Menu
Sign in
@ Contact
Search
×

Email

Password

Nama

Email

Password

Ulangi Password


×

Email

Password


×

Nama

Email

Password

Ulangi Password


×

Pencarian


×

INVESTOR DAILY


Alamat Redaksi :
BeritaSatu Plaza 11th Floor, Suite 1102 Jl. Jend. Gatot Subroto Kav. 35-36 | Jakarta 12950

Telpon:
+6221-29957555 | Fax: +6221-5200072

Email:
subscription.services@beritasatumedia.com
Pipia gas PGN. Foto: IST

Pipia gas PGN. Foto: IST

UNTUK TURUNKAN HARGA GAS

Kepmen Integrasikan Hulu dan Hilir Perlu Diterbitkan

Kamis, 9 Januari 2020 | 14:21 WIB
Retno Ayuningtyas (retno.ayuningtyas@investor.co.id) ,Euis Rita Hartati (erita_h@investor.co.id)

JAKARTA, investor.id - Menteri energi dan sumber daya mineral (ESDM) didesak untuk segera mengeluarkan keputusan menteri (kepmen) yang mengintegrasikan kegiatan hulu dan hilir bisnis gas di dalam negeri. Hal ini perlu dilakukan sebagai langkah konkret untuk menurunkan harga gas bagi industri, sebagaimana diinstruksikan Presiden Joko Widodo (Jokowi).

“Segeralah menteri ESDM mengeluarkan kepmen untuk integrasi hulu hingga hilir, yang mengakomodasi Pertamina, PGN, dan industri. Penyebab tingginya harga gas selama ini karena ada permasalahan krusial yang belum tertangani,” kata pengamat ekonomi energi dari UGM Fahmy Radhi dalam dialog Hot Economy bertema Industri Menagih Janji Gas Murah yang tayang di BeritaSatu TV, Jakarta, Rabu (8/1).

Fahmy Radhi (Pengurus ISEI Jogja & Dosen Sekolah Vokasi UGM)
Fahmy Radhi (Pengurus ISEI Jogja & Dosen Sekolah Vokasi UGM)

Fahmi mengatakan, permasalah pertama adalah harga gas memang sudah mahal di hulunya. Lalu, dari hulu ke hilir ada midterm sebelum sampai ke konsumen.

“Meskipun sudah dibenahi, masih ada jalur distribusi yang panjang dan berjenjang yang melibatkan trader. Mereka ini, tidak memiliki pipa namun memiliki jatah gas,” kata Fahmy.

Kedua, gas bumi tidak bisa diangkut dengan moda transportasi, kecuali diubah menjadi LNG atau CNG, atau melalui pipa. Padahal, ketersediaan pipa gas di Indonesia belum mencukupi, sementara sumber gas Indonesia kebanyakan ada di Bontang (Kalimantan Timur), di Tangguh Papua, maupun di Aceh.

Menurut Fahmy, bisnis pipa gas kalaupun ini diserahkan ke pengusaha, bukan suatu bisnis yang menarik, beda dengan jalan tol. Hal ini menyebabkan pembangunan pipa gas masih sangat sedikit.

Opsi

Wakil Komisi Tetap Industri Hulu dan Petrokimia Kadin Indonesia Achmad Widjaja mengatakan, hulu dan hilir gas kini sudah berada di bawah kontrol Pertamina selaku holding gas. “Semua ada di dalam keputusan dan kebijakan politik, bukan keputusan komersial. Artinya, kalau sudah menyangkut keputusan politik, pemerintah tinggal menentukan dan pemerintah yang meluncurkan kebijakan itu untuk industri.

Apalagi Presiden Joko Widodo sudah menunjukkan bahwa industri harus dinomorsatukan, harus ditingkatkan daya saingnya, sehingga proporsi yang disebut mahal atau murah di hulu, itu adalah ketentuan dari ESDM. Karena ini sudah terintegrasi di holding, menurut saya gampang sekali untuk menerapkan harga gas US$ 6 per mmbtu,” katanya.

Presiden Joko Widodo. Sumber: BSTV
Presiden Joko Widodo. Sumber: BSTV

Selain itu, kata dia, Presiden Joko Widodo (Jokowi) juga sebelumnya menyatakan bahwa pemerintah bersedia mengurangi atau bahkan menghilangkan porsi gas pemerintah senilai US$ 2,2 per mmbtu, sebagai salah satu opsi untuk menurunkan harga gas.

