BADAN PERENCANAAN PEMBANGUNAN NASIONAL
Percepatan
Pembangunan
Industri Gas Bumi
Laporan Akhir Kajian
DIREKTORAT SUMBER DAYA ENERGI, MINERAL
DAN PERTAMBANGAN
i
KATA PENGANTAR
Indonesia merupakan salah satu negara eksportir gas bumi terbesar di dunia. Namun ironisnya, pemenuhan kebutuhan gas di Indonesia masih banyak mengalami kendala sehingga sampai saat ini Indonesia belum dapat memanfaatkan gas secara maksimal. Padahal pemanfaatan gas ini diproyeksikan untuk menggantikan sebagian porsi bahan bakar minyak yang semakin terbatas. Secara umum, walaupun cadangan gas Indonesia kecil namun jumlahnya sangat menjanjikan bila dibandingkan dengan cadangan minyak yang jauh menipis, apalagi bila ditambah cadangan gas
unconventional yang saat ini sedang dirintis. Di masa mendatang, dengan banyaknya
penemuan cadangan gas di dunia, gas akan berpotensi menjadi energi yang murah dan menjadi sumber energi yang strategis.
Industri gas bumi mengalami transformasi melalui proses deregulasi di tahun 2001 dengan terbitnya UU No. 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi menggantikan UU Migas tahun 1960. Dengan UU ini, peranan Pertamina berubah dari monopoli operator dan regulator menjadi fokus sebagai operator. Sebagai gantinya, dibentuklah BP Migas dan BPH Migas untuk melaksanakan pengendalian dan pengaturan di sektor hulu dan hilir migas Indonesia. Dalam perjalanannya, UU Migas ini mengalami banyak perubahan dengan adanya pembatalan-pembatalan beberapa pasal melalui putusan MK. Banyaknya judicial review dan pembatalan ini menunjukkan adanya permasalahan dalam kebijakan migas.
Penyusunan Kajian “Percepatan Pembangunan Industri Gas Bumi” dilakukan untuk memetakan permasalahan dan bottlenecking di sektor gas yang selama ini menghambat pemanfaatan gas. Dari hasil pemetaan ini diharapkan dapat tersusun usulan strategi untuk mempercepat pembangunan industri gas bumi. Kajian ini disusun melalui studi literatur, diskusi, dan seminar untuk mendapatkan masukan dari narasumber dan para para pihak terkait.
Sebagai penutup, kami ucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu pelaksanaan penyusunan kajian ini, mulai dari persiapan, diskusi, seminar, sampai dengan penulisan laporan. Semoga kajian ini dapat memberikan kontribusi dalam rangka pembangunan dan pengembangan pembangunan industri gas bumi yang berkelanjutan dan berkeadilan. Saran dan kritik sangat kami harapkan demi penyempurnaan laporan ini.
Jakarta, Desember 2012
Direktur Sumber Daya Mineral, Energi dan Pertambangan
ii ABSTRAK
Kajian ini bertujuan untuk menentukan permasalahan pembangunan industri gas bumi dan merumuskan solusinya berupa arah kebijakan untuk mempercepat pembangunan industri
gas bumi. Penyusunan kajian dilakukan melalui brainstorming dengan serangkaian diskusi dan
seminar yang mengundang berbagai pihak yang secara langsung terlibat dalam industri gas baik dari kalangan pemerintah pusat, pemerintah daerah, maupun dari kalangan akademisi atau universitas, serta para pelaku usaha yang langsung terlibat dalam industri ini.
Berdasarkan kondisi saat ini, gas berpotensi sebagai energi masa depan Indonesia selain energi terbarukan menggantikan minyak bumi. Hal ini didasarkan pada kecenderungan banyaknya penemuan lapangan baru gas dan peningkatan produksi gas sementara kondisi produksi minyak bumi dan penemuan lapangan baru cenderung menurun. Namun demikian, dengan adanya kesenjangan lokasi antara pusat kebutuhan dan pusat pasokan banyak hal yang harus dibenahi terutama infrastruktur penghubung.
Sampai saat ini, banyak langkah yang telah dilakukan pemerintah Indonesia diantaranya adalah proses deregulasi sektor migas yang dimulai tahun 2001 dengan deregulasi peran monopoli Pertamina sebagai operator sekaligus regulator berubah menjadi hanya sebagai operator. Sementara peran regulator di sektor hulu dipegang Pemerintah yang dilaksanakan oleh BP Migas dan di sektor hilir, BPH Migas berperan sebagai regulator bersama-sama Ditjen Migas. Proses deregulasi ini bertujuan untuk menciptakan iklim kompetisi pada industri gas yang pada akhirnya diharapkan dapat memberi keuntungan pada konsumen akhir.
Walaupun demikian, sampai saat ini terdapat beberapa permasalahan pokok yang belum terselesaikan dengan proses deregulasi yang telah dilakukan. Apabila tidak diatasi dengan baik, permasalahan ini dapat terus menghambat pembangunan industri gas bumi dalam negeri. Perencanaan Inftrastruktur serta kebijakan alokasi dan harga yang belum jelas merupakan permasalahan pokok yang harus segera dituntaskan untuk mempercepat pembagunan industri gas bumi.
Untuk itu, beberapa hal yang perlu segera dilakukan adalah: (i) Percepatan Revisi UU No. 22 Tahun 2001 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas yang mencakup penyempurnaan aspek kelembagaan pengelola migas, integrasi antara sektor hulu dan hilir, penyempurnaan mekanisme dan substansi RIJTDGB, penyempurnaan prioritas alokasi yang diantaranya termasuk usulan renegosiasi porsi gas ekspor, transparansi biaya produksi (produsen dan konsumen) dalam mendukung penetapan kebijakan harga gas, keterlibatan aktif pemerintah dalam mekanisme seleksi (lelang) konsumen gas, penyempurnaan kebijakan fiskal melalui perubahan porsi bagi hasil kontraktor dalam skema KKS (menjadi bertambah) dan penerapan subsidi gas
iii DAFTAR ISI
KATA PENGANTAR ... i
ABSTRAK ... ii
DAFTAR ISI ... iii
DAFTAR GAMBAR ... v
DAFTAR TABEL ... vii
BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Perumusan Masalah ... 2
1.3 Tujuan dan Sasaran ... 3
1.4 Ruang Lingkup Studi ... 4
1.5 Pendekatan Studi ... 4
1.6 Sistematika Laporan ... 5
BAB 2 PERKEMBANGAN INDUSTRI GAS BUMI INDONESIA 2.1 Potensi Gas Bumi Indonesia ... 6
2.2 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia ... 8
BAB 3 DEREGULASI DAN KEBIJAKAN HARGA GAS BUMI 3.1 Struktur Industri Gas ... 13
3.1.1 Tipe Integrasi Vertikal ... 15
3.1.2 Tipe Kompetisi di Segmen Produksi ... 16
3.1.3 Tipe Akses Terbuka untuk Niaga Umum ... 17
3.1.4 Tipe Akses Terbuka/Liberalisasi Penuh ... 19
3.2 Deregulasi Industri Gas Bumi Indonesia ... 21
3.2.1 Deregulasi Industri Sektor Hulu Gas Bumi Indonesia ... 23
3.2.2 Deregulasi Sektor Hilir Gas Bumi Indonesia ... 26
3.3 Kebijakan Alokasi dan Harga Gas Bumi Indonesia ... 30
3.3.1 Harga Gas Hulu dan Harga Gas Hilir untuk Pengguna Tertentu ... 31
3.3.2 Harga Gas Rumah Tangga ... 36
3.3.3 Harga Gas untuk Pengguna Umum (Hilir) ... 39
BAB 4 KEBUTUHAN, PASOKAN DAN INFRASTRUKTUR GAS 4.1 Kebutuhan dan Pasokan Gas ... 41
4.1.1 Kebutuhan dan Pasokan Gas Industri Pupuk ... 41
4.1.2 Kebutuhan dan Pasokan Gas Listrik ... 42
4.1.3 Kebutuhan dan Pasokan Gas Industri Lainnya ... 47
iv
4.2 Infrastruktur Gas Indonesia ... 54
4.2.1 Perkembangan Infrastruktur Gas Bumi Indonesia ... 54
4.2.2 Rencana Infrastruktur Gas Bumi Indonesia ... 56
BAB 5 STRATEGI PERCEPATAN PEMBANGUNAN INDUSTRI GAS DALAM NEGERI 5.1 Simulasi Manfaat Substitusi BBM ke Gas ... 60
5.1.1 Skenario Subsidi ... 61
5.1.2 Penghematan Belanja Subsidi BBM ... 63
5.1.3 Pengurangan Emisi CO2 ... 67
5.2 Strategi Pengembangan Industri Gas Dalam Negeri ... 67
5.2.1 Strategi Pengembangan Infrastruktur Gas ... 68
5.2.2 Strategi Alokasi Gas Dalam Negeri ... 74
5.2.3 Strategi Penetapan Harga Gas dalam Negeri ... 77
BAB 6 KESIMPULAN DAN REKOMENDASI 6.1 Kesimpulan ... 84
6.2 Rekomendasi ... 86
6.3. Tindak Lanjut dari Rekomendasi ... 90
v
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1 Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia ... 8
Gambar 2 Perkembangan Produksi Minyak dan Gas Indonesia ... 9
Gambar 3 Rencana Produksi Minyak dan Gas Indonesia sampai 2018 ... 9
