Gas Impor Bukan Solusi Untuk Persoalan Harga Gas Bumi

Sebagai tindak lanjut atas upaya pemerintah untuk menurunkan harga gas bagi pelaku industri dalam negeri, pemerintah khabarnya kini mewacanakan upaya untuk mengimpor gas dari Malaysia, Brunei, Timur Tengah atau negara-negara produsen gas lainnya. Pilihan untuk membuka keran gas impor yang ditengarai harga belinya lebih rendah diharapkan dapat memenuhi target yang dicanangkan oleh Presiden agar harga beli gas di titik industri dalam negeri dapat berada di kisaran $5 hingga $6 per mmbtu, atau bahkan lebih rendah lagi apabila memungkinkan. Saat ini, harga gas industri dalam negeri berada di kisaran rata-rata lebih dari $9 per mmbtu, bahkan di beberapa wilayah industri seperti Sumatera Utara mencapai hingga $13 per mmbtu. Tingginya harga gas industri membuat pelaku industri dalam negeri sulit bersaing dan beberapa di antaranya bahkan mengalami masalah kelangsungan usaha.

Rantai pasok gas dalam negeri memang terbilang panjang dan berbelit. Kompleksitas struktur pasokan dan kerumitan tata laksana membuat upaya pembenahan menjadi tidak mudah dan membutuhkan waktu. Produksi gas di sisi hulu migas mulai dari mulut sumur lapangan beserta fasilitas produksi berlanjut pada jalur transportasi atau transmisi utama berupa pipa primer, sebelum kemudian didistribusikan melalui jalur pipa sekunder kepada berbagai pembeli industri yang menggunakan gas sebagai bahan baku manufaktur ataupun sebagai energi pembangkit. Pelaku di sisi hulu migas umumnya hanya terdiri dari satu pihak yang mengoperasikan wilayah kerja hulu migas di bawah Kontrak Kerja Sama bagi hasil (KKS atau Production Sharing Contract), namun pelaku usaha transportasi dan distribusi gas jumlahnya dapat sangat banyak di mana gas dipindahtangankan berkali-kali sebelum akhirnya mencapai pembeli akhir. Harga gas secara keseluruhan tentunya bergantung pada tingkat keekonomian seluruh pelaku yang terlibat dalam rantai pasok mulai dari hulu hingga hilir.

Sebelum pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk memperbolehkan masuknya gas impor, tentunya terlebih dahulu harus dilakukan kajian yang mendalam dengan penuh kehati-hatian agar keputusan yang diambil akhirnya memang akan mengatasi permasalahan tanpa menimbulkan permasalahan lain yang bahkan justru dapat memperburuk kondisi saat ini.

Impor gas pada kenyataannya harus dilakukan dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG), tidak dalam bentuk gas bumi yang dikirimkan melalui pipa. Secara proses, LNG merupakan gas alam yang terlebih dahulu harus dicairkan (likuifaksi) untuk kemudian dikapalkan menggunakan tanker khusus LNG kepada terminal tujuan yang lalu melakukan regasifikasi untuk mengubah LNG kembali menjadi gas alam yang kemudian dapat didistribusikan melalui pipa kepada pengguna gas. Proses yang lebih panjang untuk likuifaksi, pengapalan, dan regasifikasi tentunya membuat produksi LNG menjadi relatif lebih membutuhkan biaya dibandingkan gas bumi biasa.

Harga pasar Spot LNG internasional di kawasan Asia Pasifik saat ini berkisar $6.10/mmbtu, sehingga alhasil setelah proses regasifikasi (sekitar $2/mmbtu), transmisi primer (asumsi $1/mmbtu) dan distribusi (kurang lebih $1/mmbtu) akan menghasilkan harga pada titik pembeli akhir tetap tinggi atau bahkan mungkin justru lebih tinggi dibandingkan harga gas domestik saat ini. Patut pula dicatat bahwa harga LNG di kawasan Asia Pasifik selalu dikaitkan dengan formula yang mengacu pada harga pasar minyak mentah, sehingga apabila harga minyak mentah naik maka dengan sendirinya harga LNG juga turut meningkat.

