleh. Lihat Tabel Perkembangan sumur eksplorasi 2001-2011.

Karena menyangkut pengelolaan sumber daya energi yang menjadi kekayaan alam yang tidak terbarukan dan menyangkut hajat hidup rakyat banyak, sebagaimana dinyatakan UUD 1945 dalam pasal 33 ayat 2 dan 3: bahwa bumi,air dan kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh Negara. Maka untuk itu diperlukan adanya suatu pengaturan yang tegas dan jelas keberpihakannya kepada kepentingan nasional mulai dari kegiatan hulu sampai hilir, sehingga dapat dimanfaatkan untuk sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat. Namun perlu disadari bahwa pengembangan dan pemanfaatan gas bumi memerlukan investasi modal yang besar, penggunaan teknologi tinggi, dan sumber daya manusia yang trampil mulai dari hulu sampai hilir serta pasar gas bumi yang luas di dalam negeri. Namun semua faktor produksi ini relatif masih kurang tersedia di dalam negeri, sehingga diperlukan mengundang investasi asing untuk mau ikut membangun industri gas bumi nasional dengan melakukan operasi bisnisnya di Indonesia dan memperoleh keuntungan yang wajar.

Tujuan yang ingin dicapai dengan adanya UU No. 22 tahun2001 tentang Minyak dan gas bumi sebagaimana tercantum dalam pasal 3 antara lain adalah: pertama, Terlaksananya dan terkendalinya migas sebagai sumber daya alam dan sumber daya pembangunan yang bersifat strategis dan vital. Dua Mendukung dan menumbuh kembangkan kemampuan nasional untuk lebih bersaing. Tiga Meningkatkan pendapatan Negara dan member kontribusi yang sebesar-besarnya bagi perekonomian nasional, mengembangkan dan memperkuat posisi industri dan perdagangan Indonesia. Empat menjamin efisiensi tersedianya migas sebagai sumber energy dan bahan baku untuk kebutuhan dalam negeri. Dan lima Menciptakan lapangan kerja, meningkatnya kesejahteraan dan kemakmuran rakyat yang adil dan merata, serta menjaga kelestarian lingkungan hidup.

2. Peranan Gas Bumi Dalam Industri Perminyakan

10

Dimasa lalu industri perminyakan lebih memprioritaskan untuk melakukan eksplorasi dan eksploitasi pada pencarian minyak bumi dibanding dengan gas bumi, sehingga gas yang keluar bersama minyak (associated gas) jika jumlahnya kecil dan tidak digunakan untuk keperluan produksi dilapangan migas dalam bentuk gas injeksi (own used) sebagai lifting produksi minyak, maka sisanya akan dibakar (gas flaring) atau gas fenting. Bahkan jika lapangan migas tersebut berdasarkan ukuran cadangan, ketersediaan infrastrukur tidak ekonomis untuk dimanfaatkan untuk produksi dan dikembangkan, maka sumur tersebut akan ditutup kembali sampai diperoleh kontrak pembelian gas yang cukup layak dan menguntungkan untuk pengembangan lapangan gas lebih lanjut. Namun kenyataan di lapangan menunjukkan bahwa banyak lapangan marginal ini yang tidak dikembangkan ini bukan karena tidak ekonomis, tapi karena tidak masuk prioritas perusahaan (portfolio) jika menggunakan term and condition PSC yang ada. Seharusnya lapangan migas yang sudah ditemukan tapi tidak dikembangkan dalam waktu tertentu misalnya 5 tahun harus dikembalikan kepada pemerintah, hal ini sesuai dengan Permen ESDM No. 03/2008 yang meminta kontraktor untuk melepaskannya. Padahal kalau lapangan tersebut dapat dioperasikan oleh perusahaan nasional yang bersedia mengoperasikannya masih sangat menguntungkan untuk peningkatan produksi nasional.

Perkembangan produksi gas bumi menurut komposisinya yaitu associated dan non associated gas selama periode 2000-2010 menunjukkan bahwa perumbuhan produksi gas associated menunjukkan penurunan yang semakin tajam jika antara 2001-2004 masih menunjukkan pertumbuhan yang positip sebesar 2,26 %/tahun, namun pada tahun 2005-2010 pertumbuhannya telah menjadi negatip sebesar -10,05%/tahun, penurunan produksi ini sejalan dengan penurunan produksi minyak yang juga terus menurun setiap tahunnya. Hal ini terutama disebabkan oleh karena 85% produksi minyak berasal dari sumur-sumur tua yang tingkat produksinya telah sangat menurun sedangkan sumur baru relatif lebih banyak menemukan cadangan yang dalam jumlah kecil-kecil.

Adapun produksi gas non associated menunjukkan pertumbuhan dan peningkatan yang semakin cepat, jika pada periode 2001-2004 produksi gas baru tumbuh sebesar 0,40%/tahun, pada periode 2005-2010 pertumbuhannya telah mencapai 3%/tahun. Hal ini terutama karena mulai produksinya lapangan gas Tangguh dan lapangan gas yang dapat segera berproduksi untuk dialirkan gasnya ke konsumen.

11

Pada lapangan minyak yang produksinya telah menurun, gas alam ini terutama digunakan untuk melakukan injeksi pada sumur2 minyak guna meningkatkan atau mempertahankan tingkat produksi minyak dengan melakukan lifting, yaitu dengan cara penguapan atau steem flood dengan menggunakan gas sebagai upaya Enhanced Oil Recovery (EOR) pada lapangan minyak tua. Cara ini dinilai cukup efektif karena menggunakan gas alam yang selama ini hanya di bakar mejadi gas suar atau flaring dapat digunakan untuk tujuan meningkatkan produksi minyak.

3. Pemanfaatan Gas Bumi di Indonesia

Penggunaan gas alam di Indonesia pertama kali digunakan dan dijual secara komersial sebagai bahan baku untuk pabrik pupuk oleh Pupuk Sriwijaya pada tahun 1960, hal ini dikerenakan terdapatnya suplai gas yang cukup besar dalam jangka panjang, yang ketika itu berasal dari lapangan gas Pertamina di Sumatera Selatan. Meskipun sebelumnya gas bumi telah digunakan sebagai bahan bakar oleh kilang minyak.

Indonesia memiliki konsentrasi cadangan gas bumi yang cukup besar, hal ini terbukti setelah ditemukannya beberapa lapangan gas raksasa yang berkelas dunia. Sehingga untuk pengembangan dan pemanfaatan gas tersebut secara komersial telah dibangun kilang LNG Arun 6 train dengan kapasitas produksi 12,3 mtpa, gas berasal di lapangan Lhoksukon Aceh yang memiliki cadangan gas sebesar 15,93 TCF (th 1993) yang dioperasikan oleh Mobil Oil. Gas dari lapangan Badak yang dioperasikan oleh TOTAL di Bontang Kalimantan Timur memiliki 8 train LNG dengan kapasitas produksi 22,25 mtpa, memiliki cadangan gas sebesar 42,8 TCF (tahun 1999). Sehingga sejak tahun 1977 Indonesia telah menjadi salah satu Negara pengekspor LNG ke Jepang, ke Korea mulai tahun 1986, ke Taiwan mulai tahun 1990. Adapun Ekspor gas melalui pipa mulai dilakukan tahun 2002 ke Malaysia dengan kontrak penjualan selama 20 tahun. Tahun 2004 ke Singapore dari lapangan Belanak di Natuna yang dioperasikan oleh Conoco Philips berdasarkan kontrak penjualan selama 22 tahun.

Pembangunan kilang LNG berikutnya di Tangguh Papua Barat tahun 2008 oleh BP dengan kapasitas 7,6 mtpa memiliki cadangan gas terbukti sebesar 14,4 TCF akan mensuplai LNG ke Fujian China dan sebagian juga akan digunakan untuk memasok kebutuhan gas di dalam negeri. Selanjutnya berturut-turut akan dibangun LNG Donggi Senoro oleh Pertamina bersama dengan Medco 1 train dengan kapasitas 2 mtpa

12

dengan cadangan gas sebesar 880 bcf . dan LNG Masela oleh Impex 2 train dengan kapasitas 3,5-5,5 mtpa cadangan sumber gas sebesar 7-14 tcf akan mengirim LNG untuk mensuplai Jepang dan Korea.

