Pipa Transmisi Gas Bumi Kalimantan Timur Jawa Sebagai Alternatif Untuk Memasok Kebutuhan Energi Di...

8/10/2019 Pipa Transmisi Gas Bumi Kalimantan Timur Jawa Sebagai Alternatif Untuk Memasok Kebutuhan Energi Di Jawa Ole

1/21

Perencanaan Pembangunan, Maret 2006

1

PIPA TRANSMISI GAS BUMI KALIMANTAN TIMUR JAWA SEBAGAI ALTERNATIF UNTUK

MEMASOK KEBUTUHAN ENERGI DI JAWA

Hanan NugrohoPerencana Madya Bidang Energi di BAPPENAS.Ketua Tim Studi Gas Transportation Project ThroughPublic-Private Partnership, ADB TA 4360-INO, 2005,Part A.Email: [email protected] .

1. PendahuluanJawa, pulau kecil berpenduduk padat dengan lebih dari 125 juta manusia dan

macam-macam aktivitas bertumpuk di atasnya akan terperangkap pada krisisenergi parah 1-2 dekade mendatang. Ini bila infrastruktur untuk memasok energike sana tidak disiapkan.

Gas bumi merupakan pilihan tepat untuk memenuhi kebutuhan energi Jawa,karena ketersediaanya yang cukup besar di pulau-pulau lain di Indonesia sertanilai ekonominya yang tinggi untuk menggantikan BBM yang kini dipakaiberlebihan dengan subsidi pemakaiannya yang memberatkan APBN. Gas bumiadalah bahan bakar (fuel) bersih, berkalori tinggi, pembakarannya efisien,

cadangannya di Indonesia besar dan harganya murah.Jawa, pulau yang mengkonsumsi sekitar 70 persen dari konsumsi energi di

Indonesia, harus menyehatkan struktur konsumsi energinya dari ketergantunganberlebihan pada BBM dengan memperbesar pemakaian gas bumi sebagaialternatif pertama dan utama.

Studi Gas Transportation Project through Public-Private Partnership (2005)memperkirakan permintaan gas bumi di Jawa pada tahun 2005-2025 akantumbuh dari sekitar 1.000 5.500 MMCFD (juta kaki kubik per hari). Jawa Baratyang padat dengan kegiatan industri dan memiliki banyak pembangkit listrikberbahan bakar gas bumi akan merupakan wilayah dimana sekitar 2/3 daripermintaan itu akan terjadi. Jawa Timur sekitar dan sisanya akan terjadi diJawa Tengah.

Defisit gas bumi akan terjadi pada kurun tersebut, karena Jawa tidak dapatmemenuhi permintaan gas buminya sendiri, meskipun memiliki sejumlahcadangan khususnya di bagian utara Jawa Barat dan Jawa Timur. Besarandefisit akan berkisar antara 9,5 sampai 19,2 TCF (trilliun kaki kubik).

Defisit gas bumi yang sangat besar itu perlu dicarikan alternatif untukmengatasinya.

Permintaan gas bumi di Jawa mendatang akan dimotori oleh pengembangantenaga listrik, disusul sektor industri. Sifat unggul gas bumi, ditambahkonstruksinya yang murah dan cepat menjadikan ia pilihan utama pembangkitan
mailto:[email protected]:[email protected]


2/21


2

tenaga listrik. Gas bumi juga dibutuhkan untuk mengembangkan industri kecildan besar, termasuk yang memerlukannya untuk bahan baku (pupuk/ petrokimia).

Sekarang pun shortage gas bumi sudah terjadi di banyak tempat di Jawa,juga di beberapa bagian lain Indonesia. Sekitar 2.700 MW dari pembangkitkombinasi minyak-gas (combined cycle) di beberapa tempat di Jawa kini terpaksa

dioperasikan dengan BBM karena gas bumi tak mencapai mulut pembangkit.Sejumlah pabrik pupuk menderita kesulitan pasokan gas bumi, baik di Jawamaupun bagian lain Indonesia.

Peningkatan harga BBM yang dilakukan Pemerintah pertengahan 2005 laluakan mendongkrak cepat permintaan terrhadap gas bumi. Kebutuhan gas bumi fuel of choice- untuk pembangkitan tenaga listrik dan berbagai pemakaian akanterus tumbuh. Supply-nya menghadapi tantangan serius karena kondisiinfrastruktur transmisi serta distribusi gas bumi di dalam negeri kita yang masihsangat miskin.

Makalah ini memaparkan perkiraan permintaan terhadap gas bumi yang akantumbuh di Jawa dalam 2 dekade mendatang serta alternatif yang dapat ditempuh

untuk mengatasi perkiraan defisit gas bumi di Jawa tersebut.Pembangunan pipa transmisi gas bumi dari Kalimantan Timur ke Jawa akan

dibahas cukup rinci, termasuk beberapa issueyang menyertai pilihan infrastrukturpengangkutan gas bumi ini.

Sebagian besar data serta analisis yang disampaikan dalam makalah inididasarkan pada studi Gas Transportation Project through Public-PrivatePartnership(2005) serta beberapa pekerjaan berkaitan yang penulis lakukan.

2. Pemintaan dan defisi t gas bumi di Jawa

2.1 Permintaan gas bumi di JawaHingga awal 1990-an, konsumsi gas bumi di Jawa masih kecil, sedikit di

bawah 300 MMCFD (juta kaki kubik per hari) dan hampir seluruhnya berada diwilayah Jawa Barat. Gas bumi dipasok terutama dari lapangan gas Cilamaya(Cirebon) yang melalui pipa transmisi- menyalurkan gas bumi untuk pabrikpupuk Kujang, pabrik baja Krakatau Steel, pabrik semen Cibinong serta gas kotadi Bogor dan Jakarta.

Konsumsi gas bumi di Jawa berlipat dua pada tahun 1993 dengandipasoknya gas bumi sebanyak 260 MMCFD oleh perusahaan minyak ARCO darilapangan di laut Jawa bagian Barat ke pembangkit PLN di kawasan Jakarta.

Pada tahun 1994 pasokan ke pembangkit tenaga listrik di kawasan Surabayadilakukan lagi oleh ARCO dari sumber gas bumi di daerah Pagerungan (SelatMadura), dengan tambahan gas bumi sekitar 50 persen, yang juga digunakanuntuk memasok PGN dan Petrokimia Gresik di Jawa Timur. Sejak itu konsumsigas bumi terus tumbuh stabil hingga krisis ekonomi 1998 melanda yangberpengaruh menurunkan tingkat konsumsi. Secara perlahan konsumsikemudian tumbuh kembali; dan bila dihitung sejak 1991 hingga 2005,pertumbuhan konsumsi gas bumi di Jawa adalah sekitar 12 persen per tahun.

Gambar 1menunjukkan konsumen utama gas bumi di Jawa, yang meliputipembangkit tenaga listrik (Muara Karang, Tanjung Priok, Gresik), perusahaan


3/21


3

distribusi gas PGN (Bogor, Jakarta, Cirebon, Surabaya) serta pabrik pupuk,semen, baja dan petrokimia.

Permintaan gas bumi ke depan di pulau Jawa yang skala ekonominyasedikit lebih besar dibandingkan Malaysia, Filipina atau Portugal-- akan dimotorioleh pembangkit tenaga listrik, diikuti industri besar, kecil dan menengah.

Beberapa pendekatan digunakan untuk memperkirakan tingkat permintaangas bumi di Jawa antara tahun 2005-2025. Tingkat permintaan gas bumi akandipengaruhi oleh pertumbuhan ekonomi; di dalam studi digunakan asumsipertumbuhan ekonomi rendah, sedang dan tinggi.