Produsen gas domestik di sektor hulu migas di bawah peraturan dan perundangan yang ada diharuskan memberikan prioritas untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri terlebih dahulu sebelum diperbolehkan untuk melakukan ekspor gas. Dengan demikian, sudah sepatutnya bila pihak pembeli gas domestik juga sebaliknya memprioritaskan untuk membeli dari produsen gas dalam negeri. Gas impor justru mengurangi potensi pasar gas domestik Indonesia sendiri dan dikhawatirkan akan berdampak jangka panjang yang dapat melemahkan sektor hulu migas domestik akibat tidak adanya konsistensi regulasi, ketiadaan pasar, dan hilangnya minat investor untuk melakukan kegiatan eksplorasi hulu atau mengembangkan cadangan yang telah ditemukan.

Kebijakan pemerintah untuk memperbolehkan masuknya gas impor secara perekonomian makro akan sedikit banyak menguras cadangan devisa nasional yang pada dasarnya dapat turut memperlemah nilai tukar rupiah, sementara kebijakan yang lebih mendahulukan gas domestik tidak akan menggerus cadangan devisa negara dan dengan demikian tidak akan memperlemah nilai tukar rupiah.

Gas impor sama sekali tidak memberikan bagian negara dari Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) maupun penerimaan pajak di sisi hulu migas, melainkan justru memberikan penerimaan kepada negara lain. Sementara itu, gas domestik memberikan bagian negara berupa PNBP dan pajak berdasarkan Kontrak Kerja Sama hulu migas yang besarnya hingga 70% dari keuntungan di wilayah kerja hulu migas (30% sisanya merupakan bagian keuntungan untuk investor hulu migas). Bahkan kalaupun harga gas impor sedikit lebih murah sekalipun, secara agregat makro maka penerimaan negara justru dapat tetap akan berkurang dibandingkan apabila mengutamakan gas domestik.

Masuknya gas impor yang mengurangi pasar gas domestik tidak akan memberikan dampak berganda kepada sektor perekonomian hulu di dalam negeri yang diperoleh dari investasi hulu migas, dihasilkannya Dana Bagi Hasil (DBH) bagi Pemda di mana lapangan produksi gas berada yang sangat berperan bagi pembangunan daerah, terbukanya lapangan kerja, dan berbagai manfaat perekonomian lainnya. Seluruh dampak berganda tersebut pada akhirnya juga memberikan penerimaan negara dalam bentuk pajak dari sektor penunjang industri hulu migas, pajak pribadi individu karyawan hulu migas, dan sebagainya.

Jumlah kapasitas produksi gas alam dan LNG domestik yang saat ini belum terkontrak cukup besar, sehingga sepatutnya dapat diserap terlebih dahulu oleh pasar pembeli domestik. Sebagian dari kapasitas tersebut memang telah dialokasikan oleh Pemerintah untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri dan dengan demikian tidak diperbolehkan untuk diekspor secara jangka panjang. Produsen hulu gas dan LNG dengan demikian telah sekian lama menunggu diserapnya kapasitas yang ada tersebut, sehingga penantian mereka akan sia-sia apabila kemudian justru gas impor yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri. Kapasitas produksi gas domestik yang ada ini telah atau sedang dikembangkan dan pengembalian biaya (cost recovery) di hulu migas juga telah dikeluarkan untuk berbagai fasilitas produksi, infrastruktur dan pengolahan hulu, sehingga akan sangat mubazir dan sia-sia apabila kemudian menjadi tidak diserap dan Pemerintah justru memilih untuk melakukan impor gas.