Gambar 4 Perbandingan Proporsi Lokasi Pasokan dan Kebutuhan Gas Indonesia ... 10
Gambar 5 Proyeksi Produksi Gas Nasional pada Tahun 2015 dengan Total Pasokan 10.000 MMSCFD ... 11
Gambar 6 Grafik Perkembangan Alokasi Pemanfaatan Gas Bumi (2002 -2011) ... 12
Gambar 7 Rantai Nilai Industri Gas Bumi ... 13
Gambar 8 Mekanisme Industri Gas Transisi ... 16
Gambar 9 Mekanisme Akses Terbuka untuk Niaga Umum ... 17
Gambar 10 Mekanisme Akses Terbuka/Liberalisasi Penuh ... 19
Gambar 11 Kerangka Regulasi Pengusahaan Gas Bumi ... 22
Gambar 12 Skema Pengusahaan Gas Bumi ... 23
Gambar 13 Mekanisme Pelaksanaan DMO Gas ... 26
Gambar 14 Hubungan KESDM, BP Migas dan BPH Migas dalam Pengelolaan Migas 27 Gambar 15 Otoritas Penetap Harga Gas Pipa ... 31
Gambar 16 Penetapan Harga Jual Beli Gas didalam Skema Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) ... 32
Gambar 17 Perkembangan Harga Gas LNG, Gas Pipa Ekspor dan Gas Pipa Domestik 2006-2012 ... 34
Gambar 18 Harga LNG Ekspor - Pasar Jepang, Guangdong, dan Fujian ... 36
Gambar 19 Hubungan Kebutuhan, Pasokan dan Kontrak Gas PLN untuk Jawa Bali . 44 Gambar 20 Hubungan Kebutuhan, Pasokan dan Kontrak Gas PLN Indonesia Bagian Barat ... 44
Gambar 21 Hubungan Kebutuhan, Pasokan dan Kontrak Gas PLN Indonesia Bagian Timur ... 45
Gambar 22 Profil Angkutan Umum Secara Basional (2010) Berdasarkan Jenis Angkutan (a) dan Berdasarkan Provinsi di mana Angkutan Umum Beroperasi (b) ... 49
Gambar 23 Potensi Pasokan Gas dan Kebutuhan Gas Di Kota-Kota yang Mendapat Giliran Substitusi dari BBM Ke BBG ... 52
Gambar 24 Pasokan Gas Berdasarkan Perusahaan Pemasok Gas untuk Sektor Transportasi (2012) ... 53
Gambar 25 Eksisting dan Rencana Infrastruktur Gas Dalam Negeri ... 56
Gambar 26 Infrastruktur Gas untuk Pulau Jawa ... 59
Gambar 27 Proyeksi Kebutuhan BBG untuk Angkutan Umum di Kota dan Untuk Angkutan Umum di Kabupaten Berdasarkan Jumlah Angkutan Umum 2010 ... 59
vi
Gambar 28 Penerimaan Minyak dan Gas Bumi dan Subsidi BBM dengan Skenario 25% dan 50% Substitusi BBM Bersubsidi Sektor Transportasi oleh Gas
Bumi (2009) ... 65
Gambar 29 Perkembangan Panjang, Kapasitas Ruas Transmisi dan Realisasi Gas yang Diangkut ... 69
Gambar 30 Perkembangan Panjang, Kapasitas Ruas Distribusi Gas ... 71
Gambar 31 Gambaran Realitas Implementasi Kebijakan Unbundling ... 71
Gambar 32 Perbandingan Rencana dan Realisasi Alokasi Gas Tahun 2011 ... 74
Gambar 33 Jadwal Penyesuaian Harga Gas Hulu (Y) dan Hilir (X) ... 80
vii
DAFTAR TABEL
Tabel 1 Potensi Sumber Daya Energi Fosil Indonesia per 2011 ... 7
Tabel 2 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia (2002 – 2011) ... 12
Tabel 3 Beberapa Model Harga Gas Bumi Indonesia untuk Beberapa Sektor Konsumen ... 33
Tabel 4 Daftar Harga Gas Bumi untuk Rumah Tangga dan Pelanggan Kecil ... 38
Tabel 5 Perkembangan Harga Gas Bumi untuk Pengguna Umum ... 40
Tabel 6 Realisasi Pemanfaatan Gas untuk Industri Pupuk (dalam MMSCFD) ... 41
Tabel 7 Kebutuhan Gas untuk Industri Pupuk Berdasarkan Perjanjian Jual Beli Gas (dalam MMSCFD) ... 42
Tabel 8 Proyeksi Kebutuhan Gas dan Pasokan untuk Pembangkit Listrik ... 43
Tabel 9 Kebutuhan Gas untuk Industri Selain Pupuk ... 47
Tabel 10 Kontrak dan Realisasi Pemakaian Gas Pelanggan Industri Retail (PGN) ... 48
Tabel 11 Kota-kota dengan Jumlah Angkutan Umum di atas 2.000 Kendaraan (2010) ... 50
Tabel 12 Kebutuhan BBM untuk Angkutan Umum dan Proyeksi Kebutuhan BBG untuk Mensubstitusi BBM Angkutan Umum ... 51
Tabel 13 Timeline Konversi BBM ke BBG untuk Transportasi di Beberapa Kota/Kab sampai dengan 2015 ... 53
Tabel 14 Infrastruktur Gas - Floating Storage dan Pipa Transmisi Gas ... 58
Tabel 15 Skenario Substitusi BBM Bersubsidi oleh Gas untuk Transportasi dan BBM Non-subsidi untuk Industri dan Listrik ... 62
Tabel 16 Proyeksi Potensi Pengurangan Emisi CO2 dari Substitusi Premium dan Solar di Sektor Transportasi oleh Gas (2015) ... 66
Tabel 17 Proyeksi Potensi Pengurangan Emisi CO2 dari Substitusi Solar di Sektor Industri dan Listrik oleh Gas 2015) ... 66
Tabel 18 Harga Gas KKKS dan Perubahan Kenaikan Harga Gas (Mei 2012) ... 78
Tabel 19 Kontraktor KKS yang Melakukan Penjualan Gas dengan PGN ... 78
1 BAB 1
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Indonesia merupakan salah satu negara pertama yang mengembangkan gas bumi khususnya dalam pengembangan ekspor gas bumi cair (liquefied natural gas: LNG). Namun demikian, pengembangan industri gas bumi untuk pemanfaatan dalam negeri masih sangat lambat terutama dalam pengembangan infrastruktur gas. Hal ini disebabkan karena hingga saat ini gas sering kali hanya dianggap sebagai komoditi sumber penerimaan negara. Seiring dengan penurunan produksi dan kenaikan harga minyak dunia akhir-akhir ini, pemerintah mulai melihat peluang gas sebagai sumber energi dan juga sebagai bahan baku untuk industri dalam negeri.
Pengelolaan gas bumi mulai ditata kembali dengan UU No. 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi beserta beberapa peraturan pelaksanaannya. Pembenahan regulasi tersebut telah mengubah kegiatan usaha gas bumi menjadi bersifat lebih mandiri, transparan, berdaya saing, berwawasan pelestarian lingkungan, serta mendorong perkembangan potensi dan peranan nasional. Hal lain yang menjadi pokok perubahan adalah pembagian yang lebih tegas antara fungsi-fungsi pemerintah, pengatur, dan pelaku usaha; pemecahan rantai usaha ke dalam beberapa kegiatan utama
(unbundling); serta penekanan pada liberalisasi sektor hilir dengan juga penekanan pada
prioritas pemanfaatan gas bumi Indonesia untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Untuk menunjang pelaksanaan UU No. 22 tahun 2001, dibentuklah Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) dan Badan Pengatur Kegiatan Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) melalui PP No. 42 tahun 2002 dan PP No. 67 tahun 2002. Sementara, Pertamina yang dalam UU No. 8 tahun 1971 bertindak sebagai “operator, regulator, dan pemegang Kuasa Pertambangan”, diubah menjadi sebuah perusahaan berbentuk Perseroan Terbatas (PT Persero) yang hanya bertindak sebagai operator melalui Keputusan Presiden No. 57/2002. Perkembangan terakhir, BP Migas telah dibubarkan melalui Keputusan MK tanggal 13 November 2012 setelah dilakukan Judicial Review terhadap UU No. 22 tahun 2001. Sebagai pengganti, Presiden mengintruksikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM)
2
untuk membentuk Satuan Kerja Sementara Pelaksana Migas (SKSP Migas) yang secara struktural berada di bawah KESDM. Terlepas dari pembubaran BP Migas tersebut, banyak pembenahan lain yang telah dilakukan. Diantaranya adalah ditetapkannya beberapa regulasi baik berupa kebijakan prioritas alokasi untuk dalam negeri maupun kebijakan pengaturan pengusahaan gas dalam negeri. Namun demikian, strategi atau langkah-langkah untuk mewujudkan tujuan peningkatan pemanfaatan gas bumi di dalam negeri masih belum jelas terlihat.
Kajian ini membahas gambaran industri gas bumi secara umum, industri hilir gas bumi, mekanisme pengembangan industri hilir gas bumi, serta pengalaman beberapa negara lain dalam mengembangkan industri hilir gas bumi. Berdasarkan pemahaman terhadap teori, analisis dan pengalaman negara lain dalam mengembangkan industri gas bumi, kajian ini mencoba untuk menarik pelajaran khususnya mengenai pengembangan industri hilir gas bumi untuk dapat diterapkan dalam situasi dan kondisi Indonesia. Di tengah reformasi sektor energi yang sedang dilakukan saat ini, di samping belum optimalnya pengembangan industri hilir gas bumi di tanah air, kajian ini diharapkan dapat berkontribusi dalam proses transformasi industri hilir gas bumi Indonesia dan mendukung peningkatan pemanfaatan gas bumi di dalam negeri.