Permintaan gas bumi dipisahkan untuk pembangkit tenaga listrik, industribesar kecil dan menengah serta untuk sektor rumah tangga dan komersial,termasuk pemakaian CNG (compressed natural gas) untuk transportasi.

Untuk pembangkitan tenaga listrik, ramalan permintaan gas bumi dipisahkanuntuk periode 2005-2014 dan 2014-2025, dimana untuk periode pertama (2005-2014) seluruh kebutuhan gas bumi bagi pembangkitan tenaga listrik diperkirakanmengikuti rencana pembangunan pembangkit turbin gas dan combined cycle

sesuai RUKN (Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional) serta RUPTL(Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik) yang dibuat PT PLN.

Gambar 1. Konsumen utama gas bumi di Jawa

Untuk periode 2014-2025, 2 macam asumsi (skenario) digunakan, yaituSkenario GAS serta Skenario BATUBARA. Dengan permintaan listrik meningkatsekitar 6 persen per tahun di Jawa antara 2010-2025 nanti, akan dibutuhkantambahan kapasitas pembangkit sekitar 1.800 MW per tahun. Skenario GASmengasumsikan sebagian besar tambahan pembangkit setelah 2014 akandibangun dengan bakar bakar gas, sementara Skenario Batubara


4/21


4

mengasumsikan pembangunan pembangkit listrik setelah 2014 akan didominasibahan bakar batubara.

Permintaan gas bumi untuk pabrik pupuk, petrokimia serta kertas dan pulpdiproyeksikan dari rencana pengembangan yang diperoleh mengenai ketigaindustri besar tersebut, sementara kebutuhan gas bumi untuk industri kecil, rumah

tangga serta komersial diproyeksikan berdasarkan faktor-faktor ekonomi makroseperti GDP dan jumlah penduduk. Beberapa persamaan ekonometrikdikembangkan untuk memperkirakan kebutuhan gas pada kelompok pemakai ini.Pengalaman bagaimana gas bumi melakukan penetrasi serta bagaimanapermintaan gas bumi kemudian berkembang di tengah masyarakat, seperti yangterjadi di tempat lain, misalnya Malaysia, digunakan pula sebagai perbandingandalam membuat perkiraan kebutuhan gas bumi di Jawa 2005-2025.

Gambar 2 memperlihatkan hasil perkiraan permintaan gas bumi di Jawa2005-2025 sesuai pendekatan yang dilakukan di atas. Tampak bahwa untukSkenario Gas Rendah permintaan gas bumi diperkirakan tumbuh dari sekitar

1.000 hingga 4.400 MMCFD, sedangkan untuk Skenario Gas Tinggi permintaanakan tumbuh dari sekitar 1.000 hingga 6.500 MMCFD. Dalam rentang waktutersebut, permintaan gas bumi diperkirakan tumbuh antara 6 sampai 8persen/tahun, mencapai 6,5 milyar kaki kubik per hari, dibandingkan dengankondisi sekarang dengan tingkat permintaan 1 milyar kaki kubik per hari.

Sumber utama dari pertumbuhan permintaan yang tinggi tersebut adalahpembangkit tenaga listrik disusul industri kecil dan menengah, yang masing-masingnya menyumbang 57 persen dan 35 persen dari permintaan gas bumi ditahun 2025. Untuk Skenario Tinggi, total kumulatif permintaan gas bumi di Jawahingga tahun 2025 akan mencapai 27,4 TCF dan 21,5 TCF untuk SkenarioRendah.

2.1 Defis it gas bumi di JawaPermintaan gas bumi yang sedemikian tinggi di Jawa tak dapat dipenuhi

dengan mengandalkan sumber-sumber gas bumi yang ada di Jawa sendiri.Reserves (cadangan) gas bumi yang ditemukan di Jawa tidak cukup banyakuntuk memenuhi kebutuhan Jawa yang demikian besar, sementara kemampuanproduksi dari lapangan-lapangan gas yang ada pun sudah menurun.

Sebenarnya Jawa memiliki sejumlah lapangan gas bumi, yang sebagianbesarnya terletak di kawasan lepas pantai (off-shore) di Jawa Barat dan JawaTimur. Di antara lapangan yang sudah dieksploitasi adalah Kangean, Brantas,

Madura Barat serta lapangan BP di Jawa Barat, sementara yang diperkirakanmemiliki sejumlah cadangan yang dapat diproduksi di masa datang adalahlapangan di Blok Cepu. Bagaimanapun, cadangan gas bumi di Jawa, yangdiperkirakan sebesar 9,7 TCF (Januari 2004) tidak akan cukup untuk memenuhipermintaan gas bumi yang meningkat pesat di Jawa nanti. Cadangan yang adasekarang dapat digunakan untuk memperkenalkan gas bumi untuk berbagaipemakaian di masyarakat.

Total permintaan gas bumi di Jawa selama tahun 2005-2025 akan berkisarantara 21,5 27,3 TCF, sesuai skenario tingkat permintaan rendah dan tinggi.Jumlah cadangan diperkirakan akan berada pada kisaran 8,2 12,0 TCF.

Konsekuensinya, Jawa akan mengalami defisit gas bumi antara 1.000 sampai


5/21


5

2.000 BCF/Y (milyar kaki kubik per tahun) atau sekitar 2.700 5.4000 MMCFDdalam kurun 2005 2-25.

Mengimpor gas bumi dari tempat lain merupakan pilihan yang takterhindarkan bagi Jawa untuk menutupi defisit gas buminya yang sangat besar.

Gambar 2. Perkiraan kebutuhan gas bumi di Jawa, 2005-2025 (MMCFD)

Gas demand forecast - JAVA- MMCFD

HIGH Gas s cenario

Power plants

Existing

Power plants

New

Large Industry

Small/Med

Industry

Fertilizer

-500

500

1 500

2 500

3 500

4 500

5 500

6 500

2002 2004

actual

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Gas demand forecast - JAVA- MMCFD

LOW Gas scenario

Power plants

Existing

Power plants New

Large Industry

Small/Med

Industry

Fertilizer

-500

500

1 500

2 500

3 500

4 500

5 500

6 500

2002 2004

actual

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Sumber: Gas Transportation Project Through Public-Private Partnership, 2005.

Gambar 3 mengilustrasikan pertumbuhan permintaan, skenario pemasokanserta defisit (gap) yang terjadi dalam neraca permintaan-pasokan gas bumi diJawa, diambil dari skenario permintaan gas bumi tinggi.

3. Alternatif untuk membawa gas bumi ke JawaDefisit gas bumi di Jawa perlu diatasi dengan mengembangkan alternatifuntuk mengangkut gas bumi dari berbagai sumber yang tersedia, khususnya daridalam Indonesia sendiri. Indonesia memiliki cadangan gas bumi sekitar 180 TCFpada tahun 2005, dimana 97 TCF adalah cadangan terbukti (proven, P1).Cadangan gas bumi tersebut tersebar di Sumatera (Selatan-Tengah), Kalimantan(Timur), Natuna, Sulawesi (Selatan) serta Papua (Barat) di samping yang beradadi pulau Jawa.

Cadangan gas bumi di Sumatera Selatan-Tengah cukup besar (16,1 TCFproven reserves, 2004) dan sebagiannya sedang dikembangkan untuk dikirimkanke Jawa melalui pipa transmisi. Proyek transmisi Sumatera Selatan Jawa Barat

sedang dikerjakan oleh PT PGN. Seiring dengan pembangunan pipa transmisiSumatera Selatan Jawa Barat, angka reservesdi kawasan Sumatera Selatan Tengah nampak bertambah.