Penggunaan gas bumi lebih disukai dibanding dengan minyak maupun batubara karena nilai bakar lebih tinggi sehingga sangat sesuai dengan kebutuhan industri, gas lebih bersih karena CO2 yang dikeluarkan lebih rendah, lebih efisien karena semua habis dibakar dengan tidak meninggalkan limbah seperti batubara, lebih aman karena tidak ada kontak langsung yang terjadi dengan pekerja. Lebih dapat diandalkan karena suplainya kontinue tidak terputus, Industri juga lebih meyukai menggunakan gas karena pembayaran jual beli dilakukan setiap akhir dari bulan pemakaian, adapun jenis energi yang lain harus dibayarkan dimuka baru suplainya diberikan, sehingga bagi perusahaan hal ini lebih menguntungkan karena tidak perlu menyediakan pembiayaan keuangan dimuka, karena pembayaran rekening gas dapat dilakukan setelah mereka menerima hasil penjualan produk yang dihasilkannya. Harga jual gas bumi juga lebih rendah dan stabil dibanding harga minyak yang sering berfluktuasi tinggi jika suplainya terganggu dengan berbagai alasan dan politis, namun harga minyak sering digunakan menjadi acuan penentuan harga jual gas karena nilai bakarnya selau dibandingkan dalam Btu.

4. Teknologi Pengolahan Gas Bumi, LNG, CNG, Industri Petrokimia dan Aromatik.

Untuk meningkatkan pemasaran gas alam agar dapat dan mudah diangkut ketempat konsumen dalam jumlah besar, di masa lalu gas bumi hanya diangkut dengan pipa melalui suatu jaringan transmisi yang selanjutnya disalurkan kepada konsumen akhir melalui jaringan pipa distribusi. Namun karena gas dialirkan melalui pipa ke tempat konsumen, sehingga jarak jangkauannya sangat terbatas, pada hal banyak lapangan gas yang besar berada jauh di daerah remote bahkan diseberang lautan, sehingga kalah bersaing dengan minyak yang dapat disimpan dan diangkut dengan kapal melaui lautan atau angkutan darat baik mobil maupun kereta api, minyak juga dapat dipisah sampai unit penjualan terkecil sebelum sampai kepada konsumen akhir.

Komposisi gas bumi biasanya terdiri dari gas Methane CH4 mencapai 70-90%; gas Ethane C2H6, Propane C3H8 dan Butane C4H10 yang mencapai 0-20%; Komponen gas lainnya adalah Carbon Dioxide CO2, Oxigen O2, Nitrogen N2, Hydrogen Sulphide H2S serta beberapa gas jarang lainnya. Dengan komposisi tersebut gas alam setelah melaui pemisahan pada unit pengolahan gas dilapangan, gas ethane, propane dan butane

13

dilakukan ekstraksi pada unit tersebut serta untuk mengurangi kadar air dan gas ikutan lainnya agar gas yang dialirkan sesuai dengan kualitas yang diinginkan oleh konsumen. Yang selanjutnya dapat dimanfaatkan sebagai bahan baku industry hilir migas, sebagai bahan baku (feedstock) pada industry, ammonia, methanol, pupuk urea yang memiliki nilai jual tinggi. Dengan Heating value (HV) gas berkisar antara 950-1.150 btu/scf telah menjadi dasar nilai jual gas, selanjutnya gas dapat langsung dialirkan melalui pipa untuk digunakan sebagai bahan bakar pada industri yang membutuhkan daya bakar tinggi sampai mencapai temperatur 1.300C, baik dengan kontak langsung maupun tidak. Sehingga gas banyak digunakan pada industri yang memerlukan temperatur tinggi dalam proses pengolahan produksinya seperti industri baja, keramik, kaca lembaran, semen, kertas serta pembangkit listrik.

Sesuai dengan sifat gas yang dapat dipadatkan atau didinginkan sampai dengan -162oC dalam bentuk cair, sehingga volumenya dapat disusutkan sampai dengan 1/600 kali dari volume semula, gas methane ini tidak beracun dan korosive sehingga mudah disimpan untuk diangkut melalui darat atau laut dalam tangki khusus bertekanan. Kemudian ditempat tujuan gas cair tersebut di pulihkan kembali menjadi gas melaui unit regasifikasi. Teknologi ini dikenal sebagai Liquifaction natural gas (LNG) dan compress natural gas (CNG) atau liquid compress natural gas (LCNG).

5. Infrastruktur Gas Bumi di Indonesia

Pembangunan kilang LNG

Pembangunan pipa transmisi gasPembangunan jaringan transmisi gas yang cukup panjang di Indonesia dimulai dengan dibangunnya jalur pipa oleh PN. Pertamina dari Cilamaya ke Cilegon untuk mensuplai pabrik baja PT. Karakatau Stell, gas tersebut berasal dari lapangan Arjuna milik ARCO di laut Jawa. Gas ini kemudian dimanfaatkan secara luas oleh industri yang tumbuh kemudian karena adanya transmisi gas tersebut yaitu pabrik pupuk Kujang, pembangkit listrik Cikarang Listrindo dan kawasan industri Jababeka, pabrik semen serta gas kota di Jakarta, Bogor. Pembangunan pipa transmisi gas yang cukup panjang adalah pipa gas bawah laut dari lapangan gas Pagerungan ke Surabaya sepanjang 400km . Pembangunan jalur pipa transmisi gas dari lapangan CONOCO di Natuna barat ke Singapore sepanjang 400km dengan total produksi awal sebesar 170mmscfd dan produksi terus ditingkatkan sampai dengan 350mmscfd.

14

Pembangunan pipa distribusi Pembangunan pipa distribusi gas kota atau city gas ke rumah dan industri telah ada sejak lama di kota Jakarta, Surabaya, medan, Semarang, Bogor dan Cirebon yang di kelola oleh BUMN PGN, mamun masih menggunakan gas yang diperoleh dari pengolahan batubara. Namun sejak adanya pipa transmisi gas Cilamaya Cilegon, PT. PGN kemudian memanfaatkan gas ini untuk didistribusikan kepada para pelanggannya di Jakarta, Bogor dan sekitarnya. Adapun di Surabaya gas tersebut berasal dari lapangan gas Kodeco dan Pagerungan

Pembangunan SPBGSaat ini baru ada 12 SPBG di jabotabek dari jumlah tersebut yang beroperasi hanya 6 buah masing-masing di Daan Mogot, Jl Pemuda, Kampung Rambutan, Pancoran dan Pinang Ranti, dan Pluit. Harga jual BBG sesuai dengan SK No. 2932 K/12/MEM/2010 harga jual BBG untuk transportasi sebesar Rp 3.100/lsp. Konsumen terbesar BBG saat ini adalah bus Transjakarta, taxi, bajaj, kendaraan dinas pemerintah dan kendaraan pribadi. Kota lainnya yang telah dilayani adalah Surabaya dan Palembang. Saat ini transjakarta memiliki 524 unit bus dan rencananya segera akan ditambah lagi dengan 600 unit dalam tahun 2013 dalam upaya pemerintah DKI Jakarta untuk meningkatkan pelayanan angkutan umum. Konsumen BBG perlu converter kit dan tabung gas yang terpasang pada kendraannya serta perangkat dispenser pada SPBG yang bersangkutan.

Pembangunan jaringan gas untuk rumahtangga dan industri kecil

15

BAB IIITANTANGAN PENGEMBANGAN INDUSTRI GAS BUMI

1. Pengembangan Lapangan Gas BumiPerusahaan KKS/KPS pada tahap awal setelah menandatangani kontrak wilayah kerja migas akan mulai melakukan kegiatan eksplorasi secara mendalam dengan melakukan kegiatan seismic 2D dan 3D, sehingga diperoleh interpertasi yang jelas atas struktur geologi lapangan migas tersebut. Selanjutnya akan dilakukan drilling tes untuk memperoleh kepastian struktur, sehingga dapat ditentukan titik pemboran yang akan dilakukan, jika pemboran berhasil dilakukan sehingga terjadi semburan migas yang diinginkan (wild cat), maka akan diketahui kondisi nyata dari lapangan ini apakah merupakan lapangan minyak atau lapangan gas, atau kombinasi keduanya. Namun jika tidak prospek lapangan tersebut tidak akan dikembangkan dan perusahaan akan melanjutkan pencarian migas lebih lanjut pada daerah lainnya dalam wilayah kerja mereka.

Setelah suatu lapangan migas diketahui besarnya potensi cadangan sumber daya migas yang dimilikinya, ini dapat diukur dan baru dapat dibuktikan setelah dilakukan sertifikasi atas lapangan gas tersebut. Dari hasil sertifikasi cadangan tersebut akan dapat diputuskan apakah lapangan gas tersebut cukup komersial untuk dikembangkan lebih lanjut. Jika prospek lapangan tersebut sangat komersial, selanjutnya akan dirancang model pengembangan lapangan (plan of development) POD yang paling sesuai dengan tingkat dan kapasitas produksi yang ingin dicapai (production profile), serta besarnya kebutuhan modal yang diperlukan untuk pengembangan lapngan tersebut secara komersial penuh, meliputi jumlah sumur yang perlu dibor, jaringan pemipaan yang diperlukan atau gathering station yang menjadi tempat pengumpulan gas dari lokasi sumur gas yang ada, serta fabrikasi plant, yaitu power plant, unit gas separasi, LPG plant, condensat unit, serta LNG plant, bangunan utilitas, jaringan infrastruktur sarana penunjang lainnya serta fasilitas umum dan fasilitas sosial. Bahkan pada beberapa lapangan gas mempunyai kandungan CO2 yang tinggi, seingga perlu dibangun juga unit pengolah CO2 tersendiri agar tidak lepas mencemari lingkungan.