1.2 Perumusan Masalah
Kebijakan pemerintah yang dituangkan dalam Peraturan Presiden No.5 tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional menargetkan bahwa porsi atau peran gas bumi dalam energy mix akan meningkat dari 20,4 persen pada tahun 2011 menjadi sebesar 30 persen pada tahun 2025. Target ini memiliki konsekuensi bagi pemerintah untuk meningkatkan produksi dan penggunaan gas alam di dalam negeri dengan laju pertumbuhan yang tinggi, sekaligus juga menurunkan ketergantungan pada energi minyak bumi. Dengan kebijakan ini, pertumbuhan ekonomi diperkirakan akan lebih baik dari saat ini dan keuangan negara akan lebih hemat dengan berkurangnya subsidi bahan bakar minyak (BBM) dan energi yang harus ditanggung oleh pemerintah dalam APBN dari tahun ke tahun sehingga alokasinya dapat dimanfaatkan untuk pembiayaan pembangunan terutama infrastruktur di luar Jawa dalam mewujudkan pemerataan pembangunan.
3
Kebijakan pengalihan pemanfaatan energi dari minyak ke gas untuk keperluan dalam negeri harus segera dilakukan mengingat kondisi potensi migas kita yang telah bergeser dari minyak ke gas. Gas bumi merupakan sumber energi yang paling tepat dan siap menjadi energi pengganti minyak. Beberapa pihak juga menganggap gas bumi sebagai ‘jembatan’ pemanfaatan energi dari dominasi fosil ke energi terbarukan.
Selain itu, banyak juga faktor eksternal dan global yang akan mempengaruhi pola konsumsi gas bumi di dalam negeri seperti:
1. Kondisi geopolitik yang mencerminkan situasi perdagangan gas (LNG) di tataran regional dan global. Ini akan mempengaruhi posisi harga gas terutama di kawasan Asia yang akan berdampak secara tidak langsung pada kondisi supply-demand gas Indonesia di masa datang.
2. Fluktuasi kenaikan harga minyak yang tajam di pasar internasional telah berdampak langsung terhadap permintaan dan harga gas di dalam negeri terutama oleh industri dan pembangkit listrik yang ingin beralih dari BBM ke gas bumi.
3. Kondisi infrastruktur dan kebijakan harga yang akan menentukan pasokan gas. 4. Kebijakan hilirisasi sektor dan revitalisasi industri pupuk yang sedang dicanangkan
pemerintah saat ini diperkirakan akan berdampak pula pada pertumbuhan kebutuhan dalam negeri yang pesat. Salah satu kebijakan hilirisasi tersebut adalah kebijakan peningkatan nilai tambah mineral dan pertambangan melalui industri pengolahan dan pemurnian.
1.3 Tujuan dan Sasaran
Tujuan dari kajian ini adalah untuk menentukan permasalahan pembangunan industri gas bumi dan merumuskan solusinya berupa arah kebijakan untuk mempercepat pembangunan industri gas bumi. Tujuan selanjutnya adalah untuk mendukung stakeholders pengembangan gas bumi sehingga memiliki landasan yang kuat serta cukup komprehensif dalam melakukan percepatan pembangunan industri gas bumi.
Adapun sasaran kegiatan kajian ini adalah tersusunnya kebijakan strategis dalam rangka mempercepat pembangunan industri gas bumi di Indonesia.
4 1.4 Ruang Lingkup Studi
Ruang lingkup kajian ini adalah:
a. Inventarisasi dan evaluasi peraturan dan ketentuan berkaitan dengan pengembangan dan pemanfaatan gas bumi terutama untuk pemanfaatan kebutuhan dalam negeri. b. Identifikasi masalah-masalah yang ada dalam pengembangan industri gas bumi. c. Analisis kajian akademis sebagai landasan penyusunan pedoman pengembangan
gas untuk pemanfaatan dalam negeri.
d. Perumusan alternatif kebijakan pengembangan industri gas bumi untuk
pemanfaatan dalam negeri.
1.5 Pendekatan Studi
Metode penelitan percepatan pembangunan industri gas bumi ini akan dilakukan melalui brainstorming dengan serangkaian diskusi dan seminar yang mengundang berbagai pihak yang secara langsung terlibat dalam industri gas baik dari kalangan pemerintah pusat, pemerintah daerah, maupun dari kalangan akademisi atau universitas, serta para pelaku usaha yang langsung terlibat dalam industri ini. Para pakar dan pengamat yang memiliki keahlian di bidang gas bumi dijadikan narasumber dalam rangkaian seminar dan diskusi tersebut untuk memperkaya kajian ini.
Untuk dapat memperoleh informasi yang akurat dari kalangan industri gas bumi, juga dilakukan interview langsung dengan melakukan kunjungan lapangan ke beberapa industri pengguna gas bumi meliputi pabrik kertas, pabrik pupuk, pabrik kaca, pabrik semen dan smelter tembaga, dan pemasok gas. Dengan kunjungan kerja tersebut diharapkan dapat diperoleh berbagai informasi mengenai permasalahan dan kondisi di lapangan yang dihadapi langsung oleh pelaku industri, serta peran penting penggunaan gas bumi dalam proses industri.
Cakupan data yang akan digunakan dalam kajian ini umumnya dimulai dari periode 2001 sampai dengan 2011 sepanjang data tersebut tersedia dan cukup akurat untuk digunakan. Periode ini dinilai dapat mewakili perkembangan dan perilaku yang terjadi dalam industri gas bumi Indonesia, mengingat banyak perkembangan penting yang terjadi terutama menyangkut permintaan dan suplai gas bumi di dalam negeri
5
sehingga hal ini diperkirakan akan berpengaruh terhadap kondisi pertumbuhan industri gas bumi nasional ini di masa depan.
1.6 Sistematika Laporan
Penulisan kajian ini dilakukan secara sistematis dan terdiri atas enam bab sebagai berikut:
a. Bab I yang berisi mengenai latar belakang, perumusan masalah, tujuan
dilakukannya kajian, serta metode penelitan yang digunakan dalam kajian ini.
b. Bab II yang mencakup perkembangan industri gas bumi di Indonesia mulai dari cadangan, produksi, dan pemanfaatan gas bumi di Indonesia.
c. Bab III yang menguraikan deregulasi dan kebijakan alokasi dan gas bumi yang telah dan sedang dilakukan di Indonesia.
d. Bab IV yang mencakup kebutuhan, pasokan, dan infrastruktur gas bumi Indonesia
e. Bab V yang menguraikan strategi dan upaya percepatan dan perluasan pemanfaatan gas bumi di dalam negeri.
f. Bab VI yang akan menyampaikan kesimpulan dan rekomendasi yang dapat
6 BAB 2
PERKEMBANGAN INDUSTRI GAS BUMI INDONESIA
2.1 Potensi Gas Bumi Indonesia
Dalam hal pengembangan industri gas bumi, di tahun 1980-an, Indonesia termasuk salah satu negara yang pertama kali menerapkan teknologi LNG untuk keperluan ekspor dengan tujuan utama Jepang, Korea Selatan dan Taiwan. Ekspor gas bumi belakangan dilakukan juga melalui pipa ke Singapura dan Malaysia. Namun beberapa tahun terakhir ini pemerintah berupaya untuk mengalihkan ke pasar domestik sebagai pengganti minyak yang produksinya sudah menurun seperti halnya konversi minyak tanah ke LPG. Selain itu, faktor peningkatan kebutuhan gas dalam negeri yang tinggi pada tahun-tahun terakhir ini juga ikut mendorong hal ini. Sektor utama pengguna gas bumi Indonesia adalah sektor listrik, dan industri.
Sebagai salah satu sumber energi, pangsa gas dalam bauran energi di Indonesia masih rendah, terlebih bila dibandingkan dengan minyak bumi. Pada tahun 2011, pemanfaatan gas baru sekitar 20,4 persen dari energi total Indonesia. Berdasarkan Perpres 5 tahun 2006, pemerintah menargetkan penggunaan gas alam menjadi 30 persen dari total penggunaan energi pada tahun 2025. Sementara berdasarkan Draft KEN terakhir (2012), penggunaan gas akan digantikan oleh energi terbarukan dan diproyeksikan menurun menjadi 20 persen di tahun 2025 dan akan menurun menjadi 15 persen di tahun 2050. Walaupun secara persentase menurun, diperkirakan jumlah riil kebutuhan gas (untuk energi) akan terus meningkat menjadi 50–54 MTOE atau 5.800– 6.200 MMSCFD dari pemanfaatan gas dalam negeri saat ini di kisaran 4.200 MMSCFD.
Secara geografis, Indonesia sebenarnya memiliki banyak cekungan migas. Berdasarkan data cadangan sumber daya yang dikeluarkan oleh KESDM, sampai tahun 2011 potensi sumber daya energi fosil atau hidrokarbon yang dimiliki masing-masing jenis energi ini adalah sebagaimana tabel berikut.
7
Tabel 1 Potensi Sumber Daya Energi Fosil Indonesia per 2011
No Energi Fosil (Tidak terbarukan) Sumber Daya (SD) Cadangan (Cad) Rasio SD/Cad (persen) Produksi (Prod) Rasio Cad/Prod (Tahun)*) 1 MinyakBumi (miliarbarel) 56.6 7.99**) 14 0.346 23 2 Gas Bumi(TSCF) 334.5 152.89 51 2.9 55 3 Batubara (miliar ton) 104.8 20.98 18 0.254 83
4 Coal Bed Methane /CBM
(TSCF)
453 - - - -
*) dengan asumsi tingkat produksi tetap dan tidak ada penemuan prospek baru Sumber : KESDM, 2011.
Data tersebut menunjukkan bahwa kekayaan cadangan energi fosil yang dimiliki Indonesia terutama minyak bumi tidaklah seperti yang selalu digambarkan dan dibayangkan selama ini. Kenyataan yang ada di lapangan saat ini, dalam penemuan lapangan baru cadangan gas bumi cenderung lebih banyak dari pada minyak bumi. Jika dibanding dengan tingkat produksi saat ini, produksi minyak bumi akan habis dalam jangka waktu 23 tahun, adapun cadangan gas bumi masih cukup tersedia dalam jumlah besar untuk diproduksi selama 55 tahun lagi. Di tingkat global pun, cadangan gas dunia meningkat lima kali lipat lebih banyak dibandingkan dengan cadangan minyak. Selain gas bumi, Indonesia memiliki potensi unconventional gas berupa CBM, sebesar 453 TSCF yang besarnya tiga kali lipat dari cadangan gas bumi yang ada saat ini, dan shale gas, walaupun sampai saat ini belum diketahui dengan pasti besarnya jumlah sumber daya yang dimiliki. Indikasi awal yang diperoleh dari hasil pemboran oleh KKS menunjukkan bahwa angka cadangan shale gas kemungkinan sangat besar dengan sebagian besar berada di laut dalam.