Cadangan gas bumi di Kalimantan Timur cukup besar (sekitar 47 TCFunrisked reserves, dengan sekitar 25 TCF proven reservespada Januari 2005),namun sebagian besar reserves tersebut mesti dicadangkan untuk memenuhikomitmen ekspor gas bumi dalam bentuk LNG ke sejumlah negara industri Asia(Jepang, Korea Selatan, Taiwan). Bagaimanapun, karena reserves gas bumi diKalimantan Timur sampai 2 dekade mendatang diperkirakan masih cukup besar,pengiriman gas bumi dari Kalimantan Timur ke Jawa (entah dengan carapembangunan pipa transmisi dan/atau terminal penerima LNG) merupakan pilihan

yang perlu dipertimbangkan.


6/21


6

Gambar 3. Neraca dan defisit gas bumi di Jawa, 2005-2025 (BCF/Y)

Total JAVA HIGH GAS scenari o -Supply /Demand gap -BCF/year

64 86

222300 324

387463

551

650

752839

931

1 040

1 144

1 253

1 366

1 488

1 612

1 7441 879

2 035

-200

300

800

1300

1800

2300

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Gap with LOW supply

Low supply

High supply

Demand High

Demand Low


Cadangan gas bumi di Sulawesi maupun Papua juga cukup besar untukdapat dikirimkan ke Jawa. Bagaimanapun, biaya angkut gas bumi dari keduasumber tersebut yang mesti diubah dalam bentuk LNG-- akan lebih mahal. Saatini di kawasan Papua (Tangguh) sedang dibangun LNG liquefaction plantdenganLNG yang dapat dipertimbangkan untuk dikirimkan ke Jawa nantinya. Demikianpula, pembangunan kilang LNG sedang/akan dilakukan di Donggi, Sulawesi.

Mempertimbangkan ketersediaan cadangan gas bumi Indonesia di Sumatera,Kalimantan, Papua dan Sulawesi perkembangan permintaan gas bumi diberbagai region di Jawa, serta memperhitungkan kelayakan teknis dan ekonomis,dapat dirumuskan beberapa alternatif pemasokan gas bumi ke Jawa dari berbagaisumber dan cara pengangkutannya sebagai berikut:

1. Membangun Pipa Transmisi dari Sumatera (Selatan) ke Jawa (Barat).2. Membangun Pipa Transmisi Jawa Barat-Tengah-Timur3. Membangun Pipa transmisi dari Kalimantan Timur ke Jawa4. Membangun LNG Receiving Terminaldi Jawa Barat dan Jawa Timur untuk

menerima dan meregasifikasi LNG yang dikirim dari LNG Plantdi Tangguh(Papua), Donggi (Sulawesi) dan Bontang (Kalimantan Timur).

Gambar 4mengilustrasikan alternatif untuk membawa gas bumi ke Jawa yangdipertimbangkan tersebut.


7/21


7

Gambar 4.Alternatif untuk membawa gas bumi ke Jawa

Pipa transmisi dari Sumatera Selatan ke Jawa Barat pada saat ini sedangdibangun oleh PT PGN dan direncanakan dapat menyalurkan gas bumi sebesar760-1.080 MMSCFD. Jaringan pipa transmisi Sumatera Selatan Jawa Baratterdiri dari 2 jalur transmisi, yaitu pipa SS-WJ 1 (diameter 32 dan 24) dan pipatransmisi SS-WJ 2 (36 dan 32). Pipa transmisi Sumatera Selatan Jawa Barat

direncanakan mulai beroperasi akhir 2006.Pipa transmisi Jawa Barat-Tengah-Timur akan sangat penting untukmembentuk interkoneksi yang memungkinkan terjadinya aliran gas bumi secaraefisien di Jawa. Hak khusus pembangunan dan pengoperasian ruas Cirebon-Semarang (230 km) dan Semarang-Gresik (250 km) sudah dilakukan lelangnyaoleh Pemerintah (BPH MIGAS).

Transmisi Sumatra Selatan-Jawa Barat serta Jawa Barat-Tengah-Timur diatas merupakan alternatif yang sudah dipilih (fixed), merupakan faktor yang takdiperdebatkan lagi dalam analisis.

Analisis kemudian dilakukan untuk menentukan kebutuhan serta urutan

pembangunan yang paling efisien untuk membawa gas bumi ke Jawa darialternatif lain yang tersedia, yaitu transmisi Kalimantan Timur Jawa danpembangunan receiving terminalLNG di Jawa Barat dan Jawa Timur. Studi GasTransportation Project through Public-Private Partnership tidakmempermasalahkan dikotomi pembangunan pipa transmisi atau LNG receivingterminal, karena kedua hal tersebut dipandang sebagai alternatif yang salingmelengkapi, dan sesuai dengan trend pengembangan cara pasokan gas bumiyang dilakukan beberapa negara lain belakangan.

Beberapa skenario yang dievaluasi adalah: Skenario 1: Membangun Terminal LNG di Jawa Timur, Pipa Transmisi

Kalimantan Timur Jawa, Terminal LNG di Jawa Barat.

Pipa Transmisi

Kalimantan

Timur JawaPipa Transmisi SumatraSelatan Jawa Barat

Jakarta Semarang Surabaya

LNG

450 km, 1060 psig, 42 250 km, 1060 psig, 30

Terminal Terminal


8/21


8

Skenario 2: Membangun Pipa Transmisi Kalimantan Timur Jawa,Terminal LNG di Jawa Barat, Terminal LNG di Jawa Timur.

Skenario 3: Membangun Terminal LNG di Jawa Timur, Terminal LNGJawa Barat, Pipa Transmisi Kalimantan Timur Jawa.

Data mengenai kapasitas, biaya investasi serta biaya operasi yang dibutuhkanbaik untuk proyek pipa transmisi Kalimantan Timur maupun terminal penerimaLNG yang dapat dibangun di Jawa Barat dan Jawa Timur, yang dipergunakansebagai masukan dalam analisis ditunjukkan pada Tabel 1dan Tabel 2.

Tabel 1. Perbandingan Sistem Pipa Kaltim Jawa dan Terminal Penerima LNGPipa

Kaltim - JawaTerminalPenerima

LNG

Keterangan

Kapasitas 419 bcf/y4 Mt/y (206 bcf/y)

8 Mt/y (412 bcf/y)

Investasi 1.590 juta US$456 juta US$ (1sttrain)

Tambahan biaya trainke-2 = 65juta US$

BiayaOperasi

31.8 jutaUS$/tahun

9.4 juta US$/tahun15.4 juta US$ untuk terminal 8MT/y

BiayaPencairan

0.81 - 1.03US$/MMBtu

0.81 $/MMBtu (Bontang)

0.86 $/MMBtu (Tangguh)

1.03 $/MMBtu (Donggi)

BiayaTransportasi

0.20 to 0.40US$/MMBtu

Tergantung lokasi LNG Plantdan Terminal Penerima LNG


Simulasi dengan memperhitungkan perkembangan permintaan gas bumi diketiga region di Jawa, kapasitas aliran gas bumi, kapasitas sumber, serta biaya-biaya (CAPEX dan OPEX) untuk melaksanakan ketiga macam skenario di atas,Studi mendapatkan Skenario 2, yaitu segera membangun Pipa TransmisiKalimantan Timur Jawa, yang diikuti dengan pembangunan LNG ReceivingTerminaldi Jawa Barat kemudian Jawa Timur sebagai alternatif yang memberikanbiaya termurah.

Terpilihnya pembangunan pipa Kalimantan Timur Jawa sebagai langkahsupplai pertama dibandingkan alternatif pengangkutan yang lain adalah mudah

dipahami dari segi jarak, volume gas yang dialirkan, serta biaya pembangunanyang dibutuhkan. Hal ini juga mudah dipahami dengan memperhatikan rule ofthumbpemilihan alternatif pengangkutan gas bumi seperti yang ditunjukkan olehGambar 5.