Cadangan gas domestik yang telah ditemukan dan belum dikembangkan jumlahnya juga sangat besar, antara lain di lapangan Masela, lapangan IDD, Natuna, dan banyak lagi lapangan gas lainnya. Tidak sepenuhnya benar apabila dikatakan bahwa cadangan gas tersebut dapat dibiarkan menunggu di bawah tanah untuk generasi anak cucu kita mendatang, sekalipun apabila secara geologis hal tersebut bisa saja dilakukan. Cadangan gas tersebut ditemukan oleh investor hulu migas melalui kegiatan eksplorasi yg membutuhkan biaya investasi yang sangat besar dengan tingkat resiko yg tinggi. Apabila kemudian cadangan yg telah ditemukan tersebut ditunda pengembangannya menunggu sekian lama karena justru mendahulukan gas impor, maka masa kontrak wilayah kerja hulu migas akan terus berkurang tanpa adanya kepastian perpanjangan masa kontrak. Keekonomian investor hulu dengan demikian akan terus tergerus dan akhirnya mereka akan dirugikan. Akibatnya, investor tidak akan lagi berminat masuk ke Indonesia untuk melakukan kegiatan eksplorasi menemukan cadangan baru. Industri hulu migas secara jangka panjang akibatnya akan terus melemah.

Tidak tepat juga apabila dikatakan bahwa gas dan LNG domestik dapat diekspor saja ke negara lain sementara kebutuhan domestik justru dapat menggunakan gas impor. Harga LNG impor dan ekspor secara praktis adalah sama karena berdasarkan harga pasar komoditas yang mengikuti mekanisme pasar saat ini, sehingga tidak dapat dipastikan akan diperoleh transaksi agregat yang secara netto bersifat positif. Ekspor gas juga tidak sejalan dengan konsep paradigma baru bahwa sumber energi nasional tidak lagi digunakan sebagai motor utama penghasil devisa ekspor namun kini justru lebih diutamakan sebagai penggerak pertumbuhan ekonomi nasional di dalam negeri. Ekspor gas sebaiknya memang hanya dilakukan apabila pasar domestik sudah tidak dapat menyerap baik dari sisi volume produksi atau dari sisi tata waktu. Terkadang, ekspor gas memang tidak terhindarkan untuk menjaga keekonomian proyek hulu migas saat harga gas ekspor lebih tinggi daripada harga pasar gas dalam negeri.

Patut juga dicermati bahwa apabila harga gas impor dari negara lain memang ternyata lebih murah daripada harga gas domestik, belum tentu hal tersebut disebabkan oleh faktor biaya produksi dan karakteristik lapangan gas yang lebih baik. Bisa jadi hal tersebut dikarenakan adanya perbedaan ketentuan kontrak dan kondisi fiskal sesuai dengan peraturan dan perundangan. Di Indonesia di bawah rezim kontrak kerja sama bagi hasil, investor hulu untuk lapangan gas harus menanggung investasi seluruh biaya kapital dan non kapital, namun hanya mendapat bagi hasil setelah PNBP dan pajak sebesar 30% hingga 40% dari total keuntungan yang dihasilkan oleh wilayah kerja hulu migas tersebut, sehingga secara keekonomian (NPV, IRR) menjadi lebih terbenani dibandingkan dengan negara lain yang menganut sistem kontrak royalti dimana bagian negara jauh lebih kecil. Mekanisme di bawah Peraturan Presiden No 40/2016 (mengenai harga gas untuk industri tertentu) sebenarnya sudah sangat baik, dimana untuk menurunkan harga gas di sisi hulu maka bagian pemerintah di sektor hulu dapat dikurangi tanpa mengurangi keekonomian investor. Pemerintah juga dapat membantu memperbaiki keekonomian proyek hulu migas dengan memberikan berbagai insentif fiskal dan non fiskal.

