PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS UNTUK …lib.ui.ac.id/file?file=digital/20334259-T32585-Achmad...

PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS UNTUK

TRANSPORTASI NATURAL GAS FOR VEHICLE (NGV) DAN

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG) DI INDONESIA

THESIS

ACHMAD RILYADI

NPM: 1106028323

PROGRAM STUDI MAGISTER TEKNIK KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA

JANUARI 2013

Penetapan harga..., Achmad Rilyadi, FT UI, 2013

UNIVERSITAS INDONESIA

PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS UNTUK

TRANSPORTASI NATURAL GAS FOR VEHICLE (NGV) DAN

LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG) DI INDONESIA

TESIS

Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat untuk Memperoleh Gelar Magister

ACHMAD RILYADI

NPM: 1106028323

PROGRAM STUDI MAGISTER TEKNIK KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS

FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA

JANUARI 2013


iii

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS

Tesis ini adalah hasil karya saya sendiri,

dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk

telah saya nyatakan dengan benar

Nama : Achmad Rilyadi

NPM : 1106028323

Tanda Tangan :

Tanggal : 14 Januari 2013


iv

LEMBAR PENGESAHAN

Tesis ini diajukan oleh

Nama peneliti : Achmad Rilyadi

NPM : 1106028323

Program Studi : Magister Teknik Kekhususan Manajemen Gas

Judul : PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS

UNTUK TRANSPORTASI NATURAL GAS FOR

VEHICLE (NGV) DAN LIQUEFIED NATURAL GAS

(LNG) DI INDONESIA

Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan diterima

sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperolah gelar

Magister Teknik pada Program Studi S2 Manajemen Gas Fakultas Teknik,

Universitas Indonesia.

DEWAN PENGUJI

Pembimbing I : Dr. Ir. Andy Noorsaman S., DEA ( )

Penguji I : Prof. Ir. Sutrasno K., M.Sc., Ph.D ( )

Penguji II : Dr. Iwan Ratman, M.Sc, PE ( )

Penguji III : Prof. Dr. Ir. Anondho W., M.Eng ( )

Ditetapkan di : Depok

Tanggal : 14 Januari 2013


v

KATA PENGANTAR

Puji syukur kami panjatkan kepada Allah SWT, Tuhan Yang Maha Esa, karena

atas berkat dan karunianya kami dapat merampungkan penelitian tesis ini.

Penulisan tesis ini dilakukan dalam rangka memenuhi syarat untuk memperoleh

gelar Magister Teknik di Fakultas Teknik Universitas Indonesia. Kami menyadari

tanpa bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak khususnya Prof. Dr. Ir.

Anondho Wijanarko, M.Eng., dan Dr. Ir. Heri Hermansyah, M.Eng., serta

wabil khusus pembimbing kami, Dr. Ir. Andy Noorsaman Sommeng, D.E.A.,

sangatlah sulit bagi kami untuk menuntaskan tesis ini.

Akhir kata, kami berharap kepada Allah SWT agar berkenan membalas segala

kebaikan semua pihak tersebut di atas. Semoga tesis ini bermanfaat bagi

pengembangan ilmu pengetahuan dan pengelolaan gas di Tanah Air.

Jakarta, 14 Januari 2013,

Achmad Rilyadi


vi

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI

TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS

Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertandatangan

dibawah ini:


NPM : 1106028323

Program studi : Magister Teknik Kekhususan Manajemen Gas

Departemen : Teknik Kimia

Fakultas : Teknik

Jenis Karya : Tesis

Demi pengembangan ilmu pengentahuan, menyetujui untuk memberikan

Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Nonekslusif (Non-exclusive Royalty-

Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul:

Penetapan Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi Natural Gas for

Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di Indonesia

Dengan Hak Bebas Royalti Nonekslusif ini Universitas Indonesia berhak

menyimpan, mengalih media/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data

(database), merawat, dan mempublikasikan tugas akhir saya selama tetap

mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak

Cipta.

Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.

Dibuat di : Jakarta

Pada tanggal : 14 Januari 2013

Yang menyatakan

(Achmad Rilyadi)


vii

ABSTRAK


Program Studi : Magister Teknik Kekhususan Manajemen Gas

Judul : Penetapan Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi

Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas

(LNG) di Indonesia

Tesis ini bertujuan untuk mengevaluasi formula harga Bahan Bakar Gas (BBG)

untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas

(LNG) di sisi hilir dalam rangka program konversi dari BBM ke BBG. Formula

harga BBG dievaluasi dengan memperhitungkan kepentingan konsumen dan

keekonomian badan usaha. Tesis ini memulai evaluasi dengan menentukan skala

konversi yang akan diterapkan guna menghitung volume kebutuhan BBG. Ruang

lingkup basis perhitungan dibatasi untuk wilayah DKI Jakarta dan Banten saja.

Kemudian, tesis ini merencanakan sistem distribusi alternatif penyaluran BBG

dengan menggunakan sumber (feed) gas dalam bentuk LNG. Ada dua sistem

distribusi yang diusulkan oleh tesis ini, pertama, Sistem Distribusi LNG Package,

dimana feed LNG dikirim dari LNG Plant dengan LNG carrier ship ke LNG

Floating Storage Unit (FSU) sebagai receiving and storage terminal LNG.

Selanjutnya, LNG ditransportasikan menggunakan truk LNG sampai ke Stasiun

Pengisian LNG-LCNG untuk kemudian disalurkan ke konsumen dalam kemasan

NGV ataupun LNG. Kedua, Sistem Distribusi CNG Package, dimana LNG dari

FSU ditransportasikan ke LNG Regasification Plant untuk divaporasi dan

dikompresi menjadi Compressed Natural Gas (CNG). CNG kemudian diangkut

dalam tabung-tabung silinder menggunakan truk trailer menuju Wholesaler NGV

(CNG). Terakhir, tesis ini menghitung harga jual NGV dan LNG yang merupakan

penjumlahan seluruh biaya investasi dan biaya operational & maintenance yang

diamortisasi dengan asumsi masa manfaat infrastruktur selama 20 tahun, dan

tingkat suku bunga 15% per tahun. Berdasarkan hasil perhitungan didapat harga

jual NGV di Wholesaler sebesar Rp 5.485/lsp dan harga jual LNG di SPBG LNG-

LCNG sebesar Rp 6.142/lsp.

Kata Kunci: Formula harga BBG, konversi BBM ke BBG, NGV, LNG, FSU,

CNG, LCNG, transportasi


viii

ABSTRACT

Name : Achmad Rilyadi

Study Program : Master of Gas Management, Faculty of Engineering

Title : Gas Fuel Pricing of Natural Gas for Vehicle (NGV) and

Liquefied Natural Gas (LNG) for Transportation in

Indonesia

This thesis aims to evaluate gas fuel pricing formula of Natural Gas for Vehicle

(NGV) and Liquefied Natural Gas (LNG) for transportation at the downstream, in

line with the conversion program from oil fuel to gas. Gas price formula is

evaluated by taking into account the consumers interests and the economic factor

of business entities. This thesis starts the evaluation by determining the scale of

conversion to be applied in order to calculate the volume of gas demand. The

scope of the calculation is limited within the Area of Jakarta and Banten.

Furthermore, this thesis plans alternative gas distribution systems which utilized

feed gas in the form of LNG. There are two distribution system proposed by this

thesis, first, LNG Distribution System Package, which feed LNG from LNG Plant

shipped by LNG carrier to LNG Floating Storage Unit (FSU) as an LNG

receiving and storage terminal. Moreover, LNG is transported by LNG trucks to

LNG-LCNG Refuling Station then to be distributed to consumers as NGV or

LNG. Second, CNG Distribution System Package, where LNG from FSU is

transported to LNG regasification plant, then to be vaporized and compressed into

Compressed Natural Gas (CNG). Thus, CNG is transported in small cylinder

tubes using truck trailers to NGV Wholesaler. Finally, this thesis calculates the

price of NGV and LNG, which is the sum of all amortized investment costs and

amortized operational & maintenance costs over its lifetime (20 years to be

assumed), and an interest rate of 15% per year. Based on the calculation, the price

of NGV at wholesaler is Rp 5.485/lge and the price of LNG at LNG-LCNG

station is Rp 6.142/lge.

Keywords : Gas pricing formula, NGV, LNG, CNG, FSU, LCNG, transportation


ix

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL .............................................................................................. i

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ................................................ ii

LEMBAR PENGESAHAN ................................................................................. iii

KATA PENGANTAR ........................................................................................... v

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS

AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS ............................................. vi

ABSTRAK ........................................................................................................... vii

ABSTRACT ........................................................................................................ viii

DAFTAR ISI ......................................................................................................... ix

DAFTAR GAMBAR .......................................................................................... .xii

DAFTAR TABEL .............................................................................................. xiv

BAB 1 PENDAHULUAN ..................................................................................... 1

1.1. Dasar Hukum ............................................................................................... 1

1.2. Latar Belakang ............................................................................................ 1

1.3. Maksud dan Tujuan ..................................................................................... 3

1.4. Rumusan Masalah ....................................................................................... 3

1.5. Ruang Lingkup Kajian ................................................................................ 4

1.6. Indikator Keluaran dan Keluaran ................................................................ 4

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................ 5

2.1. Konsep Harga Gas Alam ............................................................................. 5

2.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Harga Gas ......................................... 10

2.3. Pemanfaatan Bahan Bakar Gas (BBG) untuk Transportasi di Berbagai

Negara ....................................................................................................... 11

2.4. Pelajaran dari Pengalaman Implementasi Program Konversi dari BBM ke

BBG di Negara Lain .................................................................................. 15

BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN ............................................................ 19

3.1. Alur Metodologi Penelitian ....................................................................... 19

3.2. Rantai Pengusahaan Gas Alam dan Investigasi Ketersediaan


x

Infrastuktur ................................................................................................ 20

3.3. Inventarisasi Harga Gas Alam Pipa dan LNG Domestik .......................... 26

3.4. Telaah Umum dan Investigasi Formula Harga Bahan Bakar Gas untuk

Transportasi ............................................................................................... 28

3.4.1. Biaya Transportasi ......................................................................... 30

3.4.1.1. Liquefied Natural Gas (LNG) .................................... 30

3.4.1.2. Compressed Natural Gas (CNG) ............................... 32

3.4.2. Biaya Distribusi ............................................................................. 33

3.5. Usulan Formula Harga Gas Bahan Bakar Gas Dalam Negeri .................. 40

3.5.1. Formula harga Gas untuk Transportasi NGV & LNG .................. 42

3.5.1.1. Formula Umum Harga Bahan Bakar Gas di SPBG

LNG-LCNG Sistem Distribusi LNG Package ........... 43

3.5.1.2. Formula Umum Harga Bahan Bakar Gas di Wholesaler

NGV (CNG) Sistem Distribusi CNG Package ........... 44

BAB 4. HASIL DAN PEMBAHASAN .............................................................. 45

4.1. Mekanisme Harga LNG yang Digunakan di Indonesia ............................. 45

4.2. Perkembangan Jumlah Kendaraan di DKI Jakarta dan Banten .................. 46

4.3. Penentuan Skala Konversi dari BBM ke BBG untuk Wilayah DKI Jakarta

– Banten ...................................................................................................... 49

4.4. Perhitungan Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi NGV & LNG ... 55

4.4.1. Perhitungan Harga Bahan Bakar Gas di SPBG LNG-LCNG Sistem

Distribusi LNG Package ................................................................ 57

4.4.1.1. Perhitungan Biaya LNG Shipping ............................... 57

4.4.1.2. Perhitungan Biaya LNG Floating Storage Unit (FSU)61

4.4.1.3. Perhitungan Biaya Pegangkutan dengan Truk LNG

(LNG Trucking) .......................................................... 64

4.4.1.4. Perhitungan Biaya SPBG LNG-LCNG ....................... 67

4.4.2. Perhitungan Harga Bahan Bakar Gas di Wholesaler NGV (CNG)

Sistem Distribusi CNG Package .................................................... 72

4.4.2.1. Perhitungan Biaya LNG trucking ................................ 73

4.4.2.2. Perhitungan Biaya LNG Regasification Plant (Mother

Station)......................................................................... 75


xi

4.4.2.3. Perhitungan Biaya CNG Trucking ............................... 79

4.4.2.4. Perhitungan Biaya Wholesaler NGV (CNG) ............... 82

4.5. Kajian Akhir Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi Jenis NGV dan

LNG ............................................................................................................ 86

BAB 5. KESIMPULAN DAN SARAN .............................................................. 90

5.1. Kesimpulan ................................................................................................ 90

5.2. Saran ........................................................................................................ 91

DAFTAR PUSTAKA .......................................................................................... 94


xii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Kurva S Japan’s Crude Cocktail (JCC) ........................................... 8

Gambar 2.2. Conceptual Framework Instrumen Kebijakan untuk Mempromosi-

kan Adopsi Teknologi Transportasi dan Bahan Bakar Alternatif ......................... 16

Gambar 3.1. Alur Metodologi Penelitian ............................................................ 19

Gambar 3.2. Rantai Pengusahaan Gas Alam di Indonesia ................................. 20

Gambar 3.3. Peta Neraca Gas Bumi Indonesia 2010 – 2025 .............................. 22

Gambar 3.4. Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi

Nasional (RIJTDGBN) 2010-2025 ....................................................................... 25

Gambar 3.5. FSRU berikut Jetty Facility ........................................................... 36

Gambar 3.6. LNG FSU (Floating Storage Unit) ................................................ 36

Gambar 3.7. Skema Proses SPBG LCNG ........................................................... 38

Gambar 3.8. Skema SPBG LNG-LCNG ............................................................. 39

Gambar 3.9. Skema Infrastruktur Distribusi BBG Untuk Wilayah DKI Jakarta &

Banten ................................................................................................................... 42

Gambar 3.10. Komponen Biaya Harga BBG Sistem Distribusi LNG Package .. 43

Gambar 3.11. Komponen Biaya Harga BBG Sistem Distribusi CNG Package . 44

Gambar 4.1. Harga LNG Berdasarkan ICP ......................................................... 45

Gambar 4.2. Lokasi SPBG Online Existing di DKI Jakarta ................................ 50

Gambar 4.3. Infrastruktur Gas di Indonesia ....................................................... 54

Gambar 4.4. Skema Umum FSU ......................................................................... 61

Gambar 4.5. Proses Loading Truk LNG ............................................................. 65

Gambar 4.6. Skema SPBG LNG-LCNG sebagai Daugther Station ................... 68

Gambar 4.7. Salah Satu Contoh LNG-LCNG di Los Angeles ............................ 70

Gambar 4.8. Skema Sistem Distribusi CNG Package ......................................... 73

Gambar 4.9. Diagram LNG Regasification Plant ............................................... 76

Gambar 4.10. Contoh LNG Regasification Plant untuk di Banten ..................... 77

Gambar 4.11. Contoh Storage Tube NGV (CNG) pada Kendaraan ................... 84

Gambar 4.12. Unit Cost pada Setiap Rantai Sistem Distribusi LNG Package ... 87

Gambar 4.13. Unit Cost pada Setiap Rantai Sistem Distribusi CNG Package .... 87


xiii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1. Pembagian Kelompok Pasar Gas Dunia ............................................... 6

Tabel 2.2. Sepuluh Negara dengan Jumlah Kendaraan NGV Tertinggi di Dunia

Tahun 2011 (dalam juta) ...................................................................................... 14

Tabel 3.1. Status Cadangan Minyak dan Gas Bumi di Indonesia per 1 Januari

2011 ...................................................................................................................... 21

Tabel 4.1. Jumlah Kendaraan Roda Tiga/Lebih di Wilayah Jakarta dan Banten

Tahun 2006 – 2011 .............................................................................................. 47

Tabel 4.2. Volume dan Nilai Ekspor Non Migas Provinsi Jakarta dan Banten

Tahun 2011 .......................................................................................................... 47

Tabel 4.3. Proyeksi Jumlah Kendaraan Bermotor Roda Tiga/Lebih di Jakarta

Tahun 2012 – 2013 ............................................................................................ 48

Tabel 4.4. Proyeksi Jumlah Kendaraan Bermotor Roda Tiga/Lebih di Banten

Tahun 2012 – 2013 ............................................................................................ 48

Tabel 4.5. Asumsi Persentase per Jenis Kendaraan yang Berpotensi untuk

Dikonversi ke BBG .............................................................................................. 50

Tabel 4.6. Jumlah Kendaraan yang Berpotensi untuk Dikonversi ke BBG untuk

Wilayah DKI Jakarta Tahun 2013 ........................................................................ 51

Tabel 4.7. Jumlah Kendaraan yang Berpotensi untuk Dikonversi ke BBG untuk

Wilayah Banten Tahun 2013 ................................................................................ 51

Tabel 4.8. Asumsi Konsumsi Bahan Bakar Gas Per Jenis Kendaraan Per Hari . 52

Tabel 4.9. Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar Gas Per Hari untuk Wilayah DKI

Jakarta Tahun 2013 .............................................................................................. 53

Tabel 4.10. Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar Gas Per Hari untuk Wilayah

Banten Tahun 2013 .............................................................................................. 53

Tabel 4.11. Karakteristik Bahan Bakar Gas LNG dan CNG ............................... 56

Tabel 4.12. Asumsi dan Variabel Perhitungan di Dalam Penelitian Ini .............. 57

Tabel 4.13. Summary Perhitungan Jumlah Kapal yang Dibutuhkan ................... 60

Tabel 4.14. Biaya Capex & Opex LNG Shipping ............................................... 60

Tabel 4.15. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional LNG Shipping ........... 61


xiv

Tabel 4.16. Karakteristik FSU ............................................................................. 62

Tabel 4.17. Biaya Capex & Opex untuk LNG Receiving Terminal (FSU) ......... 63

Tabel 4.18. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Terminal Penerima dan

Penyimpan LNG (FSU) ....................................................................................... 64

Tabel 4.19. Biaya Investasi dan Biaya O&M untuk 1 (Satu) Unit Truk LNG .... 66

Tabel 4.20. Biaya Investasi dan O&M untuk 28 Unit Truk LNG ....................... 67

Tabel 4.21. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Trucking LNG ..................... 67

Tabel 4.22. Jumlah Kebutuhan SPBG LNG-LCNG untuk Wilayah DKI Jakarta

dan Banten ............................................................................................................ 69

Tabel 4.23. Total Kebutuhan LNG untuk Seluruh SPBG LNG-LCNG di DKI

Jakarta dan Banten ............................................................................................... 69

Tabel 4.24. Biaya Capex dan O&M 1 (Satu) SPBG LNG-LCNG ...................... 70

Tabel 4.25. Biaya Investasi dan O&M untuk 56 Stasiun LNG-LCNG ............... 71

Tabel 4.26. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional Stasiun LNG-LCNG .. 72

Tabel 4.27. Biaya Investasi dan O&M untuk 18 Unit Truk LNG ....................... 75

Tabel 4.28. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Truk LNG (CNG Package) . 75

Tabel 4.29. Jumlah Kebutuhan LNG Regasification Plant (Mother Station) untuk

Wilayah Banten .................................................................................................... 77

Tabel 4.30. Total Biaya Capital dan O&M LNG Regasification Plant .............. 78

Tabel 4.31. Biaya Investasi dan O&M untuk 3 Fasilitas LNG Regasification Plant

............................................................................................................................... 79

Tabel 4.32. Amortisasi Biaya Investasi dan Biaya Operasional LNG Regas Plant

............................................................................................................................... 79

Tabel 4.33. Total Biaya Capital dan O&M 1 (Satu) Unit Truk CNG ................. 81

Tabel 4.34. Biaya Investasi dan O&M untuk 42 Unit Truk CNG ....................... 81

Tabel 4.35. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Truk CNG ........................... 82

Tabel 4.36. Jumlah Kebutuhan NGV Wholesaler untuk Daerah Banten ............ 84

Tabel 4.37. Total Biaya Capital dan O&M 1 (Satu) Wholesaler NGV (CNG) ... 85

Tabel 4.38. Biaya Investasi dan O&M untuk 21 Wholesaler NGV (CNG) ........ 85

Tabel 4.39. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional Wholesaler NGV (CNG)

............................................................................................................................... 86


xv

Tabel 4.40. Harga Jual BBG di Stasiun LNG-LCNG dan Wholesaler NGV (CNG)

............................................................................................................................... 88

Tabel 4.41. Variabel Keekonomian Investasi Infrastruktur BBG untuk Wilayah

DKI Jakarta dan Banten ........................................................................................ 89


1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Dasar Hukum

Penelitian di dalam tesis ini mengacu kepada beberapa peraturan perundangan-

undangan yang berlaku dan kebijakan-kebijakan terkait dengan sektor minyak dan

gas bumi, yaitu:

1. Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi.

2. Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha

Hulu Minyak dan Gas Bumi.

3. Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha

Hilir Minyak dan Gas Bumi.

4. Peraturan Pemerintah Nomor 30 Tahun 2009 tentang Perubahan Atas

Peraturan Pemerintah Nomor 36 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha

Hilir Minyak dan Gas Bumi. Berdasarkan ketentuan Peraturan

Pemerintah Nomor 30 Tahun 2009 Harga Bahan Bakar Minyak dan Gas

Bumi diatur dan/atau ditetapkan oleh Pernerintah.

1.2. Latar Belakang

Industri minyak dan gas bumi (migas) merupakan sektor penting dalam

pembangunan nasional baik dalam hal pemenuhan kebutuhan energi dan bahan

baku industri di dalam negeri maupun sebagai penghasil devisa negara, sehingga

pengelolaannya perlu dilakukan seoptimal mungkin. Dalam upaya menciptakan

kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang mandiri andal, transparan, berdaya

saing, efisien, dan berwawasan lingkungan, serta mendorong perkembangan

potensi dan peranan nasional, sehingga mampu mendukung kesinambungan

pembangunan nasional guna mewujudkan peningkatan kemakmuran dan

kesejahteraan rakyat, maka ditetapkan Undang-undang Nomor 22 tahun 2001

tentang minyak dan gas bumi. Undang-undang tersebut memberikan landasan


2

Universitas Indonesia

hukum bagi pembaharuan dan penataan kembali kegiatan usaha migas nasional

mengingat peraturan perundang-undangan sebelumnya, yaitu UU No. 44 Prp

tahun 1960 tentang pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan UU No. 8 tahun

1971 tentang perusahaan pertambangan Minyak dan Gas Bumi negara sudah tidak

lagi sesuai dengan keadaan sekarang maupun tantangan yang akan dihadapi di

masa yang akan datang.

Kegiatan usaha gas alam yang dikaji di dalam penelitian ini melibatkan beberapa

kegiatan usaha migas di sisi hilir mulai dari kegiatan usaha pengapalan LNG,

penerimaan dan penyimpanan LNG, pengangkutan LNG di darat, dan usaha niaga

bahan bakar gas (BBG). Kegiatan pengusahaan gas alam, apabila dilihat dari

lingkupnya dapat dibagi ke dalam 2 (dua) kategori, yaitu: sisi produksi atau hulu

(upstream), dan hilir (downstream).