Dengan memperhitungkan berbagai resiko dan untung rugi dari kelayakan bisnis dilakukannya pengembangan lapangan gas ini, perusahaan KKKS/KPS akan mengambil keputusan yang terbaik. Jika memiliki modal yang kuat mungkin akan mengembangkan

16

lapangan ini sendiri, namun jika tidak memiliki modal yang cukup KKS/KPS akan mengajak pihak lain untuk melakukan aliansi guna bekerja di lapanngan tersebut dalam bentuk working interst (WI). Bahkan mungkin juga perusahaan KKS/KPS untuk memperoleh modal akan menawarkan bentuk kerjasama dalam bentuk participating interest (PI) kepada perusahaan lain. Jika bentuk aliansi ini yang ditawarkan, maka kedua pihak harus memperhitungkan juga seluruh modal yang telah ditanamkan oleh KKS/KPS sejak dari awal sebagai suatu pure business deal.

Kegiatan penjualan gas alam bersifat buyer market, sehingga lapangan gas itu baru akan dikembangkan jika telah ada pembeli atau pasar yang terikat dengan kontrak jual beli untuk jangka panjang selama waktu tertentu (dedicated), sehingga seluruh modal yang ditanamkan bisa kembali dan pengembang memperoleh keuntungan yang maksimum, hal ini dapat diukur selumnya dengan meperhitungkan dari awal tingkat internal rate of return (IRR), Pay out time (POT), Pay back period dari usia proyek, Net Present Value (NPV) dan berbagai analisa resiko proyek lainnya.

Persetujuan jual beli gas antara perusahaan KKS/KPS dengan perusahaan penjual ini akan dituangkan dalam suatu perjanjian awal (head of agreement). Selanjutnya para pihak yang terikat ini akan menyusun perjanjian jual beli gas (sales gas agreement), dalam perjanjian ini dicantumkan kemampuan perusahaan untuk melakukan suplai gas dalam bentuk gas balance, kualitas gas yang disuplai, harga gas yang disepakati dan penyesuaian harga yang disetujui selama masa kontrak, perusahaan juga akan melakukan kegiatan pengembangan lapangan gas tersebut untuk menjamin keamanan suplainya (security of supply). Bahkan jika penjual merupakan satu-satunya penyuplai gas (single seller), maka pihak pembeli juga akan menuntut adanya kemampuan untuk menyediakan gas pengganti jika gas tersebut terganggu suplainya (deliveriability).

Karena menyangkut nilai investasi proyek yang besar jumlahnya dan dalam jangka waktu lama, dalam perjanjian tersebut juga disepakati system dan tata cara serta waktu pembayaran yang disetujui. Terutama jika beberapa pihak atau perusahaan ikut terlibat dalam pengembangan lapangan gas ini, yaitu mulai dari KKS/KPS, perusahaan pengangkut gas baik dengan pipa atau kapal (transporter) jika dikirim dalam bentuk LNG atau CNG, perusahaan yang ditunjuk pemerintah untuk sebagai pemilik dari gas yang dijual tersebut dalam hal ini PERTAMINA, perusahaan penerima yang akan melakukan regasifikasi LNG atau CNG ditempat atau negara tujuan pembeli gas.

17

Jika ketentuan tersebut telah disepakati oleh semua pihak, maka perjanjian tersebut akan dituangkan dalam kontrak mengenain kapan waktu penyerahan gas ditentuan, dimana titik serah gas akan dilakukan. Hal ini akan mulai efektif setelah seluruh proyek pengembangan lapangan gas yang terintegrasi dengan pembangunan jalur pipa transmisi atau kapal pengangkut gas selesai dibangun seluruhnya, sehingga gas tersebut dapat dialirkan. Semua hal ini akan dicantumkan dalam perjanjian penyerahan gas (gas supply agreement). Biasanya yang berlaku dalam bisnis gas di dunia saat ini, pembayaran penjualan gas menggunakan jasa pihak ketiga yang dipercaya untuk melakukannya dengan cara trustee borrowing scheme, sehingga pihak pemberi pinjaman modal akan memperoleh jaminan dan kepastian pengembalian yang menjadi haknya atas seluruh modal yang ditanamkan beserta besarnya keuntungan yang diterima. Setelah pihak pembeli gas membayarkan kepada trustee borrowing, maka dana pembayaran tersebut akan didistribusikan secara merata kepada perusahaan sesuai dengan hak dan prioritas pembayarannya masing2, mulai dari peminjam modal atau pemilik modal, perusahaan KKS/KPS, perusahaan transporter, dan perusahaan penjual gas milik pemerintah.

Pengembangan kapasitas supalai dari hulu sampai dengan pengolahan di hilir serta pembangunan jaringan pipa transmisi akan memerlukan waktu 3-5 tahun sebelum gas dapat dialirkan, termasuk waktu yang dibutuhkan untuk appraisal, pemboran dan pembangunan fasilitas paroduksi instalasi jaringan pipa dan terminal penerima. Permintaan gas selama tahap awal relatif rendah karena lambatnya pengembangan gas di hulu. Namun demikian dimungkinkan juga untuk mengembangkan lapangan didekatnya atau dekat dengan infrastruktur jaringan gas, untuk memenuhi permintaan gas yang terus meningkat. Pada beberapa reservoir akan membutuhkan banyak sumur untuk dapat berproduksi, lapangan seperti ini akan dikembangkan sebagai satelit terhadap lapangan induknya yang sudah ada, namun dapat mengambil keuntungan dari lokasinya karena dekat dengan infrastruktur yang ada sehingga keekonomian lapangan dapat dicapai dengan memaksimumkan produksi gas atau gas recovery serta guna menjamin penyedian gas sekaligus akan memberikan tambahan penjualan gas.

Untuk tujuan pengembangan lapangan perusahaan akan membentuk project management team untuk memulai pekerjaan tehnik dan engineering pendahuluan. Suatu rencana pembangunan akan diajukan kepada pemerintah melalui BP Migas untuk mendapatkan persetujuan. Penentuan paket tender untuk pengadaan dan pembangunan (EPC). Pada tahap awal akan dibor sumur2 produksi, dan jika tekanan berkurang sumur tambahan akan dibor, dan jika diperlukan komressor tambahan akan

18

digunakan untuk mepertahankan kapasitas produksi atau sama dengan deliver ability rate maksimum dalam kontrak, sehingga memastikan keandalan (reability) jaminan penyaluran gas. Kecepatan produksi dimulai dan bertambah menurut ketentuan waktu dan jumlah yang dinyatakan dalam kontrak jual beli gas.

Fasilitas produksi gas ini akan didisain dan dibangun sesuai dengan standar industri yang berlaku umum pada operasi dan produksi migas serta ketentuan pemerintah yang lebih baik, menyangkut persyaratan keamanan dan lingkungan jika terjadi gangguan pada unit pengolahan, sehingga dapat melindungi manusia dan lingkungan karena adanya peralatan alarm dan pemadam kebakaran termasuk peralatan tambahan untuk pemeliharaan.

Keberhasilan proyek pengembangan lapangan gas sangat ditentukan oleh pengetahuan dan informasi yang tepat terhadap permintaan gas baik di dalam negeri maupun di luar negeri, rencana jangka panjang pembangunan nasional yang terintegrasi dengan pengembangan lapangan gas serta memitigasi akan tantangan suplai gas kemasa depan. Untuk menjamin suplai gas yang berkesinambungan sebuah cap/batasan kebutuhan gas ditentukan, sehingga dapat menyeimbangkan antara permintaan gas dalam jangka panjang dengan kemampuan dan kapasitas suplainya. Untuk dapat memaksimumkan nilai tambah gas, gas ethane, gas propane, gas butane akan diekstrak lebih lanjut pada pabrik pengolahan gas, sehingga dapat dimanfaatkan oleh down streem industry untuk pengembangan lebih lanjut sehingga memberikan suplai gas yang stabil sebagai feed stock hal ini akan membuka peluang untuk tumbuhnya kegiatan industry hilir petrokimia.

Pengembangan industri gas merupakan suatu proses yang sangat terintegrasi sehingga membutuhkan perencanaan jangka panjang yang detail akan kemampuan suplai gas, sehingga sesuai dengan peningkatan pertumbuhan permintaan gas dimasa depan. Untuk itu setiap tahun diperlukan adanya pertemuan formal antara produsen gas, transporter, dan konsumen industry pemakai gas, untuk menentukan besarnya perkiraan kebutuhan yang realistis. Karena tingkat permintaan gas sangat ditentukan oleh: Rencana pembangunan ekonomi pemerintah, pertumbuhan sektor industry dan konstruksi, rencana pembangunan pembangkit listrik, rencana ekspor gas dan rencana penggunaan gas untuk transportasi serta kebutuhan gas untuk rumah tangga.