Dalam rapat terbatas bertopik Ketersediaan Gas untuk Industri di Kantor Presiden, Jakarta, Senin (6/1), Presiden Jokowi menyebutkan tiga opsi untuk menurunkan harga gas bagi industri. Pertama membuka keran impor, dimana pelaku industri bebas impor gas.

Opsi kedua, penghilangan porsi gas pemerintah. Upaya itu, kata Presiden Jokowi, harus dikoordinasikan dengan Menteri Keuangan Sri Mulyani Indrawati. Penyesuaian jatah itu adalah bagian pemerintah yang masuk melalui penerimaan negara bukan pajak (PNBP). Jika jatah gas pemerintah disesuaikan, maka harganya bisa turun dari sekitar US$ 8-9 per mmbtu.

Opsi ketiga adalah Domestic Market Obligation (DMO) bagi gas diberlakukan dan dapat diberikan kepada industri. "Tiga itu pilihannya, kalau tidak segera diputuskan ya akan begini terus. Pilihannya kan hanya melindungi industri atau melindungi 'pemain gas. Perlu juga meminta laporan mengenai pelaksanaan Peraturan Presiden Nomor 40 Tahun 2016 tentang Penetapan Harga Gas Bumi, say ingin tahu apakah ada kendala di lapangan selama ini," ujar Jokowi.

Terkait tiga opsi yang disampaikan presiden, Fahmy khawatir hanya akan menciptakan blunder. Misalnya, dalam pegurangan jatah pemerintah, dia yakin usulan itu akan ditolak Kementerian Keuangan.

“Salah satu KPI Kementerian Keuangan adalah pendapatan pajak. Kalau ini dihilangkan, maka potensi pajak akan hilang dalam jumlah besar,” katanya.

Opsi membuka keran impor, menurut Fahmy bukan pilihan yang bijak, apalagi Indonesia masih memiliki sumber daya gas dalam jumlah besar.

“Impor hanya akan menciptakan ketergantungan kita pada negara lain, ini tidak bagus. Selain bukan pilihan yang bijak, opsi impor juga akan sulit dalam penerapan di lapangan. Kalaupun kita bisa impor gas, tapi kita tidak punya pipa, akan sulit lagi,” ujarnya..

Adapun opsi ketiga yakni DMO, menurut dia, jika harga DMO gas yang ditetapkan sesuai dengan harga pasar, hal ini bisa mudah diterapkan. Tapi, kalau harga DMO gas di bawah harga pasar, akan ditolak oleh KKKS.

Hilir, US$ 6/MMBTU

Djoko Siswanto, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi. Foto: migas.esdm.go.id
Djoko Siswanto, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi. Foto: migas.esdm.go.id

Sementara itu, Pelaksana Tugas Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Djoko Siswanto mengatakan, pemerintah siap memangkas bagian negara dari penjualan gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) ke PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk untuk memastikan harga gas di hilir maksimal US$ 6 per mmbtu. Pada saat yang sama, produsen LNG juga diminta menawarkan sisa produksi LNG yang belum terkontrak ke PGN terlebih dahulu, sebelum melepasnya ke pasar spot internasional.

Menurut Djoko, pihaknya sudah meminta PGN untuk menghitung kisaran harga LNG yang dibutuhkan untuk merealisasikan harga gas di hilir US$ 6 per mmbtu. Selanjutnya, produsen LNG diminta menjual ke PGN pada harga tersebut.

Meski demikian, lanjut dia, dipastikannya bahwa hal itu tidak akan merugikan produsen LNG dalam negeri. “Misal harga spot LNG kan biasanya yang tertinggi, begitu (PGN) katakan (harga) US$ 4-5 per mmbtu, hulunya keekonomiannya berkurang. Maka, berapa bagian pemerintah dikurangi sehingga harga US$ 4-5 per mmbtu tadi. Bagian kontraktor tidak diganggu gugat,” kata dia di Jakarta, Rabu (8/1).