Sebagai negara yang memiliki potensi gas alam yang cukup besar, Indonesia perlu

mengoptimalkan pemanfaatan gas alam baik untuk pemenuhan kebutuhan dalam

negeri maupun ekspor yang dapat meningkatkan penerimaan negara. Untuk

memenuhi kebutuhan dalam negeri yang terus meningkat, Pemerintah telah

menetapkan kebijakan pengalokasian gas alam ke depan, antara lain dengan

pemanfaatan gas alam yang diprioritaskan untuk kebutuhan dalam negeri dengan

tetap mempertimbangkan keekonomian pengembangan lapangan. Selain itu,

Pemerintah juga mendorong konsumen gas domestik untuk membeli gas dengan

harga keekonomian. Kebijakan lainnya adalah alokasi pemanfaatan cadangan gas

alam yang baru diketemukan, diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan

domestik. Apabila terdapat kelebihan, Pemerintah memiliki kewenangan

menetapkan pemanfaatan gas alam untuk ekspor, akan tetapi mensyaratkan

komitmen investor untuk berkontribusi dalam pengembangan infrastruktur atau

pengembangan migas domestik.

Berlimpahnya gas alam nasional direncanakan diutilisasi untuk mensubtitusi

penggunaan bahan bakar banyak minyak (BBM) di sektor transportasi darat dalam

bentuk Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG).


3


Namun, rencana tersebut belum didukung dengan kebijakan harga bahan bakar

gas yang memadai, khususnya harga NGV dan LNG. Oleh karena itu, kebijakan

harga BBG perlu segera diatur dengan baik oleh Pemerintah, dengan tetap

mempertimbangkan harga gas di hulu yang terkait dengan aspek keekonomian

lapangan, dan harga bahan bakar gas di hilir yang mempertimbangkan

kepentingan dan aspek perlindungan konsumen, serta keekonomian dari badan

usaha.

1.3. Maksud Dan Tujuan

a. Maksud

Maksud dilaksanakannya tesis ini adalah untuk mengkaji dan mengevaluasi

formula penetapan harga Bahan Bakar Gas (BBG) untuk transportasi Natural

Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di sisi hilir dalam

rangka mendukung program konversi dari BBM ke BBG.

b. Tujuan

Tesis ini bertujuan untuk mengevaluasi formula harga Bahan Bakar Gas

(BBG) untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied

Natural Gas (LNG) di sisi hilir dalam rangka program konversi dari BBM ke

BBG dengan mempertimbangkan aspek kepentingan dan perlindungan

konsumen, serta keekonomian badan usaha.

1.4. Rumusan Masalah

a. Pendefinisian Masalah Umum

Masalah yang akan dipecahkan adalah bagaimana menyusun suatu formula

penetapan harga BBG untuk transportasi jenis Natural Gas for Vehicle (NGV)

dan Liquefied Natural Gas (LNG) pada sisi hilir yang memperhitungkan biaya

setiap rantai sistem distribusi BBG dan keekonomian badan usaha, serta tetap

mempertimbangkan aspek kepentingan dan perlindungan konsumen.


4


1.5. Ruang Lingkup Penelitian

Penelitian yang dilaksanakan pada tesis ini Kebijakan dan Penetapan Harga Bahan

Bakar Gas untuk trasnportasi di sisi hilir adalah sebagai berikut:

1. Perumusan formula harga BBG di sisi hilir untuk sektor transportasi jenis

Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG).

2. Perencanaan pengembangan infrastruktur distribusi alternatif untuk

menyalurkan BBG jenis NGV dan LNG.

3. Perencanaan pembangunan infrastruktur distribusi BBG jenis NGV dan

LNG dengan basis pehitungan dibatasi untuk Wilayah DKI Jakarta dan

Banten.

1.6. Indikator Keluaran Dan Keluaran

a. Indikator Keluaran

Kajian kebijakan dan penetapan harga bahan bakar gas (BBG) jenis Natural

Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di Indonesia.

b. Keluaran

Rekomendasi konsep (draft) kebijakan dan penetapan harga bahan bakar gas

(BBG) jenis Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas

(LNG) di Indonesia.


5

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Konsep Harga Gas Alam

Pemahaman terhadap konsep harga gas sangat penting bagi produsen energi,

konsumen, dan regulator. Meskipun gas alam dan minyak bumi banyak memiliki

karakteristik yang sama (keduanya merupakan hidrokarbon, keduanya ditemukan

dan diproduksi menggunakan metode dan peralatan yang serupa, dan keduanya

sering diproduksi secara bersamaan) namun mereka berbeda dalam cara mereka

dijual dan dihargai.

Minyak bumi dijual berdasarkan volume atau berat, biasanya barel atau ton,

sebaliknya, gas alam dijual sebagai unit energi. Unit energi yang umum

digunakan termasuk British Thermal Unit (BTU), therms, dan Joule (J). Gas alam,

ketika diproduksi dari reservoir, mengandung mayoritas metana ditambah

berbagai hidrokarbon lain yang tidak diinginkan dan beberapa kotoran.

Gas alam cair (NGLs), mengandung etana, propana, butana, dan kondensat, terdiri

dari molekul karbon dengan rantai yang lebih panjang dari metana. Dengan

demikian, per satuan volume, mereka membakar lebih panas dari metana. Karena

mereka membakar lebih panas, NGLs memiliki kandungan energi yang lebih

tinggi dari metana dan bahkan dalam jumlah kecil sekalipun. NGLs dalam aliran

gas alam dapat memiliki dampak besar pada energi keseluruhan yang terkandung

dalam gas alam.

Sebaliknya, kotoran seperti karbon dioksida, hidrogen sulfida, dan nitrogen

sebagian besar adalah tidak mudah terbakar. Keberadaan senyawa ini memiliki

efek keseluruhan akan mengurangi kandungan energi dari aliran gas alam.


6


Ada 4 kelompok dalam penetapan harga gas yang berlaku saat ini, yaitu:

Tabel 2.1. Pembagian Kelompok Pasar Gas Dunia

Sumber: www.natgas.info (2012)

Kelompok 1

Kelompok ini, yang meliputi Amerika Utara dan Inggris, merupakan pasar gas

yang paling liberal dan cair. Daerah yang ditandai dengan sejumlah besar pembeli

dan penjual sangat bersaing tanpa intervensi Pemerintah. Ada beberapa patokan

harga yang telah diterapkan yaitu (1) di Amerika Serikat adalah harga Henry Hub

yang merupakan harga teoritis gas di Louisiana dan di Inggris, yaitu harga NBP

pada titik didefinisikan dalam jaringan gas, (2) yang ditetapkan oleh pasar yang

transparan seperti New York Mercantile Exchange (NYMEX). Karena harga gas

ditetapkan dalam kaitannya dengan pasokan gas dan permintaan, sistem ini juga

disebut sebagai pasar 'gas-on-gas'.

Kelompok 2

Kelompok kedua pasar gas termasuk situasi di benua Eropa, dan untuk tingkat

lessor, di Asia Tenggara. Kebanyakan gas dijual dan dihargai dalam kaitannya

dengan bahan bakar lainnya, biasanya minyak mentah atau produk minyak


7


lainnya. Dengan demikian, harga gas akan dikutip dengan formula yang

mengindeks atau berasal dari harga minyak. Efek nyata adalah bahwa gas

biasanya, meskipun tidak selalu, dijual dengan harga diskon terhadap minyak dan

produk minyak. Alasan untuk hal ini adalah karena produksi dan konsumsi gas

dimulai setelah pasar minyak didirikan, produsen gas bisa meyakinkan konsumen

untuk beralih ke bahan bakar gas. Kemudian, karena pasar minyak adalah pasar

global dan transparan, maka harga gas dapat diturunkan dari harga minyak yang

diperdagangkan. Namun, ketika harga minyak naik, harga gas juga akan naik.

Produser gas di Norwegia, Aljazair, dan terutama Rusia, mendorong skema harga

ini. Mereka, dan Pemerintahnya, memahami pasar minyak sehingga dapat

menggunakan konsep yang sama untuk melakukan negosiasi kontrak penjualan

gas, namun sejak harga minyak mulai meningkat pada tahun 2008, perbedaan

antara harga minyak dan gas melebar secara dramatis (sebagai contoh, ketika

harga minyak adalah US$ 120/bbl, harga energi gas teoritis setara harusnya

sebesar US$ 20/Mmbtu). Perbedaan ini mendorong pembeli gas terkait kontrak

minyak mempertanyakan nilai yang menghubungkan harga gas dengan harga

komoditas.

kelompok 3

Kelompok ini dicirikan oleh pasar LNG tradisional Asia Utara, terutama Jepang.

Jepang memiliki sumber energi yang sangat terbatas dan tidak memiliki

kemampuan untuk mengimpor gas dengan pipa. Hampir semua gas Jepang

dikirim ke pulau melalui LNG. LNG awalnya bersumber dari Alaska dan Asia

Tenggara, namun saat ini para pemasok juga berasal dari Timur Tengah dan

Australia.

Sebelum pengenalan LNG, Jepang bergantung pada impor minyak mentah dan

batu bara untuk pembangkit listrik mereka. Guncangan minyak tahun 1973

meyakinkan mereka untuk mengambil kesempatan untuk beralih ke bahan bakar

baru, tetapi hanya jika harga bahan bakar baru tersebut terkait dengan minyak dan

adanya jaminan diskon terhadap harga minyak. Mereka juga menginginkan


8


konsep ceiling untuk diperkenalkan, sehingga apabila ada guncangan minyak

dimasa depan tidak akan diterjemahkan ke dalam harga gas yang lebih tinggi.

Sumber: ww.natgas.info (2012)

Gambar 2.1. Kurva S Japan’s Crude Cocktail (JCC)

Sumbu horizontal adalah rata-rata tertimbang harga impor minyak mentah Jepang,

yang dikenal sebagai Japan Crude Cocktail (JCC). Ini melindungi Jepang

terhadap daerah guncangan harga minyak mentah sejak Jepang mengimpor

minyak dari Timur Tengah, Asia Tenggara, Amerika Selatan, dan Afrika. Sumbu

vertikal adalah harga LNG impor. Bagian tengah garis adalah rentang di mana

perubahan dalam JCC memiliki dampak langsung terhadap harga LNG.

Kemiringan garis menentukan hubungan antara dua harga. Jika kemiringan adalah

16,7%, harga LNG adalah sama dengan basis setara energi untuk minyak mentah.

Jika slope kurang dari 16,7% berarti LNG dijual dengan diskon terhadap minyak,

dan jika slope lebih besar dari 16,7% (meskipun hal ini jarang), menyiratkan

bahwa LNG akan dijual dengan harga premium untuk minyak. Pada periode tahun

1970 sampai 2000, slope berada di kisaran 14%, menyiratkan diskon harga LNG

besar. Pada periode antara tahun 2006 dan 2008, slope meningkat menjadi 16%

dan dalam beberapa kasus, melebihi ambang 16,7%. Slope untuk kontrak baru

LNG yang ditandatangani pada tahun 2011 berada dalam kisaran 15%.


9


Bagian kemiringan yang lebih rendah di bawah dan di atas 'kink point' pada garis

kurva adalah kaki kurva 'S'. Jika bagian ini adalah horisontal, maka mereka akan

menjadi harga batas bawah dan batas atas yaitu harga dimana harga LNG adalah

datar dan tidak lagi dikaitkan dengan harga minyak. Harga batas bawah

melindungi penjual LNG, penjual dijamin harga minimum tertentu terlepas jika

harga minyak turun di bawah kink point. Harga batas atas, di sisi lain, melindungi

pembeli LNG, yang dijamin dengan harga maksimum untuk LNG, bahkan jika

harga minyak naik di atas kink point. Model kurva 'S' telah diikuti oleh sebagian

besar kontrak LNG untuk Jepang, Korea dan Taiwan. Model ini memungkinkan

kontrak jangka panjang serta kesepakatan pembiayaan yang difasilitasi investasi

miliar dolar dalam rantai LNG.

Kelompok 4

Di wilayah ini, pasar gas relatif belum matang dan sebagian besar dikuasai oleh

Negara. Harga gas dapat diatur secara nasional dan semua pasokan dimasukkan ke

pool gas. Negara mengelola perbedaan harga penawaran, dan mungkin memilih

untuk menjual gas dengan harga kurang dari harga rata-rata pool karena alasan

politik.

Tidak ada transparansi harga, tidak ada pasar, dan insentif yang sangat sedikit,

kecuali mereka menerima izin khusus dari Pemerintah untuk investasi sektor

swasta dalam pasokan atau infrastruktur. Jika harga gas diamanatkan secara

artifisial rendah, seperti di Timur Tengah, konsumsi energi yang tidak efisien

sering terjadi. Dimasa depan, harga gas alam di seluruh dunia akan terus menjadi

divergen dan tidak terkait antara pasar satu dengan yang lainnya. Sebagaimana

pertumbuhan industri LNG, pasar akan semakin banyak, dan mungkin akan ada

beberapa konvergensi pada margin, namun karena sebagian besar gas akan terus

diangkut dengan pipa, dampak keseluruhan dari ini akan terbatas.


10


2.2. Faktor-faktor yang Mempengaruhi Harga Gas

Harga Jual gas bumi khususnya gas alam menyangkut kepentingan beberapa

pihak diantaranya Seller, Buyer dan Pemerintah. Seller dalam hal ini adalah

KKKS, sedangkan konsumen gas bumi adalah perusahaan pemakai gas bumi

yaitu pabrik pupuk, baja, semen, gas kota dan lain-lain. Harga ekonomi gas bumi

bisa dibilang unik dimana tiap lapangan/wilayah berbeda-beda harganya.

Menurut Ditjen Migas (2004) faktor-faktor yang mempengaruhi harga

keekonomian gas bumi adalah:

1. Letak lapangan gas bumi (onshore, offshore, remote dan laut dalam).

2. Jarak sumber gas dengan pasar.

3. Jumlah cadangan (besar, sedang, kecil)

4. Karakteristik gas (high, low, CO2, H2S dan lain-lain).

5. Infrastruktur (sistem transportasi gas, jalan dan lain-lain).

6. Biaya (investment capital/non-capital, OM, dan lain-lain)

7. Pendanaan (sendiri, pinjaman).

8. Peraturan Pemerintah (pajak, insentif, dan lain-lain).

9. Model perusahaan (KKKS, Joint Operating Business (JOB), Technical

Assistance Contract (TAC), dan lain-lain).

Salah satu faktor yang sangat mempengaruhi harga ekonomi gas bumi adalah

pajak dan besarnya bagi hasil, dimana total pajak dan bagi hasil untuk Pemerintah

mencapai 85% untuk minyak dan 70% untuk gas bumi. Harga jual gas bumi,

selain bergantung pada harga ekonomisnya, juga mempertimbangkan daya beli

konsumen sehingga harga jual kepada konsumen yang satu berbeda dengan yang

lainnya. Sedangkan biaya produksi LNG sangat tergantung pada biaya eksplorasi,

produksi, pencairan, pengiriman, regasifikasi, dan penyimpanan (Javanmardi et

al., 2006).

Ada beberapa pihak yang dapat melakukan kontrak jual beli gas bumi dengan

produsen gas bumi, diantaranya adalah pabrik pupuk, pembangkit listri (PLN dan

listrik swasta), transporter/distributor gas (PT. PGN) pabrik petrokimia, kilang


11


minyak bumi, industri, trader. Harga gas bumi akan ditentukan pada saat

negosiais antara seller (penjual gas bumi dengan buyer (pembeli gas bumi),

namun harga tersebut harus mendapat persetujuan dari Menteri Energi dan

Sumbar Daya Mineral.

Sebelum harga gas bumi tersebut disetujui ada beberapa hal yang perlu dievaluasi

yaitu (Ditjen Migas, 2009):

Cadangan Gas (gas reserves), yang tersedia harus dapat memenuhi

kebutuhan sesuai dengan kontrak, dan cadangan tersebut disertifikasi oleh

lembaga yang memiliki kompetensi.

Harga gas (gas price), ditentukan berdasarkan kesepakatan antara

produsen dan konsumen, yang mengacu kepada perhitungan keekonomian

pengembangan lapangan, serta memenuhi prinsip kewajaran bisnis

(penilaiannya dilakukan dengan benchmaking dengan harga gas bumi pada

region yang sama atau dengan konsumen sejenis.

Aspek keekonomian (economical aspect), mengacu pada Plant of

Development (POD) yang sudah disetujui dan memberikan keuntungan

bagi negara serta mempunyai biaya produksi efektif dan efisien.

Aspek teknis (technical aspect), rencana pengembangan lapangan dan

pembangunan infrastruktur sesuai dengan kemampuan produksi yang

optimal.

Aspek hukum (legal aspect), yaitu perjanjian jual beli gas tidak boleh

bertentangan dengan production sharing contract antara pemerintah dan

KKKS dan mekanisme jual beli meminimalkan adanya inside trading.

2.3. Pemanfaatan Bahan Bakar Gas (BBG) untuk Transportasi di

Berbagai Negara

Pemanfaatan bahan bakar gas (BBG) jenis Natural Gas for Vehicle (NGV) atau

sering disebut dengan istilah Compressed Natural Gas (CNG), pertama kali

diperkenalkan di Italia pada pertengahan tahun 1930-an sebagai alternatif bagi


12


kendaraan berbahan bakar bensin, kemudian mulai menyebar ke negara-negara

lain pada awal 1940. Namun, LNG sebagai bahan bakar gas untuk kendaraan

pertama kali diperkenalkan di Inggris (Petronas, 2004). Sampai 2009, ada sekitar

3.000 kendaraan berbahan bakar gas jenis LNG di Amerika Serikat, sebagian

kendaraan LNG tersebut adalah milik Pemerintah, dengan 40 unit stasiun

pengisian bahan bakar (SPBG) LNG milik Pemerintah pada saat yang sama.

Penggunaan LNG sebagai bahan bakar transportasi di industri angkutan dengan

truk berat dapat langsung menggantikan bahan bakar diesel. BBG jenis LNG

adalah pilihan yang paling tepat untuk penggunaan jarak jauh. Sebab, volume

BBG jenis LNG dalam keadaan cair di dalam tangki cryogenic lebih banyak

dibandingkan NGV/ CNG (Engerer dan Horn, 2010). Walaupun BBG jenis LNG

memiliki sejumlah keunggulan dibandingkan NGV, perkembangannya tidaklah

cepat, sebab teknologinya masih relatif baru dan masih lebih mahal dibandingkan

NGV.

Lebih lanjut, setelah krisis minyak (oil crisis) pada tahun 1970-an dikarenakan

embargo dari negara-negara produsen minyak utama di Timur Tengah, NGV telah

dipromosikan lebih gencar oleh Pemerintah di baik negara maju maupun negara

berkembang sebagai bahan bakar alternatif yang lebih bersih untuk kendaraan

bensin (bifuel) dan kendaraan diesel (dual fuel), serta dalam rangka mengurangi

ketergantungan pada impor minyak. Sampai tahun 2006, lebih dari 5,1 juta

kendaraan NGV berada di jalan dengan jumlah stasiun pengisian bahan bakar gas

(SPBG) sebanyak 9.000 unit yang beroperasi di seluruh dunia (IANGV, 2006).

Namun, sebagian besar dari kendaraan NGV yang digunakan merupakan hasil

dari konversi kendaraan berbahan bakar bensin atau diesel. Sampai dengan akhir

1980-an, jumlah model kendaraan NGV asli atau original equipment

manufacturers (OEM) yang diproduksi langsung oleh parikan mobil masih sangat

terbatas (IANGV, 1997).

Faktor utama yang memotivasi Pemerintah di berbagai negara untuk

mempromosikan pemanfaatan NGV adalah dalam rangka mengurangi

ketergantungan pada impor minyak, sehingga menjadi kebutuhan mendesak untuk


13


diversifikasi dari bahan bakar minyak (BBM) ke BBG untuk transportasi.

Cadangan gas alam yang berlimpah di dalam negeri dan keuntungan ekonomi

yang besar akibat dari neraca perdagangan yang meningkat karena berkurangnya

impor minyak atau BBM, tela memberikan insentif tambahan bagi negara-negara

yang mengadopsi NGV, terutama negara-negara di Amerika Selatan (Dondero

dan Goldemberg, 2005, Matic, 2005).

Di beberapa negara seperti Italia, upaya untuk mempromosikan BBG dengan

motif mengantisipasi krisis minyak hanya bertahan sebentar. Mulai pada

pertengahan 1990-an, negara-negara yang telah mengadopsi BBG memiliki

kepentingan yang lebih jauh, yaitu mengurangi polusi udara dan ketergantungan

pada impor minyak bumi, serta diversifikasi bahan bakar di sektor trasnportasi.

Motif baru tersebut telah menciptakan gelombang baru dukungan Pemerintah

terhadap pemanfaatan BBG. Secara keseluruhan, pemanfaatan BBG di banyak

negara telah terjadi pada tingkat yang lebih cepat dan tingkat yang lebih tinggi

dibandingkan dekade sebelumnya, terutama di beberapa negara Asia dan Amerika

Latin.

Iran, Pakistan, Argentina, Brazil, dan India adalah lima negara dengan tingkat

adopsi BBG paling tinggi dibandingkan negara-negara lain di dunia (NGV

Journal, 2011). Di benua Amerika Selatan, Argentina merupakan negara dengan

penetrasi pasar NGV, sekitar 17% dari total kendaraan bermotor saat ini. Di

negara-negara Amerika Latin, terutama Brazil dan Argentina, Pemerintah

melakukan promosi penggunaan BBG yang gencar sebagai pengganti bensin dan

solar untuk mengurangi polusi udara di perkotaan dan meningkatkan kemandirian

energy, sehingga telah mendorong pesatnya pertumbuhan penggunaan BBG

terutama jenis NGV atau CNG. Sedangkan di beberapa negara Asia, terutama

Iran, Pakistan, India, dan China, dan Pakistan, memiliki pertumbuhan awal

penggunaan NGV yang signifikan di akhir 1990-an. Di India, pada akhir tahun

2003 lebih dari 87.000 kendaraan yang menggunakan CNG (De, 2004). Saat ini,

lebih dari 1,1 juta kendaraan di India yang telah menggunakan CNG.


14


Tabel 2.2. Sepuluh Negara dengan Jumlah Kendaraan NGV Tertinggi di Dunia

Tahun 2011 (dalam juta)

Peringkat Negara Jumlah

Kendaraan Peringkat Negara

Jumlah

Kendaraan

1 Iran 2,86 6 Italia 0,78

2 Pakistan 2,85 7 China 0,61

3 Argentina 2,07 8 Colombia 0,36

4 Brazil 1,70 9 Uzbekistan 0,31

5 India 1,10 10 Thailand 0,30

Total Dunia = 14,8 juta kendaraan BBG

Selandia Baru menyajikan kasus yang unik dalam pemanfaatan NGV. Pada

pertengahan 1980-an, Selandia Baru sudah memiliki pasar NGV yang sangat

sukses sebagai hasil dari insentif Pemerintah, yaitu program pinjaman (seperti

pinjaman 100% untuk konversi kendaraan ke BBG) untuk mempromosikan

penggunaan NGV. Pada tahun 1985, Kendaraan NGV di Selandia Baru memiliki

pangsa pasar sekitar 10%, Kendaraan BBG OEM diimpor dari Jepang, Australia,

dan Eropa. Namun, setelah perubahan kebijakan dan politik, Pemerintah

membatalkan program pinjaman untuk beralih ke CNG pada tahun 1985, sebagai

dampaknya pasar NGV akhirnya menghilang (Matic, 2005).