Cadangan gas Indonesia tersebar dengan jumlah terbesar berturut-turut terdapat di Kawasan Natuna sebanyak 51,46 TSCF (33,65 persen), Sumatera sebanyak 33,48 TSCF (21,9 persen), Papua sebanyak 24,32 TSCF (15,91 persen), Kalimantan sebanyak 18,33 TSCF (12 persen), Laut Timur – Arafuru 15,22 TSCF (9,95 persen). Sementara sisanya berada di Jawa sebesar 10,1 TSCF (6,1 persen) dan Sulawesi sebesar 4,23 TSCF (2.8 persen) (Gambar 1). Konfigurasi cadangan gas ini didukung oleh tren penemuan cadangan di bagian timur Indonesia dan umumnya di daerah laut dalam.
8
Gambar 1 Kondisi Geografis Cadangan Gas Indonesia (Ditjen Migas, 2012)
2.2 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia
Produksi gas bumi Indonesia dari tahun ke tahun semakin meningkat. Dengan disertai penurunan produksi minyak, sektor migas Indonesia telah bergeser dari dominasi minyak ke dominasi gas di tahun 2002 (Gambar 2). Pada tahun 2012 catatan produksi minyak sampai bulan April menunjukkan produksi minyak 880 ribu barel oil equivalen (BOE), sementara produksi gas mencapai 1,432 juta BOE (sekitar 63,94 persen dari keseluruhan migas). Walaupun sempat menurun hingga tahun 2007 namun pertumbuhan produksi gas tahun 2002 – 2012 secara umum meningkat sebesar 1,3 persen. Sementara pada rentang tahun yang sama produksi minyak menurun sebesar 3,5 persen. Kecenderungan ini akan terus berlanjut seiring dengan kecenderungan lebih banyaknya penemuan daerah prospek gas dibanding prospek minyak dan rencana produksi yang termuat dalam Plan of Development (PoD) (Gambar 3).
9
Gambar 2 Perkembangan Produksi Minyak dan Gas Indonesia (BP Migas, 2012) Seperti halnya cadangan gas, tingkat produksi gas bumi Indonesia tersebar di beberapa lokasi. Lokasi terbesar yang memiliki produksi tertinggi adalah Kalimantan Timur sebesar 32 persen dari produksi nasional, disusul dengan Sumatera Bagian Tengah dan Selatan sebesar 21 persen yang kemudian disusul oleh Papua dan Riau serta Jawa Barat masing-masing sebesar 18 persen dan 14 persen. Sisanya diproduksi di berbagai lokasi lainnya.
Gambar 3 Rencana Produksi Minyak dan Gas Indonesia sampai 2018 (Ditjen Migas, 2012) 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 OIL (MBOPD) 1,683 1,631 1,589 1,582 1,624 1,288 1,407 1,515 1,338 1,362 1,445 1,299 1,387 1,539 1,575 1,487 1,535 1,612 1,624 1,570 1,557 1,557 1,500 1,415 1,342 1,252 1,127 1,096 1,063 1,006 955 979 960 958 GAS (MBOEPD) 198 320 407 393 434 424 457 595 619 633 675 731 769 865 977 1,062 1,079 1,214 1,097 1,306 1,310 1,227 1,161 1,185 1,133 1,257 1,431 1,397 1,306 1,150 1,107 1,126 1,157 1,487 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800
OIL (MBOPD) GAS (MBOEPD)
Dominasi Minyak Dominasi Gas
Terang Sirasun Peciko 7B Tunu 13C Sumpal Rubi Senoro Peciko 7C Madura BD Ande-Ande Lumut Banyu Urip Jangkrik IDD - Bangka Masela South Mahakam
IDD – Gehem Hub
IDD – Gendalo Hub
Kepodang
: Minyak dan Gas Bumi : Minyak Bumi : Gas Bumi DOMINASI GAS Kaltim (Total E&P) Kaltim (Total E&P) Jatim (Kangean Energy) Jateng (MCL) Kepri (Genting Natuna Oil) Jatim (Husky Madura) Jateng (PCML) Sumsel (COPI Grissik) Sulbar (Pearl Oil Sebuku) Kaltim (Total E&P) Sulteng (JOB Pertamina – Kaltim (Chevron Indonesia Kaltim (Chevron Indonesia Kaltim (Chevron Indonesia Kaltim (ENI Muara Bakau) Kaltim (Total E&P)
10
Sementara dari jumlah permintaan domestik berdasarkan kontrak gas yang ada, lokasi yang memiliki demand paling banyak adalah Sumatera Bagian Tengah dan Selatan sebesar 34 persen yang disusul oleh daerah Jawa Bagian Barat sebesar 31 persen. Jawa Bagian Tengah dan Timur serta Kalimantan Timur menempati urutan selanjutnya dengan 18 persen dan 11 persen. Sisanya tersebar di lokasi lainnya. Perbandingan gambaran kondisi lokasi suplai dan kebutuhan gas dapat dilihat pada Gambar 4. Kondisi perbedaan lokasi ini memerlukan kebijakan pemerintah untuk mempercepat infrastruktur transportasi gas atau bila perlu membuat konsentrasi industri baru mendekati sumber dari gas.
Gambar 4 Perbandingan Proporsi Lokasi Pasokan dan Kebutuhan Gas Indonesia (BP Migas dalam Widodo, 2012)
Pada tahun 2015, berdasarkan Neraca Gas Nasional (2010-2025), sebaran produksi gas tidak banyak berubah, dengan total pasokan kurang-lebih 10.000 MMSCFD1 (Gambar 5). Kalimantan Bagian Timur diproyeksikan dapat memproduksi gas sampai dengan 2.900 MMSCFD, Sumatra Bagian Tengan/Selatan 2.000 MMSCFD, Papua 1.200 MMSCFD, dan Natuna 675 MMSCFD. Cadangan gas di Papua dan Natuna cukup besar dan cukup layak untuk dipercepat pengembangannya, sehingga produksinya dapat ditingkatkan masing-masing menjadi lebih dari 2.000 MMSCFD.
1 Neraca Gas Nasional (2010-2025), Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2010
Pemanfaatan Gas Bumi, 2011 (4.277 mmscfd)
11
Gambar 5 Proyeksi Produksi Gas Nasional pada Tahun 2015 dengan Total Pasokan 10.000 MMSCFD (Neraca Gas Indonesia, 2010-2025)
Berdasarkan data pemanfaatan gas dari Ditjen Migas, walaupun sempat agak berfluktuasi di tahun 2009 dan 2010, secara umum konsumsi gas dalam negeri meningkat 1,21 persen seiring dengan penurunan ekspor gas Indonesia sebesar rata-rata 0,72 persen. Penurunan ekspor ini selain karena peningkatan kebutuhan dalam negeri juga karena habisnya beberapa kontrak ekspor. Peningkatan konsumsi dalam negeri di beberapa tahun mendatang diperkirakan masih belum signifikan sehubungan dengan keterbatasan transmisi dan jaringan distribusi di Indonesia.
Secara sektoral, pengguna utama gas adalah sektor pupuk dan petrokimia, sektor kelistrikan, dan sektor industri. Selebihnya adalah pemanfaatan untuk keperluan sendiri (termasuk untuk peningkatan produksi migas dan sebagai bahan baku LPG) dan hilang (termasuk yang dibakar). Porsi pemanfaatan sektor pupuk dan petrokimia, cenderung tetap di kisaran dari 7–10 persen produksi gas. Sementara itu, porsi gas untuk sektor industri mengalami peningkatan. Walaupun sempat turun signifikan di tahun 2009 dan 2010, pertumbuhan rata-rata pemanfaatan gas untuk sektor industri di tahun 2002 sampai 2011 mencapai 7,7 persen. Sementara porsi gas untuk sektor kelistrikan cenderung berfluktuasi. Dari tahun 2002 sampai 2009 terjadi peningkatan sebesar rata-rata 8,3 persen per tahun dan setelah itu menurun sebesar rata-rata-rata-rata 14 persen sampai tahun 2011. Penurunan ini diperkirakan akan terus berlangsung seiring dengan selesainya beberapa proyek pembangkit 10.000 MW tahap I yang sebagian besar
- 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 Kep.Riau-Natuna NAD Sumbag-ut Sumbag-teng-sel Jabag-bar Jabag-teng Jabag tim Kalbag-tim Sulbag-teng Sulbag-sel Papua Maluku bag sel
Kep.Riau-Natuna NAD Sumbag-ut
Sumbag-teng-sel Jabag-bar Jabag-teng Jabag tim Kalbag-tim
Sulbag-teng Sulbag-sel Papua Maluku bag sel
-12
berbahan bakar batubara. Porsi untuk pemanfaatan sendiri (own use) pada kurun waktu tahun 2002–2011 menurun sebesar rata-rata 6,99 persen. Tabel 2 dan Gambar 6 memperlihatkan konsumsi gas sejak tahun 2002, yakni untuk ekspor dan pemanfaatan dalam negeri.