Di sisi lain, hal ini juga bukan berarti pendapatan pemerintah dari penjualan LNG belum terkontrak (uncommitted) akan berkurang atau nol. “Kalau misalnya harga tertinggi sesuai lelang itu sesuai kemampuan PGN, ya sudah. Tetapi kalau harga lelang katakanlah US$ 5 per mmbtu, PGN sanggupnya US$ 4 per mmbtu, yang US$ 1 per mmbtu ini bagian pemerintah dikorbankan,” ujar Djoko.

PGN sendiri, kata dia, menyatakan bisa menjual gas pada harga US$ 6 per mmbtu selama seluruh fasilitas gasnya beroperasi sesuai kapasitas. Dengan fasilitas beroperasi penuh dan penjualan lebih besar, maka ongkos angkut (toll fee) yang dibebankan ke pembeli juga turun.

“Kami meminta PGN untuk menerapkan ketentuan margin penjualan gas 7%. Harga bisa turun dan untung, dia bisa sama, tetapi volume gasnya harus besar. Itu yang ditawarkan PGN. Oke, kami penuhi dari LNG, tinggal tunggu hitungan PGN (terkait harga LNG agar harga gas US$ 6 per mmbtu),” tutur Djoko.

Ia menjelaskan lebih lanjut, harga LNG dihitung dari harga gas US$ 6 per mmbtu dikurangi biaya penyaluran gas. Saat ini, harga jual LNG di pasar spot internasional di bawah US$ 5 per mmbtu dan bahkan PGN sempat memperoleh LNG domestik dengan harga US$ 4,85 per mmbtu.

“Kalau posisi ini, berarti masih ada profit US$ 1,2 per mmbtu, jangan tinggi-tinggi lah, yang penting ada selisih. Saya juga akan menyurati produsen LNG domestik untuk menawarkan sisa pasokan LNG ke PGN terlebih dahulu sebelum menjualnya ke pasar spot internasional, apalagi jika harga pasar spot LNG tertinggi sesuai dengan hitungan PGN. Ini kan sesuai aturan bahwa produksi gas diutamakan untuk dalam negeri,” tandas dia.

Menurut Djoko, harga gas US$ 6 per mmbtu itu akan berlaku untuk seluruh jenis industri dan diupayakan juga untuk pembangkit listrik yang belum memiliki kontrak gas. Namun, untuk kontrak gas ke pembangkit listrik yang sudah berjalan, tetap akan mengikuti ketentuan yang berlaku.

PGN Mendukung

PGN akan mengelola bisnis gas bumi secara terintegrasi pada jaringan gas konvesional termasuk non pipa CNG dan LNG.
PGN akan mengelola bisnis gas bumi secara terintegrasi pada jaringan gas konvesional termasuk non pipa CNG dan LNG.

Sementara itu, dalam keterangan tertulis PGN menyatakan siap melayani kebutuhan gas bumi nasional, sesuai dengan perannya sebagai subholding gas untuk mengelola bisnis midstream dan downstream gas bumi nasional. PGN yakin gas masih menjadi sumber energi yang efektif, efisien, kompetitif, dan ramah lingkungan untuk industri.

Mengacu data PGN, perusahaan gas tersebut kini mengoperasikan dua unit penerimaan dan regasifikasi terapung (floating storage and regasification unit/FSRU) di Lampung dan Jawa Barat, serta satu terminal regasifikasi di Arun, Aceh. Selain itu, PGN mengelola pipa gas sepanjang lebih dari 10 ribu km.

“Dari hasil diskusi dengan pemerintah, PGN akan mengembangkan bisnis-bisnis baru. DMO gas menjadi salah satu solusi untuk menjaga pertumbuhan industri nasional, yang tentunya dengan tetap memperhatikan kepentingan stakeholder secara jangka panjang, yaitu pemerintah dan investasi hulu yang menarik,” ungkap Dirut PGN Gigih Prakoso di Jakarta.

Gigih Prakoso, Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN). Foto: Investor Daily/IST
Gigih Prakoso, Direktur Utama PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN). Foto: Investor Daily/IST

Menurut Gigih, dalam wacana mengenai kebutuhan DMO gas bumi dan LNG, keberpihakan pemerintah terhadap kebutuhan gas domestik sudah cukup baik. Namun, utilisasi dari komitmen gas bumi untuk domestik masih perlu ditingkatkan, khususnya dengan memperhatikan kebutuhan pertumbuhan infrastruktur gas yang lebih masif.