Secara global, mayoritas kendaraan NGV yang ada saat ini adalah hasil konversi

dari kendaraan BBM setelah penjualan, meskipun jumlah kendaraan BBG OEM

terus meningkat jumlahnya (Seisler, 2000). Sebelum tahun 1985, Italia, Jepang,

dan Amerika Serikat adalah negera pemasok utama teknologi NGV. Namun, sejak

1990-an, banyak negara yang pada awalnya bergantung pada teknologi impor,

secara bertahap mengembangkan kendaraan BBG OEM, CNG converter kit

produksi dalam negeri, dispenser CNG, kompresor CNG, dan tabung silinder

CNG. Beberapa negara seperti Argentina, India, Cina, dan Korea Selatan akhirnya

menjadi eksportir teknologi BBG, namun Italia tetap menjadi pemimpin teknologi

BBG di dunia untuk kendaraan OEM, converter kit, dan perangkat BBG lainnya.


15


2.4. Pelajaran dari Pengalaman Implementasi Program Konversi dari

BBM ke BBG di Negara Lain

Yeh (2007) mengkaji pola sistematis adopsi dan evolusi struktur pasar NGV, serta

instrumen kebijakan dan faktor- faktor yang berhubungan dengan pilihan

konsumen terkait NGV di delapan negara: Argentina, Brasil, Cina, India, Italia,

Selandia Baru, Pakistan, dan Amerika Serikat. Negara-negara tersebut dipilih

karena mewakili berbagai pengalaman pasar, mencakup pengembangan awal

(India, Cina, dan Pakistan), ditopang pertumbuhan/ penetrasi yang tinggi

(Argentina, Brasil, dan Italia), penetrasi yang rendah (Amerika Serikat), dan pasar

yang gagal (Selandia Baru).

Dari penelitian tersebut Yeh (2007) mengembangkan sebuah kerangka kerja

konseptual (conceptual framework) dengan prinsip technology push dan demand

pull yang menggambarkan hubungan antara adopsi teknologi kendaraan dan

bahan bakar yang dipengaruhi oleh: (1) Teknologi dan pilihan bahan bakar (biaya,

kinerja, ketersediaan, kehandalan, dan keamanan), (2) Konteks (sosial, ekonomi ,

karakteristik budaya, dan tata ruang), dan (3) Dampak (ekonomi, kesehatan,

lingkungan, energi, dan perubahan penggunaan lahan). Framework tersebut juga

menampilkan lima instrumen kebijakan utama yang telah diterapkan untuk

mempengaruhi adopsi NGV dan pemanfaatan teknologi transportasi, diantaranya

adalah:

Hasil berbasis regulasi (outcome based regulation), seperti standar emisi.

Teknologi atau bahan bakar berbasis regulasi (Technology or fuel based

regulation), termasuk wajib adopsi teknologi nol-emisi (zero emission)

untuk kendaraan.

Instrumen berbasis insentif yang menargetkan konsumen (incentive based

instruments targeting consumers), seperti pembebasan bea impor dan

potongan pajak.

Instrumen berbasis insentif yang menargetkan pemasok (incentive based

instruments targeting suppliers), termasuk R & D dan proyek-proyek yang

didanai Pemerintah.


16


Inisiatif penciptaan pasar (market creation initiatives), seperti preferensi

pengadaan Pemerintah, persyaratan untuk pengungkapan konsumsi bahan

bakar, keamanan, dan kinerja.

Gambar 2.2. Conceptual Framework Instrumen Kebijakan untuk

Mempromosikan Adopsi Teknologi Transportasi dan Bahan Bakar Alternatif

Instrumen kebijakan untuk mempromosikan pemanfaatan BBG ditujukan kepada

berbagai pemangku kepentingan (stakeholder). Ada lima kelompok stakeholder

yang memiliki peran penting dalam pemanfaatan tekonologi BBG, yaitu:

Produsen gas alam atau produsen BBG; Pemerintah di semua level; produsen/

pemasok peralatan termasuk sistem, stasiun pengisian bahan bakar (SPBG),

komponen, dan kendaraan OEM; konsumen; dan lembaga swadaya masyarakat

yang memberikan dukungan dan informasi kepada masyarakat untuk

menggunakan bahan bakar yang lebih bersih (IANGV, 1997).

Dalam rangka mempromosikan penggunaan BBG, Pemerintah perlu menciptakan

pasar (market creation) terkait BBG, yaitu melalui kebijakan manajemen sisi

permintaan (demand side) dan sisi penawaran (supply side). Manajemen sisi

permintaan dapat diterapkan melalui pembatasan penggunaan BBM, terutama

BBM bersubsidi, caranya dengan mengatur konsumen pengguna BBM bersubsidi,

seperti BBM bersubsidi hanya dapat dikonsumsi oleh angkutan umum, kendaraan

dinas Pemerintah, kendaraan TNI/ Polri, serta nelayan, sedangkan golongan


17


konsumen lainnya diharuskan membeli BBM dengan harga keekonomian.

Manajemen sisi penawaran dapat dilakukan diantaranya adalah: (1) Mandatori

konversi ke BBG atau pengadaan kendaraan dinas Pemerintah dan angkutan

umum, terutama di perkotaan dengan teknologi BBG OEM, (2) Mandatori kepada

produsen kendaraan untuk memproduksi kendaraan dengan teknologi bifuel dan

dual fuel BBG, atau (3) Pembangunan infrastruktur BBG melalui investasi

Pemerintah langsung pada pembangunan stasiun pengisian bahan bakar gas,

infrastruktur pipa, dan pengadaan kit konversi.

Program insentif keuangan dan fiskal perlu ditawarkan oleh Pemerintah untuk

lebih mempercepat pemanfaatan BBG. Sebab, belajar dari negara-negara yang

telah berhasil dalam memanfaatkan BBG untuk transportasi, insentif keuangan

dan fiskal merupakan instrumen yang efektif untuk mensukseskan program

konversi dari BBM ke BBG. Hampir semua negara-negara tersebut menawarkan

program insentif keuangan kepada konsumen dan badan usaha pemasok peralatan,

seperti: subsidi harga BBG, subsidi harga jual converter kit; pinjaman dengan

bunga rendah untuk pembelian converter kit; dan pembagian converter kit gratis

untuk kendaraan angkutan umum. Sebagai tambahan, insentif fiskal juga

diaplikasikan, berupa potongan pajak untuk menurunkan harga gas alam khusus

untuk transportasi, pembebasan bea masuk dan penurunan atau penghapusan tarif

impor mesin, peralatan, dan kit BBG, serta pembebasan pajak pertambahan nilai

untuk pembangunan dan pengoperasian SPBG.

Lebih lanjut, rasio antara jumlah kendaraan dengan jumlah SPBG perlu

diperhatikan. Jumlah SPBG dengan jumlah kendaraan BBG harus sebanding,

sehingga dapat terlayani dengan baik. Kemudian, kepadatan spasial stasiun

pengisian bahan bakar gas atau jarak antar SPBG sedapat mungkin mengikuti rule

of tumb yang ada dengan tetap mempertimbangkan profitabilitas yang layak untuk

badan usaha stasiun pengisian bahan bakar gas (Janssen et al., 2006).

Mengenai harga jual BBG, pengalaman negara-negara yang berhasil menerapkan

program konversi ke BBG menujukkan bahwa, harga eceran BBG adalah sekitar


18


40 – 50% di bawah harga bensin dan diesel. Dengan tingkat harga tersebut dapat

memberikan insentif yang cukup untuk menjaga payback period investasi

pembelian converter kit pada kisaran 3 – 4 tahun atau kurang.


19

BAB III

METODOLOGI PENELITIAN

Gambar 3.1. Alur Metodologi Penelitian

3.1. Alur Metodologi Penelitian

Sebagaimana gambaran Gambar 3.1., alur metodologi penelitian ini terdiri dari

tiga tahapan, yaitu:

Pertama, Identifikasi dan inventarisasi data informasi pengusahaan BBG

berikut investigasi ketersediaan infrastruktur, diantaranya adalah

pengumpulan data dan kajian mengenai pembangunan infrastruktur LNG

dan NGV beserta biayanya, dan pengumpulan data mengenai kegiatan

distribusi BBG.

Kedua, Analisis dan pembahasan yang terdiri dari perhitungan jumlah

kendaraan yang akan dikonversi ke BBG, perhitungan demand gas untuk

keperluan konversi, perencanaan infrastruktur distribusi NGV dan LNG

berikut perhitungan biayanya, serta analisis terhadap aspek keekonomian

investasi.

Ketiga, Perumusan formula harga BBG jenis NGV dan LNG, serta

penyusunan laporan penelitian.


20


3.2. Rantai Pengusahaan Gas Alam dan Investigasi Ketersediaan

Infrastuktur

Pengusahaan gas alam di Indonesia dibagi menjadi 2 (dua) bagian, yaitu kegiatan

di sisi hulu (up stream) yang mencakup kegiatan eksplorasi dan eksploitasi

sampai dengan processing (midstream), dan kegiatan di sisi hilir yang meliputi

pengangkutan dan distribusi gas alam dari gas plant sampai ke konsumen (lihat

Gambar 3.2.).

Gambar 3.2. Rantai Pengusahaan Gas Alam di Indonesia


21


Di sisi hulu, saat ini Indonesia memiliki cadangan gas yang cukup besar.

Berdasarkan data BP Migas (2011), sepanjang tahun 2010 terdapat penemuan

cadangan gas baru yang cukup signifikan mencapai 2,09 triliun kaki kubik,

sementara penemuan minyak hanya sebesar 140 juta barel saja. Per 1 Januari

2011, posisi cadangan terbukti dan potensial minyak dan gas bumi di Indonesia

secara total masing-masing sebesar 153,72 triliun kaki kubik untuk gas dan

minyak bumi sebesar 7,41 miliar barel (lihat Tabel 3.1.). Apabila cadangan yang

ada diproduksikan dengan tingkat produksi saat ini, maka rasio reserve to

production (R/P) cadangan minyak bumi Indonesia diperkirakan selama 12 tahun,

artinya diperkirakan akan habis dalam kurun waktu 12 tahun mendatang.

Sementara cadangan gas bumi Indonesia diperkirakan masih mampu bertahan

untuk memenuhi kebutuhan hingga 46 tahun ke depan (BP Migas, 2011).

Tabel 3.1. Status Cadangan Minyak dan Gas Bumi di Indonesia per 1 Januari 2011

Sumber: BP Migas (2011)

Sulitnya penemuan cadangan minyak baru telah mendorong kenaikan biaya

produksi di sektor hulu, sehingga mendorong peningkatan harga minyak bumi.

Hal tersebut berdampak kepada peningkatan pemanfaatan gas bumi yang saat ini

mengalami peningkatan produksi. Namun, pemanfaatan gas bumi terkendala

persoalan infrastruktur, dimana letak sumber gas tersebar di daerah-daerah yang

masih belum memiliki infrastruktur untuk menyalurkan gas tersebut kepada

konsumen. Sehingga, sektor-sektor yang siap untuk memanfaatkan gas seperti


22


sektor ketenagalistrikan, sektor industri, dan sektor transportasi belum dapat

terlayani dengan baik.

Berdasarkan data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM)

(2009), Pemerintah telah menerbitkan Neraca Gas Indonesia 2010 – 2025 yang

membagi neraca gas bumi Indonesia menjadi 12 region atau wilayah. Adapun ke-

12 wilayah tersebut adalah Nangroe Aceh Darussalam, Sumatera Utara, Sumatera

Bagian Selatan dan Tengah, Jawa Barat, Jawa Tengah, Jawa Timur, Kepulauan

Riau, Kalimantan Timur, Sulawesi Tengah, Sulawesi Selatan, Papua, dan Maluku.

Neraca Gas Bumi ini disusun untuk melihat kemampuan pasokan gas Indonesia

dalam memenuhi kontrak-kontrak gas yang ada saat ini dan rencana

pengembangannya ke depan.

Sumber: KESDM (2009)

Gambar 3.3. Peta Neraca Gas Bumi Indonesia 2010 – 2025

Neraca Gas Indonesia seperti pada Gambar 3.3., menunjukkan kondisi supply dan

demand gas bumi Indonesia pada suatu region berdasarkan Kesepakatan Jual Beli


23


Gas (PJBG, HoA, MoU, dan MoA), dan negosiasi serta permintaan resmi dari

konsumen pada tahun tertentu.

Berdasarkan Neraca Gas Indonesia 2007-2015 yang dikeluarkan oleh KESDM

(2007), permasalahan gas alam di Indonesia dibagi menjadi beberapa bagian

yaitu:

Skala Nasional

Sisi Hulu:

1. Adanya existing contract yang tidak terpenuhi.

2. Lokasi cadangan gas bumi yang stranded dan/atau marginal.

3. Adanya penurunan produksi lapangan gas bumi existing.

4. Adanya selang waktu yang cukup lama antara permintaan gas bumi

dengan pengembangan lapangannya.

Sisi Hilir:

1. Belum tersedianya infrastruktur gas bumi secara utuh dan terpadu.

2. Adanya gap antara daya beli pasar dalam negeri dengan harga gas secara

keekonomian.

3. Adanya peningkatan permintaan dalam negeri akan gas bumi yang cukup

signifikan.

Skala Regional

1. Peranan energy security sebagai kunci pertumbuhan ekonomi di kawasan

regional.

2. Kompetisi yang semakin meningkat akan kebutuhan gas bumi secara

regional, khususnya dengan negara-negara haus energi.

3. Dominasi minyak bumi sebagai sumber energi utama, di lain pihak harga

minyak bumi terus meningkat.


24


Skala Global

1. Keterkaitan harga gas bumi dengan harga minyak dunia.

2. Faktor geopolitik di Timur Tengah.

3. Keterbatasan teknologi LNG di lepas pantai.

4. Berkurangnya cadangan minyak dunia yang mengarah pada diversifikasi

pada gas bumi.

5. Isu lingkungan yang mengarah pada clean energy.

Dengan potensi gas alam yang masih berlimpah sebagaimana yang tersaji di

dalam neraca gas di atas, tanpa mengabaikan kendala pengembangannya, sangat

memungkinkan untuk dilakukan pengusahaan gas alam dalam rangka

menyediakan sumber energi yang lebih murah dan bersih untuk kegiatan

pembangunan nasional.

Gas alam dapat menjadi sumber energi yang efisien untuk dimanfaatkan sebagai

bahan bakar gas (BBG) di sektor transportasi, bahan baku industri kimia dan

pupuk (petrochemical and fertilizer feed stock), maupun sebagai bahan bakar

untuk kegiatan rumah tangga dan UKM. Sebagai bahan bakar, BBG memiliki

beberapa kelebihan dibandingkan dengan BBM, salah satunya adalah BBG

memiliki emisi gas buang yang lebih rendah dibandingkan BBM. Hal ini dapat

menjadi salah satu alasan pentingnya pengembangan BBG di Indonesia, karena

polusi yang disebabkan oleh BBG relatif lebih rendah dibandingkan BBM,

sehingga lebih ramah lingkungan (Shahab, 2001).

Dalam rangka menjamin ketersediaan pasokan gas alam sesuai dengan rantai

kegiatan pengusahaannya, maka perlu dibuat rancangan infrastruktur gas alam

secara nasional yang menyeluruh dan up to date, salah satunya terkait dengan

penyaluran gas alam melalui jalur perpipaan. Rencana tersebut dituangkan oleh

Pemerintah dalam dalam bentuk Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan

Distribusi Gas Bumi Nasional (RIJTDGBN) 2010 – 2025 berikut ini.


25


Sumber: KESDM (2010)

Gambar 3.4. Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional

(RIJTDGBN) 2010-2025

Terkait dengan pengadaan gas alam untuk kebutuhan transportasi khususnya di

kawasan Jawa bagian Barat yang sangat padat aktivitas bisnis dan

perekonomiannya, maka tesis ini juga bermaksud untuk mengkaji kelayakan

pembangunan infrastruktur distribusi BBG dengan memanfaatkan LNG sebagai

sumber (feed) gas daripada menggunakan feed gas yang melalui pipa.

Perencanaan infrastruktur yang disusun di dalam penelitian ini mengkaji

kemungkinan pemanfaatan LNG Floating Storage Unit (FSU) sebagai terminal

penerima dan penyimpanan LNG lepas pantai dan Stasiun Pengisian Bahan Bakar

Gas (SPBG) LNG-LCNG yang dapat menyalurkan BBG dalam kemasan NGV

dan LNG untuk kendaraan penumpang maupun barang dengan jarak tempuh dekat

maupun jauh sekaligus dalam satu satu stasiun.

LNG FSU direncanakan akan dibangun di lepas pantai Cikoneng, Kabupaten

Serang, Provinsi Banten, sedangkan SPBG LNG-LCNG akan dibangun di

Provinsi DKI Jakarta dan Banten. Diharapkan hasil kajian tersebut dapat


26


diimplementasikan, sehingga dapat menjadi alternatif pasokan bahan bakar yang

lebih efisien dan ramah lingkungan untuk sektor transportasi.

3.3. Inventarisasi Harga Gas Alam Pipa dan LNG Domestik

Harga gas alam untuk pemakaian dalam negeri didasarkan atas dua pendekatan

yaitu harga formula dan harga tetap. Harga gas bumi ekspor dalam bentuk LNG

maupun pipa menggunakan formula yang dikaitkan dengan harga minyak mentah.

Prinsip penentuan harga gas ini didasarkan pada keekonomian dan mekanisme

persaingan usaha yang sehat dan wajar. Harga gas untuk rumah tangga dan

pelanggan kecil ditetapkan oleh Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi

(BPH Migas) dengan mempertimbangkan kemampuan dan daya beli masyarakat.

Untuk kepentingan yang lebih luas, Pemerintah dapat memberikan subsidi harga

gas untuk industri pupuk yang produknya dimanfaatkan di dalam negeri. Besarnya

subsidi tergantung pada kondisi keuangan negara dan dievaluasi setiap tahun.

Khusus terkait dengan gas alam cair (LNG), saat ini dalam pola kegiatan hulu,

faktor-faktor yang menjadi dasar dalam penentuan harga gas alam dalam bentuk

cair meliputi keekonomian pengembangan lapangan, pendapatan negara yang

optimal, serta memenuhi prinsip kewajaran bisnis. Sedangkan pada pola kegiatan

usaha hilir penentuan harga jual gas alam cair diatur di dalam Peraturan Menteri

ESDM Nomor 21 tahun 2008.

Dalam rangka pemanfaatan gas alam untuk kebutuhan dalam negeri, pemerintah

mengatur dan atau menetapkan harga gas alam yang mengacu kepada

keekonomian pengembangan lapangan dan infrastruktur. Harga gas bumi tersebut

dapat berupa eskalasi, yaitu dikaitkan dengan harga minyak bumi. Pemilihan

model harga gas alam mempertimbangkan pendapatan negara di satu sisi, dan

dengan tetap mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi nasional yang optimal.

Penetapan harga gas alam mempertimbangkan kesetaraan antara kepentingan

produsen dan konsumen gas bumi. Mengenai kebijakan pengalokasian gas untuk

domestik (Domestic Market Obligation/ DMO) secara eksplisit tidak hanya


27


ditujukan kepada gas bagian kontraktor, tetapi juga ditujukan kepada gas bagian

Pemerintah.

Ada beberapa pendekatan penetapan harga gas alam yang berlaku saat ini, yaitu

terdiri dari harga gas alam untuk kebutuhan dalam negeri dalam bentuk kemasan

gas kota, gas alam cair atau liquefied natural gas (LNG), maupun gas alam

terkompresi (Compressed Natural Gas/ CNG) untuk memenuhi kebutuhan energi

bagi sektor industri, transportasi, dan rumah tangga.

1. Flat sepanjang masa kontrak (berlaku pada kontrak-kontrak lama), yaitu

harga ditentukan pada periode awal jual beli gas. Formula ini tidak

diminati oleh produsen gas, karena tidak memberikan keuntungan jangka

panjang bagi produsen gas alam, sebaliknya bagi konsumen formula ini

dianggap paling menguntungkan.

2. Eskalasi, antara 2 – 3% per tahun. Formula ini memberikan keuntungan

bagi produsen gas alam, namun konsumen masih dapat menerima.

3. Berdasarkan hasil produk, seperti urea dan amoniak.

4. Berdasarkan harga jual minyak. Harga gas alam yang berfluktuasi,

mengacu pada harga minyak bumi tertentu seperti mengindeks pada harga

Indonesia Crude Price (ICP), Japan Crude Cocktail (JCC), atau HSFO.

Formula ini sangat memberatkan konsumen gas alam dalam negeri

mengingat tingginya harga minyak bumi saat ini.

Terkait dengan masalah penetapan harga gas alam untuk kebutuhan dalam negeri,

ada prosedur yang harus dipenuhi badan usaha pemegang kontrak bagi hasil

pengusahaan hulu gas bumi, yaitu melalui upaya negosiasi dengan konsumen gas

alam sehingga diperoleh kesepakatan harga, dan untuk selanjutnya badan usaha

tersebut menyampaikan usulan harga gas alam olahan tersebut kepada Badan

Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) yang bertanggung jawab

melakukan evaluasi teknis dan ekonomis terhadap usulan harga gas alam yang

diajukan. Selanjutnya, hasil evaluasi tersebut disampaikan kepada pemegang

otoritas dalam hal ini Menteri ESDM disertai pertimbangan teknis dan


28


ekonomisnya, kemudian diteruskan kepada Dirjen Migas untuk melakukan

pertimbangan usulan harga gas alam dari aspek teknis, ekonomis, dan legal.

Setelah semua prosedur tersebut dipenuhi maka Menteri ESDM dapat

memberikan persetujuan harga gas bumi yang diajukan.

3.4. Telaah Umum dan Investigasi Formula Harga Bahan Bakar Gas

untuk Transportasi

Secara umum tanpa memperhatikan sektor pengusahaannya baik upstream

maupun downstream, harga gas meliputi: harga keekonomian sour gas yang

disesuaikan dengan kondisi dan tempat gas alam tersebut dieksploitasi; biaya

pengadaan produk (biaya produksi) yang meliputi: sunk cost (biaya yang timbul

akibat dilakukannya kegiatan eksplorasi gas bumi), biaya pemindahan gas dari

reservoir menuju kilang gas bumi, biaya pengkondisian dan pemisahan gas alam

di kilang (gas processing cost); biaya transportasi yang dibedakan atas biaya

transportasi gas alam melalui pipa transmisi berikut biaya pemampatan gas alam

yang disalurkan melalui jalur pipa tersebut; atau biaya pencairan gas alam menjadi

LNG (liquefaction cost) atau pemampatan dalam bentuk CNG berikut biaya

pengapalan ke tempat tujuan (shipping cost); biaya distribusi gas alam yang terdiri

dari penerimaan gas alam di mother station untuk gas melalui pipa transmisi atau

Terminal Penerimaan LNG onshore maupun floating storage unit untuk gas alam

dalam kemasan LNG, ditambah dengan biaya transportasi darat (road trucking) ke

industri pengguna, stasiun pengisian bahan bakar gas (daughter station) atau

konsumen gas alam yang dituju; serta margin badan usaha baik badan usaha

kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi maupun badan usaha kegiatan usaha

hilir minyak dan gas bumi, dan terakhir ditambah pajak pertambahan nilai (PPN)

sebesar 10%.