9/21


9

Tabel 2. Biaya modal+ operasi Pipa Kaltim Jawa dan Terminal Penerima LNG

SatuanPipa Transmisi

Kaltim - Jawa

Terminal

Penerima LNG

Capital Cost Jut a US$ 1,590 521

Pipa Transmisi Kaltim - Jawa 1,590

Terminal LNG 521

Biaya Tahunan Juta US$/tahun 31.8 233.8

Operasi Pipa 31.8

Pencairan LNG 115.4

Angkutan LNG 103.0

Regasifikasi dan Operasi Terminal LNG 15.4

Biaya dengan faktor diskon 10% US$ /MMBtu 0.72 0.77

CAPEX Pipa 0.62

OPEX Pipa 0.10

CAPEX Terminal LNG 0.20

Biaya pencairan 0.28

Biaya angkut 0.25

Biaya Operasi Terminal LNG 0.04


Gambar 5. Rule of thumbpemilihan alternatif t ransportasi gas bumi

Sumber: Hetland, 2002, dalam Nugroho, Perencanaan Pembangunan(Juni, 2004).


10/21


10

4. Pipa Transmisi Kalimantan Timur Jawa dan terminalpenerima LNG

Pipa Transmisi Kalimantan Timur Jawa direncanakan memiliki kapasitas alir1.350 MMSCFD (420 BCF/Y), dengan landing pointdi wilayah Semarang, JawaTengah.

Skema dari sistem transmisi yang direncanakan ditunjukkan pada Gambar 6.Jarak off-shoreantara Banjarmasin dan Semarang sekitar 600 km. Ruas ini

membutuhkan tekanan tinggi (2160 psig) dan diameter besar (42) dan akanmerupakan kapasitas transmisi yang tinggi dari sistem Bontang Semarang.Antara Bontang hingga Banjarmasin (619 km) direncanakan dibangun 2 stasionkompressor, sedang ukuran pipa yang direncanakan adalah 48.

Gambar 6. Skema pipa transmisi Kaltim-Jawa

Banjarmasin

206km 209km

1060 psig 1060 psig

48 48Bontang

204km

1060 psig

48

Offshore

600 km2160psig

42

Semarang

Konstruksi pipa Kalimantan Timur Jawa diharapkan dimulai tahun 2007dengan masa pembangunan 3 tahun. Investasi yang dibutuhkan sekitarUS$ 1.59 milyar (US$ 1.34 milyar untuk pipanisasi dan US$ 250 juta untukkompresi). Distribusi investasi adalah sekitar 10% pada tahun pertama, 50%pada tahun kedua dan 40% tahun ketiga. Biaya operasi diperkirakan sebesarUS$ 31.8 juta/tahun, dengan 90% merupakan biaya tetap.

Terminal penerima LNG dapat dibangun di Jawa Bagian Barat (Bekasi) danJawa Timur (Situbondo) dan diperlukan untuk menambah kapasitas pasok gasbumi yang terus tumbuh di Jawa.Pembangunannya dapat dilakukan setelah pipatranmisi Kalimantan Timur Jawa beroperasi. Terminal LNG dapat dibangundengan kapasitas 4 juta ton/tahun, dan dapat ditingkatkan menjadi 8 jutaton/tahun.

PT PLN merupakan salah satu pihak yang berminat membangun LNGReceiving Terminal di Jawa Barat, untuk mengamankan pasokan gas bagisejumlah pembangkit tenaga listriknya yang berada di kawasan tersebut.


11/21


11

Gambar 7memberikan ilustrasi mengenai jadwal pembangunan infrastrukturpengangkutan gas bumi ke Jawa, hingga fasilitas tersebut dapat mengalirkan gasbumi dalam kapasitas penuh sesuai Skenario 2 yang terpilih.

Gambar 7. Jadwal pembangunan fasilitas transportasi gas ke Jawa

Tahun

Proyek 2005 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Sumsel - Jabar I

Sumsel - Jabar II

Kalimantan Timur - Jawa

Terminal LNG Jawa Barat

Terminal LNG Jawa Timur

Periode KonstruksiPeningkatan aliran gas (menjadi 8 MT untuk LNG)Beroperasi dengan kapasitas penuh

5. Beberapa issue dalam rencana pembangunan pipa transmisiKaltim - Jawa

5.1 Komitmen ekspor LNGKalimantan Timur merupakan wilayah pengekspor gas bumi terbesar dari

Indonesia. Bahkan sejak ditemukannya lapangan raksasa gas bumi diKalimantan Timur, yang diikuti pembangunan pabrik pencairan gas bumi (LNG

liquefaction plant) di Bontang pada pertengahan 1970-an, Kalimantan Timur telahmenjadi distrik pengekspor LNG terbesar di dunia.Ekspor LNG dari Bontang ditujukan ke sejumlah tujuan di Jepang (tujuan

utama), Korea Selatan dan Taiwan. Bontang LNG Plantterbesar di duniaterusberkembang meningkatkan kapasitasnya, dan kini terdiri dari 8 trains(A, B, C, D,E, F, G dan H) dengan kemampuan memproduksi LNG sekitar 21.5 juta ton pertahun.

Ekspor LNG menyumbangkan pendapatan cukup besar terhadap negara,dengan jumlah yang terus tumbuh dan berimbang dengan nilai ekspor minyakmentah Indonesia (pada orde 2-4 milyar US$ per tahun dalam beberapa tahunbelakangan).

Pentingnya peranan industri LNG di Kalimantan Timur dalammenyumbangkan pendapatan ekspor serta kekhawatiran terhadap utilisasi daripabrik pengolahan LNG bila supplai LNG terganggu karena gas bumidiprioritaskan untuk dikirimkan ke Jawa merupakan salah satu issue yangdipertanyakan dalam studi pembangunan pipa transmisi Kalimantan Timur Jawa.

Status perjanjian ekspor LNG Indonesia (termasuk Bontang) ditunjukkanpada Tabel 3. Tampak pada Tabel bahwa sebagian besar ekspor LNG dariBontang ditujukan ke Jepang untuk pembangkitan tenaga listrik dan gas kota disana.

Tidak tampak dalam Tabel adalah rencana perpanjangan kontrak ke Jepangsebesar 6 juta ton/tahun, untuk dikirimkan mulai tahun 2011-2020. Kontrak

sebelumnya mencantumkan meneruskan ekspor ke Jepang merupakan prioritas.


12/21


12

Selain itu, terdapat pula rencana untuk mengirimkan LNG untuk LNG ReceivingTerminalyang akan dibangun oleh PT PLN di Cilegon, Jawa Barat.

Tabel 4 meringkaskan data perjanjian penjualan LNG Indonesia. Tampakjelas dalam Gambar, bahwa akan dibutuhkan sebanyak 10,49 TCF untukmemelihara komitmen ekspor LNG sampai tahun 2018. Sebagian besar kontrak,

yang membutuhkan sekitar 7,3 TCF, akan berakhir pada tahun 2010.Pencairan gas bumi menjadi LNG dan ekspor LNG dari Kalimantan Timur

dilakukan oleh PT Badak NGL, suatu perusahaan patungan (special purposevehicle) yang mewakili unsur-unsur produsen gas, unsur-unsur pembeli LNG danPertamina. PT Badak NGL didefinisikan sebagai non-profit company. Dengandemikian mudah dipahami bahwa bagian Pemerintah dari bisnis gas bumitersebut sangat ditentukan oleh harga gas bumi di kepala sumur (well head) danbukan harga yang dibayar pembeli LNG di Jepang/negara tujuan.

