PLN Targetkan 10 Juta Ton Biomassa Jadi Bahan Bakar PLTU di 2030

[Parno Pemilik Lapak 0]

Keputusan melakukan penyesuaian harga gas menuai beragam pandangan. Di satu sisi, Perusahaan Gas Negara merespon kenaikan harga pasokan di tingkat hulu, sekaligus untuk meningkatkan investasi untuk menjamin pasokan gas baik ke industri maupun konsumen.

 

Di sisi lain, para pelaku industri merasa terbebani dengan kebijakan penyesuaian harga yang dilakukan PGN sebesar 55% (dari US$6.7 menjadi US$10.1/mmbtu).

 

Ekuilibrium baru dalam harga jual gas dalam negeri perlu segera ditentukan guna menopang target pertumbuhan nasional di atas 6% dan daya saing produksi nasional.

 

Penyesuaian harga gas dikhawatirkan berpotensi meningkatkan biaya produksi industri sebesar 25-30%. Sedangkan para pelaku industri  membutuhkan baik tambahan dan stabilitas pasokan gas untuk menunjang dan peningkatan produksi nasional.

 

Keterbatasan modal merupakan salah satu kendala yang dihadapi dalam membangun infrastruktur jaringan pipa di saat permintaan terus meningkat. Gas menjadi komoditas strategis nasional dan memiliki dampak luas bagi perekonomian nasional.

 

Oleh karena itu, perlu dialog dan komunikasi antara pemerintah, PGN, industri dan masyarakat terkait penetapan harga jual gas. Tanpa semangat Indonesia-Incorporated persoalan ini akan merugikan kita semua.

 

Produksi minyak nasional yang mencapai 1,5 juta bph pada era 1980-1990an menurun terus hingga  tinggal 902.000 bph pada 2011 atau turun dengan rata-rata 12% per tahun.

 

Di sisi lain lain terjadi peningkatan konsumsi sebesar 8% per tahun (bahkan kenaikan kebutuhan industri dapat mencapai 12% per tahun). Hal ini mendorong pemerintah mulai melakukan pengamanan pemenuhan energi nasional. Salah satunya dengan melakukan konversi minyak tanah ke gas untuk keperluan rumah tangga dan industri kecil.

 

Upaya konversi minyak ke gas selain sebagai upaya mengatasi penurunan produksi minyak nasional, juga merupakan upaya mengamankan APBN di mana setiap tahun subsidi energi rata-rata teralokasi 20% dari anggaran belanja negara.

 

Pilihan gas menjadi sumber energi utama merupakan solusi terbaik saat ini mengingat nilai ekonomisnya relatif lebih baik dari sumber energi lainnya. Produksi gas bumi Indonesia saat ini sekitar 8.935 million standard cubic feet per day (mmscfd).

 

Namun dari jumlah itu, sebanyak 4468,2 mmscfd atau 53% diekspor ke berbagai negara seperti China, Jepang, Korea Selatan, dan Singapura.  Sisanya sebesar 3,471.9 mmscfd atau 41,2% digunakan untuk kebutuhan dalam negeri: 721,4 mmscfd atau 8,6% digunakan untuk pembangkit listrik mlik PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), 615,3 mmscfd (7,3%) untuk industri pupuk, 752,7 mmscfd (8,9%) disalurkan ke PGN untuk memasok berbagai industri dan 552,1 mmscfd (6,6%) untuk industri lain di luar pelanggan PGN.

 

Kebutuhan gas nasional pada 2011 mencapai 3.799 mmscfd dan sepanjang 2011 hanya terpenuhi sekitar 60%. Sejak 1998 hingga 2011, konsumsi gas ini tumbuh sebesar rata-rata 12% per tahun.

 

Kecenderungan peningkatan konsumsi gas yang tak diimbangi oleh produksi gas dan pasokan yang tidak memadai perlu dicarikan solusi segera. Perlu penambahan lapangan-lapangan sumber gas baru, disaat produksi lapangan (sumur) lama sebagian besar diekspor ke negara lain.

 

Misalnya seperti lapangan Tangguh di Papua yang dijual ke China setelah negosiasi yang alot dalam beberapa waktu belakangan. Ketidak-seimbangan pasokan dan kebutuhan sehingga defisit pasokan gas sejak 2010 terus meningkat.

 

Pada tahun ini, menurut catatan neraca Gas pemerintah, terjadi defisit gas nasional sebesar 551 mmscfd. Defisit akan terus membesar, pada 2013 diperkirakan defisit 650 mmscfd dan pada 2014 defisit diproyeksikan sejumlah 752 mmscfd.

 

Di tingkat hulu, kenaikan harga jual gas berkisar antara US$2-US$3 mmbtu menjadi US$5-US$6/mmbtu. Selama ini PGN membeli gas paling banyak dari Conocco Phillips (64%), Pertamina Pagardewa (21%), Pertamina Jawa Barat (5%), Medco Lematang (5%), Medco Keramasan (4%), dan Ellipse (1%). Struktur biaya di tingkat hulu akan berpengaruh terhadap harga jual di tingkat hilir. Sehingga penyelesaian persoalan ini membutuhkan evaluasi menyeluruh dan komprehensif dari hulu sampai hilir.

 

Indonesia Incorporated

 

Dinamika diskusi terkait  kenaikan harga gas untuk konsumen di sektor hilir perlu disikapi dengan lebih bijaksana. Menyikapi hal itu, ada beberapa hal yang segera dilakukan: 

 

Pertama, pembenahan pengelolaan dan pengawasan industri migas nasional sebagai industri strategis perlu dioptimalkan.  Peran regulator, operator, dan pasar perlu didudukkan pada porsi yang tepat sesuai.

 

Kedua, mekanisme penetapan harga komoditas strategis termasuk gas perlu dievaluasi, sehingga tidak melanggar konstitusi yang ada tetapi juga tidak menhambat daya saing nasional.

 

Ketiga, struktur industri migas perlu dipetakan sedemikian rupa sehingga jelas player dan power dalam industri tersebut. Kejelasan ini akan memudahkan untuk melakukan pengaturan di industri migas dari hulu hingga hilir.

 

Keempat, nilai ke-ekonomis-an komoditas strategis seperti gas perlu dihitung kembali baik ditingkat hulu maupun hilir untuk menemukan titik optimal harga yang dapat menjadi penyokong daya saing nasional.

 

Kelima, upaya untuk renegoisiasi kontrak kerja dengan importer terutama dengan China perlu terus dipotimalkan untuk menjamin pasokan gas dalam negeri.

 

Keenam atau terakhir, perlu adanya forum komunikasi dan dialog baik pemerintah, PGN dan industri untuk mencari formula harga yang win-win solution.

 

Diharapkan langkah menyeluruh ini tidak hanya menstimuli pertumbuhan dan pembangunan ekonomi tetapi juga dapat membantu mencapai titik keseimbangan yang paling ideal dalam penguatan industri nasional.

 

Sebagai komoditas strategis, penetapan harga gas perlu diupayakan untuk dapat memenuhi berbagai kepentingan nasional. Khususnya, dalam menggenjot daya saing nasional.

 

 

*) Firmanzah adalah Dekan Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia dan Staf Khusus Presiden Bidang Ekonomi,

 

 

 

Sumber