Permintaan gas selalu berfluktuasi secara harian dan mingguan, fluktuasi permintaan harian terjadi dalam siklus 24 jam, permintaan akan gas mencapai tingkat puncak yang

19

tinggi pada siang hari dan menurun pada malam hari. Adapun fluktuasi permintaan mingguan terjadi dengan siklus 7 harian, permintaan lebih tinggi dari rata-rata mingguan terjadi pada hari kerja dan menurun pada hari libur. Sehingga kapasitas pengiriman atau delivery ditetapkan sebesar 10% di atas dari rata2 permintaan untuk tujuan perencanaan suplai dan akan adanya kontingensi lainnya jika terjadi hal mendadak yang belum diperhitungkan sebelumnya di awal.

2. Kebijakan Bagi Hasil Pengolahan Gas Bumi dengan KPS

Sesuai dengan undang-undang No. 8 tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara, bagi hasil pemerintah dengan kontraktor migas untuk gas setelah cost recovery dan pajak masing-masing memperoleh sebesar 85% untuk pemerintah dan 15 % untuk bagian kontraktor. Adapun dengan UU No. 22 tahun 2001 tentang migas, besarnya bagi hasil ini dirubah menjadi 63% bagian pemerintah dan 37% bagian kontraktor, sehingga terjadi adanya penurunan bagian pemerintah sebesar 23%, dan pemerintah dengan Kepmen ESDM hanya mewajibkan 25% dari bagian kontraktor untuk memenuhi pasokan dalam negeri. Namu hal ini tidak pernah diberlakukan oleh pemerintah, sehingga semua produksi gas Bontang oleh Total dan Vico serta Tangguh oleh BP seluruhnya digunakan untuk tujuan ekspor. Seharusnya peraturan ini berlaku menyeluruh kepada semua produsen gas, sejalan dengan meningkatnya kebutuhan gas nasional untuk industri, pembangkit listrik, pupuk, transportasi dan rumah tangga sejalan dengan semakin tersedianya infrastruktur penyaluran gas ke konsumen akhir. Hingga kini hanya Pertamina satu-satunya perusahaan yang memenuhi komitmen DMO tersebut. Hal ini dinilai sangat merugikan karena kekayaan alam yang tidak dapat diperbaharui ini telah dinilai hanya berdasarkan nilai ekonominya saat ini tanpa menyadari akan kerugian atas keputusan yang diambil tersebut terhadap kedaulatan bangsa di masa depan. Karena gas merupakan substitusi langsung terhadap BBM, karena kita telah berada pada kondisi dan situasi harus membayar mahal untuk pengadaan BBM, sebaliknya kita mengekspor gas yang kita produksi seluruhnya keluar negeri. Padahal jika gas tersebut dapat digunakan di dalam negeri biaya untuk mengimpor BBM dapat ditekan. Karena sebagian besar BBM yang digunakan oleh sektor industri dapat dialihkan untuk menggunakan gas, sehingga penggunaan gas di dalam negeri akan menciptakan nilai tambah ekonomi (value eded) yang lebih tinggi. 3. Regulasi Pemanfaatan Gas Bumi di Dalam Negeri

20

Karena sifat penyaluran dan pemasaran gas bumi yang cenderung natural monopoli, maka sebagai komoditi yang relatif baru diperdagangkan secara luas di dalam negeri, maka untuk mengefisienkan pengelolaan dan pemanfaatan sumber daya energi ini, diperlukan adanya suatu pengaturan kebijakan tataniaga kegiatan bisnis gas bumi mulai dari pengendalian dan penentuan tingkat harga yang wajar, prioritas pemanfaatannya, penentuan alokasi jumlah dan kualitas produk gas bumi yang diperdagangkan, penentuan jalur pemasaran dan distribusi yang dilalui serta jumlah pelaku usaha juga perlu diatur dan dikendalikan langsung oleh pemerintah. Sehingga dengan demikian peluang usaha baru dalam industri gas yang baru terbuka ini dapat menjadi tulang punggung dan motor penggerak pertumbuhan ekonomi nasional. Dilain pihak tata niaga gas bumi ini juga harus mampu memberikan perlindungan dan kepastian usaha kepada pelaku usaha dengan tidak merugikan pihak konsumen dan rakyat banyak sebagai akibat dari adanya pelaku usaha atau konsumen yang bertindak curang dengan mengambil keuntungan atau economic rent yang tinggi. Untuk itu semua faktor ekonomi dan nonekonomi harus dimasukkan menjadi pertimbangan dalam penyusunan kebijakan dan peraturan pokok tersebut dan peraturan turunan dibawahnya baik yang akan dikeluarkan oleh pemerintah pusat maupun pemerintah daerah dikemudian hari.

21

BAB IV PERKEMBANGAN HARGA GAS BUMI DAN LNG DALAM NEGERI VERSUS HARGA

INTERNASIONAL

DEREGULASI SEKTOR MIGAS (Distrukturkan hulu dan hilir)

Saat itu UU perminyakan No. 8/1971 dinilai tidak sesuai lagi pada era reformasi karena menghambat pertumbuhan sektor perminyakan nasional sehingga hasilnya kurang dapat memberi manfaat dan kemakmuran kepada masyarakat banyak. Dilain pihak sektor ini menjadi kurang efisien karena dengan struktur tradisional industri migas ini menjadi monopoli karena hanya berada pada satu perusahaan. Mulai dari hulu sampai hilir terintegrasi, hal ini disebabkan karena posisi monopolinya sangat diatur oleh UU dan peraturan yang ada ketika itu.

Akibatnya perusahaan menjadi kurang fleksibel dan responsif terhadap perubahan lingkungan yang dinamis, karena peraturan UU yang ada sudah tidak sesuai lagi untuk meningkatkan efisiensi dan meningkatkan pelayanan kepada masyarakat yang semakin berkembang dan kompleks serta mampu menunjang pertumbuhan eksonomi.

Sehingga Pemerintah perlu berupaya untuk mencari alternatif konfigurasi industri perminyakan nasional yang lebih terbuka untuk memecahkan masalah ini dengan cara merubah UU perminyakan yang ada tersebut dengan UU baru yang dapat lebih menarik masuknya investor baru menanamkan modalnya, sehingga diharapkan dapat menekan biaya produksi dan distribusi produk migas. Yaitu dengan memisahkan antara kegiatan usaha migas hulu dengan kegiatan usaha hilirnya.

Dengan keluarnya UU No. 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi ini, untuk meningkatkan efisiensi masyarakat Indonesia mulai diperkenalkan dengan bentuk persaingan diantara produsen dan distributor migas di pasar dalam negeri karena dengan terbukanya pasar domestik untuk dimasuki oleh pemain baru baik dari dalam negeri maupun luar negeri yang akan bersaing dalam pasar migas tersebut. Hal ini akan menciptakan bentuk pasar migas baru yang yang selama ini belum di kenal di Indonesia.

Penjualan gas biasanya dilakukan berdasarkan kontrak antara pembeli dengan penjual yang mewajibkan pembeli untuk menerima pengiriman dengan jumlah yang tetap dan harga yang ditentukan dengan pembayaran penuh.

Pemerintah juga mencari cara untuk membuka penggunaan pipa transmisi dan distribusi, sehingga menjadi kompetisi terbuka dengan cara melakukan open akses. Open akses akan meningkatkan jumlah pemain dan menghapuskan adanya pelaku usaha yang menjadi monopsoni atau satu2nya pembeli gas

22

alam. Dengan adnya Kepmen ESDM no. 1208/2005 tentang Rencana induk jaringan transmisi dan distribusi gas bumi nasional: Jaringan transmisi dan distribusi gas bumi dikategorikan dalam:

Kategori I Open access yaitu jaringan transmisi atau distribusi yang dapat dimanfaatkan oleh lebih dari satu pemasok (shipper) atau pelanggan (customer) dalam kegiatan usaha hilir.

Kategori II Dedicated hilir yaitu jaringan transmisi atau distribusi untuk melayani kepentingan sendiri (fully dedicated) dalam kegiatan usaha hilir.

Kategori III Dedicated Hulu yaitu transmisi atau distribusi untuk melayani kepentingan sendiri (fully dedicated) atau bersama (share dedicated) dalam kegiatan usaha hulu.

Peraturan Menteri mengenai Rencana induk jaringan transmisi dan distribusi gas alam ini juga digunakan sebagai acuan untuk badan usaha melakukan investasi dan pengembangan pasar domestik bagi badan usaha dalam kegiatan usaha hilir gas alam.