Pembiayaan proyek LNG yang dilakukan melalui pembangunan trainsA-H diBontang bersifat non-recourse financing, dengan semua arus pembayaran (darikonsumen, ke perusahaan EPC, ke Pemerintah Indonesia, dstnya) dilakukan oleh

sebuah Trustee, yang berpusat di USA. Angka-angka di balik skim pembiayaanseperti ini perlu diungkapkan secara rinci untuk meninjau keekonomian dariproyek LNG Bontang dalam jangka panjang, khususnya dalam membuat analisiseskpor vs penggunaan di dalam negeri, termasuk memperkirakan pendapatanPemerintah Daerah dari situ.

5.2 Ketersediaan gas bumi Kalimantan TimurSelain untuk menyuplai LNG Plant Bontang, gas bumi Kalimantan Timur juga

digunakan untuk memasok sejumlah pabrik pupuk, pembangkit listrik, kilangminyak, methanol dan LPG di Kalimantan Timur. Gambar 9 memperlihatkanpenggunaan gas bumi di Kalimantan Timur tersebut serta status dari sejumlahlapangan gas bumi di sana.

Gambar 9. Lapangan dan penggunaan gas bumi di Kalimantan Timur

0 25 50

kilometres

E.KALIMANTAN

(Unocal)244 MMCFD

Gandang

Gendalo

Gula

Gada

Ranggas

Santan

Merah Besar

West Seno

Bangka

Sisi-Nubi

Bekapai

Peciko

Attaka

Serang

Melahin

Semberah

Tunu

Sanga-sanga

Handil

Pamaguan

Mutiara

Badak

Nilam

Tambora

Undeveloped

Under Development

Developed

Pipeline

Field Status

Kaltim Fertilizer215 MMCFD

Kaltim Methanol60 MMCFD

Kaltim Pasifik Amoniak53 MMCFD

Kaltim Parna Industry49 MMCFD

BalikpapanRefinery43 MMCFD

Balikpapan LPG11 MMCFD

Bontang Plant3,150 MMCFD

PLN Tanjung Batu16 MMCFD

OFFSHOREMAHAKAM

(Total)2,790 MMCFD

SANGA-SANGA(Vico)

720 MMCFD

0 25 50

kilometres

E.KALIMANTAN

(Unocal)244 MMCFD

Gandang

Gendalo

Gula

Gada

Ranggas

Santan

Merah Besar

West Seno

Bangka

Sisi-Nubi

Bekapai

Peciko

Attaka

Serang

Melahin

Semberah

Tunu

Sanga-sanga

Handil

Pamaguan

Mutiara

Badak

Nilam

Tambora

Undeveloped

Under Development

Developed

Pipeline

Field Status

Kaltim Fertilizer215 MMCFD

Kaltim Methanol60 MMCFD

Kaltim Pasifik Amoniak53 MMCFD

Kaltim Parna Industry49 MMCFD

BalikpapanRefinery43 MMCFD

Balikpapan LPG11 MMCFD

Bontang Plant3,150 MMCFD

PLN Tanjung Batu16 MMCFD

OFFSHOREMAHAKAM

(Total)2,790 MMCFD

SANGA-SANGA(Vico)

720 MMCFD


13/21


13

Tabel 3. Kontrak penjualan LNG Indonesia (status 2005)

Negara Besar Kontrak PeriodeTujuan PEMBELI juta ton/tahun Kontrak Keterangan

JEPANG

KOREA

TAIWAN

Kansai Electric Power Co 2,56 1997-2010 Arun/Badak (CIF)

Chubu Electric Power Co 2,14 1997-2010 Arun/Badak (CIF)

Kyushu Electric Power Co 1,55 1997-2010 Arun/Badak (CIF)Osaka Gas 1,30 1997-2010 Arun/Badak (CIF)Nippon Steel 0,54 1997-2010 Arun/Badak (CIF)Toho Gas 0,06 1997-2010 Arun/Badak (CIF)Chubu Electric Power Co 1,68 1983-2011 Plus 8 tahun sejak 1995Kansai Electric Power Co 0,89 1983-2011 Plus 8 tahun sejak 1996Osaka Gas 0,45 1983-2011 Plus 8 tahun sejak 1997Toho Gas 0,56 1983-2011 Plus 8 tahun sejak 1998Tohuku Electric Power Co 3,00 1994-2013 Arun (FOB)Tokyo Elecrtic Power Co 0,51 1994-2014 Arun (FOB)Osaka Gas 1,10 1996-2015 Ditandatangani 1983Tohuku Electric Power Co 0,85 1996-2015 Arun (FOB)Tokyo Elecrtic Power Co 0,15 1984-2004 Arun (FOB)Tokyo Gas 0,92 1984-2004 Badak (FOB)Toho Gas 0,10 1994-2014 Ditandatangani 1983

Hiroshima Gas 0,08 2005-2010 Badak (CIF)Nippon Gas 0,05 2005-2010 Badak (CIF)

Total Jepang 18,49

Korea Gas 2,30 1986-2007 Arun II (CIF) (20% Badak)

Korea Gas 2,00 1994-2014 Badak- Korea I (FOB)Korea Gas 1,00 1998-2017 Badak V (FOB)

Total Korea 5,30

Chinese Petroleum Co 1,57 1990-2010 Badak II (CIF)

Chinese Petroleum Co 1,84 1998-2017 Badak IV (CIF)Total Taiwan 3,41

Total Volume dalam BCF/Y (milyar kaki kubik/tahun)

Total Badak 20,85 (dlm 2004) Kapasitas Arun sekarang = 6,4 ton/tahun.

Total Arun 6,35 (dlm 2004) Setelah 2005, hanya 2 train akan beroperasi,Total Indonesia 27,20 (dlm 2004) produksi = 4,5 ton. Produksi menjadi 1,2 ton

pada tahun 2010, dan kilang ditutup 2014.Ini akan mempengaruhi kontrak dari Bontang

Sumber: diolah dari data Ditjen MIGAS


14/21


14

Tabel 4. Kontrak penjualan LNG Indonesia

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Tahun

jutat

on/

tah

un

Badak 20,85 21,33 21,62 21,62 21,62 21,62 21,62 12,78 9,20 9,20 7,40 4,79 2,84 2,84 0

Arun 6,35 4,80 4,51 4,51 4,51 4,51 1,20 1,20 1,20 1,20

Total 27,20 26,13 26,13 26,13 26,13 26,13 22,82 13,98 10,40 10,40 7,40 4,79 2,84 2,84 0

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Produksi gas bumi di Kalimantan Timur dilakukan oleh 3 pelaku, yaituTotalFinaElf, Vico, Chevron dengan Total bertindak sebagai produsen dominan,yang memproduksi sekitar dari jumlah produksi. Kegiatan produksi dilakukanberdasarkan skim Bagi Hasil dengan Pemerintah Indonesia.

Gambar 9 memperlihatkan perkembangan produksi gas bumi oleh ketigaperusahaan tersebut.

Gambar 9. Produksi gas bumi Kalimantan Timur oleh Perusahaan PSC

Produksi Gas Bumi di Kalimantan Timur (MMCFD)

3000

2500TotalFinaElf

2000

1500

1000

Vico500

Chevron01999 2000 2001 20052002 2003 2004 2006

Kalimantan Timur memiliki cadangan (reserves) gas bumi sebesar 48,15 TCF,yang terdiri dari cadangan terbukti (proven, P1) sebesar 25,368 TCF, cadanganprobable/P2 sebesar 9,331 TSCF dan cadangan possible/P3 sebesar 13,453TCF (status 1 Januari 2005, data BP MIGAS).

Di samping produsen terbesar, Total menguasai sekitar dari unriskedreservesgas bumi di Kalimantan Timur dan sekitar dari possible reserves-nya


15/21


15

terletak di kawasan produksi. Belakangan Total mengalami kesulitan dalammeningkatkan produksinya, khususnya dari lapangan yang sulit seperti Tunu.