Biaya-biaya tersebut di atas belum dibedakan dan diklasifikasikan antara biaya

investasi atau capital expenditure (Capex) dan biya operational and maintenance

(O&M) atau operational expenditure (Opex). Dalam perhitungan harga bahan

bakar gas (BBG) nantinya, biaya-biaya tersebut akan di-breakdown menjadi

menjadi Capex dan Opex.


29


Perhitungan harga BBG untuk trasnportasi jenis NGV dan LNG di dalam tesis ini

akan mengembangkan perhitungan yang telah dilakukan oleh Javanmardi et al.

(2006). Mereka telah melakukan evaluasi biaya produksi LNG dari ladang gas

South-Pars di bagian selatan Iran, dengan perhitungan yang didasarkan atas

asumsi untuk mengekspor 7,5 juta ton LNG per tahun (MTPA) dari dua train

LNG plant yang mereka dirancang. Menggunakan model ekonomi sederhana,

biaya produksi untuk mengangkut gas alam sebagai LNG ke beberapa pasar gas

potensial di dunia dapat diperkirakan. Hasil evaluasi menunjukkan bahwa

berdasarkan harga gas alam antara US$ 4,74 x 10-4

dan $ 7,58 x 10-4

MJ-1

, maka

biaya produksi LNG dari ladang gas South-Pars diperoleh antara US$ 1,89 x 10-3

dan US$ 2,84 x 10-3

MJ-1

.

Mengacu kepada perhitungan yang telah dilakukan oleh Javanmardi et al. (2006),

dimana mereka menghitung harga atau biaya produk LNG hanya dari

Liquefaction (LNG) Plant sampai ke potential market. Dengan kata lain, mereka

menghitung hanya biaya pencairan gas alam menjadi LNG (liquefacation cost)

dan biaya pengiriman LNG sampai ke pasar potensial (LNG shipping cost). Oleh

karena itu, tesis ini akan mengembangkan perhitungan harga BBG dari hulu

(menggunakan harga beli LNG di kilang pencairan sebagai proxy biaya produksi

LNG di upstream) sampai ke konsumen di SPBG maupun di wholesaler.

Menurut Douglas (1988), secara umum total biaya produk dinyatakan sebagai

penjumlahan total biaya investasi (Tot. Inv.) yang diamortisasi dan total biaya

operasi dan pemeliharaan (Tot. O&M) yang diamortisasi. Secara matematis

dinyatakan sebagai berikut:

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡 𝑐𝑜𝑠𝑡 = 𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 + 𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑂&𝑀

Dengan memperhitungkan masa manfaat infrastruktur distribusi BBG dan tingkat

diskonto atau suku bunga pinjaman modal berkesinambungan per tahun, maka

depresiasi dari nilai investasi modal yang diamortisasi diperoleh dengan:


30


𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣𝑠. = 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑥

exp 𝑑 𝑥 𝑦𝑛 exp 𝑑 𝑥 𝑦𝑖

𝑛𝑖=1

365 𝑥 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦

dimana, d = interest rate atau depreciation rate, yn adalah masa manfaat pada

tahun ke n, dan yi adalah masa manfaat dari tahun ke i sampai tahun ke n.

Sedangkan total biaya O&M yang diamortisasi adalah:

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑂&𝑀 =𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀

𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦

3.4.1. Biaya Transportasi

3.4.2.1. Liquefied Natural Gas (LNG)

Untuk transportasi gas alam jarak jauh, disebabkan biaya investasi jalur perpipaan

yang tinggi, maka transmisi gas alam dengan pipa menjadi tidak ekonomis,

sehingga transportasi gas alam dalam kemasan LNG melalui moda transportasi

laut maupun darat menjadi alternatif. Gas alam menjadi cair pada tekanan

atmosfer dan suhu sekitar 111 oK (-162

oC), pada kondisi tersebut terjadi

perubahan fisik gas alam menjadi fasa cair, sehingga mengurangi volume

penyimpanan gas hingga 1/600 – 1/620 kali volume dalam fasa gas. Oleh karena

itu, pengiriman gas alam dalam bentuk LNG lebih ekonomis karena dapat

mengangkut gas alam dalam jumlah besar untuk jarak jauh. Dengan suhu yang

sangat rendah, LNG dapat diangkut dan disimpan pada tekanan atmosfer (Vanema

et al., 2008; Li et al., 2004).

Produksi dan penyimpanan LNG biasanya dilakukan di fasilitas kilang pencairan

gas alam (Natural Gas to Liquid/ NGL Plant) di darat. Sedangkan pemanfaatan

fasilitas pembawa LNG (LNG carrier ship) dapat lebih efisien bila pengiriman

untuk jarak jauh dan dilakukan dalam volume yang besar. Biaya awal yang tinggi

untuk investasi kilang pencairan gas alam (NGL Plant) dan fasilitas terkait dapat

membuat LNG tidak menarik untuk dikembangkan. Data yang akurat untuk biaya


31


kilang LNG sulit untuk ditentukan, karena biaya yang sangat bervariasi

tergantung pada lokasi dan apakah proyek tersebut tergolong greenfield, yaitu,

dibangun di lokasi baru, atau perluasan dari fasilitas yang sudah ada. Ada 4

(empat) komponen utama harga dari pengusahaan gas alam dalam kemasan LNG

dari lapangan gas hingga terminal penerima LNG, yaitu:

1. Biaya produksi gas yang meliputi biaya yang timbul akibat dilakukannya

kegiatan eksplorasi gas bumi (sunk cost), biaya pemindahan sour gas dari

reservoir menuju kilang LNG (termasuk pemrosesan yang diperlukan)

adalah sekitar 20 sampai 25% dari total biaya investasi yang dibutuhkan.

Biaya ini dikatagorikan sebagai biaya kegiatan usaha hulu gas bumi.

2. Biaya pemrosesan dan pencairan gas alam di Kilang LNG (NGL Plant),

meliputi biaya pengkondisian dan pemisahan gas alam (gas treatment),

biaya pencairan (gas liquefaction), penyimpanan LNG (LNG storage),

dan pengisian LNG ke moda transportasi (LNG loading) adalah sekitar 30

sampai 45% dari total biaya investasi yang dibutuhkan. Biaya ini secara

status quo dikatagorikan saat ini sebagai biaya kegiatan usaha hulu gas

bumi, walaupun menurut pemahaman secara umum merupakan kegiatan

midstream.

3. Biaya pengiriman LNG (LNG shipping/ LNG trucking), pada umumnya

menggunakan pengiriman melalui jalur maritim untuk pengangkutan

dalam valume besar, total biaya investasi yang dibutuhkan sekitar 10

sampai 30%. Biaya ini secara harfiah termasuk biaya kegiatan usaha hilir

gas bumi, walaupun sama dengan biaya pemrosesan, biaya pengiriman

masih dimasukkan sebagai biaya kegiatan usaha hulu gas bumi.

4. Biaya LNG receiving and storage terminal: termasuk diantaranya biaya

menerima (receiving), penyimpanan (storage), dan memuat (unloading)

untuk didistribusikan adalah sekitar 15 sampai 25% dari total biaya

investasi yang dibutuhkan.

Selanjutnya dengan memilah keempat biaya tersebut dalam bentuk biaya

pengadaan produk untuk kegiatan terkait kegiatan hulu gas bumi (biaya produksi


32


dan pemrosesan gas alam), dan biaya transportasi untuk komponen biaya

pengiriman LNG dan penerimaan sehingga pembagian porsi pembiayaannya

dapat jelas dan terukur.

Dengan demikian, terkait pengusahaan gas alam dalam kemasan LNG, maka

struktur biaya dapat dinyatakan pula dalam bentuk dua jenis pembiayaan yakni:

total modal investasi LNG ditambah total biaya operasi dan pemeliharaan LNG

(total O&M).

Total modal investasi LNG dibagi menjadi dua kategori utama, yaitu: total

investasi produksi LNG dan total investasi pengiriman LNG. Dan secara

matematis dinyatakan sebagai berikut:

𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑠𝑡 = 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝐿𝑁𝐺 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑖𝑟𝑖𝑚𝑎𝑛 𝐿𝑁𝐺

𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑠𝑖 𝐿𝑁𝐺

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑖𝑟𝑖𝑚𝑎𝑛 𝐿𝑁𝐺 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1

365 𝑥 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦

Sedangkan total biaya operasi dan pemeliharaan LNG (total O&M) adalah

penjumlahan dari biaya O&M produksi LNG dan biaya O&M pengiriman LNG.

𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐿𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑠𝑡

= 𝐿𝑁𝐺 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐿𝑁𝐺

= 𝐿𝑁𝐺 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑑 𝐿𝑁𝐺

3.4.2.2. Compressed Natural Gas (CNG)

Meskipun transportasi gas alam terkompresi telah dimulai dari sejak lama, namun

sejumlah usaha untuk memproduksi fasilitas pembawa CNG komersial dengan


33


menggunakan kapal tanker telah gagal, disebabkan tingginya biaya produksi

bejana tekan yang diperlukan. Dalam proyek-proyek CNG, sebagian besar

investasi modal dihabiskan untuk membangun kapal tanker CNG. Namun, untuk

investasi terminal bongkar muat CNG akan lebih sederhana dan lebih murah

dibandingkan LNG. Total modal investasi pengusahaan gas alam dalam bentuk

kemasan CNG dibagi menjadi 3 (tiga) kategori utama yaitu total investasi

kompresi, total investasi jumlah pendingin dan total investasi pengiriman CNG.

𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 = 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1


Sedangkan total biaya operasi dan biaya pemeliharaan CNG (O&M) dibagi

menjadi 3 (tiga) bagian utama yaitu biaya O & M kompresi, O&M pendinginan

(refrigeration), dan O&M pengiriman.

𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑠𝑡

= 𝐶𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺

= ((𝐶𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑕𝑖𝑝𝑝𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡))

/(𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑑 𝐶𝑁𝐺)

3.4.3. Biaya Distribusi

Seperti yang tersaji dalam rantai pengusahaan gas alam di Indonesia, saat ini

terdapat beberapa cara distribusi bahan bakar gas (BBG) di Indonesia, yaitu untuk


34


daerah yang relatif dekat dengan jalur transmisi pipa gas alam existing, distribusi

dilakukan melalui jalur pipa gas tambahan (tapping pipeline) ke Stasiun Pengisian

Bahan Bakar Gas (SPBG) atau konsumen pengguna (untuk industri dibangun oleh

pelaku usaha; sedangkan untuk rumah tangga dan usaha kecil dan menengah

UKM dibangun oleh Pemerintah), sehingga gas alam (natural gas) dapat langsung

dikirim. Sedangkan untuk lokasi yang jauh dengan jalur pipa gas alam, perlu

dibangun sistem mother station yang mensuplai Compressed Natural Gas (CNG)

ke SPBG (daugther station) menggunakan trailer untuk kemudian dijual ke

konsumen sebagai Natural Gas Vehicle (NGV) yang dilakukan dengan pola

partnership diantara pelaku usaha baik badan usaha maupun perorangan

(Hartanto, 2010).

Sebagai tambahan, saat ini sedang dikaji pengadaan daughter station berupa

SPBG LNG-LCNG untuk mendistribusikan gas alam dalam kemasan LNG

maupun NGV sebagai bahan bakar untuk kendaraan baik angkutan penumpang

maupun barang untuk jarak dekat, menengah, dan jarak jauh. Sebagai catatan,

mother station SPBG ini adalah LNG loating storage unit (FSU) yang rencananya

dibangun di sekitar SPBG tersebut.

LNG FSU yang direncanakan di dalam tesis ini sedikit berbeda dari Floating

Storage Regasification Unit (FSRU). FSU hanya berfungsi sebagai receiving and

storage terminal, sehingga tidak memiliki fasilitas regasification sebagaimana

halnya FSRU, sebagai hasilnya dari segi keekonomisan dapat lebih murah, karena

tidak perlu biaya investasi dan O&M tambahan untuk regasifikasi, sehingga LNG

dapat langsung didistribusikan menggunakan truk LNG. Sedangkan, penggunaan

metode LNG trucking dari FSRU mungkin untuk dilakukan, namun akan ada

tambahan biaya lagi yang cukup besar, karena perlu jalur tersendiri yang harus

dibangun dan kajian teknologinya masih minim untuk saat ini.

Perbedaan SPBG LNG - LCNG dengan SPBG pada umumnya adalah SPBG LNG

- LCNG mendapatkan feed gas berupa LNG (bukan gas dari pipa distribusi) untuk

mempermudah distribusi. Kemudian di stasiun LNG - LCNG, LNG tersebut


35


diubah ke bentuk CNG untuk dapat disuplai ke kendaraan sebagai NGV ataupun

tetap dalam bentuk LNG untuk kendaraan penumpang, bis Antar Kota Antar

Propinsi (AKAP), dan truk barang dengan jarak tempuh jauh.

Total modal investasi distribusi gas alam dalam bentuk mother station baik berupa

stasiun penerimaan gas alam melalui pipa transmisi atau LNG receiving and

storage terminal (FSU) dapat dibagi menjadi dua kategori utama, yaitu: total

investasi penerimaan gas alam baik berupa CNG receiving terminal; LNG

receiving terminal; FSU berikut jetty facility; atau fasilitas pengatur tekanan dan

metering untuk stasiun penerimaan transmisi gas alam dan total investasi

pengiriman gas alam berupa pengadaan pipa distribusi gas kota (NG) ke SPBG

atau konsumen pengguna; maupun pengadaan sarana transportasi ke daughter

station berupa truck trailer LNG atau CNG; dan secara matematis dinyatakan

sebagai berikut:

𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑃𝑒𝑛𝑒𝑟𝑖𝑚𝑎𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑒𝑟𝑖𝑚𝑎𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑖𝑟𝑖𝑚𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑃𝑒𝑛𝑒𝑟𝑖𝑚𝑎𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑒𝑟𝑖𝑚𝑎𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑝𝑒𝑛𝑔𝑖𝑟𝑖𝑚𝑎𝑛 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1


Sedangkan total biaya operasi dan pemeliharaan fasilitas penerimaan gas CNG

dan LNG, serta biaya pengiriman CNG dan LNG ke daughter station (total O&M)

adalah penjumlahan dari biaya O&M penerimaan CNG & LNG (CNG & LNG

receiving O&M) dan biaya O&M pengiriman CNG & LNG ke daughter station

(CNG & LNG trucking O&M). Mengenai distribusi gas alam melalui pipa tidak

dibahas di dalam penelitian ini, namun apabila menggunakan jalur pipa open

access akan mencakup biaya open acces toll fee yang besarnya dinegosiasikan

dengan badan usaha pemilik pipa open acces, dan besarnya ditetapkan dalam


36


kesepakatan yang diatur oleh Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH

Migas).

Sumber: Sugavanam (2011)

Gambar 3.5. FSRU berikut Jetty Facility

Sumber: IGU (2011)

Gambar 3.6. LNG FSU (Floating Storage Unit)


37


𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑐𝑜𝑠𝑡

= 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑒𝑖𝑣𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑡𝑟𝑢𝑐𝑘𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺

= 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑒𝑖𝑣𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 & 𝐿𝑁𝐺 𝑡𝑟𝑢𝑐𝑘𝑖𝑛𝑔 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑒𝑑 𝐿𝑁𝐺

Total biaya investasi distribusi bahan bakar gas dalam bentuk SPBG daughter

station penerimaan dan penyimpanan CNG dapat dibagi menjadi dua kategori

utama, yakni biaya fasilitas penyimpanan CNG dan biaya fasilitas rekompresi gas

sesuai dengan tekanan injeksi gas di ruang bakar mesin kendaraan NGV, termasuk

juga biaya fasilitas metering di unit pengisian BBG kendaraan pengguna CNG.

𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝐶𝑁𝐺 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐶𝑁𝐺

𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝐶𝑁𝐺

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝐶𝑁𝐺 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1


Sedangkan total biaya operasi dan pemeliharaan fasilitas SPBG daughter station

adalah penjumlahan dari O&M penyimpanan gas alam bertekanan (CNG storage

O&M) dan O&M rekompresi gas alam sesuai dengan tekanan injeksi gas di ruang

bakar mesin kendaraan NGV (CNG recompression O&M)

𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑠𝑡

= 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑂&𝑀 + 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑒𝑑 𝐶𝑁𝐺


38


Sementara, total biaya investasi SPBG daughter station tipe LNG-LCNG dapat

dibagi menjadi tiga kategori utama, yaitu biaya fasilitas penyimpanan LNG dan

biaya fasilitas rekompresi boil off LNG sesuai dengan tekanan injeksi gas di ruang

bakar mesin kendaraan NGV, termasuk fasilitas penyimpanannya (LCNG buffer),

serta berikut metering di unit pengisian BBG kendaraan pengguna NGV.

Kemudian, ditambah biaya fasilitas refrigerasi untuk mempertahankan gas alam

tetap dalam kondisi cair, termasuk fasilitas metering di unit pengisian BBG

kendaraan pengguna LNG.

𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 − 𝐿𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 − 𝐿𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛

+ 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐿𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1


Sumber: Cryostar (2009)

Gambar 3.7. Skema Proses SPBG LCNG


39



Gambar 3.8. Skema SPBG LNG-LCNG

Sedangkan total biaya operasi dan pemeliharaan fasilitas SPBG daughter station

tipe LNG-LCNG adalah penjumlahan dari biaya O&M penyimpanan LNG (LNG

storage O&M) dan biaya O&M rekompresi gas alam sesuai dengan tekanan

injeksi gas di ruang bakar mesin kendaraan NGV (CNG recompression O&M)

dan biaya O&M fasilitas refrigerasi untuk mempertahankan LNG tetap dalam

kondisi cair (LNG refrigeration O&M), termasuk metering di unit pengisian BBG

kendaraan pengguna LNG.

𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐿𝑁𝐺 − 𝐿𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑠𝑡

= 𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐿𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝑂&𝑀 𝐿𝑁𝐺 − 𝐿𝐶𝑁𝐺 𝑆𝑡𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

= ((𝐿𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡

+ 𝐶𝑁𝐺 𝑅𝑒𝑓𝑟𝑖𝑔𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡))

/(𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑒𝑑 𝐶𝑁𝐺)


40


Selain menggunakan SPBG, NGV juga dapat didistribusikan menggunakan sistem

Wholesaler atau biasa disebut retailed CNG, dimana NGV dijual menggunakan

tabung isi ulang CNG tanpa dispenser, seperti penjualan LPG dalam kemasan

tabung untuk rumah tangga. Pembangunan Wholesaler NGV (CNG) memerlukan

beberapa fasilitas, seperti tempat gathering atau penyimpanan, storing, safety, dan

hal-hal lain yang berhubungan untuk pembangunan suatu wholesaler ditambah

biaya O&M.

𝑇𝑜𝑡. 𝐶𝑁𝐺 𝑊𝑕𝑜𝑙𝑒𝑠𝑎𝑙𝑒𝑟 𝑐𝑜𝑠𝑡

= ( 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 + 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝑤𝑕𝑜𝑙𝑒𝑠𝑎𝑙𝑒𝑟 𝑥

exp 0,15 𝑥 20 exp 0,15 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1

365 𝑥 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦)

+ 𝐶𝑁𝐺 𝑠𝑡𝑜𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝐶𝑁𝐺 𝑤𝑕𝑜𝑙𝑒𝑠𝑎𝑙𝑙𝑒𝑟 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡 + 𝑚𝑎𝑟𝑔𝑖𝑛

𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑜𝑓 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑒𝑑 𝐶𝑁𝐺

3.5. Usulan Formula Harga Bahan Bakar Gas Dalam Negeri

Berdasarkan hasil inventarisasi harga BBG di atas, maka formula harga BBG

meliputi: harga keekonomian sour gas yang disesuaikan dengan kondisi dan

tempat gas alam itu dieksploitasi; biaya-biaya terkait pengadaan gas alam di

sektor eksplorasi dan produksi gas alam; sektor pengolahan berikut pemampatan

dan pencairan gas alam untuk produk gas alam dalam bentuk CNG atau LNG;

biaya pengiriman gas alam (NG compression, LNG/CNG shipping & trucking)

serta biaya distribusi gas alam yang terdiri dari: penerimaan gas alam di mother

station, LNG receiving terminal maupun FSRU berikut jetty facility; pengaturan

tekanan sesuai spesifikasi dari konsumen pengguna, CNG/LNG trucking ke

daughter station; penyimpanan CNG/LNG di daughter station berikut

pengkondisiannya baik berupa rekompresi boil off LNG, refrigerasi LNG di unit

penyimpanannya maupun rekompresi CNG disesuaikan dengan nilai tekanan

masuk ruang bakar mesin kendaraan pengguna NGV.

Secara matematis struktur harga di atas dibedakan atas biaya investasi

infrastruktur ditambah biaya operasi dan pemeliharaan berikut margin dari


41


masing-masing badan usaha yang terlibat dalam rantai distribusi BBG sesuai

aturan yang telah ditetapkan atau akan diatur kemudian.

Penetapan harga gas di hulu terkait dengan harga keekonomian sour gas yang

disesuaikan dengan kondisi dan tempat gas alam itu dieksploitasi berikut biaya-

biaya eksplorasi dan produksi gas alam, yakni sunk cost (biaya yang timbul akibat

dilakukannya kegiatan eksplorasi gas bumi), berikut biaya pemindahan gas dari

reservoir menuju kilang LNG. Penetapan tersebut merupakan ranah upstream dan

menjadi domain dari Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas

Bumi (BP Migas). Sedangkan terkait sektor pengolahan berikut pemampatan dan

pencairan gas alam untuk produk gas alam dalam bentuk CNG atau LNG

walaupun sudah termasuk ranah midstream, namun masih menjadi domain BP

Migas.