Dengan demikian produsen gas alam dapat menjual kepada pemilik pipa pengangkut yang akan menjualnya kembali kepada pemakai atau konsumen akhir. Sehingga kegiatan ini akan menciptakan munculnya pedagang besar gas (wholesaler). Namun de mikian peraturan diperlukan untuk membatasi kekuatan pasar pemilik pipa gas secara relatif baik terhadap produsen maupun kepada konsumen akhir gas alam. Dengan adanya kebijakan ini, pengguna besar gas alam juga akan diuntungkan karena dapat mempunyai akses langsung kepada produsen gas, dengan demikian mereka akan memiliki pilihan yang banyak kepada produsen gas mana yang akan menyuplainya dengan harga yang bersaing.

Pemerintah juga melakukan uapaya unbundling pada industry gas ala mini yaitu dengan memisahkan kegiatan pengangkutan melaui pipa dengan kegiatan distribusinya atau retail sebagai upaya membatasi penguasaan pasar oleh perusahaan tertentu karena adanya persaingan non harga. Hal ini juga akan meningkatkan kemampuan bersaing pengusaha di dalam pasar tersebut, serta mengurangi terjadinya mark up pada penjualan kembali gas. Konsumen gas juga akan diuntungkan karena dengan adanya persaingan diantara pengusaha akan dapat menekan harga lebih rendah dan meningkatkan kualitas pelayanan. Karena kompetisi dalam industri gas sangat ditentukan oleh faktor:

1. Teknologi akan menentukan besarnya skala ekonomi dan efisiensi.

2. Besarnya pasar gas, menentukan berapa banyak perusahaan yang efisien dapat ikut di dalamnya

3. Hambatan untuk masuk pasar, yaitu peraturan yang menentukan perusahaan memiliki peluang untuk masuk.

4. Perubahan dinamis dalam jangka panjang adalah perkembangan teknologi, ketidak pastian suplai dan demand dan perubahan peraturan yang akan mempengaruhi kompetisi usaha dalam jangka panjang.

Sesuai dengan Peraturan Menteri ESDMNo. 03/2010 tentang Alokasi dan pemanfaatan gas bumi untuk pemenuhan kebutuhan dalam negeri diprioritaskan untuk : a. Peningkatan produksi migas, digunakan

23

untuk lifting minyak di lapangan produksi migas. b. Industri pupuk, guna menunjang pertumbuhan sektor pertanian dan produksi pangan. c. Penyediaan tenga listrik, sebagai upaya mengurangi ketrgantungan kepada BBM. d. Industri lainnya, termasuk rumah tangga. Dengan prioritas pemanfaatan gas alam tersebut Menteri akan menentukan prioritas pemanfaatan gas bumi dengan memperhatikan keekonomian harga gas bumi, dan Kontraktor wajib memenuhi kebutuhan gas dengan menyerahkan sebesar 25% dari hasil produksi bagian kontraktor untuk kebutuhan gas alam di dalam negeri sebagai domestic market obligation (DMO). Atau jika diperlukan karena kendala infrastruktur gas yang tersedia untuk memenuhi kebutuhan di dalam negeri, Menteri dapat menetapkan kebijakan pasokan dari impor.

KEBIJAKAN HARGA GAS ALAM

(Distrukturkan menjadi harga gas upstream dan harga gas downstream)

Penentuan harga gas alam di pasar dunia meskipun selalu dikaitkan dengan harga minyak secara indek, namun perkembangan perubahannya sangat bervariasi dan fluktuatif. Karena bersifat dinamis dan kompleks berbagai farible ekonomi yang mempengaruhinya, sehingga struktur pasar dan harga gas sukar diperkirakan karena penuh dengan ketidak pastian, yaitu karena pasokan dan cadangan gas yang diketahui sulit dipastikan cadangannya, harga gas juga sangat ditentukan oleh harga jenis energy lainnya, dan adakah substitusinya diantara masing2 energi tersebut yang dapat mempengaruhi elastisitas permintaan maupun penawaran gas. Proyeksi kedepan akan menentukan tingkat harga spot atau future price harga gas tersebut.

Secara historis harga kontrak pasokan gas dinegosiasikan berdasarkan lapangan, sehingga harga produsen untuk gas berbeda untuk setiap KKS, sedangkan harga kepada konsumen ditetapkan beredasarkan basis cost plus. Namun tanpa perubahan struktur harga yang baik, tidak akan ada insentif kepada KKS untuk mengembangkan lapangan gas.

Di Indonesia penetapan harga gas bumi untuk memenuhi kebutuhan di dalam negeri ditentukan oleh pemerintah dan akan selalu mempertimbangkan kesetaraan antara kepentingan produsen dan konsumen gas. Beberapa peraturan dan regulasi dasar yang mengatur perilaku harga gas bumi di dalam negeri adalah :

1. PP No. 30/2009 tentang Perubahan PP No. 36/2004 tentang Kegiatan Usaha Hilir Migas pasal 72 menyebutkan bahwa: Harga bahan bakar minyak dan gas bumi diatur atau ditetapkan oleh Pemerintah.

2. Peraturan BPH Migas No. 03/2005 tentang Pedoman Penetapan Harga Gas Bumi untuk Rumah tangga dan pelanggan kecil.

• Kriteria pelanggan:

24

• 1. Rumahtangga RT-1 dan RT-2 pemakaian paling banyak 50 m3/bulan.

• 2. Pelanggan kecil PK-1 dan PK-2 pamakaian paling banyak 1.000 m3/bulan.

• Perhitungan harga gas bumi ditentukan dengan menggunakan metode Indek harga konsumen yang dikeluarkan oleh BPS untuk komoditi gas, bahan bakar, penerangan dan air.

• Formula yang digunakan dalam perhitungan harga gas adalah:

• Hgb= Hgl ( 1( IHKb-IHKl/ IHKl) – x )

• Hgb = Harga gas baru

• Hgl = Harga gas lama

• X = Faktor koreksi yang ditetapkan BPH dg memperhatikan inflasi dan suku bunga

• RT-1 dan PK-1 ditetapkan sama dengan formula

• RT-2 ditetapkan maksimum 20% dari RT-1

• PK-2 ditetapkan maksimum 15% dari RT-1

• Harga gas untuk PK-1 dan Pk-2 dengan pemakaian lebih dari 1.000 m3/bulan mengikuti harga industri.

Peraturan BPH migas ini telah diterapkan dan diberlakukan pada jaringan gas untuk rumah tangga dalam upaya penghapusan penggunaan minyak tanah dengan menggunakan gas alam di beberapa kota yang jaringannya di bangun melalui pembiayaan APBN namun operasi usahanya dilakukan oleh Perusda seperti di Tarakan, Palembang, bekasi dan Depok. Kepada setiap rumah tangga tersebut hanya dikenakan biaya sebesar Rp. 41.000/bulan.

Harga gas alam kepada idustri pupuk yang disubsidi oleh pemerintah ditentukan oleh besarnya subsidi yang diberikan pemerintah. Kelebihan harga gas tersebut akan dibayar oleh pemerintah. Untuk pupuk yang dijual komersial atau di ekspor dikenakan harga full price. Pembayaran subsidi pupuk pemerintah dibayarkan dengan memperhitungkan pengurangan dari kewajiban industri pupuk untuk menyerahkan keuntungannya kepada pemerintah dari tahun buku yang telah diaudit.

Penetapan harga gas merupakan kewenangan penuh pemerintah dan ditetapkan melaui surat keputusan Menteri ESDM, BP Migas bertugas mengawasi dan menyampaikan hasil negosiasi harga gas antara produsen dengan Konsumen kepada Menteri ESDM.

1. Penetapan harga penjualan gas bumi untuk dalam negeri:

a) Harga gas mengacu kepada keekonomian pengembangan lapangan dan fasilitasalirnya serta mempertimbangkan keekonomian konsumen gas bumi, b) Harga gas dapat berupa eskalasi yang

25

dikaitkan dengan harga minyak bumi serta dikaitkan dengan harga kombinasi produk, c) Untuk melindungi produsen dan konsumen model harga gas dapat menggunakan formulasi yang dikaitkan dengan minyak dan atau produk konsumen (urea, amonia, LPG), d) Pemilihan model harga gas bumi mempertimbangkan keunungan negara yang optimal.