Pangsa Vico dalam penguasaan reservesdi Kalimantan Timur sangat kecil.Namun demikian, produksinya relatif besar. Penurunan produksi Vico (sepertitampak pada Gambar 8) terutama karena menurunnya kemampuan produksi dari

lapangan utama seperti Badak dan Nilam.Chevron menguasai reserves yang relatif besar, dengan sekitar 1,5 TCF

merupakan gas-berasosiasi (associated gas). Meskipun produksi Chevron kecil,belakangan telah diidentifikasi sekitar 4,5 TCF reservesyang berada di perairandalam (Gendalo, Ranggas, Maha, Gandang) yang menjanjikan peningkatanproduksi di masa datang.

5.3 Skenario pemanfaatan gas bumi Kalimantan TimurBerkaitan dengan issue ketersediaan gas bumi di Kalimantan Timur,

komitmen untuk melaksanakan kontrak penjualan LNG, memenuhi kebutuhanlokal serta rencana mengalirkan gas bumi ke Jawa, beberapa Skenario dapat

dilakukan untuk memadukan ketersediaan gas bumi dengan berbagaipermintaannya tersebut.

Secara umum dapat dikatakan bahwa tidak terdapat the world best practicesdalam rencana pemanfatan reserves, bahkan dalam kasus keputusan bisnis,unsur preferensi terhadap risiko (risk preference) berperan cukup penting dalampembuatan keputusan tersebut.

Sebagai contoh, dalam kaitannya dengan rencana proyek pipa KalimantanTimur Jawa, dapat dikembangkan skenario pemanfaatan gas bumi KalimantanTimur dengan pendekatan yang konservatif di bawah ini (lihat Tabel 5).i

Skenario konservatif tersebut mempertimbangkan jumlah cadangan terbukti(proven reseverves, P1), gas yang dapat diperjual-belikan (saleable, 95% dari P1reserves), kontrak penjualan yang harus dipenuhi (committed contracts, baikuntuk dalam negeri dan terutama kewajiban memenuhi ekspor LNG), permintaanyang belum terikat kontrak (uncomitted contracts), serta bila cadangan gasdigunakan untuk memasok pipa gas Kaltim Jawa sebesar 1.000 MMCFD selama20 tahun.

Beberapa skenario yang dipertimbangkan adalah:

1. Tanpa pipa gas Kaltim-Jawa, gas digunakan untuk memenuhi committeddan uncomitted contracts.

2. Dengan pipa gas Kaltim-Jawa, tidak memperpanjang kontrak penjualanLNG.

3. Dengan pipa gas Kaltim-Jawa, tidak memperpanjang kontrak penjualanLNG, melayani permintaan LNG receiving terminalPLN di Cilegon hanyauntuk 15 tahun.

4. Dengan pipa gas Kaltim-Jawa, tidak memperpanjang kontrak penjualanLNG, tidak melayani permintaan LNG receiving terminalPLN di Cilegon.

Skenario 4 memperlihatkan jumlah gas tersedia yang masih cukup besar,setelah dikurangi dengan gas yang dipasok untuk pipa transmisi Kaltim-Jawa.

Keputusan untuk tidak memperpanjang kontrak-kontrak penjualan LNG (ke


16/21


16

Jepang 2011-2020) merupakan keputusan strategis untuk mengamankanpasokan gas untuk pipa transmisi Kaltim-Jawa.ii

Pengembangan skenario lain yang lebih optimis (misalnya denganmempertimbangkan saleable reservesyang lebih besar, mempertimbangkan P2,memasukkan kemungkinan adanya tambahan reserves, termasukpengembangan coal bed methanedi periode akhir proyek nanti), menyimpulkanbahwa reserves bukanlah kendala yang crucial dalam pembangunan pipatransmisi Kaltim-Jawa. Skenario memperkecil volume gas yang dialirkanmemberikan kesimpulan yang sama.

Sebagai tambahan, terdapat indikasi wilayah Kalimantan juga memilikicadangan CBM (coal bed methane) yang sangat besar (sekitar 100 TSCF) yangdapat merupakan complementarydari gas bumi 1-2 dekade mendatang. Bukantak mungkin CBM tersebut dapat dialirkan melalui pipa gas bumi Kaltim-Jawanantinya.

5.4 Manfaat ekonomi makro dan regional

Kemungkinan kehilangan revenues dari ekspor LNG perlu dibandingkandengan manfaat/nilai ekonomi dari keputusan membangun pipa transmisi Kaltim-Jawa.

Pembangunan pipa transmisi gas bumi Kaltim-Jawa berpotensi memberikanbeberapa manfaat ekonomi. Dalam konteks yang relevan sekarang --dimanaketergantungan terhadap BBM sangat besar sedangkan harganya membumbungsangat tinggiadalah untuk menggantikan konsumsi BBM di Jawa sekaligusmenurunkan jumlah impor dan subsidinya.

Pembangunan jaringan transmisi tersebut akan mendorong peningkatanadded value dan multiplier effect di dalam negeri melalui peningkatan kegiatanindustri serta penciptaan lapangan kerja. Mengekspor gas bumi dalam bentukmentah mengakibatkan sebagian besar nilai tambah dari ranting industri gasbumi turut terekspor, yang dalam jangka panjang sebenarnya memperbesarkehilangan (losses) ekonomi di dalam negeri.

Pembangunan jaringan pipa gas Kalyim-Jawa akan menciptakan kerja,membuka isolasi dan merangsang pertumbuhan ekonomi regional, khususnyadimana infrastruktur gas bumi itu melintas. Pertimbangan lingkungan yangmerujuk ke penggunaan sumber energi dengan tingkat polusi rendah untuk pulaupadat seperti Jawa pasti menunjuk ke arah pemanfaatan gas bumi.

Beberapa studi sebelumnya menyimpulkan bahwa manfaat ekonomi cukupbesar akan didapat dari mengembangkan industri dan infrastruktur untukmendukung pemakaian gas bumi di dalam negeri.

Perhitungan ekonomi dari menggunakan gas untuk menggantikan BBM yangkonsumsinya kini disubsidi di Jawa pun (dengan nilai Rp. puluhan trilliun pertahun) telah cukup untuk menjustifikasi kelayakan ekonomi proyek gas Katim-Jawa. Penghematan terbesar dari pemanfaatan gas adalah pada penguranganpemakaian minyak solar di pembangkitan tenaga listrik. Gas bumi juga akanmenghemat pemakaian BBM di sektor industri, transportasi dan rumah tangga.Untuk transportasi dan rumah tangga, pemakaian gas bumi masih membuthkansejumlah langkah, misalnya dengan menyiapkan infrastruktur untu pemakaian

BBG serta mengembangkan jaringan distribusi.


17/21


17

Pipanisasi Kaltim-Jawa hanya akan membutuhkan investasi sekitar US$ 1,6billion, jauh lebih rendah daripada subsidi BBM yang dikeluarkan PemerintahPusat saban tahun belakangan. Bahkan secara ekstrim membandingkan seluruhekspor LNG dihentikan dan sebaliknya gas yang ada dimanfaatkan untukmemenuhi kebutuhan di dalam negeri menghasilkan kesimpulan bahwa hal itu

menguntungkan secara ekonomi.