Jangka waktu yang dibutuhkan sejak masa eksplorasi, pembuktian besaran cadangan (appraisal), pra-pengembangan, dan konstruksi pengembangan lapangan migas di Indonesia juga sangat panjang, antara lain karena banyaknya masalah perizinan, persetujuan, pembebasan lahan, dan sebagainya. Lapangan gas Tangguh adalah contoh nyata dimana kontrak wilayah kerjanya mulai ditandatangani tahun 1987, penemuan cadangan pertama sekitar tahun 1993, pembuktian cadangan diselesaikan pada tahun 1997, keputusan investasi final (Final Investment Decisions, FID) tahun 2004, dan produksi pertama baru tahun 2009, yaitu 22 tahun sejak penandatanganan kontrak. Lapangan gas Masela tampaknya juga bernasib sama atau bahkan lebih lama, ditandatangani tahun 1998 dan diperkirakan baru akan berproduksi tahun 2025/2026, 28 tahun sejak penandatanganan kontrak. Proses yang berkepanjangan ini semua juga pada akhirnya menggerus keekonomian investor secara keseluruhan (full-cycle) yang berujung pada dibutuhkannya harga jual gas lebih tinggi untuk membuat proyek pengembangan dapat dilakukan secara komersial. Pemerintah dapat terus membantu mengatasi masalah ini dengan penyederhanaan proses perizinan, proses persetujuan dan peraturan perundangan yang lebih kondusif selain dengan cara memberikan insentif fiskal dan non fiskal.

Tidak sepenuhnya tepat apabila dikatakan bahwa biaya transportasi LNG menggunakan pengapalan dari Papua ke Aceh membutuhkan biaya besar. Biaya transportasi dari Papua hingga ke Aceh hanya berkisar $0.50-$0.70 per mmbtu, justru jauh lebih rendah daripada biaya transmisi dan distribusi pipa yang berjarak jauh lebih dekat di mana panjang pipa hanya beberapa kilometer saja. Transportasi LNG menggunakan pengapalan setelah gas dicairkan terbilang efisien, namun memang proses likuifaksi dan regasifikasi membutuhkan biaya tambahan ekstra. LNG dari lapangan gas Tangguh di Papua saat ini tidak digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas industri di Sumatera Utara melainkan dikirimkan ke Aceh untuk proses regasifikasi dan kemudian dipipakan dari Lhokseumawe, Aceh, ke Belawan, Sumatera Utara untuk pembangkit listrik tenaga gas milik PLN di Belawan. Pertimbangan impor LNG dari Timur Tengah tidak akan mempersingkat jarak tempuh, mengingat Papua – Aceh tidak lebih jauh daripada Timur Tengah – Aceh.

Kiranya dapat disimpulkan bahwa rencana Pemerintah untuk membuka keran impor gas/LNG sebaiknya terlebih dahulu dikaji secara hati-hati, dikonsultasikan dengan pelaku industri hulu migas, dan tidak dilakukan secara terburu-buru sepanjang masih tersedia kapasitas gas/LNG domestik yang belum terserap dan sepanjang masih ada cadangan lapangan gas domestik yang belum dikembangkan.

Untuk mencoba menurunkan harga gas bumi bagi industri dalam negeri, langkah-langkah yang sejauh ini sudah mulai diambil oleh Pemerintah sesungguhnya telah baik dan tepat, sekalipun membutuhkan upaya yang besar dan waktu yang tidak singkat. Diterbitkannya Peraturan Presiden nomor 40/2016 beserta Peraturan Menteri untuk implementasinya, pembenahan sektor transportasi, transmisi dan distribusi gas dengan mengurangi transaksi berantai dan meniadakan margin laba yang tidak wajar, penghapusan perantara gas bumi yang tidak memiliki infrastruktur, dan perbaikan keekonomian hulu migas melalui pemberian fasilitas insentif fiskal maupun non fiskal seluruhnya diharapkan dapat menyeimbangkan rantai pasok gas bumi tanpa menimbulkan masalah jangka panjang bagi industri gas nasional dari titik paling hulu hingga titik paling hilir dan dari titik paling barat di Aceh hingga titik paling timur di Papua.

Advertisements

Leave a Reply

Fill in your details below or click an icon to log in:

WordPress.com Logo

You are commenting using your WordPress.com account. Log Out / Change )

Twitter picture

You are commenting using your Twitter account. Log Out / Change )

Facebook photo

You are commenting using your Facebook account. Log Out / Change )

Google+ photo

You are commenting using your Google+ account. Log Out / Change )

Connecting to %s