Contoh: Lihat Kepmen ESDM No. 3191/2011 tentang harga jual gas bumi PT. PGN persero kepada PT. PLN Batam dan IPP pemasok listrik PT.PLN Batam.

b). Penjualan BBG untuk kendaraan bermotor, sesuai dengan Surat Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No.2932 K/12/MEM/2010 tentang harga jual BBG untuk transportasi di Jakarta, yang menetapkan bahwa harga jual BBG seragam dari Pertamina dan Perusahaan Gas Negara sebesar Rp3.100 per Lsp. Anak usaha Pertamina, Pertamina EP, akan memasok gas untuk BBG sebanyak 5,1 MMSCFD Pasokan gas ini berasal dari lapangan Tambun sebesar 4 MMSCFD dan 1,1 MMSCFD dari lapangan Cikarang. Sesuai dengan perjanjian jual beli gas (PJBG) yang telah disepakati yaitu seharga US$ 4,37 per MMBTU.

c). PT Badak NGL, anak perusahaan Pertamina, untuk pertama kalinya mengapalkan Gas Alam Cair (LNG) yang diproduksi Kilang Bontang untuk memenuhi kebutuhan domestik. Pengiriman gas ini untuk memenuhi kebutuhan pasar gas domestik, melalui terminal terapung penerima dan regasifikasi (FSRU) di Teluk Jakarta. LNG Bontang akan memasok sebanyak 11,75 juta metric ton selama 11 tahun, berasal dari Blok Mahakam yang kini dioperatori oleh Total E&P Indonesia. Gas akan diterima oleh FSRU Jawa Barat dan digunakan untuk bahan bakar pembangkit listrik Muara Karang dan Tanjung Priok. FSRU dioperatori oleh PT Nusantara Regas merupakan perusahaan patungan antara PT Pertamina (Persero) dan PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk dengan komposisi saham masing-masing 60% : 40%.

d). Harga jual gas diakui memang jauh lebih murah dari harga minyak (bbm). Contohnya harga gas ekspor saat ini rata-rata sebesar US$ 12 per mmbtu atau sekitar US$ 72 per boe (1 Barrel Oil Equivalent atau boe kira-kira setara dengan 6 juta British Thermal Unit atau mmbtu). Sementara harga jual gas ke pasar domestik saat ini rata-rata hanya separuhnya, atau sekitar US$ 6-7 per mmbtu atau setara US$ 36 per boe.

2. Penetapan harga gas bumi untuk keperluan ekspor (Dimasukkan ke harga upstream):

Harga minyak, gas, dan batubara sangat dinamis dan fluktuatif. Pergerakan harga gas dunia tidak bisa dipisahkan dari pergerakan harga minyak, jadi perkembangan harga energi fossil selalu korelasi secara erat.

Ketentuan menteri ESDM menetapkan bahwa harga jual gas bumi/LNG/gas pipa untuk ekspor tidak lebih rendah dari harga jual gas bumi domestik yang paling tinggi untuk peruntukan yang sama. b). Model harga jual gas bumi/LNG/gas pipa yang digunakan dikaitkan dengan harga minyak bumi dengan tetap memberikan keuntungan maksimal kepada negara. C). Harga jual gas bumi/LNG/gas pipa yang

26

disepakati sedapat mungkin dilakukan peninjauan secara periodik untuk disesuaikan dengan kondisi pasar yang berlaku.

Beberapa formula harga yang digunakan untuk penjualan LNG keluar negeri :

1. Formula yang digunakan untuk ekspor LNG Tangguh ke Fujian Cina:

Harga dasar CIF Japan Crude Coctail (JCC) per bbl

Harga LNG Y = a*JCC (x) + b

a=slope harga <1 b= konstanta LNG

Batas bawah tahun 2001= US$ 15; Batas atas tahun 2002= US$ 25 dan, batas atas tahun 2006 dinaikkan menjadi US$38.

Untuk tujuan menjamin suplai gas dalam jangka panjang, harga kontrak penjualan LNG ke china dengan menggunakan formula yang sama cenderung untuk memperoleh harga lebih rendah dan slope curve lebih mendatar serta harga lebih stabil dibanding dengan formula harga yang digunakan untuk ke Jepang. Formula harga LNG ke Guangdong dilaporkan sebesar US$ 3,10/mmbtu. Adapun harga gas LNG Tangguh dipatok constant pada nilai sebesar US$3.35/mmbtu, sebenarnya secara riil (jika memperhitungkan tingkat inflasi/suku bunga) harga jualnya cenderung terus menurun setiap tahun. Realisasi Pengapalan LNG Tangguh Ke China mulai dilakukan pada Bulan Juli 2009 dengan harga Jual flat US$ 3,35/mmbtu. Sedangkan pada saat ini LNG Badak dijual ke Jepang dengan harga sekitar US$18/mmbtu, dengan kondisi asumsi harga minyak mentah sekitar US$110/bbls.

Harga penjualan LNG ke China menggunakan formula dengan basis harga yang telah ditetapkan terlebih dahulu oleh pembeli gas, hal ini menunjukkan bahwa pembeli bertindak sebagai satu-satunya pembeli atau monopsoni dari LNG Tangguh, sehingga dengan demikian harga telah didikte oleh pembeli dengan harga yang serendah-rendahnya. Adapun penjual tidak punya pilihan pasar lain ketika itu, sehingga dengan terpaksa menjual dengan harga yang ditetapkan tersebut dalam kontrak penjualannya. Pada saat kontrak ditandatangani pada tahun 2002 batas atas yang disepakati adalah harga JCC $24/bbl sehingga harga gas menjadi $2,4/mmbtu. BP Migas akan melakukan renegosiasi harga penjualan gas Tangguh ke China sehingga harga dapat meningkat menjadi $5-$7/mmbtu, sehingga akan lebih tinggi dari harga rata2 yang dijual untuk dalam negeri saat ini $5/mmbtu. Adapun harga LNG saat ini di dunia sudah di aras $10/mmbtu.

2. Formula Harga LNG ke Jepang Untuk Kontrak Penjualan Jangka Panjang

Harga US$/mmbtu CIF Japan= AX + B + S

A,B koefisien constant (0,1485 merupakan faktor konfersi dari 6,73 mmbtu/bbl minyak)

27

X = JCC harga CIF

S = Koefisien yang ditambahkan pada formula sebagai buyer concern untuk mendatarkan kurve pada range harga minyak yang telah ditentukan sebelumnya.

S formula digunakan tahun 2001 ketika harga LNG berubah secara linier proporsional dengan harga minyak mentah dan harga minyak diset antara US$20 – US$40/bbl.

Harga LNG Qatar untuk CIF menggunakan harga dasar US$ 3,60/mmbtu bahkan untuk Ras-Laffan sebesar US$2,50/mmbtu, dan koevisien A untuk formula ini adalah 0,1485.

PLNGt = 0,1485*JCCt + 1,0

JCCt = 2.2252145 + 0,95297774*QLCt

PLNG = harga LNG ke Jepang

JCC = Japan Coctail crude

QLC = Perkiraan harga minyak basket OPEC yang sangat berkorelasi kuat dengan JCC

Dalam penjualan LNG ke Jepang Indonesia lebih dapat bernegosiasi dengan pembeli LNG karena digunakan suatu range harga tertentu berdasarkan basis harga minyak JCC tertinggi dan terendah yang telah ditentukan sebelumnya, sehingga jika harga minyak telah melampoi “S curve” baru harga LNG akan dinegosiasikan kembali untuk disesuikan dengan batasan harga JCC yang diperkirakan terjadi di masa depan. Sehingga harga jual LNG ke Jepang relatif selalu lebih tinggi dari harga LNG ke pasarannya.

3. Potensi untung rugi penjualan gas domestic versus ekspor:

Gas bumi sebagai non renewable resources sekali dimanfaatkan persediaannya akan langsung berkurang, namun merupakan sumber energi utama dalam kehidupan sehari-hari sehingga pengelolaan yang tidak hati-hati akan merugikan upaya penyediaan energi yang berkelanjutan di masa depan yang secara langsung akan mengurangi tingkat kesejahteraan rakyat yang menjadi cita-cita nasional. Dengan demikian pengelolaan dan pemanfaatan gas bumi yang tercermin dari harga keekonomian yang harus dibayarkan oleh konsumennya ini, harus melihat beberapa hal yaitu: Kesinambungan suplai gasnya; memperoleh economic rent dalam bentuk royalty sebagai penerimaan Negara; menyediakan gas dengan harga yang layak dan terjangkau oleh rakyat; serta mendistribusikan hasil penerimaan gas tersebut kepada rakyat.

Kesinambungan suplai gas sebagai sumber energi dapat ukur dari besarnya cadangan yang dimiliki dibandingkan dengan tingkat produksi sehingga diperoleh suatu angka recovery rate per tahun, semakin besar angka yang diperoleh semakin baik dan semakin aman suplainya (energy security). Namun industri gas harus secara kontinue melakukan investasi baru untuk mengganti penurunan produksi dari lapangan yang ada. Dengan demikian perlu dicari lapangan produksi baru untuk menjaga tingkat produksi yang sama. Karena selama ini kita telah gagal

28

memperkirakan secara efektif akan adanya ancaman penyusutan secara fisik (physical deplation) yang kemungkinan akan terjadi dalam waktu yang lebih cepat. Hal ini terjadi dengan lapangan gas Arun yang tidak mampu mensuplai gas dalam jumlah yang cukup untuk kebutuhan industri pupuk dan industri lainnya di Aceh.