(TCF)

1 2 3 4

A. Cadangan (Reser ves)

1 Total FinalElf 15,637 15,637 15,637 15,637

2,623 2,623 2,623 2,623

6,545 6,545 6,545 6,545

2,629 (1,840) (0,676) 2,840

2 Vico

3 Chevron

Jumlah 24,805 24,805 24,805 24,805

Total (A) Sales Gas 23,565 23,565 23,565 23,565

B. Committed Contracts (GSA)

1 Export (LNG, LPG, Own use in PT. Badak) 8,023 8,023 8,023 8,023

2 Domestic (PKT, KMI, Kilang Balikpapan) 2,092 2,092 2,092 2,092

Total ( B ) 10,115 10,115 10,115 10,115

C. Uncommitted Contracts

1 Export

- LNG'73 & 81 Ext.6 MTPA (2011-2020) 2,824 - - -

-1991 Korea II (Arun commit. Transfer) 0,127 0,127 0,127 0,127

- LPG Ext. 2007 - 2017 0,522 0,522 0,522 0,522

- Bridging Sempra 900 Ton 0,042 0,042 0,042 0,042

Sub total C.1 3,515 0,691 0,691 0,691

2 Domestic

- PLN - Cilegon (5 MTPY utk 20 thn) 4,687 4,687 3,515 -

- PLN - Balikpapan (13 - 35 MMscfd utk 15 thn) 0,102 0,102 0,102 0,102

- PLN - Panajam (1.5 MMscfd utk 15 thn) 0,007 0.007 0,007 0,007

- Pupuk Kaltim I Ext. (2011 - 2022) 0,569 0,569 0,569 0,569

- Pupuk Kaltim II Ext. (2018 - 2029) 0,394 0,394 0,394 0,394

- Pupuk Kaltim IIII Ext. (2009 - 2022) 0,462 0,462 0,462 0,462

- Pupuk Kaltim IV Ext. (2022 - 2029) 0,146 0,146 0,146 0,146

- KMI (2018 - 2029) 0,337 0,337 0,337 0,337

- KPA (2020 - 2029) 0,249 0,249 0,249 0,249

- KPI (2023 - 2029) 0,134 0,134 0,134 0,134

- Kilang Minyak Pertamina BPP (2008 - 2029) 0,219 0,219 0,219 0,219

- Gas Pipa Kaltim - Jawa 1000 MMSCFD selama 20 Tahun - 7,300 7,300 7,300

Sub total C.2 7,306 14,599 13,434 9,919

Total ( C ) 10,821 15,290 14,125 10,610

D. Balance

1 (A) - (B) 13,450 13,450 13,450 13,450

2 (A) - (B) - C

CATATAN:

1. Skenario 1: Tanpa pipa Kaltim-Jateng, Committed dan uncommitted masih berjalan

2.

3. Skenario 3: Gas Pipa Kaltim - Jawa Kapasitas 1000 MMSCFD selama 20 Tahun, perpanjangan kontrak LNG dihentikan, receiving terminal untuk PLN hanya 15 tahun

4.

Skenario 2: Gas Pipa Kaltim - Jawa Kapasitas 1000 MMSCFD Selama 20 Tahun, perpanjangan kontrak LNG dihentikan, sesuai Surat Menko Perekonomian

No:S-288/M.EKON/12/2005 tangga

Skenario 4: Gas Pipa Kaltim - Jawa Kapasitas 1000 MMSCFD selama 20 Tahun, perpanjangan kontrak LNG dihentikan, sesuai Surat Menko Perekonomian

No:S-288/M.EKON/12/2005 tanggal 2 Des

TABEL 5. SKENARIO PEMANFAATAN GAS BUMI TERBUKTI (P1) DI KALIMANTAN TIMUR

(STATUS JANUARI 2005)

DESKRIPSINOSKENARIO

Sumber: TP3TGBKJ, Desember 2005.


18/21


18

Aliran gas bumi dari Kalimantan ke Jawa mendatangkan manfaat tak hanyabagi konsumen di Jawa, namun juga di sepanjang jalur dimana pipa gas bumitersebut melintas. Termasuk untuk mengembangkan kegiatan eksplorasi danpembangunan jaringan pipa yang akan memasok gas ke pipa transmisi. Kegiatantersebut akan mendatangkan manfaat ekonomi lokal serta membuka isolasi

daerah.Berkenaan dengan kemungkinan penurunan DAU (Dana Alokasi Umum)

maupun DBH (Dana Bagi Hasil) yang dikhawatirkan Pemerintah Daerah sebagaidampak dari pembangunan pipa transmisi gas Katim-Jawa, Pemerintah Pusatdapat mempertimbangkan semacam kompensasi bagi Pemda Kaltim. Pentingpula mempertimbangkan bahwa pendapatan Pemerintah Pusat dari pengusahaangas bumi ini, sesuai dengan skim Production Sharing Contract, akan ditentukanoleh harga gas bumi di kepala sumur, bukan harga di tingkat konsumen. Dengandemikian, issue apakah gas bumi tersebut untuk diekspor atau dipergunakan didalam negeri dalam jangka menengahbukanlah masalah yang crucial bagiPemerintah Pusat maupun Pemerintah Daerah.

Di sisi lain, Pemerintah (Daerah dan Pusat) mesti bersikap realistis bahwaindustri gas bumi/LNG bukanlah industri jangka panjang, yang dapat terusmenghasilkan revenues. Penurunan jumlah produksi LNG setelah melalui faseplateau dan peak) merupakan hal yang wajar dari sisi ketersediaan gas sertaumur fasilitas produksi LNG, khususnya liquefaction plant. Gas bumi bukanlahkomoditi untuk terus diekspor.

6. Catatan penutup: Ekonomi energi dan infrastruktur gas bumiIndonesia

Indonesia dipandang berhasil mengembangkan industri gas buminya denganmenjadi pengekspor LNG terbesar di dunia sejak pertengahan 70-an. Indonesiakini mempersiapkan ekspor LNG ke China dan USA, di samping mengekspor gasbumi melalui pipa ke Singapura dan Malaysia, yang diusahakan oleh PTTransgasindo dan PT Pertamina.

Kontras dengan keberhasilannya mengembangkan LNG, pengembanganindustri gas bumi Indonesia di dalam negeri sangat tertinggal. Ini ditunjukkandengan minimnya infrastruktur gas bumi yang telah dibangun serta masihrendahnya pemakaian gas bumi terutama rumah tangga- di negara kepulauanIndonesia.

Keberhasilan dalam mengembangkan ekspor LNG itu sendiri bukanlah

sebuah hal yang perlu dipertahankan lama, karena di peta dunia Indonesiabukanlah penghasil dan tidak memiliki reservesgas yang besar, sementara di sisilain kebutuhan gas bumi di Indonesia, khususnya di Jawa yang berpendudukpadat, meningkat cepat dan tidak terlayani.

Perhitungan ekonomi dalam jangka panjang akan menunjuk pada nilaimanfaat yang lebih besar bila industri gas bumi dikembangkan di dalam negeridaripada gas bumi terus diekspor. Kita sangat terlambat dalam mengembangkanindustri gas bumi untuk menjadi penggerak ekonomi melalui penciptaan nilaitambah yang lebih besar di dalam negeri.


19/21


19

Transformasi struktur ekonomi dari pendapatan ekspor gas bumi kepeningkatan nilai tambah dan pajak merupakan strategi pengembangan ekonomisehat yang mestinya telah disiapkan sejak periode awal pengembangan industrigas nasional 2-3 dekade lalu.

Infrastruktur gas bumi Indonesia ditandai dengan ruas transmisi yang sangat

pendek, berdiri sendiri, tidak membentuk hubungan interkoneksi. Distribusi gasbumi masih terbatas di beberapa kota dan kompleks industri, dengan kapasitaspenyaluran gas bumi yang sangat kecil dibandingkan negara-negara tujuanekspor LNG Indonesia.