Tabel 2 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia (2002 – 2011)
2002 % 2003 % 2004 % 2005 % 2006 % 2007 % 2008 % 2009 % 2010 % 2011 % PRODUKSI TOTAL (BSCFD) 8.320 8.640 8.280 8.180 8.093 7.686 8.210 8.389 8.386 8.981 Pemanfaatan Domestik (MMSCFD) Pupuk + Petrokimia 728,0 8,8 703,4 8,1 693,2 8,4 705,8 8,6 711,0 8,8 679,1 8,8 575,1 7,0 795,0 9,5 716,4 8,5 708,8 8,4 Listrik 538,0 6,5 512,8 5,9 462,9 5,6 446,8 5,5 463,8 5,7 502,3 6,5 542,6 6,6 962,0 11,5 734,2 8,8 721,4 8,6 Industri (termasuk PGN) 678,0 8,1 841,6 9,7 1.021,4 1.056,8 12,9 1.219,3 15,1 1.083,3 14,1 1.361,5 16,6 961,0 11,5 790,4 9,4 1.356,4 16,1 Own Use (termasuk Lifting, Kilang,
dan LPG) 1.166,6 14,0 1.128,1 13,1 992,9 997,4 12,2 974,6 12,0 943,4 12,3 1.066,2 13,0 1.010,0 12,0 790,4 9,4 672,1 8,0 Loose (Flare& Kondensat) 440,6 5,3 407,1 4,7 350,4 357,9 4,4 347,2 4,3 295,6 3,8 298,2 3,6 493,0 5,9 507,0 6,0 501,3 5,9
TOTAL DOMESTIK 3.551,2 42,7 3.593,0 41,6 3.520,8 42,5 3.564,7 43,6 3.715,9 45,9 3.503,7 45,6 3.843,6 46,8 4.221,0 50,3 3.538,4 42,2 3.960,047,0 Pemanfaatan Ekspor (MMSCFD) LNG 4.535,5 54,5 4.709,9 54,5 4.390,3 53,0 4.124,4 50,4 3.934,5 48,6 3.562,6 46,4 3.682,5 44,9 3.345,0 39,9 3920,2 46,7 3.543,7 42,0 LPG 6,8 0,1 15,5 0,2 15,5 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 GAS 226,5 2,7 323,6 3,7 353,4 4,3 490,9 6,0 442,6 5,5 619,7 8,1 683,9 8,3 823,0 9,8 927,4 11,1 924,5 11,0 TOTAL EKSPOR 4.768,8 57,3 5.049,0 58,4 4.759,2 57,5 4.615,3 56,4 4.377,1 54,1 4.182,3 54,4 4.366,4 53,2 4.168,0 49,7 4.847,6 57,8 4.468,2 53,0
Sumber : Ditjen Migas (2012) diolah kembali
Sumber : Ditjen Migas (2012) diolah kembali
Gambar 6 Grafik Perkembangan Alokasi Pemanfaatan Gas Bumi (2002 -2011)
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
TOTAL EKSPOR Listrik
Industri (termasuk PGN) Pupuk + Petrokimia
13 BAB 3
DEREGULASI DAN KEBIJAKAN HARGA GAS BUMI
3.1 Struktur Industri Gas
Sebagaimana halnya minyak bumi, kegiatan industri gas bumi dapat dibedakan ke dalam dua kelompok utama yaitu kegiatan hulu (upstream) dan hilir (downstream). Di antara kedua kelompok kegiatan itu, kadang ditambahkan pula kegiatan antara
(midstream). Gambar 7 memperlihatkan diagram rantai nilai industri gas bumi.
| UPSTREAM | ANTARA | HILIR | Gambar 7 Rantai Nilai Industri Gas Bumi (Nugroho, 2004)
Dalam rangka pengembangan industri, banyak negara melakukan perubahan dalam struktur dan pengaturan industri gas dengan membuka kompetisi pada gas dan transportasinya. Sejak tahun 1984, Amerika Serikat memisahkan segmen pasokan gas buminya dari segmen pipa transmisi antar negara bagian, menderegulasi produksi gas bumi dan niaga umum, dan memperkenalkan sistem kompetisi dalam penentukan transmisi gas antar negara bagian. Sementara itu, Inggris membuka kompetisi pada industri gasnya dalam hal tertentu ketika Pemerintah Inggris memulai privatisasi British Gas dan melanjutkannya pada segmen niaga umum dan mempromosikan gas resale. Mulai tahun 1998, Inggris menjadi negara dengan industri gas bumi paling kompetitif di dunia.
Keberhasilan Amerika Serikat dan Inggris dalam merestrukturisasi industri gas setidaknya telah banyak menginspirasi negara-negara di dunia untuk mengembangkan industri gas masing-masing. Argentina pernah melakukan perubahan pada industri gasnya di tahun 1992 dengan adanya pemisahan dan kemudian privatisasi produksi gas, transportasi dan distribusi. Perusahaan distribusi dan niaga umum dapat membeli langsung dari produsen gas tanpa melalui perusahaan pengangkut gas, meskipun pada tahun-tahun belakangan ini ada indikasi nasionalisasi perusahaan minyak dan gas. Di lain pihak, Meksiko membuka kompetisi di industri gas pada tahun 1993 dan Hungaria
Ijin
Tambang Eksplorasi Eksploitasi
Marketing dan Transport Pengolahan dan Processing
14
memisahkan dan melakukan privatisasi pada perusahaan distribusi gas pada tahun 1994–1995. Saat ini, banyak negara-negara di Asia, Eropa dan Amerika Selatan akan melakukan perubahan pada industri gasnya untuk meningkatkan efisiensi dan menarik investasi baru. Negara-negara ini melihat banyaknya manfaat dari perubahan yang dilakukan negara-negara terdahulu.
Walaupun demikian, pemerintah yang akan melakukan reformasi industri gas pasti menghadapi tugas yang berat. Diperlukan adanya kajian untuk melihat sejauhmana
viability kompetisi pada industri gas secara keseluruhan dan di dalam masing-masing
segmen, dengan mengidentifikasinya melalui sifat ‘natural monopoli’ dari gas itu sendiri. Selain itu, juga diperlukan adanya formulasi khusus dari kebijakan dan aturan-aturan serta merancang mekanisme hubungan yang efisien dari segmen yang diregulasi mapun yang dideregulasi.
Keberlangsungan kompetisi dalam industri gas ditentukan oleh tiga faktor yaitu: teknologi, ukuran pasar, dan entry barrier. Faktor teknologi akan mempengaruhi skala keekonomian, sementara ukuran pasar mempengaruhi banyaknya perusahaan yang dapat berkompetisi secara efisien dalam pasar gas, sedangkan entry barrier akan mempengaruhi sejauh mana perusahaan baru dapat memasuki pasar. Faktor-faktor tersebut menentukan keefisienan industri dalam model statis. Sementara model dinamis dari industri gas menggabungkan perubahan-perubahan dari faktor-faktor di atas dalam merefleksikan dinamika lingkungan pada tataran operasional. Perkembangan teknologi, ketidakpastian pasokan dan kebutuhan, dan perubahan peraturan mempengaruhi keberlangsungan dari kompetisi industri gas dalam jangka panjang dan hal ini harus dikaji pada masing-masing segmen industri gas bumi secara terpisah.
Mengingat sifat monopoli alamiah pada kegiatan distribusi dan transportasi gas, diperlukan adanya pengaturan terkait keekonomian untuk menghindari penyalahgunaan kekuatan pasar dari perusahaan gas yang telah ada. Tujuan utama dari pengaturan tersebut adalah efisiensi ekonomi dengan didukung fairness dan transparansi. Pengaturan ini menggunakan beberapa instrumen untuk mengatur harga gas dan pelayanannya, di antaranya instrumen tingkat pengembalian (IRR) dan pembatasan harga. Dengan instrumen IRR, utililiti gas diharuskan menentukan tarif gas bumi sedemikian rupa sehingga laba yang dihasilkan tidak melebihi IRR yang telah ditentukan. IRR target biasanya ditentukan dengan mengacu pada bidang dengan profil
15
risiko yang hampir sama. Sementara, instrumen price cap menentukan harga maksimum yang dapat dibebankan perusahaan gas kepada konsumennya selama periode tertentu, misalnya tiga–lima tahun. Setelah itu, pihak regulator mereview dan menentukan price cap baru. Selama periode tersebut, peningkatan pendapatan hanya dapat dilakukan dengan efisiensi. Instumen ini harus disertai dengan kebijakan standar pelayanan dan keselamatan agar melindungi kondumen dalam mendapat pasokan yang handal.
Esensi dari efisiensi yang dilakukan adalah untuk memastikan bahwa tarif/harga jasa transportasi dan distribusi gas telah mencerminkan keekonomiannya dengan tetap memperhatikan kepentingan sosial. Untuk mencapai hal tersebut, tidak harus melalui penetapan harga tetapi juga melalui insentif yang diberikan pemerintah. Jika iklim kompetisi produksi gas dan perdagangan berlangsung baik, harga dan persyaratan harus dideregulasi untuk menciptakan pasar yang efisien. Jika produsen, trader dan supplier
dibatasi dalam penentuan harga atau dalam memasuki pasar, maka pelaku pasar lainnya akan mendapatkan kekuatan pasar untuk menentukan harga yang tinggi.
Negara kecil umumnya memiliki tingkat kompetisi yang terbatas dalam pasar gasnya, karena pasar tidak cukup besar untuk mendukung operasi secara efisien. Di negara-negara ini, regulator harus fokus untuk mempermudah persyaratan dibanding mengatur perusahaan dalam negeri, sehingga kompetitor luar negeri dapat dengan mudah masuk sebagai kekuatan penyeimbang.
Deregulasi yang dilakukan banyak negara telah menghasilkan tipe struktur industi gas bumi. Perubahan struktur yang paling penting adalah Open Access, yaitu membuka segmen transportasi gas ke pihak ke tiga, dan Unbundling, dengan memisahkan perdagangan gas dengan transportasi gas.