Pemerintah menerima devisa dalam bentuk royalty dari industri gas dan hasil penjualan gas yang menjadi bagian pemerintah tersebut diekspor keluar negeri menjadi penerimaan APBN. Melalui mekanisme APBN dana royalty tersebut akan digunakan untuk membiayai kegiatan pembangunan dan mendistribusikan hasil royalty gas tersebut dengan memberikan subsidi. Pendistribusian hasil penerimaan gas melalui mekanisme ABBN kepada rakyat tidak tepat, karena maksud baik tersebut pada prakteknya sering disalah gunakan dan menjadi sumber inefisiensi dan kebocoran karena salah sasaran. Dilain pihak pengurangan subsidi yang diberikan juga akan berpotensi menimbulkan gejolak politik dimasyarakat.Penyediaan harga gas yang terjangkau oleh rakyat, harus dapat mencerminkan tingkat kelangkaannya sehingga konsumen menggunakan secara hemat efisien dan mau berpindah untuk menggunakan jenis energi lain yang lebih bersih dan terbarukan.

BAB V PERCEPATAN PERLUASAN PASAR GAS BUMI DI DALAM NEGERI

Indonesia sangat diuntungkan oleh adanya potensi kekayaan alam gas bumi yang sangat strategis dalam mendukung kekuatan ekonomi nasional, namun saying pengelolaannya tidak menunjukkan keberpihakan yang jelas dan pasti kepada kepentingan nasional. Hal ini tampak dari kondisi energi nasional Indonesia pada tahun 2010 menunjukkan bahwa 52,10% dari energy final yang dikonsumsi berasal dari minyak bumi, 18,50% berasal dari batubara dan hanya 15,60% berasal dari gas bumi. Produksi minyak Indonesia terus menurun sehingga berada di bawah 1 juta barel per hari, hal ini berarti tidak ada lagi minyak murah di masa depan. Selama ini konsumen di Indonesia dimanja dan dipolitisir hidup dengan energy murah untuk rakyat karena memperoleh subsidi. Keadaan ini diperburuk oleh cara pengambilan kebijakan yang salah oleh pemerintah karena terlambat dalam pengambilan keputusan. Padahal energi yang dibutuhkan oleh

29

masyarakat masih cukup tersedia dalam jumlah yang banyak, lebih murah dan lebih bersih serta akrab lingkungan yaitu gas bumi.

Peningkatan pemanfaatan gas bumi bertujuan untuk memaksimumkan pemakaian gas untuk memperoleh manfaat ekonomi, mengurangi ketergantungan kepada minyak, menjamin suplai energy secara berkelanjutan dengan harga yang terjangkau, menghemat pemakaian energy secara umum serta menunjang tumbuhnya industry nasional berbasis gas bumi yang efisien dan tangguh, karena didukung oleh sumber bahan baku yang cukup dan pasar dalam negeri yang kuat.

Pembangunan sektor migas yang besar sejalan dengan pembangunan nasional, akan melibatkan mulai dari kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadangan gas bumi, besarnya cadangan gas yang diperkirakan dapat diambil, berapa besar volume gas yang akan dikonsumsi dan siapa yang akan menggunakan gas tersebut. Baru kemudian diputuskan kapan pembangunan konstruksi instalasi fasilitas produksi pengolahan, dan transmisi serta distribusi gas ke konsumen akhir akan dibangun dan kapan gas tersebut dapat dialirkan kepada konsumen. Jadi kunci keberhasilan pembangunan sektor gas bumi ini sangat ditentukan oleh pengetahuan terhadap demand gas, dan rencana jangka panjang pembangunan yang terintegrasi mulai dari lapangan gas serta memitigasi akan tantangan suplai gas di masa depan.

1. Permintaan Gas Bumi untuk Pembangkit ListrikKonsumsi gas untuk pembangkit listrik sangat ditentukan oleh jenis pembangkit yang digunakan, seperti: Combine cooling, heating and power system (CCHP); Cogeneration, dan Combined-cycle system. Kebanyakan semua pembangkit saat ini untuk tujuan efisiensinya sehingga tetap dapat bekerja ketika kekurangan suplai bahan bakar atau jika terjadi kenaikan harga bahan bakar mereka bisa beralih dari satu jenis ke jenis bahan bakar lainnya, jadi pembangkit dapat menggunakan lebih dari saju jenis bahan bakar yang dikenal sebagai dual fire. Sistem dua jenis pembakaran ini juga digunakan untuk pengaturan efisiensi pembangkit dalam memikul beban listrik. Pada saat memikul beban dasar di gunakan pembangkit berbahan bakar murah dan pada waktu beban puncak digunakan pembangkit yang menggunakan bahan bakar relatif mahal.

(Insert data-data dari PLN sampai 2020)2. Permintaan Gas Bumi Untuk Industri

30

Sektor industry merupakan pemakai gas terbanyak, karena bahan bakar gas digunakan untuk pembakaran langsung dalam proses produksi, pembangkit listrik dan boiler

(Insert data-data dari Kemenperin sampai 2014)

3. Permintaan Gas Bumi Untuk Pupuk dan Industri Petrokimia Pembangunan industri petrokimia dekat denga lokasi sumber gas akan menstimulasi pertumbuhan ekonomi daerah karena telah meningkatkan nilai tambah ekonomi gas (value eded) dan membuka lapangan kerja dan kesempatan berusaha di daerah tersebut. Pabrik pupuk urea diproduksi dengan mengolah ammonia yang berasal dari gas sebagai bahan baku. Produk yang dihasilkan ini sangat dibutuhkan oleh sektor ekonomi lainnya terutama pupuk urea oleh sektor pertanian, perkebunan, perikanan tambak dan kehutanan serta ammonia akan digunakan oleh industri lainnya. Dengan menggunakan teknologi pengolahan pupuk urea yang lama, efisiensi produksi menggunakan ukuran design 33,24 mmbtu/ton pupuk urea, namun konsumsi gas aktualnya mencapai 37,22 mmbtu/ton urea. Dengan teknologi yang lebih baik saat ini pabrik pupuk urea yang baru akan lebih efisien hanya akan membutuhkan gas sebesar 26 mmbtu/ton urea. Untuk kapasitas pabrik pupuk urea sebesar 1.155.000 ton urea/tahun akan membutuhkan gas sebanyak 80 mmscfd untuk pasokan selama keekonomian pabrik 25-30 tahun, sehingga untuk ini diperlukan adanya jaminan pasokan gas untuk pabrik pupuk urea tersebut.

Saat ini kapasitas nasional pabrik pupuk urea mencapai 8.048 ribu ton/th dengan tingkat produksi sebesar 6.730 ribu ton pada tahun 2009. Untuk dapat memenuhi kebutuhan akan pupuk di dalam negeri, kapasitas produksi pabrik pupuk nasional akan terus ditingkatkan sampai mencapai sebesar 15.027 ribu ton pada tahun 2021. Suatu peningkatan yang hampir mencapai dua kali lipat dari kondisi saat ini. Sehingga kebutuhan gas oleh pabrik pupuk harus dapat dipenuhi seluruhnya oleh produksi gas domestik.

(Insert data-data dari Dit. Pak Mesdin Bappenas di komputer sana sampai 2020)

Dari gas juga dapat dibuat menjadi methanol yang juga dapat digunakan langsung sebagai bahan bakar kendaraan bermotor selain digunakan sebagai bahan baku industri. Indonesia memiliki pabrik methanol di bontang dan Bunyu dengan kapasitas 900.000 ton/tahun.

31

4. Permintaan Gas Bumi Untuk Rumah Tangga dan Industri Skala Kecil (Insert data dari Tarakan dan road map ESDM)5. Permintaan Gas Bumi Untuk Transportasi.

Pemakaian gas untuk transportasi telah banyak digunakan diseluruh dunia terutama untuk angkutan umum di perkotaan. Konsumsi gas untuk kendaraan bermotor lebih bersih karena gas Co2 yang dikeluarkannya lebih sedikit. Perkembangannya kedepan akan sangat meningkat sejalan dengan meningkatnya pertumbuhan ekonomi dan mobilitas penduduk diperkotaan. Gas untuk transportasi dikenal denga Compressed Natural Gas (CNG). CNG ini disimpan dalam tabung bertekanan normal 200-220 bar sebagai tangki bahan bakar pada kendaraan bermotor, dan ditambahkan peralatan converter kit pada mesin kendaraan. CNG ini dapat diisi ulang pada Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG). SPBG memperoleh langsung gas dari pipa transmisi yang kemudian diproses menjadi CNG ditempat sebelum dijual langsung. Atau dengan menggunakan mother-doughter, jika lokasi SPBG jauh dari pipa gas maka biasanya gas tersebut diproses terlebih dahulu menjadi CNG yang kemudian diangkut untuk didistribusikan dalam tabung baja ukuran besar ke SPBG, kemudian tabungn CNG ini akan diisi ulang dengan membawa tabung baru dari dipo CNG jika stoknya habis di SPBG.