Selanjutnya, hal terkait dengan biaya pengiriman gas alam (NG compression,

LNG/CNG shipping & trucking) serta biaya distribusi gas alam yang terdiri dari:

penerimaan gas alam di mother station, LNG receiving terminal maupun FSRU

berikut jetty facility; pengaturan tekanan sesuai spesifikasi dari konsumen

pengguna, CNG/LNG trucking ke daughter station; penyimpanan CNG/LNG di

daughter station berikut pengkondisiannya baik berupa rekompresi boil off LNG,

refrigerasi LNG di unit penyimpanannya maupun rekompresi CNG disesuaikan

dengan nilai tekanan masuk ruang bakar mesin kendaraan pengguna NGV,

merupakan ranah downstream, sehingga menjadi domain dari Badan Pengatur

Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas). Oleh karena itu, persamaan matematis

terkait investasi infrastruktur distribusi BBG disajikan dalam bentuk depresiasi

nilai tahunan sebagai berikut:

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣. 𝐼𝑛𝑓𝑟𝑎𝑠𝑡𝑟𝑢𝑘𝑡𝑢𝑟 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑠𝑖 𝐵𝐵𝐺

= 𝑇𝑜𝑡. 𝐼𝑛𝑣.𝑛

𝑎=1𝑎 𝑥

exp 𝑑 𝑥 𝑦𝑛 exp 𝑑 𝑥 𝑦𝑖

20𝑖=1



42


Sedangkan terkait dengan biaya operasi dan pemeliharaan secara matematis

disajikan sebagai berikut:

𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑒𝑑 𝑂&𝑀 = 𝑇𝑜𝑡.𝑛

𝑎=1 𝑂&𝑀 𝑐𝑜𝑠𝑡. 𝑎

𝐴𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦

Selanjutnya formula matematis dari biaya masing-masing komponen harga bahan

bakar gas (BBG) untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied

Natural Gas (LNG) disajikan secara rinci pada paparan formula umum di bawah

ini, dimana besaran masing-masing komponen harganya mengacu pada paparan

telaah dan investigasi biaya investasi pengadaan peralatan berikut operasi dan

pemeliharaannya. Besarnya koefisien berikut tetapan yang diharapkan dapat

berlaku tetap dalam formula ini, selanjutnya disusun dan ditelusuri dari beberapa

penetapan harga gas yang berlaku saat ini baik sesuai ketetapan yang ditentukan

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi KESDM, maupun besaran yang diatur

oleh BPH Migas.

3.5.1. Formula Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi NGV & LNG

Skema berikut ini menunjukkan perencanaan sistem distribusi BBG alternatif

yang mendapatkan feed gas dari LNG Plant, dibandingkan sistem SPBG

konvensial yang ada saat ini yang mendapatkan sumber (feed) gas melalui pipa.

Gambar 3.9. Skema Infrastruktur BBG Untuk Wilayah DKI Jakarta & Banten


43


Sistem distribusi alternatif sebagaimana skema di atas diusulkan di dalam tesis ini,

adalah dalam rangka memberikan solusi atas keterbatasan infrastruktur jaringan

pipa gas nasional, sehingga program konversi dari BBM ke BBG yang

dicanangkan oleh Pemerintah dapat tetap dijalankan walaupun terdapat kendala

tersebut. Ada dua sistem distribusi yang diusulkan oleh tesis ini. Pertama, Sistem

Distribusi LNG Package, dimana LNG dikirim dari LNG Plant menggunakan

LNG carrier ship ke FSU sebagai LNG receiving and storage terminal, kemudian

di-trucking menggunakan truk LNG sampai ke SPBG LNG-LCNG. Lalu di SPBG

dapat disalurkan ke konsumen dalam kemasan NGV atau LNG. Kedua, Sistem

Distribusi CNG Package, dimana LNG dari FSU dibawa ke LNG Regasification

Plant untuk di-vaporaze dan dikompresi menjadi CNG, dan kemudian di-trucking

dalam tabung-tabung CNG menuju NGV (CNG) Wholesaler.

3.5.1.1. Formula Umum Harga Bahan Bakar Gas di SPBG LNG-LCNG

Sistem Distribusi LNG Package

Komponen biaya penyusun harga BBG melalui sistem distribusi LNG Package

adalah sebagaimana dalam diagram berikut ini:

Gambar 3.10. Komponen Biaya Harga BBG Sistem Distribusi LNG Package

Dengan mengacu kepada telaah umum di atas, maka formula harga BBG di SPBG

LNG-LCNG sistem distribusi LNG Package adalah sebagai berikut:

Harga BBG = [Harga Gas di Kilang LNG] + [Shipping Cost + Margin LNG

Carrier] + [FSU Cost + Margin FSU] + [LNG Trucking Cost + Margin LNG

Trucking] + [SPBG LNG-LCNG Cost + Margin SPBG LNG-LCNG] + PPN 10%


44


3.5.1.2. Formula Umum Harga Bahan Bakar Gas di NGV (CNG) Wholesaler

Sistem Distribusi CNG Package

Komponen biaya penyusun harga BBG melalui sistem distribusi CNG Package

adalah sebagaimana dalam diagram berikut ini:

Gambar 3.11. Komponen Biaya Harga BBG Sistem Distribusi CNG Package

Dengan mengacu kepada telaah umum di atas, maka formula harga BBG di NGV

(CNG) Wholesaler sistem distribusi CNG Package adalah sebagai berikut:

Harga BBG = [Harga Gas di Kilang LNG] + [Shipping Cost + Margin LNG

Carrier] + [FSU Cost + Margin FSU] + [LNG Trucking Cost + Margin LNG

Trucking] + [LNG Regasification Plant Cost + Margin LNG Regasification Plant]

+ [CNG Trucking Cost + Margin CNG Trucking] + [Wholesaler NGV Cost +

Margin Wholesaler NGV] + PPN 10%


45

BAB 4

HASIL DAN PEMBAHASAN

Pada Bab ini akan dibahas mengenai penelitian terhadap usulan struktur formula

harga baru bahan bakar gas (BBG) untuk sektor transportasi di dalam negeri.

Penelitian ini akan menggunakan basis data yang dihitung berdasarkan demand

dari pengembangan infrastruktur distribusi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan

Liquefied Natural Gas (LNG) yang menggunakan sumber (feed) gas dalam bentuk

LNG, dan kemudian didistribusikan menggunakan sistem transportasi darat

menggunakan truk (road trucking). Wilayah yang dikaji di dalam tesis ini dibatasi

pada wilayah Jakarta & Banten, dengan penerapan SPBG LNG-LCNG (daughter

station) untuk wilayah Jakarta, dan pembangunan NGV (CNG) Wholesaler untuk

wilayah Banten.

4.1. Mekanisme Harga LNG yang Digunakan di Indonesia

Indonesia menggunakan formula harga LNG yang dikaitkan dengan harga minyak

mentah Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) yang dikenal sebagai

formula harga oil-linked gas price. Sehingga, perubahan harga LNG sangat

dipengaruhi oleh harga minyak mentah Indonesia.

Gambar 4.1. Harga LNG Berdasarkan ICP


46


Formula harga LNG yang dikaitkan dengan ICP ini mulai digunakan pada tahun

1973 untuk penjualan LNG yang diekspor ke Jepang. Untuk pemanfaatan gas

bumi dalam negeri, model harga gas bumi ini mulai digunakan pada tahun 1996,

yaitu untuk penjualan gas bumi Unocal/Chevron ke kilang minyak bumi

Balikpapan (sempat diamandemen pada tahun 2006 karena tingginya harga

minyak bumi).

Formula harga LNG tersebut juga diterapkan pada penjualan LNG dari Kilang

LNG Bontang ke FSRU Jawa Barat, dengan formula 11% dari harga ICP yang

berlaku. Sehingga, dengan harga ICP untuk tahun 2012 diasumsikan sebesar US$

100/barel, maka harga jual LNG Bontang ke FSRU Jawa Barat sebesar US$

11/MMBTU (Nusantara Regas, 2012). Kemudian, PT. PLN membeli gas dari

FSRU Jawa Barat sebesar US$ 14.43/MMBTU, dimana terdapat biaya

pengiriman LNG dan fasilitas FSRU sebesar US$ 3.43/MMBTU (Pertamina,

2012).

Kajian di dalam tesis ini menggunakan formula harga LNG sebesar 11% dari ICP

sebagai variabel harga gas di sektor hulu, dengan asumsi harga ICP sebesar US$

100/barel. Sebagai informasi, formula harga gas untuk transportasi yang akan

diuji di dalam tesis ini dibatasi pada lingkup perhitungan harga gas di sektor hilir,

sebab kajian mengenai formula harga gas di sektor hulu diperlukan kajian

tersendiri dikarenakan kompleksitasnya.

4.2. Perkembangan Jumlah Kendaraan di DKI Jakarta dan Banten

Kebutuhan bahan bakar untuk transportasi darat di wilayah Jakarta dan Banten

mengalami peningkatan setiap tahunnya. Hal ini ditunjukkan dengan

meningkatnya volume kendaraan di kedua wilayah tersebut secara signifikan

setiap tahunnya. Tabel di bawah ini memberikan gambaran pertumbuhan jumlah

kendaraan dari tahun 2006 – 2011 seiring dengan pertumbuhan ekonomi di kedua

provinsi tersebut yang cukup pesat.


47


Tabel 4.1. Jumlah Kendaraan Roda Tiga/Lebih di Wilayah Jakarta dan Banten Tahun

2006 – 2011

Variabel Tahun

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Jumlah

Kendaraan di

DKI Jakarta 2.657.431 2.753.792 2.882.202 2.976.591 3.233.389 3.388.744

Jumlah

Kendaraan di

Banten N/A N/A N/A 277.528 317.953 421.334

Sumber: BPS (2012), telah diolah kembali

Salah satu indokator pertumbuhan ekonomi di Jakarta dan Banten yaitu volume

dan nilai ekspor masing-masing wilayah yang cukup besar pada tahun 2012. Tabel

di bawah ini memberikan gambaran volume dan nilai ekspor masing-masing

wilayah tahun 2011.

Tabel 4.2. Volume dan Nilai Ekspor Non Migas Provinsi Jakarta dan Banten Tahun 2011

Wilayah Volume Ekspor (Ribu Ton) Nilai Ekspor ( US$ Juta)

Jakarta 2.793 10.973

Banten 3.858 9.558

Sumber: BI (2012), telah diolah kembali

Kendaraan bermuatan besar mendominasi mobilisasi antara Jakarta dan Banten,

karena pada kedua wilayah tersebut banyak dipadati dengan industri yang banyak

melakukan kegiatan distribusi logistik dan produknya, baik untuk skala nasional

maupun internasional melalui pelabuhan Tanjung Priok.

Sementara, untuk mobilisasi di dalam wilayah Jakarta lebih didominasi oleh

kendaraan pribadi, dengan jumlah kendaraan pribadi per 2011 sebanyak 3.300.652

(BPS Provinsi DKI Jakarta, 2012). Jumlah tersebut akan terus mengalami

peningkatan dengan angka pertumbuhan sekitar 9% atau sekitar 900.000 –

1.150.000 unit per tahun (Gaikindo, 2012).


48


Dengan asumsi pertumbuhan per tahun sebesar 9% untuk wilayah Jakarta dan

Banten, maka proyeksi jumlah kendaraan untuk tahun 2012 – 2013 ditunjukkan

pada tabel 4.3. dan 4.4..

Tabel 4.3. Proyeksi Jumlah Kendaraan Bermotor Roda Tiga/Lebih di Jakarta Tahun

2012 – 2013

Jenis Kendaraan 2012 2013

Mobil Penumpang Passanger 2.774.074 3.023.741

Mobil beban 672.140 732.633

Mobil Bis 395.375 430.958

Taksi 29.416 32.064

Mobil Barang 22.595 24.629

Bus Pariwisata 5.592 6.096

Bus AKAP 3.765 4.104

Bemo 1.409 1.536

Bus Way 531 579

Bajaj 17.137 18.679

Total 3.922.036 4.275.019

Tabel 4.4. Proyeksi Jumlah Kendaraan Bermotor Roda Tiga/Lebih di Banten Tahun

2012 – 2013

Jenis Kendaraan 2012 2013

Sedan 68.416 74.574

Jeep 26.717 29.122

Mini Bis 315.770 344.189

Mikro Bis 5.603 6.107

Bis dan Sejenisnya 2.043 2.227

Pick Up 60.647 6.6105

Truck 48.138 52.470

Kendaran Alat Berat 337 367

Total 527.669 575.159

Pada penelitian ini, pertumbuhan kendaraan diproyeksikan hanya sampai pada

tahun 2013, sehingga perhitungan kebutuhan gas pada masing-masing wilayah


49


dibatasi sampai dengan tahun 2013 untuk menguji usulan formula harga BBG

yang baru.

4.3. Penentuan Skala Konversi dari BBM ke BBG Jakarta – Banten

Sampai saat ini, program konversi bahan bakar untuk sektor transportasi darat dari

BBM ke BBG yang dicanangkan oleh Pemerintah telah diterapkan di beberapa

kota besar yang memiliki infrastruktur pipa gas. Kota Jakarta merupakan salah

satu wilayah yang telah melakukan program konversi BBG. Program tersebut

dimulai dengan penggunaaan BBG pada moda transportasi Busway TransJakarta

yang telah beroperasi sejak tahun 2006. Pada tahun 2010, jumlah Busway

TransJakarta yang beroperasi sebanyak 545 unit, naik sebesar 8% dari tahun

sebelumnya. Selain Busway, konversi ke BBG juga telah diterapkan untuk moda

transportasi Bajaj sebanyak 2.775 unit (BPS, 2012).

Namun, implementasi program konversi dari BBM ke BBG di beberapa kota di

Indonesia sampai saat ini belum mengalami perkembangan yang baik, sebab

terdapat beberapa kendala, diantaranya adalah jumlah SPBG yang terbatas.

Sampai dengan tahun 2012, jumlah SPBG yang terkoneksi dengan jaringan pipa

gas (SPBG online) yang terdapat di DKI Jakarta sebanyak 12 unit, baik yang

dioperasikan oleh Pertamina, PGN, maupun swasta dengan rincian lokasi

sebagaimana yang ditunjukkan pada Gambar 4.2. di bawah ini.

Dalam rangka menerapkan rencana konversi dari BBM ke BBG dalam skala yang

lebih luas dibandingkan konversi yang sudah diterapkan sebelumnya, maka pada

tesis ini dilakukan perhitungan proyeksi potensi jumlah kendaraan yang akan

dikonversi ke bahan bakar gas untuk tahun 2013 guna menentukan demand gas/

LNG untuk masing-masing wilayah, dengan menetapkan asumsi persentase per

jenis kendaraan yang berpotensi untuk dikonversi.


50


Sumber: APCNGI (2012)

Gambar 4.2. Lokasi SPBG Online Existing di DKI Jakarta

Tabel 4.5. Asumsi Persentase per Jenis Kendaraan yang Berpotensi untuk Dikonversi ke

BBG

Asumsi Konversi (%) Keterangan

20% untuk Kendaraan Dinas

Instansi Pemerintah dan TNI/POLRI di

pusat dan daerah perlu mendukung

program Pemerintah Pusat

30% untuk Kendaraan umum (Bis,

Taksi, Angkutan Kota, dan Mikro Bus)

Sasaran utama dari kebijakan konversi dari

BBM ke BBG, Pemerintah akan

membagikan sekitar 27.000 unit converter

kit pada tahun 2013

5 % untuk Kendaraan Pribadi Harga converter kit cukup mahal, sehingga

menurunkan minat masyarakat untuk

menggunakannya

Berdasarkan asumsi persentase konversi tersebut di atas, maka diperoleh jumlah

kendaraan yang berpotensi untuk dikonversi untuk wilayah Jakarta dan Banten.


51


Tabel 4.6. Jumlah Kendaraan yang Berpotensi untuk Dikonversi ke BBG untuk Wilayah

DKI Jakarta Tahun 2013

Jenis Kendaraan 2013

Mobil Penumpang Passanger 151.187

Mobil beban 73.263

Mobil Bis 21.548

Taksi 9.619

Mobil Barang 4.926

Bus Pariwisata 2.743

Bus AKAP 1.847

Bemo -

Bus Way 579

Bajaj 7.472

Total 273.184

Tabel 4.7. Jumlah Kendaraan yang Berpotensi untuk Dikonversi ke BBG untuk Wilayah

Banten Tahun 2013


Sedan 2.906

Jeep 1.526

Mini Bis 25.663

Mikro Bis 1.262

Bis dan Sejenisnya 458

Pick Up 3.541

Truck 3.919

Kendaraan Alat Berat 41

Total 39.316

Berdasarkan proyeksi jumlah kendaraan berpotensi konversi ke BBG tersebut di

atas, maka perkiraan kebutuhan (demand) total LNG per hari, per bulan, dan per

tahun untuk masing-masing wilayah dapat ditentukan.

Perhitungan total demand LNG ditentukan berdasarkan konsumsi per jenis BBG

(LNG atau CNG) sesuai jenis kendaraan. Bahan bakar gas jenis LNG akan

digunakan untuk kendaraan besar dengan jarak tempuh jauh, yaitu Bis Pariwisata

dan Bis AKAP yang berdomisili di DKI Jakarta. Sedangkan BBG jenis CNG


52


digunakan untuk kendaraan dengan jarak tempuh dekat dan menengah, kecuali

untuk jenis Truck dapat menempuh jarak jauh dengan CNG karena dapat

membawa CNG dalam volume yang besar.

Klasifikasi berdasarkan jenis bahan bakar yang digunakan untuk jenis kendaraan

tertentu sangat penting, karena dalam implementasi konversi di dalam tesis ini

akan digunakan dua jenis dispenser yaitu LNG dispenser dan LCNG disepenser

pada masing-masing stasiun LNG-LCNG untuk wilayah DKI Jakarta dan NGV

(CNG) Wholesaler untuk Wilayah Banten. Berdasarkan tujuan tersebut, maka

dilakukan asumsi terhadap konsumsi BBG per hari dari setiap jenis kendaraan.

Tabel 4.8. Asumsi Konsumsi Bahan Bakar Gas Per Jenis Kendaraan Per Hari

Konsumsi Volume Satuan Sumber Jenis Bahan

Bakar

Bus AKAP 273 LSP Taylor and Wharton LNG

Taksi 34 Lsp Hartanto (2010) NGV

Kendaraan (Mini

Bis, Sedan, & Jeep) 10 LSP Asumsi NGV

Angkutan Umum 34 LSP Hartanto (2010) NGV

Truck 273 LSP Taylor and Wharton LNG

Bus Pariwisata 273 LSP Taylor and Wharton LNG

Bus Dalam kota 273 LSP Taylor and Wharton NGV

Berdasarkan asumsi pada Tabel 4.8. di atas, maka berdasarkan perhitungan total

konsumsi bahan bakar gas jenis NGV (CNG) yang dibutuhkan untuk Wilayah DKI

Jakarta adalah sebesar 3.865.116 lsp/hari atau setara dengan 6.442 lsp/hari LNG,

sebab 1 lsp LNG setara dengan 600 lsp NGV, sedangkan volume kebutuhan bahan

bakar jenis LNG adalah 1.149.566 lsp/hari. Sehingga, total kebutuhan suplai gas

dalam bentuk LNG untuk wilayah DKI Jakarta per harinya adalah sekitar

1.156.008 lsp/hari atau setara dengan 25,96 MMSCFD. Volume kebutuhan gas

untuk seluruh jenis kendaraan yang berpotensi dikonversi ke BBG untuk Wilayah

DKI Jakarta ditunjukkan pada Tabel 4.9.


53


Tabel 4.9. Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar Gas Per Hari untuk Wilayah DKI Jakarta

Tahun 2013

Sedangkan perhitungan kebutuhan gas per hari untuk Wilayah Banten ditunjukkan

pada Tabel 4.10. berikut ini.

Tabel 4.10. Perhitungan Kebutuhan Bahan Bakar Gas Per Hari untuk Wilayah Banten

Tahun 2013


LNG NGV

Sedan - 29.059

Jeep - 15.431

Mini Bis - 477.441

Mikro Bis - 40.081

Bis dan Sejenisnya 124.973 -

Pick Up - 61.909

Truck 1.069.759 -

Kendaran Alat Berat 11.304 -

Total 1.206.035 623.921

Dari hasil perhitungan kebutuhan gas pada Tabel 4.10. di atas, diperoleh volume

kebutuhan bahan bakar jenis LNG untuk Wilayah Banten pada tahun 2013 sebesar

1.206.035 lsp/hari. Sedangkan untuk bahan bakar jenis NGV (CNG) volume


LNG NGV

Mobil Penumpang

Passanger

- 1.511.871

Mobil beban - 1.245.476

Mobil Bis - 366.315

Taksi - 327.049

Mobil Barang - 64.661

Bus Pariwisata 687.025 -

Bus AKAP 462.541 -

Bemo - -

Busway - 289.970

Bajaj - 59.774

Total 1.149.566 3.865.116


54


kebutuhannya adalah sebesar 623.921 lsp/hari, atau setara dengan 1.039,87

lsp/hari LNG. Sehingga, total kebutuhan gas dalam bentuk LNG per harinya

untuk wilayah Banten adalah sebesar 1.207.075 lsp/hari atau setara dengan 27,10

MMSCFD.

Oleh karena itu, untuk keperluan konversi dari BBM ke BBG untuk wilayah DKI

Jakarta dan Banten diperlukan pasokan gas dalam bentuk LNG setara 2.363.083

lsp/hari, atau setara dengan 53,06 MMSCFD atau setara dengan 70.892.5 m3 LNG

selama 1 (satu) bulan. Sehingga, dalam 1 (satu) tahun dibutuhkan pasokan LNG

sebesar 0,34 MTPA untuk memenuhi kebutuhan gas Wilayah DKI Jakarta dan

Banten.

Sumber: Ditjen Migas (2010)

Gambar 4.3. Infrastruktur Gas di Indonesia

Berdasarkan pada Gambar 4.3. kapasitas produksi LNG terbesar adalah Kilang

LNG Bontang, yaitu sebesar 22,59 MTPA. LNG yang diproduksi di Bontang

sebesar 10,2 MTPA atau sekitar 40% digunakan untuk memenuhi kebutuhan

ekspor dengan kontrak jangka panjang, sehingga masih ada sekitar 13 MTPA

yang berpotensi untuk dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan domestik, karena

selama ini volume tersebut dijual untuk ekspor melalui spot market. Dengan

kebutuhan LNG sebesar 0,34 MTPA pada tahun 2013, Kilang LNG Bontang

sangat memungkinkan untuk dijadikan sebagai penyedia utama LNG untuk


55


penerapan program konversi dari BBM ke BBG untuk wilayah Jakarta dan

Banten. Pembelian LNG dari Kilang Bontang direncanakan akan berlangsung

selama 20 tahun.

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 19 Tahun 2010 mengenai

Pemanfaatan Gas Bumi Untuk Bahan Bakar Gas yang Digunakan untuk

Transportasi, pada pasal 4 butir petama dinyatakan bahwa, dalam kegiatan usaha

hilir, Badan Usaha wajib mengalokasikan sebesar 25% total Gas Bumi yang

diniagakan untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar gas untuk transportasi.

Sehingga, Permen ESDM tersebut memberikan jaminan bagi pemenuhan

kebutuhan LNG untuk keperluan program konversi dari BBM ke BBG Wilayah

DKI Jakarta dan Banten tahun 2013 dengan volume sebesar 0,34 MTPA.

4.4. Perhitungan Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi NGV &

LNG

Dalam rangka memenuhi kebutuhan gas dengan sumber (feed) dalam bentuk LNG

untuk program konversi dari BBM ke BBG di Wilayah DKI Jakarta dan Banten,

maka diperlukan perencanaan pembangunan infrastruktur dan sistem distribusi

yang berbeda dari SPBG konvensional yang mendapatkan feed gas melalui

jaringan pipa. Sistem distribusi BBG di dalam tesis ini akan dibagi menjadi 2

(dua) sistem distribusi yang mendapatkan feed gas dalam bentuk LNG. Sistem

distribusi yang pertama disebut dengan LNG Package, dan sistem distribusi yang

kedua disebut dengan CNG Package.