3.1.1 Tipe Integrasi Vertikal
Tipe ini adalah struktur tradisional dari industri gas bumi di mana produksi, transportasi dan distribusi dilakukan oleh satu perusahaan yaitu perusahaan gas terintegrasi. Perusahaan seperti ini umumnya memiliki posisi eksklusif dalam pasokan gas ke konsumen dan diatur ketat karena posisi monopolinya di pasar. Badan pengawas biasanya menggunakan instrumen IRR atau price cap untuk mencipatakan efisiensi ekonomi dan membatasi kekuatan pasar dari perusahaan. Tipe ini kurang fleksible
16
dalam situasi pasar dinamis dan regulasi sering kali tidak cukup berpengaruh pada efisiensi operasi.
3.1.2 Tipe Kompetisi di Segmen Produksi
Dalam tipe ini, produsen gas menjual gas ke perusahaan terintegrasi yang menguasai transmisi, distribusi dan layanan (service). Perusahaan gas tersebut kemudian menjual produk-produknya dalam bentuk bundled: gas itu sendiri, jasa transmisi, dan layanan distribusi ke konsumen, baik konsumen besar maupun konsumen kecil . Dalam mekanisme ini, tidak ada pilihan bagi produsen dan konsumen untuk mengatur alternatif jasa, dan praktis tidak terjadi kompetisi di antara pemberi jasa. Gambar 8 memperlihatkan konsep industri gas dalam transisi.
Gambar 8 Mekanisme Industri Gas Transisi (Nugroho, 2004 diolah kembali) Dari gagasan kompetisi di segmen produksi tersebut, nampak bahwa sampai saat ini Indonesia masih menerapkan mekanisme ini. Mekanisme bundling ini, meskipun sederhana, masih menyisakan “keunggulan” yaitu dapat dimanfaatkan untuk menerapkan subsidi silang antara segmen rantai gas dan kategori konsumen.
Tipe kompetisi di segmen produksi ini, memisahkan segmen produksi dari segmen lain di industri gas bumi dan melahirkan kompetisi di antara produser sehingga menghasilkan produksi yang lebih efisien dibandingkan tipe integrasi vertikal. Produsen menjual gas bumi ke perusahaan gas yang kemudian dijual kembali ke konsumen. Transaksi antara produsen dan perusahaan gas mengembangkan pasar gas niaga umum di mana gas diperdagangkan untuk dijual kembali. Contoh dari perusahaan tipe ini adalah British Gas sebelum privatisasi tahun 1986 yang membeli gas bumi dari lebih 140 produsen.
Pada tipe ini, pengaturan dibutuhkan untuk membatasi kekuatan pasar dari perusahaan gas terhadap produsen dan konsumen. Harga konsumen diatur dengan mekanisme yang sama dengan model integrasi vertikal, sementara harga gas yang dijual
17
produsen diatur melalui mekanisme tender di mana produsen memberi penawaran untuk memasok ke perusahaan gas. Harga yang terbentuk akan mencerminkan nilai pasar dari gas bumi, jauh lebih baik dari harga yang ditentukan oleh regulator. Perusahaan gas monopoli seringkali menghalangi akses langsung produsen dan konsumen karena regulasi yang tidak tegas atau karena kekuatan pasarnya. Oleh karenanya, beberapa negara mengupayakan untuk membuka transportasi dan distribusi ke sistem kompetisi.
3.1.3 Tipe Akses Terbuka untuk Niaga Umum
Dalam tipe ini, produsen menjual gas ke perusahaan transmisi yang kemudian menjual kembali gas tersebut ke perusahaan layanan distribusi. Selanjutnya, perusahaan distribusi tersebut menjual gas ke konsumen kecil maupun niaga umum. Di sisi lain, niaga umum juga dapat membeli gas secara bebas dan langsung baik dalam bentuk
bundled maupun unbundled dari masing-masing service provider. Gambar 9
memperlihatkan secara skematik tipe akses terbuka yang namun masih terbatas untuk konsumen besar.
Gambar 9 Mekanisme Akses Terbuka untuk Niaga Umum (Nugroho, 2004 diolah kembali)
Tipe akses terbuka untuk niaga umum ini memungkinkan open access pada transportasi. Pada tipe ini perusahaan gas dapat menyediakan dua jenis pelayanan yaitu penyediaan gas ke konsumen dan penyediaan jasa transportasi ke niaga umum dan industri. Perusahaan gas dipisahkan secara vertikal menjadi unit/perusahaan transportasi dan beberapa unit distribusi dan menyediakan akses terbuka pada jaringan pipanya. Industri gas di Amerika Serikat antara tahun 1985 dan 1992 adalah contoh dari industi
Konsumen Kecil
Konsumen Besar umum
18
gas tipe ini. Demikian pula dengan industri gas ketika di unbundling menjadi pemasok gas dan operator pipa di tahun 1996.
Rezim ‘open akses’ menciptakan efisiensi di pasar niaga umum gas dan menguntungkan pasar. Keuntungan produsen dengan open akses ini adalah meningkatnya jumlah pembeli dan menurunnya masalah ‘monopsoni’ seperti tipe kompetisi di segmen produksi. Perusahaan distribusi dan konsumen besar diuntungkan dengan adanya akses langsung ke segmen produksi dan memiliki banyak pilihan dalam pasokan gas.
Namun, untuk perusahaan transportasi, tipe akses terbuka ini lebih sulit dari pada tipe vertikal maupun tipe kompetisi di segmen produksi karena harus mengkoordinasikan gas miliknya dan gas milik pihak ketiga melalui jaringan pipa. Transaksi dalam pasar konsumen besar gas biasanya dilakukan secara langsung sehingga ketika ada intermediasi hal ini menjadi kompleks dan biaya transaksi dari open
access menjadi lebih mahal. Hal ini lebih banyak merugikan konsumen kecil ketimbang
peluang untuk mendapatkan yang lebih murah. Lebih jauh, hal ini juga menciptakan peluang usaha bagi trader yang dapat mengumpulkan kebutuhan dan suplai untuk konsumen kecil dengan membeli gas dan jasa transportasi atas nama sendiri. Trader
akan membebankan biaya untuk transaksi intermediasi dan meminimasi biaya gas dan jasa transportasinya dengan membeli jumlah yang banyak.
Terdapat tiga tujuan utama pengaturan yang penting dalam tipe industri gas ini yaitu melindungi konsumen dari kekuatan pasar perusahaan gas, menciptakan kompetisi di pasar niaga umum, dan mencegah kekuatan pasar dari perusahaan pipa terhadap jaringan pipanya. Harga konsumen diatur dengan pengaturan IRR dan price cap. Harga niaga umum gas dideregulasi jika ada kompetisi di pasar. Bila tidak, sebaiknya terlebih dahulu menghilangkan entry barrier sebelum mengatur harga secara langsung. Hal ini dikarenakan pengaturan harga niaga umum tidak menciptakan perdagangan yang kompetitif.
Harga jasa transportasi atau access price adalah faktor paling penting dalam mencapai kompetisi dan efisiensi di level pasar niaga umum. Hal ini karena perusahaan transportasi yang tidak diatur dapat membebani access price yang mahal atau mencabut akses demi monopsoni power. Oleh karena itu, diperlukan adanya pengaturan access
19
ketiga dan keuntungan segmen transportasi pipa dalam pasokan gas. Harga ini memberi perusahaan transportasi insentif yang tepat dalam menyediakan open access dengan memastikan hanya pemakai yang membayar lebih murah untuk niaga umum gas yang akan memakai jasa transportasi.
3.1.4 Tipe Akses Terbuka/Liberalisasi Penuh
Dalam tipe ini, produsen gas menjual gas ke perusahaan transmisi, yang kemudian menjualnya kembali ke perusahaan distribusi. Perusahaan pemasok (supplier) adalah afiliasi dari perusahaan distribusi. Perusahaan service adalah supplier lain yang dapat melakukan services penjualan gas, baik dalam bentuk bundled maupun unbundled. Konsumen besar maupun kecil bebas memilih penyediaan layanan gas. Gambar 10 memperlihatkan skema mekanisme liberalisasi penuh, yang telah diterapkan di beberapa negara industri.
Gambar 10 Mekanisme Akses Terbuka/Liberalisasi Penuh (Nugroho, 2004 diolah kembali)
Tipe ini memperlihatkan unbundling — pemisahan pasokan gas dari jasa transportasi dan distribusi — dan deregulasi penuh pasar gas bumi. Alasan utama
unbundling adalah kemampuan perusahaan transportasi dalam menghindari kompetisi
di pasar niaga umum gas melalui langkah selain harga seperti jasa transportasi dengan kualitas rendah. Unbundling mengurangi distorsi. Selain itu, unbundling juga memfasilitasi pengembangan banyak perusahaan pemasok yang membeli gas di pasar niaga umum, menjual kembali di hilir, dan menggunakan perusahaan jasa transportasi dan perusahaan distribusi. Kompetisi antar perusahaan pasokan menekan melambungnya harga jual dan memfasilitasi akses langsung dari segmen produksi ke konsumen. Peningkatan kompetisi dan deregulasi di pasar gas mengurangi perlunya
Service (D1) Service (D2, D3) Konsume n Kecil Niaga umum
20
pengaturan harga di level wholesale dan membutuhkan regulasi yang memberi fleksibilitas harga di level retail. Dalam hal ini, pengaturan IRR kurang efektif dibandingkan dengan pengaturan price cap.
Proses unbundling sendiri terbagi menjadi 4 tahap, yang penerapannya tergantung dari kerumitan operasional jaringan dan aspek keekonomian jaringan. Empat tahap unbundling berturut-turut adalah: i) Accounting Unbundling (pemisahan akuntasi antara kegiatan pengangkutan dan niaga); ii) Functional Unbundling (pemisahan fungsi antara kegiatan pengangkutan dan niaga); iii) Legal Unbundling (pemisahan perusahaan antara kegiatan pengangkutan dan niaga); dan iv) Ownership Unbundling (pemisahan kepemilikan antara kegiatan pengangkutan dan niaga).