Beberapa kendala yang dihadapi konsumen dan distributor atau SPBG dalam penggunaan CNG yaitu: 1. untuk mengkompress gas dari tangki di SPBG ke tabung CNG yang ada pada kendaraan bermotor diperlukan tenaga listrik yang cukup besar untuk menjalankan mesin compressor ini, hal ini dikeluhkan oleh SPBG karena mereka harus menambah daya listrik lebih besar dibanding jika denga menggunakan listrik untuk memompa BBM. PLN akan mengenakan kelas tarif yang lebih tinggi kepada SPBG yang akan menjadi beban tetap sedangkan konsumen kendaraan pemakai CNG masih terbatas jumlahnya sehingga tidak sebanding antara biaya pengisian CNG dengan bagian keuntungan yang diperoleh dengan menjual CNG karena mereka harus mengeluarkan biaya langganan listrik yang tinggi.

2. Jumlah SPBG yang beroperasi masih terbatas jumlahnya dan tidak strategis letaknya, sehingga untuk mencapai kelokasi tersebut konsumen harus memakan waktu yang cukup lama untuk mencapai SPBG, waktu yang dibutuhkan untuk mengisi CNG juga lebih lama dibanding dengan mengisi BBM, sehingga waktu tunggu per kendaraan akan lebih lama jika mendapatkan antrian yang panjang. Untuk mengatasi hal ini biasanya

32

kendaraan menggunakan juga tangki BBM dan CNG secara bersamaan sehingga jika CNG habis akan diswich ke BBM demikian pula sebaliknya.

Saat ini kendaraan angkutan umum yang sepenuhnya telah menggunakan CNG baru dilakukan oleh angkutan umum Transjakarta yang melayani rute jalur busway.

(Insert data dari studi ESDMP tagih ke Pak Nandar)

6. Permintaan Gas Bumi Nasional

33

BAB VI INFRASTRUKTUR DAN PASOKAN GAS

1. Infrastruktur dan Pasokan gas untuk listrik dan industri2. Infrastruktur dan Pasokan gas untuk industri pupuk, petrokimia3. Infrastruktur dan Pasokan gas untuk rumah tangga dan industri kecil4. Infrastruktur dan pasokan gas untuk transportasi5. Infrastruktur dan pasokan gas untuk nasional

BAB VI KESIMPULAN, SARAN DAN REKOMENDASI

1. Kesimpulan Indonesia sebagai negara yang memiliki cadangan gas dalam jumlah besar telah tertinggal selama 40 tahun kesempatannya untuk memanfaatkan kekayaan alamnya berupa gas bumi dengan tepat dan cepat. Melihat besarnya cadangan gas yang dimiliki dan ditemukannya cadangan gas dalam jumlah besar di Bontang dan Arun harusnya dapat dijadikan sebagai tanda-tanda jaman untuk bersiap-siap beralih dari semula menggunakan minyak, untuk beralih kepada pemakaian gas yang cadangannya lebih besar dan lebih bersih, karena sejak tahun 70an minyak telah menjadi komoditi politik dunia yang harganya dapat melonjak setiap saat. Namun keadaan ini tidak digunakan sebagai upaya untuk memitigasi krisis yang kemungkinan akan dihadapi dimasa depan, karena jika kita ingin mengembangkan gas sebagai substitusi minyak akan dibutuhkan investasi besar dan waktu tunda yang cukup lama (lead time). Menurut Departemen Energi Amirika akan dibutuhkan waktu paling sedikit 20 tahun sebelum puncak produksi gas tercapai untuk melakukan program substitusi dan penghematan secara besar-besaran minyak, jika kekurangan yang serius akan suplai gas ingin dihindari.

Selama periode tahun 70an Indonesia membangun dengan cepat fasilitas LNG di Bontang dan Arun sehingga mencapai kapasitas kilang sebesar juta ton LNG/tahun, namun upaya untuk memanfaatkan gas untuk konnsumsi dalam negeri dengan membangun fasilitas transmisi dan distribusi gas serta membangun industri untuk meningkatkan nilai tambah gas sangat kecil, karena semua produksi gas yang ada telah dikontrak untuk tujuan ekspor bahkan mencapai 30 tahun.

Kesempatan yang baik melakukan efisiensi energi ini malah digunakan sepenuhnya oleh Jepang untuk mengimpor LNG dari Indonesia dalam jumlah besar dengan harga yang

34

relatif lebih murah dari minyak untuk jangka panjang. Transformasi pengalihan minyak ke LNG oleh Jepang telah berhasil merestrukturisasi sektor industrinya dari semula energi insentif menjadi industri yang penggunaan energinya efisien dan menghasilkan produk2 yang bernilai tambah tinggi. Secara tidak langsung hal ini telah meningkatkan daya saing produk jepang di pasar dunia, dan berhasil keluar dari krisis energi dan bahkan ekonominya bisa tumbuh lebih cepat.

Peningkatan ketahanan energi (energy security) menjadi hal yang mendesak karena konsumsi dan penyediaan energi sangat berperan dalam menunjang ketahanan nasional (national devence), hal ini ditunjukkan dari semakin ketat dan tajamnya persaingan untuk memperoleh dan merebut sumber energi baik melaui jalan damai melalui kekuatan ekonomi yang masuk kesuatu negara melalui kegiatan foreign direct investment (FDI). Saat ini kontraktor migas asing telah menguasai dan mengendalikan mayoritas blok migas sebesar 65%, dan hanya 24,27% yang dikuasai oleh perusahaan nasional, selanjutnya untuk mencitakan iklim investasi yang baik agar kontraktor asing mau menanamkan modalnya di bidang migas, mereka hanya diwajibkan untuk menyetor 25% dari hasil produksi migasnya untuk memenuhi kebutuhan pasokan domestik. Hal ini berarti bahwa 75% hasil produksi migas nasional diserahkan kepada kontraktor asing untuk memanfaatkannya.

Dimasa lalu permintaan gas dalam negeri relative kecil dan harga minyak masih murah, namun saat ini harga minyak semakin tinggi sehingga gas menjadi pilihan energi yang paling dekat subsitusinya. Produksi gas bumi yang begitu besar ternyata hanya dijual murah kepada pihak kontraktor asing dengan kontrak jangka panjang tanpa ada hak bagi ekonomi nasional untuk menikmatinya, bahkan industri nasional harus mengemis dan berteriak untuk dapat memperoleh gas agar pabriknya dapat terus berproduksi meskipun dengan sebagian kapasitas produksi saja, karena tidak sanggup lagi jika harus menggunakan BBM yang harganya terus melonjak. Akibatnya laju penurunan ouput produksi sektor industri mulai tampak, serta menunjukkan adanya penurunan daya saing produk di pasar domestik dan ekspor. Padahal di lain pihak selama ini pemerintah tidak pernah mempersiapkan dengan baik dan terencana dalam menyiasati akan terbatasnya infrastruktur gas yang sangat dibutuhkan untuk menunjang pertumbuhan sektor industri yang sehat dan banyak menyerap tenaga kerja.

Selama ini pemerintah menilai bahwa penyediaan BBM lebih penting karena mempunyai nilai politis yang tinggi untuk stabilitas ekonomi nasional, adapun gas bisa diselesaikan secara bisnis to bisnis antara produsen gas, transporter sampai dengan

35

konsumen akhir baik sektor industri maupun tenaga listrik. Hal ini tampak dari digunakannya US$ dalam transaksi gas didalam negeri, padahal secara undang-undang seluruh transaksi harus menggunakan nilai mata uang rupiah, tidak adanya jaminan kepastian suplai yang dapat digunakan oleh industri untuk merencanakan produksi, ekspansi dan investasi kedepan, tingginya flukutasi harga gas yang terjadi pasar, hal ini menunjukkan bahwa pemerintah tidak berupaya untuk menstabilkan harga gas yang menjadi tanggungjawabnya dengan cara mengatur tataniaga gas yang mengendalikan harga dan mengatur suplainya agar sesuai dengan demand gas yang ada. maupun dengan kekuatan politik untuk memperebutkan pulau yang menjadi titik batas wilayah kedaulatan masing-masing negara seperti yang terjadi pada (kasus Ambalat antara Indonesia dengan Malaysia; Kasus laut cina selatan antara China dengan Vietnam dan Philipina; di Laut kuning antara Korea selatan dengan Jepang dan laut cina antara Jepang dengan China) yang semuanya diawali oleh adanya isu yang kuat akan adanya jumlah cadangan sumber daya migas yang besar dikawasan yang menjadi wilayah sengketa tersebut, kampanye politik dengan menggelar kekuatan ini dikenal sebagai politik energy (energy diplomacy).

a. Permintaan gas melebihi pasokan yang tersedia karena ???? …..b. Harga gas hulu dan hilir tidak sinkronc. Pengembangan infrastruktur lambat karena …???d. Implementasi dari regulasi (ekspor)

2. Saran dan Rekomendasi

36