“Salah satu upaya untuk meningkatkan pasokan gas bumi dengan tingkat keekonomian yang diminta oleh beberapa pihak adalah DMO gas. PGN sebagai subholding gas siap mengemban tugas menjadi agregator gas bumi, apabila DMO gas diberlakukan dengan menyalurkannya ke seluruh sektor secara efektif dan efisien. Dengan konsep agregator yang mengintegrasikan pasokan di hulu dan infrastruktur hilir oleh subholding gas, maka diharapkan penyaluran gas bumi ke end user bisa lebih efektif, termasuk subsidi silang antarkawasan di wilayah Indonesia,” paparnya.

Saat ini, PGN sebagai subholding gas telah mengelola 96% infrastruktur gas bumi. Dengan adanya ekspektasi pemerintah agar harga gas lebih murah dan efisien, tahun 2020, PGN akan meningkatkan efektifitas dan efisiensi pada seluruh kegiatan operasi.

“Selain DMO gas untuk menjawab solusi pasokan gas yang berkelanjutan, PGN juga akan mengelola bisnis gas bumi secara terintegrasi pada jaringan gas konvesional, termasuk nonpipa CNG dan LNG. Memasuki tahun 2020, PGN telah bersiap untuk mengembangkan infrastruktur gas secara masif,” paparnya.

PGN berupaya untuk meningkatan perluasan pembangunan jaringan transmisi Gresik-Semarang dengan panjang 272 km. Sedangkan untuk pembangunan jaringan distribusi gas bumi ditargetkan lebih dari 180 km, dengan rincian di Jawa ± 60 km dan di Sumatera ± 120 km. Target tersebut akan semakin mendekatkan visi menyatukan infrastruktur pipa trans Sumatera dan Jawa.

“Jawa Timur menjadi salah satu concern PGN. Agar bisa memberikan dampak yang makin masif, pemanfaatan gas melalui layanan yang terintegrasi, PGN akan mengembangkan terminal LNG Teluk Lamong dengan kapasitas 40 bbtud. Ini termasuk bisnis LNG filling di Teluk Lamong dengan kapasitas 10 bbutd untuk wilayah baru yang belum terjangkau infrastruktur pipa di sejumlah kota di Jawa Timur bagian selatan, barat, dan timur,” ungkap Sekretaris Perusahaan PGN Rachmat Hutama.

Selain itu, secara masif PGN akan melaksanakan pembangunan Jargas Rumah Tangga dengan dana APBN, sebanyak 266.070 sambungan di 49 kabupaten/kota. Pembangunan ini ditargetkan dapat memberikan efisiensi untuk pelanggan rumah tangga, mengurangi beban subsidi, dan mengurangi impor LPG sekitar 0,24 juta ton.

Rachmat menambahkan, PGN juga akan membangun Jargas Mandiri di 16 kabupaten/ kota sebanyak 633.930 sambungan rumah tangga (SR), dengan rincian pada tahun 2020 sebanyak 50.000 SR dan sisanya 583.930 SR akan dikembangkan pada tahun 2021.

Tak berhenti sampai di situ, pada program tahun 2020 akan dilakukan gasifikasi kilang Pertamina. Ini terutama untuk kilang Cilacap dan kilang Balikpapan dengan volume 47 bbtud, sehingga dapat mengefisiensi bahan bakar kilang Pertamina dan produk turunannya.

“Yang sudah dilakukan di 2019 yaitu kilang Balongan. Sekarang sudah menggunakan gas; pipa PGN dan Pertagas telah disinkronkan sehingga bisa menyalurkan gas sekitar 20 bbtud,” ungkap Rachmat.

Lebih lanjut, Rachmat menjelaskan, program-program pengembangan infrastruktur ini akan memberikan benefit berupa keandalan kapasitas infrastruktur LNG dan gas pipa domestik, mendorong tambahan peningkatan utilisasi gas bumi domestik sampai dengan 130 bbutd atau setara dengan 23 ribu boepd, serta meningkatkan kemampuan PGN di pasar internasional sebagai global player. (en)

Editor : Gora Kunjana (gora_kunjana@investor.co.id)

Sumber : Investor Daily

BAGIKAN