Jaringan pipa transmisi, karena mudah secara operasional dan dampak finansialnya tidak terlalu besar, dapat langsung menerapkan legal atau ownership
unbundling. Di lain pihak, jaringan pipa distribusi, dengan tingkat kerumitan
operasional dan dampak finansial yang cukup tinggi, pada umumnya dimulai dari
accounting unbundling terlebih dahulu sebelum dilakukan tahapan unbundling
berikutnya. Beberapa jaringan distribusi gas bumi di negara-negara Eropa dan USA, sampai dengan saat inipun masih ada yang hanya dapat menerapkan accounting dan
functional unbundling saja, padahal deregulasi bisnis gas bumi di sana telah terjadi
sejak puluhan tahun yang lalu.
Pada tipe liberalisasi penuh, pasar gas mengalami transformasi yang signifikan dalam mengakomodasi kebutuhan dari pelaku pasar yang mencari pengaturan dan perdagangan lebih fleksibel dari tipe akses terbuka untuk niaga umum. Gas diperdagangkan melalui kontrak jangka pendek untuk memenuhi pasokan dan kebutuhan dalam jangka pendek dan memberi pelaku pasar fleksibilitas. Pengembangan pasar jengka pendek dan spot price menciptakan efisiensi di keseluruhan pasar gas karena harga terus ditentukan secara likuid dan, dengan kompetisi, harga gas menjadi lebih efisien. Pelaku pasar menggunakan spot price sebagai harga acuan dalam kontrak gas bilateral dan hasilnya kebanyakan gas diperdagangkan dalam spot price.
Perdagangan gas jangka pendek menciptakan volatilitas dalam volume dan harga sehingga meningkatkan ketidakpastian kebutuhan jasa transportasi. Di beberapa periode, kebutuhan dapat melebihi kapasitas yang ada, di lain periode mungkin turun di bawah kapasitas.
21 3.2 Deregulasi Industri Gas Bumi Indonesia
Berdasarkan konstitusi UUD 1945, Negara Republik Indonesia memiliki semua hak akan minyak dan gas dalam wilayahnya yang ditujukan untuk sebesar-besarnya kemakmuran dan kesejahteraan rakyat (Pasal 33) dan dalam pengelolaannya dilakukan oleh Pemerintah. Dalam rangka pelaksanaannya, pengaturan mengenai gas baik eksplorasi maupun produksi didasarkan pada Undang-undang Nomor 22 tahun 2001 dan peraturan pelaksanaannya.
Setelah diberlakukannya undang-undang ini, Pertamina, sebagai operator lapangan yang sebelumnya juga menjadi wakil negara dalam tanggung jawab pengaturan kegiatan hulu minyak dan gas (regulator), beralih hanya menjadi operator saja. Tugas ini kemudian diserahkan kepada BP Migas, yang dibentuk sebagai sebuah Badan Hukum Milik Negara, dan juga KESDM (Ditjen Migas). Sementara untuk kegiatan sektor hilir, meliputi pengolahan, transportasi, penyimpanan dan perdagangan, merupakan tanggung jawab BPH Migas.
Pengusahaan hulu sektor minyak dan gas dilakukan melalui sebuah Kontrak Bagi Hasil (Profit Sharing Contract/PSC), yang ditandatangani bersama BP Migas. Berdasarkan PSC, kontraktor berhak atas persentase tertentu dari minyak dan/atau gas bumi. Kegiatan hulu dapat dilakukan oleh perusahaan Indonesia atau pun perusahaan asing, dengan catatan satu perusahaan hanya dapat tercatat dalam satu PSC. Untuk sektor hilir, kegiatan usaha harus dilakukan oleh perusahaan Indonesia. Dalam praktiknya, perusahaan asing dapat berpartisipasi dengan terlebih dahulu mendirikan anak perusahaan lokal dan memperoleh ijin usaha hilir dari Pemerintah.
Secara umum, UU No. 22 tahun 2001 mengamanatkan pengutamaan alokasi gas untuk dalam negeri melalui kebijakan efektifitas pengaturan sektor hulu dengan hilir. Kebijakan ini dilakukan dengan memisahkan kegiatan badan usaha sektor hulu dengan sektor hilir (Pasal 10). Selain itu dalam UU ini ditegaskan pula tentang kemungkinan pemanfaatan fasilitas secara bersama-sama untuk usaha Transportasi Gas Bumi melalui pipa yang menyangkut kepentingan umum (Pasal 8).
Untuk pemanfaatan dalam negeri, dalam peraturan pelaksanaan Permen ESDM No. 3 tahun 2010 telah diatur mengenai urutan sektor atau kegiatan prioritas yang
22
mendapat alokasi gas, yaitu untuk kegiatan lifting minyak, pupuk, listrik dan lainnya. Sementara dalam kegiatan pengusahaan gas bumi, badan usaha dapat memperoleh ijin niaga dan ijin transportasi secara bersamaan. Dengan kata lain, badan usaha dapat bertindak sebagai transporter di suatu kesempatan dan trader di kesempatan lainnya. Berikut ini adalah bagan kerangka regulasi dan skema pengusahaan gas bumi di Indonesia.
23
Gambar 12 Skema Pengusahaan Gas Bumi (PGN, 2011)
3.2.1 Deregulasi Industri Sektor Hulu Gas Bumi Indonesia
UU no. 22 tahun 2001 mengamanatkan pemisahan usaha hulu dan hilir sehingga perlu dibentuk Badan Pelaksana dan Badan Pengatur Hilir Migas. BP Migas dibentuk setelah adanya PP No. 42 tahun 2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (BP Migas) yang berstatus Badan Hukum Milik Negara (BHMN). Posisi BP Migas ini begitu strategis, langsung di bawah Presiden berkooordinasi dengan KESDM dalam hal pelaksanaan kegiatan usaha hulu migas. Ketua BP Migas dipilih oleh Presiden setelah mendapat rekomendasi dari Menteri ESDM dan mendapat persetujuan DPR. Sebagai BHMN, BP Migas bersifat non-profit dan untuk mendanai kegiatannya BP Migas menerima fee sekitar 1 persen dari pendapatan negara di kegiatan hulu.
Sebagai regulator hulu, BP Migas, memiliki tugas dan kewenangan berikut ini :
a. Memberi rekomendasi kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM)
sehubungan dengan persiapan dan tender wilayah kerja dan kontrak kerja sama;
b. Menandatangani PSC;
c. Menganalisis dan memberi rekomendasi kepada ESDM terkait Plan of
Development (POD) pertama untuk persetujuan KESDM;
d. Menyetujui POD selanjutnya;
24
f. Memantau pelaksanaan kontrak kerja sama; dan
g. Menunjuk penjual (minyak/gas) hak Pemerintah (BP Migas mengumpulkan bagian
gas Pemerintah tetapi harus menunjuk pihak lain untuk menjual gas).
Kontrak Kerja Sama (KKS) adalah kontrak antara perusahaan dengan BP Migas dan berlaku mengikat secara hukum yang diatur oleh dan berlaku sesuai dengan hukum Indonesia. Sesuai dengan konstitusi, negara melalui pemerintah memiliki semua minyak dan gas dalam wilayahnya. Kepemilikan gas bumi tetap di tangan negara cq Pemerintah dari produksi sampai transportasi ke pembeli pihak ketiga. KKS meliputi eksplorasi sampai produksi. Ketentuan umum dalam KKKS sejak diberlakukannya UU 22 tahun 2001 adalah :
Jangka waktu 30 tahun
Periode eksplorasi 6 tahun yang dapat diperpanjang (jika tidak ada penemuan komersil selama periode eksplorasi, KKS dapat dihentikan)
Persyaratan pengiriman program kerja eksplorasi kepada BP Migas untuk
persetujuan dan ketaatan terhadap program kerja yang disetujui
Perusahaan menunjuk operator pengelola KKS
Pemerintah Indonesia berhak mendapat bagian produksi KKS yang dikenakan penyesuaian sesuai dengan formula pengeluaran :
Untuk produksi minyak bumi umumnya setelah dipotong cost recovery adalah: 62,5 persen : 37,5 persen
Untuk produksi gas bumi setelah dipotong cost recovery adalah: perusahaan 71,4 persen : 28,6 persen
BP Migas dapat meminta perusahaan KKS untuk menawarkan hingga 10 persen kepemilikan kepada perusahaan/pemerintah Indonesia. Selain itu, BP Migas juga dapat meminta kepemilikan ini kepada BUMD. Hal ini dilakukan dengan ketentuan bahwa investor Indonesia harus membayar biaya akuisisi kepemilikan dan memenuhi komitmen semua keuangan yang timbul.
KKS dapat dikenai PPh, Bea Masuk tertentu termasuk tax holiday untuk waktu yang disepakati.
Operator diminta untuk mengikuti aturan tender dan pengadaan dengan transparan.
Kepemilikan perusahaan dalam KKS ditransfer atau dialihkan.
25
Ketentuan KKS mensyaratkan perusahaan untuk menawarkan kepemilikan kepada BUMD pada saat persetujuan POD. Selain itu, di banyak tender KKS, Pertamina diberi keistimewaan untuk mendapat 15 persen kepemilikan dari WKP setelah negosiasi secara bisnis to bisnis dengan pemenang tender.
Untuk penerimaan negara dari gas terdiri dari pajak dan non pajak. Penerimaan pajak terdiri pajak perusahaan dan pajak perorangan. Penerimaan bukan pajak terdiri dari kewajiban produksi dan penerimaan lainnya dalam bentuk biaya eksplorasi dan bonus lain (seperti bonus produksi). Umumnya komposisi bagi hasil untuk gas adalah 70 (pemerintah) : 30 (Perusahaan). Secara teori, perusahaan dapat menegosiasikan komposisi bagi hasil ini. Masing-masing pemerintah dan perusahaan dapat menerima porsi produksi dalam bentuk in kind. Selain porsi produksi, pemerintah juga memperoleh pemasukan dari pajak penghasilan dari perusahaan dengan besaran 44 persen untuk perusahaan. Biaya operasi, biaya modal dan bonus menjadi pengurang dari penghasilan kena pajak. Pemerintah juga berhak mendapatkan signature and production
bonus berdasarkan kesepakatan KKS.