Panjang keseluruhan ruas transmisi gas bumi tercatat baru 3.835 km,dioperasikan oleh PT Pertamina dan PT PGN (termasuk PT Transgasindo),sedangkan ruas distribusi baru 2.270 km (hampir seluruhnya dioperasikan olehPT PGN). Jumlah rumah tangga yang dilayani aliran gas bumi masih di bawah 1(satu) persen jumah rumah tangga di Indonesia, dengan volume gas bumi yangdikonsumsi sekitar 2 persen dari konsumsi gas bumi Indonesia. Ini angka yangsangat kecil dibandingkan dengan pemakaian gas bumi oleh rumah tangga di

negara-negara industri, termasuk Jepang yang mengandalkan pemakaian gasbuminya dari impor LNG.

Indonesia kini memiliki struktur konsumsi energi (energy mix) yang tidaksehat, ditandai dengan ketergantungan yang sangat besar terhadap BBM.Terdapat mismatch yang besar antara kekayaan sumberdaya energi Indonesiayang beraneka dengan pola konsumsi energi yang terjadi.

Biaya konsumsi energi di Indonesia terhitung mahal, dan ini terjadi antara lainkarena kegagalan untuk melakukan shiftingdari BBM ke yang paling dekatgasbumi. Kelangkaan infrastruktrur merupakan faktor utama mengapa aksesterhadap gas bumi itu tidak terjadi, ketika sebetulnya sangat dibutuhkan.

Pembangunan infrastruktur energi secara progressif khususnya gas bumimerupakan kunci untuk mengefisienkan dan menyehatkan konsumsi energiIndonesia. Keberadaan infrastruktur gas bumi yang tangguh tidak hanya akanmengefisienkan penyaluran gas (termasuk mempercepat shiftingdari BBM ke gasbumi) tapi juga memperbaiki security of energy supply nasional dalam jangkapanjang. Pipanisasi gas bumi Kaltim-Jawa dapat dilihat sebagai upaya menekanbiaya konsumsi energi serta meningkatkan keamanan energi nasional.

Dengan mempertimbangkan ekonomi penyediaan energi dalam konteks yanglebih luas di Indonesia, pipa gas Kaltim-Jawa tidak bisa dianggap sebagai ruasyang berdiri sendiri. Pipa transmisi Kaltim-Jawa akan melengkapi jaringan pipaSumatra-Jawa Barat-Tengah-Timur yang tengah dibangun. Jaringan pipa dari

Sumatera-Jawa-dan Kalimantan-Jawa di masa depan akan tersambung,membentuk hubungan interkoneksi untuk menyalurkan gas bumi Indonesiasecara lebih efisien.

Isu ketersediaan gas bumi di Kalimantan Timur, bila itu dianggap sebagaireserves risk, Pemerintah perlu menstrukturkan hal itu secara teliti dan hati-hati.Kemampuan berproduksi (productibility) serta deliverability dari gas bumi diKalimantan Timur perlu dipelihara/ditingkatkan. Ini merupakan isu yang lebihcrucialdaripada isu reserves.

Sejumlah insentif layak diberikan Pemerintah untuk meningkatkankemampuan produksi, termasuk meningkatkan jumlah reserves di sana. Upayamemperbarui data reserves (yang sebagian besarnya masih berdasarkan


20/21


20

sertifikasi tahun 1998) perlu dilakukan untuk memberi kepastian lebih baikmengenai reservesgas bumi Kalimantan Timur.

Riset mengenai CBM (coal bed methane) mesti digalakkan. Kalimantandiindikasikan memiliki reservesCBM sekitar 100 TSCF. Bukan tak mungkin CBMdialirkan melalui pipa gas bumi Kaltim-Jawa nantinya.

Dari sisi Kaltim pun, Jawa tidak layak dianggap sekedar pulau lain diIndonesia. Jawa pulau padat dengan hampir semua suku bangsa Indonesiamenempati dan beraktivitas di atasnya. Bila supplai energi ke Jawa terganggu,krisis energi yang terjadi bisa berakibat sangat mahal karena imbasnya terhadapsektor-sektor dan pulau-pulau lain di Indonesia. Karena konsumsi energi perkapita di Jawa masih rendah, pertumbuhan ekonomi di pulau itu masih akanmembutuhkan banyak tambahan energi.

Tidak tepat pula menyatakan bahwa pengangkutan gas bumi melalui pipa keJawa akan mematikan industri LNG serta industri lainnya berbasis gas bumi(pupuk) di Bontang, menyebabkan PHK serta melumpuhkan aktivitas kotatersebut. Neraca gas bumi sebagaimana ditunjukkan dalam Tabel 4 dan 5 di atas

jelas menunjukkan bahwa pembangunan pipa transmisi Kaltim Jawa tidakmembahayakan kelangsungan industri berbasis gas bumi di Kalimantan Timur.

UU Minyak & Gas Bumi 22/2001 dengan tegas mengamanatkan prioritaspenggunaan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, dan hal ini telahdiperjelas dengan penyusunan Rencana Induk Jaringan Transmisi dan DistribusiGas Bumi Nasional. Pembangunan pipa transmisi gas Kaltim-Jawa, yang jugadicantumkan dalam Master Plan Jaringan Gas Bumi Nasional, merupakanpenerjemahan yang baik dari amanat UU Migas & Gas Bumi tersebut.***

i Skenario dibuat oleh Tim Persiapan Pembangunan Pipa Transmisi Gas Bumi KaltimJateng, Desember 2005.

ii Surat Keputusan Menko Perekonomian No. S-288/M.EKON/12/2005, Tanggal 2Desember 2005.

Daftar Pustaka

ADB TA 4360-INO. 2005. Gas Transportation Project Through Public-Private

Partnership. Final Report. Tim Persiapan Pembangunan Pipa Transmisi Gas Bumi KaltimJateng. Laporan

kepada KKPPI, Desember 2005. Nugroho, H. 2006. Pilihan Infrastruktur Untuk Membawa Gas Bumi Ke Jawa:

Pentingnya Pipa Transmisi Kalimantan Timur Jawa. Majalah INFRASTRUKTUR,Februari 2006.

Nugroho, H. 2005. Financing Indonesias natural gas infrastructure. INDOGAS2005: the 2nd international conference, Jakarta, 17-20 Januari 2005.

Nugroho, H, et all. 2004. Gas energy pricing in Indonesia for promoting thesustainable economic growth. Proceeding: The 19th World Energy Congress &Exhibition, Sydney, 5-9 September 2004.

Nugroho, H. 2005. Apakah persoalannya pada subsidi BBM? Tinjauan terhadapmasalah subsidi BBM, ketergantungan pada minyak bumi, manajemen energi


21/21


21

nasional, dan pembangunan infrastruktur energi. Jakarta: PerencanaanPembangunan X/1/2005, h. 2-18.

Nugroho, H. 2004. Increasing the share of natural gas in national industry andenergy consumption: infrastructure development plan? Jakarta: Perencanaan

PembangunanIX/3/2004, h. 20-33. Nugroho, H. 2004. Pengembangan industri hilir gas bumi Indonesia: tantangandan gagasan.Jakarta: Perencanaan PembangunanIX/4/2004, h. 32-52.

Nugroho, H. 2004. Percepat infrastruktur untuk mendongkrak pemakaian gasbumi. Koran Tempo, 30 November 2004.

Nugroho, H. Forthcoming. Choosing alternative to transport gas to Java,Indonesia.

Ganinduto, D. 2005. LNG Plant Milik Siapa? Jakarta: Suara Karya, 8 Juni2005.

Pipa Transmisi Gas Bumi Kalimantan Timur Jawa Sebagai Alternatif Untuk Memasok Kebutuhan Energi Di...

Documents

Transcript of Pipa Transmisi Gas Bumi Kalimantan Timur Jawa Sebagai Alternatif Untuk Memasok Kebutuhan Energi Di...