Sistem distribusi LNG Package akan mendapatkan feed LNG dari Kilang LNG

Bontang, untuk kemudian dikirim dengan menggunakan LNG carrier sampai ke

LNG Floating Storage Unit (FSU) atau terminal penerima LNG terapung di lepas

Pantai Cikoneng, Kabupaten Serang, Banten yang juga berfungsi sebagai Mother

Station dari sistem distribusi ini. Dari FSU selanjutnya LNG diangkut dengan

menggunakan road trucking untuk disalurkan langsung ke stasiun pengisian

bahan bakar (refueling station) gas tipe LNG-LCNG yang dapat menyalurkan gas

dalam bentuk LNG maupun NGV langsung ke konsumen.


56


Sedangkan pada sistem distribusi CNG Package, LNG dari FSU ditransportasikan

dengan LNG Truck ke LNG Regasification Plant –fasilitas yang berfungsi sebagai

mother station pada sistem distribusi ini– untuk diuapkan (vaporization) menjadi

gas terkompresi (CNG) ke dalam tabung silinder. Selanjutnya, dari LNG

Regasification Plant, CNG didistribusikan dengan menggunakan truck menuju

daughter station yang merupakan NGV (CNG) Wholesaler untuk kemudian

diretailkan kepada konsumen NGV.

Moda transportasi darat menggunakan truck yang direncanakan di dalam tesis ini

digunakan karena keterbatasan jaringan pipa transmisi dan distribusi gas di

Wilayah DKI Jakarta dan Banten. Moda transportasi gas di darat dengan trucking

memiliki keunggulan dibandingkan transportasi melalui pipa untuk daerah-daerah

yang belum memiliki demand gas yang tinggi dan terpencil (remote), sebab

dengan demand yang masih rendah dan jauh dari sumber gas secara keekonomian

dan teknis sulit untuk dikembangkan jaringan pipa.

CNG maupun LNG trucking merupakan solusi alternatif yang ekonomis untuk

menyalurkan gas bumi ke konsumen di daerah-daerah yang tidak terjangkau oleh

infrastruktur jaringan pipa gas bumi. Compressed Natural Gas (CNG) saat ini

telah digunakan secara luas di beberapa negara seperti Pakistan, Iran, Argentina,

Brazil, Amerika Serikat, India, Cina, Thailand, dan lain-lain. Sedangkan LNG

untuk transportasi mulai digunakan secara luas di Amerika, Brazil, dan Eropa.

Tabel 4.11. Karakteristik Bahan Bakar Gas LNG dan CNG

Variabel Bahan Bakar

LNG CNG

Gross Heating Value 1.120-1.020 btu/scf 950-1.140 btu/scf

Densitas 460 kg/m3

128,2 kg/m3

Sumber: Pertamina dan www.aqua-calc.com (2012)

Penggunaan 2 (dua) jenis bahan bakar gas LNG dan CNG yang ditinjau dalam

penelitian ini memiliki perbedaan heating value dan massa jenis, karena LNG


57


merupakan fluida cair dan CNG adalah fluida gas. Karakteristik dari 2 (dua) jenis

fasa gas tersebut sebagaimana yang terdapat pada Tabel 4.11..

Selain Tabel di atas yang digunakan sebagai koofesien konversi volume gas,

beberapa asumsi dan variabel juga digunakan pada perhitungan di dalam tesis ini.

Tabel 4.12. Asumsi dan Variabel Perhitungan di Dalam Penelitian Ini

No Variabel Nilai Keterangan

1 Suku Bunga (Interest

Rate)

15% Tingkat suku bunga ditetapkan lebih

tinggi dari suku bunga kredit

investasi bank dalam negeri yang

berkisar 13,5% per tahun, dengan

tujuan agar lebih menarik minat

perbankan atau investor untuk

memberikan kredit.

2 Lifetime (Tahun) 20 Asumsi

3 Nilai Tukar (Rp/ US$) Rp 9.600 Asumsi

4 Satuan Akhir US$/MMBTU Rp/MMBTU


Distribusi LNG Package

4.4.1.1. Perhitungan Biaya LNG Shipping

Biaya shipping dipengaruhi oleh beberapa hal, mulai dari kapasitas yang diangkut,

jarak tempuh, ukuran tanker, dan boil off gas. Jumlah tanker LNG yang

dibutuhkan untuk mensuplai LNG ke FSU sangat tergantung pada loading site,

loading rate, storage, jarak, kecepatan, dan lain sebagainya. Tanker LNG

dirancang secara canggih dan memiliki dua hal unik dalam perkapalan, yaitu:

Kondisi kriogenik cargo

Hal ini berarti material yang bersentuhan langsung dengan LNG harus bisa

bertahan pada suhu yang sangat rendah sampai dengan -160 oC. Material yang

biasa digunakan adalah stainless steel, aluminium, dan invar. Material tersebut

tidak murah dan membutuhkan teknik pengelasan khusus.


58


Boil off LNG

Tidak seperti kapal pendinginan LPG yang memiliki kilang pencairan di

atasnya, tanker LNG hanya bisa mengatur uap yang timbul (boil off) dari

kargo yang terjadi karena tidak ada insulasi yang 100% efisien dengan

mengeluarkan (venting) atau membakarnya pada boiler.

Secara global sampai akhir 2011, jumlah LNG carrier dari berbagai jenis

sebanyak 360 armada kapal, dengan kapasitas gabungan sebesar 53 MMCM,

jumlah tersebut lebih tinggi 150% dibandingkan tahun 2006. Pertumbuhan jumlah

tanker yang tinggi sebagai akibat dari permintaan pengiriman LNG yang semakin

tinggi di dunia, sehingga terjadi booming untuk pembangunan tanker LNG baru.

Pada tahun 2004 setidaknya 68 kapal tanker LNG baru dipesan, yang merupakan

angka pesanan tertinggi untuk semua jenis kapal LNG dalam satu tahun.

Banyaknya jumlah kapal tanker LNG berdampak pada pasar LNG yang semakin

kompetitif baik untuk pembangunan baru, pembelian bekas, maupun carter (IGU,

2011).

Hanya terdapat sedikit galangan kapal di dunia yang memiliki kemampuan untuk

membangun tanker LNG karena faktor kompleksitas kapal serta tuntutan kontrol

kualitas yang tinggi . Terdapat 3 macam tipe kapal pengangkut LNG ada saat ini,

yaitu tipe moss, membrane, dan Self Supporting Prismatic Shape IMO Type B

(SPB).

Berdasarkan volume kebutuhan LNG untuk program konversi dari BBM ke BBG

untuk wilayah DKI Jakarta dan Banten sebesar 70.892.5 m3 LNG per bulan, maka

diputuskan untuk menggunakan kapal tanker LNG dengan kapasitas 75.000 m3

dengan pertimbangan ada tambahan kapasitas angkut untuk keperluan cadangan

LNG di FSU apabila terjadi keterlambatan pengiriman LNG.


59


Jumlah kapal tanker yang dibutuhkan untuk mensuplai LNG ke FSU Cikoneng

dihitung mengacu kepada perhitungan yang digunakan oleh Javanmardi (2006),

perhitungannya adalah sebagai berikut:

Jarak antara Kilang LNG Bontang dan FSU Cikoneng = 1.829 km, maka

Jarak round trip Bontang – Cikoneng = 2 x 1.829,11 = 3.658,22 km

Kapasitas kapal tanker yang digunakan adalah 75.000 m3 dan densitas LNG

Bontang mengacu kepada Tabel 4.13. sebesar 460 kg/m3, maka kapasitas yang

dapat diangkut oleh kapal untuk 1 (satu) kali pengiriman adalah:

𝐊𝐚𝐩𝐚𝐬𝐢𝐭𝐚𝐬 𝐊𝐚𝐩𝐚𝐥 = 75.000 𝑚3 𝑥 460𝑘𝑔

𝑚3𝑥

1 𝑡𝑜𝑛

1000 𝑘𝑔= 34.500 𝑡𝑜𝑛 per kapal

Mengingat kecepatan rata-rata kapal tanker sekitar 20 knot (37 km/h), maka

perjalan pergi-pulang (PP) memakan waktu:

Round trip = 3.658,22/37 = 4,12 hari ~ 5 hari

Diasumsikan waktu yang dibutuhkan untuk loading LNG di Kilang Bontang

adalah 5 hari, dan 5 hari untuk unloading & ballasting, maka waktu yang

dibutuhkan untuk 1 (satu) kali round trip pengiriman LNG Bontang – Cikoneng =

5 + 5 + 5 = 15 hari. Sehingga, satu kapal tanker dapat melayani pengiriman LNG

Bontang – Cikoneng sebanyak maksimum = 340/15 = 22,67 ~ 22 kali pengiriman

(asumsi 25 hari digunakan untuk maintenance), dengan total kapasitas angkut

LNG dalam satu tahun = 22 x 34.500 ton = 759.000 ton.

Maka, untuk memenuhi kebutuhan FSU Cikoneng sebesar 0,34 MTPA, jumlah

kapal tanker yang dibutuhkan:

𝐉𝐮𝐦𝐥𝐚𝐡 𝐊𝐚𝐩𝐚𝐥 =0,34 𝑥 106

𝑡𝑜𝑛𝑎𝑛𝑛𝑢𝑚

759.000 𝑡𝑜𝑛

𝑎𝑛𝑛𝑢𝑚 − 𝑘𝑎𝑝𝑎𝑙

= 0,45 ≅ 1 kapal


60


Oleh karena itu, untuk memenuhi kapasitas FSU Cikoneng untuk 1 (satu) tahun

cukup dibutuhkan 1 kapal saja. Sebagai summary dapat dilihat pada table berikut

ini:

Tabel 4.13. Summary Perhitungan Jumlah Kapal yang Dibutuhkan

Variabel Satuan Hasil Perhitungan

Capacity m3 75.000

Jarak Bontang - Cikoneng km 1.829,11

Kecepatan knot to km/h 20 knot – 37 km/h

Round Trip hari 5

Loading hari 5

Unloading & Ballasting hari 5

Total per Round Trip hari 15

Maksimum Round Trip per Tahun trip 22

Jumlah Kapal yang Dibutuhkan Kapal 1

Biaya pengiriman (shipping cost) LNG dari Kilang Bontang ke FSU Cikoneng,

dihitung berdasarkan biaya Capital Expenditure (Capex) dan Operational

Expenditure (Opex) yang diestimasi berdasarkan laporan MMA(2008) berikut ini:

Tabel 4.14. Biaya Capex & Opex LNG Shipping

NO EXPENDITURE COST

(US$)

A. Capital Expenditure (CAPEX)

1. LNG Ship with Capacity of 75.000 m3 100.000.000

Total CAPEX 100.000.000

B. Operational Expenditure (OPEX) per Year

1. Fuel 5.317.223

2. O & M (Crew, Insurance, Maintenance, & Other Expenses) 1.425.000

TOTAL OPEX per Year 6.742.223

C. Margin per Year

1. LNG Shipping Margin (5%) 5.000.000

TOTAL Margin per Year 5.000.000

Kemudian shipping cost dihitung dari penjumlahan amortasasi total investasi

(Capex) dan amortisasi total O&M (Opex) dengan menggunakan persamaan

berikut ini:


61


LNG Shipping Cost =( Tot. Inv. LNG Ship x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity) +

LNG Ship O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.15. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional LNG Shipping

No Variabel Nilai US$ Nilai Rp

1. Amortisasi Total Investasi

Pengiriman LNG

US$ 0,74/MMBTU Rp 7.104/MMBTU

2. Amortisasi Total Biaya O&M US$ 0,59/MMBTU Rp 5.664/MMBTU

Biaya Shipping LNG US$ 1,33/MMBTU Rp 12.768/MMBTU

Dari perhitungan tabel di atas, maka didapatkan bahwa biaya pengiriman LNG

dari Kilang Bontang ke FSU Cikoneng per unit (unit cost) sebesar US$

1,33/MMBTU atau Rp 12.768/MMBTU.

4.4.1.2 Perhitungan Biaya LNG Floating Storage Unit (FSU)

Floating Storage Unit untuk LNG yang direncanakan didalam tesis ini adalah

kapal tanker bekas (used) yang dikonversi menjadi FSU dengan dilengkapi

loading arm untuk menerima LNG dari LNG carrier dan untuk menghubungkan

ke piping system menuju onshore untuk kemudian di-trucking menuju stasiun

LNG-LCNG dan LNG Regasification Plant. Skema umum FSU dapat dilihat pada

gambar dibawah ini.

Sumber: DNV (2011)

Gambar 4.4. Skema Umum FSU


62


Alasan digunakannya FSU ini adalah karena fasa gas yang akan disalurkan ke

stasiun LCNG adalah gas dalam fasa cairnya, sehingga tidak diperlukan fasilitas

unit regasifikasi yang biasanya terdapat pada Floating Storage Regasification

Unit (FSRU) untuk mengubah fasa gas cair menjadi gas terkompresi.

Karakteristik dari Floating Storage Unit ini dapat dibedakan ke dalam kapasitas

dan tipe storage yang digunakan. Adapun detail karakteristiknya dapat dilihat

pada table dibawah ini dan penjelasan mengenai detail properties FSU dapat

dilihat pada Tabel 4.16. di bawah ini:

Tabel 4.16. Karakteristik FSU

Sumber: The Government of Jamaica (2011)

Berdasarkan pada Tabel 4.16. diatas, properties lainnya akan sangat bergantung

pada kapasitas dari FSU yang diinginkan, selanjutnya akan bergantung pula pada

tipe storage yang akan digunakan untuk menyimpan LNG.

Dari perhitungan kebutuhan gas untuk sektor transportasi di Wilayah DKI Jakarta

dan Banten tahun 2013 sebesar 53,06 MMSCFD atau setara 70.892,5 m3 LNG,

ditetapkan untuk menggunakan FSU dengan kapasitas 75.000 m3. Dengan

kapasitas tersebut, maka ada alokasi cadangan LNG di FSU untuk sekitar 4,4


63


hari. Kapasitas cadangan ini diperlukan sebagai antisipasi lamanya waktu

pengiriman dan keterlambatan pengiriman dari LNG Plant yang berada diluar

Pulau Jawa akibat dari berbagai faktor, diantaranya faktor cuaca di laut Jawa.

Biaya penerimaan dan penyimpanan (receiving and storage cost) LNG

menggunakan FSU Cikoneng, dihitung berdasarkan biaya Capital Expenditure

(Capex) dan Operational Expenditure (Opex) yang diestimasi dari Songhurst

(2009) dan Afdal (2008) sebagaimana berikut ini:

Tabel 4.17. Biaya Capex & Opex untuk LNG Receiving Terminal (FSU)

NO EXPENDITURE COST (US$)


1. LNG FSU with Capacity of 75.000 m3 37.500.000

- Conversion from Used Tanker

- Including Mooring

2. Jetty including Piping (500 m) 80.000.000

3. Onshore Infrastructure 60.000.000

Total CAPEX 177.500.000


1. Fuel

10,650,000 2. O & M (Crew, Insurance, Maintenance, &

Other Expenses)

TOTAL OPEX per Year 10,650,000

C. Margin per Year

1. LNG FSU Margin (5%) 10,650,000

TOTAL Margin per Year 10,650,000

Tabel di atas menunjukkan biaya total investasi dan total biaya operasional dan

perawatan untuk LNG FSU Cikoneng dengan kapasitas 75.000 m3. Biaya

investasi FSU dihitung berdasarkan kajian dari Songhurst (2009) yang

mengkonversi LNG carrier yang masih dapat digunakan menjadi FSRU, dengan

biaya sebesar US$ 80.000.000 kapasitas 130.000 m3 untuk 1 FSRU, sehingga

untuk pembelian tanker bekas dan konversi menjadi FSU berkapasitas 75.000 m3

diperkirakan sebesar US$ 37.500.000 (tanpa fasilitas regasifikasi). Kemudian

FSU cost dihitung dari penjumlahan amortasasi total investasi (Capex) dan

amortisasi total O&M (Opex) dengan menggunakan persamaan berikut ini:


64


LNG FSU Cost = ( Tot. Inv. LNG FSU x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

LNG FSU O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.18. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Terminal Penerima dan Penyimpan

LNG (FSU)

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi Terminal

Penerimaan dan Penyimpanan LNG

1,31 12.576

2. Amortisasi Total O&M FSU 0,90 8.640

Biaya FSU 2,21 21.216

Untuk nilai amortisasi digunakan umur investasi selama 20 tahun dan nilai suku

bunga atau interest rate sebesar 15% sesuai dengan data variable dan asumsi yang

disebutkan di tabel 4.12.

4.4.1.3 Perhitungan Biaya Pegangkutan dengan Truk LNG (LNG Trucking)

Penggunaan jenis moda transportasi truk untuk mengangkut Liquefied Natural

Gas (LNG) di Indonesia masih terbatas penggunaannya. Aplikasi transportasi

yang lebih banyak digunakan untuk mengangkut gas adalah dalam bentuk

Compressed Natural Gas (CNG) (Ditjen Migas, 2010). Hal ini didukung oleh data

mayoritas vendornya yang banyak berasal dari Eropa dan Amerika Serikat seperti

Cryostar (France), Chart (US), Vanzetti (Italy), VRV (US), Westport (US), ALT

(US), Northstar (US), dan lainnya. Oleh karena itu, penggunaan truk pengangkut

gas dalam bentuk LNG masih perlu banyak dipelajari.

Desain yang berbeda pada truk LNG jika dibandingkan dengan truk biasa lainnya

adalah truk LNG ini memiliki Onboard Pump, baik pada LNG Tank Truck

maupun pada LNG Mobile Fueling. Pompa ini diharuskan ada pada truk LNG

dengan alasan safety, terutama pada saat memindahkan LNG ke tempat

penyimpanan yang permanen. Harga truk tangki LNG ini bervariasi bergantung


65


pada volumenya. Tank trailer LNG dengan kapasitas 30 m3 memiliki harga

sekitar US$150.000 (EKIP, 2012; Garcia-Cuerva, 2009).

Pemilihan truk tanki LNG sebesar 30 m3

berdasarkan data dari Pertamina bahwa

kapasitas angkut LNG mencapai 30 m3 untuk panjang trailer 20 ft, dengan biaya

transportasi sekitar US$ 0,5/MMBTU atau setara Rp 150/lsp.

Proses pendistribusian LNG dari production plant akan langsung diangkut menuju

LNG truk dengan menggunakan unloading arm yang ada sehingga diharapkan

akan lebih menghemat faktor biaya yang dikeluarkan. Dalam hal ini tentunya

faktor safety sudah masuk ke dalam pertimbangan. Faktor safety yang dominan

dapat mempengaruhi adalah faktor cuaca seperti halnya angin dan hujan. Oleh

karena itu, faktor keterlambatan dalam pendistribusian LNG merupakan salah satu

parameter yang akan diikut sertakan kedalam simulasi dinamik.

Desain truk LNG berbeda dengan truk konvensional. Truk LNG memiliki pompa

on-board yang diaplikasikan untuk memompa LNG ke storage tank. Perbedaan

tekanan yang terjadi diatur sedemikian rupa agar faktor keselamatan dan

keamanan dapat terintegrasi di dalamnya.

Sumber: StarLNG (2010)

Gambar 4.5. Proses Loading Truk LNG


66


Perlu diketahui bahwa terdapat perhitungan mengenai jumlah truk berdasarkan

jumlah SPBG LNG-LCNG yang akan dibangun di DKI Jakarta sebanyak 44

stasiun dan Banten 12 stasiun, dengan kapasitas setiap stasiun LNG-LCNG

sebesar 0,59 MMSCFD. Sehingga, dibutuhkan total 28 truk LNG untuk melayani

DKI Jakarta dan Banten, dengan rincian 22 truk LNG untuk melayani seluruh

SPBG LNG-LCNG di DKI Jakarta, dan 6 truk LNG untuk melayani Banten,

karena 1 truck LNG dapat memasok kebutuhan LNG untuk 2 (dua) SPBG LNG-

LCNG per hari. Berikut perhitungan waktu operasi tiap unit truk LNG:

Waktu operasi 1 Unit truk LNG untuk 1 (satu) kali round trip

FSU Cikoneng – DKI Jakarta = Loading + Pergi + Pulang + Unloading

= 1,5 + 2,5 + 2,5 + 1,5 = 8 Jam

dengan memperhitungkan faktor kemacetan, asumsi ditambahkan 4 jam, sehingga

untuk 1 (satu) kali round trip setiap truk LNG membutuhkan waktu 12 Jam.

Maka, masing-masing truk bisa beroperasi dalam 2 (dua) round trip dalam 1 hari

untuk melayani 2 (dua) stasiun LNG-LCNG. 1 unit truk akan dapat membawa

volume LNG sebesar 30 m3 per round trip sampai dengan 0,6 MMSCFD, atau

total 1,2 MMSCFD per truk per hari. Tabel berikut ini memberikan gambaran

mengenai biaya investasi yang harus dikeluarkan untuk pembelian 1 (satu) unit

truk LNG dengan kondisi baru. Usia pakai truk diasumsikan selama 5 tahun.

Tabel 4.19. Biaya Investasi dan Biaya O&M untuk 1 (Satu) Unit Truk LNG



1. Tractor Head 118,000

2. Cryogenic LNG Tank Trailer with Capacity of 30 m3 150,000

Total CAPEX 268,000


1. 80 litre of Diesel Oil per 200 km 57,600

2. Wages for 3 persons (2 Drivers + 1 Co Drivers) 60,000

3. O & M (Maintenance, Insurance, & Toll Road Fee) of

0,3 US$/ km

43,200

TOTAL OPEX per Year 117,600

C. Margin per Year

1. LNG Trucking Margin (5%) 13,400

TOTAL Margin per Year 13,400


67


Tabel di atas menunjukkan biaya Capex & Opex yang dibutuhkan untuk

pengadaan dan operasional 1(satu) truk LNG. Dengan demikian, total Capex dan

Opex untuk 28 unit truk LNG sebagaimana yang ditunjukkan pada tabel di bawah

ini.

Tabel 4.20. Biaya Investasi dan O&M untuk 28 Unit Truk LNG

No Jenis Expenditure Jumlah Kapasitas

(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex LNG Truck 28 12.067.776 7.504.000

2. Opex LNG Truck per Tahun 28 12.067.776 3.197.600

Kemudian, LNG trucking cost dihitung dari penjumlahan amortasasi total

investasi (Capex) dan amortisasi total O&M (Opex) dengan menggunakan

persamaan berikut ini:

LNG Trucking Cost = ( Tot. Inv. LNG Truk x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

LNG Trucking O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.21. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Trucking LNG

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi LNG Truck 0,09 864

2. Amortisasi Total O&M LNG Truck 0,26 2.496

Biaya Trucking LNG 0,36 3.456

4.4.1.4 Perhitungan Biaya SPBG LNG-LCNG

SPBG LNG-LCNG (Liquified to Compressed Natural Gas) merupakan teknologi

terapan yang relatif baru di Indonesia. Penggunaannya masih terbatas pada

negara-negara maju seperti Eropa dan Amerika Serikat.