Untuk mengamankan kebutuhan dalam negeri, kontraktor hulu migas diwajibkan menyisihkan 25 persen dari gas bagian mereka untuk Domestic Market
Obligation (DMO) lima tahun sejak mulai produksi. Apabila BP Migas tidak
mendapatkan pembeli potensi dalam negeri atau negosiasi dengan pembeli potensial gagal, perusahaan dapat meminta persetujuan BP Migas untuk menjual kuantitas DMO di pasar internasional. Secara lengkap skema DMO dapat dilihat pada gambar berikut ini.
26
Keterangan : DM = Domestic Market; FM = Free Market
Gambar 13 Mekanisme Pelaksanaan DMO Gas (BP Migas, 2011)
Pada tanggal 11 November 2012, MK melalui keputusannya membatalkan beberapa pasal UU No. 22/2001 yang berkaitan dengan fungsi dan wewenang BP Migas dan membubarkan BP Migas. Fungsi BP Migas kemudian diambil alih oleh Kementerian ESDM melalui unit baru dibawah Menteri ESDM, yakni Satuan Kerja Sementara Pelaksana Migas dan semua kontrak dengan BP Migas tetap berlaku (Perpres 95/2012 serta KepMen ESDM No. 3135/K/08/MPF/2012) sedangkan semua pekerja BP Migas diberikan gaji dan tunjangan jabatan sesuai ketentuan sebelum pengalihan (Kepmen No 3136/K/08/MPF/2012).
3.2.2 Deregulasi Sektor Hilir Gas Bumi Indonesia
Penerapan UU No. 22 tahun 2001 telah mengubah tata kelola usaha gas. Otoritas kebijakan kegiatan pengusahaan gas bumi di Indonesia dipegang oleh KESDM cq. Direktorat Jenderal Minyak dan Gas (Ditjen Migas). Sementara di sektor hulu, kegiatan pengawasan dan pengendalian dilaksanakan oleh BP Migas. Untuk sektor hilir, kegiatan pengaturan dilakukan oleh KESDM cq BPH Migas secara bersama-sama (Gambar 14).
27
Gambar 14 Hubungan KESDM, BP Migas dan BPH Migas dalam Pengelolaan Migas (KESDM, 2011)
Ditjen Migas, dengan dibantu BP Migas, mengatur ketersediaan pasokan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri, serta harga gas bumi untuk konsumen industri, listrik, transportasi dan komersial. Ditjen Migas bersama-sama dengan BPH Migas mengatur ketersediaan infrastruktur jaringan pipa gas bumi. Di samping itu, Ditjen Migas mengatur ketersediaan infrastruktur pipa untuk gas, seperti pipa dedicated hilir, pipa untuk kepentingan sendiri dan jaringan pipa gas kota, serta infrastruktur non-pipa, seperti CNG Station dan LNG Receiving and Gas Refasification Terminal. Dilain pihak, BPH Migas mengatur tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa (gas pipeline toll fee), harga gas bumi untuk konsumen rumah tangga dan pelanggan kecil, dan kegiatan usaha transmisi dan distribusi gas bumi melalui pipa (Open Acces, Hak Khusus, Akun Pengaturan).
Berdasarkan Permen ESDM No. 7 tahun 2005, Ijin Kegiatan Hilir diperlukan untuk tiap jenis kegiatan hilir secara terpisah. Sebagai contoh, untuk transportasi gas dibutuhkan Ijin Usaha Transportasi Gas. Apabila perusahaan melakukan kegiatan hilir yang bersinggungan dengan kegiatan hilir lainnya, perusahaan hanya perlu mendapatkan satu ijin usaha. Selain Ijin Usaha yang dikeluarkan Menteri ESDM, transportasi gas yang melalui bagian pipa transmisi dan jaringan distribusi memerlukan hak khusus yang dikeluarkan oleh BPH Migas. Hak khusus ini diberikan melalui proses lelang yang dilaksanakan BPH Migas. Satu hak khusus akan diberikan kepada perusahaan untuk area segmen transmisi atau jaringan distribusi.
28
Pada saat ini Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional (RIJTDGBN) merupakan pedoman dasar yang digunakan sebagai acuan investasi dan pengembangan pasar domestik serta pembangunan jaringan transmisi dan distribusi gas bumi bagi badan usaha dalam kerangka kegiatan usaha hilir gas bumi, yang dapat disesuaikan dan disempurnakan setiap tahun berdasarkan usulan BPH Migas.
BPH Migas berwenang menentukan akses untuk sistem transportasi, interkoneksi dan kerjasama antar sistem pipa. BPH Migas berwenang meninjau dan mengawasi pengaturan jalur pipa gas dan infrastruktur terkait. BPH Migas telah mengeluarkan regulasi mengenai persyaratan pihak ketiga untuk masuk akses fasilitas pengangkutan yang dimiliki pemegang ijin khusus. BPH Migas mengatur bahwa pemegang ijin khusus harus mengijinkan akses pihak ketiga pada fasilitas transportasi gas bumi di bawah ketentuan khusus yang disepakati antara pemegang ijin khusus dengan pihak ketiga. Jika pemegang ijin khusus menolak untuk memberikan akses pihak ketiga ke jalur pipa gas, maka pemegang ijin khusus harus memberikan alasan kepada BPH Migas dengan ketentuan jika BPH Migas menilai alasan tersebut tidak berdasar, BPH Migas dapat mencabut ijin khususnya. Apabila kapasitas pemegang ijin khusus menurun dan terjadi kekurangan pasokan gas, badan usaha dapat meminta persetujuan BPH Migas untuk mengembangkan kapasitasnya. Opsi lainnya, jika pemegang ijin khusus tidak dapat memenuhi kebutuhan pasar untuk pasokan gas, BPH Migas akan membuka segmen baru pada jalur sama untuk dilelang. Pada situasi ini, pemegang ijin khusus baru akan tetap memiliki ijin khususnya terhadap segmennya.
Kebijakan Open Access
Regulasi open access dijelaskan pada pasal 46 ayat 1, UU No.22/2001 yang menyebutkan bahwa pengawasan terhadap kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa oleh BPH Migas dilakukan untuk optimasi dan mencegah terjadinya monopoli pemanfaatan fasilitas pipa transmisi dan distribusi gas bumi oleh badan usaha tertentu. Dalam rangka mengimplementasikan aturan tersebut, BPH Migas telah mengeluarkan Peraturan BPH Migas No. 15/P/BPHMIGAS/VII/2008, tentang Pemanfaatan Bersama Fasilitas Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa (Open Access).
29 Kebijakan Unbundling
Regulasi unbundling adalah peraturan untuk memisahkan kegiatan bisnis yang bersifat monopoli alamiah dari kegiatan bisnis yang dapat dikompetisikan. Kegiatan yang bersifat monopoli alamiah dalam hal ini adalah pengangkutan gas melalui jaringan pipa, sedangkan kegiatan yang dapat dikompetisikan adalah kegiatan niaga gas.
Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa
Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa diatur dan ditetapkan oleh BPH Migas (Pasal 46 ayat (3) huruf (d) Undang-Undang No. 22/2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi). BPH Migas telah mengeluarkan Peraturan BPH Migas No. 16/P/BPH Migas/VII/2008, tentang Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa. Metode yang digunakan oleh BPH Migas dalam menentukan tarif adalah metoda Cost
of Service, di mana BPH Migas menentukan IRR yang wajar yaitu maksimal sama
dengan WACC (Weighted Average Cost of Capital). Cost of service adalah jumlah pendapatan yang berhak pemilik jaringan pipa (Transporter) peroleh, sehingga pendapatan tersebut dapat digunakan untuk membayar semua biaya yang dikeluarkan oleh transporter dalam menjalankan kegiatan usahanya, serta mendapatkan keuntungan yang wajar dari modal yang telah diinvestasikan. Persamaan yang digunakan untuk menghitung toll fee adalah (Cost of Service)/(Gas Volume Flowing Trough Pipeline).
WACC dihitung berdasarkan rumus ((CD (1-T)D/(D+E))+(( CE E)/(D+E)),
dimana D adalah jumlah modal pinjaman (Debt), E adalah jumlah modal sendiri
(Equity), T adalah tarif pajak pendapatan, CD adalah bunga modal pinjaman, dan CE
adalah biaya modal sendiri. CE dihitung berdasarkan rumus Rf + (BPMEM+ICRP),
dimana Rf (Risk Free Rate) adalah tingkat pengembalian investasi bebas risiko, yaitu
tingkat bunga surat utang yang dikeluarkan oleh negara Amerika Serikat (US Treasury Bond), atau beta adalah fluktuasi portfolio investasi bidang usaha hilir gas bumi dibandingkan dengan pasar (stock market). Pasar di sini adalah Bursa Efek Indonesia. BPMEM adalah Base premium for mature equity market, yaitu premi pasar yang telah mempunyai peringkat AAA, ICRP adalah Indonesia country risk premium, yaitu premi risiko investasi di Indonesia, yang saat ini dalam katagori BB+2.
2
Contoh perhitungan – Sebuah perusahaan pengangkutan gas bumi melalui pipa, telah berinvestasi dan mulai beroperasi tahun 2012 dan menhajukan tarif kepada BPH Migas, Berapakah IRR yang ditetapkan BPH Migas dalam menentukan Tarif jika diketahui bahwa nilai investasi pipa adalah USD 10.000.000 yang didanai dengan modal pinjaman sebesar 50% (USD 5.000.000) dengan