68


Menurut Cryostar (2012) Teknologi stasiun LNG-LCNG memiliki beberapa

keunggulan dibanding stasiun CNG yang sudah banyak digunakan seperti:

Dapat melayani dua jenis kendaraan BBG sekaligus, NGV dan LNG

Solusi yang efisien untuk sistem SPBG mother-daughter

Dapat menyalurkan CNG walaupun tidak ada akses jaringan pipa gas

Biaya listrik lebih rendah

Kapasitas penyimpanan yang lebih besar, karena LNG hanya

membutuhkan ruang penyimpanan 1/600 kali CNG

Secara umum proses yang terjadi pada stasiun LNG-LCNG diawali dengan suplai

gas yang berupa LNG diangkut melalui truk. Tangki penyimpanan LNG dibuat

secara khusus sehingga mampu menjaga kondisi LNG dalam kondisi cair dengan

kondisi temperatur yang ekstrim yaitu -160 0C.


Gambar 4.6. Skema SPBG LNG-LCNG sebagai Daugther Station

SPBG LNG-LCNG merupakan stasiun BBG yang berfungsi sebagai daughter

station. Pada SPBG tipe ini, LNG dari storage diubah menjadi gas, kemudian gas

dikompresikan dengan tekanan tinggi, dan selanjutnya akan disimpan ke dalam


69


tangki CNG yang terkoneksi ke dispenser, sehingga dapat langsung mengalirkan

NGV ke kendaraan bermotor.

Berdasarkan teknologi yang ada, SPBG LNG-LCNG yang akan didirikan

memiliki kemampuan maksimum untuk mengisi kendaraan sampai dengan 960

kendaraan per hari per dispenser LNG dan 720 kendaraan per hari per dispenser

LCNG. Setiap SPBG LNG-LCNG dilengkapi dengan 8 (delapan) dispenser yang

terdiri dari 4 (empat) dispenser LNG dan 4 (empat) dispenser LCNG, dengan 2

(dua) nozzles pada setiap dispenser. Kapasitas setiap SPBG LNG-LCNG

ditentukan sebesar 0,59 MMSCFD. Sehingga, jumlah SPBG LNG-LCNG yang

akan didirikan di Wilayah DKI Jakarta dan Banten adalah sebagai berikut.

Tabel 4.22. Jumlah Kebutuhan SPBG LNG-LCNG untuk Wilayah DKI Jakarta dan

Banten

Wilayah Total SPBG

LNG-LCNG

DKI Jakarta 44

Banten 12

Total 56

Dari jumlah SPBG LNG-LCNG di atas dapat dihitung total kebutuhan LNG per

hari untuk seluruh stasiun LNG-LCNG di DKI Jakarta dan Banten.

Tabel 4.23. Total Kebutuhan LNG untuk Seluruh SPBG LNG-LCNG di DKI Jakarta dan

Banten

Wilayah Jumlah SPBG

LNG-LCNG Kebutuhan LNG

(MMSCFD)

Jakarta 44 25,96

Banten 12 6,72

Total 56 32,68

Flowrate LNG dispenser yang digunakan pada penelitian ini adalah 160 l/min,

dengan kecepatan rata-rata pengisian sekitar 3 menit per kendaraan per nozzle.


70


Sedangkan flowrate untuk CNG dispenser adalah 70 Nm3/h, dengan kecepatan

rata-rata pengisian sekitar 4 menit per kendaraan per nozzle (Cyrostar, 2010).

Maka, dengan kecepatan tersebut setiap stasiun LNG-LCNG dapat melayani

sampai dengan 3.840 kendaraan LNG per hari dan 2.880 kendaraan CNG per hari,

dengan asumsi stasiun pengisian beroperasi selama 24 jam per hari. Sehingga,

dengan total 56 SPBG LNG-LCNG yang direncanakan untuk DKI Jakarta dan

Banten akan dapat melayani hingga maksimal 376.320 kendaraan per hari.

Gambar 4.7. Salah Satu Contoh LNG-LCNG di Los Angeles

Tabel berikut ini memberikan gambaran mengenai biaya investasi yang harus

dikeluarkan untuk pembangunan 1 (satu) stasiun LNG-LCNG yang diestimasi

dari Cryostar (2009), dengan asumsi masa manfaat (life time) selama 20 tahun,

dan biaya O&M yang harus dikeluarkan per tahun.

Tabel 4.24. Biaya Capex dan O&M 1 (Satu) SPBG LNG-LCNG



1. Combined LNG & LCNG Equipments (8 Dispenser) 2,376,000

a. - LNG Storage Tank with Capacity of 30 m3

b. - Vaporization Systems

c. - LNG Container Mounted System

d. - LNG Dispenser


71


e. - LCNG Mounted System

f. - CNG Dispenser

g. - Control System

h. - Payment System

i. - Other Systems and Buildings

j. - Engineering & Construction

4. Civil Works 550,000

5. Land Lease of 3.000 m2 for 5 years 525,000

6. Permits & Certifications 90,000

Total CAPEX 2,991,000


1. Electricity 166,221

2. Maintenance & Operational Cost 169,243


C. Margin per Year

1. Combined LNG & LCNG Station Margin (5%) 149,550



pengadaan dan operasional 1 (satu) SPBG LNG-LCNG. Dengan demikian, total

Capex dan Opex untuk 56 stasiun adalah sebagaimana yang ditunjukkan pada

tabel di bawah ini.

Tabel 4.25. Biaya Investasi dan O&M untuk 56 Stasiun LNG-LCNG


(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex SPBG LNG-LCNG 56 12.059.600 167.496.000

2. Opex SPBG LNG-LCNG per Tahun 56 12.059.600 26.619.217

Kemudian, biaya stasiun LNG-LCNG dihitung dari penjumlahan amortasasi total




72


LNG-LCNG Station Cost = ( Tot. Inv. Station x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

Station O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.26. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional Stasiun LNG-LCNG

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi Stasiun

LNG-LCNG

2,04 19.584

2. Amortisasi Total Biaya O&M Stasiun

LNG-LCNG

2,21 21.216

Biaya Stasiun LNG-LCNG 4,24 40.704


Distribusi CNG Package

CNG merupakan gas bumi yang dimampatkan hingga tekanan 250 bar pada suhu

atmosferik. Pada tekanan ini, volume CNG sekitar 1/300 dari volume gas sebelum

dimampatkan. Gas hasil kompresi inilah yang kemudian akan disalurkan ke

konsumen dengan menggunakan tabung silinder bertekanan tinggi dengan ukuran

80 cm – 3 m yang diangkut dengan menggunakan trailer.

Harga bahan bakar gas tipe CNG yang saat ini berlaku ditetapkan berdasarkan

keputusan Dirjen Migas Kementerian ESDM, yaitu seharga Rp 3.100/lsp. Harga

CNG tersebut menurut PT. PGN kurang menguntungkan, karena selain tidak

diketahuinya faktor-faktor yang mempengaruhi harga tersebut, margin yang

ditawarkan kurang menarik bagi investor. Hal tersebut diakui oler Dirjen Migas

ESDM Evita H. Legowo.

Pemerintah menargetkan Permen ESDM tentang harga bahan bakar gas untuk

transportasi dapat rampung pada bulan Oktober 2012, agar dapat mulai diterapkan

pada November 2012. Dalam Permen tersebut Pemerintah akan membuat

peraturan baru sehingga margin yang ditawarkan dapat lebih menarik minat

investor. Beberapa peraturan yang akan diterapkan diantaranya adalah dengan


73


mengubah tarif listrik di SPBG yang semula dikenakan tarif bisnis, diubah

menjadi tarif khusus seperti tarif listrik kereta api. Selain itu, pemerintah juga

akan meniadakan pajak selama kurun waktu 2012 hingga 2013. Peraturan tersebut

akan mengatur BBG secara keseluruhan, antara lain formula BBG, biaya

pengangkutan, dan pengembalian investasi. Formula harga BBG tersebut berlaku

untuk Compressed Natural Gas (CNG) dan Liqiuid Gas Vehicle (LGV).

Tesis ini memiliki tujuan yang sama dengan rencana Pemerintah tersebut di atas,

dan diharapkan dapat menjadi masukan bagi Pemerintah dalam menentukan

formula harga BBG yang baru. Formula harga untuk CNG package ini tidak

berbeda dengan LNG package. Namun, sedikit berbeda pada skema

infrastrukturnya, yaitu dipelukannya LNG Regasification Plant (mother station)

untuk mengubah LNG menjadi CNG, pengangukutan dari mother station, dan

fasilitas penjualan ke konsumen yang menggunakan sistem wholesaler

dibandingkan stasiun pengisian. Sedangkan, untuk sumber LNG, LNG carrier,

dan FSU menggunakan fasilitas yang sama dengan LNG Package.

Gambar 4.8. Skema Sistem Distribusi CNG Package

4.4.2.1 Perhitungan Biaya LNG Trucking

Jenis, prinsip, dan kajian mengenai transportasi LNG menggunakan truk sama

dengan yang dijelaskan sebelumnya pada bagian 4.4.1.3. pada Sistem Distribusi


74


LNG Package, perbedaannya adalah pada jumlah truk yang akan melayani

Wilayah Banten, karena rencana penyaluran LNG tidak menuju ke stasiun LNG-

LCNG, namun menuju ke mother station yang merupakan fasilitas LNG

Regasification Plant, sebuah fasilitas yang dapat mengubah LNG menjadi CNG

dalam skala besar.

Rencana pembangunan mother station dimaksudkan agar CNG dapat

didistribusikan ke daughter station (CNG Wholesaler) yang terletak jauh dari kota

atau remote area. Trailer LNG yang digunakan memiliki kapasitas 30 m3 dengan

panjang 20 ft. Berikut perhitungan waktu operasi tiap unit truk LNG untuk

Wilayah Banten:

Waktu operasi 1 Unit truk LNG untuk 1 (satu) kali round trip

FSU Cikoneng – Banten = Loading + Pergi + Pulang + Unloading

= 1,5 + 3 + 3 + 1,5 = 9 Jam

dengan memperhitungkan faktor kemacetan, asumsi ditambahkan 3 jam, sehingga

untuk 1 (satu) kali round trip setiap truk LNG membutuhkan waktu 12 Jam.

Maka, masing-masing truk bisa beroperasi dalam 2 (dua) round trip dalam sehari.

1 (satu) unit truk dapat membawa volume LNG sebesar 30 m3 per round trip atau

setara dengan 0,6 MMSCFD, atau total 1,2 MMSCFD per truk per hari.

Total biaya investasi truk LNG dihitung berdasarkan jumlah total truk untuk

melayani kebutuhan LNG Regasification Plant (mother station) yang berjumlah 3

(tiga) station dengan kapasitas maksimum sekitar 9,6 MMSCFD per station.

Dengan menggunakan truck LNG berkapasitas 30 m3, maka, total truck LNG

yang digunakan mensuplai kebutuhan LNG Regasification Plant sebanyak 18

truck. Gambaran mengenai biaya investasi yang harus dikeluarkan untuk

pembelian 1 (satu) unit LNG truck, dan biaya O&M yang harus dikeluarkan per

tahun mengacu kepada Tabel 4.20. Dengan demikian, total Capex dan Opex untuk

18 unit truk LNG adalah sebagaimana yang ditunjukkan pada tabel di bawah ini.


75


Tabel 4.27. Biaya Investasi dan O&M untuk 18 Unit Truk LNG


(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex LNG Truck 18 7.677.045 4.824.000

2. Opex LNG Truck per Tahun 18 7.677.045 2.055.600

Kemudian, biaya LNG trucking dihitung dari penjumlahan amortasasi total



LNG Trucking Cost = ( Tot. Inv. LNG Truk x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

LNG Trucking O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.28. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M Truk LNG (CNG Package)

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi LNG Truck 0,09 864

2. Amortisasi Total O&M LNG Truck 0,27 2.592

Biaya LNG Trucking 0,37 3.552

4.4.2.2 LNG Regasification Plant (Mother Station)

Pada sistem distribusi CNG Package, LNG Regasification Plant berfungsi sebagai

mother station. Fasilitas ini disiapkan sebagai pusat produksi CNG untuk

memasok CNG Wholesaler di daerah-daerah dalam radius sekitar 50 km dengan

transportasi menggunakan trucking CNG.

Tidak seperti stasiun pengisian bahan bakar bensin atau diesel, stasiun pengisian

CNG tidak dapat dibuat dengan prinsip one size fits all seperti desain SPBU pada

umumnya. Membangun fasilitas LNG Regasification Plant sebagai mother station

CNG membutuhkan perhitungan kapasitas storage yang tepat agar dapat melayani


76


dengan cukup daughter station di wilayahnya dan agar biaya investasi dapat

ditentukan dengan tepat.

LNG Regasification Plant merupakan unit fasilitas untuk mengubah LNG

menjadi CNG. Secara proses dapat dijelaskan sebagai berikut: LNG yang

diangkut dengan truk LNG dimuat (unloading) ke dalam storage tank dengan

suhu -160 oC. Untuk mengubah LNG menjadi CNG, LNG dari storage tank

dialirkan ke vaporizer yang dipanaskan dengan electric heater untuk diubah ke

fasa gas, selanjutnya gas dari vaporizer dikompresi dengan menggunakan high

pressure compressor/ pump menjadi CNG. Selanjutnya, CNG dimasukkan ke

dalam tabung-tabung NGV untuk didistribusikan ke NGV Wholesaler. Gambar

berikut menunjukkan diagram fasilitas regasifikasi LNG.


Gambar 4.9. Diagram LNG Regasification Plant

Berdasarkan perhitungan, jumlah CNG Wholesaler (CNG daughter station) yang

dibutuhkan untuk melayani Wilayah Banten (penjelasan mengenai wholesaler

CNG ada pembahasan berikutnya) sebanyak 21 unit. Sehingga untuk memenuhi

kebutuhan setiap wholesaler dibangun mother station atau LNG Regas Plant


77


sebagai stasiun penerima LNG yang berfungsi meregasifikasi LNG menjadi CNG

untuk kemudian dikirim via trucking.

Fasilitas LNG Regasification Plant yang direncanakan akan sanggup mensuplai

kebutuhan BBG di Banten sekitar 27,10 MMSCFD setiap harinya. Berdasarkan

demand tersebut, maka direncanakan LNG Regasification Plant berkapasitas 480

m3 yang sanggup menampung LNG hingga kapasitas 9,6 MMSCFD. Sehingga,

LNG Regasification Plant yang dibutuhkan untuk Wilayah Banten sebanyak 3

(tiga) stasiun.

Tabel 4.29. Jumlah Kebutuhan LNG Regasification Plant (Mother Station) untuk

Wilayah Banten

Jumlah Kendaran

Jumlah LNG Regasification Plant

Kebutuhan LNG per Plant (MMSCFD)

Banten 39.316 3 7

Total 39.316 3 21


Gambar 4.10. Contoh LNG Regasification Plant untuk di Banten

Dari perhitungan di atas, maka tabel berikut ini memberikan gambaran mengenai

biaya investasi yang harus dikeluarkan untuk pembangunan 1 (satu) fasilitas LNG


78


Regasification Plant, dengan asumsi masa manfaat (life time) selama 20 tahun,

dan biaya O&M yang harus dikeluarkan per tahun yang diestimasi dari Garcia-

Cuerva (2009).

Tabel 4.30. Total Biaya Capital dan O&M LNG Regasification Plant



1. LNG Regasification Plant 1,920,000

a. - Storage Tank with Capacity of 4x120 m3

b. - Vaporization Systems

c. - Other Systems and Buildings

d. - Engineering & Construction

2. CNG Main Equipments 1,883,770

a. - Compressor with Capacity of 4.000 m3/hr

b. - Power Supply with Capacity of 1 MW

c. - 6 Unit Filling Nozzles

d. - Storage Tank

e. - 2 Unit Gas Dryer Systems

f. - High Pressure Pipe with 200 m of Length

3. Pipeline Construction 154,000

4. Civil Works 550,000

5. Land Lease of 3.000 m2 for 5 years 525,000




1. LNG Regasification Plant 218,000

2. CNG Mother Station 423,792


C. Margin per Year

1. LNG Regassification Plant Margin (5%) 256,139



pembangunan dan operasional 1 (satu) fasilitas LNG Regasification Plant.

Dengan demikian, total Capex dan Opex untuk 3 stasiun adalah sebagaimana yang

ditunjukkan pada tabel di bawah ini.


79


Tabel 4.31. Biaya Investasi dan O&M untuk 3 Fasilitas LNG Regasification Plant


(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex LNG Regas Plant 3 7.665.000 15.368.310

2. Opex LNG Regas Plant per Tahun 3 7.665.000 2.693.792

Kemudian, total biaya fasilitas LNG Regasification Plant dihitung dari

penjumlahan amortasasi total investasi (Capex) dan amortisasi total O&M (Opex)

dengan menggunakan persamaan berikut ini:

LNG Regas Plant Cost = ( Tot. Inv. LNG Regas x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

LNG Regas O&M Cost

annual capacity

Tabel 4.32. Amortisasi Biaya Investasi dan Biaya Operasional LNG Regas Plant

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi LNG

Regasification Plant 0,29 2.784

2. Amortisasi Total O&M LNG

Regasification Plant 0,35 3.360

Biaya LNG Regasification Plant 0,65 6.240

4.4.2.3 Perhitungan Biaya Trucking CNG

Trucking CNG yang direncanakan di dalam tesis ini berbeda dengan

pangangkutan CNG dengan truk pada umumnya yang menggunakan tabung

silinder sepanjang 20 ft. Trailer CNG pada sistem distribusi CNG Package

mengangkut tabung-tabung CNG berukuran 80 cm dengan kapsitas 29 lsp.

Penerapan teknologi CNG darat (road trucking), memungkinkan pasokan BBG ke

konsumen relatif lebih cepat dibandingkan dengan moda jaringan pipa. Hal ini

dimungkinkan karena infrastruktur CNG lebih sederhana, sehingga konstruksinya


80


lebih cepat. Namun demikian, ketersediaan infrastruktur jalan merupakan faktor

penting pada sistem distribusi ini. Beberapa keuntungan penggunaan teknologi

CNG untuk BBG adalah sebagai berikut:

Jangkauan lebih luas

Daerah-daerah yang jauh dan sulit dijangkau oleh jaringan pipa

transmisi/distribusi gas bumi masih dapat dilayani kebutuhan gasnya

dengan beban investasi yang tidak terlalu tinggi.

Tekanan stabil

Tabung bertekanan tinggi dari CNG akan menjamin suplai tekanan yang

stabil sesuai dengan kebutuhan konsumen.

Pelayanan lebih cepat

Dengan teknologi CNG, konsumen dapat mendapatkan pasokan gas yang

relatif lebih cepat dibandingkan dengan metode tradisional dengan

menggunakan jaringan pipa. Hal ini dimungkinkan dengan pembangunan

instalasi yang lebih sederhana.

Data Pertamina (2012) menunjukkan bahwa biaya transportasi CNG berkisar US$

1,5/MMBTU atau setara Rp 500/lsp untuk radius 50-100 km. Truck CNG yang

diusulkan di dalam tesis ini, dilengakapi trailer yang dapat mampu mengangkut

tabung CNG ukuran 80 cm hingga kapasitas angkut total 7.000 m3. Berdasarkan

perhitungan, untuk melayani 21 Wholesaler CNG, dibutuhkan sebanyak 42 truk

CNG, sebab 1 (satu) truk CNG mampu mengangkut 0,25 MMSCFD CNG per

round trip. Dengan asumsi 1 (satu) truk CNG dapat beroperasi sebanyak 2 (dua)

round trip per hari, dikarenakan jarak tempuh yang hanya berkisar 50 – 100 km,

maka 1 (satu) unit truk CNG mampu mengangkut CNG sebanyak 0,5 MMSCFD.

Sehingga, total truk CNG yang dibutuhkan sebanyak 42 unit.

Dari perhitungan di atas, maka tabel berikut ini memberikan gambaran mengenai

biaya investasi yang harus dikeluarkan untuk pembelian 1 (satu) unit CNG truck,

dengan asumsi masa manfaat (life time) selama 5 tahun, dan biaya O&M yang

harus dikeluarkan per tahun.


81


Tabel 4.33. Total Biaya Capital dan O&M 1 (Satu) Unit Truk CNG



1. Tractor Head 118,000

2. CNG Tube Trailer with Capacity of 30 m3 110,000

Total CAPEX 228,000


1. 80 litre of Diesel Oil per 200 km 57,600

2. Wages for 3 persons (2 Drivers + 1 Co Drivers) 43,200

3. O & M (Maintenance, Insurance, & Toll Fee) of 0,3

US$/ km

43,200


C. Margin per Year

1. CNG Trucking Margin (5%) 11,400


Mengacu kepada tabel di atas, maka total Capex dan Opex untuk 42 unit truk

CNG adalah sebagaimana yang ditunjukkan pada tabel di bawah ini.

Tabel 4.34. Biaya Investasi dan O&M untuk 42 Unit Truk CNG


(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex CNG Truck 42 7.665.000 9.576.000

2. Opex CNG Truck per Tahun 42 7.665.000 3.502.800

Kemudian, biaya CNG trucking dihitung dari penjumlahan amortasasi total



CNG Trucking Cost =( Tot. Inv. CNG Truck x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

CNG Truck O&M Cost

annual capacity


82


Tabel 4.35. Amortisasi Biaya Investasi dan O&M CNG Trucking

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi CNGTruck 0,18 1.728

2. Amortisasi Total O&M CNG Truck 0,46 4.416

Biaya CNG Trucking 0,64 6.144

4.4.2.4. Perhitungan Biaya NGV (CNG) Wholesaler

Bahan bakar gas dapat dikemas dalam beragam bentuk, menyesuaikan dengan

kondisi daerah yang membutuhkan. Keterbatasan infrastruktur bahan bakar gas

yang ada di Indonesia menuntut pemikiran dan perencanaan alternatif dari

stakeholder terkait agar tetap bisa menjalankan program konversi dari BBM ke

BBG dalam rangka diversifikasi energi dan mengurangi beban subsidi BBM.

Distribusi BBG pada sistem distribusi CNG Package ini, merupakan alternatif

dari sistem penyaluran CNG konvensional yang menggunakan stasiun pengisian

CNG dengan dispenser untuk menyalurkan CNG ke konsumen.

Sistem distribusi CNG di dalam tesis ini dirancang agar dapat menjangkau daerah

yang jauh dari akses pipa gas atau dari stasiun pengisian BBG (SPBG).

Mekanisme yang ditawarkan adalah dengan mendistribusikan CNG dalam

kemasan tabung 80 cm berkapasitas 29 lsp seperti layaknya sistem distribusi LPG

dalam kemasan tabung untuk keperluan rumah tangga ataupun industri. CNG

dalam kemasan tabung diisi di fasilitas LNG Regasification Plant yang berfungsi

sebagai mother station untuk kemudian didsitribusikan dengan menggunakan truk

trailer CNG ke fasilitas yang dinamakan Wholesaler CNG. Di fasilitas tersebut

CNG dalam kemasan tabung diturunkan untuk kemudian disalurkan ke retailer

ataupun langsung dijual ke konsumen.

Tabung CNG yang digunakan pada umumnya berbentuk silinder simetris, agar

tekanan yang terjadi pada dinding tabung sama dan merata. Ada empat jenis

tabung CNG yang beredar di pasaran yaitu:


83


Tabung Tipe 1

Tabung tipe 1 terbuat dari material berbasis metal atau baja yang dilapisi cat pada

bagian luarnya. Dari segi harga, tabung tipe 1 ini adalah yang paling murah.

Namun demikian, karena terbuat dari baja membuat tabung tipe ini menjadi paling

berat dibandingkan dengan tipe lainnya. Perbandingan antara berat tabung adalah

sekitar 6,6 kali berat gas yang diangkutnya.

Tabung Tipe 2

Hampir sama dengan tabung Tipe 1, tabung Tipe 2 masih berbasis metal pada

bagian dalam tabung yang diperkuat dengan lapisan resin/serat carbon/composite

wrap pada bagian tengah tabung. Berat tabung Tipe 2 ini lebih ringan namun

memiliki harga yang lebih mahal bila dibandingkan dengan tabung Tipe 1.

Tabung Tipe 3

Tabung Tipe 3 ini berbeda dengan tabung Tipe 1, Tabung tipe 3 ini berbahan

alumunium pada lapisan dalam yang diperkuat dengan lapisan resin pada seluruh

bagian luar tabung. Bila dibandingkan dengan tabung Tipe 1 dan 2, tabung Tipe 3

ini lebih ringan karena bahannya yang terbuat dari alumunium, namun dari segi

harga lebih mahal.

Tabung Tipe 4

Tabung CNG tipe ini merupakan yang terbaru yang beredar di pasaran. Tabung

Tipe 4 terbuat dari material total komposit, karbon fiber, epoxy resin, dengan

lapisan dalam (liner) terbuat dari plastik dan port koneksi menggunakan logam.

Dari segi harga, tabung Tipe 4 adalah yang paling mahal, harga tersebut

sebanding dengan kelebihan yang dimilikinya, yaitu berbobot paling ringan,

dimana bobotnya sekitar 30% dari bobot tabung dengan material baja, dan

perbandingan berat CNG yang dapat diangkut sekitar 1,3 – 1,47 kalinya.

Kelebihan lain dari tabung Tipe 4 ini adalah kuat dan tidak korosi, karena terbuat

dari total komposit. Kapasitas tabung CNG Tipe 4 mulai dari 29 lsp sampai

dengan 539 lsp dengan panjang sampai 80 cm - 3 m dan diameter sampai dengan

560 mm.


84


Gambar 4.11. Contoh Storage Tube NGV (CNG) pada Kendaraan

Berdasarkan perhitungan kebutuhan gas untuk Wilayah Banten, maka diperlukan

sedikitnya 21 Wholesaler NGV dengan kapasitas setiap wholesaler sebesar 1

MMSCFD.

Tabel 4.36. Jumlah Kebutuhan Wholesaler NGV untuk Daerah Banten

Jumlah

Kendaran

Jumlah

Wholesaler NGV

Kebutuhan NGV

per Wholesaler

(MMSCFD)

Banten 39.316 21 1

Total 39.316 21 21

Tabel berikut ini memberikan gambaran mengenai biaya investasi yang harus

dikeluarkan untuk pembangunan 1 (satu) Wholesaler NGV, dengan asumsi masa

manfaat (life time) selama 20 tahun, dan biaya O&M yang harus dikeluarkan per

tahun.


85


Tabel 4.37. Total Biaya Capital dan O&M 1 (Satu) Wholesaler NGV (CNG)



1. Building and other system 550,000

2. Land 1.000 m2 500,000




1. Electricity 36,000

2. Maintenance & Operational Cost 71,400

3. margin 34,200


C. Margin per Year

1. Wholesaler NGV (CNG) Margin (5%) 57,000


Dengan demikian, total Capex dan Opex untuk 21 Wholesaler NGV adalah

sebagaimana yang ditunjukkan pada tabel di bawah ini.

Tabel 4.38. Biaya Investasi dan O&M untuk 21 Wholesaler NGV (CNG)


(MMBTU)

Nilai (US$)

1. Capex Wholesaler CNG 21 7.665.000 23.940.000

2. Opex Wholesaler CNG per Tahun 21 7.665.000 3.452.400

Kemudian, biaya Wholesaler NGV dihitung dari penjumlahan amortasasi total



NGVWholesaler Cost= ( Tot. Inv. Wholesaler x

exp 15% x 20

exp 15% x 𝑦𝑖 20i=1

365 x capacity)+

Wholesaler O&M Cost

annual capacity


86


Tabel 4.39. Amortisasi Biaya Investasi dan Operasional Wholesaler NGV (CNG)

No Variabel Nilai

(US$/MMBTU)

Nilai

(Rp/MMBTU)

1. Amortisasi Total Investasi NGV (CNG)

Wholesaler

0,46 4.416

2. Amortisasi Total O&M NGV (CNG)

Wholesaler

0,45 4.320

Biaya NGV (CNG) Wholesaler 0,91 8.736

4.5. Kajian Akhir Harga Bahan Bakar Gas untuk Transportasi Jenis

NGV dan LNG

Bagian akhir ini merangkum hasil perhitungan di atas untuk semua unit atau

segmen distribusi BBG melalui LNG Package dan CNG Package. Harga jual

bahan bakar gas (BBG) kemasan Natural Gas for Vehicle (NGV) atau lebih

populer dengan istilah Compresed Natural Gas (CNG) dan kemasan Liquefied

Natural Gas (LNG) untuk transportasi adalah penjumlahan seluruh biaya investasi

dan operasional & perawatan (O&M) yang telah diamortisasi dengan tingkat suku

bunga kredit 15% per tahun dan life time 20 tahun, kemudian ditambah dengan

harga LNG di hulu.

Berikut adalah formula akhir harga bahan bakar gas untuk transportasi yang

dirumuskan dan dihitung di dalam tesis ini:

Formula Harga BBG untuk Transportasi di Stasiun LNG-LCNG

(US$/MMBTU)


87


Formula Harga BBG untuk Transportasi di Wholesaler NGV (CNG)

(US$/MMBTU)

Diagram berikut ini menampilkan rangkuman unit cost penyusun harga BBG di

SPBG LNG-LCNG pada setiap rantai sistem distribusi LNG Package.

Gambar 4.12. Unit Cost pada Setiap Rantai Sistem Distribusi LNG Package

Sedangkan diagram berikut ini menampilkan rangkuman unit cost penyusun harga

BBG di Wholesaler NGV pada setiap rantai sistem distribusi CNG Package.

Gambar 4.13. Unit Cost pada Setiap Rantai Sistem Distribusi CNG Package


88


Tabel 4.40. Rangkuman Hasil Perhitungan Harga Jual BBG di Stasiun LNG-LCNG dan

Wholesaler NGV (CNG)

Variabel Total Amortisasi

(US$/MMBTU)

Total Amortisasi

(Rp/MMBTU)

Sistem Distribusi LNG Package

1. Harga LNG di Bontang 11 105.600

2. Biaya Shipping LNG 1,33 12.768

3. Biaya FSU LNG 2,21 21.216

4. Biaya Trucking LNG 0,36 3.456

5. Biaya SPBG LNG-LCNG 4,24 40.704

Total Biaya = Harga BBG 19,14 Rp 183.744

Harga Jual BBG di SPBG LNG-LCNG + PPN 10% = Rp 6.142/lsp

Sistem Distribusi CNG Package

1. Harga LNG di Bontang 11 105.600

2. Biaya Shipping LNG 1,33 12.768

3. Biaya FSU LNG 2,21 21.216

4. Biaya Trucking LNG 0,37 3.552

5. Biaya LNG Regasification Plant 0,65 6.420

6. Biaya Trucking CNG 0,64 6.144

7. Biaya Wholesaler NGV (CNG) 0,91 8.736

Total Biaya = Harga BBG 17,10

Harga Jual BBG di Wholesaler NGV (CNG) + PPN 10% = Rp 5.486/lsp

Dari hasil diatas terlihat bahwa harga jual BBG jenis NGV dan LNG yang dijual

dalam satuan liter setara premium (lsp) lebih murah 32 – 40% dari harga BBM

keekonomian, yaitu harga bensin jenis Premium keekonomian yang sekitar Rp

9.000/liter.

Selanjutnya, harga jual BBG pada CNG Package lebih murah daripada LNG

Package dikarenakan demand gas di Banten yang lebih besar dari Jakarta, dan

berbeda pada sistem pendistribusiannya, sehingga menyebabkan nilai total

investasi untuk LNG Package menjadi lebih besar, terutama pada nilai investasi di

titik akhir, yaitu di stasiun LNG-LCNG yang nilai investasinya 2,6 kali lipat dari

nilai investasi Wholesaler NGV.


89


Tinjauan dari aspek keekonomian investasi, pembangunan infrastruktur bahan

bakar gas untuk transportasi di Wilayah DKI Jakarta dan Banten dengan sistem

distribusi LNG Package dan CNG Package dapat diterima dan cukup menjanjikan

dari sisi bisnis. Hal ini didukung dengan nilai Net Present Value (NPV) dari

proyek yang mencapai US$ 482.782.945, nilai yang sangat positif dan

mendukung untuk diterimanya investasi. Kemudian, nilai Internal Rate of Return

(IRR) dari investasi yang sebesar 32% per tahun juga mencerminkan suatu nilai

menjanjikan, dimana IRR lebih besar dari nilai Minimum Acceptable Rate of

Return (MARR): 32% (IRR) > 15% (MARR), MARR diasumsikan sama dengan

interest rate pinjaman modal sebesar 15% per tahun. Selain itu, tingkat

pengembalian investasi (payback period) juga tidak membutuhkan waktu yang

cukup lama, hanya sekitar 4 (empat) tahun 5 (lima) bulan.

Tabel 4.41. Variabel Keekonomian Investasi Infrastruktur BBG untuk Wilayah DKI

Jakarta dan Banten

Variabel Keekonomian: Nilai

Asumsi Nilai

NPV of Cash Flow (US$) 482.782.945

Cost Escalation Factor 2%

IRR 32%

Income Tax Rate 40%

Payback Period 4 Years 5 Months

Interest Rate 15%


90

BAB 5

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan

Berdasarkan hasil perhitungan dan analisis biaya pada setiap rantai sistem

distribusi BBG dengan menggunakan Sistem Distribusi LNG Package dan CNG

Package, maka dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:

1. Berdasarkan hasil perencanaan dan perhitungan di atas, maka harga jual BBG

jenis NGV di Wholesaler NGV (CNG) ditetapkan sebesar Rp 5.485/lsp, sudah

termasuk margin badan usaha pada setiap rantai distribusi dan pajak

pertambahan nilai (PPN) sebesar 10%.

2. Berdasarkan hasil perencanaan dan perhitungan di atas, maka harga jual BBG

jenis LNG di SPBG LNG-LCNG ditetapkan sebesar Rp 6.142/lsp, sudah

termasuk margin badan usaha pada setiap rantai distribusi dan pajak

pertambahan nilai (PPN) sebesar 10%.

3. Usulan formula baru harga BBG jenis NGV dan LNG dapat diterima, karena:

a. Telah mempertimbangkan keekonomian badan usaha pelaksana

distribusi BBG, diantaranya memperhitungkan margin badan usaha,

memperhitungkan tingkat suku bunga pinjaman modal investasi, dan

ditunjukkan dengan NPV yang positif sebesar US$ 482.782.945, IRR

sebesar 32% per tahun, serta payback period yang cukup singkat, yaitu

4 (empat) tahun 5 (lima) bulan.

b. Telah mempertimbangkan kepentingan konsumen, yaitu untuk

mendapatkan bahan bakar gas dengan infrastruktur distribusi yang

memadai. Selain itu, harga BBG hasil perhitungan telah mencerminkan

perlindungan bagi konsumen, yaitu dengan memberikan harga BBG

yang lebih murah dibandingkan harga premium keekonomian.


91


5.2. Saran

Agar program konversi dari BBM ke BBG untuk sektor transportasi dapat lebih

berhasil, maka Pemerintah direkomendasikan untuk mengeluarkan beberapa

kebijakan, diantaranya:

1. Menetapkan formula harga jual LNG untuk kepentingan domestik dan

khususnya untuk sektor transportasi lebih kecil dari 11% x ICP.

Pemerintah dapat menjalankannya melalui mekanisme Domestic Market

Obligation (DMO) gas baik untuk gas bagian kontraktor maupun bagian

Pemerintah, sehingga harga feed LNG dapat lebih murah.

2. Memberikan insentif fiskal. Pemerintah dapat memberikan insentif fiskal

berupa pengurangan pajak dan bea impor, diantaranya:

a. Pengurangan pajak untuk kendaraan yang diproduksi/ dirakit di

dalam negeri yang menggunakan teknologi bifuel, yaitu kendaraan

berbahan bakar BBG & bensin, serta kendaraan dengan teknologi

dual fuel, yaitu kendaraan berbahan bakar BBG & diesel/ solar,

sehingga harga jual kendaraan dapat lebih murah dan pada

akhirnya memberikan insentif bagi masyarakat untuk membeli.

b. Pembebasan pajak impor untuk kendaraan dengan teknologi bifuel

dan dual fuel.

c. Pembebasan bea impor converter kit, agar harga jual converter kit

dapat lebih murah, sehingga dapat menarik minat pemilik

kendaraan untuk memakai BBG.

3. Menyediakan converter kit melalui badan usaha yang ditugaskan oleh

Pemerintah dengan harga jual at cost, artinya Pemerintah dan badan usaha

yang ditunjuk tidak mengambil keuntungan, sehingga harga jual dapat

lebih murah.

4. Menetapkan margin badan usaha penyelenggara distribusi BBG lebih

tinggi dibandingkan pelaku usaha di sektor hilir minyak bumi, hal ini agar

menarik investor untuk mau membangun infrastruktur distribusi BBG.


92


Contohnya margin SPBG ditetapkan lebih tinggi dibandingkan margin

SPBU yang sebesar Rp 200/liter.

5. Menetapkan agar biaya receiving dan storage di LNG FSU berdasarkan

biaya yang sesungguhnya (at cost) untuk menekan harga jual BBG di

SPBG, artinya Pemerintah tidak mengambil keuntungan dan tidak

mengalami kerugian, dengan catatan Pemerintah yang membangun FSU

tersebut.

6. Mengatur penyaluran BBM bersubsidi hanya untuk konsumen pengguna

tertentu. Kebijakan ini dilakukan dalam rangka memberikan sinyal harga

(price signal) ke masyarakat agar memilih menggunakan BBG yang lebih

murah dibandingkan BBM. Pemerintah dapat memilih diantara alternatif

berikut yang disebut dengan istilah Customer Interest Scenario:

a. Skenario I: Konsumen pengguna BBM bersubsidi ditetapkan hanya

untuk: Transportasi Umum, Nelayan, Usaha Mikro, Pelayanan

Umum, dan Kendaraan Dinas Pemerintah dan TNI/Polri.

Sedangkan konsumen lainnya, diantaranya kendaraan pribadi,

taksi, dan industri dikenakan harga premium dan solar sebesar Rp

7.000/liter. Hasil saving subsidi sebesar Rp 2.500/liter digunakan

untuk mensubsidi harga BBG sebesar Rp 2.000/lsp, sehingga harga

NGV menjadi Rp 3.495/lsp dan LNG menjadi Rp 4.142/lsp.

b. Skenario II: Konsumen pengguna BBM bersubsidi ditetapkan

hanya untuk nelayan dan kendaraan dinas Pemerintah dan

TNI/Polri, konsumen lainnya ditetapkan membeli premium dan

solar dengan harga Rp 7.000/liter. Hasil saving subsidi sebesar Rp

2.500/liter digunakan untuk mensubsidi harga BBG sebesar Rp

2.000/lsp, sehingga harga NGV menjadi Rp 3.495/lsp dan LNG

menjadi Rp 4.142/lsp.

c. Skenario III: Harga premium dan solar bersubsidi dinaikkan

menjadi Rp 9.000/liter, sedangkan BBM bersubsidi ditetapkan

hanya untuk: Transportasi Umum, Nelayan, Usaha Mikro,

Pelayanan Umum, dan Kendaraan Dinas Pemerintah dan


93


TNI/Polri. Sementara harga BBG tetap (tidak disubsidi) Rp

5.495/lsp untuk NGV dan Rp 6.142/lsp untuk LNG, namun harga

BBG tersebut masih lebih murah sekitar 32 – 40% dibandingkan

harga premium dan solar keekonomian.


94


DAFTAR PUSTAKA

Afdal, 2008. Kajian Pembangunan Terminal Penerimaan Gas Alam Cair Di

Pulau Jawa, Fakultas Teknik Kimia, Universitas Indonesia, Depok, 2008.

APCNGI, 2012. Peranan Swasta Dalam Mendukung Program Konversi BBG.

BI, 2012. Kajian Ekonomi Regional Banten TW I 2012. Bank Indonesia.

BI, 2012. Kajian Ekonomi Regional DKI Jakarta TW I 2012. Bank Indonesia.

BP Migas, 2011. Gas Bumi dan Masa Depan Energi Indonesia. Dalam Buletin

BP Migas No. 73, Agustus 2011.

BP, 2008. BP 2008 Statistical Review. Diakses melalui

<http://www.bp.com/statisticalreview>.

BPS Banten, 2012. Jumlah Kendaraan Bermotor di Banten 2011. Diakses melalui

< http://banten.bps.go.id> pada September 2012.

BPS DKI Jakarta, 2012. Jakarta Dalam Angka 2012. Diakses melalui

<http://jakarta.bps.go.id> pada September 2012.

Cryostar, 2008. Small Scale Liquefaction and Distribution: Biomethane and

Natural Gas.

Cryostar, 2009. LNG-LCNG Filling Station. Cryostar.

Cryostar, 2012. LNG/LCNG Vehicle Refuelling Stations. Diakses melalui

<http://www.cryostar.com> pada Oktober 2012.

De, S.A.K., 2004. Development of CNG Infrastructure in India with Special

Reference to National Capital Territory of Delhi. Second Asia Gas

Buyers’ Summit, Mumbai, India.

Ditjen Migas KESDM (2009). Penetapan Harga untuk Konsumen Hulu.

Dipresentasikan pada saat sosialisasi Pedoman Tata Kerja Penunjukan


95


Penjual dan Penjualan Gas Bumi/LNG/LPG (PTK029/PTK/VII/2009).

Jakarta.

Ditjen Migas KESDM, 2004. Studi Rancangan Kebijakan Pemanfaatan Gas

Dalam Negeri. Jakarta.

DNV, 2011. Floating Liquefied Gas Terminals: Offshore Technical Guidance

OTG-02.

Dondero, L., Goldemberg, J., 2005. Environmental Implications of Converting

Light Gas Vehicles: The Brazilian Experience. Energy Policy 33, 1703–

1708.

Douglas, J. M., 1988. Conceptual Design of Chemical Process. McGraw-Hill,

New York, NY, 1988.

EIA, 2012. Natural Gas in United States. Diakses melalui < http://www.eia.gov>

pada Maret 2012.

EKIP, 2012. LNG Transporter - LNG Transportation Tank. EKIP Research and

Production Company. Diakses melalui <http://www.ekip-projects.ru> pada

Oktober 2012.

Engerer, H., Horn, M., 2010. Natural Gas Vehicles: An Option for Europe.

Energy Policy 38 (2010) 1017–1029.

Gaikindo, 2012. Domestic Auto Market & Exim By Category Jan-Nov 2012.

Garcia-Cuerva, E. D., Sobrino, F. S., 2009. A New Business Approach to

Conventional Small Scale LNG. Paper No. 599.00. Presented at the IGU

24th World Gas Conference (Argentina 2009).

Hartanto, A., 2010. Kajian Kebijakan Konversi BBM ke BBG Untuk Kendaraan di

Propinsi Jawa Barat. Bandung: LIPI.

IANGV, 1997. Natural Gas Vehicle Industry Position Paper.


96


IANGV, 2006. Latest International NGV Statistics.

IGU, 2011. World LNG Report 2011. News, Views and Knowledge on Gas –

Worldwide. International Gas Union (IGU).

Janssen, A., Lienin, S., Gassmann, F., Wokaun, A., 2006. Model Aided Policy

Development for the Market Penetration of Natural Gas Vehicles in

Switzerland. Transportation Research, Part A—Policy and Practice 40,

316–333.

Javanmardi, J., Nasrifar, K., Najibi, S.H., Moshfeghian, M., 2006. Feasibility of

Transporting LNG from South-Pars Gas Field to Potential Markets.

Applied Thermal Engineering 26 (2006) 1812–1819.

KESDM, 2007. Neraca Gas Indonesia 2007-2015. Kementerian Energi dan

Sumber Daya Mineral, 2007.

KESDM, 2009. Neraca Gas Indonesia 2010-2025. Kementerian Energi dan

Sumber Daya Mineral, 2009.

KESDM, 2010. Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi

Nasional 2010-2025. Keputusan Menteri ESDM 0225 K/11/MEM/2010,

2010.

Li, Z., Xu, L., Zhang, J., Sun, H., 2004. Design of Thermal Insulation for LNG

Tanker. Natural Gas Industry 24 (2), 85–87.

Matic, D., 2005. Global Opportunities for Natural Gas as a Transportation Fuel

for Today and Tomorrow.

MMA, 2008. Final Report to Queensland Department of Infrastructure and

Planning Queensland: LNG Industry Viability and Economic Impact

Study. McLennan Magasanik Associates, 26 February 2008.

Natgas.info, 2012. Gas Pricing. Diakses melalui < http://www.natgas.info> pada

Maret 2012.


97


NGV Journal, 2011. Worldwide NGV Statistics. Diakses melalui

<http://www.ngvjournal.dreamhosters.com/en/statistics> pada September

2012.

Pertamina, 2012. Pertamina Buka Opsi Impor LNG. Investor Daily, 2012. Diakses

melalui < http://www.migas.esdm.go.id> pada September 2012.

Petronas, 2004. Technical Bulletin, PETRONAS, LNG Limited; 2004. Diakses

melalui <www.petronas.com>.

Seisler, J.M., 2000. World Bank Seminar: International NGV Markets.

Songhurst, B., 2009. FLNG & FSRU ECONOMICS: Can They be Profitable

Developments at Current LNG Prices?. FLNG Conference 2009, 27-29

October 2009, London. e+p.

Sugavanam, P., 2011. Floating Storage and Regasification Unit - Gujarat's yet

another First. Diakses melalui <http://www.gmbports.org> pada April

2012.

Vanema, E., Antão, P., Østvikc, I., de Comas, F. D. C., (2008). Analysing the Risk

of LNG Carrier Operations. Reliability Engineering and System Safety 93

(2008) 1328–1344.

Yeh, S., 2007. An Empirical Analysis on the Adoption of Alternative Fuel

Vehicles: The Case Of Natural Gas Vehicles. Energy Policy 35 (2007)

5865–5875.


PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS UNTUK …lib.ui.ac.id/file?file=digital/20334259-T32585-Achmad...

Documents

Transcript of PENETAPAN HARGA BAHAN BAKAR GAS UNTUK …lib.ui.ac.id/file?file=digital/20334259-T32585-Achmad...